多收了三五斗少入了两三分：火电企业现货收益的反直觉悖论-北极星售电网

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火电企业高现货价下收益减少的反直觉悖论

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蒙西现货市场电价一路走高，然而火电的结算电价却创下历史新低，这其中的原因是什么呢？本文将带各位读者一探究竟。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：叶青亭）

自2023年1月之后，蒙西现货价格一路走高，尤其上月再创新高，8月蒙西全网统一出清均价高达1048.16元/兆瓦时。通过下图可以看到，除2023年1月，由于新能源超发叠加春节期间负荷下降较多，导致现货电价较低，其余时间蒙西现货市场电价一路“高歌猛进”，8月涨幅同比达到50%，是去年同期价格的2倍。

图1 全网统一出清价

在如此之高的现货背景下，火电的结算电价不仅没有走高，反而在却在逐月降低。通过下图可以看到，2022年6-12月：火电平均结算电价409.5元/兆瓦时，最高为432.5元/兆瓦时，最低398.2元/兆瓦时。2023年1月至7月：平均结算电价386.4元/兆瓦时，最高422.5元/兆瓦时，最低365.8元/兆瓦时。2023年若剔除1月特殊情况，火电结算电价相比去年下半年平均降低近三分钱。

图2 火电结算量价

在现货价格再创新高时，火电结算价格却创下来了现货开展以来的最低价，这其中原因何在呢？

原因1：阻塞加重，中长期差价合约亏损严重

蒙西区域的电能电费结算公式为：

蒙西的中长期差价合约是与全市场的区域出清价或全网统一出清价做差价，而非自身节点价格。蒙西地区随着2023年负荷增长及新能源装机增加，源荷分布不均的情况有所加重，阻塞情况也随之加重。以下是呼包东、西部价差，可以看到2023年东西部价差的均值、极值均有所增加，波动也更加剧烈。

图3 呼包东、西价差

根据电费结算公式，在阻塞区域，边际机组应该抬高报价来增加现货收入（假定单个节点电价增加不改变全市场均价），但随着阻塞加重，阻塞区域增多，全市场的出清价也被抬高，因此中长期差价合约部分的亏损也随之增加。尤其对于节点电价较低区域的火电机组，90%的最低持仓要求导致中长期合约的亏损非常严重。在今年四月，由于检修规模较大导致阻塞严重，更有少数发电企业因此结算电费为负，产生付费发电的“奇特”现象。

原因2：市场分摊费用增加

背景说明：蒙西区域新能源中长期持仓要求为85%至115%，而新能源市场平均中长期电价在220元/兆瓦时左右，在现货电价如此之高的情况下，新能源交易均价可想而知会非常低，尤其小风季，因此蒙西有新能源风险防范补偿措施，针对低于自身合约价格0.85倍的新能源主体给予补偿电费，将其结算价格补偿至自身合约价格的0.85倍，而该部分补偿费用是在火电侧进行分摊的。

2.1新能源装机增长较快，发电量增加

截至2023年6月底，蒙西地区新能源装机增加592万千瓦，2022年6-12月新能源月均发电量52.9亿，2023年1-7月月均发电量64.9亿，环比增加22.5%，新能源发电量增加，风险防范补偿的费用自然也随之增加。同时，由于新增的新能源多为平价项目，而平价项目风险防范后的均价要比常规项目平均高出八分左右，这也导致全市场的新能源风险防范补偿电费进一步攀升。

2.2新能源协商曲线调整，导致风险防范补偿电费增加

蒙西地区用户侧中长期交易一般情况下火电电量占比80%，新能源总比例为20%，用户侧先与火电成交，之后再与新能源交易，新能源的交易量受到火电成交情况的限制。而随新能源装机增加，新能源中长期交易竞争加大；同时用户侧对于现货市场理解提升，了解了中长期的曲线价值，基本在新能源协商时都有了曲线要求，新能源也愿意通过提高曲线的价值来提高合约价格或促进中长期成交比例。这导致新能源交易均价降低，新能源风险防范补偿电费增加。

我们可以通过一个例子来看下这种影响：假设蒙西某个新能源电站月发电量1000兆瓦时，在市场初期，交易均价大概在100元/兆瓦时，风险防范后的交易均价为200元/兆瓦时，此时需要火电分摊的新能源风险防范补偿费用为：1000*（200-100）=100000元；而随着新能源中长期交易竞争愈加激烈，新能源中长期成交的价值价高的曲线，在现货市场会产生更大的亏损，在现货价格越来越高的情况下，交易均价易达到-100元/兆瓦时，假定发电量和风险防范后的交易均价均不变，此时火电需要分摊的补偿电费为：1000*（200-（-100））=300000元。补偿电费足足翻了三倍。

此时新能源的结算电费并没有增多，但是火电却承担了更多市场分摊费用，其实这部分费用是由于新能源中长期让利用户而转嫁到了火电身上，最终受益者在用户，承担者在火电。据悉，近几月新能源全市场风险防范补偿分摊费用在14亿元左右，火电度电要分摊七到八分钱。

2.3用户侧风险防范补偿电费分摊增加

同样，在现货电价如此之高的情况下，用户侧中长期签约量不足极易触发用户侧风险防范补偿机制，即将用户的电能电价补偿至市场同行业中长期合约价格1.1倍，该部分费用在发电侧进行分摊。

在近几月，火电为了更多的赚到现货高价部分的电费，死守中长期持仓下限要求，导致部分一般行业用户中长期无法签够所需电量，该部分用户自然交易均价走高，触发风险防范补偿机制。通过下图可以看到近几月火电电中长期的签约全月平均持仓越来越低。不过，不愿签出的中长期、赚到现货高价电费最终还是会在市场分摊费用里还回去，但此时，将是市场全部发电机组共同承担这笔费用，这也会加剧降低火电机组中长期签约意愿。

图4 参与现货机组持仓情况

综上，可以看到用户侧和新能源的风险防范补偿分摊费用增加也是火电机组结算电价下降的又一重要原因。8月，火电分摊的新能源风险防范补偿费用度电在75元/兆瓦时，用户侧新能源风险防范补偿分摊费用在40元/兆瓦时左右，这两项分摊费用就在115元/兆瓦时左右。

以上两点共同造成了蒙西地区在现货电价高企的情况下，火电结算电价逐步走低这一反直觉现象。

因此，现货价格高并不意味着结算电价一定高，现货价格可以传导一定的时空信号、供需关系，但是结算电价却与市场情况、交易体系、交易策略等等因素有关。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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