電力現(xiàn)貨如何影響火電廠？

電力現(xiàn)貨市場改革，使得電力交易模式發(fā)生了重大變化，這給發(fā)電企業(yè)帶來了巨大挑戰(zhàn)。該如何應對？

2015年3月“中發(fā)9號文”頒布后，國家發(fā)改委、國家能源局先后發(fā)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(gòu)成主要由中長期市場和現(xiàn)貨市場構(gòu)成。2019年6月12日山東電力現(xiàn)貨規(guī)則及中長期規(guī)則試行版公示，至今已進行三次試結(jié)算運行。結(jié)合國華壽光電廠有關實際，深入研究山東區(qū)域火電企業(yè)面臨的困境，分析提出了新形勢下企業(yè)經(jīng)營發(fā)展策略，為山東區(qū)域火電廠科學發(fā)展提供參考。

山東省火力發(fā)電裝機情況

截至2020年6月底，山東電網(wǎng)直調(diào)電廠共64座、機組201臺，裝機總?cè)萘?989.5萬千瓦。其中，直調(diào)公用電廠49座、機組164臺，裝機容量6177.5萬千瓦；直調(diào)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(wǎng)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(tǒng)調(diào)公用燃煤機組容量（指參與現(xiàn)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(tǒng)調(diào)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(yōu)質(zhì)調(diào)峰資源缺失且大量外電不參與調(diào)峰的情況下，調(diào)峰壓力主要壓到了省內(nèi)統(tǒng)調(diào)公用燃煤機組的身上。

山東省電力現(xiàn)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(fā)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(xiàn)貨運行元年，9月、12月完成了兩次的七日連續(xù)調(diào)電結(jié)算試運行。之后，山東政府進行了政策調(diào)整，其中最大的變化是開放了零售市場。經(jīng)售電公司代理的用戶也將參與到電力現(xiàn)貨市場中來，電力需求側(cè)管理的作用將得到激活。其次是調(diào)整了電力現(xiàn)貨的邊際條件，把超計劃曲線的外電、核電的市場化結(jié)算電量和可再生能源實際出力的10%納入了電力現(xiàn)貨的參與范圍內(nèi)。三是結(jié)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(diào)頻機組的運行模式變化和調(diào)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(xù)試結(jié)算運行。

隨著電改的持續(xù)深入，市場化交易電量逐年增加。2015年全年交易規(guī)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(nèi)交易電量500.28億千瓦時、跨省區(qū)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(nèi)達成交易電量785.86億千瓦時、跨省區(qū)交易達成電量170.14億千瓦時。2018年省內(nèi)和跨省區(qū)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(tǒng)調(diào)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(xiàn)貨市場中的挑戰(zhàn)

壽光電廠位于山東省壽光市，一期工程項目2×1000MW國產(chǎn)超超臨界燃煤發(fā)電機組已分別于2016年7月和11月投產(chǎn)發(fā)電。今年以來，壽光電廠認真分析電力市場形勢，發(fā)揮發(fā)售一體的市場競爭優(yōu)勢，抓住迎峰度夏搶發(fā)電量的有利時機，搶簽市場電量增計劃，為發(fā)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(fā)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(xiàn)貨市場改革帶來的沖擊，主要表現(xiàn)為：

1. 對生產(chǎn)計劃的執(zhí)行剛性的沖擊。

原有三公調(diào)度模式，電量計劃的安排，可按照電網(wǎng)兌現(xiàn)率進度進行預判。電力現(xiàn)貨模式下，電網(wǎng)調(diào)度不再對各廠發(fā)電兌現(xiàn)率負責，機組啟停、發(fā)電多少取決于各廠的報價。計劃組織的剛性需要與電網(wǎng)負荷需求的不確定性產(chǎn)生了矛盾。生產(chǎn)計劃的不確定性，將帶來煤炭采購優(yōu)化困難、資金計劃執(zhí)行的剛性不夠、副產(chǎn)品產(chǎn)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(nèi)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(jù)電量計劃的預計完成情況，安排費用支出和平衡?，F(xiàn)貨模式下，企業(yè)的發(fā)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(fā)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(jiān)管及結(jié)算風險的加大。

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

4. 對供熱市場（工業(yè)供汽）可靠供應的沖擊。

對于居民供熱機組，現(xiàn)貨市場供暖季是“保量保價”，與現(xiàn)有模式對比，影響比較小。但對于供應工業(yè)蒸汽為主的供熱機組，需要穩(wěn)定的較高負荷才能保證供氣品質(zhì)和流量?，F(xiàn)行模式下，電網(wǎng)需要深度調(diào)峰時段，機組短時可能存在難以保證品質(zhì)的問題，對外供熱影響相對較小，現(xiàn)貨市場中則有可能存在長時間發(fā)低價電保工業(yè)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(fā)電兼顧。

5. 對電廠生產(chǎn)組織模式和安全性的影響較大。

一是將增加機組啟停次數(shù)。原模式下，更注重的是安全供電，經(jīng)濟性因素排在較后的位置，啟、停機次數(shù)相對較少?，F(xiàn)貨模式下，更多考慮的是運行成本的降低，機組啟、停次數(shù)增加較多，對火電企業(yè)安全性挑戰(zhàn)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(xiàn)率，運行負荷變化范圍也相對較小，機組的節(jié)能管理和參數(shù)調(diào)整工作量相對小?，F(xiàn)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(diào)節(jié)，導致機組參數(shù)優(yōu)化調(diào)整難度加大。三是設備消缺的時段選擇和經(jīng)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(diào)度有一定范圍的免除考核。按照電力現(xiàn)貨模式，每日要對收入進行日清分，消缺產(chǎn)生的電力偏差，在高電價時段，給企業(yè)帶來的經(jīng)濟損失較大。若因考慮經(jīng)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(tǒng)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(xiàn)有模式下，發(fā)電量指標的獲取和發(fā)電量兌現(xiàn)，基本靠政府下達基數(shù)電量和市場交易電量，與成本關系不大。現(xiàn)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(xiàn)企業(yè)有利潤不虧損，電量和利潤受制于成本高低。應對現(xiàn)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(guī)則文件，分析對企業(yè)產(chǎn)生的影響，超前制定應對措施。加速建立市場化經(jīng)營機制和激勵機制，實現(xiàn)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(yōu)交易策略。

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

3. 加大企業(yè)營銷力量建設。

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

4. 推進企業(yè)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(xiàn)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(chǎn)品利用深度利用可能性，通過副產(chǎn)品的深度利用增利，對沖電力業(yè)務收入下降的風險。

5. 積極推動企業(yè)轉(zhuǎn)型發(fā)展。

認真研究應對電量的下降和發(fā)電收益構(gòu)成的復雜性，主動適應電力市場化改革和能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展，加強生產(chǎn)與市場的深度融合，實現(xiàn)一體化決策，推進發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)型為綜合能源服務企業(yè)，著力構(gòu)建有競爭力的電廠。

6. 積極爭取增量配網(wǎng)項目。

根據(jù)《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務管理辦法》，增量配網(wǎng)運營本身也有權利向用戶有償提供“多種能源優(yōu)化組合方案，提供發(fā)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(jié)合國家增量配網(wǎng)概念，加強與地方政府深度合作，獲取配電網(wǎng)項目。

7. 千方百計降低成本。

現(xiàn)貨市場拼的就是成本，尤其是變動成本，如何優(yōu)化燃煤結(jié)構(gòu)，增加機組吃“粗糧”的能力，實現(xiàn)燃煤量、質(zhì)、價最優(yōu)結(jié)合，是現(xiàn)貨市場的需要，也是企業(yè)提升經(jīng)營品質(zhì)的需要。