【摘 要】随着我国电力体制改革的深化，电力现货市场已进入全面推广阶段。现货市场通过分时电价信号真实反映电力供需关系，对传统上以“计划电、基数电”为主的燃煤火电厂的经营模式带来了革命性挑战。电价波动剧烈、机组运行方式不确定性增加、辅助服务需求凸显，使得火电企业的盈利模式从“发电量导向”转变为“价格与灵活性导向”。本研究旨在系统分析电力现货市场给燃煤火电厂带来的机遇与挑战，探索一套科学、高效、可操作的应对策略体系。研究成果对于指导火电厂在市场竞争中降低成本、提升收益、规避风险、实现可持续发展具有至关重要的现实意义和战略价值。

【关键词】电价波动、降低成本、提升收益、可持续发展。

1 研究背景、意义

电力市场化改革推进，现货市场规模扩大，燃煤火电厂面临电价波动、市场化竞争等挑战，提升火电厂在现货市场中的适应能力，为电力企业制定盈利策略提供参考。

贵州省参与南方区域电力现货市场，统一出清。煤电机组以“报量报价”方式参与，试点新能源以“报量报价”和“报量不报价”方式参与，非示范性独立储能电站以“报量不报价”方式参与，水电暂未参与；售电公司（含批发用户）以“报量不报价”方式参与。

南方区域电力现货市场自 2025 年 6 月 29 日起进入连续结算试运行，市场化改革程度进一步加大，电厂运营模式也作出相应调整，以适应市场变化，有效应对困难和挑战。

采用政策研究法、案例分析法，聚焦现货模式下燃煤火电厂的成本控制、运行优化、市场策略三大维度的应对路径。

2 电力现货市场主要内容

2.1 中长期模式

贵州省煤电机组中长期合约电量包括省内中长期交易电量、电网代购摘牌电量、跨省中长期合约电量（目前只有跨省优先计划，即“黔电送粤”协议外送电量，无跨省市场化交易）。量价形成情况如下表：

2.2 电能量电费结算

1.中长期合约电量电费=中长期交易合约电量×合约电价

2.偏差电量电费=市场偏差电量×偏差结算价格=（实际结算电量-中长期交易合约电量）×偏差结算价格

3.电能量结算电费=西电电量×西电电价+电网代购电量×电网代购电价+省内交易电量×省内交易电价+偏差电量×偏差电 价

假设市场化交易均价为 0.4 元/千瓦时。

案例一：

A 机组电费，偏差电量为负：

R 电费=3000×0.4+2000×0.41+5000×0.39+（9000-3000-2000-5000）×0.4×1.02=3562 万元

案例二：

B 机组电费，偏差电量为正：

R 电费=3000×0.4+2000×0.41+5000×0.39+（11000-3000-2000-5000）×0.4=4370 万元

2.3 现货市场与中长期市场的衔接

中长期市场

通过中长期合约，确定大部分交易电量。中长期合约仅作为金融合约管理现货价格波动风险，参与现货市场偏差结算，不作为发电计划的依据。

现货市场

日前市场：组织运行日现货交易申报，全电量集中竞价，边际出清。运行日前一日 20 时出清，确定次日发电计划和分时电价。实时市场：基于超短期供需预测提前 15 分钟滚动发布未来 15 分钟-2 小时的实时出清结果，以邻近的 15 分钟为正式出清结果，修正日前预测偏差确保实时供需平衡，确定实时发电计划和分时电价。

2.4 差价结算机制下的电力现货市场收益

发电主体在现货市场中的收益=现货偏差电量×（现货价-成本价）；用电主体在现货市场中的费用增量=现货偏差电量×（现货价-中长期价）。

发电企业电量不再直接与利润相关，发多少电需以利润最大为目标进行策划。现货偏差电量、现货价与边际成本之差这两个关键因素决定发电企业在现货市场上的收益或损失，理解自身所处的象限，深刻把握“偏差电量”与“价差 ”的组合关系，是电力现货市场中管理风险、优化决策、实现盈利（或控制成本）的一项关键工作。

3 现货运行模式下燃煤电厂运营现状分析与对燃煤火电厂的影响

当前电力现货市场呈现价格实时波动 区互济联动、调峰需求突出的特征， 15 分钟一次的价格调整与峰谷价差机制，成为资源配置的核心指挥棒。燃煤 责 环保约束与新能源替代多重挑战，需兼顾发电与电网稳定功能。现货 “计划发电”转向“市场交易”，需配备专业交易团队应对市场化竞争；另 面深度调峰成为生存关键 30%负荷及以下运行的技术要求与改造投入抬高运营门槛。同时，中长期交易与现货结算挂钩的模式，打破了传统盈利逻辑，促使燃煤电厂通过灵活性节能改造、余热利用等方式苦练“内功”，在保供与转型中寻求平衡。

3.1 电价波动对经济效益的影响

电力现货模式下，电价随供需实时波动且峰谷价差拉大，对燃煤电厂经济效益形成直接且关键的影响。电价高位时，电厂发电收益显著提升，能有效覆盖煤耗成本与环保投入；但低谷时段低价甚至负电价，会直接压缩盈利空间，部分时段可能出现“发得越多、亏得越多”的情况。同时，电价波动不确定性增加了成本核算与收益预判难度，中长期交易与现货结算的联动机制，进一步放大了收益波动风险。这要求电厂精准预判负荷与电价走势，优化发电调度策略，通过错峰发电、成本管控等方式对冲波动影响，保障效益稳定。

3.2 运行灵活性要求

电力现货运行模式下，燃煤火电厂的运行灵活性成为核心竞争力。现货市场峰谷价差显著、负荷需求实时波动，要求电厂具备快速启停、负荷灵活调节的能力，以适配新能源出力波动与用电需求变化。一方面需实现 30%负荷及以下超低负荷稳定运行，快速响应调峰指 trianglelefteq ；另一方面要提升启停效率，缩短从备用到满负荷的过渡时间，抢占电价高位时段发电收益。这倒逼电厂加快灵活性改造，优化锅炉燃烧系统、汽轮机调节装置，同时完善机组运维体系，在保障电网安全稳定的前提下，通过灵活调整发电策略对冲市场风险，提升市场化运营适配能力。

4 现货运行模式下燃煤电厂关键问

4.1 市场竞争与报价策略困境

现货运行模式下，燃煤火电厂面临激烈竞争与报价困境 新能源零边际成本抢占基础负荷，火电多为边际出清机组，燃料占比超 70%的刚性成本使其缺乏低价竞争力 区间 又要预判电价与供需波动，中长期合约比例难以平衡风险与收益。同时，信息不对称加剧决策难度，低价抢发易亏损， 高价申报又可能错失电量，陷入“报价两难”的市场博弈。

4.2 成本控制与调峰经济性矛盾

现货运行模式下，燃煤火电厂面临成本控制与调峰经济性的尖锐矛盾。深度调峰需机组频繁启停、低负荷运行，导致煤耗激增、设备磨损加剧，显著推高燃料与维修成本。但为消纳新能源、响应市场调度，电厂又必须承担调峰责任，而当前部分区域调峰补偿机制尚未完全覆盖额外成本，形成“调峰必增支、不调峰失市场”的两难，成本管控目标与调峰要求难以兼顾。

4.3 技术与管理能力短板

现货运行模式下，燃煤火电厂的技术与管理能力短板凸显。技术上，部分老旧机组缺乏灵活性改造，低负荷运行时易出现炉膛燃烧不稳、脱硝效率下降等问题，难以适配新能源波动带来的调峰需求；制粉系统、汽轮机调节装置等关键设备智能化水平不足，无法实时响应 15 分钟一次的电价波动。

管理层面，专业交易人才缺口突出，缺乏兼具电力技术、金融知识与市场经验的复合型团队，难以精准预判市场供需与电价走势；传统管理模式存在信息孤岛，决策效率低下，无法快速适配市场规则变化；部分电厂仍沿用“重发电量、轻分时价值”的传统思维，报价策略僵化，既易错失高价发电机会，也可能因合规意识不足触碰市场规则红线，制约市场化运营效能。

4.4 政策适应性不足

现货运行模式下，燃煤火电厂政策适应性明显不足。一方面，现货与备用、辅助服务等政策衔接不畅，备用价值未显性定价，导致“高价低发”且补偿不足；另一方面，区域政策差异大、规则迭代快，火电对跨省交易、新能源全量入市等新规适配滞后。同时，容量补偿、调峰激励等配套机制不完善，难以对冲政策变化带来的经营风险，制约其市场化转型。

5 现货运行模式下燃煤电厂应对策略

5.1 机组运行优化策略：买合适的煤发正确的电，用同样的煤发更多

5.1.1 核心导向：紧扣市场信号，以“度电效益最大化”为目标。

建立现货电价、调峰补偿等市场信号实时跟踪机制，动态调整运行策略；制定度电效益核算模型，将收益目标分解至机组运行各环节。

5.1.2 优化路径：精准配煤+低负荷稳燃优化+辅机改造，提升灵活调节能力。 按负荷需求与煤价，定制混配方案，平衡成本与燃烧效率；优化燃烧器参数，开展低负荷工况试验，拓宽稳燃区间；对 风机、水泵等辅机进行节能改造，降低变负荷运行能耗

5.1.3 调度策略：盯紧电价波动与调峰需求，高峰满发、低谷深调。

实时监控电价曲线与电网调峰指令，提前制定日/周负荷调度计划；满出力运行，最大化捕捉高价收益；低谷时段：降至最低技术出力，争取深度调峰补偿。

5.1.4 关键衔接：联动中长期合约，细化分项指标管控。

按中长期合约电量完成进度，合理分配现货市场交易电量；细化发电量、负荷率、环保达标率等分项指标，落实责任考核。

5.1.5 最终目标：保障安全环保，实现运行效率与市场收益双提升。

严格执行环保排放标准，定期开展设备安全隐患排查；建立运行效率与市场收益双维度评估体系，持续优化调整策略。5.2 燃料成本管理策略

5.2.1 核心方向：以“精准匹配市场”为核心，优化燃料成本管理。

建立煤价、电价联动分析机制，实时更新燃料成本优化方案；制定燃料成本管控目标，分解至采购、配煤、燃烧各环并考核。

5.2.2 采购策略：中长期合同锁价+现货采购补库，规避煤价波动风险。

按年度发电计划签订中长期煤炭锁价合同，锁定 60%-80%基础用煤量；搭建现货煤采购信息平台，跟踪市场煤价走势，在低价区间灵活补库；建立煤价波动预警机制，调整采购策略。

5.2.3 配煤逻辑：随电价峰谷动态调整，高峰用高热值煤、低谷选经济煤种。

每日分析次日电价峰谷时段划分，提前制定对应煤种配比计划；高峰时段：优先投入高热值、高燃烧效率煤种，保障满发提效；低谷时段：选用低热值、低成本经济煤种，搭配合规添加剂，控制单位能耗。5.2.4 关键举措：强化煤质检测与燃烧优化，核算分时段燃料成本。

入厂煤逐车/逐批检测发热量、硫分等指标，不合格煤种拒收；根据煤质参数实时调整炉膛配风、燃烧器角度，提升燃烧效率；搭建燃料成本管理系统，精准核算各时段、各机组燃料消耗成本。（火电厂传统的成本核算方式是按长期平均分摊，没有细化到具体的时段和工况，这种核算方式导致在低价时段，火电厂可能会出现“亏本发电”的情况；而在高价时段，由于对成本的核算不准确，报价往往过于保守，无法实现收益最大化）。

5.2.5 最终目标：实现“以价定煤、以煤适配发电”，对冲电价波动影响。

建立“电价-煤价-煤种”匹配模型，自动推荐最优配煤与采购方案；定期复盘燃料成本与电价波动对冲效果，持续优化策略参数。

5.3 原煤仓检修技术改造

分仓配煤：探索燃煤掺配新模式、新方法，快速切换煤种适应负荷变化，拓宽配煤掺烧的创新思维，提升配煤精准度，从而提高我厂机组调峰能力，降低相同负荷率对应入炉煤热值。

改造方案：对原有煤仓加装隔板，将原有煤仓一分为二中间隔板位于原煤仓中间位置，沿上煤皮带方向将原煤仓分成两部分。一侧存储常规煤质 3400 大卡，一侧存储热值高的调峰煤 4200 大卡，待需要顶峰时，通过调整给煤机转速，迅速将入炉煤切换为优质调峰煤，提高机组带负荷能力；不需要顶峰时，通过给煤机转速燃用常用煤质，降低机组燃料成本，提高运行经济性，长期实施两段式配煤，配煤段次简单。锅炉副值可根据燃烧工况、机组负荷工况灵活调整给煤机出力偏置，实现入炉煤发热量的掌控。

预期效果：根据深度调峰时间、燃煤差价计算，4 台炉分割煤仓改造后，机组负荷相对应的热值差可下降约 10 大卡，全年机组利用小时数按 5000 小时计算，标煤单价 700 元/吨，机组每年可节省标煤：（600000 万 kWh×350g/kWh×10kcal/kg）÷7000kcal/kg=3000 吨，节约燃料采购费用 3000 吨×700 元/吨=210 万元。

根据以上计算，改造后，仅燃料成本收益 1 年内即可收回全部投资。

5.4 市场交易与报价策略

5.4.1 核心原则：现货模式下，交易与报价聚焦“风险与收益平衡”。

设定收益目标区间与风险容忍值，避免单一策略过度激进或保守；定期复盘交易结果，动态优化风险-收益平衡模型。

5.4.2 结构适配：契合“中长期+现货”双层架构，合理分配两类电量比例。

依据中长期合约电量、电价及现货市场预判，按月度/季度制定电量分配比例；预留 10%-20%弹性电量，根据现货市场行情实时调整交易规模；跟踪中长期合约履行进度，避免超发或欠发影响收益。5.4.3 报价核心：贴合边际成本，遵循单调非递减规则，精准申报多段价格。

测算机组不同出力区间的燃料、能耗等边际成本，形成负荷-成本数据库；结合市场供需、同业报价趋势，微调申报价格，提升中标率。

5.4.4 策略要点：预判新能源出力与电价波动，高价抢发、低价控出力。

结合天气、电网调度信息预判新能源出力变化；建立电价波动预警模型，提前识别高价时段窗口，优先安排高收益机组发电；低价时段合理降低机组出力至最低技术水平，或申请停机备用，减少亏损。

5.4.5 效益提升：联动辅助服务+碳资产市场，以组合策略增收。

还需做好的几项工作

1.市场研判。分析电力 / 煤炭供需，结合电价、合约测算收益，优化交易与采购策略。

2.燃料管理。储备 3400 大卡常用煤，配 4200 大卡调峰煤；二次配煤控热值偏差。

3.调峰调频。探索机组深度调峰至 30% 负荷以下赚收益；低负荷积极参与调频减亏。

4.机组维护。按计划完成年度检修；日常消缺选电价低谷，突发抢修缩时避考核。

5.设备保障。确保涉网设备可靠，提升升降负荷速率（抓电网高价时段收益）。

6 预期成果与研究展望

聚焦技术改造、策略优化与管理升级，提升燃煤火电厂现货市场适配能力，同时推进机组智能化改造与复合型人才培养，实现保供责任与经济效益双赢，推动成本管控、调峰效率与合规运营水平同步提升，助力火电在新能源高占比电力系统中实现可持续发展。

【参考文献】

[1]《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，2022 年 1 月 18 日 118 号指导意见 （国家发展改革委 国家能源局）.

[2]张延伍，史纯子，黄其昱等.江苏省电力市场下火电项目经济效益影响分析研究.电力勘测设计，2024（6）：66-70，76.

作者简介：

1、房旗，1990 年 06 月 02 日出生，男，工程师，大学本科，现任黔北发电厂发电运行部党支部书记，从事生产运行管理。