集中撮合模式下煤電企業“量價”優化分析

王安迪 王永成

摘要：本文分析論述了在集中撮合模式下煤電企業搶發市場電量應該遵循的原則，得出應以發電邊際利潤最大化為標準來綜合考慮 " 量價 " 優化的結論，對煤電企業經營決策有借鑒意義。

關鍵詞：電量；電價；發電單位燃料成本；邊際利潤

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1672-9129（2017）09-086-02

Abstract： The principle that the Coal Fired Power Plants how to compete the Market electricity based on centralized multilateral matchmaking was be analyzed. The conclusion is that optimize the relationship between electricity and electrovalency shoud based on the maximizing profit margins.It can be as a reference for coal-fired power enterprises operation and business.

Keywords：electricity；electrovalency；fuelunitcost；profitmargins

前言

2015 年 3 月 15 日，中共中央國務院下發了《關于進一步深化電力體

制改革的若干意見》（國 9 文），作為對黨的十八大提出的深化體制改革落

實到電力行業的綱領性文件和總體要求；2015年11月26日，國家發改委、能源局下發了由國家發改委等 9 部門聯合制定的貫徹落實國 9 文的

《關于推進輸配電價改革的實施意見》等六個配套文件，按照“四放開、一獨立、一加強”的思路，以電價改革為核心，規定了改革的原則、目標和方式。隨后，各省市依據這些綱領性文件逐步制定了符合各地實際的可操作 性文件。

目前，電力體制改革正在深入開展，市場電量占比將越來越大，而從 近幾年的情況看，由于煤電產能過剩，發電利用小時不斷下降，煤電企業 為搶占電力市場、追求多發電量，不得不大幅降低市場電量的上網電價。 以犧牲上網電價為手段來搶發市場電量，必須以綜合效益最大化為

原則，如何做到市場電量“量價”最優，是各煤電企業必須面對的問題。

1 發電邊際利潤最大化是判斷市場電量" 量價" 最優的標準

在集中撮合模式下，一般來說，各發電企業申報的電價中，最低申報 電價會優先撮合成功（成交電價不同于申報電價），而且獲得的電量份額 的機會也最多（本文不考慮電網實際安全校核因素，僅從理論上做成交機會分析）。也就是說，低電價有機會獲得高電量。低電價會導致單位發電邊 際利潤的壓縮，而在單位發電邊際利潤大于零的前提下，高電量無疑會增加總體的發電邊際利潤。

煤電企業在生產經營過程中，售電收入扣除生產經營的變動成本被稱作發電邊際利潤。發電邊際利潤能否抵消發電固定成本、財務費用、企業稅金及附加，決定發電企業是否贏利或虧損。

單位發電邊際利潤是指火電企業每向電網提供一千瓦時電量（即單位上網電量）所能產生的邊際利潤。

單位發電邊際利潤= 不含稅電價 - 發電單位燃料成本 - 單位其它變動成本

發電單位燃料成本= 入爐綜合標煤單價×上網煤耗

單位其它變動成本是指火電企業每向電網提供一千瓦時電量所需消耗的酸堿等制水材料成本、脫硫和脫銷成本、需繳納的環保費用和水資源費等，如煤炭訂貨周期長，還需考慮提前支付煤款所產生的財務費用。單位其它變動成本在正常生產運行中變化不大且在變動成本中占比較小， 對同一發電機組在某一時間段內基本上能看做一個固定值，可以根據歷史實際發生數據統計分析得到。

發電邊際利潤 = 單位發電邊際利潤×上網電量 = （不含稅電價 - 入爐綜合標煤單價×上網煤耗- 單位其它變動成本）×上網電量

從上述公式看，發電邊際利潤不僅與電價、電量有關，而且與煤價、煤耗有關。

燃煤發電企業的燃料來源和價格并不單一，有長協煤、市場煤等。長協煤價格低但量嚴重不足，發電企業如要多發電，必須采購市場煤。由于目前市場煤價格遠遠高出長協煤，增加電量會導致綜合煤價的大幅上升， 單位發電邊際利潤將進一步壓縮。

所以，煤電企業在競價上網、搶發市場電時，不僅僅只考慮降低申報 電價以爭取電量增加的機會，還應考慮多發電導致的煤價升高、煤耗降低

的因素。“量價”最優是電價、電量、煤價、煤耗的綜合優化結果。“量”，可以看作是上網電量；而“價”，不能僅看作是上網電價，而應該是電價、煤價、煤耗的綜合結果，即，單位發電邊際利潤。

假設某燃煤電廠某臺機組某一時間段的起始電量計劃為 W0、不含稅上網電價為J0、負荷率為 X0、上網煤耗為 b0、入爐標煤單價為 R0。因這個電量對應的該段時間負荷率較低，該企業為提高負荷率計劃爭取一部分市場電量，采取不同的申報電價，預測最終撮合電價分別為 J1、J2......Jn、Jn+1.....（.Jn+1

（Wn+1>Wn）。由于電量增加，機組負荷率（X）將提高、增加電量需采購相 應量的高價市場煤導致入爐綜合標煤單價（R）也將上升；同一時段，負荷率不同上網煤耗（b）也不同，發電單位燃料成本將隨標煤單價和上網煤耗 的變化而變化。相關指標變化如下表：

上網電量淵kwh冤 W1 W2 ...... Wn Wn+1 ......

機組負荷率（%） X1 X2 ...... Xn Xn+1 ......

上網煤耗（g/kwh） b1 b2 ...... bn bn+1 ......

入爐標煤單價（元/噸） R1 R2 ...... Rn Rn+1 ......

不含稅撮合電價（元/kwh） J1 J2 ...... Jn Jn+1 ......

煤電企業可以通過分析不同電量情況下的邊際利潤變化，來決定是否以犧牲上網電價來增加市場電量。如果增加了市場電量帶來邊際利潤增加，那么就是經濟的。

撮合的市場電量由 Wn增加到 Wn+1時，邊際利潤的變化如下公式：

〔（J0W0+Jn+1Wn+1）（/W0+Wn+1）-bn+1Rn+1-單位其它變動成本〕×（W0+Wn+1）

-〔（J0W0+JnWn）/（W0+ Wn）-bnRn-單位其它變動成本〕×（W0+Wn）=（Jn+1 Wn+1-JnWn）-（W0+Wn+1）bn+1Rn+1+（W0+Wn）bnRn-（Wn+1-Wn）×單位其它變動成本。

如果撮合的市場電量由Wn 增加到 Wn+1 時，邊際利潤是增加的，那么降低申報電價爭取多的發電機會就是可行的。

同樣，在已知 Wn、Jn、bn、Rn 及市場煤價時，可以計算出 Jn+1 情況下的有利潤的Wn+1；反之，也可以計算出想達到Wn+1的電量增加值時有效益的Jn+1。如果某煤電企業某一時間段的電量計劃不足以支持機組連續運行，

增加市場電還因考慮減少機組啟停的成本帶來的效益增加。

2 發電邊際利潤最大化的簡潔計算

在實際報價操作中，往往需要快速反應，一些有經驗的企業經營者

（或報價員），可以采用一個簡潔判別方法。

假設該電廠在大于 W0 的電量均需用高價市場煤，在X0負荷率下用高價市場煤發電時的單位變動成本為MC。做集中撮合優化方案時，預測撮合電價 Jn 時市場電量為 Wn、Jn+1 時市場電量為Wn+1，在不考慮煤耗影響時，市場電量從Wn到 Wn+1時的邊際利潤變化=（Jn+1-MC）Wn+1-（Jn-MC）Wn=（Wn+1-Wn）（Jn+1-MC）-（Jn-Jn+1）Wn。也就是說，增加的市場電量帶來的邊際利潤要大于降低電價引起的原市場電量的邊際利潤變化才是經濟的。如圖所示，陰影②的面積要大于陰影①的面積才是經濟的。

本簡潔算法沒有考慮負荷率變化時煤耗變化對邊際利潤的影響。一般情況下，機組負荷率升高，煤耗是下降的，對邊際利潤有正向拉動作用， 同時，相對于電價、煤價來說，煤耗對邊際利潤的影響較小。所以，忽略煤耗變化的影響對邊際利潤變化的趨勢分析影響不大，有經驗的企業經營者（或報價員）可以在實際報價中根據經驗值來附加考慮。

3 實例分析

某煤電企業為300MW機組，原電量計劃為日平均負荷190WM，入爐綜合標煤單價 820 元/ 噸。因機組負荷率低，該企業計劃爭取市場電量，以使機組經濟指標改善，并對爭取市場電量做了優化分析。各負荷段上網煤 耗見下表：

分析基礎：基本電量上網電價 393 元 / 兆瓦時（含稅）、單位其它變動成本 10 元 / 兆瓦時、市場煤綜合標煤單價 930 元 / 噸（不含稅）。方案一， 撮合電價351元/MWH；方案二，撮合電價341元/MWH。兩種方案的邊際利潤變化如右圖：

由兩種方案的邊際利潤變化可以

4 結束語

面對低價市場電量占比越來越大及煤價高位運行的局面，煤電企業搶發電量以追求效益最大化的時候，要認真做好“量價”優化分析。“量價” 優化時，不能僅僅分析電量、電價，還應考慮發電單位燃料成本的變化，全方面綜合分析煤價、電量、電價、煤耗這些指標之間的相互影響，尋求經營效益最佳的各項指標切合點，以最大限度地提升企業經濟效益。

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