电力现货市场下火电企业实时成本研究

陈 涛，任廷林，宋晓华

（1. 贵州乌江水电开发有限责任公司，贵州 乌江550002；2. 华北电力大学 经济与管理学院，北京 102206）

为解决我国电力资源配置效率较低等制约电力可持续发展的重大战略性问题，2015年3月，国务院发布《进一步深化电力体制改革的若干意见》，新一轮电力改革由此展开，逐步确立以中长期交易降低风险，同时通过现货交易集中优化配置电力资源、体现真实价格信号的电力市场体系。电力现货市场交易是电力市场体系建设的核心环节，2017年9月，国家发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，要求市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。2019年6月，八个地区作为第一批电力现货市场建设试点进入试运行阶段，目前正式运行。

电力现货交易模式对发电企业管理提出了更高要求。在现货市场中，发电企业需按每小时、每半小时甚至每十五分钟，根据发电机组和参数响应能力进行报价。已有试点市场明确要求发电企业按照各类机组发电实时进行成本测算，使实时成本测算能科学适用于电力现货市场报价与运行管理环节。与普通商品相比，电力商品在实际交割时具有显著不同的特性，一是电以光速传送，发、输、配、用瞬时同步完成，因此电力交割必须时刻保持供需平衡；二是必须符合电力系统的物理运行规律，时刻满足电网安全约束。全新的市场环境对发电企业成本管理提出全新挑战，实时成本管理水平成为发电企业现货市场有效竞争的重要基础。[1]基于此，本文构建火力发电企业实时成本管理理论框架，优选实时成本测算分析方法[2][3][4]，并针对案例进行测算研究，为火力发电企业参与电力现货市场提供借鉴。

一、发电厂实时成本构成及测算方法选择

（一） 实时成本概念

实时成本是机组某负荷下单位时段内所消耗的成本，是生产经营活动中成本发生时的实际金额，它突破了传统财务会计的成本界限，在时间上不基于过去，而是现在和未来。实时成本的具体数据来源于实时监测，因此它具备极高的实时性和动态性。实时性表现在成本测算的时间范畴包括每日、每小时、每15分钟，甚至每1分钟，精确测算实时生产成本数据。动态性则表现在实时成本分析结果可以反映企业不同生产能力下的变动成本水平、不同情况下的生产效率以及各生产指标对成本影响的敏感性。

（二） 实时成本性态划分与要素构成

依据成本性态及电力现货市场对实时成本的划分，火电厂发电实时成本主要由变动成本（包括燃料费、外购动力费、水费等）、固定成本（包括折旧费、财务费用、职工薪酬、材料费、修理费、环保税、委托运行费、其他费用等）、启动成本三大类构成。[5]

实时成本中占比最大的成本要素是燃料成本，即燃煤发电中用于发电而购入的燃料费用，由供电标准煤耗率乘以综合标煤单价计算得到。此外，在固定成本中占比最大的折旧费，即根据企业的固定资产原值，剔除不提折旧的固定资产因素，按照规定的残值率和折旧方法计算提取的折旧费用。基于火力发电特性，启动成本也是火电实时成本中较为重要的组成部分。[6]启动成本是指火电机组启动时汽轮机暖管、锅炉加热加压需要消耗能量产生的成本，包括冷温热状态下的消耗燃料费用和机组折损费用，其大小由机组的类型、容量、燃料、外购电能费用以及启动时间的长短等主要因素决定。当电网因调峰需要导致机组停运时，电厂可以根据停机情况获取启动成本补贴，补贴额按停机次数确定；但由电厂检修、非正常停机导致的启动成本，无法获得补贴。

在电厂成本分类的基础上精细化划分各成本，最终实时成本计算思路为：按不同机组，将各成本分摊到一个小时，以元/千千瓦时为单位，分别计算单位固定成本、单位变动成本、单位启动成本。单位实时成本基本模型如下：

单位实时成本=单位固定成本+单位变动成本+未补贴的单位启动成本

（三） 实时成本要素测算方法选择

基于上述实时成本基本模型，依据实时成本构成要素的不同特性，对比多种计算方法，选择最优测算方案，各成本要素测算方法具体如下：

1. 燃料成本

燃料成本由供电标准煤耗率乘综合标煤单价获得。供电标准煤耗率可供选择的测算方案包括正平衡法、反平衡法。[7]正平衡法计算比较简单，但受实时数据采集精度影响，计算出的结果精度和稳定性不理想。反平衡法较正平衡法精度较高，计算结果更精确且数据更易获得，因此选择反平衡法进行计算。

综合标煤单价可选择的获取方法包括加权法、日前参考值法、月均参考值法。加权法数据不易获取，日前参考值法取日经济系统中数据，更有实时性。月均参考值法实时性不强，因此选择日前参考值法进行计算。

日前参考值法，即从日经济系统中取前一日的综合标煤实际价格，作为当天参考值。

2. 外购动力费

外购动力费可选择的测算方案包括月度预算分摊法、趋势内推法。月度预算分摊法采取外购电力费本月预算值分摊到每天后再分摊到每度电。趋势内推法采取上月历史数据与本月已发生天数占比部分的预算数据，在上月与本月已发生天数中平均分摊。因外购动力费占比较小，月度之间的数据有一定差别，采用趋势内推法可以利用上月外购动力费和本月预算值进行平滑修正，因此选择趋势内推法进行计算。

3. 水费

水费可选择的测算方案包括月度预算均摊法、实时测算法。月度预算均摊法采取水费本月预算值分摊到每天后再分摊到每度电。实时测算法取单位时段内实时耗水量和单位时段内供电量，进行每度电的分摊。实时测算法更能体现实时性，因此选择实时测算法进行计算。

4. 变动税金

变动税金可选择的测算方法包括月度实际分摊法、季度实际分摊法。由于税法规定环保税按季缴纳，并且以实际发生数缴纳，为保持分摊口径一致，采用季度数据进行分摊，因此选择季度实际分摊法进行计算。

5. 折旧费

折旧费可选择的测算方法包括综合折旧费率分摊法、等效容量分摊法、工作量法、考虑基础设施建设情况的年限平均法。考虑基础设施建设情况的年限平均法通过年限平均计提折旧，采用年度机组折旧数与相应固定成本分摊比例的年度基础设施建设折旧数，分摊至每天进而分摊至每度电，较为科学全面地反映了综合折旧情况，因此选择考虑基础设施建设情况的年限平均法进行计算。

6. 财务费用

财务费用可选择的测算方法包括月度实际分摊法、指数平滑法、趋势内推法。趋势内推法取上月历史数据与本月截至计算当日的预算数据，在上月与本月已发生天数中平均分摊，一般情况下财务费用的实际发生额和预算额差距较小，但各月之间成本可能存在较大差异，因此选择趋势内推法进行计算。

7. 职工薪酬

职工薪酬可选择的测算方法包括月度预算分摊法、年度预算分摊法。由于年底可能涉及绩效奖金等的发放，需要分摊到全年进行计算，因此取年度预算数据进行每天每度电的分摊更为准确。

8. 材料费

材料费应分为变动部分和固定部分，根据不同材料项目分开核算。其中，变动材料包括消耗性费用、石灰石；固定材料为维护性费用。变动部分按机组发电量比例分摊，固定部分按机组容量分摊。采用年度预算分摊法更为科学。

9. 修理费

修理费可选测算方法包括年度预算分摊法、容量电量分摊法、修理周期分摊法。修理周期分摊法将大小修费用分摊到周期，当年其他检修费用分摊到当年，大小修费用分别按各自周期进行分摊的计算思路较为客观科学，因此采用修理周期分摊法进行计算。

10. 其他费用

其他费用可选测算方案包括月度预算分摊法、年度预算分摊法、趋势内推法。运用上月实际值结合本月预算值的方法测算其他费用更为科学，因此采用两个月的成本数据进行平滑修正，选择趋势内推法进行计算。

11. 固定税金

固定税金测算方案包括月度预算分摊法、季度实际分摊法。与变动税金计算方法相同，将环保税纳入变动税金范畴，因此选择季度实际分摊法进行计算。

12. 委托运行费

委托运行费测算方案包括月度实际分摊法、趋势内推法。趋势内推法取上月历史数据与本月已发生天数占比部分预算数据在上月与本月已发生天数中平均分摊，较为科学，因此采用趋势内推法进行计算。

13. 启动成本

对启动成本主要考虑启动耗油、煤、气（燃料消耗）情况，其他支出如用电量、折损费、除盐水量等费用一般不考虑；计算时要求给出上月的耗油实际值，和上月的启停次数（冷、温、热状态），以及单次成本数据，从而获得启动成本数据作为补贴申请依据，因此选择考虑机组折损的多启动状态计算法进行计算。

（四） 实时成本在现货市场竞价交易中的应用

电力现货市场采用实时竞价方式进行交易，由于电力市场的实时性，实时成本成为电力市场中的竞争依据。发电企业必须明确掌握发电的实时成本，进而在若干个可供选择的报价方案中选择并采用一个可用较低成本投入产出最大经济效益的方案。

边际贡献是销售收入与变动成本的差额，是报价决策的重要支撑，也是电力产品竞价的底线[8]。发电企业参与竞价大致存在三种情形：第一，边际贡献为负，此时产品无法弥补自身的实时变动成本，更无法弥补实时固定成本，这种情况下不参与竞价。第二，边际贡献为正，能够弥补实时变动成本但不足以完全弥补实时固定成本，此时参与竞价亏损，但在没有其他更好的售电机会情况下，短期内可以考虑参与竞价。第三，边际贡献为正，且弥补实时固定成本后仍有剩余，此时参与竞价能够盈利。

二、案例分析—以Q电厂为例

（一） Q电厂简介

Q电厂位于西南地区某市中心城区，建设2台490吨大型循环流化床锅炉，配套2台150 MW机组。本文选取该电厂2020年3月22日的相关数据进行实时成本计算。

（二） 实时成本要素计算分析

1. 燃料成本计算

利用反平衡法计算燃料成本的具体计算流程如图1所示。

图 1 供电标准煤耗率计算流程

首先，根据Q电厂两台机组最新性能试验报告，可获得机组150 MW、120 MW、90 MW三种负荷下的热耗率、锅炉效率、管道效率，因此，利用反平衡法计算出三种工况下的供电煤耗率，其中，1号机组大修后各负荷工况下发、供电煤耗计算数据汇总表如表1所示。

表 1 1号机组大修后各负荷工况下参数汇总表

其次，根据获取数据，用反平衡法算出供电标准煤耗，如表2所示。

表 2 各负荷工况下供电标准煤耗表

再次，根据不同工况下的供电标准煤耗，使用最小二乘法进行拟合，得到工况与供电标准煤耗率拟合曲线如图2所示。根据拟合曲线计算出该机组不同工况下的供电标准煤耗率。

图 2 工况与供电标准煤耗率拟合曲线

最后，综合标煤单价来源于日前经济系统数据，从日经济系统中取前一日实际数据作为当天参考值，为718.74元/吨。在负荷工况100%，机组功率150 MW的情况下，Q电厂燃料成本计算结果如表3所示。

表 3 燃料成本数据及计算结果表

2. 其他成本要素计算

除燃料成本以外的其他成本要素，按前述测算方案计算的Q电厂1号机组实时成本见表4。其中，变动成本根据不同机组的发电量进行分摊，固定成本根据容量占比进行分摊。由于电厂未单独测算机组启动相关支撑性数据，因此案例中未对启动成本进行测算。

表 4 实时成本要素计算表

续表 4

综合上述计算可知，Q电厂1号机组当日实时成本合计368.8937元/千千瓦时，其中变动成本合计261.7391元/千千瓦时，固定成本合计107.1546元/千千瓦时。利用同样的方法计算2号机组，限于篇幅不再详细列示2号机组基础数据和具体计算过程，2号机组当日实时成本合计366.2256元/千千瓦时，其中变动成本合计263.2708元/千千瓦时，固定成本合计102.9548元/千千瓦时。

（三） 实时成本计算结果校验分析

为校验方案的有效性，基于实时成本计量方案及成本数据分析，本文对Q电厂的两台机组分别进行实时成本计算数据和成本结构准确性校验，以及成本预售价的吻合性校验，并基于该数据提出竞价建议。

1. 成本数据准确性校验

Q电厂2019年3月实际发电单位燃料成本为263.89元/千千瓦时。而本文计算结果为1号机组供电燃料成本为259.3811 元/千千瓦时；2号机组供电燃料成本为260.9128元/千千瓦时。计算结果与电厂实际较为相符。

2. 成本结构准确性校验

为进一步检验实时成本计算的准确性，本文将1、2号机组的实时成本各要素构成比例与燃煤发电财务成本构成比例进行对比，并将1、2号机组的实时成本性态构成比例与燃煤发电财务成本性态构成比例进行对比。对比结果如图3、图4所示。

图 3 成本构成比例对比图

图 4 成本性态构成比例对比图

成本构成要素方面，如图3所示，1、2号机组实时成本构成比例与燃煤发电实际平均财务成本构成比例大体一致。从以上三者的比例构成可以看出，占比最大的成本要素均为燃料成本，分别为70.3%、71.2%、68%。其他要素占比也基本一致。

成本性态构成方面，如图4所示，1号机组变动成本占比71%，固定成本占比29%。2号机组变动成本占比72%，固定成本占比28%。燃煤发电实际平均变动成本占比69%，固定成本占比31%。按实时成本测算方案计算的结果与燃煤电厂实际平均财务成本基本一致，细微差异是由于电力现货市场交易对成本更精细的划分要求而产生的。

3. 成本与售价吻合性校验

为检验计算结果是否符合电厂经营实际，并为电厂报价决策提供支撑，将变动成本与售电单价进行对比。1号机组变动成本合计数为261.7391元/千千瓦时，2号机组变动成本合计数为263.2708元/千千瓦时，电厂报价应高于263.7308元/千千瓦时。3月Q电厂的实际售电单价为287.49元/千千瓦时，完全弥补了各机组的边际成本，形成了一定的边际贡献，本文测算的单位实时成本符合电厂的实际售电经营状况。

4. 电力现货市场竞价建议

基于上述计算结果，电厂若参与电力现货市场交易，须通过边际贡献的概念对电能产品进行定价决策分析。以1号机组为例，若最终报价＞总实时成本368.4841元/千千瓦时，企业经营将出现盈利；若报价=总成本，企业将达到收支平衡。当市场报价＜368.4841元/千千瓦时，但成交价＞变动成本271.6871元/千千瓦时，会产生一定的边际贡献以弥补部分固定成本支出。若成交价≤271.6871元/千千瓦时，将不能产生边际贡献。因此，除了实现盈利以及收支平衡外，发电企业存在两种情况下的亏损：第一是产品的边际贡献为负，这时产品无法弥补自身的变动成本，更无法弥补固定成本。第二是产品能够提供边际贡献但不足以弥补固定成本，这时企业应该把能否将亏损产品负担的固定成本转嫁作为调整报价的标准。综上，企业需要充分考虑自身长短期经营情况亏损负担程度，合理进行电力现货市场竞报价决策。

三、结论与建议

本文研究火力发电企业实时成本管理理论与测算方法，实现了发电负荷工况实时变化下对实时成本的测算。基于以上实时成本分析结果，本文认为测算发电厂实时成本对发电厂参与现货市场报价具有重大意义，因此为做好实时成本测算与管理，提升竞价能力，提出以下建议：

（一） 规范成本数据源采集范围与采集方式

按照实时成本测算所需成本数据源，对发电企业成本数据测算进行规范化管理，统一划定所需成本数据范围，确立科学高效的成本数据采集方法，通过增加监测点等方法，针对冷、温、热不同启动状态下的启动成本设立专门的监测渠道，对机组的各种不同工况实现全覆盖；对发电耗煤单价的取值进行规范，根据不同电厂燃煤特点实际情况进行管理；对折旧费用的最终确定方法进行可选对比。保证成本数据源与成本采集方法的时效性、简便性、规范性、科学性，最终实现实时成本的精准测算与精准管理。

（二） 深化企业成本信息化及成本归集管理

参与电力现货市场要求企业必须以实时的成本数据作为竞报价基础，基于实时成本测算模型的数据要求，保障数据的全面性、及时性、准确性、科学性，充分利用企业现有成本管理信息化系统，科学进行成本数据的归集与使用工作。对于成本测算中所需的但目前未形成统一规范化采集的成本项目进行补充完善，建立企业一体化整合系统基础上的实时成本数据采集系统，提供充分的实时成本测算基础。

（三） 夯实成本项目与实时成本测算数据基础

由于火电企业基本实现了信息化管理，如财务、物资、生产等系统，因此测算模型所涉及到的部分基础数据的搜集较为容易。但是，为测算企业实时成本仍有部分数据需要新增，如不同负荷下的气耗数据、不同启动工况下的启动成本测算等，对于这一部分空缺数据，企业应加以重视，根据职责分工要求相关部门配合做好测算和记录工作，进而为实时成本测算提供良好基础。

综上所述，发电企业对实时成本的关注与管理方式的探索，对其参与电力现货市场、进行竞价决策意义重大，然而，这种边际成本定价机制本质上是一种短期产量决策机制，将其持续不变地作为电力现货市场产量决策机制时就难免出问题，欠缺对于长期投资和固定成本回收的考虑和关注。基于此，发电企业要想获得长足的可持续发展，规避市场风险，需要在考虑以上策略建议的同时，密切关注自身长期固定成本与经营情况，进而避免现货市场的低电价给发电企业带来严重后果，促进发电行业和电力市场整体的健康有序发展。