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电力现货市场改革，使得电力交易模式发生了重大变化，这给发电企业带来了巨大挑战。该如何应对？
2015年3月“中发9号文”颁布后，国家发改委、国家能源局先后发布电力体制改革的六个配套文件，其中在《关于推进电力市场建设的实施意见》配套文件中，明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。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，至今已进行三次试结算运行。结合国华寿光电厂有关实际，深入研究山东区域火电企业面临的困境，分析提出了新形势下企业经营发展策略，为山东区域火电厂科学发展提供参考。
山东省火力发电装机情况
截至2020年6月底，山东电网直调电厂共64座、机组201台，装机总容量6989.5万千瓦。其中，直调公用电厂49座、机组164台，装机容量6177.5万千瓦；直调自备电厂15座、机组37台，装机容量812万千瓦。30万千瓦及以上机组为山东电网的主力机型，共计122台，装机容量5722万千瓦，占到总装机容量的81.87%。单机容量最大的机组为海阳核电两台125万千瓦机组。
在山东统调公用燃煤机组容量（指参与现货交易）中，华能和华电两家公司的装机占比超过70.4%，华能、华电、大唐、国家能源四家公司占比达到了92%。山东是典型的双寡头市场。
山东光伏装机达到1801万千瓦，约为统调公用燃煤机组容量的31%，风电装机1404万千瓦，约为火电容量的24%。可再生能源每日运行的间歇性较大，在水电、燃机等优质调峰资源缺失且大量外电不参与调峰的情况下，调峰压力主要压到了省内统调公用燃煤机组的身上。
山东省电力现货改革进程
2015年新一轮电改到来，从国家部委到山东地方政府发布了一系列电改政策，主要政策如下：
2019年，山东进入了电力现货运行元年，9月、12月完成了两次的七日连续调电结算试运行。之后，山东政府进行了政策调整，其中最大的变化是开放了零售市场。经售电公司代理的用户也将参与到电力现货市场中来，电力需求侧管理的作用将得到激活。其次是调整了电力现货的边际条件，把超计划曲线的外电、核电的市场化结算电量和可再生能源实际出力的10%纳入了电力现货的参与范围内。三是结算和分摊机制的细化，建立了市场化用户分摊部分费用的机制。四是调频机组的运行模式变化和调频机会成本的测算，提出了解决方法和分摊机制。五是细化了市场力管控的方法。六是提出固定成本补偿。2020年5月，又组织了为期4天的连续试结算运行。
随着电改的持续深入，市场化交易电量逐年增加。2015年全年交易规模达到200亿千瓦时；2016年交易累计完成电量616.85亿千瓦时，其中省内交易电量500.28亿千瓦时、跨省区交易电量116.57亿千瓦时；2017年交易电量956亿千瓦时，其中省内达成交易电量785.86亿千瓦时、跨省区交易达成电量170.14亿千瓦时。2018年省内和跨省区总交易电量不低于1300亿千瓦时。2019年，电力市场扩大到1600亿，市场化电量已占统调公用电厂电量计划的60%。2020年，电力市场预测为1800亿千瓦时。
寿光电厂在现货市场中的挑战
寿光电厂位于山东省寿光市，一期工程项目2×1000MW国产超超临界燃煤发电机组已分别于2016年7月和11月投产发电。今年以来，寿光电厂认真分析电力市场形势，发挥发售一体的市场竞争优势，抓住迎峰度夏抢发电量的有利时机，抢签市场电量增计划，为发电任务提供了计划指标保障。截至8月31日，国华寿光电厂年累计完成发电量突破60.9亿千瓦时，年度市场占有率达121％。与此同时，也面临着电力现货市场改革带来的冲击，主要表现为：
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。
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，电厂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。
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，将对电厂的计量体系、电费核对体系、监管体系、绩效考核体系提出挑战。
4. 对供热市场（工业供汽）可靠供应的冲击。
对于居民供热机组，现货市场供暖季是“保量保价”，与现有模式对比，影响比较小。但对于供应工业蒸汽为主的供热机组，需要稳定的较高负荷才能保证供气品质和流量。现行模式下，电网需要深度调峰时段，机组短时可能存在难以保证品质的问题，对外供热影响相对较小，现货市场中则有可能存在长时间发低价电保工业蒸汽供应的问题，特别是供汽量偏小的机组，难以达到供汽和发电兼顾。
5. 对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，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。另外，消缺和检修机组将被统计为不可用机组，不能获得固定容量补偿。
6. 成本比任何时候都重要。
现有模式下，发电量指标的获取和发电量兑现，基本靠政府下达基数电量和市场交易电量，与成本关系不大。现货模式下，需要参照变动成本报价以确保有边际效益，需要降低固定成本以争取固定成本补偿大于固定成本，实现企业有利润不亏损，电量和利润受制于成本高低。应对现货市场策略
针对即将面临的形势，提出以下市场策略：
1. 深入研究电力改革有关政策。
紧密跟踪国家和山东省关于电改政策，深入研究电力体制改革政策和电力交易规则文件，分析对企业产生的影响，超前制定应对措施。加速建立市场化经营机制和激励机制，实现市场化运作，增强参与市场的主动性，进一步确立市场化体制机制。
2. 研究制定最优交易策略。
在现有的交易机制下，电厂收益主要由中长期合约收益、现货电能量交易收益、固定成本补偿三部分组成。需要结合山东区域政策和企业实际，提前熟悉、吃透现货交易规则，研究制定现货交易措施，提前部署交易方案和策略。
3. 加大企业营销力量建设。
加强现货交易团队建设，组建、培养出自己的务实型批发市场团队，力争培养多面手式的复合型人才，为开展现货交易做好人员储备。
4. 推进企业收入的多元化。
千方百计扩大供热，增加供热量，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。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。
5. 积极推动企业转型发展。
认真研究应对电量的下降和发电收益构成的复杂性，主动适应电力市场化改革和能源互联网发展，加强生产与市场的深度融合，实现一体化决策，推进发电企业转型为综合能源服务企业，着力构建有竞争力的电厂。
6. 积极争取增量配网项目。
根据《有序放开配电网业务管理办法》，增量配网运营本身也有权利向用户有偿提供“多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务”。因此，建议电厂结合国家增量配网概念，加强与地方政府深度合作，获取配电网项目。
7. 千方百计降低成本。
现货市场拼的就是成本，尤其是变动成本，如何优化燃煤结构，增加机组吃“粗粮”的能力，实现燃煤量、质、价最优结合，是现货市场的需要，也是企业提升经营品质的需要。
