“煤價與電量協(xié)同管控”模式的思考與應(yīng)用

馮立海

摘 要：在當前煤價高企、電量計劃有限的情況下，及時根據(jù)煤價的變化，合理安排電量計劃，將煤價與電量同時納入營銷一體化管理體系中進行協(xié)同管控，以取得發(fā)電效益的最大化，意義重大。

關(guān)鍵詞：煤炭價格;用電量;協(xié)同管控模式

中圖分類號：F426.61 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）10-0159-02

1 “煤價電量協(xié)同管控”理念提出的背景

自“十三五”以來，隨著供給側(cè)改革的持續(xù)深入，煤炭去產(chǎn)能步伐加快，煤價上漲并維持在高位運行，煤電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營遇到了新的挑戰(zhàn)。2016年下半年以來，一方面受“去產(chǎn)能”等政策的影響，電煤價格一路上漲，煤電企業(yè)受限于“市場煤計劃電”的行業(yè)格局，成本飆升的同時電價得不到合理疏導，經(jīng)營形勢異常艱難;另一方面，電力裝機容量受投資決策周期和慣性的影響仍在快速增長，火電利用小時逐年大幅下滑，產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級的大環(huán)境下，新能源的發(fā)電裝機又暴發(fā)式增長，更是嚴重擠壓著火電企業(yè)的發(fā)電空間;再一方面，電力體制改革的快速推進，市場化交易電量的規(guī)模逐年擴大，電力裝機嚴重過剩的客觀現(xiàn)實又要求煤電企業(yè)讓利以爭取更多的電量，這更進一步加深了煤電企業(yè)的經(jīng)營困難。

上述多重因素的“疊加”影響，使煤電企業(yè)虧損面不斷擴大，企業(yè)經(jīng)營舉步維艱，而其中，煤價又是影響經(jīng)營效益最關(guān)鍵的因素。2016年，某公司煤機單位的煤炭成本占發(fā)電成本的70%，2017年這一比例更是升高至75% 以上，企業(yè)的發(fā)電效益與煤價變化息息相關(guān)。另一方面，火電機組利用小時數(shù)逐年降低，電量不斷萎縮。2011年至2016年，某省火電機組利用小時數(shù)由5669小時降至4491小時，降幅高達1178小時。

2 流程化實施

（1）基層單位提報電量計劃建議。每月20日左右，基層單位根據(jù)各自生產(chǎn)實際，提出次月電量計劃建議報送至區(qū)域公司市場運營部。

（2）相關(guān)職能部門提報測算依據(jù)。每月23日左右，燃料管理部提供次月及后續(xù)月份的入廠標煤單價滾動預測值，安全生產(chǎn)部提供次月及后續(xù)月度機組檢修或技改計劃。

（3）形成電量計劃預安排。由市場運營部根據(jù)全年電量計劃盤子和各單位計劃建議，結(jié)合煤價預測、機組檢修計劃和已完成電量，對后續(xù)月份的電量計劃進行滾動調(diào)整和預安排。

（4）與電網(wǎng)溝通爭取計劃。根據(jù)電量計劃預安排情況，市場運營部與電網(wǎng)公司交易中心溝通，爭取次月電網(wǎng)下達電量計劃。

（5）形成次月電量計劃初稿。25日左右，市場運營部根據(jù)電網(wǎng)公司下達的次月電量計劃對公司預安排計劃進行修正，形成月度電量計劃初稿。

（6）召開計劃協(xié)調(diào)會。初稿傳遞至燃料管理部、安全生產(chǎn)部并與各基層單位溝通，組織召開月度電量計劃協(xié)調(diào)會，對計劃進行審核。

（7）形成定稿。電量計劃提交分管領(lǐng)導審定，形成定稿，傳遞至財務(wù)審計部進行經(jīng)營預算，同時發(fā)送至各基層單位執(zhí)行。

（8）過程糾偏。月度電量兌現(xiàn)過程中，如煤價或機組運行方式等邊界條件出現(xiàn)較大變化時，及時協(xié)調(diào)基層單位和電網(wǎng)調(diào)整電量兌現(xiàn)，以與煤價良好匹配。

（9）預警及督促。月度經(jīng)濟活動分析會上對各單位及分公司的煤價與電量安排合理性進行分析和提出要求，職能部門提出改進要求和措施，督促基層單位整改。

（10）考核兌現(xiàn)。年末計算煤價與電量匹配完成情況，根據(jù)績效管理辦法的規(guī)定進行考核兌現(xiàn)。

3 實施效果分析

2016年，煤價經(jīng)歷了上半年的平穩(wěn)運行和下半年的跳漲飆升，波動非常劇烈，因未推行“煤價與電量協(xié)同管控”，電量計劃安排時“創(chuàng)造更大效益”這一目的性較弱，發(fā)電邊際效益沒有得到充分發(fā)掘，現(xiàn)以2016年各月度的實際電量和模擬“煤價與電量協(xié)同管控”或各月度電量平均三種情形下發(fā)電邊際效益進行分析對比。

2016年，總電量為182.23億千瓦時，平均每月電量15.19億千瓦時。煤價最高的3個月出現(xiàn)在10、11、12月份，但這3個月的電量分別為12.78、14.11、19.78億千瓦時，全年最高的12月份，煤價高達1005.69元/噸，電量較平均值超出30.2%， 3個月電量合計46.67億千瓦時，較平均值高2.45個百分點;煤價最低的3個月出現(xiàn)在3、4、5月份，電量分別為18.43、12.3、11.69億千瓦時，全年最低的5月份，平均煤價534.83元/噸，電量較平均值卻低23%，3個月電量合計42.42億千瓦時，較平均值低6.89個百分點。

實際電量與平均電量發(fā)電收益差值=累計電量*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*累計煤價）-月平均電量*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*月度煤價i）=-4206.26萬元。

即：2016年實際發(fā)電量下的收益較每個月均發(fā)平均電量下的收益低4206萬元。說明煤價與電量的匹配效果極差，發(fā)電收益較平均電量下差距大。

如果在煤價最高的三個月，電量較全年平均低10%，在煤價最低的三個月，電量較全年平均高10%，則同樣的發(fā)電量獲得的效益將大幅提升。

滿足±10%電量較實際狀態(tài)多獲得發(fā)電收益=月平均電量*（1+10%）*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*最低月份煤價i）+月平均電量*（1-10%）*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*最高月份煤價i）+月平均電量*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*剩余月份煤價i）-累計電量*（上網(wǎng)電價-綜合供電煤耗*累計煤價）=9343.11萬元。

即：2016年實際發(fā)電量下的邊際效益較按煤價低3個月多發(fā)10%，煤價最高3個月少發(fā)10%的邊際效益少9343萬元，同樣的電量，發(fā)電效益差異巨大。詳見表1。

4 思考及建議

4.1 兩個誤區(qū)

（1）過于強調(diào)煤價不可控。這種觀點認為煤價的升高和降低受到政策、市場等多重因素的影響，很難預測準確，類似于股票操作，無法把握煤價最低點或最高點的時機。針對這種認識誤區(qū)，需要明確：開展“煤價與電量協(xié)同管控”首先強調(diào)的不是控制煤價，而是提前預判，主動適應(yīng)煤價的變化和波動，在此基礎(chǔ)上發(fā)揮電量安排的主觀能動性，使兩者相匹配，提升單位的效益;其次煤價的升高降低是由市場所決定，但任何事物的變化均會有其一定的內(nèi)在規(guī)律，多渠道收集煤炭數(shù)據(jù)資料，認真去思考和研究歷史煤價走勢，尋找影響這種變化的觸發(fā)條件和其內(nèi)在規(guī)律，就會對煤價有相對準確預測。

（2）過于強調(diào)電量計劃不可控。這種觀點認為電量計劃的安排是由電網(wǎng)公司下達，很難由發(fā)電企業(yè)說了算。針對這種認識誤區(qū)需要明確：目前裝機容量嚴重過剩，電力供大于求的形勢下，沒有機組是不可替代或不可或缺的，即使在迎峰度夏和迎峰度冬期間，也有大量機組處于調(diào)停備用狀態(tài)，這使得火電企業(yè)及時根據(jù)煤價安排電量計劃有較充足的空間。

4.2 幾點想法

（1）煤價的準確預判是協(xié)同管控機制取得效果的關(guān)鍵，而電量計劃合理安排在流程上的優(yōu)化和固化是機制良好運行的生命力。市場營銷一方面要關(guān)注電煤價格指數(shù)、BSPI、CCTD、電煤采購價格指數(shù)等的變化情況，與燃料管理人員一道加強分析和研判，另一方面，重視公司每月煤炭招標價格信息的傳遞、共享和分析，建立起定期報送機制。

（2）要順利開展“煤價與電量協(xié)同管控”，達到提升發(fā)電效益的目標，需要以機組安全穩(wěn)定運行為基礎(chǔ)，需要機組在檢修計劃的安排、運行方式的調(diào)整上給予支持和配合，也即建立起“電量以煤價為前置，檢修計劃以電量為前置”的運行機制，一方面在制定檢修計劃時要結(jié)合電量的安排，另一方面因煤價的變化導致電量安排發(fā)生變化時，應(yīng)及時調(diào)整機組檢修計劃。

（3）要做好“煤價與電量協(xié)同管控”，及時根據(jù)煤價變化合理安排電量計劃是一方面，更重要的是區(qū)域營銷上下步調(diào)一致，嚴格執(zhí)行電量計劃安排，保證電量計劃安能夠較好地完成兌現(xiàn)，切實達到協(xié)同管控的目的。

（4）將“煤價與電量協(xié)同管控”流程固化并納入市場營銷管理制度中，明確職責要求、時間要求、內(nèi)容要求，公司職能部門之間，職能部門與基層單位之間形成合力，將這一運行機制落到實處。

參考文獻

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