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山东电力现货报告:现货规则下 发、售企业难题何解?

北极星售电网  来源:享能汇  作者:享能汇工作室  2019/10/15 8:41:22  我要投稿  

北极星售电网讯:三、山东电力现货市场的建立

3.1现货规则的编制

(来源:微信公众号“享能汇”作者:享能汇工作室)

2018年7月,山东省正式开始电力现货市场建立的探讨。2019年二月,开始了规则编制工作。2019年6月12日,山东电力现货规则及中长期规则试行版公示。

山东电力现货模式,采用集中式市场,节点电价法,以启动费用和运行费用总和为最小为目标,全电量出清形成开机组合。发电量计划的结算方式为金融结算,而非物理执行。中长期电量计划及基数电量计划,转换为中长期合约。合约兑现方法,可以采用自己发电也可以通过合同转让完成,金融性较强。

起步阶段,辅助服务品种仅有调频服务,相对较少。按照电改路线图,后期将增加容量市场等服务品种。并根据市场成熟情况,引入金融输电权和电量期权市场。

3.2山东省首次现货试结算分析

2019年7月2日,开始了电力现货第一轮模拟报价。2019年9月16日,进行了第一次调电试运行。20日至26日,进行了第一次连续调电及试结算。山东电力现货市场进入了实际操作阶段。

第一轮试验中,基本比较平稳。

20日至26日日前出清价格表

QQ截图20191015083758.png

日前出清电价最高值出现在23日(周一),为462.27元/MWH, 日前出清电价最低值出现在22日(周日),为67.5元/MWH,七日平均日前出清电价为330.31元/MWH。低于标杆电价64.59元/MWH。

20日至26日日内出清价格表

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日内结算价格最高值出现在23日(周一),为504.6元/MWH, 日内出清电价最低值出现在22日(周日)和26日(周四),为0元/MWH,七日平均日内出清电价为321.04元/MWH。低于标杆电价73.86元/MWH。

22日日前、实时分时结算价格表

QQ截图20191015083812.png

22日受新能源大发影响,虽然停运机组较多,但日内实时电价在10时至13时,均为零价。在零价时刻,所有发电均赔钱。

本次调电试结算因报价高价限制在1.5倍的标杆电价(592.35元/MWH),低价区域控制在零价范围,波动范围相对较小。(按照规定,成交范围为-8分至1.2元)由于有中长期合约托底,本次的机组降价约在30MW/元,本次即使全部结算,风险也是可控的。

四、山东发电企业在现货市场中的挑战和机遇

4.1电力现货与三公调度

电力现货的实施,是一次电力企业经营、生产体制的变革。“三公调度模式”(以下简称原模式),与电力现货模式对生产、经营的要求,有着本质的区别。

图:三公调度模式与电力现货模式的对比

三公调度模式下的电厂,经营上的压力,主要是利用小时。发电企业最大的效益就是多发电,如何千方百计地落实电量计划和多争取市场电量。只要有电量计划,企业的生存和发展最主要的问题就解除了。传统模式下,火电企业的重要工作是安全管理,经营管理是为生产管理服务的。

今年来山东,煤炭价格高企,山东火电机组,除个别大机组外,绝大多数机组均陷入亏损状态。(约40%的机组亏损)。

4.2发电厂在现货市场中的挑战

4.2.1 对生产计划的执行刚性的冲击

原有三公调度模式,电量计划的安排,可按照电网兑现率进度进行预判。电力现货模式下,电网调度不再对各厂发电兑现率负责,机组启停、发电多少取决于各厂的报价。

计划组织的刚性需要与电网负荷需求的不确定性产生了矛盾。生产计划的不确定性,将带来到煤炭采购优化困难、资金计划执行的刚性不够、副产品产量的不可控,消耗性材料采购的科学性等诸多问题。

4.2.2财务预算平衡、收支平衡风险

原有模式管控下,一个月份内的度电收益和完成电量基本固定,公司的预计营收情况是较确定的。维持财务收支平衡,可根据电量计划的预计完成情况,安排费用支出和平衡。现货模式下,企业的发电量完成的不确定性,度电收益的不确定性,导致财务盈亏预算较困难。若因发电量突增导致燃料成本集中进账,财务收支平衡将较危险。

4.2.3 监管及结算风险的加大

原模式下,收入计算是按照统一价格,按量结算,结算方法统一性,发电业务的收入结算和监管风险较小。电力现货模式下,发电量完成情况与盈利脱节,个别时段还将出现发电量越高,亏损越大的现象。

如何监管时段盈亏的合理性,争取合理的结算才能保证企业利益,将对火电企业的计量体系,电费核对体系,监管体系提出挑战。

4.2.4 对供热市场可靠供应的冲击

供热市场,是中小机组生存的生命线。若无供热市场,中小机组将无法存活。山东目前的各地机组均在争抢供热市场,大容量、高参数机组也介入到供热市场的争夺,甚至连海阳核电机组也开始进入供热市场。

供热机组数量的增多,导致了供热机组的方式和负荷保证较困难。原模式下,还可通过协商完成。现模式下,供热机组的运行,也要根据报价来,供热的可靠性和品质,在部分新能源大发时段,难以保证。

4.2.5 对火电厂生产组织模式和安全性的影响较大

一是将增加机组启停次数。原模式下,更注重的是安全供电,经济性因素排在较后的位置,启、停机次数相对较少。现货模式下,更多考虑的是运行成本的降低,机组启、停次数增加较多,对火电企业安全性挑战较大。

二是运行指标的劣化问题。原模式下,机组的负荷安排,主要考虑计划兑现率,运行负荷变化范围也相对较小,机组的节能管理和参数调整工作量相对小。现货模式下,价格信号逼迫机组运行负荷范围增大,(当实时价格出现零电价乃至负电价的时候,应该尽量少发电,高电价时,应该尽量多发电)。宽负荷范围调节,导致机组参数优化调整难度加大。

三是设备消缺的时段选择和经济性要求冲突较严重。原模式下,机组消缺可利用低谷消缺进行,调度有一定范围的免除考核。按照电力现货模式,每日要对收入进行日清分,消缺产生的电力偏差,在高电价时段,给企业带来的经济损失较大。若因考虑经济损失推迟消缺,对设备的安全性影响较大。

4.3 发电厂在现货市场中的机遇

4.3.1 可自行决定机组启、停和选择负荷区段

原模式下,电力调度的权限较大,发电厂的各台机组,成了电网的一个个车间。没有自行优化各机组负荷的权限,更没有自行选择机组备用和启动的权力。

电力现货模式下,若能掌握较精确的电网负荷预测和新能源预计,就可根据生产设备需要,通过报价选择机组的运行与否,通过报价来选择机组运行的负荷段,一定程度上增加了灵活性。

4.3.2 将促进存量电力资产改造投资的增加和来源渠道的增加

原有的设备选型和改造,是适应原模式下的产物。电力现货模式下,设备的参数设定必然要根据新的需求进行调整。

存量发电资产如何能够给企业带来最大的效益,是集团考虑的问题,一定程度上会给基层企业资金扶持。从集团公司层面,可向国家申请政策,国家为了支持电改成功,也会一定程度上给予此类技改一定的如税收、贷款利率等政策倾斜。

4.3.3将促进发电企业的收入的多元化和转型

一是发电企业的收入构成,将更加复杂。除原有的发电、供热、副产品收入,更多的收入,将来源于金融行业。如售电电量计划的转入和转出,电量计划的价差管理,电力期货对冲的收益,煤炭期货的对冲和盈利。

二是发电企业为了降低现货竞价对发电收益的降低,必然会增加对供热收入和副产品收入的需求,增加供热产品的种类和副产品的深加工的探索。

4.3.4 将促进发电企业转型为综合能源服务企业

电量的下降和发电收益构成的复杂性,将促进发电企业加快通过综合能源服务,锁定售电市场的步伐,将给发电企业带来新的业务机会。

五、对售电市场的挑战和机遇

原模式下的售电公司,主要在于签订用户的能力。电力的同质化问题,让售电公司的销售业务开展着重在售前,售后服务无从谈起。售电公司技术管理更多的是一种对政策的理解和把握,对电力产品的特性可以不用考虑,对自己用户的用电特性也无需考虑。

受营销体制和用工制度的等因素影响,山东出现了火电集团背景的售电公司,售电业务开展的不如民营企业售电公司的怪现象。民营售电公司的盈利模式,是量大为王,价差为王。售电公司拿到了足够的用户,完全可以逼迫发电企业进行一定程度的价格让渡。售电公司基本上不进行任何业务,还要分走火电企业本应让利给工商企业的利润。

电力现货模式下,D1至D3三类标准曲线的划分和自定义曲线的划分,打破了电力产品的同质性。目前山东电力现货售电侧以报量不报价,发电侧平均节点电价结算起步,逐步会过渡到报量报价,不同负荷不同节点电价结算。

对于电力商品的特性熟悉程度和负荷预计、各区域节点电价的变化趋势,决定了电力合同的盈亏问题。电力营销的技术支持作用将凸显出来,无电源背景的售电公司生存环境将劣化。售电公司的作用不仅是售前的签约服务,更多的要通过给用户进行需求侧管理和节能管理等售中和售后服务,降低用户的综合用能成本,来提高用户的粘性。

电力市场化改革较为成功的电力市场看,发电企业背景的售电公司和综合节能服务的售电公司,是存活下来的主要类型。

单纯靠电量指标倒卖的售电公司,是无法在现货市场下生存的。提高售电公司专业技术能力,重点提高售中、售后能力,是售电公司业务拓展的需要。

六、电力现货市场中的火电企业

6.1火电企业进入“至暗时刻”

电改路线图中的十六字:“厂网分开、主辅分离、竞价上网、输配分离”中的“主辅分离,厂网分开”均已完成了,剩下的“竞价上网”步骤正依托电力现货来逐步实现。电改路线图最后一个要完成的任务,也是最艰难的任务,就是“输配分离”。

当前国家电改的重点放在电力现货上,其实预示着国家最终推动电改全面成功的决心不变。电力现货政策和国家力推的增量配网政策,均显示着国家对分拆电网的想法正在逐步落实中。

不实现输电网和配电网分开经营,就无从厘清电网的输电成本,也无法真正实现电改的社会福利不被截留。

电力现货实施的初期,火电企业,特别是中小型火电企业,将进入“至暗时代”。企业将挣扎在盈亏平衡线上,甚至会产生较大额度的亏损。

拥有大型火电机组的企业,虽然能够拿到比三公模式下更高的利用小时,但电价的下降,将降低其盈利的水平。若省内的竞争平衡打破,将加剧成本管控差、能耗高的机组的退役进度。如何降低小机组的煤耗,降低企业经营成本,是火电企业生存必须解决的问题。

6.2火电企业在现货市场中的建议

企业的转机,往往出现在企业经营最困难的时刻。凤凰涅槃,必须浴火。

火电公司转型升级发展的动力,也将来源于企业的经营困境。针对火电企业即将面临的困境,建议如下:

6.2.1加大营销力量的建设,通过中长期电量的签订,锁定收益,降低机组在现货下运行的风险。通过电力现货模式下为用户选择合理的用电方案乃至能源管理方案,提高市场占有率。

6.2.2在风险可控的前提下,适度参与中长期转让市场操作,增加收益。提前研究电力期货市场、煤炭期货市场,择机对冲风险。

6.2.3千方百计扩大供热,增加供热品类,通过供热实现降煤耗,增加收益的目的。依托供热,为用户提供更低的综合用能成本。

6.2.4探索进入灰、渣、石膏等副产品利用深度利用可能性,通过副产品的深度利用增利,对冲电力业务收入下降的风险。

6.2.5结合国家增量配网概念,与地方政府深度合作,获取配电网项目。

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原标题:山东现货报告(下):现货规则下,发、售企业难题何解?

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