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为什么说火电企业现在还不适应电力交易?
2020-01-21

北方某发电厂的会议室内,享能汇主办的策略培训独家专场正在举行。参加培训的电厂交易部门的员工正热切地和老师讨论各种不同报价策略、机组开机组合给电厂带来的影响。这时,一直坐在会议室里,默默听着大家讨论的电厂负责人突然说:“这个这个,有一点我要先说明一下。咱们还是要优先保证机组开机时间的。”


老师一听有些愕然了,翻出ppt讲解了一番在现货市场中,电厂为什么不发电也可以盈利的机制。不过底下坐着的电厂朋友听完说:“老师,你讲的我们懂。但开机不开机,有时候真不是我们说了算。”

盈利第一还是开机第一?电厂也进退维谷。

立即博平台 面临着类似上文中尴尬情况的电厂,在国内绝不是少数。除了煤价高低,长期以来,在固定的上网电价模式下,影响国内火电厂效益的最重要因素就是机组的运行小时数。运行小时数越高,电厂的效益就越好。

据享能汇了解,以某央企发电集团为例,对于下属火电厂的考核就包含了效益、运行小时数、煤耗等一系列数据。

但是具体到电力交易中,情况可能就会有所不同。发的电越多,就越赚钱的思路在现货交易中是完全不成立的。通过合理的交易策略组合,发电厂完全可以实现不发电就盈利。但是如果发电集团还要以运行小时数来考核电厂,就很可能会出现不该发电的时候发电,该发电的时候不发电这种极端的情况。最终的结果就是有了发电小时数,但利润就有所损失。

除此之外,北方地区普遍存在的供热问题也会让电厂“想说爱你却不容易”。在享能汇之前的文章《山东现货首现负电价分析——“供热”背了黑锅,那么真相到底是什么?》就有过分析:

有个别地方电厂机组,很多都是一个厂只有一台机,因为单台机组的电厂,往往带一部分热负荷。而本次现货试运行的规则规定,如果机组报了供热机组,仅保证最低技术出力,而机组带热负荷的能力,取决于电负荷的数量。最低技术出力时,满足不了供热要求,只能把需要带到的负荷段以下,全部报成零价。不想带的部分,报成天价。系统再降负荷的时候,先把非零价定价机组降到最低负荷。当电网的新能源出力增加,导致火电机组出力进一步下调时,就会降低零价机组的负荷,形成了负电价。

电厂的交易员们心里苦的很:一方面要绞尽脑汁获得高收益;另一方面还有电厂内外各种边界条件限制自己的交易策略。交易员吐槽说:有的时候,不是不知道该怎么干,而是实力不允许啊。

立即博平台 重资产的痛:技改上的巨额投入

除了软件上的难点,硬件设备也让发电企业应对电力交易有些力不从心。火电机组目前的设计年利用小时基本在5500小时以上,运行的设计负荷率较高,且基本上不考虑多次启停。

电力现货模式下的火电机组,需要频繁启停,且机组运行的负荷变化区间将超过电力三公模式,机组的运行工况将大幅度偏离设计工况,煤耗将较大幅度上升,带来运行成本的增加。

2016年,国家能源局下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。各大发电集团进行了试探性的火电灵活性改造,改造的机组主要分布在调峰受益相对较高的东北地区。与改造过的资产相比,未改造的资产更多。

这步伐背后是巨额的投资。享能汇查阅了华能国际的财务信息,发现2016年年报中预计2017年的技术改造投入为51。8亿元,但2017年实际投入75。18亿元。2017年年报预计2018年技术改造投入33。15亿元,2018年实际投入50。99亿元。连续两年均超过上年计划。

这并非孤例,华电集团2018年技术改造支出——43.2亿元——也超过了2017年的计划投入——38亿元。

除了个别特殊的年份(例如2019年发电集团抢装风电,风电投入巨大),技术改造的支出基本在发电集团年度总资本支出的四分之一左右。

“现货交易时代,火电机组启停机会更加频繁。一方面机组的性能需要提高,另一方面机组日常运维的频次也会增加。的设备技改动用的资金量太大,决策流程和时间很长。适应市场快速变化的能力就差。”

一家安装了百万千万超超临界机组的电厂就告诉享能汇,自己在灵活性改造方面投入巨资,就为了尽可能的缩短点火时间,增强机组的调峰性能。

相比于燃气发电和水电,火电机组的调峰性能最差。考虑到新能源发电全额消纳,那么火电机组在主流发电电源中,是调峰性能最差的一种。而电力市场的灵活性却又对占据发电市场绝对主流的火电提出了更高的要求。

立即博平台 巨额的技术改造费用并不会压垮发电集团,但这绝对算得上是一笔较为沉重的负担。而为了未来的电力现货交易,发电集团还需要更多的投入下去。

综上所述,我们可以看到现阶段发电集团无论是在内部还是外部,都有不少地方无法最大限度的适应电力交易市场——尤其是未来的现货交易市场。但这恰恰也正好是发电集团革新自我,实现转型突破的契机。

在可预见的未来时间里,发电企业还有哪些方式能够让自身更适应未来发展的需要呢?敬请期待享能汇未来更多的文章。

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