编辑 | 杨亦
进入2025年度电力长协签约季，用电第一大省广东却爆发了激烈的发售电之争。
华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，近日，广东省域内11家发电集团，联合起来向政府主管部门提出申请，要求在2025年度以“锁量锁价”方式，锁定更高比例的年度长协。
对发电集团上述诉求，售电公司坚决反对，理由是：签订量高价高的年度长协，将导致其承受更大的亏损风险。
一方是要获得更高的价格并且“保量”，另一方则是要规避电价电量风险，双方一度针锋相对，互不相让。多家售电公司甚至还同时向广东省能源局、国家能源局南方监管局打报告陈述意见。
尽管政府部门分别邀请了各方代表当面直接沟通意见，但是，在2025年电力长协未能最终签约之前，这一协商也一时无解。
在新能源如火如荼发展、消纳难成为普遍问题之际，用电大省广东具有极强的代表性。发售电双方因为电价电量引发矛盾、爆发争端，可能会普遍化、长期化，电力市场化交易面临新挑战。
广东发售电为何冲突？
此次广东省发售电双方围绕长协签约所爆发的罕见争端，有个很重要的背景，即广东省电力现货市场平均电价持续下探。尤其在2024年广东电力市场价格持续走低，且这一趋势在2025年可能还将延续。
今年前11月，广东电力市场现货均价为0.3372元/度。而在11月4日-10日一周内，广东电力现货周均价为0.3178元/度，同比下降了26.74%。广东电力交易中心公布的数据则显示，现货日前交易甚至出现了0.3元/度以下的价格。
对比过去两年——2023年广东现货市场均价为0.438元/度；而在大规模电荒后的2022年，均价达到0.572元/度——电价下降非常明显，发电集团的不满是自然而然的。
为了应对无法遏制的电力现货市场跌价，广东省内发电集团寄希望在电力长协上“做文章”，希望在2025年电力长协签约中获得更高电价以及更多电量。
广东目前的燃煤标杆电价为0.453元/度，全国最高。根据相关规则，广东电力市场交易可以根据燃煤基准价上下浮动20%，这样就形成了年度交易成交价的上下限，分别为0.554元/度和0.372元/度，发售电双方年度长协参照这一价格区间执行。
目前的市场现货价格，是明显低于0.372元/度的下限，售电集团就希望获得高一点的电价和多一点的电量也能理解。但售电行业也一样有市场规律，决定市场电价的最终力量是市场供求，这是广东电价下行的最主要原因。
2021-2022年的全国多地电荒下，广东电力现货市场就收获了接近0.6元的较高现货电价。这两年来，广东尽管用电需求仍在增长，但省内各种电源建设也在迅猛增长，电量供给猛增的结果是电价下跌。
为了应对持续增长的电力需求，广东省近年来还对煤电开了闸。光是2022年，广东就新核准了1818万千瓦煤电项目；2023年上半年，又核准了600万千瓦煤电。截止2023年底，广东燃煤发电装机达到了7241万千瓦，占全省总装机约四成。
煤电之外，广东省也在推动气电、核电的装机增长。根据规划，到2025年底，广东省气电装机将达到5500万千瓦，核电装机将达到1854万千瓦。风电光伏等新能源方面，迄今广东累计并网容量也已经突破了5500万千瓦。截至2024年6月底，广东全省发电总装机容量为2.054亿千瓦（而根据规划，到2025年底广东省内电力装机容量将达到2.6亿千瓦）。
除了省内新增装机之外，“西电东送”今年的增量也非常显著。西南水电发电量强劲复苏，今年前9个月，云南省外送电量1650.48亿千瓦时，同比增长17.2%，超额完成迎峰度夏期间“西电东送”任务。广东是西南水电的重要买家。
省内、省外这么多的电源、电量，去争夺广东有限的电力需求增长，电价又如何不下跌呢？
发售电矛盾或将普遍化
事实上，除广东之外，伴随着全国范围内新能源以及煤电等各种电源的迅猛增长，很多省份发售电双方都因为电价、电量问题展开了博弈，只是这些博弈还没有闹到将“官司”打到能源局层面而已。
这就不得不提到山东省近年来愈演愈烈的光伏“负电价”问题。山东作为新能源与煤电“双料”大省，这一问题的本质与广东省十分相似。
山东电力现货市场在2022年共有176天全天最低电价低于0元，其中135天出现-0.08元每度的最低负电价，这对分布式光伏业主方产生了严重冲击。
随着山东新能源装机的日益饱和，负电价大有愈演愈烈之势。2023年4月29日-5月3日，山东用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次的负电价。
其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时。最低价格出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电，这无法想象的事情居然是真实发生的。
截至目前，山东省电力装机构成中，煤电装机逾1亿千瓦、可再生能源装机逾1亿千瓦，其中光伏累计并网容量逾6500万千瓦。这么多的电源装机去竞争发电，发电最不可控的光伏，频频遭遇负电价，也就很容易解释了。
正是看到了上述风险，避险情绪急升的电力央企才不得不迅速行动起来。在山东省拥有大量煤电、光伏、风电以及核电装机的华能集团，在尝到了负电价“苦果”之后，于2024年上半年暂停了分布式光伏建设，对集中式光伏也明确了提高门槛、择优开发的原则。
东部省份的发电企业深受量价倒挂困扰，那么在风光资源得天独厚的西部省份，又是什么样的情形呢？
很不幸的是，由于新能源三性（随机性、间歇性、波动性）的局限，市场一度将出力曲线不稳定的风光发电称之为“垃圾电”，在西部新能源大省也“不受待见”。
2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度；青海风光新能源结算均价也在持续走低，1月，新能源结算均价0.228元/度；2月是0.228元/度；3月是0.248元/度；4月是0.222元/度；5月是0.252元/度；6月滑落至0.212元/度。
也就是说，广东、山东、西北五省，从南到北、由东而西，很多省份都遇到了类似问题，发电企业深受低电价和弃电的困扰。今年这一矛盾在广东省以发售双方激烈博弈的方式宣泄出来，只不过是浮出海面的“冰山一角”而已。
新能源转型进入“阵痛”期
仔细审视上述广东、山东、西北五省的案例，共同点指向新能源电量多起来以后，电力系统面临的问题复杂化了，这与此前新能源电力占比还较低的时期有明显不同。
如果电力系统中只有煤电和水电这两种电源，受到某些年份来水丰枯程度的影响，水电也有间歇性、波动性，但彼时，电力系统担心的主要问题还是水电发电不足。
以2022年为例，由于上游来水偏枯，四川、云南水电发电量锐减，而四川水电需要外送江浙沪、云南水电需要外送广东，导致西电东送的送端、受端都面临“缺电”难题。解决这个问题，就需要在送端、受端都建设一些煤电冗余，水电发电不足的时候煤电顶峰。
但是，眼下的量价矛盾问题，性质就完全不同了。
当新能源发电占比极大提高后，电力系统的波动性就更加频繁与常态化了，而这一波动既表现为“缺电”、又表现为“窝电”，进入了一个缺电与窝电并存的常态化过程。
风光发电由于“靠天吃饭”，电量的多、少实时波动的，就需要大量配套建设煤电。山东省的例子就很典型。
山东可再生能源装机逾1亿千瓦（其中光伏装机超过6500万千瓦），而且，通过陇东-山东特高压直流，甘肃的风光电也大量输往山东。但即使是这样，山东还是担心缺电。于是，山东近几年煤电装机迅速增长至1亿千瓦以上。这还不算完，陇电入鲁，向山东输送风光电的甘肃，也要在本地配套建设煤电。
然而，现实的难题是，当光伏、风电、尤其是配建的煤电建多了，系统的窝电就会常态化。
还是以山东为例。省内的光伏多起来了，还有陇电入鲁的光伏参与同台竞争，于是光伏发电就遭遇严重的负电价——这本质上也是一种窝电现象，电多了一时用不完，就要窝电，只不过在山东窝的不是电量，而是电价。
一旦窝电常态化了，无论是新能源还是煤电，都将受到严重伤害。在光伏大发的时候，山东煤电、甘肃煤电就要让渡利用小时数，减少发电量——煤电受到的冲击一点不小。
这导致的尴尬现实是——光伏“卖不上价”，煤电“发不了电”，两者都严重冲击发电企业的收入。发电集团要保收入、保利润，自然而然就会向下游售电公司“摊派”。
新能源转型带来的“阵痛”，正在考验着新型电力系统的韧性，也改变着发电、售电企业的生存环境。此一轮广东发售电的罕见博弈，本质上是系统性问题的典型化体现，矛盾何解？短期内看不到希望。
