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蒙西从2022年开展电力现货交易以来，燃煤机组由于其自身发电的可控性以及具有调峰调频能力，对保障电力系统安全稳定运行的重要性不言而喻。然而随着新能源发电的快速、大规模发展，市场上燃煤机组的状况或许正在发生改变。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：陈志鹏）
图1 2023年与2024年同期市场结算情况
对比2023年与2024年1-10月份蒙西市场上网电量结算情况，每月发电侧总上网电量对比去年同期均出现了明显上涨，然而2023年与2024年火电机组的上网电量却仅在部分月份出现显著区别，2024年8-10月份，火电机组的上网电量更是低于2023年同期。该下降也直观地体现在火电机组的上网电量占市场化发电机组的比例上。该比例在2024年出现了明显下降，尤其是6、8、9、10月份，平均下降幅度接近8%，全年平均降幅也超过了4%。
造成这种状况的一部分原因是由于今年新能源装机量的急速提升，使得新能源整体出力水平相较去年涨幅较大。2023年4月蒙西电网统调装机容量突破9000万千瓦，其中火电占比约为57.59%，而在2023年年底，该装机已突破1亿千瓦，其中火电占比约为51.53%。
随着市场上新能源进一步发展的趋势，以及相关政策的影响，火电机组在电力现货市场中的主导权正在进一步被削弱。一直以来火电机组由于发电稳定性与可控性，在新能源发电能力还无法满足市场需求时，在发电市场中占据了首要地位。但随着新能源机组的发展以及发电能力预测的准确性提升后，对火电的需求程度也相应减少。尽管火电机组仍属于无法被替代的市场主体，但其对市场电价的定价能力受到了一定影响。
同时，对于蒙西市场而言，其月内结算中存在独有的“风险防范费用”，用于控制用户与新能源企业的市场风险，对用户与新能源企业以月度结算均价超过或低于中长期合约均价一定范围的电费进行补偿和回收。通过统计市场中部分火电机组结算情况可以发现，新能源风险防范费用对最终结算均价的影响极大。由此，火电机组最终结算价格降低幅度也相对较大。
图2 新能源分摊费用、市场调节费用、市场运营费用关系趋势图
以上种种影响也直观地体现在火电机组的月末结算均价当中。由于蒙西市场的规则要求，火电机组倾向于将中长期合约量控制在交易中心的签约下限附近，并将剩余电量通过现货价格进行结算以提高其最终结算均价，并且火电机组相较于其余类型发电机组也处于优势位置。然而随着蒙西市场发布的规则变动，火电机组中长期合约持仓比例由原先的90%提升至95%，这意味着火电机组现货部分的盈利空间受到了压缩，拉低了结算均价。
今年7月，蒙西由于供需关系以及火电竞价空间的影响，火电的发电量占比达到了较高的水平，日前报价也水涨船高，现货出清价格更是接近1200元/兆瓦时，达到历史新高。不过该高价并未持续至八月份，反而从八月份开始，蒙西市场的现货价格一直持续在相对较低的水平。但令人意外的是，火电侧的结算价格在7月大大降低，反而从8月开始抬升。
图3 2023年与2024年同期火电侧电价情况
从蒙西市场结算价格来看，在各类规则限制下，其价格水平一直相对稳定，全年不存在太大的波动。对比1-7月份，蒙西市场火电侧市场结算均价均低于去年同期，尤其在7月现货极端高价的情况下，火电侧结算价跌幅更加明显。尽管如此，自 23年2月一直到24年7月，每月现货出清均价仍高于当月结算均价，这也使得火电机组倾向于控制中长期持仓比例于规则限制的下限以增加盈收。
然而从今年8月开始，该情况则出现了反转，市场现货出清均价出现断崖式下跌，但当月结算均价不降反升，甚至一度超过了现货出清均价。通过对规则的解读后，其实不难发现其中的缘由。首先，交易中心在24年调整了燃煤机组中长期持仓下限，将本就存在限制的现货盈利空间再次进行压缩。其次，燃煤机组每月进行结算时需要支付“风险防范费用”，以补偿现货价格过高导致新能源测与用户侧出现的极端结算价。在这些因素下，火电侧也意识到一味地抬高报价以提高现货出清价格已经无法获得最大收益。因此，若能摒弃之前的观念，不再在实时市场进行抬价或许会出现新的转机。
蒙西市场年度交易时，交易中心对各类市场主体提出了较高的中长期合约量的签约比例限制，因此绝大部分中长期合约价已经基本确定，不存在太大的调整空间，而该价格对比市场历史结算情况，仍有盈利的空间。同时，火电机组每月合约量中包含部分高价煤炭合约量，使其中长期合约均价相对来说比较可观。最重要的是，对市场运营费用影响最大的“风险防范费用”会大幅度下降，电能电费相反地会因此提升，从另一方面抬高结算电价，最终促成8、9月份的情况。
相比往年，目前蒙西市场的现货出清价格仍旧处于相对较低的水平。若火电机组的盈利水平有所提升，或许市场的现货价格走低将会成为常态。
