由希江YOU Xi-jiang

（国电电力技术咨询分公司，北京 100020）

1 煤电企业参与市场化竞价存在的风险

目前大部分省区实行以分时节点/分区电价为核心的中长期/现货方案，结合电价机制和组织形式，电力市场主要风险如下：

①市场规则或机制设计风险。主要是价差为主的市场规则不健全、规避风险工具不完善等风险。目前中长期市场及现货市场以价差为主，这种模式容易引起发售侧电力价格机制衔接不畅，具体表现为不平衡资金大量出现、用户侧进入市场受限以及发售侧改革红利传导有限。

②计划电量电价优先权挤占电力市场空间。主要是存在部分针对发电企业、用电企业或者用电产业的承诺电价，造成市场执行存在一定阻力；市场化机制有利于实现节能降耗，但对市场成员行为造成一定困扰，对电力企业和非计划市场成员等产生风险。

③市场结构性风险。由于电力工业规模经济、所在地区资源构成等因素，形成电力供应结构相对垄断，部分发电企业具有较大市场力；市场结构存在一定缺陷，如大量不可控可再生能源造成价格波动较大。

④电网结构及信息不透明的风险。电网阻塞产生和分布可能影响全网电价，其他如自然灾害、社会性突发事件以及重要线路故障可能导致节点电价飙升，或机组非计划停运导致局部供需失衡。这些需要及时透明的信息发布和响应速度，当前各省均未明确规范突发事件导致系统故障的市场管理构成及具体应对办法。

2 煤电企业市场获利的主要影响因素

煤电企业电量主要通过中长期和现货市场进行交易，中长期市场交易量占到全部市场电量90%左右，基本形成“中长期交易锁定电量，规避市场风险；现货市场发现价格波动，寻找利润增长空间”的竞价共识。

2.1 电力中长期市场获利主要影响因素

①负荷增长速度与低能耗机组的年发电量。中长期市场占据绝大部分市场电量，煤电机组在优先交易权排序中不占优势，负荷增长变化、优先交易权排序较前的低能耗机组的中长期发电量对煤电机组产生很大影响。

②电网阻塞产生的节点边际电价。近年来出台的电力市场交易规则均提出节点电价的概念。电网的阻塞和分布可能会影响全网不同节点电价之间的差异，对于负荷分布与发电电源分布不协调或者地形复杂、网络布局难以兼顾的省份，电网阻塞的出现引起节点电价较大变化。部分省区规定“在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度要求协助安排购售电”，对发电企业在阻塞时段的发电量和发电价格产生一定影响。

③机组在中长期市场对应的发电容量范围。按照机组耗量特性曲线，发电煤耗随着发电容量改变而变动，表现为二次凸函数特性，发电煤耗随发电出力可用下式表示：

图1 表示煤耗量特性一般曲线，煤耗随着机组发电出力上升呈现非线性增长，图中从原点O 出发的虚线L 与耗量特性曲线相切于容量PG*处，则PG*为机组比耗量最低发电出力，也是机组平均燃料成本最小运行点。以该点为中心，附近发电出力范围相对平均煤耗都较低，以图中虚线L1为例，L1与耗量特性曲线相交的于PG1和-PG2两点，可将出力范围PG1-PG2的运行范围视作“经济运行区”，此范围内机组总体发电煤耗较低。考虑到中长期市场中机组运行相对平稳，若机组大部分处于经济运行区，则机组经济效益相对较好。

④一次能源价格的波动。一次能源价格直接影响到机组的变动运行成本，因此，价格适中、稳定可靠的电煤保障对机组的长期运行将会有很重要的影响。燃料产供销协同化运行对于煤炭影响较大，生产方要在低价储煤，并根据电量交易结果及时组织调运和输送，以免产生交易失败。

⑤检修计划影响。计划发电时代的机组检修计划由调度决定，市场方式下，煤电企业自己制定检修计划，这就需要选择合适的检修时机，确保机组在中长期市场得到最大收益，也有利于抓住现货市场机会，获取额外收益。但由于可能出现的不协调不一致，检修计划可能会出现“扎堆”现象，有必要设定科学的检修机制。

2.2 电力现货市场获利主要影响因素

①短期发电综合单位变动成本预测精度。发电机组在现货市场中处于运行状态，现货价格只要高于机组单位变动成本，机组不仅能够弥补自身运行成本，高于边际运行成本部分还可以补贴固定成本，因此，精确分析机组在不同发电容量下的变动成本，迅速做出现货市场竞价决策，将直接影响发电机组能否获利。

②对市场相关信息的精确把握。电力现货市场出清价格主要取决于剩余负荷曲线特性、负荷预测与实际负荷误差大小、可再生能源发电机组功率预测误差等因素。其中，剩余负荷曲线的峰谷特征可以通过市场交易信息获取，负荷预测误差以及可再生能源发电功率预测误差需要跟踪分析短期、超短期负荷预测以及风能、太阳能等气象预报来实现。

③机组运行可靠性以及调节能力。现货市场具有距离交割时间较近、需求更具“刚性”等特点，量价常常出现不稳定的情形。机组运行可靠性高、具有灵活快速调节能力将具有更强竞争能力，尤其在系统负荷高峰时段或可再生能源机组出力不稳定时，机组可靠性和可用性指标将直接影响企业利润。

3 煤电企业盈亏平衡量价分析

我国电力市场处于试点阶段，尚未形成有价值的历史数据，笔者主要从企业盈亏平衡角度进行量化分析，通过分析自身成本、运行水平、盈利水平之间关系，做到微观化量价与盈亏平衡分析。

3.1 电力中长期市场盈亏平衡量价分析

据统计，今年1-9 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3.89 万亿千瓦时，同比增长43.5%，中长期电力直接交易电量合计为3.1 万亿千瓦时，同比增长43.1%，中长期交易仍是电力市场的“压舱石”。对于煤电企业来说，中长期市场价格代表市场平均成本，单位平均成本较低的企业能够在同等价格水平下获取较高利润空间。由于中长期电量占到总市场电量90%左右，煤电企业中长期售电收入应覆盖总发电成本90%以上，才能减轻企业竞争压力。

以单台机组为例，假设A 企业机组年应回收固定资产费用为CA元/MW，对应工资福利大修等年支出费用为CB元/MW，平均供电煤耗为b 克/kWh，当地煤价为CC元/吨，对应煤炭热值为M 卡，发电煤耗形成的变动成本为Ccoal。

固定成本回收需要按照机组运行小时数进行摊薄，针对某一设定年运行小时数H，分摊于每单位电量固定成本Ccnst为

上式表明年设定运行小时数增大有利于机组摊薄固定成本，对争取市场价格优势有很大优势。

机组在中长期市场运行中的盈亏平衡价格ρl为

从图2 可见，随着发电小时数增多以及回收固定成本比重降低，成交电价随之降低，但降幅有所放缓。实际上，当机组运行成本分析较为精细时，可以得出机组运行于不同容量的变动成本（主要是煤耗成本）。

3.2 电力现货市场盈亏平衡量价分析

在煤电竞争激烈、发电小时数下降的背景下，如果中长期市场电量已经收回全部成本，则现货市场价格只要不低于机组变动成本即可获益。机组在现货市场中可能不在经济出力范围、甚至参与深度调峰等高成本运行范围，因此，测算其现货市场发电变动成本应按照机组运行于较高煤耗状态下的发电出力。表1 为一台600MW 机组不同出力状态下的煤耗，该机组其他成本构成与A 企业相同，假设机组出力范围分成5 段，每段煤耗及对应变动成本如表所示。

表1 机组出力煤耗及对应的变动成本

针对中长期市场可收回的成本比重（B）不同，现货市场争取的发电小时数对应盈亏平衡价格ρx为

式中，Cc，n为机组运行于第n 段出力的煤耗，h 为现货市场可能的运行小时数。

表2 是机组在现货市场中不同发电小时数的盈亏平衡电价，其电价数据按照中长期市场可收回98%全部成本，现货市场还需收回另外2%全部成本进行测算。

表2 机组出力煤耗及对应的变动成本（单位：元/MWh）

表2 是机组所有可能出力范围下的盈亏平衡电价，由于实际运行往往要临界于最小技术出力或者接近额定容量，甚至需要参与深度调峰，所以表2 选择第1 段或第5段出力测算电价作为最低报价。图3 为中长期市场收回不同比重固定成本情况下，现货市场对应不同发电小时数测算所得盈亏平衡电价。

4 煤电企业竞价策略重点

4.1 分类施策，确保收益 煤电企业参与市场竞争过程分为中长期交易和现货交易两部分，中长期市场交易应合力确定电厂绝大部分收益，做到覆盖全部固定成本。若机组性能良好，且现货价格预期乐观，可保留一定电量参与现货市场。现货市场是发现价格，竞争“增量”，冲击利润空间。现货市场中，对市场价格预测是申报发电曲线关键。当预测实时电价大于日前电价时，应控制日前市场中标电量，在实时市场多争取高价电；当预测实时电价小于日前电价时，应在日前市场多争取中标电量，实时市场少发，日前相对高价卖出，实时相对低价买入，差量部分实现零燃料成本套利。

4.2 做好市场负荷需求精细化预测 负荷预测包括系统年度负荷预测、月度负荷预测、日前负荷预测以及日内超短期负荷预测，每一项内容均关系发电企业年度、月度、日前及日内的竞争电量空间。对于煤电企业，由于市场竞价序位靠后，年度负荷预测时还要关注水文预报、新机组投运计划和可再生及外来电的计划。月度竞价时，还要关注包含水电在内的可再生能源以及外来电逐月变化情况，以决定自身检修计划、年度分月电量计划以及各月可竞争电量规模。

4.3 开展优化现货市场电量电价分析 现货市场竞争负荷曲线是扣除中长期负荷分解曲线后的剩余曲线，现货市场价格随着剩余负荷曲线峰谷特征而变化。由于现货市场数据较多，竞价方式相对单一，煤电企业应尽可能收集现货市场量价关系，比如，广东现货市场运行多年，市场竞争较为激烈，发电侧与用电侧报价及报量数据均有积累，可以建立数据分析模型分析市场竞争激烈程度与价差之间的基本规律，随着市场规则调整优化和扩展数据分析，为现货市场电量电价规律做好准备。

4.4 通过技术手段实现更加精细成本分析 随着市场化深入推进，煤电企业要在保质保量前提下，充分利用现代科技技术，不断细化成本管理流程，从成本构成、成本核算、成本分析到定价决策进行解析，对发电各环节实现精细化管理，进一步降低企业运营成本，提升风险控制能力。中长期市场要重点关注负荷增长速度、低能耗机组年发电量、电网阻塞信息、一次能源价格波动、生产销售协同配合、检修计划安排、辅助服务能力等因素，现货市场要重点关注短期发电综合单位变动成本、市场相关信息、运行可靠性及调节能力等因素。