电力现货市场下传统火电企业的应对策略

来源：互联网
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2020-07-28
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文章导读：合理的市场化交易策略是保障火电企业盈收的必要条件。电力现货市场的开展，对火电企业的市场化交易策略提出了更高的要求。本文从火电企业盈利的关键要素展开分析，针对火电企业如何在现有的交易机制下，制定利润最大化的交易策略提出了相应的建议。

火电企业盈利关键要素

燃料价格、上网电价、利用小时数

将火电企业的营业收入及营业成本进行拆分，可以看到燃料价格、上网电价及利用小时数是影响盈利的核心变量。传统火电企业的燃料成本占总成本的70%以上，燃料价格直接影响度电成本，而度电成本又决定电价销售策略。而上网电价及利用小时数更是与电力市场交易息息相关。

此外从成本侧还可以通过提高效率降低生产及经营的管理成本来提升盈利空间。

图1：火电企业盈利驱动因素分解

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上网电价煤电企业市场电比例逐年提升，优化交易策略保障收益

自2016年开展电力市场化交易以来，交易规模逐步扩张，市场电比例逐年攀升。2019年全国市场化电量达到2.8万亿千瓦时，相比2016年翻升2.5倍，市场化电量占比全社会用电量为39.2%，相比2016年占比实现翻倍。在各类电源的上网电量中，煤电的市场化率最高，根据中电联公布数据，2018年全国煤电上网电量市场化率为42.8%，高于当年30.2%的平均水平。

对于传统煤电企业而言，随着市场电比例提升，原执行标杆电价/基准价的“计划电”部分占比缩小。其市场电部分的电价受电力供需及区域可再生能源比例等因素影响，普遍低于标杆电价/基准价，形成对下游用户的让利。以2018年部分省区煤电交易电价为例，16个省/地区让利幅度均高于7%，青海为让利幅度最高的省份，达到35%。根据国家有序放开除居民、农业用户以外用电价格的指导方针，市场电将成为煤电企业发电量的主要构成部分，交易策略直接影响最终收益。

图2：2018年部分省区煤电市场交易价格及让利幅度

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火电利用小时数利用小时数一路下滑，合理报价争取更多电量

随着新能源装机比重不断提高，电力需求增幅趋缓，产能过剩日益显现，发电侧竞争加剧。尽管火电装机增长带来了整体发电量的上涨，但是平均利用小时数从2010年的5000+小时一路下滑至近几年的4200小时上下浮动。在火电企业的报价策略中，可通过一定幅度的让利争取更多交易电量。

图3：全国火电发电量及利用小时数变化

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现货市场的推进对发电企业交易策略制定提出巨大挑战

根据对火电企业盈利三要素的分析，可见合理的市场化交易策略是保障火电企业盈收的必要条件。电力现货市场的开展，对火电企业的市场化交易策略提出了更高的要求。

2017年8月，国家确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。截至2019年6月底，首批8个电力现货试点已全部启动模拟试运行。

以现货试点区域为例，煤电参与市场交易的形式按时间尺度看可分为中长期交易和现货交易。中长期市场以年、季、月、周为周期开展交易，交易方式包括双协、竞价、挂牌、发电权转让等多种类型。现货市场则以日前、日内、实时为周期开展交易，按标的物分为电能交易及辅助服务交易。

在现有的交易机制下，发电企业的收益将由中长期合约收益、现货电能量交易收益及辅助服务三部分组成，交易策略需平衡三种交易的量、价组合，寻找最优策略实现收益最大化。

8个试点区域由于电源结构及网架结构的差异，具体市场规则差距较大，为实现集团利益最大化，大型发电集团还面临不同区域间策略协同的挑战。传统的营销管理信息系统已远远不能满足现货市场环境下的交易业务需求，智能化的辅助交易决策系统将成为发电企业的实现利润最大化的必要支撑。