“目前中國的平均電價，始終在全球保持較低的水平。”

6月27日，國家電網董事長辛保安在世界經濟論壇2023年新領軍者年會“通力合作，促進能源轉型”分論壇上擲地有聲地說道。

也許有很多在2021年之后漲電價(因為發改委下發1439號文，取消目錄銷售電價)的用戶并不會贊同辛董事長的話。但很多享受著優惠電價的高耗能企業，也一定會深以為然。

包頭就是這樣一個城市。依靠優惠電價，包頭聚集了一大批高耗能晶硅、電池片企業。

5月23日，SNEC大會開幕式上，被譽為“太陽能之父”的馬丁·格林教授把“世界綠色硅都”的名牌頒給包頭市委副書記、市長張銳。內蒙古自治區黨委常委、包頭市委書記丁繡峰致辭并推介“世界綠色硅都”。

然而就在風頭一時無兩的1個月之后，包頭又陷入了“限電”風波之中。6月底，包頭光伏企業傳出“限電”消息。《能源》雜志獲悉，包頭確實存在規模不大的限電現象，暫時還未對企業生產經營產生較大影響。但包頭電力供需持續緊張，很可能會發生更大規模限電。

短暫的限電問題只是“冰山一角”，包頭聚集的高耗能企業正在逐漸對推進中的蒙西電力市場建設產生影響。

這也誘發出了一個更嚴肅的問題：電價高低，到底應該誰說了算?

高耗能聚集，電力告急

2016年，阿特斯的多晶鑄錠車間落戶包頭，打開了包頭的光伏大門。

2017年，內蒙古的一紙政策，讓包頭的光伏產業徹底起飛。當年，為深入推進供給側結構性改革、切實降低企業用電成本，自治區對蒙西地區進入《戰略性新興產業重點產品和服務指導目錄(2016版)》的稀土新材料、硅材料、石墨新材料、納米新材料等企業用電出臺戰略性新興產業優惠電價政策。

列入內蒙古戰略性新興產業名錄的企業，其用電量的近65%通過新能源競價交易(電價為0.0557元/千瓦時)完成，剩余的35%用電量按0.3112元/千瓦時與火電交易，均價為0.26元/千瓦時。

我們可以與同樣是聚集了大量高耗能企業的云南進行對比。2017年，云南省為解決電解鋁行業的電力成本問題，拋出優惠電價。其中核心政策是，給予新增電解鋁產業0.25元/度的優惠電價。

據媒體報道，包頭市所有已經投產的光伏制造企業均已獲得內蒙古自治區戰略新興產業電價的優惠。多晶硅、單晶拉棒企業的優惠電價大約為0.33元/度，組件、電池片等下游環節約為0.29元/度。

在巨大的電價優惠刺激下，大量光伏企業開始在包頭聚集。通威、大全、協鑫、新特、晶澳、阿特斯、東方日升、上機數控、美科、雙良、豪安、沐邦、中清光伏……包頭的光伏企業名單幾乎就是中國光伏的半壁江山。

2022年，包頭市規模以上工業增加值增長19.6%，其中，光伏制造業和稀土產業分別增長114.6%、77.4%，合計拉動規上工業增長16.1個百分點。包頭也成為全國首個光伏產業產值超千億元的城市。

光伏產值的急劇膨脹也讓包頭的用電量不斷攀升。2022年，包頭全社會用電量累計832.67億千瓦時，同比增長11.19%;其中工業用電量783.03億千瓦時，同比增長11.81%。

除了用電量增長，包頭地區高耗能企業的快速聚集，也對電網結構提出了更高要求。根據包頭市政府數據，全市并網裝機容量1721.12萬千瓦。其中，火電裝機1068.42萬千瓦，新能源裝機652.71萬千瓦。

盡管看起來裝機容量并不小，但包頭市的負荷在包頭西部區域高度集中。從《能源》雜志獲得的信息來看，該區最大供電能力超過600萬(其中電源400萬千瓦)，而最大用電需求缺口為30萬千瓦左右，實際上已經存在電力“硬缺口”。這表明，包頭的高耗能產業發展，已經遠超電力發展的實際情況。

“在沒有風吹草動的情況下，缺乏供給余量是很不安全的。一旦出現檢修和降出力的情況，電力短缺會更明顯，問題會更嚴重。”有接近蒙西電網的人士說，“包頭的負荷增長與電網建設水平是不匹配的。過多的負荷超過了電網承載能力，形成了巨大的阻塞。高耗能實際上短期內不適合在包頭繼續新增投產。”

然而限電只是包頭快速聚集多晶硅企業造成的連鎖反應的第一環。馬克思主義政治經濟學告訴我們，價格受供求關系影響圍繞價值上下波動。電力硬缺口的出現，意味著電價應該出現上漲。而事實卻與之相反。

在蒙西電力市場化改革如火如荼的當下，包頭高耗能聚集正在對整個市場產生巨大的影響。

被拉高的價格

包頭所在的蒙西電力市場屬于集中式市場設計，其特點是全電量競價，通過差價合約避險。買賣雙方按照合同價格和某一參考結算點的現貨價格之差進行付費即可，如果價差為負則是合同的賣方向買方支付費用，如果價差為正則是合同的買方向賣方支付費用。

一般來說，一個區域市場里只需要有一個用戶側結算點。但蒙西電網所包含的區域里，不同地區的電源結構和負荷水平都有著較大差異。因此蒙西充分考慮了區域內的電網結構及用戶分布情況，以呼包斷面為分界線，將用戶側分為東西兩個大的區域，實施差異化區域結算參考點。

包頭所在的結算點區域包含了阿拉善、巴彥淖爾、鄂爾多斯、烏海等地。

但即便是在一個結算點區域之內，不同城市的發電裝機容量和用電負荷水平也有著巨大的差異。從實際情況來看，與包頭同在一個結算點區域內的烏海煤炭資源豐富，煤電裝機共計1137萬千瓦，還有風電743萬千瓦、光伏445萬千瓦，合計發電裝機2528萬千瓦。該地區用電負荷約1100萬千瓦，而風光最大同時出力約580萬千瓦，電力供應明顯大于需求，需要向東送電。

我們可以假定這樣一種情況：烏海的電廠與包頭的高耗能企業簽訂了0.4元/千瓦時的中長期合約，其中分解到某一天的合約電量為10萬千瓦時。

這天在現貨市場中，烏海電廠所在的烏海節點由于發電機組多、用電負荷少，導致節點電價偏低，大約只有0.2元/千瓦時。而且由于包頭地區負荷快速增長，超過了當地電網承受能力，烏海至包頭出現阻塞斷面。再加上風光大發，火電讓出發電空間，因此烏海的電廠實際發電量可能只有5萬千瓦。

包頭節點的情況又不一樣，由于供小于求，當地節點電價更高。所以整個結算點區域內(包括烏海和包頭)的加權平均節點電價就被拉高了。烏海區域的平均節點電價為0.2元/千瓦、包頭區域平均節點電價為0.8元時，包頭和大烏海全部用戶側虛擬結算參考點(也即用戶現貨均價)價格為0.6元/千瓦時。

為保護用戶側利益，我國的中長期合同結算均選擇用戶側作為參考結算點(讓發電為用戶保價)，現貨電量用戶按用戶側參考結算點價格結算，發電按所在節點計算。那么在我們假定的條件下，烏海地區的電廠收入是多少呢?那么在我們假定的條件下，烏海地區的電廠收入是多少呢?

0.2*50000+(0.4-0.6)*100000

=10000-20000

=-10000

是的，你沒有看錯，在我們假定的條件下，烏海的電廠發電甚至是虧損的。當然，這種情況并不總是出現的，但實際上已經發生了。

5月，就在全網熱議山東負電價的時候，烏海地區發電企業就通過部分自媒體發聲，指出大烏海區域部分火電企業在部分時間綜合結算電費為負的情況。

相比于現貨市場的負電價，結算電價為負對于發電企業的影響無疑更大、更致命。即便結算負電價并不是常規現象，但在結算點區域內“節點電價差異較大、電網阻塞長期存在”的大背景下，以烏海為代表的“電源富集、負荷偏少”區域顯然比較吃虧。

對用戶來說，這也讓人頭痛。烏海與包頭的發電側現貨節點電價差距那么大(0.2元/千瓦時與0.8元/千瓦時)，但最后卻要按照平均價(0.6元/千瓦時)結算。低價區用戶因為“被平均”所以多掏了一筆錢。

更糟糕的是，包頭地區的高耗能企業還在持續獲得電價方面的優惠。這意味著電廠的中長期合約價格比我們假定的0.4元/千瓦時還要低。套入上述電費結算公式，這無疑也意味著發電側的盈虧壓力更大了。

用電量暴漲、電價偏低的包頭，無疑是形成當前問題的重要因素之一。那么為何明明該是市場信號下高電價的地區，會出現低電價高負荷聚集的情況呢?

電價高低的決定權

2022年9月1日，內蒙古自治區發展改革委發布了《關于取消我區優惠電價政策的通知》，明確取消蒙西電網戰略性新興產業優惠電價政策、蒙東電網大工業用電倒階梯輸配電價政策，通知自發布之日起執行。

優惠電價真的全部取消了么?

包頭電視臺2022年12月16日(上述取消優惠電價政策執行之后)報道，“包頭市所有已經投產的光伏制造企業均已獲得內蒙古自治區戰略新興產業電價的優惠。多晶硅、單晶拉棒企業的優惠電價大約為0.33元/度，組件、電池片等下游環節約為0.29元/度，為全國最低的電價之一。”

市場化條件下，包頭如何做到低電價承諾?

一分部優惠來自于自治區政策。《內蒙古日報》在2022年11月1日報道，自治區工信廳公示11月份參與全區戰略性新興產業電力交易企業名單，包頭市7戶企業入列。截至當時，包頭市72戶企業享受戰略性新興產業優惠電價。參與全區戰略性新興產業電力交易后，企業每度電價降低0.13—0.18元，將大幅減少企業用電成本。

新能源材料企業金力永磁在回答投資提問時，也提到電價問題，佐證了“每度電價降低0.13~0.18元”的說法。

根據內蒙古工信廳2022年10月11日(也是在上述取消優惠電價政策執行之后)發布的《關于調整戰略性新興產業電力交易的若干政策的通知》，光伏新材料(不含單、多晶硅)企業新能源交易比例上限為58%，單、多晶硅企業新能源交易比例上限為42%。

所以在事實上，內蒙古并沒有徹底取消優惠電價政策。

另一部分優惠來自于包頭本地。據知情人士透露，包頭高耗能企業在新興產業電力交易之外與電廠簽訂的中長期合約，普遍價格偏低。“這主要得益于包頭地方政府和領導的斡旋，以及影響力。”

這意味著，包頭地區的電價洼地實際上更多是人為制造的，而非電力市場自然形成的。這也就直接導致了我們在前文中提到的市場及價格扭曲問題。

對于電廠來說，市場扭曲讓他們利潤受損，甚至出現虧損問題。而對地方政府來說，市場無法傳遞真實的價格信號，本地富集的資源無法轉化為經濟發展的動力，這是致命的問題。

中國工程院院士杜祥琬曾表示，西北部豐富的風光能源應主要用于發展西部的經濟，同時國家必要的高耗能項目(如數據中心)，也可放在西部，既有利于西部發展，又可充分利用西部能源就地開發和就近消納，也可緩解我國東西部發展的不平衡。

即便是在西部區域內部，資源稟賦條件也有高下之分。在更市場化的條件下，電力供大于求的地區本可以依托電價優勢吸引更多的高耗能企業入駐。但當政府以政策等形式插手電價之后，原本的市場定價體系無疑受到了沖擊。

本來是高電價的地區，企業可以享受低電價優惠;本該是高電價的地區，發電賺不到錢，又吸引不了企業。如此扭曲的狀況讓各地政府、電力市場主體都陷入尷尬之中。從某種意義上來說，包頭的低電價優勢來自于電力富裕、而經濟又不發達的地區。這顯然對于欠發達地區來說，并不十分合理。

據《能源》雜志了解，烏海正積極尋求與包頭劃分為兩個結算點區域。據電力市場專家介紹，如果實現更細致的分區，可以讓烏海地區的參考結算電價格真正反映區域價格，實現烏海地區發用雙方的合理收益。

“不過這極有可能會讓包頭的結算點區域電價被拉高。因此包頭方面對此反響不甚積極，也屢次反對。”

在電力市場改革過程中，類似的問題并少見。我國資源稟賦差異巨大，資源富集區和電力需求區域往往有著比較大的距離。如果不能夠合理、科學、可行地設置價格分區，那么經濟發達地區對于電力資源富集、支付能力更弱、經濟欠發達的地區，不可避免地會形成“電力掠奪”。這顯然是不符合我國社會主義本質和共同富裕目標的。

市場不是萬能的，電力市場也是如此。社會主義市場經濟要求正確處理政府和市場關系，更加尊重市場經濟一般規律，最大限度減少政府對市場的直接干預，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。而政府的職責更多是彌補市場失靈。

具體到電力市場，市場帶來的價格信號是對負荷走向和電源建設的良好引導。蒙西電力市場建設中的分區結算機制，能夠有效體現現貨市場中電能量的空間價值，具有發揮市場主體協同互動，提高系統保供能力，進一步優化資源配置，引導資本有序投資等重要意義。

而完善細化用戶分區劃分，從經濟性出發，可以進一步體現電能空間價值，實現資源優化配置，按照節點電價相近的節點劃分為同一區域的原則逐步細化完善分區設置。

市場建設從不容易，小到鄰近城市，大到全國市場，莫不如是。