煤电+储能：电力市场报价策略分析

电价峰谷差拉大，给储能耦合煤电创造了更多机遇。

文/王子冠

作者供职于长城产业金融研究院

随着新能源装机规模的不断扩大，电力系统对支撑调节性资源的需求逐渐上升。与其他电源相比，煤电具有体量大、成本低、受地形约束小、长短周期皆可调等优势。煤电的角色正逐步由主力电源向支撑调节电源转变。随着电力现货市场运行逐步在全国铺开，这种转变正在愈发显著地影响着煤电的运行模式和经营模式。

加快提升煤电灵活调节能力，是建设新型电力系统对煤电最突出的要求。从机组收益的角度，在电力现货市场下，煤电机组迫切需要提升灵活性调节能力，以期在电能量市场和辅助服务市场中获得更多收益。

在各类储能技术中，熔融盐储热的储能容量较大，是典型的容量型储能技术，在火电机组负荷调节过程中有移峰填谷的能力。其储能周期较长，可适应机组小时级调峰需求。

2024年12月9日中午12时，华能千万千瓦级粤东风光火储一体化能源基地储能板块示范项目在广东省汕头市华能海门电厂投产。

这是全国首例熔盐储热耦合百万机组、四机联调汽水电控调频调峰示范项目。

本文将以煤电机组耦合熔盐储热为范例，详解煤电+储能在电力市场条件下的报价策略分析。

收益构成

煤电机组灵活性改造的技术路线，涵盖锅炉本体改造、蒸汽旁路改造、省煤器分级改造、储能等。其中，储能技术能够在跨时间尺度上更好实现“源”侧和“荷”侧匹配，同时在很大程度上降低煤电系统调峰过程能量损失，是极具发展潜力的灵活性改造方案。

以广东电力市场为例，在现有电力现货市场规则和辅助服务品种下，通过储能装置与火电厂耦合，能够获得的收益主要包括以下几方面。

（1）辅助服务收益。主要包括二次调频收益和深度调峰补偿收益。通过控制储能功率变化，获得二次调频收入；在深度调峰市场中，储能以协助火电机组的方式，抵减火电机组出力进行深度调峰，获得补偿。

（2）电能量交易收益。在顶峰时段，储能装置能够提升机组最高发电出力，对于供热机组能够分担机组供汽负荷，获得顶峰高电价电能量收益。在低谷时段，电价低于发电成本，可通过储能装置降低机组最小出力，对于供热机组能够分担机组供汽负荷，实现热电解耦，在保证供热负荷不变的同时，降低机组发电出力，减少发电损失。

（3）容量电费收益。2024年1月1日起，广东正式开始执行容量电价机制。根据《广东省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，广东煤电容量电价为每年每千瓦100元（含税），气电容量电价水平暂定为每年每千瓦100元（含税）。

煤电机组根据当地的煤电容量电价和最大出力申报，按月分摊和结算。

新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊，电网企业按月发布并清算。

在目前的电力市场规则下，在上述三类收益中，电量电费占煤电企业收入的绝大部分。根据国家能源局公布的数据，2023年上半年中国电力辅助服务费占上网电费比重约为1.9%，容量电费根据现行规则约占上网电费的6%～10%，除此之外均为电量电费。

实施机组灵活性改造后，如何优化电力现货市场报价策略，充分利用机组灵活性提升优势，提高电能量市场收益水平，是煤电企业在电力现货市场条件下需要深入研究的问题。

报价策略

在电力现货交易中，市场主体的报价方式是决定价格形成的基石。在边际价格出清的规则下，发电厂既要尽量使得申报价格不高于边际出清价格，使自身申报电量最大程度中标，又要不低于边际成本申报，导致中标后亏损发电。据此，发电厂最优的申报策略，是按照边际成本申报出力价格，从而实现生产者利润最大化。

基于以上原则，火电机组在制定报价方案时，通常基于成本分析、电价预测，设计“三段式”报价，如图表1所示。

“三段式”报价策略中，机组报价根据出力区间被分为低价段、边际段和高价段。

低价段通常从最小技术出力开始，至机组因技术原因、履约原因等而必须出力的功率水平。本段通常以较低的报价（实践中通常为报0价）来确保中标电量，实现机组在最小技术出力连续开机运行，避免中标电量小于机组最小出力时，机组无法履约。同时，避免频繁启停机造成的经济影响和安全压力。边际段，机组根据边际成本曲线，将机组出力区间划分为若干段，根据分段的平均边际成本进行报价，可根据交易规则范围内最大限度提高报价段划分密度，构建报价曲线，提高中标电量的盈利水平（如图表2）。

高价段是根据系统平衡和市场供需情况，结合网络约束条件，在高出力区段，以一定电量去探寻市场高价，实现收益最大化。防止在机组无法保证出力的区间段（通常为接近满功率的区段）降低中标概率，避免中标后无法出力而产生考核损失。

煤电机组耦合熔盐储热报价策略的优化，对于带有供热负荷的发电机组影响更为典型。电力现货市场条件下，供热机组在电能量市场受到的冲击更为显著。供热机组为保障供热需求，高负荷段为保证抽汽量无法带满出力，低负荷段为保证供热温度无法降至最低技术出力，负荷调节能力变差。在现货市场中造成低电价时段负荷率过高，高电价时段负荷率过低，导致供热机组电能量电价偏低。

电厂煤电机组耦合熔盐储能后，能够执行深度调峰、满负荷顶峰和一次调频运行模式。该运行方式极大提升了供热机组运行的灵活性，在满足中压、低压供汽需求的情况下，机组调峰、调频性能得到了大幅提升。

以广东某百万千瓦级供热发电机组为例。调峰时段，通过汽电解耦的方式增加机组自身调峰能力约300MW，全厂机组最小电出力均可低于40%额定负荷；顶峰时段可提升全厂发电出力约30兆瓦（时长2小时）；综合灵活性提升，具备启动锅炉功能，提高供汽可靠性，提高锅炉运行的安全性、改善汽轮机运行经济性。

经过熔盐储热改造后的机组，相比于普通供热机组，其交易策略的变化可以从现货市场报价策略、中长期签约策略、机组参数限制变化导致的策略变化三个方面进行分析。

（1）现货市场报价策略的变化

仍然以广东某百万千瓦级发电机组为例。熔盐储热装置投运后，机组现货市场报价策略总体上不发生大的变化，即仍采用边际成本报价策略，遵循“三段式”报价方法，在低价段、边际段、高阶段报价。但由于机组运行参数的变化，为最大

限度发挥机组的发电能力，需要调整各个区段的划分和申报价格。

低价段报价策略变化。在熔盐储热装置投运前，电厂实际运行中，为确保供热负荷，导致最小出力高达700MW，因此必须在0～700MW出力区间段通常报价0元/MWh，确保机组出力。这导致现货价格走低期间，机组被迫中标发电，导致亏损。熔盐储热装置投产后，低价段缩短至0～360MW。

360MW以上出力区间可按照边际成本报价，可避免低价中标产生亏损，保证了机组收益水平。高价段策略变化。由于机组供热负荷原因，目前机组最高出力仅为机组额定功率的93%，因此被迫在高出力区段（93%～100%）顶格报价，防止机组中标后无法出力，导致考核损失。熔盐储热装置投运后，机组最大出力提升30MW，约能够提升至最大出力的96%，可以使得顶格报价区段缩短至96%～100%区段，提升机组在高出力段的中标电量。

边际段策略变化。由于低价段和高价段的减少，机组在边际段的报价区间得以拓展，能够根据机组成本变化和市场情况，更加灵活地制定报价出力和价格。

（2）中长期合约和现货合约的占比策略变化

鉴于现货节点电价的不确定性，购售电双方均有通过合约锁定一部分现货中标电量价格的动机。

发电侧合约的营销策略主要是保本微利，除非现货市场出现异常价格波动，才可能出现因为合约带来的巨额盈亏。

熔盐储热装置投运，使得电厂抵御现货市场价格波动风险的能力增强，总体上看可以使得电厂的报价行为更为积极，能够根据市场变化，适当减少中长期合约持仓量，将更多的电量比例投入现货市场中，利用现货市场的波动和自身机组灵活性的提升，赚取更多的收益。

需要注意的是，成本测算和价格预测仍是决定发电厂合约持仓和报价行为的决定性因素。尽管灵活性改造能够提升电厂的响应能力，但将更多电量暴露在现货市场中，仍需要充分评估自身的风险承受能力。稳定的中长期合约电量和合适的价格，仍是电厂保持稳定收益水平的决定性因素。广东电力市场2024年上半年发电侧结算电量中，现货市场偏差电量占比仅为10%，有约90%电量仍通过中长期合约（包括基数电量、代购电量）进行结算。

（3）机组参数优化对于报价策略的影响

除机组申报的出力水平和价格外，机组运行参数的变化可能影响机组的报价策略和出清结果。其中以机组爬坡率对于报价策略的影响较为明显。

机组爬坡率参数的提升，能够使得机组在低价到高价的过渡段提供快速的响应，从而使得报价策略能够更加适应电价的快速变化。由图表3可以看出，若申报爬坡率大于实际爬坡率，机组在调增功率和调减时将无法满足调度需求，在出清价格高需要加负荷时，负荷加不出，出清价格低需要减负荷时，负荷减不下去，造成日前与实时偏差结算亏损以及产生不必要的考核费用。同理，若机组能够提供与出清价格变动相适应的爬坡速率，将能够支撑机组制定更加适应价格变化的报价策略，快速响应价格变化，满足出清要求，提升收益。熔盐储热装置的投运，能够一定程度上提升机组的爬坡速率，提升机组报价的灵活性。

（4）特殊条件下的应对策略

在常规报价策略的基础上，机组应根据所处的市场环境，结合市场供需变化，分析机组竞价空间，合理利用熔盐储热装置投运后机组灵活性的提升，对报价进行优化。

例如，极端天气条件对于用电量有明显影响。根据南方电网公布数据显示：夏季气温每升高1℃，社会用电量提升2%～3%。在此期间，电力现货价格短时间内达到数倍于正常时期的价格。发电企业应及时预判天气对于电价的潜在影响，有针对性调整报价策略。

再比如，节假日期间社会用电量显著下降，现货价格走低。发电企业应及时调整报价，合理安排检修和停机，尽量减小利益损失。

当新能源出力处于较低水平、火电机组竞价空间充足时，高出力机组在高负荷区间具有垄断地位，可以适当提高申报价格，以博取高负荷区间更大的收益。

收益测算

根据广东某电厂的运行数据，储热装置投运后，汽电解耦可增加机组深度调峰能力300MW，熔盐储热系统直接用电60MW，合计360MW。根据2023年深度调峰情况，低电价的时长按照1000h估算，则减少多发低价电量约3.6亿度电，平均每kWh电损失0.1元，则减少损失约为3600万元。

同时，主要供汽机组的负荷下限由700MW降低至约360MW，可减少低限考核约为1200万元。

在顶峰段，熔盐储热能够提供额外30MW（2小时）的顶峰出力，全年顶峰时长约730小时，平均顶峰出清电价0.6元/kWh，则全年多发顶峰电2190万kWh，实现额外收益1314万元。总计通过低电价少发电、高电价多发电，每年可增加收益约6114万元。

值得注意的是，由于广东新能源渗透率水平总体较低，目前广东现货市场峰谷价差水平在现货市场正式运行的省份中属较低水平。

2024年交易数据显示，在2024年上半年，相比于广东电力市场，山东电力市场分时均价曲线低价段和高价持续时间显著长于广东，峰谷价差显著高于广东。随着广东新能源装机水平的进一步提高，可以预见未来顶峰和低谷电价时段将进一步拉长，将为熔盐储热耦合机组进一步打开收益空间。

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