電力現貨市場下火電企業實時成本研究

陳 濤，任廷林，宋曉華

（1. 貴州烏江水電開發有限責任公司，貴州 烏江550002；2. 華北電力大學 經濟與管理學院，北京 102206）

為解決我國電力資源配置效率較低等制約電力可持續發展的重大戰略性問題，2015年3月，國務院發布《進一步深化電力體制改革的若干意見》，新一輪電力改革由此展開，逐步確立以中長期交易降低風險，同時通過現貨交易集中優化配置電力資源、體現真實價格信號的電力市場體系。電力現貨市場交易是電力市場體系建設的核心環節，2017年9月，國家發改委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，要求市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號。2019年6月，八個地區作為第一批電力現貨市場建設試點進入試運行階段，目前正式運行。

電力現貨交易模式對發電企業管理提出了更高要求。在現貨市場中，發電企業需按每小時、每半小時甚至每十五分鐘，根據發電機組和參數響應能力進行報價。已有試點市場明確要求發電企業按照各類機組發電實時進行成本測算，使實時成本測算能科學適用于電力現貨市場報價與運行管理環節。與普通商品相比，電力商品在實際交割時具有顯著不同的特性，一是電以光速傳送，發、輸、配、用瞬時同步完成，因此電力交割必須時刻保持供需平衡；二是必須符合電力系統的物理運行規律，時刻滿足電網安全約束。全新的市場環境對發電企業成本管理提出全新挑戰，實時成本管理水平成為發電企業現貨市場有效競爭的重要基礎。[1]基于此，本文構建火力發電企業實時成本管理理論框架，優選實時成本測算分析方法[2][3][4]，并針對案例進行測算研究，為火力發電企業參與電力現貨市場提供借鑒。

一、發電廠實時成本構成及測算方法選擇

（一） 實時成本概念

實時成本是機組某負荷下單位時段內所消耗的成本，是生產經營活動中成本發生時的實際金額，它突破了傳統財務會計的成本界限，在時間上不基于過去，而是現在和未來。實時成本的具體數據來源于實時監測，因此它具備極高的實時性和動態性。實時性表現在成本測算的時間范疇包括每日、每小時、每15分鐘，甚至每1分鐘，精確測算實時生產成本數據。動態性則表現在實時成本分析結果可以反映企業不同生產能力下的變動成本水平、不同情況下的生產效率以及各生產指標對成本影響的敏感性。

（二） 實時成本性態劃分與要素構成

依據成本性態及電力現貨市場對實時成本的劃分，火電廠發電實時成本主要由變動成本（包括燃料費、外購動力費、水費等）、固定成本（包括折舊費、財務費用、職工薪酬、材料費、修理費、環保稅、委托運行費、其他費用等）、啟動成本三大類構成。[5]

實時成本中占比最大的成本要素是燃料成本，即燃煤發電中用于發電而購入的燃料費用，由供電標準煤耗率乘以綜合標煤單價計算得到。此外，在固定成本中占比最大的折舊費，即根據企業的固定資產原值，剔除不提折舊的固定資產因素，按照規定的殘值率和折舊方法計算提取的折舊費用。基于火力發電特性，啟動成本也是火電實時成本中較為重要的組成部分。[6]啟動成本是指火電機組啟動時汽輪機暖管、鍋爐加熱加壓需要消耗能量產生的成本，包括冷溫熱狀態下的消耗燃料費用和機組折損費用，其大小由機組的類型、容量、燃料、外購電能費用以及啟動時間的長短等主要因素決定。當電網因調峰需要導致機組停運時，電廠可以根據停機情況獲取啟動成本補貼，補貼額按停機次數確定；但由電廠檢修、非正常停機導致的啟動成本，無法獲得補貼。

在電廠成本分類的基礎上精細化劃分各成本，最終實時成本計算思路為：按不同機組，將各成本分攤到一個小時，以元/千千瓦時為單位，分別計算單位固定成本、單位變動成本、單位啟動成本。單位實時成本基本模型如下：

單位實時成本=單位固定成本+單位變動成本+未補貼的單位啟動成本

（三） 實時成本要素測算方法選擇

基于上述實時成本基本模型，依據實時成本構成要素的不同特性，對比多種計算方法，選擇最優測算方案，各成本要素測算方法具體如下：

1. 燃料成本

燃料成本由供電標準煤耗率乘綜合標煤單價獲得。供電標準煤耗率可供選擇的測算方案包括正平衡法、反平衡法。[7]正平衡法計算比較簡單，但受實時數據采集精度影響，計算出的結果精度和穩定性不理想。反平衡法較正平衡法精度較高，計算結果更精確且數據更易獲得，因此選擇反平衡法進行計算。

綜合標煤單價可選擇的獲取方法包括加權法、日前參考值法、月均參考值法。加權法數據不易獲取，日前參考值法取日經濟系統中數據，更有實時性。月均參考值法實時性不強，因此選擇日前參考值法進行計算。

日前參考值法，即從日經濟系統中取前一日的綜合標煤實際價格，作為當天參考值。

2. 外購動力費

外購動力費可選擇的測算方案包括月度預算分攤法、趨勢內推法。月度預算分攤法采取外購電力費本月預算值分攤到每天后再分攤到每度電。趨勢內推法采取上月歷史數據與本月已發生天數占比部分的預算數據，在上月與本月已發生天數中平均分攤。因外購動力費占比較小，月度之間的數據有一定差別，采用趨勢內推法可以利用上月外購動力費和本月預算值進行平滑修正，因此選擇趨勢內推法進行計算。

3. 水費

水費可選擇的測算方案包括月度預算均攤法、實時測算法。月度預算均攤法采取水費本月預算值分攤到每天后再分攤到每度電。實時測算法取單位時段內實時耗水量和單位時段內供電量，進行每度電的分攤。實時測算法更能體現實時性，因此選擇實時測算法進行計算。

4. 變動稅金

變動稅金可選擇的測算方法包括月度實際分攤法、季度實際分攤法。由于稅法規定環保稅按季繳納，并且以實際發生數繳納，為保持分攤口徑一致，采用季度數據進行分攤，因此選擇季度實際分攤法進行計算。

5. 折舊費

折舊費可選擇的測算方法包括綜合折舊費率分攤法、等效容量分攤法、工作量法、考慮基礎設施建設情況的年限平均法。考慮基礎設施建設情況的年限平均法通過年限平均計提折舊，采用年度機組折舊數與相應固定成本分攤比例的年度基礎設施建設折舊數，分攤至每天進而分攤至每度電，較為科學全面地反映了綜合折舊情況，因此選擇考慮基礎設施建設情況的年限平均法進行計算。

6. 財務費用

財務費用可選擇的測算方法包括月度實際分攤法、指數平滑法、趨勢內推法。趨勢內推法取上月歷史數據與本月截至計算當日的預算數據，在上月與本月已發生天數中平均分攤，一般情況下財務費用的實際發生額和預算額差距較小，但各月之間成本可能存在較大差異，因此選擇趨勢內推法進行計算。

7. 職工薪酬

職工薪酬可選擇的測算方法包括月度預算分攤法、年度預算分攤法。由于年底可能涉及績效獎金等的發放，需要分攤到全年進行計算，因此取年度預算數據進行每天每度電的分攤更為準確。

8. 材料費

材料費應分為變動部分和固定部分，根據不同材料項目分開核算。其中，變動材料包括消耗性費用、石灰石；固定材料為維護性費用。變動部分按機組發電量比例分攤，固定部分按機組容量分攤。采用年度預算分攤法更為科學。

9. 修理費

修理費可選測算方法包括年度預算分攤法、容量電量分攤法、修理周期分攤法。修理周期分攤法將大小修費用分攤到周期，當年其他檢修費用分攤到當年，大小修費用分別按各自周期進行分攤的計算思路較為客觀科學，因此采用修理周期分攤法進行計算。

10. 其他費用

其他費用可選測算方案包括月度預算分攤法、年度預算分攤法、趨勢內推法。運用上月實際值結合本月預算值的方法測算其他費用更為科學，因此采用兩個月的成本數據進行平滑修正，選擇趨勢內推法進行計算。

11. 固定稅金

固定稅金測算方案包括月度預算分攤法、季度實際分攤法。與變動稅金計算方法相同，將環保稅納入變動稅金范疇，因此選擇季度實際分攤法進行計算。

12. 委托運行費

委托運行費測算方案包括月度實際分攤法、趨勢內推法。趨勢內推法取上月歷史數據與本月已發生天數占比部分預算數據在上月與本月已發生天數中平均分攤，較為科學，因此采用趨勢內推法進行計算。

13. 啟動成本

對啟動成本主要考慮啟動耗油、煤、氣（燃料消耗）情況，其他支出如用電量、折損費、除鹽水量等費用一般不考慮；計算時要求給出上月的耗油實際值，和上月的啟停次數（冷、溫、熱狀態），以及單次成本數據，從而獲得啟動成本數據作為補貼申請依據，因此選擇考慮機組折損的多啟動狀態計算法進行計算。

（四） 實時成本在現貨市場競價交易中的應用

電力現貨市場采用實時競價方式進行交易，由于電力市場的實時性，實時成本成為電力市場中的競爭依據。發電企業必須明確掌握發電的實時成本，進而在若干個可供選擇的報價方案中選擇并采用一個可用較低成本投入產出最大經濟效益的方案。

邊際貢獻是銷售收入與變動成本的差額，是報價決策的重要支撐，也是電力產品競價的底線[8]。發電企業參與競價大致存在三種情形：第一，邊際貢獻為負，此時產品無法彌補自身的實時變動成本，更無法彌補實時固定成本，這種情況下不參與競價。第二，邊際貢獻為正，能夠彌補實時變動成本但不足以完全彌補實時固定成本，此時參與競價虧損，但在沒有其他更好的售電機會情況下，短期內可以考慮參與競價。第三，邊際貢獻為正，且彌補實時固定成本后仍有剩余，此時參與競價能夠盈利。

二、案例分析—以Q電廠為例

（一） Q電廠簡介

Q電廠位于西南地區某市中心城區，建設2臺490噸大型循環流化床鍋爐，配套2臺150 MW機組。本文選取該電廠2020年3月22日的相關數據進行實時成本計算。

（二） 實時成本要素計算分析

1. 燃料成本計算

利用反平衡法計算燃料成本的具體計算流程如圖1所示。

圖 1 供電標準煤耗率計算流程

首先，根據Q電廠兩臺機組最新性能試驗報告，可獲得機組150 MW、120 MW、90 MW三種負荷下的熱耗率、鍋爐效率、管道效率，因此，利用反平衡法計算出三種工況下的供電煤耗率，其中，1號機組大修后各負荷工況下發、供電煤耗計算數據匯總表如表1所示。

表 1 1號機組大修后各負荷工況下參數匯總表

其次，根據獲取數據，用反平衡法算出供電標準煤耗，如表2所示。

表 2 各負荷工況下供電標準煤耗表

再次，根據不同工況下的供電標準煤耗，使用最小二乘法進行擬合，得到工況與供電標準煤耗率擬合曲線如圖2所示。根據擬合曲線計算出該機組不同工況下的供電標準煤耗率。

圖 2 工況與供電標準煤耗率擬合曲線

最后，綜合標煤單價來源于日前經濟系統數據，從日經濟系統中取前一日實際數據作為當天參考值，為718.74元/噸。在負荷工況100%，機組功率150 MW的情況下，Q電廠燃料成本計算結果如表3所示。

表 3 燃料成本數據及計算結果表

2. 其他成本要素計算

除燃料成本以外的其他成本要素，按前述測算方案計算的Q電廠1號機組實時成本見表4。其中，變動成本根據不同機組的發電量進行分攤，固定成本根據容量占比進行分攤。由于電廠未單獨測算機組啟動相關支撐性數據，因此案例中未對啟動成本進行測算。

表 4 實時成本要素計算表

續表 4

綜合上述計算可知，Q電廠1號機組當日實時成本合計368.8937元/千千瓦時，其中變動成本合計261.7391元/千千瓦時，固定成本合計107.1546元/千千瓦時。利用同樣的方法計算2號機組，限于篇幅不再詳細列示2號機組基礎數據和具體計算過程，2號機組當日實時成本合計366.2256元/千千瓦時，其中變動成本合計263.2708元/千千瓦時，固定成本合計102.9548元/千千瓦時。

（三） 實時成本計算結果校驗分析

為校驗方案的有效性，基于實時成本計量方案及成本數據分析，本文對Q電廠的兩臺機組分別進行實時成本計算數據和成本結構準確性校驗，以及成本預售價的吻合性校驗，并基于該數據提出競價建議。

1. 成本數據準確性校驗

Q電廠2019年3月實際發電單位燃料成本為263.89元/千千瓦時。而本文計算結果為1號機組供電燃料成本為259.3811 元/千千瓦時；2號機組供電燃料成本為260.9128元/千千瓦時。計算結果與電廠實際較為相符。

2. 成本結構準確性校驗

為進一步檢驗實時成本計算的準確性，本文將1、2號機組的實時成本各要素構成比例與燃煤發電財務成本構成比例進行對比，并將1、2號機組的實時成本性態構成比例與燃煤發電財務成本性態構成比例進行對比。對比結果如圖3、圖4所示。

圖 3 成本構成比例對比圖

圖 4 成本性態構成比例對比圖

成本構成要素方面，如圖3所示，1、2號機組實時成本構成比例與燃煤發電實際平均財務成本構成比例大體一致。從以上三者的比例構成可以看出，占比最大的成本要素均為燃料成本，分別為70.3%、71.2%、68%。其他要素占比也基本一致。

成本性態構成方面，如圖4所示，1號機組變動成本占比71%，固定成本占比29%。2號機組變動成本占比72%，固定成本占比28%。燃煤發電實際平均變動成本占比69%，固定成本占比31%。按實時成本測算方案計算的結果與燃煤電廠實際平均財務成本基本一致，細微差異是由于電力現貨市場交易對成本更精細的劃分要求而產生的。

3. 成本與售價吻合性校驗

為檢驗計算結果是否符合電廠經營實際，并為電廠報價決策提供支撐，將變動成本與售電單價進行對比。1號機組變動成本合計數為261.7391元/千千瓦時，2號機組變動成本合計數為263.2708元/千千瓦時，電廠報價應高于263.7308元/千千瓦時。3月Q電廠的實際售電單價為287.49元/千千瓦時，完全彌補了各機組的邊際成本，形成了一定的邊際貢獻，本文測算的單位實時成本符合電廠的實際售電經營狀況。

4. 電力現貨市場競價建議

基于上述計算結果，電廠若參與電力現貨市場交易，須通過邊際貢獻的概念對電能產品進行定價決策分析。以1號機組為例，若最終報價＞總實時成本368.4841元/千千瓦時，企業經營將出現盈利；若報價=總成本，企業將達到收支平衡。當市場報價＜368.4841元/千千瓦時，但成交價＞變動成本271.6871元/千千瓦時，會產生一定的邊際貢獻以彌補部分固定成本支出。若成交價≤271.6871元/千千瓦時，將不能產生邊際貢獻。因此，除了實現盈利以及收支平衡外，發電企業存在兩種情況下的虧損：第一是產品的邊際貢獻為負，這時產品無法彌補自身的變動成本，更無法彌補固定成本。第二是產品能夠提供邊際貢獻但不足以彌補固定成本，這時企業應該把能否將虧損產品負擔的固定成本轉嫁作為調整報價的標準。綜上，企業需要充分考慮自身長短期經營情況虧損負擔程度，合理進行電力現貨市場競報價決策。

三、結論與建議

本文研究火力發電企業實時成本管理理論與測算方法，實現了發電負荷工況實時變化下對實時成本的測算。基于以上實時成本分析結果，本文認為測算發電廠實時成本對發電廠參與現貨市場報價具有重大意義，因此為做好實時成本測算與管理，提升競價能力，提出以下建議：

（一） 規范成本數據源采集范圍與采集方式

按照實時成本測算所需成本數據源，對發電企業成本數據測算進行規范化管理，統一劃定所需成本數據范圍，確立科學高效的成本數據采集方法，通過增加監測點等方法，針對冷、溫、熱不同啟動狀態下的啟動成本設立專門的監測渠道，對機組的各種不同工況實現全覆蓋；對發電耗煤單價的取值進行規范，根據不同電廠燃煤特點實際情況進行管理；對折舊費用的最終確定方法進行可選對比。保證成本數據源與成本采集方法的時效性、簡便性、規范性、科學性，最終實現實時成本的精準測算與精準管理。

（二） 深化企業成本信息化及成本歸集管理

參與電力現貨市場要求企業必須以實時的成本數據作為競報價基礎，基于實時成本測算模型的數據要求，保障數據的全面性、及時性、準確性、科學性，充分利用企業現有成本管理信息化系統，科學進行成本數據的歸集與使用工作。對于成本測算中所需的但目前未形成統一規范化采集的成本項目進行補充完善，建立企業一體化整合系統基礎上的實時成本數據采集系統，提供充分的實時成本測算基礎。

（三） 夯實成本項目與實時成本測算數據基礎

由于火電企業基本實現了信息化管理，如財務、物資、生產等系統，因此測算模型所涉及到的部分基礎數據的搜集較為容易。但是，為測算企業實時成本仍有部分數據需要新增，如不同負荷下的氣耗數據、不同啟動工況下的啟動成本測算等，對于這一部分空缺數據，企業應加以重視，根據職責分工要求相關部門配合做好測算和記錄工作，進而為實時成本測算提供良好基礎。

綜上所述，發電企業對實時成本的關注與管理方式的探索，對其參與電力現貨市場、進行競價決策意義重大，然而，這種邊際成本定價機制本質上是一種短期產量決策機制，將其持續不變地作為電力現貨市場產量決策機制時就難免出問題，欠缺對于長期投資和固定成本回收的考慮和關注。基于此，發電企業要想獲得長足的可持續發展，規避市場風險，需要在考慮以上策略建議的同時，密切關注自身長期固定成本與經營情況，進而避免現貨市場的低電價給發電企業帶來嚴重后果，促進發電行業和電力市場整體的健康有序發展。