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摘 要：近年来，电力市场改革逐步推进、逐年深入，尤 其是2022年以来全国各电力现货市场改革试点省份相继开 展长周期结算试运行，对发电企业生产经营的冲击越来越 大，发电企业亟须改变原有的经营理念。本文以广东省试 点为例，从电力现货市场的概念、发电企业面临的新挑战 及发电企业如何应对挑战等方面展开了探讨，以供参考。
关键词：电力现货市场,发电企业,效益最大化,生产经营
一、电力现货市场概述
我国电力市场建设的总体思路是建立中长期交易 为主、现货交易为补充的电力市场，通过市场的手 段，让各市场主体自由竞争，来保证电力作为商品的 有效流通、优化配置、发现价格信号[1] 。目前以年度、 月度等为周期的中长期电能量市场运行相对成熟，而 电力现货市场起步相对较晚，现货市场可以理解为一 个自由竞争的交易平台，分为日前市场和实时市场。
日前市场是调度机构根据对次日负荷需求、机组状态 及线路约束等情况进行预测，结合各机组的电量电价 申报情况，提前一天时间确定机组组合及其发电计划 的市场竞争交易，基本实现了次日电力电量的平衡， 并且满足电网安全约束条件[2] ;实时市场是根据系统的 实时变化情况在日前市场出清的基础上进行微调，由于 实时市场更接近实时交割时间，能更真实地反映系统的 实时运行情况，用来应对各种出现预测偏差和非计划状 况，实现电力实时平衡和电网安全运行[2] 。通过日前和 实时市场的有效组合，再加上调频辅助服务市场，基本 确保满足电力供需的时刻平衡及安全稳定运行。
二、电力现货市场的作用
计划体制时代的电力调度方式是“三公调度”， 按照两个“大致相当”的原则安排发电调度计划，即 合同完成率大致相当和合同完成进度大致相当。各发 电企业的结算电价按照政府批复电价结算，虽然各类 机组的政府批复电价有所差别，但对单个发电企业来 说，电价是固定的，不能形成价格信号。建设电力市 场，是用市场的手段来解决机组运行方式问题，基于 安全约束统一出清的前提下，实现经济最优。以前运 行方式安排是自上而下地基于机组电量完成进度、成 本进行调度，难以体现机组发电主体当时的实际意 愿。而现货模式下，通过市场引导自下而上地自主报 价，报价有时会偏离客观发电成本，但更能体现发电主体当时的真实意愿。
以现货市场为核心的电力平衡机制，可以真实地 反映电力不同时段、不同地区的供需关系，继而发现 真实电能量价格，该电价也将会影响到中长期市场的 签约电价，最终起到优化全社会发电成本的作用。具 体表现为以下三个方面：一是促进竞争、优化资源利 用。现货市场以集中优化出清的方式促进了电力市场 的充分竞争，出清的总体原则是根据交易系统上每台 机组的报价由低到高先后优先出清，再统一结算。可 实现社会发电成本最小化，简单地说就是谁报价低就 调用谁发电，也倒逼电厂降本增效提高市场竞争力， 优化资源利用。二是还原电力商品的时间空间价值属 性。由于电能量传输路径和量由物理规律确定，线 路阻塞是经常会发生的，节点电价由电能量价格加上 阻塞价格组成，可以真实地反映电力商品的时间和空 间上的供需关系。具体来说就是一般情况下负荷高峰 期电价较高，低谷期电价较低;负荷中心地区电价较 高，非负荷中心地区电价较低。这样节点电价低的时 段或地区自然就会引导电厂少发电，相比现在的调度 强制调节手段来说现货对调度更高效、主动、快捷。 三是引导规划，量化决策。由于现货市场上出清节点 电价具有时空性，具体表现为分区域、分时段的节点 电价不同，不同区域、时段的节点电价能够有效引导 电源、电网的合理规划，为建设决策提供依据。
三、电力现货市场环境下发电企业面临的挑战
(一)对发电企业生产经营模式提出新的挑战
在电力现货市场，发电企业的生产经营模式将发 生颠覆性变化，其经营理念不再是唯电量论，而是需 要考虑现货节点电价、中标电量、中长期合约电量电 价以及中长期电量履约方式等因素，将完全由统购统 销、计划定产时代进入以销定产、以价定量的新时 代。全新的经营模式给发电企业提出了新的挑战，亟 须在经营理念转变、机构职能调整、交易团队建设上 寻求转变，建立一个高效的电力市场决策体系以适应 市场交易、生产管控等方面的新要求。
(二)对发电成本控制提出了新的要求
发电成本是发电企业参与电力市场交易的重要参 考。在传统模式下，由于发电计划是电网统一安排， 发电成本预测的准确与否对发电策略的制定基本不会 产生影响，更多是起到财务核算的作用。在电力现货市场环境下，对发电成本的精确预测直接关系年度、 月度、周及现货市场的交易策略，是评估机组市场竞 争力的重要参考依据，是机组参与市场交易能否获利 的最关键因素。因此，新形势下发电企业探究如何多 维度、动态测算发电成本非常重要。
(三)对参与电力交易的要求更加精细化
目前，中长期电力市场交易已完全替代原来由政 府分配的电量计划。签订合理的中长期合约电量对指 导发电企业年、月生产经营计划有较强的指导性，是 做好燃料采购、发电计划、机组检修和现货交易等工 作的重要参考，可以起到经营压舱石的作用。非电力 现货市场的中长期电量交易相对比较粗放，一般只考 虑量、价两个因素，而电力现货市场下则要求更高。 如何签订价优量足的中长期电量，如何根据年、月、 周不同情况制定有针对性的中长期交易策略，如何结 合生产情况及现货情况预测有针对性地调整报价策 略……这一系列问题都是发电企业在电力现货市场环 境下面临的新挑战。
(四)对发电企业部门管控体系带来的新变化
电力现货市场的本质是在满足安全约束的前提下 以社会福利最大化为目标的经济调度代替原来的计划 调度。电力现货市场以日为周期开展，决策的时效性 很强，交易结果直接影响发电企业的机组运行方式、 机组负荷和收益情况等重大问题。在交易策略的制定 和执行过程中需要生产、燃料、财务、营销等相关部 门的密切配合，在尽可能降低交易风险的同时实现公 司效益最大化。
四、电力现货市场环境下发电企业的应对策略
面对以上挑战，发电企业统筹企业全局，从安全 生产、经营管理、可持续发展多角度出发，以企业整 体效益最大化为总体目标，总结归纳以下“强协同、 控风险、争利润”九字方针。
(一)强协同
从上到下转变发电企业传统经营“唯电量论”的 观点。由于电力现货模式下电价具有明显的时空属 性，是随着供需关系发生变化的。对于发电企业而 言，只有电价高于变动成本时才有意愿多发电，电 价低于变动成本时，便会减少发电甚至选择停运。因 此，发多发少要看现货节点电价，发多未必是好事， 发少也未必就亏。
理顺发电企业组织架构设置。从电力现货市场 “快”“新”等特点出发，要求发电企业必须制定一 套快速反应的决策机制。成立专项指导委员会，有 利于发电企业积极整合、充分调配厂内人力、物力资 源，各个部门服从指导委员会的统一指挥，提高大局站位，强化协同机制，积极开拓，有利于应对市场灵 活开展电力市场业务，抢占市场先机，把握市场交易主动权。
清晰定位发电企业的市场地位，强化市场内各 发电企业间的协同力度。随着电力市场改革的逐步 深入，中长期市场、现货市场、辅助服务市场等逐 步展开，不同年限、不同区域、不同类型机组在市 场中扮演的角色会不一样，盈利点也不尽相同。有 的发电企业盈利点可能主要在抢电量，有的机组盈利点主要在于签好中长期合同，还有的机组盈利点可能主要靠提供调峰调频等辅助服务等，只有清楚 自己机组特点以及在市场中的定位才能做好相应的 应对策略。
(二)控风险
以企业经营理念为原则进行中长期电量仓位管 理。现货环境下对中长期电量仓位管理很重要，按照 不同仓位管理大体可分别稳健刚需、激进、保守三种 风格。其中，稳健刚需总体原则是结合一次能源供应 情况及市场价格，考虑稳健经营的原则进行年度电量 建仓;月度及更短周期则需要根据电力供需、机组实 际状况及检修安排、节点电价预判等因素进行中长期 仓位调整。其余两种风格则是不同公司根据自身对风 险偏好程度做适当调整。
根据周边机组与线路的检修安排、节点电价的时 空特性等确定本厂机组检修排期，在保障电网安全可 靠的前提下，避免出现高电价时期因机组安排检修而 错失发电机会。
正确对待燃煤机组启停频繁问题。由于受负荷变 化、各厂报价等因素影响，现货环境下机组组合相比 于传统调度模式更加动态，导致机组更加频繁启停。 从现货市场的出清逻辑上分析，只要系统断面可控基 本上是容量大、成本低的机组优先运行，而煤耗高、 容量小、变动成本较高的机组就容易作为边际机组， 启停调峰会更加频繁。燃煤机组的频繁启停不但增加 了启停成本费用，还额外增加了操作安全风险。此 外，金属管材热应力的频繁大幅变化也增加四管泄漏 的概率，给燃煤机组带来安全隐患。
发电企业要尽量避免机组频繁启停。首先，要进 一步加强对系统负荷走势预判，加强对现货收益和启 停成本测算，报价上做到平衡兼顾，在收益测算模型 中考虑机组的启停成本和停备天数;其次，加强设备 整治工作，避免机组自身原因导致的不必要的频繁换 机运行;最后，遇到频繁启停问题及时向中调、能监 及交易中心反映，争取修改现货出清算法，从根本上 解决燃煤机组频繁启停问题。
(三)争利润
现货市场其本质是发电成本的竞争，成本低的电 厂报价更低，其市场竞争力也就更强。如何进一步降 本增效，做好设备整治、燃料掺配及运行调控确保顺 利实现出清负荷，如何合理利用规则减少偏差损失 等。此外，由于发电企业所签的中长期合约都需要在 现货市场进行履约，如何根据节点电价采取灵活的报 价策略争取收益最大化都会非常重要。
一是要切实加强设备运维，提高设备可靠性。现 货环境下对机组的运维水平、设备可靠性要求很高， 如出现机组带不上负荷或非停等情况会造成较大的损 失。非现货环境下，一台机负荷带不上可以转移到其 他机组带，但现货环境下是单机负荷出清、结算，带 不上就需要从现货市场买电履约，如果遇到节点电价 高则会高价买电。例如，2021年11- 12月、2022年7-8 月期间广东现货试结算期间节点电价高达800厘/千瓦 时以上，如果机组发不出则需按该节点电价买电履约 中长期合同电量，而由于该节点电价远高于发电变动 成本，造成额外重大亏损。另外，现货环境下对机组 的启动并网、加负荷及时性也要求很高，如果不能按 照出清曲线及时跟踪负荷曲线，除考核曲线偏差外还 会回收收益或高价买电履约[3]。
二是要持续深入推进降本增效工作，提高机 组的市场竞争力。目前，供电煤耗百万机组约为 290g/kwh、60万机组310g/kwh，30万机组340g/kwh， 以燃煤成本都是标煤价1500元/吨，换算为发电变 动成本则分别是0 .435元/千瓦时、0 .465元/千瓦时、 0.51元/千瓦时， 差距显而易见。因此， 切实做好节能 降耗，特别是机组真空系统治理、机组低负荷节能、 机组调峰调频等方面工作，真正降成本、见实效，且 增加机组在市场中的灵活性、适应性。
三是抓好燃煤管理工作，切实降低燃料成本。燃料成本占发电总成本的70%-80%左右，因此，公司 要实现盈利的关键在于降低燃料成本。尤其针对近两 年燃煤市场持续高位运行、国内煤采购困难等客观问 题，相关部门要思考如何尽可能地根据不同季节、库 存情况、机组负荷及现货电价走势等情况进一步做精 做细燃煤掺配烧工作，主动适应市场燃料采购整体 策略。只强调为了机组安全带负荷采购高品质煤种不 行;只强调降低燃料成本购买劣质煤也不行，如何做 到两者平衡，有针对性地做好掺配烧和来煤调配很重 要，尽可能降低燃料成本，真正地做到以煤定产，主动适应新形势。
四是持续优化交易策略。从近几年现货试结算情况看，交易策略对发电收益影响较大，同样的边界条 件因报价方案不同对收益的影响可能达几十万、上 百万元甚至更多。如何根据持有中长期电量、预测节 点电价、机组发电成本、机组状态、区域电厂情况及 电网情况综合分析判断，评估到底是自己发电还是买 电履约划算，现货环境下中长期电量仓位需要根据电 力供需、机组实际状况及检修安排、节点电价预判等 因素进行仓位调整，以避免高价欠发亏损或争取高价 超发获利等[4] 。加强一次能源与市场价格的走势研判， 在中长期仓位固化后，利用所持的一次能源，制定现 货报价策略。当前现行规则复杂多变，各类电费收 入、各项补偿费用相互交叉，需要交易专业人员深入 研究结算规则，在电费收入、补偿费用、发电成本中 找到平衡点，优化报价策略，才能将有限的电力资源 发挥出最大化效益。
五是多维度精细测算发电成本。在当前市场机组 缺少发电固定成本回收机制的情况下，发电企业至少 应该算清综合成本、月度变动成本、边际变动成本三 个成本。综合成本含固定成本及变动成本，作为年度 市场营销的报价依据。作为月度中长期电量交易报价 依据。在年度预测的基础上，根据自身燃料库存情况 及下月计划来煤情况对下月变动成本进行预测。作为 日前、实时现货市场交易报价依据。基于机组能耗特 性曲线来计算不同负荷下的燃料消耗及其成本，建立边际成本-负荷出力模型，最终计算燃煤机组边际成 本用于指导电力现货报价。
五、结语
电力现货市场中发电企业从购、产、销全流程管 控，基于成本分析、中长期电量及节点电价预测分析 等因素，结合机组实际生产情况及发电企业自身特 点，制定现货交易策略，联动煤电协同、产销协同、 检修协同，从而指导发电企业生产经营计划、机组检 修安排、燃料管理、经营分析等方面工作，以实现企 业整体效益最大化。
参考文献
[1] 《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》( 中发〔2015〕9 号)[Z].中共中央国家发展改革委，2015.
[2] 《广东电力市场现货电能量交易实施细则》(2022年试行版)[Z].广东省能源局 国家能源局南方监管局，2021.
[3] 《关于征求南方(以广东起步)电力现货市场2022年结算试运行实施方案意见的函》(粤能电力函〔2021〕611号) [Z].广东省能源局 国家能源局南方监管局，2021.
[4] 《广东电力市场中长期电能量交易实施细则》(2022年试行版)[Z].广东省能源局 国家能源局南方监管局，2021.
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