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“煤价与电量协同管控”模式的思考与应用

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  摘 要:在当前煤价高企、电量计划有限的情况下,及时根据煤价的变化,合理安排电量计划,将煤价与电量同时纳入营销一体化管理体系中进行协同管控,以取得发电效益的最大化,意义重大。
  关键词:煤炭价格;用电量;协同管控模式
  中图分类号:F426.61 文献标识码:A 文章编号:1671-2064(2019)10-0159-02
  1 “煤價电量协同管控”理念提出的背景
  自“十三五”以来,随着供给侧改革的持续深入,煤炭去产能步伐加快,煤价上涨并维持在高位运行,煤电企业的生产经营遇到了新的挑战。2016年下半年以来,一方面受“去产能”等政策的影响,电煤价格一路上涨,煤电企业受限于“市场煤计划电”的行业格局,成本飙升的同时电价得不到合理疏导,经营形势异常艰难;另一方面,电力装机容量受投资决策周期和惯性的影响仍在快速增长,火电利用小时逐年大幅下滑,产业转型升级的大环境下,新能源的发电装机又暴发式增长,更是严重挤压着火电企业的发电空间;再一方面,电力体制改革的快速推进,市场化交易电量的规模逐年扩大,电力装机严重过剩的客观现实又要求煤电企业让利以争取更多的电量,这更进一步加深了煤电企业的经营困难。
  上述多重因素的“叠加”影响,使煤电企业亏损面不断扩大,企业经营举步维艰,而其中,煤价又是影响经营效益最关键的因素。2016年,某公司煤机单位的煤炭成本占发电成本的70%,2017年这一比例更是升高至75% 以上,企业的发电效益与煤价变化息息相关。另一方面,火电机组利用小时数逐年降低,电量不断萎缩。2011年至2016年,某省火电机组利用小时数由5669小时降至4491小时,降幅高达1178小时。
  2 流程化实施
  (1)基层单位提报电量计划建议。每月20日左右,基层单位根据各自生产实际,提出次月电量计划建议报送至区域公司市场运营部。
  (2)相关职能部门提报测算依据。每月23日左右,燃料管理部提供次月及后续月份的入厂标煤单价滚动预测值,安全生产部提供次月及后续月度机组检修或技改计划。
  (3)形成电量计划预安排。由市场运营部根据全年电量计划盘子和各单位计划建议,结合煤价预测、机组检修计划和已完成电量,对后续月份的电量计划进行滚动调整和预安排。
  (4)与电网沟通争取计划。根据电量计划预安排情况,市场运营部与电网公司交易中心沟通,争取次月电网下达电量计划。
  (5)形成次月电量计划初稿。25日左右,市场运营部根据电网公司下达的次月电量计划对公司预安排计划进行修正,形成月度电量计划初稿。
  (6)召开计划协调会。初稿传递至燃料管理部、安全生产部并与各基层单位沟通,组织召开月度电量计划协调会,对计划进行审核。
  (7)形成定稿。电量计划提交分管领导审定,形成定稿,传递至财务审计部进行经营预算,同时发送至各基层单位执行。
  (8)过程纠偏。月度电量兑现过程中,如煤价或机组运行方式等边界条件出现较大变化时,及时协调基层单位和电网调整电量兑现,以与煤价良好匹配。
  (9)预警及督促。月度经济活动分析会上对各单位及分公司的煤价与电量安排合理性进行分析和提出要求,职能部门提出改进要求和措施,督促基层单位整改。
  (10)考核兑现。年末计算煤价与电量匹配完成情况,根据绩效管理办法的规定进行考核兑现。
  3 实施效果分析
  2016年,煤价经历了上半年的平稳运行和下半年的跳涨飙升,波动非常剧烈,因未推行“煤价与电量协同管控”,电量计划安排时“创造更大效益”这一目的性较弱,发电边际效益没有得到充分发掘,现以2016年各月度的实际电量和模拟“煤价与电量协同管控”或各月度电量平均三种情形下发电边际效益进行分析对比。
  2016年,总电量为182.23亿千瓦时,平均每月电量15.19亿千瓦时。煤价最高的3个月出现在10、11、12月份,但这3个月的电量分别为12.78、14.11、19.78亿千瓦时,全年最高的12月份,煤价高达1005.69元/吨,电量较平均值超出30.2%, 3个月电量合计46.67亿千瓦时,较平均值高2.45个百分点;煤价最低的3个月出现在3、4、5月份,电量分别为18.43、12.3、11.69亿千瓦时,全年最低的5月份,平均煤价534.83元/吨,电量较平均值却低23%,3个月电量合计42.42亿千瓦时,较平均值低6.89个百分点。
  实际电量与平均电量发电收益差值=累计电量*(上网电价-综合供电煤耗*累计煤价)-月平均电量*(上网电价-综合供电煤耗*月度煤价i)=-4206.26万元。
  即:2016年实际发电量下的收益较每个月均发平均电量下的收益低4206万元。说明煤价与电量的匹配效果极差,发电收益较平均电量下差距大。
  如果在煤价最高的三个月,电量较全年平均低10%,在煤价最低的三个月,电量较全年平均高10%,则同样的发电量获得的效益将大幅提升。
  满足±10%电量较实际状态多获得发电收益=月平均电量*(1+10%)*(上网电价-综合供电煤耗*最低月份煤价i)+月平均电量*(1-10%)*(上网电价-综合供电煤耗*最高月份煤价i)+月平均电量*(上网电价-综合供电煤耗*剩余月份煤价i)-累计电量*(上网电价-综合供电煤耗*累计煤价)=9343.11万元。
  即:2016年实际发电量下的边际效益较按煤价低3个月多发10%,煤价最高3个月少发10%的边际效益少9343万元,同样的电量,发电效益差异巨大。详见表1。
  4 思考及建议
  4.1 两个误区
  (1)过于强调煤价不可控。这种观点认为煤价的升高和降低受到政策、市场等多重因素的影响,很难预测准确,类似于股票操作,无法把握煤价最低点或最高点的时机。针对这种认识误区,需要明确:开展“煤价与电量协同管控”首先强调的不是控制煤价,而是提前预判,主动适应煤价的变化和波动,在此基础上发挥电量安排的主观能动性,使两者相匹配,提升单位的效益;其次煤价的升高降低是由市场所决定,但任何事物的变化均会有其一定的内在规律,多渠道收集煤炭数据资料,认真去思考和研究历史煤价走势,寻找影响这种变化的触发条件和其内在规律,就会对煤价有相对准确预测。
  (2)过于强调电量计划不可控。这种观点认为电量计划的安排是由电网公司下达,很难由发电企业说了算。针对这种认识误区需要明确:目前装机容量严重过剩,电力供大于求的形势下,没有机组是不可替代或不可或缺的,即使在迎峰度夏和迎峰度冬期间,也有大量机组处于调停备用状态,这使得火电企业及时根据煤价安排电量计划有较充足的空间。
  4.2 几点想法
  (1)煤价的准确预判是协同管控机制取得效果的关键,而电量计划合理安排在流程上的优化和固化是机制良好运行的生命力。市场营销一方面要关注电煤价格指数、BSPI、CCTD、电煤采购价格指数等的变化情况,与燃料管理人员一道加强分析和研判,另一方面,重视公司每月煤炭招标价格信息的传递、共享和分析,建立起定期报送机制。
  (2)要顺利开展“煤价与电量协同管控”,达到提升发电效益的目标,需要以机组安全稳定运行为基础,需要机组在检修计划的安排、运行方式的调整上给予支持和配合,也即建立起“电量以煤价为前置,检修计划以电量为前置”的运行机制,一方面在制定检修计划时要结合电量的安排,另一方面因煤价的变化导致电量安排发生变化时,应及时调整机组检修计划。
  (3)要做好“煤价与电量协同管控”,及时根据煤价变化合理安排电量计划是一方面,更重要的是区域营销上下步调一致,严格执行电量计划安排,保证电量计划安能够较好地完成兑现,切实达到协同管控的目的。
  (4)将“煤价与电量协同管控”流程固化并纳入市场营销管理制度中,明确职责要求、时间要求、内容要求,公司职能部门之间,职能部门与基层单位之间形成合力,将这一运行机制落到实处。
  参考文献
  [1] 王永成,张红飞,邓丽琨,等.新形势下煤电企业降本增效对策[J].安徽电气工程职业技术学院学报,2018,23(03):100-103.
  [2] 王安迪,王永成.燃煤发电厂煤价和电量综合优化分析[J].数码设计,2017,6(08):29-30+32.
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