電力現貨如何影響火電廠？

電力現貨市場改革，使得電力交易模式發生了重大變化，這給發電企業帶來了巨大挑戰。該如何應對？

文 | 由希江

供職于國華電力研究中心

2015年3月“中發9號文”頒布后，國家發改委、國家能源局先后發布電力體制改革的六個配套文件，其中在《關于推進電力市場建設的實施意見》配套文件中，明確我國電力市場構成主要由中長期市場和現貨市場構成。2019年6月12日山東電力現貨規則及中長期規則試行版公示，至今已進行三次試結算運行。結合國華壽光電廠有關實際，深入研究山東區域火電企業面臨的困境，分析提出了新形勢下企業經營發展策略，為山東區域火電廠科學發展提供參考。

山東省火力發電裝機情況

截至2020年6月底，山東電網直調電廠共64座、機組201臺，裝機總容量6989.5萬千瓦。其中，直調公用電廠49座、機組164臺，裝機容量6177.5萬千瓦；直調自備電廠15座、機組37臺，裝機容量812萬千瓦。30萬千瓦及以上機組為山東電網的主力機型，共計122臺，裝機容量5722萬千瓦，占到總裝機容量的81.87%。單機容量最大的機組為海陽核電兩臺125萬千瓦機組。

在山東統調公用燃煤機組容量（指參與現貨交易）中，華能和華電兩家公司的裝機占比超過70.4%，華能、華電、大唐、國家能源四家公司占比達到了92%。山東是典型的雙寡頭市場。

山東光伏裝機達到1801萬千瓦，約為統調公用燃煤機組容量的31%，風電裝機1404萬千瓦，約為火電容量的24%。可再生能源每日運行的間歇性較大，在水電、燃機等優質調峰資源缺失且大量外電不參與調峰的情況下，調峰壓力主要壓到了省內統調公用燃煤機組的身上。

山東省電力現貨改革進程

2015年新一輪電改到來，從國家部委到山東地方政府發布了一系列電改政策，主要政策如下：

2019年，山東進入了電力現貨運行元年，9月、12月完成了兩次的七日連續調電結算試運行。之后，山東政府進行了政策調整，其中最大的變化是開放了零售市場。經售電公司代理的用戶也將參與到電力現貨市場中來，電力需求側管理的作用將得到激活。其次是調整了電力現貨的邊際條件，把超計劃曲線的外電、核電的市場化結算電量和可再生能源實際出力的10%納入了電力現貨的參與范圍內。三是結算和分攤機制的細化，建立了市場化用戶分攤部分費用的機制。四是調頻機組的運行模式變化和調頻機會成本的測算，提出了解決方法和分攤機制。五是細化了市場力管控的方法。六是提出固定成本補償。2020年5月，又組織了為期4天的連續試結算運行。

隨著電改的持續深入，市場化交易電量逐年增加。2015年全年交易規模達到200億千瓦時；2016年交易累計完成電量616.85億千瓦時，其中省內交易電量500.28億千瓦時、跨省區交易電量116.57億千瓦時；2017年交易電量956億千瓦時，其中省內達成交易電量785.86億千瓦時、跨省區交易達成電量170.14億千瓦時。2018年省內和跨省區總交易電量不低于1300億千瓦時。2019年，電力市場擴大到1600億，市場化電量已占統調公用電廠電量計劃的60%。2020年，電力市場預測為1800億千瓦時。

壽光電廠在現貨市場中的挑戰

壽光電廠位于山東省壽光市，一期工程項目2×1000MW國產超超臨界燃煤發電機組已分別于2016年7月和11月投產發電。今年以來，壽光電廠認真分析電力市場形勢，發揮發售一體的市場競爭優勢，抓住迎峰度夏搶發電量的有利時機，搶簽市場電量增計劃，為發電任務提供了計劃指標保障。截至8月31日，國華壽光電廠年累計完成發電量突破60.9億千瓦時，年度市場占有率達121％。與此同時，也面臨著電力現貨市場改革帶來的沖擊，主要表現為：

1. 對生產計劃的執行剛性的沖擊。

原有三公調度模式，電量計劃的安排，可按照電網兌現率進度進行預判。電力現貨模式下，電網調度不再對各廠發電兌現率負責，機組啟停、發電多少取決于各廠的報價。計劃組織的剛性需要與電網負荷需求的不確定性產生了矛盾。生產計劃的不確定性，將帶來煤炭采購優化困難、資金計劃執行的剛性不夠、副產品產量的不可控，消耗性材料采購的科學性等諸多問題。

2. 財務預算平衡、收支平衡風險。

原有模式管控下，一個月份內的度電收益和完成電量基本固定，電廠的預計營收情況是較確定的。維持財務收支平衡，可根據電量計劃的預計完成情況，安排費用支出和平衡。現貨模式下，企業的發電量完成的不確定性，度電收益的不確定性，導致財務盈虧預算較困難。若因發電量突增導致燃料成本集中進賬，財務收支平衡將較危險。

3. 監管及結算風險的加大。

原模式下，收入計算是按照統一價格，按量結算，結算方法統一性，發電業務的收入結算和監管風險較小。電力現貨模式下，發電量完成情況與盈利脫節，個別時段還將出現發電量越高，虧損越大的現象。如何監管時段盈虧的合理性，爭取合理的結算才能保證企業利益，將對電廠的計量體系、電費核對體系、監管體系、績效考核體系提出挑戰。

4. 對供熱市場（工業供汽）可靠供應的沖擊。

對于居民供熱機組，現貨市場供暖季是“保量保價”，與現有模式對比，影響比較小。但對于供應工業蒸汽為主的供熱機組，需要穩定的較高負荷才能保證供氣品質和流量。現行模式下，電網需要深度調峰時段，機組短時可能存在難以保證品質的問題，對外供熱影響相對較小，現貨市場中則有可能存在長時間發低價電保工業蒸汽供應的問題，特別是供汽量偏小的機組，難以達到供汽和發電兼顧。

5. 對電廠生產組織模式和安全性的影響較大。

一是將增加機組啟停次數。原模式下，更注重的是安全供電，經濟性因素排在較后的位置，啟、停機次數相對較少。現貨模式下，更多考慮的是運行成本的降低，機組啟、停次數增加較多，對火電企業安全性挑戰較大。二是運行指標的劣化問題。原模式下，機組的負荷安排，主要考慮計劃兌現率，運行負荷變化范圍也相對較小，機組的節能管理和參數調整工作量相對小。現貨模式下，價格信號逼迫機組運行負荷范圍增大，寬負荷范圍調節，導致機組參數優化調整難度加大。三是設備消缺的時段選擇和經濟性要求沖突較嚴重。原模式下，機組消缺可利用低谷消缺進行，調度有一定范圍的免除考核。按照電力現貨模式，每日要對收入進行日清分，消缺產生的電力偏差，在高電價時段，給企業帶來的經濟損失較大。若因考慮經濟損失推遲消缺，對設備的安全性影響較大。另外，消缺和檢修機組將被統計為不可用機組，不能獲得固定容量補償。

6. 成本比任何時候都重要。

現有模式下，發電量指標的獲取和發電量兌現，基本靠政府下達基數電量和市場交易電量，與成本關系不大。現貨模式下，需要參照變動成本報價以確保有邊際效益，需要降低固定成本以爭取固定成本補償大于固定成本，實現企業有利潤不虧損，電量和利潤受制于成本高低。

應對現貨市場策略

針對即將面臨的形勢，提出以下市場策略：

1. 深入研究電力改革有關政策。

緊密跟蹤國家和山東省關于電改政策，深入研究電力體制改革政策和電力交易規則文件，分析對企業產生的影響，超前制定應對措施。加速建立市場化經營機制和激勵機制，實現市場化運作，增強參與市場的主動性，進一步確立市場化體制機制。

2. 研究制定最優交易策略。

在現有的交易機制下，電廠收益主要由中長期合約收益、現貨電能量交易收益、固定成本補償三部分組成。需要結合山東區域政策和企業實際，提前熟悉、吃透現貨交易規則，研究制定現貨交易措施，提前部署交易方案和策略。

3. 加大企業營銷力量建設。

加強現貨交易團隊建設，組建、培養出自己的務實型批發市場團隊，力爭培養多面手式的復合型人才，為開展現貨交易做好人員儲備。

4. 推進企業收入的多元化。

千方百計擴大供熱，增加供熱量，通過供熱實現降煤耗，增加收益的目的。依托供熱，為用戶提供更低的綜合用能成本。探索進入灰、渣、石膏等副產品利用深度利用可能性，通過副產品的深度利用增利，對沖電力業務收入下降的風險。

5. 積極推動企業轉型發展。

認真研究應對電量的下降和發電收益構成的復雜性，主動適應電力市場化改革和能源互聯網發展，加強生產與市場的深度融合，實現一體化決策，推進發電企業轉型為綜合能源服務企業，著力構建有競爭力的電廠。

6. 積極爭取增量配網項目。

根據《有序放開配電網業務管理辦法》，增量配網運營本身也有權利向用戶有償提供“多種能源優化組合方案，提供發電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源服務”。因此，建議電廠結合國家增量配網概念，加強與地方政府深度合作，獲取配電網項目。

7. 千方百計降低成本。

現貨市場拼的就是成本，尤其是變動成本，如何優化燃煤結構，增加機組吃“粗糧”的能力，實現燃煤量、質、價最優結合，是現貨市場的需要，也是企業提升經營品質的需要。

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