《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）（以下简称“电改9号文”）的颁布，标志着新一轮电力市场化改革的正式启动。现货市场是国家新一轮电改的关键环节，把建立用户和电厂充分竞争的电力市场作为本轮电改的核心任务，电力市场的难点和核心都在电力现货，只有电力现货才能够真实反映电力在时间和空间上的供需关系，电力的安全校核、实时平衡、多品种同台竞价等都只能在现货环节实现。2017年，国家选择浙江、广东等8省先行开展试点，通过几年的摸索实践，目前均已实现了连续长周期结算运行。2022年2月，国家发展改革委再次印发文件，要求各地加快现货市场建设进度，上海作为第二批试点地区目前已完成了两轮的模拟试运行。现货市场的持续推进，对现有煤电企业的经营思路产生了深远的影响，如何更好地应对电力现货市场带来的冲击和挑战，成为未来火电企业盈利的关键。

1、上海市电力现货市场基本情况

1.1电网电源情况

截至2021年底，上海电网直调共用燃煤电厂24台机组，装机容量13 324 MW，燃机电厂装机容量7 858 MW，燃油调峰电厂装机容量614 MW，自备电厂装机容量2 414 MW，风电、太阳能、生物质装机容量3 323 MW，合计容量27 533 MW1。

1.2上海电力电量平衡情况

用电量方面，由于2020年受疫情影响，基数较低，2021年上海总用网电量增速达到11.02%，为1 749.62亿kWh。上海本地发电量1 006.75亿kWh，同比增长16.56%。用电负荷方面，2021年上海电网最高用电负荷3 352.7万kW，同比增长41.2万kW1。

1.3外来电情况

上海电网受电通道格局为“五交四直”：通过1 000 kV吴塘Ⅰ/Ⅱ双线（东吴—练塘）、500 kV太徐5923/太行5933双线（太仓—徐行）、500 kV东黄5903/东渡5913双线（东吴—黄渡）与江苏电网连接；通过1 000 k V安塘Ⅰ/Ⅱ双线（安吉—练塘）、500 kV汾三5902/汾林5912双线（汾湖—三林）与浙江电网相连；通过±800 kV复奉直流与西南电网联络，通过±500 kV林枫直流、±500 kV宜华直流和±500 k V葛南直流与华中电网联络。

2021年，上海电网市外来电总受电量为742.87亿kWh，占总用电量的比例为42.46%，最高受电负荷1 779.1万kW1。

1.4上海电力市场改革相关情况

2017年8月，《上海市电力体制改革工作方案》发布，标志着上海拉开了新一轮电力体制改革的序幕。

2019年7月，根据《上海市电力体制改革工作方案》组建电力市场规则编制课题组并开展规则编制工作。

2021年7月，《上海电力市场建设总体方案》发布，上海正式列入国家第二批电力现货试点省份。

2022年4月，根据国家下发《关于加快推进电力现货市场建设工作》的通知，推动规则修订和试运行工作方案编制。

2022年7月，《上海电力现货市场实施细则》发布，开展首次模拟试运行，9月开展第二次模拟试运行。

上海电力直接交易始于2017年四季度，交易电量从2017年的40亿kWh提升至2021年的228亿kWh，占上海总用网电量比例由2.62%提升至13.03%。随着工商业用户逐步进入市场，预计2022年直接交易电量可达到490亿kWh，占上海总用网电量的26.5%。

2、上海电力市场建设总体方案

2.1市场建设目标

围绕“安全、绿色、高效、经济”四大目标，还原电力的商品属性，促进电源供给侧改革，有效发挥电力市场资源配置作用。与现行调度体制相衔接，构建以电力现货全电量竞价为核心，中长期差价合约为主、电力金融市场为补充，公平开放、竞争有序的省级电力市场体系2。

2.2市场建设内容

2.2.1中长期市场

中长期市场交易标的为具有分时曲线的电能量以及辅助服务(包括容量、无功、黑启动)。

2.2.2现货市场

日前，市场开展现货电能量交易和辅助服务交易(调频、备用),形成次日机组组合和出力曲线。发电机组和用户均可在日前市场进行电能量和辅助服务的经济报价，根据市场竞争结果形成次日的发用电计划。实时市场根据物理平衡所形成的实时发用电量，在日前市场出清结果基础上进行偏差结算。

2.2.3容量补偿市场

基于原电价疏导空间，对燃机给予容量电费和度电补贴。容量电费通过限价拍卖的方式确定。

2.2.4辅助服务市场

除容量市场外，中长期辅助服务交易还包括合约型辅助服务(无功、黑启动等)，由政府部门授权，市场运营机构负责组织中长期竞标。现货辅助服务包括调频、备用等，采取日前市场发电侧报价的形式。试运行阶段，由调度根据系统实际需要设定出清量，与日前电能量分开出清。

2.2.5现货交易方式

在日前市场中，发电侧进行全电量报价，用户报量，发用电双方可在中长期合约中约定曲线分解，或由市场运营机构协助分解。根据日前负荷预测形成机组安排，日前市场出清价格和出清量具有结算意义。实时市场不再开设报价窗口，沿用日前报价曲线，调度根据短期、超短期负荷预测和实时负荷情况调整机组运行状态、发布调度指令，机组运行相比于日前发生调整的部分，按实时市场价格结算。

2.2.6交易结算与不平衡资金处理

采用“日清月结”的结算模式。月度结算需要根据中长期合约分解情况和现货市场出清结果进行结算。现货市场不平衡资金主要来源于计划与市场双轨制形成的偏差费用、成本补偿费用及辅助服务费用等。上海电力市场区分不平衡资金的不同类型，遵循“谁受益、谁负担”的原则，合理分配权责，及时分解分担3。

3、上海两次模拟试运行情况

3.1首次模拟试运行情况

上海于2022年7月22日-28日完成现货市场首次模拟试运行。发电侧24台公用燃煤机组、14台（套）9F燃气机组参与本次模拟试运行，总装机容量1 929万kW。日前市场出清加权均价在529～813元/MWh之间，6天的均价为652.67元/MWh，较上海燃煤基准价（415.5元/MWh）和中长期交易限价（498.6元/MWh）分别高了237.17元/MWh和154.07元/MWh，出清价格一定程度上也体现了一次能源价格高企和夏季高温供需形势偏紧的情况下，发电侧主体提升发电价格的意愿。

3.2第二次模拟试运行情况

上海于2022年9月9日-22日完成第二次模拟试运行。发电侧24台公用燃煤机组、12台（套）9F燃气机组参与本次模拟试运行，总装机容量1 844万kW。日前市场出清加权均价在705～950元/MWh之间，13天的均价为834.47元/MWh，较首次模拟试运行（652.67元/MWh）高181.8元/MWh，最高价为1 200元/MWh，最低价为600元/MWh。

4、煤电企业应对电力现货市场的措施

4.1签约中长期合约曲线

“电改9号文”及其配套文件对推动符合国情的电力市场建设进行了纲领性的设计，明确要逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格的功能完善的电力市场。在集中式电力现货市场中，中长期交易是以差价合同作为结算依据，采用金融合约的交割方式。在此种情况下，要规避现货交易的价格波动风险，中长期合约不仅要关注量、价，还需关注中长期合约曲线。与目前非现货下的中长期交易相比，曲线不同，相同量价的中长期交易合约的价值差异巨大。

模拟试运行期间，上海上电漕泾发电有限公司两台机组中长期差价合约结算差价为-142.27元/MWh，低谷时段结算差价均价为-47元/MWh，其中2022年24日与27日低谷时段结算差价为20.37元/MWh、26.03元/MWh。这种情况是出现在夏季供需偏紧的情况之下，所以在供需偏宽松时，特别在低谷时段需要保证中长期合同能覆盖机组最小出力。

4.2制定合理报价策略

当前，我国电力市场是不完全竞争的市场，实际上更接近于寡头垄断市场。对于经营越来越困难的燃煤电厂而言，交易策略直接关系到企业的切身利益，研究制定一个好的报价策略可以使企业在竞争中处于优势地位，实现企业的经营目标。报价的分段应分为低价段、边际段、出清价格段及高价段。低价段是中长期合约覆盖部分低于成本报价，以较低的报价来确保一定的中标电量，实现机组连续开机运行，避免频繁启停机造成的经济影响和安全压力。边际段是按照机组发电边际成本报价，在有盈利的情况下，尽可能多地中标电量。出清价格段是以预测的出清价为参考基准，报价稍低于此预估价进行申报，实现量价兼顾。探索高价段是根据系统平衡和市场供需情况，结合网络约束条件，以一定电量去探寻市场高价，实现收益最大化[1]。

模拟试运行期间，上海上电漕泾发电有限公司按照上述报价策略，模拟结算中实现总收入12 659.58万元，度电均价585元/MWh，较中长期合约上限价格498.6元/MWh上涨86.4元/MWh，上涨幅度为17.33%。

4.3增加辅助服务收入

随着“双碳”目标的提出，中国将在能源供给侧进行一系列变革。煤电项目将会严控，“十四五”期间煤炭消费也将严控，同时新能源、储能、水电、核电及其它非化石能源将获得巨大的发展空间，电力行业将向绿色低碳加速转型。与此对应的，煤电机组的发电量将总体呈现下降趋势，利用小时数降低成为常态，但煤电企业在较长一段时间内还将继续发挥“压舱石”作用，并将从“电量型”电源向“电量和电力调节型”电源转型。增加辅助服务收入，发电侧可以从以下几个方面入手：

1）对机组进行深度调峰改造

从上海模拟试运行的出清数据来看，在供需紧张时仍然出现出清价格为零的时点，其主要原因为上海电网作为大受端电网，外来电是作为本地市场的边界出清，不会参与本地的调峰调频，试运行期间上海用电峰谷差最大为1 324.8万kW，是最高用电负荷的40.3%，市内发电机组的灵活调节资源有限，机组滑坡能力不足导致出清价格出现地板价。为此，全天出清价格低于成本价时，特别是出清价格接近低限时，具有深调能力，可以帮助机组止损。相反，没有深调能力，只能在现货市场中低价发电，导致亏损增加。

2）改善机组的调频性能

这里的调频辅助服务指的就是煤电机组的一次调频和机组AGC的动作情况，也就是机组的爬坡率，机组AGC动作跟随调度指令越准确，那么调频的收入也就越多。

由图1可以看出，若申报爬坡率大于实际爬坡率，机组在调增功率和调减时将无法满足调度需求，在出清价格高需要加负荷时，负荷加不出，出清价格低需要减负荷时，负荷减不下去，造成日前与实时偏差结算亏损以及产生不必要的考核费用。

图1机组调频性能

4.4完善公司内部现货管理机制

要想有效控制发电企业电力现货市场交易风险，就必须建立健全企业的内部管理机制和市场交易制度，对发电企业的整个电力现货市场交易过程进行有力保障，提高电力现货市场交易的安全性，保证企业经济收益。发电企业要根据现行的电力现货市场交易模式，制定符合企业发展的交易制度，规范交易行为，加强交易监管，避免出现违规交易行为[2]。

现货的运行涉及到电厂各个部门，包括计划、经营、财务、设备运行、维护、燃料等专业。在试运行之前，上海上电漕泾发电有限公司成立现货领导小组、工作小组，并完成现货管理实施细则初稿及现货交易管理流程编制，明确职责分工。在试运行中边试边改，逐步优化，不断完善管理机制，优化市场交易机制和组织流程。

4.5建设现货市场辅助决策系统

在社会经济和科学技术高速发展的推动下，电力现货市场交易模式也在不断变化，传统的电力现货市场交易工具和策略已经无法满足现有的电力产品交易需求。在此背景下，发电企业需要对自身使用的市场交易工具和策略进行全面分析，并重新整理和审视，在现有市场交易模式下，搭建基于信息技术和计算机技术的现代化电力现货市场交易信息系统，快速收集各种电力现货市场交易信息，实现自动整理和处置，形成详细的市场交易信息报告，从而为发电企业预判电力生产成本、了解电力现货市场交易变化提供必要支持，可以更好地适应快速发展的电力现货市场环境。

完善的信息系统要包括：

1）监控上游的实时煤炭采购价格、库存信息，也要对未来一段时间内煤炭价格波动进行数据分析和一定的预判。

2）中游发电就是目前围绕主设备的监控系统（DCS、DEH等），能做到实时监控测算出机组的边际成本（包括煤耗、水耗、汽耗、设备损耗、人力成本等信息）等微增成本曲线。

3）下游电力市场的相关数据储备，主要是电网信息、历史负荷信息、市场信息，实时储备日前和实际负荷曲线、节点电价、天气预报信息、新能源出力、输电设备检修情况、机组检修计划、输电阻塞情况、省间电力输送，形成完备的数据库。在此基础上实现电价预测、现货报价、曲线分解的功能，对机组参与现货市场进行辅助决策。

4.6加强人才培养

人才储备是企业发展进步的动力源泉。对于发电企业而言，要想在电力现货市场中站稳脚跟，扩大市场占有率，人才培养是关键。所以，发电企业需要加强电力现货市场营销人员的素质教育，组建一支专业化的市场营销队伍，实施绩效工资制度，提高营销人员工作积极性。发电企业需要定期组织营销人员参加专业培训，提高其电力技术和财务、管理方面的知识水平，帮助其全面掌握电力现货市场交易的信息，了解各种可能影响到电力现货交易价格的因素，从而准确判断电力现货市场交易的发展趋势，对电力产品价格的波动形式进行准确预测，从而及时调整自身的营销方式，调整电力现货报价。

5、结语

煤电企业作为电力市场的重要组成部分，在电力现货市场下，应该积极面对未来能源结构转变以及电力市场，尤其是现货市场不断发展所带来的机遇和挑战。本文依照上海电力现货市场的实际情况，总结分析了上海煤电企业的参与电力现货市场的实践经验，并提出了火电企业应对未来电力现货市场的策略和建议，希望能对煤电企业更好地参与电力现货市场提供有益的帮助。

参考文献:

[1]程道同,朱光明.煤电企业在电力现货市场的交易策略研究[J].湖南电力,2020,40(4):55-58.

[2]由希江.电力现货改革对火电企业的影响:以山东国华寿光电厂为例[J].能源,2020(11):88-91.

文章来源:唐星君,王炜慧,邹勇.煤电企业应对电力现货市场策略研究[J].上海节能,2024,(09):1492-1497.