電價峰谷差拉大，給儲能耦合煤電創造了更多機遇。

來源：微信公眾號“能源新媒”

文/王子冠

作者供職于長城產業金融研究院

隨著新能源裝機規模的不斷擴大，電力系統對支撐調節性資源的需求逐漸上升。與其他電源相比，煤電具有體量大、成本低、受地形約束小、長短周期皆可調等優勢。煤電的角色正逐步由主力電源向支撐調節電源轉變。隨著電力現貨市場運行逐步在全國鋪開，這種轉變正在愈發顯著地影響著煤電的運行模式和經營模式。

加快提升煤電靈活調節能力，是建設新型電力系統對煤電最突出的要求。從機組收益的角度，在電力現貨市場下，煤電機組迫切需要提升靈活性調節能力，以期在電能量市場和輔助服務市場中獲得更多收益。

在各類儲能技術中，熔融鹽儲熱的儲能容量較大，是典型的容量型儲能技術，在火電機組負荷調節過程中有移峰填谷的能力。其儲能周期較長，可適應機組小時級調峰需求。

2024年12月9日中午12時，華能千萬千瓦級粵東風光火儲一體化能源基地儲能板塊示范項目在廣東省汕頭市華能海門電廠投產。

這是全國首例熔鹽儲熱耦合百萬機組、四機聯調汽水電控調頻調峰示范項目。

本文將以煤電機組耦合熔鹽儲熱為范例，詳解煤電+儲能在電力市場條件下的報價策略分析。

收益構成

煤電機組靈活性改造的技術路線，涵蓋鍋爐本體改造、蒸汽旁路改造、省煤器分級改造、儲能等。其中，儲能技術能夠在跨時間尺度上更好實現“源”側和“荷”側匹配，同時在很大程度上降低煤電系統調峰過程能量損失，是極具發展潛力的靈活性改造方案。

以廣東電力市場為例，在現有電力現貨市場規則和輔助服務品種下，通過儲能裝置與火電廠耦合，能夠獲得的收益主要包括以下幾方面。

（1）輔助服務收益。主要包括二次調頻收益和深度調峰補償收益。通過控制儲能功率變化，獲得二次調頻收入；在深度調峰市場中，儲能以協助火電機組的方式，抵減火電機組出力進行深度調峰，獲得補償。

（2）電能量交易收益。在頂峰時段，儲能裝置能夠提升機組最高發電出力，對于供熱機組能夠分擔機組供汽負荷，獲得頂峰高電價電能量收益。在低谷時段，電價低于發電成本，可通過儲能裝置降低機組最小出力，對于供熱機組能夠分擔機組供汽負荷，實現熱電解耦，在保證供熱負荷不變的同時，降低機組發電出力，減少發電損失。

（3）容量電費收益。2024年1月1日起，廣東正式開始執行容量電價機制。根據《廣東省煤電氣電容量電價機制有關事項的通知》，廣東煤電容量電價為每年每千瓦100元（含稅），氣電容量電價水平暫定為每年每千瓦100元（含稅）。

煤電機組根據當地的煤電容量電價和最大出力申報，按月分攤和結算。

新建煤電機組自投運次月起執行煤電容量電價機制。各地煤電容量電費納入系統運行費用，由工商業用戶按當月用電量比例分攤，電網企業按月發布并清算。

在目前的電力市場規則下，在上述三類收益中，電量電費占煤電企業收入的絕大部分。根據國家能源局公布的數據，2023年上半年中國電力輔助服務費占上網電費比重約為1.9%，容量電費根據現行規則約占上網電費的6%～10%，除此之外均為電量電費。

實施機組靈活性改造后，如何優化電力現貨市場報價策略，充分利用機組靈活性提升優勢，提高電能量市場收益水平，是煤電企業在電力現貨市場條件下需要深入研究的問題。

報價策略

在電力現貨交易中，市場主體的報價方式是決定價格形成的基石。在邊際價格出清的規則下，發電廠既要盡量使得申報價格不高于邊際出清價格，使自身申報電量最大程度中標，又要不低于邊際成本申報，導致中標后虧損發電。據此，發電廠最優的申報策略，是按照邊際成本申報出力價格，從而實現生產者利潤最大化。

基于以上原則，火電機組在制定報價方案時，通常基于成本分析、電價預測，設計“三段式”報價，如圖表1所示。

“三段式”報價策略中，機組報價根據出力區間被分為低價段、邊際段和高價段。

低價段通常從最小技術出力開始，至機組因技術原因、履約原因等而必須出力的功率水平。本段通常以較低的報價（實踐中通常為報0價）來確保中標電量，實現機組在最小技術出力連續開機運行，避免中標電量小于機組最小出力時，機組無法履約。同時，避免頻繁啟停機造成的經濟影響和安全壓力。邊際段，機組根據邊際成本曲線，將機組出力區間劃分為若干段，根據分段的平均邊際成本進行報價，可根據交易規則范圍內最大限度提高報價段劃分密度，構建報價曲線，提高中標電量的盈利水平（如圖表2）。

高價段是根據系統平衡和市場供需情況，結合網絡約束條件，在高出力區段，以一定電量去探尋市場高價，實現收益最大化。防止在機組無法保證出力的區間段（通常為接近滿功率的區段）降低中標概率，避免中標后無法出力而產生考核損失。

煤電機組耦合熔鹽儲熱報價策略的優化，對于帶有供熱負荷的發電機組影響更為典型。電力現貨市場條件下，供熱機組在電能量市場受到的沖擊更為顯著。供熱機組為保障供熱需求，高負荷段為保證抽汽量無法帶滿出力，低負荷段為保證供熱溫度無法降至最低技術出力，負荷調節能力變差。在現貨市場中造成低電價時段負荷率過高，高電價時段負荷率過低，導致供熱機組電能量電價偏低。

電廠煤電機組耦合熔鹽儲能后，能夠執行深度調峰、滿負荷頂峰和一次調頻運行模式。該運行方式極大提升了供熱機組運行的靈活性，在滿足中壓、低壓供汽需求的情況下，機組調峰、調頻性能得到了大幅提升。

以廣東某百萬千瓦級供熱發電機組為例。調峰時段，通過汽電解耦的方式增加機組自身調峰能力約300MW，全廠機組最小電出力均可低于40%額定負荷；頂峰時段可提升全廠發電出力約30兆瓦（時長2小時）；綜合靈活性提升，具備啟動鍋爐功能，提高供汽可靠性，提高鍋爐運行的安全性、改善汽輪機運行經濟性。

經過熔鹽儲熱改造后的機組，相比于普通供熱機組，其交易策略的變化可以從現貨市場報價策略、中長期簽約策略、機組參數限制變化導致的策略變化三個方面進行分析。

（1）現貨市場報價策略的變化

仍然以廣東某百萬千瓦級發電機組為例。熔鹽儲熱裝置投運后，機組現貨市場報價策略總體上不發生大的變化，即仍采用邊際成本報價策略，遵循“三段式”報價方法，在低價段、邊際段、高階段報價。但由于機組運行參數的變化，為最大

限度發揮機組的發電能力，需要調整各個區段的劃分和申報價格。

低價段報價策略變化。在熔鹽儲熱裝置投運前，電廠實際運行中，為確保供熱負荷，導致最小出力高達700MW，因此必須在0～700MW出力區間段通常報價0元/MWh，確保機組出力。這導致現貨價格走低期間，機組被迫中標發電，導致虧損。熔鹽儲熱裝置投產后，低價段縮短至0～360MW。

360MW以上出力區間可按照邊際成本報價，可避免低價中標產生虧損，保證了機組收益水平。高價段策略變化。由于機組供熱負荷原因，目前機組最高出力僅為機組額定功率的93%，因此被迫在高出力區段（93%～100%）頂格報價，防止機組中標后無法出力，導致考核損失。熔鹽儲熱裝置投運后，機組最大出力提升30MW，約能夠提升至最大出力的96%，可以使得頂格報價區段縮短至96%～100%區段，提升機組在高出力段的中標電量。

邊際段策略變化。由于低價段和高價段的減少，機組在邊際段的報價區間得以拓展，能夠根據機組成本變化和市場情況，更加靈活地制定報價出力和價格。

（2）中長期合約和現貨合約的占比策略變化

鑒于現貨節點電價的不確定性，購售電雙方均有通過合約鎖定一部分現貨中標電量價格的動機。

發電側合約的營銷策略主要是保本微利，除非現貨市場出現異常價格波動，才可能出現因為合約帶來的巨額盈虧。

熔鹽儲熱裝置投運，使得電廠抵御現貨市場價格波動風險的能力增強，總體上看可以使得電廠的報價行為更為積極，能夠根據市場變化，適當減少中長期合約持倉量，將更多的電量比例投入現貨市場中，利用現貨市場的波動和自身機組靈活性的提升，賺取更多的收益。

需要注意的是，成本測算和價格預測仍是決定發電廠合約持倉和報價行為的決定性因素。盡管靈活性改造能夠提升電廠的響應能力，但將更多電量暴露在現貨市場中，仍需要充分評估自身的風險承受能力。穩定的中長期合約電量和合適的價格，仍是電廠保持穩定收益水平的決定性因素。廣東電力市場2024年上半年發電側結算電量中，現貨市場偏差電量占比僅為10%，有約90%電量仍通過中長期合約（包括基數電量、代購電量）進行結算。

（3）機組參數優化對于報價策略的影響

除機組申報的出力水平和價格外，機組運行參數的變化可能影響機組的報價策略和出清結果。其中以機組爬坡率對于報價策略的影響較為明顯。

機組爬坡率參數的提升，能夠使得機組在低價到高價的過渡段提供快速的響應，從而使得報價策略能夠更加適應電價的快速變化。由圖表3可以看出，若申報爬坡率大于實際爬坡率，機組在調增功率和調減時將無法滿足調度需求，在出清價格高需要加負荷時，負荷加不出，出清價格低需要減負荷時，負荷減不下去，造成日前與實時偏差結算虧損以及產生不必要的考核費用。同理，若機組能夠提供與出清價格變動相適應的爬坡速率，將能夠支撐機組制定更加適應價格變化的報價策略，快速響應價格變化，滿足出清要求，提升收益。熔鹽儲熱裝置的投運，能夠一定程度上提升機組的爬坡速率，提升機組報價的靈活性。

（4）特殊條件下的應對策略

在常規報價策略的基礎上，機組應根據所處的市場環境，結合市場供需變化，分析機組競價空間，合理利用熔鹽儲熱裝置投運后機組靈活性的提升，對報價進行優化。

例如，極端天氣條件對于用電量有明顯影響。根據南方電網公布數據顯示：夏季氣溫每升高1℃，社會用電量提升2%～3%。在此期間，電力現貨價格短時間內達到數倍于正常時期的價格。發電企業應及時預判天氣對于電價的潛在影響，有針對性調整報價策略。

再比如，節假日期間社會用電量顯著下降，現貨價格走低。發電企業應及時調整報價，合理安排檢修和停機，盡量減小利益損失。

當新能源出力處于較低水平、火電機組競價空間充足時，高出力機組在高負荷區間具有壟斷地位，可以適當提高申報價格，以博取高負荷區間更大的收益。

收益測算

根據廣東某電廠的運行數據，儲熱裝置投運后，汽電解耦可增加機組深度調峰能力300MW，熔鹽儲熱系統直接用電60MW，合計360MW。根據2023年深度調峰情況，低電價的時長按照1000h估算，則減少多發低價電量約3.6億度電，平均每kWh電損失0.1元，則減少損失約為3600萬元。

同時，主要供汽機組的負荷下限由700MW降低至約360MW，可減少低限考核約為1200萬元。

在頂峰段，熔鹽儲熱能夠提供額外30MW（2小時）的頂峰出力，全年頂峰時長約730小時，平均頂峰出清電價0.6元/kWh，則全年多發頂峰電2190萬kWh，實現額外收益1314萬元。總計通過低電價少發電、高電價多發電，每年可增加收益約6114萬元。

值得注意的是，由于廣東新能源滲透率水平總體較低，目前廣東現貨市場峰谷價差水平在現貨市場正式運行的省份中屬較低水平。

2024年交易數據顯示，在2024年上半年，相比于廣東電力市場，山東電力市場分時均價曲線低價段和高價持續時間顯著長于廣東，峰谷價差顯著高于廣東。隨著廣東新能源裝機水平的進一步提高，可以預見未來頂峰和低谷電價時段將進一步拉長，將為熔鹽儲熱耦合機組進一步打開收益空間。