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2025年,四川电力市场经历了多项政策变革,其中备受关注且影响深远的变革为:燃煤火电将与水电、风电、光伏等可再生能源共同参与市场竞争。这一变化标志着自2018年起长达七年的火电在四川电力市场中作为配售电量参与市场方式的终结。
(来源:微信公众号“硕电汇” 作者:小硕团队)
本次政策调整的核心在于,通过政府授权合约的机制设计,燃煤火电企业得以与水电、风电、光伏等低成本电源同台进行交易。此举是解决不同成本结构的电源在市场竞争中所面临的协调难题的关键措施。火电企业的参与预计将为市场引入新的竞争态势,并对市场主体产生深远的影响。
一、目标不同,策略不同,多方博弈丰富市场竞争格局
为了平衡高成本电源在市场交易中的利益,设置了政府授权合约机制。公式为:各燃煤火电机组当月电能量价格=各燃煤火电机组当月中长期交易合同均价+燃煤火电的政府授权合约电价-MAX(年度集中交易当月电能量均价,当月月度和月内集中交易电能量均价,各燃煤机组当月中长期交易合同均价)。
对于传统市场的水、风、光电源而言,其参与主体在交易市场中的理想目标是力求其销售的电能量价格达到最高。而在政府授权的合约机制中,燃煤发电企业则致力于在年度交易完成后进行的月度交易中,保持其合约价格的稳定性,并尽可能地避免月度集中交易的平均价格超过年度集中市场的平均价格。尽管同为电力生产者,但因参与市场的机制设计的不同,两者在目标上存在显著差异,这无疑加剧了市场主体之间的策略互动,使得市场竞争格局更为复杂多变。
二、原非水电量拆分、市场化购电费用构成调整,原非水电量价格显著下降
对电力用户而言,火电企业参与同台竞技后,常规直购交易品种取消非水电量配置,改为全电量参与电力市场交易。其市场化购电费用由原来的非水电价和市场化水风光电价按比例加权构成,调整为用户市场化购电费由“常规直购购电费+政府授权合约价差分摊费用+燃机价差分摊费用+省间外购价差分摊”费用构成,从已公布的1月和2月的政府授权合约价差分摊单价、燃机价差分摊单价和省间外购价差分摊单价来看,相较2024年的非水电量的价格来看,已经出现显著下降。
三、火电企业电量电价面临挑战,波动加剧
对燃煤火电企业而言,根据2025年政府授权合约机制下的价格公式,其在当月可获得的电价为小于等于政府授权合约价格(为439.2元/兆瓦时)。以2025年实际交易结果来看,年度交易结束后,整体火电的水期均价略小于集中平台各水期的平均成交价格,由此,火电企业已基本达不到政府授权合约的价格。而进入月度和月内交易后,燃煤火电企业仍面临较大的价格挑战。以已经实际发生的1月为例,月度集中交易均价为413.17元,根据上述公式火电可获得的价差收入为26.03元/兆瓦时,结合其自身交易的合同均价约为393元/兆瓦时左右,1月燃煤火电整体的实际价格仅为419元/兆瓦时,较政府合约授权价格低约20元/兆瓦时,可谓时损失巨大,其结算价格将远远低于去年同期水平。
1月是燃煤火电参与的第一个月内交易,尽管这个月的行情还不具有普遍性,但至少说明了市场交易的供需形势存在较大波动和影响因素众多及其不确定性会给燃煤火电参与市场带来极大的收益风险。因此,对于市场主体来说,需要持续对市场供需形势进行综合的研判,并且制定好灵活的交易策略和执行,从而应对可能出现的各种情况。
四川电力市场的火电与水风光企业同台竞技,本质上是国家能源转型的缩影:水电、风光的低成本与环保优势将主导长期趋势,然而火电的灵活性和可靠性短期内难以替代。此次同台竞技不仅为未来的四川电力现货市场奠定了基础,也将推动电力系统向更清洁、更高效、更安全的方向演进。在此过程中,政策设计不仅要考虑收益、效率与安全的平衡,相关市场主体亦需积极适应角色的转变,提升并强化政策解读、市场分析、交易策略以及风险防控等关键工作。在此过程中,与时俱进的策略优化和技术创新是破局的关键。
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