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案例分析:电力现货如何影响火电厂?

北极星电力网新闻中心  来源:能源杂志  作者:由希江  2020/11/30 14:07:41  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 电力现货 火电 火力发电

北极星火力发电网讯:电力现货市场改革,使得电力交易模式发生了重大变化,这给发电企业带来了巨大挑战。该如何应对?

(来源:微信公众号“能源杂志”  ID:energymagazine  作者:由希江  供职于国华电力研究中心)

2015年3月“中发9号文”颁布后,国家发改委、国家能源局先后发布电力体制改革的六个配套文件,其中在《关于推进电力市场建设的实施意见》配套文件中,明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。2019年6月12日山东电力现货规则及中长期规则试行版公示,至今已进行三次试结算运行。结合国华寿光电厂有关实际,深入研究山东区域火电企业面临的困境,分析提出了新形势下企业经营发展策略,为山东区域火电厂科学发展提供参考。

山东省火力发电装机情况

截至2020年6月底,山东电网直调电厂共64座、机组201台,装机总容量6989.5万千瓦。其中,直调公用电厂49座、机组164台,装机容量6177.5万千瓦;直调自备电厂15座、机组37台,装机容量812万千瓦。30万千瓦及以上机组为山东电网的主力机型,共计122台,装机容量5722万千瓦,占到总装机容量的81.87%。单机容量最大的机组为海阳核电两台125万千瓦机组。

在山东统调公用燃煤机组容量(指参与现货交易)中,华能和华电两家公司的装机占比超过70.4%,华能、华电、大唐、国家能源四家公司占比达到了92%。山东是典型的双寡头市场。

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山东光伏装机达到1801万千瓦,约为统调公用燃煤机组容量的31%,风电装机1404万千瓦,约为火电容量的24%。可再生能源每日运行的间歇性较大,在水电、燃机等优质调峰资源缺失且大量外电不参与调峰的情况下,调峰压力主要压到了省内统调公用燃煤机组的身上。

山东省电力现货改革进程

2015年新一轮电改到来,从国家部委到山东地方政府发布了一系列电改政策,主要政策如下:

2019年,山东进入了电力现货运行元年,9月、12月完成了两次的七日连续调电结算试运行。之后,山东政府进行了政策调整,其中最大的变化是开放了零售市场。经售电公司代理的用户也将参与到电力现货市场中来,电力需求侧管理的作用将得到激活。其次是调整了电力现货的边际条件,把超计划曲线的外电、核电的市场化结算电量和可再生能源实际出力的10%纳入了电力现货的参与范围内。三是结算和分摊机制的细化,建立了市场化用户分摊部分费用的机制。四是调频机组的运行模式变化和调频机会成本的测算,提出了解决方法和分摊机制。五是细化了市场力管控的方法。六是提出固定成本补偿。2020年5月,又组织了为期4天的连续试结算运行。

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随着电改的持续深入,市场化交易电量逐年增加。2015年全年交易规模达到200亿千瓦时;2016年交易累计完成电量616.85亿千瓦时,其中省内交易电量500.28亿千瓦时、跨省区交易电量116.57亿千瓦时;2017年交易电量956亿千瓦时,其中省内达成交易电量785.86亿千瓦时、跨省区交易达成电量170.14亿千瓦时。2018年省内和跨省区总交易电量不低于1300亿千瓦时。2019年,电力市场扩大到1600亿,市场化电量已占统调公用电厂电量计划的60%。2020年,电力市场预测为1800亿千瓦时。

寿光电厂在现货市场中的挑战

寿光电厂位于山东省寿光市,一期工程项目2×1000MW国产超超临界燃煤发电机组已分别于2016年7月和11月投产发电。今年以来,寿光电厂认真分析电力市场形势,发挥发售一体的市场竞争优势,抓住迎峰度夏抢发电量的有利时机,抢签市场电量增计划,为发电任务提供了计划指标保障。截至8月31日,国华寿光电厂年累计完成发电量突破60.9亿千瓦时,年度市场占有率达121%。与此同时,也面临着电力现货市场改革带来的冲击,主要表现为:

1. 对生产计划的执行刚性的冲击。

原有三公调度模式,电量计划的安排,可按照电网兑现率进度进行预判。电力现货模式下,电网调度不再对各厂发电兑现率负责,机组启停、发电多少取决于各厂的报价。计划组织的刚性需要与电网负荷需求的不确定性产生了矛盾。生产计划的不确定性,将带来煤炭采购优化困难、资金计划执行的刚性不够、副产品产量的不可控,消耗性材料采购的科学性等诸多问题。

2. 财务预算平衡、收支平衡风险。

原有模式管控下,一个月份内的度电收益和完成电量基本固定,电厂的预计营收情况是较确定的。维持财务收支平衡,可根据电量计划的预计完成情况,安排费用支出和平衡。现货模式下,企业的发电量完成的不确定性,度电收益的不确定性,导致财务盈亏预算较困难。若因发电量突增导致燃料成本集中进账,财务收支平衡将较危险。

3. 监管及结算风险的加大。

原模式下,收入计算是按照统一价格,按量结算,结算方法统一性,发电业务的收入结算和监管风险较小。电力现货模式下,发电量完成情况与盈利脱节,个别时段还将出现发电量越高,亏损越大的现象。如何监管时段盈亏的合理性,争取合理的结算才能保证企业利益,将对电厂的计量体系、电费核对体系、监管体系、绩效考核体系提出挑战。

4. 对供热市场(工业供汽)可靠供应的冲击。

对于居民供热机组,现货市场供暖季是“保量保价”,与现有模式对比,影响比较小。但对于供应工业蒸汽为主的供热机组,需要稳定的较高负荷才能保证供气品质和流量。现行模式下,电网需要深度调峰时段,机组短时可能存在难以保证品质的问题,对外供热影响相对较小,现货市场中则有可能存在长时间发低价电保工业蒸汽供应的问题,特别是供汽量偏小的机组,难以达到供汽和发电兼顾。

5. 对电厂生产组织模式和安全性的影响较大。

一是将增加机组启停次数。原模式下,更注重的是安全供电,经济性因素排在较后的位置,启、停机次数相对较少。现货模式下,更多考虑的是运行成本的降低,机组启、停次数增加较多,对火电企业安全性挑战较大。二是运行指标的劣化问题。原模式下,机组的负荷安排,主要考虑计划兑现率,运行负荷变化范围也相对较小,机组的节能管理和参数调整工作量相对小。现货模式下,价格信号逼迫机组运行负荷范围增大,宽负荷范围调节,导致机组参数优化调整难度加大。三是设备消缺的时段选择和经济性要求冲突较严重。原模式下,机组消缺可利用低谷消缺进行,调度有一定范围的免除考核。按照电力现货模式,每日要对收入进行日清分,消缺产生的电力偏差,在高电价时段,给企业带来的经济损失较大。若因考虑经济损失推迟消缺,对设备的安全性影响较大。另外,消缺和检修机组将被统计为不可用机组,不能获得固定容量补偿。

6. 成本比任何时候都重要。

现有模式下,发电量指标的获取和发电量兑现,基本靠政府下达基数电量和市场交易电量,与成本关系不大。现货模式下,需要参照变动成本报价以确保有边际效益,需要降低固定成本以争取固定成本补偿大于固定成本,实现企业有利润不亏损,电量和利润受制于成本高低。

应对现货市场策略

针对即将面临的形势,提出以下市场策略:

1. 深入研究电力改革有关政策。

紧密跟踪国家和山东省关于电改政策,深入研究电力体制改革政策和电力交易规则文件,分析对企业产生的影响,超前制定应对措施。加速建立市场化经营机制和激励机制,实现市场化运作,增强参与市场的主动性,进一步确立市场化体制机制。

2. 研究制定最优交易策略。

在现有的交易机制下,电厂收益主要由中长期合约收益、现货电能量交易收益、固定成本补偿三部分组成。需要结合山东区域政策和企业实际,提前熟悉、吃透现货交易规则,研究制定现货交易措施,提前部署交易方案和策略。

3. 加大企业营销力量建设。

加强现货交易团队建设,组建、培养出自己的务实型批发市场团队,力争培养多面手式的复合型人才,为开展现货交易做好人员储备。

4. 推进企业收入的多元化。

千方百计扩大供热,增加供热量,通过供热实现降煤耗,增加收益的目的。依托供热,为用户提供更低的综合用能成本。探索进入灰、渣、石膏等副产品利用深度利用可能性,通过副产品的深度利用增利,对冲电力业务收入下降的风险。

5. 积极推动企业转型发展。

认真研究应对电量的下降和发电收益构成的复杂性,主动适应电力市场化改革和能源互联网发展,加强生产与市场的深度融合,实现一体化决策,推进发电企业转型为综合能源服务企业,着力构建有竞争力的电厂。

6. 积极争取增量配网项目。

根据《有序放开配电网业务管理办法》,增量配网运营本身也有权利向用户有偿提供“多种能源优化组合方案,提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务”。因此,建议电厂结合国家增量配网概念,加强与地方政府深度合作,获取配电网项目。

7. 千方百计降低成本。

现货市场拼的就是成本,尤其是变动成本,如何优化燃煤结构,增加机组吃“粗粮”的能力,实现燃煤量、质、价最优结合,是现货市场的需要,也是企业提升经营品质的需要。

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