电力市场环境下燃煤发电企业的煤-电耦合经营

乔攀

（广东粤电靖海发电有限公司揭阳515041）

摘要：本文以电力现货市场（广东为例）和煤炭市场为典型环境，以燃煤发电企业为研究对象，探讨在电力现货市场环境下燃煤发电经营中煤炭、电能量的联合经营模式，利用大宗商品交易中广泛使用的经济原理、期货原理，总结归纳出一种燃煤发电企业兼顾成本优化和整体盈利的企业经营模型。

关键词：燃煤发电；煤炭市场；期货；电力现货市场

引言

2015年3月国家发布《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）重要文件，提出“进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级”，吹响了我国本轮电力体制改革的号角。经过4年的探索实践，全国各地纷纷启动建立了各具特色的区域电力市场，改革进程比较快的南方区域（以广东起步）电力市场已经完成了现货电力市场规则的起草并进入了系统化广泛模拟阶段。本文以即将实施的广东电力现货市场和煤炭市场为典型环境，以燃煤发电企业为研究对象，探讨在电力现货市场环境下燃煤发电经营中煤炭、电能量的联合经营模式。

1煤、电市场环境特点

1.1煤炭市场概况

煤炭在世界一次能源消费中所占比重为26.5%，低于石油所占比重37.3%，高于天然气所占比重23.9%。从世界范围来看，动力煤产量占煤炭总产量的80%以上。我国的动力煤消费结构中，有65%以上是用于火力发电；其次是建材用煤，约占动力煤消耗量的20%左右，以水泥用煤量最大；其余的动力煤消耗分布在冶金、化工等行业及民用。

图22014-2018年动力煤主力合约、主流港口平仓价趋势图

2013年9月26日国内动力煤期货在郑州商品交易所上市。动力煤期货品种的出现，有效的增加了煤炭交易的价格流动性，促进煤炭市场信息在行业内的快速扩散和传播。2017、2018年动力煤期现货市场延续高位震荡格局，秦港Q5500山西产动力末煤平仓价在548-765元/吨区间内波动，动力煤期货主力合约收盘价波动区间为493-695.6元/吨，与此前的常态贴水行情不同，18年以来动力煤基差显著缩小，期现货联动更加紧密，动力煤期货市场日趋成熟。

动力煤行业自改革开放以来经过了多年的行业整合，已经初步具备了较为成熟的市场特征，其特点为：a.煤炭供应侧国有大矿牢牢占据大部分供给侧市场份额，掌握明显的优势定价权；b.煤炭消费侧（主要涉及电力、钢铁、水泥等行业）跟随社会经济大环境特征明显，短周期内的需求弹性价格较小，长期处于价格接受者的角色；c.渠道贸易环节竞争较为充分，市场信息透明度高。d.国家对电力、钢铁等重点行业执行的煤炭价格指导政策，在一定程度上减缓了煤炭市场短期价格波动对煤电企业的冲击效果。e.动力煤期货实际交割意愿较低，消费端企业利用金融工具套期保值仍然缺乏广泛成熟的运作经验。

1.2电力市场概况

2018年，全国全社会用电量累计68449亿千瓦时，同比增长8.5%，增速比上年提高1.5个百分点，为2012年以来最高增速，电网企业销售电量55677亿千瓦时，同比增长9.4%（来源于中电联行业统计数据）。2018年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。其中，省内市场交易电量合计16885亿千瓦时，占全国市场交易电量的81.8%，省间（含跨区）市场交易电量合计3471亿千瓦时，占全国市场交易电量的16.8%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计298.2亿千瓦时。

2018年，大型发电集团煤电机组上网电量24431亿千瓦时，较上年增加1622亿千瓦时，占其合计上网电量的66.8%；市场交易电量10459亿千瓦时，较上年增加2218亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.8%，较上年提高6.7个百分点。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0.3628元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3383元/千瓦时，市场交易平均电价较上年提高0.0119元/千瓦时。

分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率超过40%的省区共有18个，其中，市场化率最高的是广西，达到了98%，甘肃、广东、江苏、青海、蒙西、辽宁、河南、陕西等8个省区的煤电市场化率超过了50%，湖南、贵州、重庆等9个省区的煤电市场化率超过了40%。

图32018年部分省区大型发电集团煤电市场交易电量示意图

全国范围主要省份均已经建立了各具区域特色的电力市场，各电力市场初步将火力发电、水电、部分可再生能源发电纳入了供方市场主体，用电需求量较大的工商业纳入了消费侧市场主体，中间建立了连接发电、用电的售电商渠道环节；分别构建了以中长期电能量贸易为基础的电力市场框架，个别区域电力市场比如南方区域（以广东起步）已经初步建成集中式电力现货交易市场架构准备投放试运，还配备了完善在运行的调频辅助服务市场。南方区域（以广东起步）电力现货市场的节点电价模型、全天96点分时全电量优化出清的市场交易机制，能够比较有效的反映出电能量在不同的空间、时间位置上的市场价值，为我国电力体制改革起到了先锋模范作用。（数据来源：中国电力企业联合会网站）

2煤电耦合经营逻辑

我国现阶段投入运行或正在筹备的各区域性电力市场中，电能量的中长期合约具备明显的期货特征。首先电力中长期合约是标准化的合约，由于电能量品质要求：50Hz交流高压交流电品质标准成熟且稳定，电力商品的标准化整齐程度非常高、商品差异化程度非常低，甚至不需要进行传统大宗商品的升贴水转换；有统一的交割地点，物理调度执行的中长期交易电力市场采用全网统一的不计线损交易、南方区域（以广东起步）电力现货市场初步阶段以全网统一平均节点为电能量交割点；合约有严格的交割期限，电力现货市场基本设计初衷之一就是出于反映电力资源在不同时空范围内的市场价格水平，广东目前采取全天96点24小时分时结算，而电能量在电网中以光速传输，其交易时点精确度优于各种传统期货的实物商品；有明确的商品价格，电力现货市场中，现货、中长期合约均以电能量绝对价计价；期现交割方面，电力现货市场投入运行后，将出现丰富的交易品种：双边协商交易（非标合约）、集中竞争交易（不同的曲线分解可视同为线上标准期货的不同品种）、挂摘牌交易等，全电量出清的日前、实时电能量现货市场可以提供广泛统一的现货交割面，，其公开、公平、透明程度甚至优于传统实物商品的现货交易行情揭示。

煤炭和电力作为人类文明活动的两种基础能源商品，其消费量都非常巨大，在鲜明的上下游关系下，理应成为两个高度相关的经济行业。然而本轮电改之前，我国大多数煤电企业在仍然长期处于“市场煤、计划电”双轨夹缝经营的处境，煤、电两种能源商品的互补品联动特性并没有得到很好的体现。在国内煤炭市场日臻完善、电力市场逐步成熟后，煤电作为我国占比绝对多数的主流电源类型，将逐步成为连接煤炭、电力两大能源经济领域的的重要行业。联动功能出现的原理为：煤电企业本身作为两个行业的重要参与者，针对两个市场经营决策的取舍在很大程度上决定了企业本身的经济效益，最早发现并利用经济学原理来进行耦合经营操作的企业个体，将率先取得稳定客观的经济收益，当众多煤电企业开始纷纷效仿，形成普遍煤电行业的经营策略基本共识后，这两个对耦市场的联动特性将逐渐开始展现。

在电力体制改革上一阶段时期中，煤电企业呈现出上下游两侧经营手段掣肘的情况：在库存有限、煤炭储备经济性能差的客观条件下，煤炭原料采购方面一直是市场价格的被动接受者角色；销售侧有是政府制定上网电价、计划性分配上网电量，企业缺乏有效的自主经营手段。在这种经营环境下，煤电企业的主流经营模型如下图：

图4传统电力市场体系：煤价—电量—盈利关系示意图

而在电力市场环境、尤其是电力现货规则环境中，市场化交易电量的比例逐步提高，电能量的批发、零售价格均在很大程度上受电力市场以及电力相关市场的市场力影响，影响因素主要包括：

1.社会宏观经济增长情况决定的社会用电量的变动趋势；2.电煤的期货、现货供需以及价格波动情况；

3.短期气候对水电、风电的影响；国际经济形势对国际天然气价格的影响；4.国家能源政策对不同品种电源（核电、气电、水电、风电、太阳能发电等）制定的行业政策环境。

但是对电力市场均衡价格影响最为显著的仍然是消费端的需求变化情况。根据边际需求递减原理（政府也理应遵循此市场经济原理制定激励相容的政策规则），社会对电能量、电力的需求总边际是估值递减的，而电力供应端的电源企业在各自的客观市场条件下，其销售电能量越多也必将以降低销售价格为代价，而且每个电能生产商在各自的物理电网节点环境中，因为电网的经济安全供电运行限制，即使不考虑装机容量的边界条件，也无法无限的扩大电能量的产销量。因此发电企业在电力市场环境下的销售电量-销售电价将不再是不相关关系，而是斜率逐步变缓的曲线关系。（电力作为商品的长期价格是由区域电网环境的电源装机丰沛程度、燃料价格决定的；短期价格区域电网环境内电力用户的需求变动和用户自身需求弹性决定的；由于传统的电力工业经济体系的计划经济属性，由电网统一定价采购并定价销售，电力消费者的市场意识基本缺失，电力消费的价格弹性非常小，本文对电力消费的价格弹性作绝对刚性处理，即不管电能量的市场价格是多少消费者都按照既有的消费习惯来购买电力（广东电力市场现行规则目前也是如此处理的）。那么电能量的市场价格波动仅取决于发电企业单侧的竞争强度。

由于电力商品的特殊属性，在我国目前尚未有成熟的电力市场积累经验和历史数据，难以推测其销售量—价关系曲线。本文假设电力市场环境下电能量销售量价关系为二次曲线，同时假设：单个电力供应商的销售价格不影响需求侧消费者的需求总量、仅争夺固定市场总需求量中竞争对手的市场份额；最高销售价格设为竞争对手中最高成本价格（以广东电力市场为例即燃气机组度电成本），对应20%利用小时数；最低销售价格设为自身边际燃料成本价格，对应100%利用小时数；在此简单参数假设条件下电力销售量价关系可标示为下图：

图6电力现货市场体系：煤价—电量—盈利关系示意图

以上为煤电企业在电力市场环境下的经营模型，分析其模型特点总结如下：

1.整体销售量的攀升需以更低廉的平均销售价格为代价，企业盈利总额在销售电量坐标上有顶点，也就是说市场环境下微观个体企业存在最佳销售量；2.最佳销售量对应该市场环境下全网平均负荷率，揭示了发电企业在区域电网环境中需求量一定且需求刚性条件下，发电装机总量的冗余程度一定程度上对应了各发电企业的均衡销售量，单个企业企图以低价倾销来抢夺其他竞争对手的均衡市场份额，将造成全市场生产者剩余减小、消费者剩余扩大。

在该模型的指导下分析特定发电企业的经营策略，应从遵循以下逻辑：

1.选定需要决策的经营周期，综合我国煤炭运销行业周期特点以及集中式电力市场构架下的中长期电能量的交易品种特性，一般选取月、双月、或者季度为分析周期；2.分析宏观市场环境下竞争对手总体情况，尽量完整的枚举所有竞争对手的盈利禀赋（对于我国现有的区域市场有限的装机容量来讲是具备可行性的），并对市场对手环境做汇总统计，从而可以大致测算本企业在周期内的最佳销售电量（尽量追求经营曲面上的凸脊点）；3.利用模型，分别从煤炭采购和中长期电能量销售两侧为起点向对侧计算盈利曲面，同时纳入企业现持有的超远期煤炭采购合同和超远期电能量销售合同，结合对煤炭和电能量两个市场的宏观预判，可以比较客观的做出煤电企业“煤炭采购—电能销售”耦合经营计划；4.在经营计划执行实施过程中，实时关注煤—电双侧市场在实际运行中同当初计划的动态差异程度，跟据耦合关系考虑对耦市场的联动策略。

3局部对耦经营

煤电企业的煤炭采购由长协采购、批量采购、期货执行、现货采购等多个渠道组成；电力市场端的销售由基数电量、中长期合约、现货交易等多个品种组成。在复杂的多渠道环境中煤、电双侧市场的对耦关系很难直观的体现。如果将煤电企业的部分发电能力连同该部分发电能力正常应配备的流动资金拿出来进行单独封装，形成独立核算盈亏的局部经营模块，可以比较直观、有效的做出局部经营模块的期、现货对耦经营策略。要完整的进行燃煤发电企业的煤电耦合经营，企业自身应具备较为完整的动力煤、电力中长期两种期货的多、空渠道，以及两种市场的现货买、卖渠道。根据双市场中动态跟踪基差的运行情况，实时调整企业在参与煤、电双侧市场的经营活动中的耦合经营操作。

3.1煤-电局部对耦（度电边际盈利）

度电边际盈利是煤电企业常用的经营测算指标之一，具体指：每多销售（上网）1千瓦时电能量产生的营收，扣除边际燃料成本后的边际贡献。

例如：某煤电企业根据区域市场环境特点设定了度电边际盈利50厘/千瓦时的经营目标。5月份交割的动力煤期货价格折算后为标煤780元/吨，经发电资产乘数（煤耗）测算后边际发电成本为234厘/千瓦时。而电力中长期市场中该周期的中长期合约市场均价在290厘/千瓦时左右横盘，那么测算出联合经营操作的度电边际盈利空间为56厘/千瓦时，达到并超过了该企业的经营目标盈利水平，则企业应迅速增持5月份动力煤期货，同时增加5月份周期内的中长期电力市场合约，直至某侧期货市场价格水平变动到目标盈利水平以下。该经营目标盈利水平应根据市场实际环境情况理性客观的进行制定，并根据市场变动及时变动，以避免无效或错误的经营操作。

3.2电-煤局部对耦（吨煤边际盈利）

为了方便煤电耦合模型的双向测算，引入吨煤边际盈利概念，具体指：每采购1吨标煤，经过某特定煤电资产转化生产为电能量后，在特定电力市场中销售产生的营收，扣除采购成本后的剩余。

例如：某发电企业在已经持耦合经营的电力-煤炭双市场期货合约：持仓5月份30000万千瓦时的中长期合约300厘/千瓦时，同时持仓综合成本为标煤900元/吨的动力煤期货9万吨（折算标煤量），在企业资产乘数下吨标煤边际盈利为100元/吨，而当期动力煤期货已经涨到标煤1010元/吨而电力中长期合约价格不变，那么动力煤期货平仓收益可达到标煤110元/吨，优于现有吨煤边际盈利，则企业应当同时同量减持电力中长期、动力煤期货两种合约，从而增加企业流动资金的综合盈利能力。（当电力市场进一步发展成熟到一定程度，具备了完善的旋转备用、冷备用等容量市场，以及搭配有调频、调压、黑启动、无功市场等辅助服务市场后，应相应纳入考虑范围联合计算）

以上示例中的耦合原理在电力现货市场、煤炭现货市场的对耦经营中同样适用。

4启示与展望

寻求煤—电市场的耦合经营的重大意义：增加煤炭、电力两种大宗商品作为互补品的价值流动性，在更大尺度上优化资金、石化资源、发电资产等相关社会资源的配置效率，从而提高社会资本的增值效益，增加社会福利。电力市场化改革还在逐步进行，市场规则和政策导向也在不停的改进，传统发电企业长期以来处于半计划经济的商业环境中，忽然置身于全新的电力市场商业环境中，难以找到发电经营的基准面，众多发电企业处于市场盲从状态下，比较容易造成电力市场短期的拥挤导向，对于电力市场价格的稳定非常不利。通过煤—电耦合经营模型，发电企业可以利用现已较为成熟的煤炭市场的基本走势，在电力市场的经营操作中找到一个基本的策略面，并以此为基础动态的根据市场的实际趋势动态调整未来的企业经营方向。利用煤-电双市场的连通器作用，可以有效制约电力市场商业投机性市场扰动，对于国民经济的稳定运行、社会资源更大范围的优化配置有重要意义。

在电力现货市场进入成熟运行后，通过煤电耦合经营模型，电力市场的波动也将渗透到煤炭市场，电煤作为我国煤炭最大的消费终端，电力市场的供求关系也应在很大程度上反馈到上游煤炭的供需关系上。反观我国目前的煤炭市场的现货价格的形成，其市场信息的组成均为煤炭运销过程中的短期信号，包括：主要矿区的产量、主干煤运铁路的发运能力、港口入出库量及库存、在途和港口排队海运运力、沿海六大电厂日发电量及库存，这些短期市场信息通过来自煤炭产—供—存—运—消产业链各个环节的市场力矢量综合叠加后形成的综合市场力，作用于当前煤炭现货价格，形成实际成交的煤炭贸易现货价格。另外，国内主流煤炭供应商的长期供应协议中，其定价公式又多选用BSPI（环渤海动力煤价格指数）、CCI（汾渭动力煤价格指数）、CECI（中国电煤价格指数）等煤炭价格指数作为定价联动参数，而煤炭现货价格、长协价格在这些价格指数中各有不同的权重占比，这样就形成了长协、现货煤炭价格循环杠杆式的波动性放大效应，容易出现类似“现货成交价涨→指数涨→长协定价涨→指数涨→现货跟涨……”的长链条循环传导，很难形成处于市场供需真实意愿的、自发的价格稳定状态。而电力市场成熟运作后，电力市场的行情信息通过煤电企业将市场信号传递至上游煤炭市场，从而形成一种新的电力—煤炭价格锚定效应。社会用电量指标同GDP等宏观经济指标长期存在着稳定相关的特点，常年以来社会的电力需求也跟随我国经济的稳定中高速发展趋势处于稳定增长的状态。因此在电力供需关系对比长期稳定的局面下，电力市场价格的中长期波动也是稳定可控的（这也是各电力市场构架重要的设计原则之一）。稳定的下游电力价格传导至上游煤炭市场，在一定程度上也将减缓煤炭市场短期尺度的投机性贸易波动。

不足及展望：1.电能量作为一种大宗商品，又具有瞬时传输、不能大量经济存储、实时平衡等特点，必然有其独特的经济学特性，然而在我国电力市场仍然处于建设阶段的特定环境下，目前很难总结和开发出具有实操意义的供需弹性、量价规律关系模型，文中涉及电力市场中的量价关系暂时以简单的函数关系代入。电力市场经济在我国必定将发展成一门复杂的独立经济学学科，需要在国家电力体制改革的各个阶段进行动态的整理和研究。2.文中各案例未考虑重复博弈中，同等信息环境下的理性对手及市场以相同原理制定市场策略造成的涟漪效应；未考虑信息不对称环境下，以及非重复博弈环境中、非理性博弈中的局部商业投机行为，需在电力市场改革不断推进的过程中继续研究学习和认真总结。

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作者简介：

乔攀（1986—），男，从事发电企业电力市场及成本经营工作。