黔北电厂 王小锋

在我国大力推动能源结构调整和电力市场改革的进程中，新能源的全面入市，加速电力现货交易机制的全面推行。山东、广东、山西、甘肃、蒙西、湖北6省份已率先转入现货正式运行，2025年6月29日，南方区域电力市场也步入连续结算试运行阶段。国家能源局统筹组织的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确“三步走”战略，即2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升。这一系列举措标志着我国电力市场正朝着更加市场化、高效化的方向大步迈进。然而，黔北电厂作为传统电力供应主体的火电厂，却面临着前所未有的全新运营挑战。在这场变革中，企业必须积极寻找出路，才能在新的市场环境中生存和发展。

转变传统的发电观念

随着“双碳”目标的稳步推进，新能源装机规模呈现出爆发式的快速增长。2024年全国可再生能源发电新增装机高达3.73亿千瓦，同比增长23%，约占发电新增装机86%。新能源的大规模接入使得电力系统的电源结构发生了根本性变化，电力现货交易应运而生。电力现货交易强调实时平衡，电价不再是一成不变的，而是会随着负荷的波动以及新能源的出力情况动态变化。长期以来，黔北电厂一直依赖计划电模式进行调度，在这种模式下，主要任务是保障发电任务的完成，而对市场价格和经济效益的关注度相对较低。然而，在电力现货市场中，“价随量动”“实时竞争”成为核心规则。黔北电厂迅速转变观念，从单纯的保障发电任务转向更加关注经济效益与系统调节的协同。现目前每日早会对前一运行日现货运行情况进行汇报分析，总结得失。积极开展电力现货交易培训，在厂OA增设电力交易专栏，提高全员现货市场意识。设立专门的电力交易中心，配置市场分析团队，负责收集市场信息、分析电价趋势，为生产调度提供决策支持。

提高机组的调节能力

传统火电机组在设计之初，主要侧重于稳定出力，以满足长期稳定的电力供应需求。然而，在电力现货市场中，这种设计特点却成为了火电厂适应市场的一大障碍。在现货交易中，火电负荷低谷时段新能源大发，火电需要进行深度调峰甚至停机；而在高峰时段，又要快速增加负荷甚至开机。这种频繁的负荷调整对火电机组的调节能力提出了极高的要求。参与深度调峰时，机组容易出现锅炉燃烧不稳定、汽机热应力损伤等问题，这不仅会增加运维成本，还会提高设备故障的风险。同时，传统火电机组的AGC（自动发电控制）响应速度和调节精度往往难以满足现货市场对实时功率调整的高要求，从而影响辅助服务收益与考核结果。为更好地适应电力现货市场，黔北电厂依托地处金沙经济开发区的优势，开展供热系统升级改造，已完成3台机组的供热改造工作。改造后对外蒸汽供热流量最高可达到90吨每小时，提高了供热可靠性，为优化供热经济性运行方式、降低发电机组能耗水平提供了空间，实现能源的高效利用。对#1、2炉进行烟气暖风器改造，有效解决锅炉空预器硫酸氢铵堵塞矛盾，可保障锅炉在130℃及以下排烟温度下的连续稳定运行，同时降低发电标煤单耗，每年可节约标煤4万吨。在机组A修期间开展了燃烧器改造、汽封改造等工作，提高设备可靠性和机组顶峰发电能力。针对空预器压差高等问题，实施13项设备改造升级，全厂高度重视锅炉“四管”治理，制定《防止锅炉“四管”泄漏管理标准》，对锅炉“四管”做到全覆盖无死角检查和治理，深度开展锅炉防磨防爆治理，进一步提高提升机组设备可靠性。

优化电力现货交易策略

目前，多数火电厂在电力现货交易方面缺乏成熟的策略，对电价预测和出力申报的把控能力明显不足，只是为了启机而启机。在进行交易时，没有充分结合历史负荷数据、新能源出力规律来预判电价走势，导致申报电量与实际发电偏差较大。这种偏差使得火电厂在低价时段多发电，而在高价时段缺发电，从而损失了大量的潜在收益。此外，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。在现货交易模式下，黔北电厂精准核算单位发电变动成本，详细梳理机组在不同负荷率、启停阶段的成本构成，建立“负荷-成本”曲线。通过这条曲线，可以清晰地了解不同负荷情况下的成本变化，从而为报价决策提供科学依据。同时，还加强对市场信息的收集和分析，提高电价预测的准确性，制定合理的出力申报策略，实现“市场信号-机组响应”的无缝衔接，提高了在现货交易中的报价精准度和负荷调整的经济性，以实现收益的最大化。

总之，电力现货交易是推动火电厂从“生产型”向“经营型”转变，通过构建市场响应体系、升级设备调节能力、细化成本管控，火电厂可在保障电力稳定供应的同时，适应市场竞争。未来，随着现货市场机制完善、多能互补模式推广，黔北电厂需进一步探索与新能源协同运行路径，如参与虚拟电厂聚合、拓展绿电耦合业务、建设配套储能，在助力能源转型中实现可持续发展，为电力系统安全、经济运行贡献更大价值。