我國電力市場下煤電企業競價交易策略分析

由希江YOU Xi-jiang

（國電電力技術咨詢分公司，北京 100020）

1 煤電企業參與市場化競價存在的風險

目前大部分省區實行以分時節點/分區電價為核心的中長期/現貨方案，結合電價機制和組織形式，電力市場主要風險如下：

①市場規則或機制設計風險。主要是價差為主的市場規則不健全、規避風險工具不完善等風險。目前中長期市場及現貨市場以價差為主，這種模式容易引起發售側電力價格機制銜接不暢，具體表現為不平衡資金大量出現、用戶側進入市場受限以及發售側改革紅利傳導有限。

②計劃電量電價優先權擠占電力市場空間。主要是存在部分針對發電企業、用電企業或者用電產業的承諾電價，造成市場執行存在一定阻力；市場化機制有利于實現節能降耗，但對市場成員行為造成一定困擾，對電力企業和非計劃市場成員等產生風險。

③市場結構性風險。由于電力工業規模經濟、所在地區資源構成等因素，形成電力供應結構相對壟斷，部分發電企業具有較大市場力；市場結構存在一定缺陷，如大量不可控可再生能源造成價格波動較大。

④電網結構及信息不透明的風險。電網阻塞產生和分布可能影響全網電價，其他如自然災害、社會性突發事件以及重要線路故障可能導致節點電價飆升，或機組非計劃停運導致局部供需失衡。這些需要及時透明的信息發布和響應速度，當前各省均未明確規范突發事件導致系統故障的市場管理構成及具體應對辦法。

2 煤電企業市場獲利的主要影響因素

煤電企業電量主要通過中長期和現貨市場進行交易，中長期市場交易量占到全部市場電量90%左右，基本形成“中長期交易鎖定電量，規避市場風險；現貨市場發現價格波動，尋找利潤增長空間”的競價共識。

2.1 電力中長期市場獲利主要影響因素

①負荷增長速度與低能耗機組的年發電量。中長期市場占據絕大部分市場電量，煤電機組在優先交易權排序中不占優勢，負荷增長變化、優先交易權排序較前的低能耗機組的中長期發電量對煤電機組產生很大影響。

②電網阻塞產生的節點邊際電價。近年來出臺的電力市場交易規則均提出節點電價的概念。電網的阻塞和分布可能會影響全網不同節點電價之間的差異，對于負荷分布與發電電源分布不協調或者地形復雜、網絡布局難以兼顧的省份，電網阻塞的出現引起節點電價較大變化。部分省區規定“在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度要求協助安排購售電”，對發電企業在阻塞時段的發電量和發電價格產生一定影響。

③機組在中長期市場對應的發電容量范圍。按照機組耗量特性曲線，發電煤耗隨著發電容量改變而變動，表現為二次凸函數特性，發電煤耗隨發電出力可用下式表示：

圖1 表示煤耗量特性一般曲線，煤耗隨著機組發電出力上升呈現非線性增長，圖中從原點O 出發的虛線L 與耗量特性曲線相切于容量PG*處，則PG*為機組比耗量最低發電出力，也是機組平均燃料成本最小運行點。以該點為中心，附近發電出力范圍相對平均煤耗都較低，以圖中虛線L1為例，L1與耗量特性曲線相交的于PG1和-PG2兩點，可將出力范圍PG1-PG2的運行范圍視作“經濟運行區”，此范圍內機組總體發電煤耗較低。考慮到中長期市場中機組運行相對平穩，若機組大部分處于經濟運行區，則機組經濟效益相對較好。

④一次能源價格的波動。一次能源價格直接影響到機組的變動運行成本，因此，價格適中、穩定可靠的電煤保障對機組的長期運行將會有很重要的影響。燃料產供銷協同化運行對于煤炭影響較大，生產方要在低價儲煤，并根據電量交易結果及時組織調運和輸送，以免產生交易失敗。

⑤檢修計劃影響。計劃發電時代的機組檢修計劃由調度決定，市場方式下，煤電企業自己制定檢修計劃，這就需要選擇合適的檢修時機，確保機組在中長期市場得到最大收益，也有利于抓住現貨市場機會，獲取額外收益。但由于可能出現的不協調不一致，檢修計劃可能會出現“扎堆”現象，有必要設定科學的檢修機制。

2.2 電力現貨市場獲利主要影響因素

①短期發電綜合單位變動成本預測精度。發電機組在現貨市場中處于運行狀態，現貨價格只要高于機組單位變動成本，機組不僅能夠彌補自身運行成本，高于邊際運行成本部分還可以補貼固定成本，因此，精確分析機組在不同發電容量下的變動成本，迅速做出現貨市場競價決策，將直接影響發電機組能否獲利。

②對市場相關信息的精確把握。電力現貨市場出清價格主要取決于剩余負荷曲線特性、負荷預測與實際負荷誤差大小、可再生能源發電機組功率預測誤差等因素。其中，剩余負荷曲線的峰谷特征可以通過市場交易信息獲取，負荷預測誤差以及可再生能源發電功率預測誤差需要跟蹤分析短期、超短期負荷預測以及風能、太陽能等氣象預報來實現。

③機組運行可靠性以及調節能力。現貨市場具有距離交割時間較近、需求更具“剛性”等特點，量價常常出現不穩定的情形。機組運行可靠性高、具有靈活快速調節能力將具有更強競爭能力，尤其在系統負荷高峰時段或可再生能源機組出力不穩定時，機組可靠性和可用性指標將直接影響企業利潤。

3 煤電企業盈虧平衡量價分析

我國電力市場處于試點階段，尚未形成有價值的歷史數據，筆者主要從企業盈虧平衡角度進行量化分析，通過分析自身成本、運行水平、盈利水平之間關系，做到微觀化量價與盈虧平衡分析。

3.1 電力中長期市場盈虧平衡量價分析

據統計，今年1-9 月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量3.89 萬億千瓦時，同比增長43.5%，中長期電力直接交易電量合計為3.1 萬億千瓦時，同比增長43.1%，中長期交易仍是電力市場的“壓艙石”。對于煤電企業來說，中長期市場價格代表市場平均成本，單位平均成本較低的企業能夠在同等價格水平下獲取較高利潤空間。由于中長期電量占到總市場電量90%左右，煤電企業中長期售電收入應覆蓋總發電成本90%以上，才能減輕企業競爭壓力。

以單臺機組為例，假設A 企業機組年應回收固定資產費用為CA元/MW，對應工資福利大修等年支出費用為CB元/MW，平均供電煤耗為b 克/kWh，當地煤價為CC元/噸，對應煤炭熱值為M 卡，發電煤耗形成的變動成本為Ccoal。

固定成本回收需要按照機組運行小時數進行攤薄，針對某一設定年運行小時數H，分攤于每單位電量固定成本Ccnst為

上式表明年設定運行小時數增大有利于機組攤薄固定成本，對爭取市場價格優勢有很大優勢。

機組在中長期市場運行中的盈虧平衡價格ρl為

從圖2 可見，隨著發電小時數增多以及回收固定成本比重降低，成交電價隨之降低，但降幅有所放緩。實際上，當機組運行成本分析較為精細時，可以得出機組運行于不同容量的變動成本（主要是煤耗成本）。

3.2 電力現貨市場盈虧平衡量價分析

在煤電競爭激烈、發電小時數下降的背景下，如果中長期市場電量已經收回全部成本，則現貨市場價格只要不低于機組變動成本即可獲益。機組在現貨市場中可能不在經濟出力范圍、甚至參與深度調峰等高成本運行范圍，因此，測算其現貨市場發電變動成本應按照機組運行于較高煤耗狀態下的發電出力。表1 為一臺600MW 機組不同出力狀態下的煤耗，該機組其他成本構成與A 企業相同，假設機組出力范圍分成5 段，每段煤耗及對應變動成本如表所示。

表1 機組出力煤耗及對應的變動成本

針對中長期市場可收回的成本比重（B）不同，現貨市場爭取的發電小時數對應盈虧平衡價格ρx為

式中，Cc，n為機組運行于第n 段出力的煤耗，h 為現貨市場可能的運行小時數。

表2 是機組在現貨市場中不同發電小時數的盈虧平衡電價，其電價數據按照中長期市場可收回98%全部成本，現貨市場還需收回另外2%全部成本進行測算。

表2 機組出力煤耗及對應的變動成本（單位：元/MWh）

表2 是機組所有可能出力范圍下的盈虧平衡電價，由于實際運行往往要臨界于最小技術出力或者接近額定容量，甚至需要參與深度調峰，所以表2 選擇第1 段或第5段出力測算電價作為最低報價。圖3 為中長期市場收回不同比重固定成本情況下，現貨市場對應不同發電小時數測算所得盈虧平衡電價。

4 煤電企業競價策略重點

4.1 分類施策，確保收益 煤電企業參與市場競爭過程分為中長期交易和現貨交易兩部分，中長期市場交易應合力確定電廠絕大部分收益，做到覆蓋全部固定成本。若機組性能良好，且現貨價格預期樂觀，可保留一定電量參與現貨市場。現貨市場是發現價格，競爭“增量”，沖擊利潤空間。現貨市場中，對市場價格預測是申報發電曲線關鍵。當預測實時電價大于日前電價時，應控制日前市場中標電量，在實時市場多爭取高價電；當預測實時電價小于日前電價時，應在日前市場多爭取中標電量，實時市場少發，日前相對高價賣出，實時相對低價買入，差量部分實現零燃料成本套利。

4.2 做好市場負荷需求精細化預測 負荷預測包括系統年度負荷預測、月度負荷預測、日前負荷預測以及日內超短期負荷預測，每一項內容均關系發電企業年度、月度、日前及日內的競爭電量空間。對于煤電企業，由于市場競價序位靠后，年度負荷預測時還要關注水文預報、新機組投運計劃和可再生及外來電的計劃。月度競價時，還要關注包含水電在內的可再生能源以及外來電逐月變化情況，以決定自身檢修計劃、年度分月電量計劃以及各月可競爭電量規模。

4.3 開展優化現貨市場電量電價分析 現貨市場競爭負荷曲線是扣除中長期負荷分解曲線后的剩余曲線，現貨市場價格隨著剩余負荷曲線峰谷特征而變化。由于現貨市場數據較多，競價方式相對單一，煤電企業應盡可能收集現貨市場量價關系，比如，廣東現貨市場運行多年，市場競爭較為激烈，發電側與用電側報價及報量數據均有積累，可以建立數據分析模型分析市場競爭激烈程度與價差之間的基本規律，隨著市場規則調整優化和擴展數據分析，為現貨市場電量電價規律做好準備。

4.4 通過技術手段實現更加精細成本分析 隨著市場化深入推進，煤電企業要在保質保量前提下，充分利用現代科技技術，不斷細化成本管理流程，從成本構成、成本核算、成本分析到定價決策進行解析，對發電各環節實現精細化管理，進一步降低企業運營成本，提升風險控制能力。中長期市場要重點關注負荷增長速度、低能耗機組年發電量、電網阻塞信息、一次能源價格波動、生產銷售協同配合、檢修計劃安排、輔助服務能力等因素，現貨市場要重點關注短期發電綜合單位變動成本、市場相關信息、運行可靠性及調節能力等因素。