發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營模擬分析與市場交易策略

王會祥，王秋明

(1.中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528437； 2.華能國際電力開發(fā)公司廣東分公司，廣州 510000)

0 引言

在“十三五”期間，我國新一輪電力體制改革取得了重要突破，市場化改革方向更加明確。自國務(wù)院電改9號文《關(guān)于進(jìn)一步深化電力改革的若干意見》發(fā)布以來,新一輪電改自2015年推進(jìn)已屆滿3年。3年間從政策出臺到局部試點，再到相關(guān)配套文件落地，電力市場化改革大刀闊斧全面推進(jìn)，全國各地市場化改革進(jìn)程遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出電力行業(yè)和資本市場的預(yù)期。特別在云南和廣東地區(qū)，電力市場引入競爭機(jī)制，市場交易品種、平臺以及相應(yīng)管理規(guī)范日益完善，打破了原有的市場壁壘，迎來了全面競爭時代。除了一小部分計劃電量和電價由政府確定之外，發(fā)電企業(yè)大部分的發(fā)電量以及電價均來自電力交易市場。各市場主體特別是發(fā)電企業(yè)和獨立售電公司對成本分析和研究也越來越重視。結(jié)合發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營數(shù)據(jù)，分析和研判發(fā)電企業(yè)在未來一年的經(jīng)營情況，確定市場交易策略，已經(jīng)成為納入電力交易市場的發(fā)電企業(yè)越來越關(guān)注的課題。

1 發(fā)電企業(yè)成本構(gòu)成

發(fā)電企業(yè)屬于資金密集型企業(yè)，其一次投資成本較高，一座裝機(jī)容量為2×100 MW的6F級燃?xì)怆姀S大約需投資9～10億元人民幣。一座裝機(jī)容量為2×460 MW的9F級燃?xì)怆姀S大約需投資25～27 億元人民幣。而新建一個裝機(jī)容量為2×1 000 MW的常規(guī)燃煤火電廠約需投資80～83億元人民幣。電源建設(shè)由于投資額大、風(fēng)險高，多為大型投資集團(tuán)投資興建。發(fā)電企業(yè)的成本按其經(jīng)濟(jì)用途可分為生產(chǎn)成本和非生產(chǎn)成本。生產(chǎn)成本如何結(jié)合企業(yè)的發(fā)電量進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化一直是企業(yè)降本增效的主要技術(shù)路線，特別是在發(fā)電企業(yè)納入電力市場化改革之后，由于發(fā)電量的不確定性，使得發(fā)電企業(yè)結(jié)合市場電力電量進(jìn)行盈利分析和交易策略研究變得尤為重要[1]。

1.1 生產(chǎn)成本

發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)成本是指電廠在生產(chǎn)過程中由燃料的熱能轉(zhuǎn)換為電能而發(fā)生的成本。對應(yīng)火力發(fā)電企業(yè)來說，其燃料成本占據(jù)較高的比重，是生產(chǎn)成本中的主要組成部分。一般來說，其占燃煤機(jī)組總成本的50%～80%，占燃?xì)鈾C(jī)組總成本的80%～90%。生產(chǎn)成本主要包括：燃料費、外購電力費、外購水費、生產(chǎn)用的燃料、員工工資和津貼、員工福利費、固定資產(chǎn)折舊費、固定資產(chǎn)的修理費等。除了燃料費之外，對于一般的發(fā)電企業(yè)，固定資產(chǎn)的折舊費和維修費占據(jù)較大的比重。發(fā)電企業(yè)經(jīng)過一定時間的降本增效和調(diào)整優(yōu)化后，單位發(fā)電量的維修成本基本可以維持一個恒定的水平。

1.2 非生產(chǎn)成本

非生產(chǎn)成本是指發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)成本以外的成本。同樣，經(jīng)過一定時間的降本增效和調(diào)整優(yōu)化后，非生產(chǎn)成本基本也可以維持一個恒定的水平。非生產(chǎn)成本包括以下2項。

(1)管理費用。指發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營活動涉及的各項費用，包括辦公費、保險費、綠化費、運輸費、接待費等。

(2)財務(wù)費用。發(fā)電企業(yè)為維持生產(chǎn)經(jīng)營而發(fā)生的融資費用，包括銀行利息、匯兌損益等。

2 發(fā)電企業(yè)成本簡化模型

為了便于建模計算，發(fā)電成本主要考慮總投資費用、總投資的折舊成本以及燃料成本3個方面，具體計算模型如下[2]。

2.1 總投資費用

發(fā)電企業(yè)的總投資費用主要包括初期的投資費用、利息支出以及運行與維護(hù)。其中靜態(tài)投資費用由發(fā)電企業(yè)的單位容量造價和裝機(jī)容量計算所得。為了考慮貨幣時間價值，將其發(fā)電廠的總投資費用折算為現(xiàn)值，具體公式表示為

TCR=(UI×K+FC+MC)×(P/A，i，n) ，

式中：TCR為發(fā)電企業(yè)總投資費用的現(xiàn)值，元；UI為單位容量造價費用，元/kW；K為電廠的裝機(jī)容量，kW；FC為財務(wù)費用，元；MC為運行與維護(hù)費用，元；i為折現(xiàn)率，%；n為電廠投產(chǎn)運行期，年；P/A為年金現(xiàn)值系數(shù)。

2.2 折舊成本

按運行小時數(shù)分?jǐn)偣潭ǔ杀荆l(fā)電企業(yè)總投資的折舊成本公式如下，

式中：COD為電廠總投資的折舊費用成本，元/kW·h；SUI為電廠單位動態(tài)投資費用，元/kW；θ為凈殘值率，%；§為廠用電率，%；T為機(jī)組運行小時數(shù)，h；E為年發(fā)電量，kW·h。

2.3 燃料費用

發(fā)電企業(yè)燃料費用主要考慮了燃料價格、燃料發(fā)熱量、發(fā)電機(jī)組供電效率3大因素。電廠燃料費用公式為

COF=((1×3 600/4.186 8)/Q)/η×P ，

式中：COF為發(fā)電企業(yè)燃料成本，元/kW·h；Q為燃料發(fā)熱量，Kcal/m3；η為機(jī)組供電效率 ，%；P為燃料市場價格，元/m3。

除上述幾種發(fā)電成本因素外，發(fā)電成本還包括其他費用，如取水制水費用、環(huán)保排污費、零星材料費用等，但是由于所占比例不大,按照固定費用考慮。所以結(jié)合上述公式,發(fā)電企業(yè)成本可表示為

COE=COD+COF+K ，

式中：COE為電廠發(fā)電成本，元/kW·h；K為固定費用，根據(jù)發(fā)電企業(yè)具體情況，約為0.006～0.008元/kW·h。

3 發(fā)電企業(yè)成本主要影響因素

3.1 廠用電率和供電標(biāo)煤耗率

發(fā)電企業(yè)的廠用電率和供電標(biāo)煤耗率的上升會推高發(fā)電成本。技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)較好的發(fā)電企業(yè),經(jīng)濟(jì)效益高。而技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的控制，須通過發(fā)電企業(yè)加強(qiáng)生產(chǎn)管理，保證燃料的品質(zhì)，提高工人的技術(shù)操作水平，提高發(fā)電設(shè)備的完好率，特別是加強(qiáng)資金與成本管理來實現(xiàn)。發(fā)電企業(yè)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)(包括廠用電和能耗)無疑是發(fā)電成本的重要影響因素[3]。

3.2 發(fā)電量

發(fā)電企業(yè)發(fā)電量的增加可以使單位固定成本下降,增加了毛利率，從而為企業(yè)創(chuàng)造更大的經(jīng)濟(jì)效益。在參與電力體制改革的發(fā)電企業(yè)中，計劃電量是確定的，但市場電量是不確定的，市場電量包括年度長協(xié)電量、年度合約交易電量、月度競價電量、月底合約交易電量以及日前市場電量。在發(fā)電企業(yè)不同年度的成本控制和經(jīng)營分析中，發(fā)電量是一個重要的變量指標(biāo)。通過發(fā)電量指標(biāo)的變化，可以在發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營分析特別是在電力交易生產(chǎn)的盈利分析中發(fā)現(xiàn)企業(yè)的電量盈虧平衡點，為發(fā)電企業(yè)開拓市場電量提供交易決策參考和依據(jù)。

3.3 燃料價格

燃料價格是影響發(fā)電企業(yè)贏利能力最重要的因素。對燃煤電廠來說，燃料成本占發(fā)電總成本的70%左右，占變動成本的比例約98%左右。因此降低燃料成本是公司盈利的關(guān)鍵。由于燃料成本總額隨上網(wǎng)電量的變化而變化，發(fā)電企業(yè)的燃料成本總額不能完全衡量不同時期燃料成本效益水平。單位燃料成本是在單位發(fā)電量下比較燃料成本高低的最好指標(biāo)，取決于燃料單價和上網(wǎng)電量燃料消耗率。通過燃料價格指標(biāo)的變化，可以在發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營分析中發(fā)現(xiàn)企業(yè)燃料價格的盈虧平衡點，為發(fā)電企業(yè)確定中長期燃料交易提供決策依據(jù)。

3.4 售電單價

當(dāng)發(fā)電企業(yè)的售電單價上漲時，會使單位發(fā)電量的邊際貢獻(xiàn)提高，相應(yīng)會降低盈虧平衡點，改善企業(yè)經(jīng)營狀況。當(dāng)發(fā)電企業(yè)的售電單價下降時,情況剛好相反。通過售電單價指標(biāo)的變化和模擬計算，可以在發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營分析中發(fā)現(xiàn)售電單價的盈虧平衡點，為發(fā)電企業(yè)參加電力市場合約交易提供決策依據(jù)，不管這種交易是長期合約交易還是月度競價交易。

4 經(jīng)營模擬分析

4.1 企業(yè)發(fā)電成本的測算

對于納入電力市場的發(fā)電企業(yè)，除了年度基數(shù)電量和年度長協(xié)電量之外，其他的電量是不確定的。因此對于發(fā)電企業(yè)，需結(jié)合往年的月底競價電量額度，根據(jù)發(fā)電企業(yè)成本模型，模擬分析企業(yè)的不同運行工況(特別是燃料價格波動和發(fā)電量波動)，測算電廠在不同工況下的發(fā)電成本，便于企業(yè)擬定當(dāng)年月底競價策略。某天然氣電廠成本初步模型見表1，在裝機(jī)容量3×390 MW、總投資42.2億元、電廠營運年限20年、單位容量造價3 603元/kW、單位動態(tài)投資費用3 809元/kW、凈殘值率為15%、廠用電率1.6%等條件下，電廠發(fā)電成本隨年度發(fā)電利用小時數(shù)、氣價的變動情況而變化。

表1 某發(fā)電企業(yè)天然氣機(jī)組的發(fā)電成本 元/MWh

表2 某發(fā)電企業(yè)全年經(jīng)營模擬計算表

4.2 經(jīng)營工況的模擬分析

對于納入電力市場改革的發(fā)電企業(yè)模擬經(jīng)營分析至關(guān)重要。結(jié)合計劃電量電價、上一年度的長協(xié)電量電價以及月度競價電量的電價，發(fā)電企業(yè)可以通過不同工況的模擬計算，發(fā)現(xiàn)企業(yè)的最佳經(jīng)營情況。以盈虧平衡點為界限，可以進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)企業(yè)的盈虧平衡電量以及盈虧平衡電價，在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步估算后續(xù)月度電量的競價電量和競價電價水平。由于當(dāng)年年底政府和電網(wǎng)公司會及時公布基數(shù)電力及長協(xié)電量額度，因此對于電廠來說，在簽訂長協(xié)電量后就可對全年生產(chǎn)經(jīng)營進(jìn)行模擬經(jīng)營分析，找出全年的電量缺口和利潤缺口。某發(fā)電企業(yè)根據(jù)經(jīng)營模型見表2，在全年發(fā)電量55億度電、含稅氣價2.8元/m3、基數(shù)電量電價為0.715元/(kW·h)、長協(xié)電量0.64元/(kW·h)、全年固定費用約為7.4億元等條件下所做的全年經(jīng)營模擬計算情況。從模擬計算可以看出，在只考慮基數(shù)電量和長協(xié)電量的情況下，企業(yè)面臨虧損的困境。要提高發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營狀況，主要有兩個途徑，并將兩者相結(jié)合。一是在月度競價中以合適的電價獲取商業(yè)電量，二是降低燃料成本，同上游燃料供應(yīng)商協(xié)調(diào)，根據(jù)經(jīng)營模擬計算情況提前鎖定燃料成本。根據(jù)上述工況下計算出來的發(fā)電企業(yè)盈利和含稅氣價的波動關(guān)系如圖1所示。

圖1 發(fā)電企業(yè)盈利和含稅氣價的波動關(guān)系

5 市場交易策略

5.1 利用市場規(guī)則拓展雙向交易

在開展電力市場化改革地區(qū)，通過經(jīng)營工況的模擬計算，可以進(jìn)一步分析市場電量交易對發(fā)電企業(yè)收益的邊際貢獻(xiàn)，為發(fā)電企業(yè)的電量合約交易提供基礎(chǔ)的分析數(shù)據(jù)。發(fā)電企業(yè)典型年通過經(jīng)營模擬計算得出的收益隨基數(shù)電量交易價格的變動情況見表3。如圖2可以更直觀表示其變動規(guī)律，隨著交易價格的提高，出售基數(shù)電量的收益和企業(yè)自身發(fā)電的收益趨向臨界點，在該臨界點售電和發(fā)電的收益是一致的。

表3 基數(shù)電量交易收益的變動情況 元/(kW·h)

圖2 基數(shù)電量交易收益變動情況

5.2 擴(kuò)大發(fā)電企業(yè)市場電量

對于發(fā)電企業(yè)，在年初的基數(shù)電量和市場電量確定后，通過工況模擬計算可以宏觀了解企業(yè)全年的經(jīng)營環(huán)境。如果收益可以覆蓋發(fā)電的可變成本，電量的獲取一方面能夠貢獻(xiàn)發(fā)電效益，另一方面也可以降低企業(yè)發(fā)電的邊際成本。在基數(shù)電量和長協(xié)電量簽訂后，月度競價電量的獲取對降低發(fā)電企業(yè)的可變成本沒有影響，但對發(fā)電企業(yè)的邊際成本卻有所貢獻(xiàn)。某發(fā)電企業(yè)在年發(fā)電量75億度時，發(fā)電邊際成本隨增量交易電量變化的情況見表4。每獲得1億度的市場電力可以減低發(fā)電邊際成本約0.002元/(kW·h)。如圖3所示也可以更直觀看出這種邊際成本的變動情況。

表4 成本隨交易電量變化情況 元/(kW·h)

圖3 發(fā)電邊際成本隨增量交易電量變化曲線

發(fā)電企業(yè)通過模擬經(jīng)營分析和計算，制定企業(yè)的市場開發(fā)策略，結(jié)合靈活的市場開發(fā)模式如采用競爭性談判的方式鎖定長協(xié)電量、以高于企業(yè)邊際成本的競價策略獲取月度競爭電量等手段，可以謀求企業(yè)經(jīng)營效益的最大化[4]。

6 結(jié)束語

隨著電力體制改革的深入，電力市場開發(fā)已經(jīng)關(guān)系到發(fā)電企業(yè)的生死存亡。成本管理已經(jīng)成為發(fā)電企業(yè)的管理核心，經(jīng)營模擬分析作為成本管理的重要手段，其重要性已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出經(jīng)營管理的概念。特別在云南和廣東省等電力體制改革先行地區(qū)，通過經(jīng)營工況的模擬計算和電力市場的前瞻性研究，發(fā)電企業(yè)可以發(fā)現(xiàn)企業(yè)的邊際成本。在此基礎(chǔ)上，發(fā)電企業(yè)可以充分利用電力交易市場和燃料期貨市場，提前鎖定成本，形成預(yù)算控制計劃和利潤計劃，爭取企業(yè)效益的最大化。