火電廠電量營銷崗位競聘筆試題(帶答案)一、專業(yè)知識測試（共40分）1.（5分）請簡述當前我國電力市場化改革"管住中間、放開兩頭"的具體含義，并說明火電廠在"放開兩頭"中需重點關注的兩個市場環(huán)節(jié)。答案："管住中間"指對自然壟斷的輸配電環(huán)節(jié)實行嚴格監(jiān)管，核定獨立輸配電價；"放開兩頭"指放開發(fā)電側(cè)和用電側(cè)的競爭性環(huán)節(jié)價格。火電廠需重點關注：①發(fā)電側(cè)中長期電力交易市場（包括年度、月度雙邊協(xié)商、集中競價等）；②現(xiàn)貨市場（日前、日內(nèi)電能量市場及輔助服務市場）。2.（8分）某火電廠裝機容量2×660MW，2023年1-6月實際發(fā)電量45億kWh，機組平均利用小時數(shù)為多少？若該區(qū)域燃煤標桿上網(wǎng)電價0.38元/kWh（含脫硫脫硝除塵），當月參與月度集中競價交易電量10億kWh，成交電價較標桿電價下浮3分，當月常規(guī)電量（非交易）2億kWh，試計算該月發(fā)電側(cè)售電收入（不考慮輸配電價及其他稅費）。答案：①利用小時數(shù)=發(fā)電量/(裝機容量×2)=450000萬kWh/(660×2×10000kW)=450000/(1320)=3409.09小時（注：660MW=660000kW，兩臺總裝機1320000kW）②月度收入計算：交易電量收入=10億kWh×(0.38-0.03)=10×0.35=3.5億元常規(guī)電量收入=2億kWh×0.38=0.76億元合計=3.5+0.76=4.26億元3.（7分）簡述大用戶直購電交易中"三個確認"的具體內(nèi)容，并說明火電廠在交易前需重點核實用戶的哪兩項關鍵信息。答案："三個確認"指：①電力用戶與發(fā)電企業(yè)交易電量確認；②電網(wǎng)企業(yè)輸配電服務確認；③電力交易機構(gòu)安全校核確認?；痣姀S需重點核實：①用戶的用電負荷特性（如負荷率、峰谷分布），影響機組運行經(jīng)濟性；②用戶的電費支付信用記錄（歷史欠費情況），防范經(jīng)營風險。4.（10分）請列舉當前我國電力市場中常見的5種交易品種，并說明火電廠參與現(xiàn)貨市場時需重點關注的兩個風險點。答案：常見交易品種：年度/月度中長期雙邊協(xié)商交易、集中競價交易、掛牌交易、跨省跨區(qū)交易、綠電交易、輔助服務交易（調(diào)峰、調(diào)頻、備用）、現(xiàn)貨電能量交易（日前、日內(nèi)）?，F(xiàn)貨市場風險點：①電價波動風險（現(xiàn)貨電價可能大幅低于中長期合同價）；②機組出力調(diào)整風險（需配合實時負荷波動，可能增加煤耗、設備損耗）。5.（10分）根據(jù)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），請說明"基準價+上下浮動"機制的具體規(guī)定，并分析該機制對火電廠電量營銷的影響。答案：規(guī)定：燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在"基準價+上下浮動"范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價，浮動幅度不超過基準價的20%（高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制）。影響：①擴大了電價波動空間，需加強市場預測能力；②高耗能用戶電價彈性增大，可作為優(yōu)質(zhì)增量用戶開發(fā)；③倒逼火電廠優(yōu)化報價策略，需結(jié)合煤價、機組成本、市場供需綜合定價；④推動與用戶簽訂帶浮動機制的長期合同，鎖定收益。二、業(yè)務能力測試（共30分）（一）數(shù)據(jù)分析題（15分）某火電廠2023年1-11月電量銷售數(shù)據(jù)如下表：|月份|總售電量（億kWh）|中長期合同電量（億kWh）|現(xiàn)貨交易電量（億kWh）|平均結(jié)算電價（元/kWh）|標煤單價（元/噸）|||-|-|--||--||1月|8.5|6.2|2.3|0.41|1150||2月|7.8|5.5|2.3|0.40|1180||3月|9.2|6.8|2.4|0.39|1120||4月|8.9|6.5|2.4|0.38|1080||5月|9.5|7.0|2.5|0.37|1050||6月|10.2|7.5|2.7|0.36|1000||7月|11.0|8.0|3.0|0.35|980||8月|10.8|7.8|3.0|0.34|950||9月|9.8|7.2|2.6|0.35|920||10月|9.0|6.5|2.5|0.36|900||11月|8.2|5.8|2.4|0.37|880|注：該廠設計年利用小時數(shù)5500小時，總裝機2×660MW（1320MW）要求：1.計算1-11月機組平均利用小時數(shù)，并判斷是否完成年度計劃（年度計劃利用小時數(shù)5200小時）；2.分析中長期合同電量占比與標煤單價的相關性（需計算相關系數(shù)，保留兩位小數(shù)）；3.結(jié)合數(shù)據(jù)特點，提出12月電量營銷策略建議。答案：1.1-11月總發(fā)電量=Σ各月總售電量=8.5+7.8+9.2+8.9+9.5+10.2+11.0+10.8+9.8+9.0+8.2=102.9億kWh平均利用小時數(shù)=總發(fā)電量/(裝機容量×11月)=1029000萬kWh/(1320×10000kW×11月)=1029000/(1320×11)=1029000/14520≈7086.77小時（注：利用小時數(shù)計算應為總發(fā)電量/裝機容量，即102.9億kWh=1029000萬kWh，1320MW=1320000kW=132萬kW，利用小時數(shù)=1029000/132≈7795.45小時，此處原計算有誤，正確計算應為：利用小時數(shù)=總發(fā)電量（kWh）/裝機容量（kW）=1029000×10^4kWh/(1320×10^3kW)=10290000000/1320000=7795.45小時）年度計劃利用小時數(shù)5200小時，1-11月已達7795小時（遠超年度計劃，可能存在數(shù)據(jù)假設偏差，實際應根據(jù)題目數(shù)據(jù)計算）（注：正確邏輯應為：年計劃發(fā)電量=裝機容量×計劃利用小時數(shù)=1320MW×5200小時=1320×1000kW×5200h=6864000000kWh=68.64億kWh。1-11月實際發(fā)電量102.9億kWh已超年度計劃，可能題目中"總售電量"即等于發(fā)電量，故判斷已超額完成）2.計算中長期合同電量占比（X）與標煤單價（Y）的相關系數(shù)：X=中長期電量/總售電量，計算各月X值：1月：6.2/8.5≈0.729；2月：5.5/7.8≈0.705；3月：6.8/9.2≈0.739；4月：6.5/8.9≈0.730；5月：7.0/9.5≈0.737；6月：7.5/10.2≈0.735；7月：8.0/11.0≈0.727；8月：7.8/10.8≈0.722；9月：7.2/9.8≈0.735；10月：6.5/9.0≈0.722；11月：5.8/8.2≈0.707Y值（標煤單價）：1150,1180,1120,1080,1050,1000,980,950,920,900,880計算步驟：-X均值：(0.729+0.705+0.739+0.730+0.737+0.735+0.727+0.722+0.735+0.722+0.707)/11≈(8.018)/11≈0.729-Y均值：(1150+1180+1120+1080+1050+1000+980+950+920+900+880)/11=(11340)/11≈1030.91-分子=Σ[(Xi-X均值)(Yi-Y均值)]計算各月差值乘積：1月：(0.729-0.729)(1150-1030.91)=0×119.09=02月：(0.705-0.729)(1180-1030.91)=(-0.024)(149.09)=-3.5783月：(0.739-0.729)(1120-1030.91)=(0.01)(89.09)=0.8914月：(0.730-0.729)(1080-1030.91)=(0.001)(49.09)=0.0495月：(0.737-0.729)(1050-1030.91)=(0.008)(19.09)=0.1536月：(0.735-0.729)(1000-1030.91)=(0.006)(-30.91)=-0.1857月：(0.727-0.729)(980-1030.91)=(-0.002)(-50.91)=0.1028月：(0.722-0.729)(950-1030.91)=(-0.007)(-80.91)=0.5669月：(0.735-0.729)(920-1030.91)=(0.006)(-110.91)=-0.66510月：(0.722-0.729)(900-1030.91)=(-0.007)(-130.91)=0.91611月：(0.707-0.729)(880-1030.91)=(-0.022)(-150.91)=3.320分子合計≈-3.578+0.891+0.049+0.153-0.185+0.102+0.566-0.665+0.916+3.320≈1.669-分母=√[Σ(Xi-X均值)2]×√[Σ(Yi-Y均值)2]Σ(Xi-X均值)2≈(0+0.000576+0.0001+0.000001+0.000064+0.000036+0.000004+0.000049+0.000036+0.000049+0.000484)=約0.001479Σ(Yi-Y均值)2=(119.092+149.092+89.092+49.092+19.092+(-30.91)2+(-50.91)2+(-80.91)2+(-110.91)2+(-130.91)2+(-150.91)2)≈14182+22228+7937+2409+364+955+2592+6547+12301+17138+22774≈119427分母≈√0.001479×√119427≈0.0385×345.6≈13.31-相關系數(shù)≈1.669/13.31≈0.125（弱正相關，實際計算可能存在四舍五入誤差，結(jié)論應為中長期占比與煤價呈弱正相關，煤價下降時中長期占比略有下降）3.12月策略建議：-數(shù)據(jù)特點：①總售電量7-8月達峰值（迎峰度夏），9月后逐月下降（傳統(tǒng)淡季）；②平均結(jié)算電價1-8月持續(xù)下降，9-11月略有回升；③標煤單價持續(xù)下降，發(fā)電成本降低。-策略：①抓住煤價低位（880元/噸）優(yōu)勢，擴大現(xiàn)貨市場參與度（11月現(xiàn)貨電量2.4億，占比29.3%），爭取在現(xiàn)貨電價回升期（9-11月電價0.35-0.37元）增加高電價電量；②針對中長期合同占比下降趨勢（11月5.8億，占比70.7%），需與優(yōu)質(zhì)用戶（如負荷穩(wěn)定的工業(yè)用戶）簽訂季度/年度補充協(xié)議，鎖定基礎電量；③關注12月冬季供暖需求，可能帶動用電負荷回升，提前與供熱關聯(lián)企業(yè)溝通，爭取增量用戶；④優(yōu)化報價策略，結(jié)合邊際成本（標煤價880元，假設發(fā)電煤耗300g/kWh，燃料成本=880×0.3=0.264元/kWh，加上其他成本約0.08元，邊際成本約0.344元），現(xiàn)貨報價可略高于邊際成本（如0.35-0.36元），爭取溢價空間。（二）方案設計題（15分）某火電廠擬開發(fā)某省級化工園區(qū)（年用電量50億kWh，現(xiàn)有3家燃煤自備電廠，合計裝機1200MW，平均利用小時數(shù)4500小時）作為直購電用戶。請設計該園區(qū)電量營銷方案，需包含：目標用戶篩選標準、關鍵談判要點、風險防控措施、預期收益測算（假設標桿電價0.38元/kWh，園區(qū)可接受電價0.36-0.37元/kWh，火電廠邊際成本0.34元/kWh）。答案：1.目標用戶篩選標準：-用電規(guī)模：單用戶年用電量≥5億kWh（占園區(qū)10%以上），保障電量規(guī)模；-負荷特性：負荷率≥80%（日均負荷波動?。ヅ浠痣姍C組穩(wěn)定運行；-信用等級：企業(yè)征信記錄良好（近3年無電費拖欠），銀行評級BBB級以上；-環(huán)保合規(guī)：無嚴重環(huán)保違規(guī)記錄（避免因政策關停影響電量）；-合作意愿：對直購電政策認知清晰，有替代自備電廠的明確需求（自備電廠面臨環(huán)保成本上升壓力）。2.關鍵談判要點：-電價機制：采用"基準價+浮動"或"固定價+超量分成"模式（如基礎電量0.365元/kWh，超合同電量0.37元/kWh）；-電量鎖定：簽訂3-5年長期協(xié)議，約定年度最小用電量（如年用電量的80%），避免用戶隨意調(diào)整；-結(jié)算方式：按月結(jié)算，明確違約金條款（如未達最小用電量，差額部分按0.38元/kWh結(jié)算）；-輔助服務：明確調(diào)峰、備用等輔助服務費用分攤（園區(qū)用戶按用電量比例承擔）；-電網(wǎng)接入：協(xié)調(diào)電網(wǎng)企業(yè)解決專線建設或增容問題，明確各方投資責任（火電廠可承擔部分接入費用以換取長期合作）。3.風險防控措施：-政策風險：跟蹤省級"隔墻售電"政策進展（是否允許自備電廠用戶直接購電），在合同中增加"政策變動條款"（如因政策限制無法履約，雙方互不追責）；-履約風險：要求用戶提供銀行履約保函（金額為月電費的20%），或引入第三方擔保；-市場風險：設置電價調(diào)整機制（如標煤單價波動±5%，電價相應調(diào)整±1分）；-技術(shù)風險：提前開展電網(wǎng)安全校核（園區(qū)接入點短路容量、潮流分布），確保交易不影響電網(wǎng)安全。4.預期收益測算：-假設爭取到園區(qū)40%用電量（20億kWh/年），其中80%為長期協(xié)議電量（16億kWh），20%為現(xiàn)貨/超量電量（4億kWh）；-協(xié)議電量收益：16億×(0.365-0.34)=16×0.025=0.4億元；-超量電量收益：4億×(0.37-0.34)=4×0.03=0.12億元；-總年收益=0.4+0.12=0.52億元；-若替代園區(qū)自備電廠（自備電廠發(fā)電成本=標煤價×煤耗+其他成本，假設自備電廠標煤價1000元/噸，煤耗320g/kWh，燃料成本=1000×0.32=0.32元，加上折舊、人工等約0.06元，總成本0.38元），園區(qū)用戶直購電后成本降低0.01-0.02元/kWh（0.36-0.37元＜0.38元），具有吸引力。三、情景分析題（共20分）情景：某火電廠2024年1月面臨以下情況：①上月中長期合同簽約率僅60%（年度目標80%）；②區(qū)域內(nèi)新增2臺1000MW新能源機組并網(wǎng)，預計當月新能源發(fā)電量占比將提升至35%（上月28%）；③煤炭主產(chǎn)區(qū)因安全檢查減產(chǎn)，市場煤價較上月上漲15%（到廠價1050元/噸，上月913元/噸）；④某重要工業(yè)用戶（年用電量8億kWh）提出下月電價需再下浮2分（原合同價0.36元/kWh），否則轉(zhuǎn)簽其他電廠。要求：1.分析當前面臨的主要挑戰(zhàn)；2.提出針對性應對措施。答案：1.主要挑戰(zhàn)：-合同簽約率不足：影響年度電量計劃執(zhí)行，可能導致現(xiàn)貨市場電量占比過高（現(xiàn)貨電價波動大，煤價上漲時可能虧損）；-新能源擠壓：新能源優(yōu)先消納，火電機組開機小時數(shù)可能下降，需參與深度調(diào)峰（增加調(diào)峰成本）；-成本壓力：煤價上漲15%（913→1050元），假設煤耗300g/kWh，燃料成本增加(1050-913)×0.3=41.1元/千kWh=0.0411元/kWh，原邊際成本0.34元→現(xiàn)約0.3811元/kWh（已接近標桿電價0.38元）；-用戶流失風險：重要用戶要求降價（0.36→0.34元），但當前邊際成本已達0.3811元，降價將導致虧損。2.應對措施：-針對合同簽約率：①開展"存量用戶續(xù)約+增量用戶拓展"雙軌行動，對存量用戶（除提出降價的工業(yè)用戶外）給予"電量獎勵"（如超合同部分電價優(yōu)惠0.5分）；②對接新投產(chǎn)的工業(yè)園區(qū)（如數(shù)據(jù)中心、電動汽車廠），利用其穩(wěn)定負荷需求簽訂短期（3個月）過渡協(xié)議；③參與電網(wǎng)組織的"補簽專場"交易，爭取與售電公司簽訂批量合同（售電公司聚合中小用戶）。-應對新能源擠壓：①優(yōu)化機組運行方式，參與深度調(diào)峰輔助服務市場（該區(qū)域若有調(diào)峰補償機制，如每調(diào)減1MW獎勵50元/小時），彌補發(fā)電收入；②與新能源企業(yè)簽訂"風光火儲"聯(lián)合運營協(xié)議，通過火電調(diào)峰支持新能源消納，獲取聯(lián)合出清的電價溢價；③向調(diào)度機構(gòu)申請"基荷保障電量"（根據(jù)《電力輔助服務管理辦法》，保障火電機組基本利用小時數(shù)）。-緩解成本壓力：①啟動長協(xié)煤補簽（根據(jù)國家要求，發(fā)電用煤中長期合同簽約率應達100%），爭取更多低價長協(xié)煤（假設長協(xié)煤價700元/噸，占比提升至60%，綜合煤價=700×60%+1050×40%=420+420=840元/噸，燃料成本=840×0.3=0.252元，邊際成本=0.252+0.08=0.332元/kWh，恢復成本優(yōu)勢）；②申請容量補償（若該區(qū)域執(zhí)行容量電價，假設容量電價0.03元/kWh，可覆蓋部分固定成本）。-處理用戶降價訴求：①成本傳導溝通：向用戶展示煤價上漲導致的成本變化（提供煤價憑證、成本測算表），說明當前0.36元/kWh已接近盈虧平衡點；②差異化定價：提出"階梯電價"方案（如月用電量≥7000萬kWh部分維持0.36元，＜7000萬部分0.365元），激勵用戶保持用電量；③增值服務綁定：提供"電力+節(jié)能"綜合服務（如免費為用戶改造配電線路，降低線損，節(jié)省的電費雙方分成），間接降低用戶用電成本；④若用戶堅持降價，評估其綜合價值（如帶動其他用戶、提升市場份額），若虧損可控（如年虧損8億×0.02=0.16億元，但能穩(wěn)定20%的市場份額），可