山东电力现货报告：现货规则下 发、售企业难题何解？

三、山东电力现货市场的建立

3.1现货规则的编制

（来源：微信公众号“享能汇”作者：享能汇工作室）

2018年7月，山东省正式开始电力现货市场建立的探讨。2019年二月，开始了规则编制工作。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。

山东电力现货模式，采用集中式市场，节点电价法，以启动费用和运行费用总和为最小为目标，全电量出清形成开机组合。发电量计划的结算方式为金融结算，而非物理执行。中长期电量计划及基数电量计划，转换为中长期合约。合约兑现方法，可以采用自己发电也可以通过合同转让完成，金融性较强。

起步阶段，辅助服务品种仅有调频服务，相对较少。按照电改路线图，后期将增加容量市场等服务品种。并根据市场成熟情况，引入金融输电权和电量期权市场。

3.2山东省首次现货试结算分析

2019年7月2日，开始了电力现货第一轮模拟报价。2019年9月16日，进行了第一次调电试运行。20日至26日，进行了第一次连续调电及试结算。山东电力现货市场进入了实际操作阶段。

第一轮试验中，基本比较平稳。

20日至26日日前出清价格表

日前出清电价最高值出现在23日（周一），为462.27元/MWH, 日前出清电价最低值出现在22日（周日），为67.5元/MWH,七日平均日前出清电价为330.31元/MWH。低于标杆电价64.59元/MWH。

20日至26日日内出清价格表

日内结算价格最高值出现在23日（周一），为504.6元/MWH, 日内出清电价最低值出现在22日（周日）和26日（周四），为0元/MWH,七日平均日内出清电价为321.04元/MWH。低于标杆电价73.86元/MWH。

22日日前、实时分时结算价格表

22日受新能源大发影响，虽然停运机组较多，但日内实时电价在10时至13时，均为零价。在零价时刻，所有发电均赔钱。

本次调电试结算因报价高价限制在1.5倍的标杆电价（592.35元/MWH），低价区域控制在零价范围，波动范围相对较小。（按照规定，成交范围为-8分至1.2元）由于有中长期合约托底，本次的机组降价约在30MW/元，本次即使全部结算，风险也是可控的。

四、山东发电企业在现货市场中的挑战和机遇

4.1电力现货与三公调度

电力现货的实施，是一次电力企业经营、生产体制的变革。“三公调度模式”（以下简称原模式），与电力现货模式对生产、经营的要求，有着本质的区别。

图：三公调度模式与电力现货模式的对比

三公调度模式下的电厂，经营上的压力，主要是利用小时。发电企业最大的效益就是多发电，如何千方百计地落实电量计划和多争取市场电量。只要有电量计划，企业的生存和发展最主要的问题就解除了。传统模式下，火电企业的重要工作是安全管理，经营管理是为生产管理服务的。

今年来山东，煤炭价格高企，山东火电机组，除个别大机组外，绝大多数机组均陷入亏损状态。（约40%的机组亏损）。

4.2发电厂在现货市场中的挑战

4.2.1 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，将带来到煤炭采购优化困难、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。

4.2.2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，公司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。

4.2.3 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，将对火电企业的计量体系，电费核对体系，监管体系提出挑战。

4.2.4 对供热市场可靠供应的冲击

供热市场，是中小机组生存的生命线。若无供热市场，中小机组将无法存活。山东目前的各地机组均在争抢供热市场，大容量、高参数机组也介入到供热市场的争夺，甚至连海阳核电机组也开始进入供热市场。

供热机组数量的增多，导致了供热机组的方式和负荷保证较困难。原模式下，还可通过协商完成。现模式下，供热机组的运行，也要根据报价来，供热的可靠性和品质，在部分新能源大发时段，难以保证。

4.2.5 对火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，（当实时价格出现零电价乃至负电价的时候，应该尽量少发电，高电价时，应该尽量多发电）。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。

4.3 发电厂在现货市场中的机遇

4.3.1 可自行决定机组启、停和选择负荷区段

原模式下，电力调度的权限较大，发电厂的各台机组，成了电网的一个个车间。没有自行优化各机组负荷的权限，更没有自行选择机组备用和启动的权力。

电力现货模式下，若能掌握较精确的电网负荷预测和新能源预计，就可根据生产设备需要，通过报价选择机组的运行与否，通过报价来选择机组运行的负荷段，一定程度上增加了灵活性。

4.3.2 将促进存量电力资产改造投资的增加和来源渠道的增加

原有的设备选型和改造，是适应原模式下的产物。电力现货模式下，设备的参数设定必然要根据新的需求进行调整。

存量发电资产如何能够给企业带来最大的效益，是集团考虑的问题，一定程度上会给基层企业资金扶持。从集团公司层面，可向国家申请政策，国家为了支持电改成功，也会一定程度上给予此类技改一定的如税收、贷款利率等政策倾斜。

4.3.3将促进发电企业的收入的多元化和转型

一是发电企业的收入构成，将更加复杂。除原有的发电、供热、副产品收入，更多的收入，将来源于金融行业。如售电电量计划的转入和转出，电量计划的价差管理，电力期货对冲的收益，煤炭期货的对冲和盈利。

二是发电企业为了降低现货竞价对发电收益的降低，必然会增加对供热收入和副产品收入的需求，增加供热产品的种类和副产品的深加工的探索。

4.3.4 将促进发电企业转型为综合能源服务企业

电量的下降和发电收益构成的复杂性，将促进发电企业加快通过综合能源服务，锁定售电市场的步伐，将给发电企业带来新的业务机会。

五、对售电市场的挑战和机遇

原模式下的售电公司，主要在于签订用户的能力。电力的同质化问题，让售电公司的销售业务开展着重在售前，售后服务无从谈起。售电公司技术管理更多的是一种对政策的理解和把握，对电力产品的特性可以不用考虑，对自己用户的用电特性也无需考虑。

受营销体制和用工制度的等因素影响，山东出现了火电集团背景的售电公司，售电业务开展的不如民营企业售电公司的怪现象。民营售电公司的盈利模式，是量大为王，价差为王。售电公司拿到了足够的用户，完全可以逼迫发电企业进行一定程度的价格让渡。售电公司基本上不进行任何业务，还要分走火电企业本应让利给工商企业的利润。

电力现货模式下，D1至D3三类标准曲线的划分和自定义曲线的划分，打破了电力产品的同质性。目前山东电力现货售电侧以报量不报价，发电侧平均节点电价结算起步，逐步会过渡到报量报价，不同负荷不同节点电价结算。

对于电力商品的特性熟悉程度和负荷预计、各区域节点电价的变化趋势，决定了电力合同的盈亏问题。电力营销的技术支持作用将凸显出来，无电源背景的售电公司生存环境将劣化。售电公司的作用不仅是售前的签约服务，更多的要通过给用户进行需求侧管理和节能管理等售中和售后服务，降低用户的综合用能成本，来提高用户的粘性。

从电力市场化改革较为成功的电力市场看，发电企业背景的售电公司和综合节能服务的售电公司，是存活下来的主要类型。

单纯靠电量指标倒卖的售电公司，是无法在现货市场下生存的。提高售电公司专业技术能力，重点提高售中、售后能力，是售电公司业务拓展的需要。

六、电力现货市场中的火电企业

6.1火电企业进入“至暗时刻”

电改路线图中的十六字：“厂网分开、主辅分离、竞价上网、输配分离”中的“主辅分离，厂网分开”均已完成了，剩下的“竞价上网”步骤正依托电力现货来逐步实现。电改路线图最后一个要完成的任务，也是最艰难的任务，就是“输配分离”。

当前国家电改的重点放在电力现货上，其实预示着国家最终推动电改全面成功的决心不变。电力现货政策和国家力推的增量配网政策，均显示着国家对分拆电网的想法正在逐步落实中。

不实现输电网和配电网分开经营，就无从厘清电网的输电成本，也无法真正实现电改的社会福利不被截留。

电力现货实施的初期，火电企业，特别是中小型火电企业，将进入“至暗时代”。企业将挣扎在盈亏平衡线上，甚至会产生较大额度的亏损。

拥有大型火电机组的企业，虽然能够拿到比三公模式下更高的利用小时，但电价的下降，将降低其盈利的水平。若省内的竞争平衡打破，将加剧成本管控差、能耗高的机组的退役进度。如何降低小机组的煤耗，降低企业经营成本，是火电企业生存必须解决的问题。

6.2火电企业在现货市场中的建议

企业的转机，往往出现在企业经营最困难的时刻。凤凰涅槃，必须浴火。

火电公司转型升级发展的动力，也将来源于企业的经营困境。针对火电企业即将面临的困境，建议如下：

6.2.1加大营销力量的建设，通过中长期电量的签订，锁定收益，降低机组在现货下运行的风险。通过电力现货模式下为用户选择合理的用电方案乃至能源管理方案，提高市场占有率。

6.2.2在风险可控的前提下，适度参与中长期转让市场操作，增加收益。提前研究电力期货市场、煤炭期货市场，择机对冲风险。

6.2.3千方百计扩大供热，增加供热品类，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。

6.2.4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。

6.2.5结合国家增量配网概念，与地方政府深度合作，获取配电网项目。

相关阅读：

山东电力现货报告：现货来袭 山东电力市场现状如何？