2018年7月，山東省正式開始電力現(xiàn)貨市場建立的探討。2019年二月，開始了規(guī)則編制工作。2019年6月12日，山東電力現(xiàn)貨規(guī)則及中長期規(guī)則試行版公示。

山東電力現(xiàn)貨模式，采用集中式市場，節(jié)點電價法，以啟動費用和運行費用總和為最小為目標，全電量出清形成開機組合。發(fā)電量計劃的結(jié)算方式為金融結(jié)算，而非物理執(zhí)行。中長期電量計劃及基數(shù)電量計劃，轉(zhuǎn)換為中長期合約。合約兌現(xiàn)方法，可以采用自己發(fā)電也可以通過合同轉(zhuǎn)讓完成，金融性較強。

起步階段，輔助服務(wù)品種僅有調(diào)頻服務(wù)，相對較少。按照電改路線圖，后期將增加容量市場等服務(wù)品種。并根據(jù)市場成熟情況，引入金融輸電權(quán)和電量期權(quán)市場。

3.2山東省首次現(xiàn)貨試結(jié)算分析

2019年7月2日，開始了電力現(xiàn)貨第一輪模擬報價。 2019年9月16日，進行了第一次調(diào)電試運行。20日至26日，進行了第一次連續(xù)調(diào)電及試結(jié)算。山東電力現(xiàn)貨市場進入了實際操作階段。

第一輪試驗中，基本比較平穩(wěn)。

20日至26日日前出清價格表

日前出清電價最高值出現(xiàn)在23日（周一），為462.27元/MWH, 日前出清電價最低值出現(xiàn)在22日（周日），為67.5元/MWH,七日平均日前出清電價為330.31元/MWH。低于標桿電價64.59元/MWH。

20日至26日日內(nèi)出清價格表

日內(nèi)結(jié)算價格最高值出現(xiàn)在23日（周一），為504.6元/MWH, 日內(nèi)出清電價最低值出現(xiàn)在22日（周日）和26日（周四），為0元/MWH,七日平均日內(nèi)出清電價為321.04元/MWH。低于標桿電價73.86元/MWH。

22日日前、實時分時結(jié)算價格表

22日受新能源大發(fā)影響，雖然停運機組較多，但日內(nèi)實時電價在10時至13時，均為零價。在零價時刻，所有發(fā)電均賠錢。

本次調(diào)電試結(jié)算因報價高價限制在1.5倍的標桿電價（592.35元/MWH），低價區(qū)域控制在零價范圍，波動范圍相對較小。（按照規(guī)定，成交范圍為-8分至1.2元）由于有中長期合約托底，本次的機組降價約在30MW/元，本次即使全部結(jié)算，風(fēng)險也是可控的。

四、山東發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨市場中的挑戰(zhàn)和機遇

4.1電力現(xiàn)貨與三公調(diào)度

電力現(xiàn)貨的實施，是一次電力企業(yè)經(jīng)營、生產(chǎn)體制的變革?！叭{(diào)度模式”（以下簡稱原模式），與電力現(xiàn)貨模式對生產(chǎn)、經(jīng)營的要求，有著本質(zhì)的區(qū)別。

圖：三公調(diào)度模式與電力現(xiàn)貨模式的對比

三公調(diào)度模式下的電廠，經(jīng)營上的壓力，主要是利用小時。發(fā)電企業(yè)最大的效益就是多發(fā)電，如何千方百計地落實電量計劃和多爭取市場電量。只要有電量計劃，企業(yè)的生存和發(fā)展最主要的問題就解除了。傳統(tǒng)模式下，火電企業(yè)的重要工作是安全管理，經(jīng)營管理是為生產(chǎn)管理服務(wù)的。

今年來山東，煤炭價格高企，山東火電機組，除個別大機組外，絕大多數(shù)機組均陷入虧損狀態(tài)。（約40%的機組虧損）。

4.2發(fā)電廠在現(xiàn)貨市場中的挑戰(zhàn)

4.2.1 對生產(chǎn)計劃的執(zhí)行剛性的沖擊

原有三公調(diào)度模式，電量計劃的安排，可按照電網(wǎng)兌現(xiàn)率進度進行預(yù)判。電力現(xiàn)貨模式下，電網(wǎng)調(diào)度不再對各廠發(fā)電兌現(xiàn)率負責，機組啟停、發(fā)電多少取決于各廠的報價。

計劃組織的剛性需要與電網(wǎng)負荷需求的不確定性產(chǎn)生了矛盾。生產(chǎn)計劃的不確定性，將帶來到煤炭采購優(yōu)化困難、資金計劃執(zhí)行的剛性不夠、副產(chǎn)品產(chǎn)量的不可控，消耗性材料采購的科學(xué)性等諸多問題。

4.2.2 財務(wù)預(yù)算平衡、收支平衡風(fēng)險

原有模式管控下，一個月份內(nèi)的度電收益和完成電量基本固定，公司的預(yù)計營收情況是較確定的。維持財務(wù)收支平衡，可根據(jù)電量計劃的預(yù)計完成情況，安排費用支出和平衡。現(xiàn)貨模式下，企業(yè)的發(fā)電量完成的不確定性，度電收益的不確定性，導(dǎo)致財務(wù)盈虧預(yù)算較困難。若因發(fā)電量突增導(dǎo)致燃料成本集中進賬，財務(wù)收支平衡將較危險。

4.2.3 監(jiān)管及結(jié)算風(fēng)險的加大

原模式下，收入計算是按照統(tǒng)一價格，按量結(jié)算，結(jié)算方法統(tǒng)一性，發(fā)電業(yè)務(wù)的收入結(jié)算和監(jiān)管風(fēng)險較小。電力現(xiàn)貨模式下，發(fā)電量完成情況與盈利脫節(jié)，個別時段還將出現(xiàn)發(fā)電量越高，虧損越大的現(xiàn)象。

如何監(jiān)管時段盈虧的合理性，爭取合理的結(jié)算才能保證企業(yè)利益，將對火電企業(yè)的計量體系，電費核對體系，監(jiān)管體系提出挑戰(zhàn)。

4.2.4 對供熱市場可靠供應(yīng)的沖擊

供熱市場，是中小機組生存的生命線。若無供熱市場，中小機組將無法存活。山東目前的各地機組均在爭搶供熱市場，大容量、高參數(shù)機組也介入到供熱市場的爭奪，甚至連海陽核電機組也開始進入供熱市場。

供熱機組數(shù)量的增多，導(dǎo)致了供熱機組的方式和負荷保證較困難。原模式下，還可通過協(xié)商完成?，F(xiàn)模式下，供熱機組的運行，也要根據(jù)報價來，供熱的可靠性和品質(zhì)，在部分新能源大發(fā)時段，難以保證。

4.2.5 對火電廠生產(chǎn)組織模式和安全性的影響較大

一是將增加機組啟停次數(shù)。原模式下，更注重的是安全供電，經(jīng)濟性因素排在較后的位置，啟、停機次數(shù)相對較少。現(xiàn)貨模式下，更多考慮的是運行成本的降低，機組啟、停次數(shù)增加較多，對火電企業(yè)安全性挑戰(zhàn)較大。

二是運行指標的劣化問題。原模式下，機組的負荷安排，主要考慮計劃兌現(xiàn)率，運行負荷變化范圍也相對較小，機組的節(jié)能管理和參數(shù)調(diào)整工作量相對小?，F(xiàn)貨模式下，價格信號逼迫機組運行負荷范圍增大，（當實時價格出現(xiàn)零電價乃至負電價的時候，應(yīng)該盡量少發(fā)電，高電價時，應(yīng)該盡量多發(fā)電）。寬負荷范圍調(diào)節(jié)，導(dǎo)致機組參數(shù)優(yōu)化調(diào)整難度加大。

三是設(shè)備消缺的時段選擇和經(jīng)濟性要求沖突較嚴重。原模式下，機組消缺可利用低谷消缺進行，調(diào)度有一定范圍的免除考核。按照電力現(xiàn)貨模式，每日要對收入進行日清分，消缺產(chǎn)生的電力偏差，在高電價時段，給企業(yè)帶來的經(jīng)濟損失較大。若因考慮經(jīng)濟損失推遲消缺，對設(shè)備的安全性影響較大。

4.3 發(fā)電廠在現(xiàn)貨市場中的機遇

4.3.1 可自行決定機組啟、停和選擇負荷區(qū)段

原模式下，電力調(diào)度的權(quán)限較大，發(fā)電廠的各臺機組，成了電網(wǎng)的一個個車間。沒有自行優(yōu)化各機組負荷的權(quán)限，更沒有自行選擇機組備用和啟動的權(quán)力。

電力現(xiàn)貨模式下，若能掌握較精確的電網(wǎng)負荷預(yù)測和新能源預(yù)計，就可根據(jù)生產(chǎn)設(shè)備需要，通過報價選擇機組的運行與否，通過報價來選擇機組運行的負荷段，一定程度上增加了靈活性。

4.3.2 將促進存量電力資產(chǎn)改造投資的增加和來源渠道的增加

原有的設(shè)備選型和改造，是適應(yīng)原模式下的產(chǎn)物。電力現(xiàn)貨模式下，設(shè)備的參數(shù)設(shè)定必然要根據(jù)新的需求進行調(diào)整。

存量發(fā)電資產(chǎn)如何能夠給企業(yè)帶來最大的效益，是集團考慮的問題，一定程度上會給基層企業(yè)資金扶持。從集團公司層面，可向國家申請政策，國家為了支持電改成功，也會一定程度上給予此類技改一定的如稅收、貸款利率等政策傾斜。

4.3.3將促進發(fā)電企業(yè)的收入的多元化和轉(zhuǎn)型

一是發(fā)電企業(yè)的收入構(gòu)成，將更加復(fù)雜。除原有的發(fā)電、供熱、副產(chǎn)品收入，更多的收入，將來源于金融行業(yè)。如售電電量計劃的轉(zhuǎn)入和轉(zhuǎn)出，電量計劃的價差管理，電力期貨對沖的收益，煤炭期貨的對沖和盈利。

二是發(fā)電企業(yè)為了降低現(xiàn)貨競價對發(fā)電收益的降低，必然會增加對供熱收入和副產(chǎn)品收入的需求，增加供熱產(chǎn)品的種類和副產(chǎn)品的深加工的探索。

4.3.4 將促進發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)型為綜合能源服務(wù)企業(yè)

電量的下降和發(fā)電收益構(gòu)成的復(fù)雜性，將促進發(fā)電企業(yè)加快通過綜合能源服務(wù)，鎖定售電市場的步伐，將給發(fā)電企業(yè)帶來新的業(yè)務(wù)機會。

五、對售電市場的挑戰(zhàn)和機遇

原模式下的售電公司，主要在于簽訂用戶的能力。電力的同質(zhì)化問題，讓售電公司的銷售業(yè)務(wù)開展著重在售前，售后服務(wù)無從談起。售電公司技術(shù)管理更多的是一種對政策的理解和把握，對電力產(chǎn)品的特性可以不用考慮，對自己用戶的用電特性也無需考慮。

受營銷體制和用工制度的等因素影響，山東出現(xiàn)了火電集團背景的售電公司，售電業(yè)務(wù)開展的不如民營企業(yè)售電公司的怪現(xiàn)象。民營售電公司的盈利模式，是量大為王，價差為王。售電公司拿到了足夠的用戶，完全可以逼迫發(fā)電企業(yè)進行一定程度的價格讓渡。售電公司基本上不進行任何業(yè)務(wù)，還要分走火電企業(yè)本應(yīng)讓利給工商企業(yè)的利潤。

電力現(xiàn)貨模式下，D1至D3三類標準曲線的劃分和自定義曲線的劃分，打破了電力產(chǎn)品的同質(zhì)性。目前山東電力現(xiàn)貨售電側(cè)以報量不報價，發(fā)電側(cè)平均節(jié)點電價結(jié)算起步，逐步會過渡到報量報價，不同負荷不同節(jié)點電價結(jié)算。

對于電力商品的特性熟悉程度和負荷預(yù)計、各區(qū)域節(jié)點電價的變化趨勢，決定了電力合同的盈虧問題。電力營銷的技術(shù)支持作用將凸顯出來，無電源背景的售電公司生存環(huán)境將劣化。售電公司的作用不僅是售前的簽約服務(wù)，更多的要通過給用戶進行需求側(cè)管理和節(jié)能管理等售中和售后服務(wù)，降低用戶的綜合用能成本，來提高用戶的粘性。

從電力市場化改革較為成功的電力市場看，發(fā)電企業(yè)背景的售電公司和綜合節(jié)能服務(wù)的售電公司，是存活下來的主要類型。

單純靠電量指標倒賣的售電公司，是無法在現(xiàn)貨市場下生存的。提高售電公司專業(yè)技術(shù)能力，重點提高售中、售后能力，是售電公司業(yè)務(wù)拓展的需要。

六、電力現(xiàn)貨市場中的火電企業(yè)

6.1火電企業(yè)進入“至暗時刻”

電改路線圖中的十六字：“廠網(wǎng)分開、主輔分離、競價上網(wǎng)、輸配分離”中的“主輔分離，廠網(wǎng)分開”均已完成了，剩下的“競價上網(wǎng)”步驟正依托電力現(xiàn)貨來逐步實現(xiàn)。電改路線圖最后一個要完成的任務(wù)，也是最艱難的任務(wù)，就是“輸配分離”。

當前國家電改的重點放在電力現(xiàn)貨上，其實預(yù)示著國家最終推動電改全面成功的決心不變。電力現(xiàn)貨政策和國家力推的增量配網(wǎng)政策，均顯示著國家對分拆電網(wǎng)的想法正在逐步落實中。

不實現(xiàn)輸電網(wǎng)和配電網(wǎng)分開經(jīng)營，就無從厘清電網(wǎng)的輸電成本，也無法真正實現(xiàn)電改的社會福利不被截留。

電力現(xiàn)貨實施的初期，火電企業(yè)，特別是中小型火電企業(yè)，將進入“至暗時代”。企業(yè)將掙扎在盈虧平衡線上，甚至?xí)a(chǎn)生較大額度的虧損。

擁有大型火電機組的企業(yè)，雖然能夠拿到比三公模式下更高的利用小時，但電價的下降，將降低其盈利的水平。若省內(nèi)的競爭平衡打破，將加劇成本管控差、能耗高的機組的退役進度。如何降低小機組的煤耗，降低企業(yè)經(jīng)營成本，是火電企業(yè)生存必須解決的問題。

6.2火電企業(yè)在現(xiàn)貨市場中的建議

企業(yè)的轉(zhuǎn)機，往往出現(xiàn)在企業(yè)經(jīng)營最困難的時刻。鳳凰涅槃，必須浴火。

火電公司轉(zhuǎn)型升級發(fā)展的動力，也將來源于企業(yè)的經(jīng)營困境。針對火電企業(yè)即將面臨的困境，建議如下：

6.2.1加大營銷力量的建設(shè)，通過中長期電量的簽訂，鎖定收益，降低機組在現(xiàn)貨下運行的風(fēng)險。通過電力現(xiàn)貨模式下為用戶選擇合理的用電方案乃至能源管理方案，提高市場占有率。

6.2.2在風(fēng)險可控的前提下，適度參與中長期轉(zhuǎn)讓市場操作，增加收益。提前研究電力期貨市場、煤炭期貨市場，擇機對沖風(fēng)險。

6.2.3千方百計擴大供熱，增加供熱品類，通過供熱實現(xiàn)降煤耗，增加收益的目的。依托供熱，為用戶提供更低的綜合用能成本。

6.2.4探索進入灰、渣、石膏等副產(chǎn)品利用深度利用可能性，通過副產(chǎn)品的深度利用增利，對沖電力業(yè)務(wù)收入下降的風(fēng)險。

6.2.5結(jié)合國家增量配網(wǎng)概念，與地方政府深度合作，獲取配電網(wǎng)項目。