閆海波，蔣 韜

(中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528403)

廣東作為本輪電力體制改革的排頭兵，按照2015年3月15日中共中央國務(wù)院《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號文)及其配套文件對電力體制改革工作的總體要求，積極推進(jìn)電力市場化改革，相繼編制出臺了一系列政策文件，建成了較為成熟的一、二級市場銜接場內(nèi)外互補(bǔ)的中長期交易品種，穩(wěn)步擴(kuò)大市場交易規(guī)模。在2019年5月，更是率先在全國范圍內(nèi)開展南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，取得了電力體制改革的歷史性突破[1]。

在各大電力集團(tuán)爭相發(fā)展天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)之際(預(yù)計2020年廣東天然氣發(fā)電裝機(jī)容量將增長526萬kW，增長率達(dá)22%)，廣東省天然氣發(fā)電行業(yè)卻面臨著上網(wǎng)電價連續(xù)下調(diào)、基數(shù)電量不斷縮減以及現(xiàn)貨價格持續(xù)走低的現(xiàn)實困境和挑戰(zhàn)，部分成本較高的天然氣發(fā)電企業(yè)已經(jīng)處于虧損狀態(tài)。如何在當(dāng)前電力體制改革形勢下充分發(fā)揮其調(diào)峰、調(diào)頻等優(yōu)越性能以及清潔能源的優(yōu)良屬性，并通過探索、轉(zhuǎn)型尋求新的產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展是本文探討的核心方向。

1 天然氣發(fā)電在廣東電力體制改革下的現(xiàn)狀

1.1 上網(wǎng)電價連續(xù)下調(diào)，部分天然氣發(fā)電企業(yè)虧損經(jīng)營

2017年9月28日，廣東省發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于降低我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價》的通知，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價在現(xiàn)有每千瓦時0.745元的基礎(chǔ)上每千瓦時統(tǒng)一降低0.03元(含稅)；2018年8月31日將上網(wǎng)電價高于每千瓦時0.665元(含稅)的天然氣發(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)電價統(tǒng)一降低為每千瓦時0.665元。兩次電價下調(diào)幅度累計達(dá)每千瓦時0.08元(含稅)，壓縮了天然氣發(fā)電企業(yè)的利潤空間。連續(xù)兩次降電價后發(fā)電企業(yè)經(jīng)營情況如表1[2-4]所示。

表1 廣東電力體制改革下天然氣發(fā)電企業(yè)經(jīng)營情況

由表1可以看出，省內(nèi)天然氣發(fā)電在上網(wǎng)電價接連下調(diào)、讓利逐年增加的形勢下，天然氣發(fā)電的利潤空間被再三壓縮，從2017年的0.101 8元/(kW·h)被壓縮至2019年的0.016 7元/(kW·h)，部分發(fā)電企業(yè)已經(jīng)出現(xiàn)虧損。當(dāng)前，經(jīng)營利潤已經(jīng)成為制約天然氣發(fā)電企業(yè)進(jìn)一步發(fā)展的關(guān)鍵因素。

1.2 基數(shù)電量持續(xù)下降，市場競爭日趨激烈

廣東電力市場體制改革以來，政府計劃下發(fā)的基數(shù)電量逐年減少，市場電量規(guī)模逐步擴(kuò)大；發(fā)電企業(yè)維持和獲取電量指標(biāo)就必須參與市場交易，在當(dāng)前供過于求的市場環(huán)境下，降價競爭成為獲取指標(biāo)的唯一途徑。近年來廣東天然氣發(fā)電企業(yè)基數(shù)電量變化如表2所示,相關(guān)數(shù)據(jù)來自文獻(xiàn)[2-8]。

表2 廣東天然氣發(fā)電企業(yè)基數(shù)計劃電量變化情況

由表2可以看出，2017至2020年間廣東省天然氣發(fā)電裝機(jī)發(fā)展迅速，每年以450萬kW左右的裝機(jī)容量上升，但是基數(shù)計劃電量卻逐年減少，下降了289.2億kW·h，基數(shù)利用時長下降至265 h，標(biāo)桿上網(wǎng)電價電量的逐步消失使發(fā)電企業(yè)主營收入呈下降趨勢。

基數(shù)電量的逐步減少和市場交易中獲取電量、電價的不確定性，推動著天然氣發(fā)電企業(yè)由計劃經(jīng)營向著市場經(jīng)營模式轉(zhuǎn)型，以適應(yīng)當(dāng)前電力體制改革形勢的需要。隨著燃?xì)鈾C(jī)組的市場電量獲取上限被不同程度約束(9F型機(jī)組裝機(jī)容量打7折，9E型機(jī)組裝機(jī)容量打5折)，燃?xì)鈾C(jī)組的年度發(fā)電量被制約，在相同發(fā)電量的情況下機(jī)組啟動次數(shù)更加頻繁，發(fā)電成本、機(jī)組的損耗加速上升，這讓發(fā)電收入日趨下降的天然氣發(fā)電企業(yè)雪上加霜。

1.3 現(xiàn)貨市場裸價競爭，天然氣發(fā)電成本劣勢凸顯

2019年5月，根據(jù)《廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于開展南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場按日試結(jié)算工作的復(fù)函》的要求，為推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)妥有序開展，檢驗現(xiàn)貨市場全流程運行風(fēng)險，決定從2019年5月開始，率先開展現(xiàn)貨市場按日試結(jié)算運行，并在6月、10月相繼開展，全年共開展13天現(xiàn)貨交易。試結(jié)算期間共有190臺機(jī)組、125家售電公司和3家大用戶參與了現(xiàn)貨申報， 實現(xiàn)市場主體全覆蓋，具體交易情況如表3、表4所示,相關(guān)數(shù)據(jù)來自文獻(xiàn)[2-4]。

表3 廣東省2019年現(xiàn)貨市場總體申報情況

表4 廣東省2019年現(xiàn)貨市場日前總體出清情況

從表3可以看出，經(jīng)過現(xiàn)貨市場真刀真槍的拼殺，各市場主體的邊際成本逐漸顯現(xiàn)，天然氣發(fā)電企業(yè)平均申報價格明顯高出燃煤發(fā)電企業(yè)平均申報價格，在同臺競爭中處于明顯的劣勢。發(fā)電企業(yè)為了爭奪發(fā)電量在低出力段平均申報價格持續(xù)下降，為了爭奪負(fù)荷低谷時段的連續(xù)運行，在10月有2 677 MW的裝機(jī)報出了0元/(kW·h)的低價。成本較低的燃煤發(fā)電企業(yè)更多地決定了市場的出清節(jié)點電價，天然氣發(fā)電難獲定價權(quán)。

從表4可以看出，發(fā)電側(cè)日前平均出清價格處于下降趨勢，10月發(fā)電側(cè)日前出清價格只有0.251元/(kW·h)，加上對天然氣發(fā)電企業(yè)的高價補(bǔ)貼0.202元/(kW·h)，也只有0.453元/(kW·h)，而從本文表1中得知典型9F天然氣發(fā)電企業(yè)的度電成本為0.628元/(kW·h)，意味著在現(xiàn)貨市場中天然氣發(fā)電企業(yè)主營業(yè)務(wù)將面臨著上網(wǎng)1 kW·h電量就會虧0.175元或無電可發(fā)的情形，若沒有基數(shù)、中長期電量或其他收入覆蓋固定成本，則面臨發(fā)電虧損的尷尬境地。

整體而言，處于降價競爭的現(xiàn)貨市場中，成本較低的煤電企業(yè)占據(jù)了主導(dǎo)地位，成為電力市場的中堅力量；天然氣發(fā)電企業(yè)只能作為調(diào)峰、調(diào)頻機(jī)組適時參與現(xiàn)貨市場中的高峰負(fù)荷及高價時段，維持電力市場的穩(wěn)定運行。因此如何在現(xiàn)貨市場中還原天然氣發(fā)電企業(yè)的優(yōu)越調(diào)峰、調(diào)頻性能以及環(huán)保優(yōu)勢，還需擴(kuò)大高峰負(fù)荷時段價格上限、提高輔助服務(wù)市場收入和擇機(jī)開征碳稅，同時需要天然氣發(fā)電自身主動探索、轉(zhuǎn)型，謀取發(fā)展出路。

2 天然氣發(fā)電在廣東電力體制改革下的轉(zhuǎn)型探索

在廣東電力體制改革的新形勢下，天然氣發(fā)電企業(yè)通過獲取更多電量來獲取超額利潤的傳統(tǒng)路徑已經(jīng)難以實現(xiàn)。未來，在順應(yīng)改革的大勢下，如何著眼于自身優(yōu)勢，維持經(jīng)營并獲得進(jìn)一步發(fā)展是我們探討的重點。

2.1 輔助服務(wù)市場，利潤主要來源

隨著廣東電力體制改革的不斷推進(jìn)，輔助服務(wù)市場的逐步推出和強(qiáng)化是一個亮點。調(diào)峰、調(diào)頻、冷備用以及黑啟動等輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的大幅提升，使天然氣發(fā)電企業(yè)由主攻發(fā)電開始向提供輔助服務(wù)轉(zhuǎn)型，同時也吸引著獨立輔助服務(wù)提供者的逐步參與。

2.1.1 輔助服務(wù)兩個細(xì)則

2017年12月25日，國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布《關(guān)于印發(fā)南方區(qū)域“兩個細(xì)則(2017版)”》(南方監(jiān)能市場〔2017〕440號)的通知，于2019年1月1日正式執(zhí)行“兩個細(xì)則(2017版)”，相較于“兩個細(xì)則(2015版)”,輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)有了明顯的提升，經(jīng)過大半年的運行測試，在2019年7月26日，對其中的一些條款進(jìn)行了補(bǔ)充調(diào)整，具體情況如表5所示，相關(guān)數(shù)據(jù)來自文獻(xiàn)[9]。

表5 輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)前后對比

從表5可以看出，輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)整體提升巨大：黑啟動服務(wù)能力補(bǔ)償提升達(dá)14倍；補(bǔ)償金額最大的冷備用補(bǔ)償經(jīng)過大半年的測試運行后適當(dāng)下調(diào)，由原來的25元/(MW·h)調(diào)整到12.5元/(MW·h)。輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的提升點燃了天然氣發(fā)電企業(yè)的參與熱情，同時給各天然氣發(fā)電企業(yè)注入了新的活力。

2.1.2 輔助服務(wù)調(diào)頻市場

2018年8月2日，國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布《廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則(試行)》(南方監(jiān)能市場〔2018〕272號)通知，于2018年9月1日正式實施，標(biāo)志著調(diào)頻市場開啟了現(xiàn)貨模式，為后續(xù)電力市場改革現(xiàn)貨交易的銜接奠定了基礎(chǔ)。調(diào)頻市場關(guān)鍵指標(biāo)為綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k及調(diào)頻里程D，詳細(xì)如下：

1) 綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k[10]

用于衡量發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的綜合性能表現(xiàn)，采用計算公式(1)：

k=0.25×(2×k1+k2+k3)

(1)

式中：調(diào)節(jié)速率指標(biāo)k1指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的速率；響應(yīng)時間指標(biāo)k2指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的時間延遲；調(diào)節(jié)精度指標(biāo)k3指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的精準(zhǔn)度。

為便于橫向比較發(fā)電單元間性能差異，每天組織交易前將發(fā)電單元8個中標(biāo)時段的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)進(jìn)行歸一化處理。以歸一化后的發(fā)電單元綜合調(diào)頻性能指標(biāo)P將各發(fā)電單元的調(diào)頻里程報價進(jìn)行調(diào)整，作為調(diào)頻里程排序價格，最后中標(biāo)機(jī)組的排序價格作為統(tǒng)一出清價格。

2) 調(diào)頻里程D[10]

調(diào)頻里程D是指發(fā)電單元每次響應(yīng)AGC調(diào)頻控制指令結(jié)束時刻的實際出力值與下發(fā)調(diào)節(jié)指令時刻出力值之差的絕對值；某時間段內(nèi)總的調(diào)頻里程為該時段發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的調(diào)整里程之和，采用計算公式(2)：

(2)

式中：Dj為發(fā)電單元第j次調(diào)節(jié)的調(diào)頻里程，單位為MW；n為調(diào)節(jié)次數(shù)。

3) 調(diào)頻收益[10]

中標(biāo)發(fā)電單元在廣東調(diào)頻市場中提供調(diào)頻服務(wù)可以獲得相應(yīng)的調(diào)頻里程補(bǔ)償。發(fā)電單元的調(diào)頻里程補(bǔ)償按日統(tǒng)計、按月進(jìn)行結(jié)算，其月度調(diào)頻里程補(bǔ)償采用計算公式(3)：

(3)

式中：n為每月廣東調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)；Di為該發(fā)電單元在第i個交易周期提供的調(diào)頻里程；Qi為第i個交易周期的里程結(jié)算價格；Ki為發(fā)電單元在第i個交易周期的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值。

由上述調(diào)頻收益計算公式可以看出，調(diào)頻里程越長、出清價格越高、綜合調(diào)頻性能越大，調(diào)頻收益就越高。據(jù)不完全統(tǒng)計，天然氣發(fā)電機(jī)組的K值約1.5～1.7，燃煤機(jī)組的K值約為0.5～0.8，天然氣發(fā)電機(jī)組較煤電機(jī)組參與調(diào)頻市場優(yōu)勢明顯。

2.1.3 輔助服務(wù)總體收益

各發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)市場收入的提升，對其經(jīng)營轉(zhuǎn)型起到了關(guān)鍵的作用，在主營業(yè)務(wù)承壓、利潤大幅縮水狀況下，輔助服務(wù)市場收益如雪中送炭，成為部分天然氣發(fā)電企業(yè)利潤的主要來源，具體數(shù)據(jù)分析如表6所示,相關(guān)數(shù)據(jù)來自文獻(xiàn)[9]。

表6 廣東省2017—2019年天然氣發(fā)電機(jī)組輔助服務(wù)收入分析

由表6可以看出，自2019年1月1日起執(zhí)行新的“兩個細(xì)則(2017版)”規(guī)則，輔助服務(wù)市場的收益明顯提升。2019年天然氣發(fā)電輔助服務(wù)收益達(dá)9.56億元，較2018年全年提高了約4.6倍；天然氣發(fā)電輔助服務(wù)的度電利潤達(dá)0.015 2元/(kW·h)，較2018年全年提高了約3.6倍。所以輔助服務(wù)市場的可觀收益已成為天然氣發(fā)電的主要利潤來源。

輔助服務(wù)市場的可觀收益成了發(fā)電企業(yè)競相爭奪的新戰(zhàn)場，本身就具有優(yōu)越調(diào)峰、調(diào)頻性能的天然氣發(fā)電企業(yè)如魚得水，而煤電機(jī)組也在不斷探索調(diào)頻市場，從2018年至今燃煤機(jī)組加裝儲能裝置風(fēng)靡一時，可見發(fā)電企業(yè)向著輔助服務(wù)市場探索、轉(zhuǎn)型已成為一種趨勢。

2.2 供熱市場，以熱定電優(yōu)勢突顯

隨著環(huán)境保護(hù)要求日益提升，各大小鍋爐逐漸被淘汰，集中供熱市場應(yīng)運而生，并逐漸成為天然氣發(fā)電企業(yè)探索轉(zhuǎn)型的新方向。進(jìn)入2019年，天然氣發(fā)電還原了調(diào)峰機(jī)組屬性，市場上限電量獲取被約束(9F型機(jī)組裝機(jī)容量打7折，9E型機(jī)組裝機(jī)容量打5折)，嚴(yán)重限制了天然氣發(fā)電總電量指標(biāo)的獲??；同時受供需懸殊、競爭激烈的月度發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易市場約束，常規(guī)天然氣發(fā)電企業(yè)的電量獲取舉步維艱。

然而熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組憑借“以熱定電”“強(qiáng)制成交”以及“供熱連續(xù)運行”等優(yōu)良屬性在2019年天然氣發(fā)電企業(yè)優(yōu)勢盡顯，深受追捧。表7是一臺460 MW的9F型熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組與常規(guī)天然氣機(jī)組2019年的發(fā)電運行對比。

表7 9F型熱電聯(lián)產(chǎn)與常規(guī)天然氣機(jī)組對比分析

由表7可以看出，一臺供熱量60 t/h的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組年初基數(shù)利用時長比常規(guī)燃?xì)鈾C(jī)組多出274 h，年度利用時長多出1 534 h，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組連續(xù)運行，發(fā)電效率大大增加,并通過采取“以熱定電”強(qiáng)制成交的方式在月度集中交易市場獲取高價電量指標(biāo)，避開了競爭激烈、價格較低的發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓市場，此外還有額外的供熱收入，經(jīng)營形式良好。

目前，新建天然氣發(fā)電項目開始朝著“熱電冷”三聯(lián)供，同時配套增量配電網(wǎng)和智慧能源綜合服務(wù)一體化的方向發(fā)展，單一的天然氣發(fā)電企業(yè)難以在新的市場環(huán)境下獲得競爭優(yōu)勢。

2.3 現(xiàn)貨市場，發(fā)售一體化經(jīng)營

當(dāng)前廣東省電力體制改革正處于邁向現(xiàn)貨交易的關(guān)鍵節(jié)點，改革推向深水區(qū)。單一的天然氣發(fā)電企業(yè)在應(yīng)對金融合約等市場風(fēng)險時手段單一，亟需尋求避險機(jī)制，以適應(yīng)現(xiàn)貨交易市場環(huán)境。

廣東省電力體制改革現(xiàn)貨市場的運行本質(zhì)是在考慮電網(wǎng)安全約束以及物理運行特性的前提下，優(yōu)先調(diào)用系統(tǒng)中報價最低的發(fā)電機(jī)組，主要采取安全約束機(jī)組組合SCUC(Security-Constrained Unit Commitment)和安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度SCED(Security-Constrained Economic Dispatch)兩個數(shù)學(xué)模型來統(tǒng)一出清，尋求全社會發(fā)電成本最低為目標(biāo)安排機(jī)組發(fā)電。目標(biāo)函數(shù)[11]如公式(4)：

(4)

在同時考慮機(jī)組約束、系統(tǒng)約束、網(wǎng)絡(luò)約束等條件下，以目標(biāo)函數(shù)值最小為最優(yōu)解，極端情況下允許潮流約束越限，解出越限量最小的優(yōu)化結(jié)果。

從目標(biāo)函數(shù)可以看出，在網(wǎng)絡(luò)約束相同的情況下，機(jī)組的發(fā)電費用越低越容易中標(biāo)被調(diào)用，未來發(fā)電企業(yè)將處于降價競爭的大環(huán)境里，經(jīng)營前景堪憂。從電力市場現(xiàn)貨交易結(jié)算規(guī)則“機(jī)組發(fā)電收入=中長期全電量結(jié)算+中長期電量阻塞費用+日前電量偏差結(jié)算+實時電量偏差結(jié)算”來看，中長期電量電費收入將是發(fā)電企業(yè)提前鎖定利潤、對沖風(fēng)險、穩(wěn)定生產(chǎn)計劃的主要手段。通過售電公司簽約一定量中長期合約，發(fā)揮售電公司中間調(diào)配、對沖風(fēng)險的屬性，使天然氣發(fā)電企業(yè)向發(fā)售一體化經(jīng)營發(fā)展是近期部分發(fā)電企業(yè)的工作重點。

近年來，在發(fā)售一體化之外，各大電力集團(tuán)為了應(yīng)對經(jīng)營風(fēng)險，紛紛整合資源，向著產(chǎn)業(yè)鏈一體化經(jīng)營轉(zhuǎn)型。從上游天然氣資源的獲取，到終端天然氣的消納，再延伸至電力用戶，形成了產(chǎn)業(yè)鏈一體化經(jīng)營的整體優(yōu)勢，有效地規(guī)避了“兩頭”市場波動的風(fēng)險，給天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)健康、可持續(xù)發(fā)展提供了新模式。

3 結(jié)語

面對新的市場化經(jīng)營環(huán)境，天然氣發(fā)電企業(yè)單靠主營發(fā)電收入已難獲得可持續(xù)發(fā)展，可通過謀求在輔助服務(wù)、集中供熱供冷市場以及發(fā)售一體模式等方面實現(xiàn)天然氣發(fā)電企業(yè)經(jīng)營轉(zhuǎn)型，尋求新的發(fā)展機(jī)遇。同時，通過將產(chǎn)業(yè)鏈繼續(xù)向上游延伸，統(tǒng)籌天然氣貿(mào)易、發(fā)電、售電和給電力用戶提供增值服務(wù)等實現(xiàn)一體化經(jīng)營，將是應(yīng)對復(fù)雜多變、無定勢現(xiàn)貨市場的有效手段。