广东燃气电厂参与电力现货市场对策分析

广东燃气电厂参与电力现货市场对策分析

陈笛

深圳钰湖电力有限公司，广东省 深圳市518000

摘要：现货交易开展后，发电逐步由计划经济转为市场经济，电厂是否盈利不再与发电量直接挂钩，而是取决于市场营销手段。广东电力体制改革一直走在全国前列，随着现货交易规则及区域现货的逐步深化，给发电企业尤其是高成本、低效率的燃气机组提出了更多的挑战。本文从交易结算的角度出发，分析了发电侧关键交易机制和影响燃气电厂盈利水平的主要影响因素，并从中长期和现货交易两个交易维度出发，从交易策略、营销手段给出了具体的意见和建议。

关键词：现货交易  关键机制 交易策略 营销手段

引言

自2021年11月广东省实施全年现货连续不间断运行以来，随着燃料成本的逐年上涨，煤价下行、燃气机组不定价、电价不随气价联动、“西电东送”电量超计划增加等多重因素影响，电价和发电成本持续倒挂，广东大部分燃气电厂处于年年亏损状态，尤其是与燃煤、9F和LNG燃气电厂同平台、同一基准价竞价的9E燃气电厂已出现全面、长期性的亏损，直接影响燃机的健康可持续发展。如何在竞争日益激励的市场环境中，争取利润最大化是当前燃气机组亟需解决的问题。

1 发电侧交易关键机制

1.1系统运行补偿

系统运行补偿的定义为当发电机组在现货电能量市场中的收益不能覆盖运行成本费用或电能量报价费用时，对现货结算电量按照核定的运行成本和电能量报价费用取小进行补偿，其中现货结算电量等于机组上网电量扣减转让前年度、月度中长期和机组代购市场电量后的差值，当现货结算电量小于0时不进行补偿。目前，系统运行补偿作为发电机组争取保底收益的最优补偿机制，燃气电厂可根据出清及自身情况灵活运用交易策略来争取这部分收益，但机组因自身原因调试、申报供热及实时发电计划偏差等时段除外。

1.2变动成本补偿

    变动成本补偿根据机组实际上网电量和度电补偿标准计算变动成本补偿电费，度电补偿标准为机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）叠加超低排放电价后与参考基准价之差。该补偿标准基于各类型电厂上网电价差，但在与燃煤电厂同平台竞争时，燃气电厂尤其是低效率的9E电厂补偿标准是否合理还有待市场检验。

1.3启动成本补偿

    在运行日内，发电机组从停机状态变为开机状态，计为一次启动，每次启动均计算相应的启动费用。发电机组在运行日的启动费用按照其在日前市场申报的启动费用和现货结算电量占上网电量的比例乘积计算，当现货结算电量小于0时不进行补偿。按照目前燃气机组出清模式，在无顶峰不定价的情况下，基本维持6小时最小出力开机，导致基本上无启动成本补偿，最高不超过50%左右。

1.4 中长期交易偏差考核

当机组年度、月度中长期成交电量之和小于其市场电量月度交易上限和全月市场电量中较小值的90%时，不足电量部分以月度为周期、按度电考核价格进行结算。该考核机制同样约束售电侧，在交易过程中可能存在一定的套利情况。

2 发电侧现货结算分析

对广东省发电侧的现货结算公式进行变形，得出发电侧的电费收入主要由三部分组成：一是中长期差价结算收入，即中长期交易电量和中长期交易电价与节点价格差的乘积；二是全电量现货结算收入，即现货中标电量与日前节点价格的乘积；三是实时偏差结算、考核及分摊电费总和，一般情况下实时出清电量与日前出清偏差可忽略不计，考核及分摊电费按历史结算数据占总电费比例不超过3%。

在不考虑中长期阻塞、实时与日前偏差、考核及分摊的情况下，发电侧电费结算公式可简化为：

R电费=Q中长期×（P中长期-P日前）+Q日前×P日前

由此可得出发电侧利润贡献公式：

R利润=Q中长期×（P中长期-P日前）+Q日前×（P日前-P成本）

从该公式可以看出，中长期电量收益通过合约价与节点价的差值进行锁定，而现货全电量收益通过节点价与发电变动成本来进行锁定。

3 年度中长期交易策略

    当前发电侧年、月度中长期交易受中长期90%的交易偏差考核机制约束。经统计，2023年广东电力中长期交易中年度交易占比约88%，月度占比约12%，2024年年度交易已完成交易规模的80%。为了规避现货价格波动风险及偏差考核，建议燃气电厂签订50%以上的年度交易电量，同时根据次年的燃料价格、机组检修计划及预判的节点价格情况在月间进行适当的调整。

4 月度中长期交易策略

电厂侧参与月度中长期交易共计9个交易品种：外送代购电量挂牌交易、代购市场电量月度挂牌交易、代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易、月度双边协商交易、月度市场用户曲线集中竞争交易、月度分时集中竞争交易、周双边协商交易和多日集中竞争交易 。其中发电市场合同转让挂牌交易、周双边协商交易和多日集中竞争交易单独计算阻塞费用，即在交易时对标用户侧的节点价格，且能双向交易，剩余的交易品种均对标发电侧所在节点价格，仅能卖出电量。按照利润最大化原则，上述交易品种中，当市场交易价格高于预判的节点价格时，可进行增仓操作，反之则进行减仓。

对于因电网原因调起的机组，还需综合考虑系统运行补偿对自身交易的影响。系统运行补偿在高价申报但低价中标时发挥作用，如提前预测机组在某时段会强制调启，则中长期交易电价不仅要对标自身节点价格，还需对标核定的机组发电成本，当核定的发电成本超过中长期成交价格时，则建议不进行中长期增仓操作，通过强制调起发电来实现系统运行补偿电费的最大化。

5 现货日前交易策略

通过发电侧利润公式，可以看出现货日前交易是否盈利取决于节点价格与发电成本的大小关系，当中标节点价格高于发电成本时，则发电是盈利的，反之发电亏损。常规情况下，依据交易平台公布的历史负荷信息尤其是B类机组竞价空间和西电东送电量，结合所在节点历史价格进行报价，当负荷波动不大且当前节点价格加上系统运行补偿后仍低于发电成本时，按顶价申报争取不中标；反之则按照核定的发电成本或实际的发电成本进行报价。

除了考虑负荷波动情况外，发电侧是否发电还受燃气和电网两调的强制约束，提前了解燃气供应情况及电网是否有检修及顶峰需求，对发电侧的报价策略也至关重要。

从电网顶峰需求方面分析，重点要摸清机组所在节点位置受哪些线路及断面的影响。市场营销人员要重点关注节调系统提前公布的当地机组及线路检修情况，以及交易平台月前及每日公布的全网线路及机组检修边界条件，尽量把气量放在电网有顶峰需求的时间段，并在平台核定的发电成本附近进行集中报价，一方面争取作为边际机组抬高所在节点价格及中标出力，另一方面保障现货电量的最低结算价格。

从燃气供应方面分析，在合同气价及气量确定的前提下，首先要根据预判的市场行情做好日提气量计划和分配，争取在最高节点价格期间中标发电，一般采取三步走的策略：月上旬，因燃料供应充足，负荷需求增长缓慢，节点价格预计相对低，此时可以采取申报高价不中标的策略；月中旬，根据已提气量及后续需耗气量和当前的市场走势，灵活调整用气量或者是考虑购买增量气；月下旬，比较容易出现气量供应紧张的局面，尤其是冬季供暖期间，此时应根据节点价格情况动态调整每日报价，争取最高节点价格中标发电。除此之外，还应重点掌握燃气管道检修、国际局势来预判燃气供应情况，燃气短缺造成的节点价格快速攀升也是影响发电企业盈利水平的关键。

    结束语

随着南方五省区域现货市场的逐步推进，加上新能源、虚拟电厂、储能等市场主体的逐步准入以及发、用两侧“报量报价”双边市场的建立，市场竞争形势将进一步加剧，对燃气电厂尤其是低效率的9E电厂将造成不可估量的冲击。燃气电厂在做好自身营销策略之外，重点还须把握政府政策及市场行情，做好内、外协同营销，才能在全面竞争的大环境下提升市场经营力，实现燃气电厂的可持续发展。

参考文献

［1］马朋，邹家平．燃煤机组在广东电力现货市场中提升竞争力的分析［Ｊ］．电工技术，2023（12）：174-175．

［2］朱剑．广东电力现货市场下燃气机组运行发展策略［Ｊ］．中国电力企业管理，2023（11）：77-78．

［3］邝敏亮．广东电力现货市场环境下火电企业中长期交易策略制定思路［Ｊ］．广东电力，2023（5）：11-13．