电力现货市场中的发电成本核算方法研究

王帮灿，吴滇宁，邢玉辉，丁文娇，张枫，丛野

（1. 昆明电力交易中心有限责任公司，昆明 650011； 2. 华北电力大学电气与电子工程学院，北京 102206）

0 前言

竞争性电力现货市场建立后，发电价格由市场竞争形成，调度交易中心依据各发电机组报价，在满足各种网络约束的前提下，以总成本最低为目标安排各机组出力并确定发电价格[1]。但是为确保在部分机组具备市场力时，市场竞争仍能有序开展，同时也为了评估各市场竞争主体报价的合理性，调度交易中心仍需掌握发电机组的成本信息。国内多位学者对机组的发电成本核算方法进行了研究[2-6]，但大多站在发电厂商的角度，与发电厂的报价策略相结合，为发电厂如何合理控制成本、提高生产效益提出建议，而关于国外发电成本核算研究的文献较少。因此，研究国外典型电力市场的发电成本核算机制，分析不同电力市场模式下成本核算方法的适用性，可以为我国现货市场的发电侧成本核算带来宝贵的实践经验。

1 美国PJM电力市场

为保障PJM 电力市场的安全可靠运行，进一步提升电网规划水平，满足电力审计要求，PJM 出版了成本核算手册，作为市场参与者和监管机构的实施细则[7]。成本核算手册规定了发电商需要提交的成本信息，从而科学、合理地得出基于成本的发电报价，为预防市场卖方滥用市场力提供了有力保障。

为准确衡量不同机组的发电成本，形成合理有效的成本报价，PJM 要求发电商提交燃料成本细则，并每年更新，确保其能够准确反映机组发电生产过程中的燃料成本，可再生能源发电商还需要在燃料成本细则中体现可再生能源配额及生产税收抵免等政策补贴。PJM 严格审核各发电商的燃料成本细则，保证发电商计算的燃料成本不会产生市场力，审核通过后，发电商可根据细则制定成本报价。此外，对于取得二氧化碳、二氧化硫及氮氧化物排放配额指标的机组需要提交排放细则，排放细则中发电商需对排放成本的估计方法做出说明并给出算例，每年更新一次。

在发电商提交完整的成本计算细则并通过审核后，即可得出符合机组生产特性的发电成本。按照机组的不同生产阶段，PJM 将发电成本划分为启动成本、空载成本与增量成本三部分。下面对这三部分成本要素做具体介绍。

1.1 启动成本

启动成本发生在机组的启动过程，用来衡量机组从停机状态到并网断路器合闸期间产生的成本。PJM 规定机组的启动成本由启动燃料成本、厂用电成本、启动维护成本构成，若启动过程要求高于日常的电站人员配备，还需要额外的劳务费用，计算式如下：

式中：Cstart为机组的启动成本；Csfc为启动燃料成本；Cpc为厂用电成本；VOMs为启动维护附加费；La为启动过程产生的附加人工劳务费。启动燃料成本和厂用电成本的计算方法为：

式中：Fftts为启动燃料消耗量，反应本次启动过程的燃料消耗，不计机组正常运行情况下的加热及辅助设备所需燃料；PF为性能系数，表示机组实际燃料消耗与理论值之比，反映了由于机组寿命缩短、改装、燃料特性变化、环境条件等因素对燃料燃烧过程产生的影响；Pc为厂用电量；Rpc表示厂用电费率，取PJM 每12 个月的非峰荷时段电价平均值，PJM 每季度更新一次；TFRC为总燃料成本，由各发电商的燃料成本细则确定。PJM 规定总燃料成本的统一计算式如下：

式中：Cf表示燃料购买成本，一般取燃料购买合约价格或现货价格；CSO2、CCO2、CNOx分别表示二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物的排放成本；Crf表示其他燃料相关成本，如燃料运输设备的租赁费、燃料处理费、其他排污费等；VOM表示可变运维成本。

式（1）-（4）表示所有类型机组启动成本核算的一般方法，火电机组、燃气机组、柴油机组的启动成本基本如上四式，火电机组需根据不同启动工况（热态启动、温态启动、冷态启动）分别核算；核电机组的启动成本计算方式与火电机组类似，也根据停机时长分为热态、稳态、冷态三种工况，但总燃料成本的计算方法有别于式（4）：

式中：TFRCnucl为核电机组的总燃料成本，Cfn为核燃料消耗、再处理成本以及核电站中运行辅助设施产生的燃料成本，VOM为核电机组的可变运维成本。之后按式（1）计算启动成本。

由于水电站所需人员较少，不计人员劳务费，径流式水电机组无燃料成本，抽水蓄能机组的抽水成本虽可视为燃料成本，但不计入启动成本计算中，因此水电机组的启动成本仅由厂用电成本、启动维护成本两部分构成。风电机组的启动成本仅计及厂用电费；太阳能发电机组和储能资源无启动燃料成本，只计及运维成本及人员劳务费。

1.2 空载成本

空载成本衡量机组在同步转速下维持零净输出的成本，空载燃料成本的初步计算式为：

式中：C0表示机组的空载成本（$/小时），F0表示空载燃料消耗量，PF表示机组性能系数，TFRC表示总燃料成本，仍按照式（4）计算。由于发电机组无法在空载状态下稳定运行，空载燃料消耗量取机组热耗量曲线上输出功率为零的函数值，热耗量曲线又称机组的输入-输出函数，表示机组每小时所消耗的燃料热量，拟合后为二次函数形式。在已准确测定机组热耗量曲线的前提下，发电商可根据回归分析法计算机组出力为零时的燃料消耗，即空载燃料消耗量F0。

由于空载成本决定了机组报价曲线的起点，若无法保证机组报价曲线单调递增，发电商也可对空载成本做适当修正，PJM 规定空载成本调整后机组边际成本报价曲线（即增量成本曲线）上出力最低两个报价点之间增量成本的最大差额不能超过1$/MWh。

一般在机组的最小出力处调整空载成本：

式中：Fmin表示最小出力时机组的燃料消耗量；Cimin表示最小出力时的增量成本，为机组边际成本报价曲线在最小出力处的取值；Pmin表示机组的最小出力。

火电机组、燃气机组、柴油机组、核电机组在分别参照式（4）（5）计算总燃料成本的基础上，可直接按照式（6）（7）计算空载成本；水电、风电、光伏、储能资源不计空载成本。

1.3增量成本

增量成本反映机组出力大于最小出力时，发电成本对出力的微增率，可由机组的热耗微增率经过计算得到。热耗微增率为输入-输出曲线的斜率：

式中：IHr表示热耗微增率，为机组输入的燃料热量HIh对出力OPn的一阶导数。则机组的增量成本为：

式中：Cincre为机组的增量成本（$/MWh）；IHr为增热耗微增率；PF为性能系数；TFRC为总燃料成本，VOM为可变运维成本。

火电机组、燃气机组、柴油机组、核电机组可绘制对应燃料的输入-输出曲线，因此可以采用上述方法确定增量成本。径流式水电、风电、光伏、储能资源无增量成本。对于抽水蓄能机组，将抽水成本看作燃料成本，取抽蓄综合效率的倒数为性能系数PF，则抽水蓄能机组的总燃料成本为：

式中：TFRCpump为抽水蓄能机组的总燃料成本，LMP为抽蓄机组所在节点边际电价，Ppump为抽水耗电量，VOM为可变运维成本。

2美国德州电力市场

德州电力可靠性委员会（Electric Reliability Council of Texas,ERCOT）通过可验证成本手册规定了发电机组的成本核算方法[8]。手册中详细界定了机组发电成本所包含的成本要素、发电商需要向ERCOT 提交的成本信息、ERCOT 成本信息的审批流程等。在单一电能量市场模式下，ERCOT进行成本核算的目的是计算发电机组的各项报价限额，避免电价过高对社会产生不良影响，同时为机组报价提供合理参考，确保发电报价的真实可靠。

为了准确、完整地反映机组运行时产生的成本，ERCOT 将机组的发电生产过程以最小出力为基准划分为三个阶段，分别是机组出力低于最小出力、恰为最小出力及超过最小出力，每一阶段的发电成本均包含燃料成本及运维成本两部分。燃料成本由燃料价格及燃料消耗量确定，运维成本为机组在发电时产生的所有非燃料边际成本。

ERCOT要求发电商提交燃料购买价格的相关信息，如现货价格或合约价格，以及机组的燃料消耗量数据，包括启动燃料消耗量、最小出力燃料消耗量和根据输入-输出曲线计算的燃料消耗量，以及各种不同类型燃料消耗百分比，并注明机组的燃料消耗量是否因季节性因素变化，ERCOT 根据发电商提交并审核通过的信息计算燃料成本；发电商还需提交运维成本的计算方法、维护记录和分摊规则，机组的排放成本，以及部分机组参数，如最大最小出力等信息以备核查。

2.1启动成本

与PJM市场相同，ERCOT也需要单独计算不同工况（热态启动、稳态启动、冷态启动）下的启动成本。如前所述，启动成本由燃料成本和运维成本组成：

式中：Cstart表示机组的启动成本；Csfc表示启动燃料成本；VOMs表示运维成本。

ERCOT将启动燃料消耗量定义为机组本次启动过程从点火到最小出力、以及前次停机过程的燃料消耗量，同时计及辅助锅炉和辅助设备的燃料消耗，但不包含机组正常运行情况下的供热燃料。未经修正的初始启动燃料消耗量为：

式中：Ft为初始启动燃料消耗量，Fsbc为启动过程中机组从点火到并网断路器合闸的燃料消耗量、Flsl为从断路器合闸到最小出力的燃料消耗量、Fsd为前次停机过程从并网断路器断开到停机燃料消耗量之和。

一般情况下，机组的启动燃料消耗量应根据历史值统计计算，发电商应向ERCOT 提交燃料消耗量的历史数据、算数平均值及当前运行时段采用的启动燃料耗量。若无历史数据，也可采用机组生产厂家的建议值，或在ERCOT 的批准下取试验值。

当机组提供可靠性机组组合服务时，为补偿机组额外消耗燃料产生的燃料运输及购买成本，用补偿系数VOXR修正初始启动燃料消耗量Ft：

式中：Fa为修正启动燃料消耗量，补偿系数VOXR取机组的燃料附加费与平均燃料价格指数之比。燃料附加费可由发电商自行上报并交由ERCOT 审核，也可取ERCOT的默认值：燃煤机组的默认燃料附加费为1.10$/MMBtu、其他类型机组为0.50$/MMBtu。

在此基础上，可计算启动燃料成本：

式（14）表示机组燃烧多种燃料时启动燃料成本的计算方法。其中：Cgs表示启动过程消耗的天然气百分比；FIP表示天然气价格指数；Cos表示启动过程消耗的燃油百分比；FOP表示燃油价格指数；Css表示启动过程消耗的固体燃料百分比；SFP表示固体燃料价格指数。

维护成本的计算式如下：

VOMs表示机组启动产生的运维成本，均为可变成本，IOMslsl表示机组在从启动到最小出力过程中产生的边际运维成本，IOMbos表示机组前次停机过程中产生的边际运维成本。VSECs为启动排放成本，计算方法为：

式中：Fa为修正后的启动燃料消耗量，ERi为燃烧单位燃料某种污染物的排放量，ERCOT校核时取机组上报给德州环境质量委员会核算历史数据的年平均值，ERIi为该污染物的排放价格，其中二氧化硫和氮氧化物的排放价格由ERCOT定期公布的月度平均价格指数决定。

2.2最小出力成本

最小出力成本表示机组出力恰为最小技术出力时产生的成本，同样由燃料成本和运维成本两部分构成：

式中：Cmin表示机组的最小出力成本；Cminfc为最小出力时的燃料成本；VOMmin表示最小出力时的可变运维成本。

最小出力燃料成本的计算式如下：式 中：Cgs、Cos、Css分 别 表 示 最 小 出 力时机组燃烧天然气、燃油、固体燃料的百分比，FIP、FOP、SFP为各自的价格指数（$/MMBtu），Hr为最小出力处的热耗率，若机组进行了可靠性机组组合，需对热耗率进行修正。在德州市场中，热耗率又称平均热耗率，由机组的输入-输出曲线直接导出。输入-输出曲线必须包括最小和最大负荷点，且至少含有两个中间点。通过拟合求得输入-输出曲线的函数表达式，表达式一般为最高次项不为零的三次函数形式。热耗率为输入机组的燃料热量与机组出力的比值，即：

式中：Hr为机组热耗率，HIh为输入机组的燃料热量（MMBtu），OPn为机组的发电功率（MW）。不同运行点下的热耗率值构成了机组热耗率曲线，输入-输出曲线、热耗率的数据及函数表达式均应按要求提交给ERCOT 以备核查。

VOMmin为可变运维成本，按下式计算：

式中：IOMmin为机组在最小出力时的可变运维成本；VSECmin为最小出力排放成本，按式（21）进行计算：

此时，提供可靠性机组组合的机组不需对热耗率进行修正。

当机组出力高于最小出力时，同样按照式（17）-（21）所述方法计算发电成本，这里不再赘述。

2.3成本报价上限计算

除了规范机组成本计算方法、完善成本监管流程外，ERCOT 进行成本核算的一个重要目标是计算机组的成本报价上限。ERCOT仅对机组的启动报价和最小出力报价设置上限，报价最大值为燃油、燃气机组发电成本的对应部分。

启动报价上限Cstartcap为：

启动燃料成本的计算方法变化为：

式（23）中不包含固体燃料发电机组的燃料成本，因此用发电成本较高的燃油和燃气机组的启动成本作为启动报价上限。式（22）中的其他成本计算与2.1节所用方法相同。

类似地，最小出力报价上限Cmincap为：最小出力燃料成本的计算方法变化为：

值得注意的是，上述成本核算方法主要适用于火电机组，ERCOT并未制定风电等可再生能源机组的成本计算方法。事实上，由于燃料成本为零，可再生能源的可变成本主要由运维成本决定。在电力市场实际运营中，可再生能源机组往往报价极低，甚至报零价或负价，从而提高上网电量，获取数额可观的生产税抵扣[9]。

在英国电力市场，约97%的电力交易通过双边合同实现，监管机构不对这部分电力交易进行发电成本分析，依靠自调度的方式实现电力供需平衡及社会福利最大化。剩余3%的电力在平衡市场上交易，为避免不平衡电量结算价格过高，英国天然气与电力市场办公室规定采用发电边际成本进行不平衡结算，即使用系统边际价格作为平衡市场上的结算电价。另一方面，为促进可再生能源发展、加快低碳化进程，英国政府与可再生能源发电商签订差价合约，发电商按照合同规定的执行价格与市场参考价格获得差价支付。为不同类型可再生能源机组制定合理的执行价格是差价合约的重要内容，英国竞争与市场管理局（Com petition and M arkets Authority，CMA）以发电技术的平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）作为执行价格，CMA 同时制定了市场力检测的成本核算方法。

2.4平准化度电成本

平准化度电成本用于估计不同类型发电技术的平均成本，是机组运行年限内的总成本与机组装机容量或预计产生的总电量之比。平准化度电成本只反映发电成本，不包含系统平衡和电网投资等产生的费用。发电量用净发电量表示，即总发电量扣除网损后的计算结果。在计算平准化度电成本前，CMA 需要收集机组的投资成本、运营成本、碳排放成本和机组部分参数，包括机组容量、预期可用性、效率和负荷系数等。

首先计算总成本：

式中：TCO为机组运行年限内的总预期成本；Ccapex为投资成本，包括前期开发成本、建设成本及基础设施成本等；Copex为运营成本，包括机组的固定运营成本和可变运营成本，其中可变运营成本包括保险费、并网成本、二氧化碳排放成本、燃料成本等。

计算总成本及总发电量的净现值：

式中：NPVC、NVPE分别为机组运行年限内的总预期成本及预期发电量的净现值；N表示机组的运行时长，NEG 为每个运行时段的发电量；dr 为贴现率。

对于调峰机组（如开式循环燃气轮机、联合循环发电机组等），出力随需求快速变化，其平准化成本采用分摊到装机容量的方式进行计算。以这种方式计算时，只考虑机组运营前的资金投入和运营期间产生的固定成本，而不计燃料成本、碳排放成本及其他可变成本的影响。除作为差价合约执行价格的参考外，平准化度电成本还可用于比较不同发电技术的经济性，从而合理安排某一地区的机组组合。

2.5用于市场力判断的成本核算

在英国电力市场中，CMA 负责调查发电侧的市场力情况，通过简化市场竞争场景，在相对简单的市场环境下评估市场中是否有市场参与者滥用市场力、操控市场价格的行为。如果在这一前提下，不存在市场力操纵现货价格的行为，则可以认定真实的现货市场中也不存在市场力。

CMA 对市场做出了如下假设：市场中没有远期交易，且不考虑输电阻塞，全部电量仅通过现货市场以相同价格交易。设各机组的可用容量为给定值，启动成本为零，最小运行出力为零，机组无爬坡速率、最小上升时间等动态约束，各机组的竞价策略已知。燃料的价格取现货价格或平均季度价格，输电损耗占总发电量的1%，电力需求为已知，且需求对价格完全无弹性。

做出假设后，CMA 需要收集数据以完成市场仿真，包括机组的效率和装机容量、碳排放价格、机组的运维成本等。机组的运维成本由公开数据估算得出，包括固定运维费用、可变运维费用、保险费、并网费等。CMA 通过以下三个步骤进行市场力分析：

1）确定电力供应曲线：根据各发电机组提交的报价信息，按照边际成本递增的顺序形成发电侧的电力供应曲线。

2）确定市场竞争价格：市场竞争价格即电力供需曲线交点所确定的边际机组报价。某一时刻的电力需求数据由Elexon 提供，并且不考虑需求侧响应。

3）确定机组最优策略：机组的最优策略指为使自身利润最大化，机组可能保留部分发电容量、减少电力供应，从而抬高市场价格的行为。CMA 根据机组的边际成本数据，分析其可能采用的策略，从而判断机组是否会存在使用市场力、影响市场结果的可能性。

3国外成本核算机制总结

国外电力现货市场实践中对发电成本的核算通常都包含燃料成本、运维成本等机组发电时产生的成本分量，以可变成本作为机组报价及市场力检测的依据。英国电力市场通过简化的市场仿真判断机组是否存在使用市场力、保留可用容量的可能性，也可以作为一种判别思路运用到实践中。国外典型电力市场成本核算机制的不同点主要体现在燃料成本的计算、机组输入-输出曲线的相关规定等几方面，下面进行具体分析：

燃料成本：燃料成本作为机组边际成本的重要组成部分，制定合理的计算方式意义重大。PJM和ERCOT 中燃料成本均包括燃料购置、运输、处理成本等，并通过机组的输入-输出曲线得出机组的燃料消耗量。德州规定燃料价格取价格指数，PJM 的燃料价格为燃料成交价，即现货价格或合同价格，相对更加全面地反映燃料的真实成本，具有一定的参考价值。此外，PJM还考虑到用性能系数反映机组实际燃烧过程与理论过程的差别，但是若性能系数测算不到位，可能会出现燃料成本不符合实际的情况，电价也会因此受到影响。可再生能源机组与径流式水电机组无燃料成本，抽水蓄能机组可将抽水成本视为燃料成本。

输入-输出曲线：机组的输入-输出特性作为衡量火电机组热经济性能的重要指标之一，是计算热耗率、热耗微增率、燃料成本等多个参数的基础。因此各个电力市场都对输入-输出数据的提交和审核做出了明确要求，务必保障其真实可靠。机组输入-输出数据至少应包含最小出力和最大出力时的原始数据，ERCOT 另规定除最小最大出力点外，输入-输出曲线还要包括至少两个中间点；同时机组输入-输出曲线的拟合结果为一个三次函数表达式。较多的数据点数能很好地改善拟合精度，而一般情况下，机组耗量特性的三次拟合比二次拟合更加精确，因此采用三次拟合准确度更高。

排放成本：PJM中将排放成本计入燃料成本中，要求机组根据排放配额上报排放量及排放价格，并给出排放成本的估算方法；ERCOT将排放成本计入运维成本中，根据机组上报给环保部门的历史数据估算机组的当月排放量，排放价格由ERCOT定期公布，并公开排放价格的数据来源。相比而言，ERCOT 的排放成本机制更清晰透明，PJM市场由于各个州的排放政策不同，定价方式也不能一概而论，因此未给出一般性方法。

停机成本：ERCOT的停机成本体现在启动成本计算中，启动成本即包含本次启动及前次停机的所有成本。而PJM中未提及机组停机成本的核算，因此无法表示机组从正常运行到机组关停过程产生的发电成本，不能完整描述机组的全部发电成本。

固定成本：国外电力市场的成本核算不包含固定成本。在竞争性电力批发市场中，固定成本的回收通常可分为两种方式：一是如澳大利亚和美国德州等的单一能量市场模式。发电机组通过单一能量市场回收包括投资成本在内的所有成本，不对固定成本进行单独回收[10]。然而，由于机组只能在负荷高峰时期回收固定成本，这种方式会带来比较严重的尖峰电价，更适合于在发展较为成熟的电力市场中运作；二是通过建立各种形式的容量成本补偿机制回收固定成本，如智利、秘鲁等国电力市场实行政府核定容量电价的发电容量成本补偿机制；PJM、英国等电力市场通过建立竞争性容量市场实现发电投资成本的回收[11-12]。容量市场的建立需要科学的论证和完整的设计，我国的电力体制改革仍处于发展阶段，市场机制仍不成熟，可以按照我国传统核算方式，采取核定容量成本、计提折旧的方式补偿发电机组固定成本。

对我国发电成本测算的启示：目前，我国发电公司大多参照原电力部颁布的《电力工业企业成本核算实施意见》，根据电力产品成本开支范围，将发电成本分为燃料费、购入电力费、水费等项目，按照我国传统发电成本核算方法进行核算。由于当时上网电价由政府核定，发电企业成本核算主要满足价格管理部门定价需要，不适用于现货市场环境下的报价及市场力监控。通过对国外典型电力市场的实践经验进行归纳总结，对于我国现货市场下的发电侧成本测算具有一定的借鉴意义。

借鉴国外电力市场对发电成本的核算办法，结合我国电源结构和市场特点，可将各类发电机组的成本构成分为启动成本、空载成本、增量成本、固定成本四类，前三项均只包含燃料成本及运维成本，可再生能源机组不含燃料成本，只计运维成本，固定成本以机组的投资成本为主。启动成本反映机组本次启动及前次停机过程涉及到的成本；空载成本除用于成本测算外，还要根据报价曲线单调递增的要求在最小出力处进行调整；增量成本由机组能耗曲线导出，反映机组出力高于最小出力时的发电成本；固定成本可通过核定容量成本，采取容量补偿的方式补贴机组的前期投资。未来建立容量市场后，可通过容量电价等方式补偿。

火电机组的燃料成本包括燃料在购买、运输、处理等过程中产生的成本，排放成本也包含在燃料成本中。燃料购买价格可取燃料价格指数或合约价格，由于我国的发电机组大多采用单一燃料，因此可以只测算某种燃料消耗量，而不计消耗比例；由于我国的碳交易机制尚未成熟，以碳价为基础测算排放成本可能会影响电力现货市场电价的稳定性，因此建议排放成本可以采取政府定价、核定排放量的方式，定价机制应尽量公开、透明；可再生能源机组与径流式水电机组不计燃料成本，抽蓄机组的耗电费用可视为燃料成本；运维成本是为保证机组稳定运行而产生的运行维护费用，包括设备检修、部件更换、性能测验等成本，可按发电量或等效运行小时数进行均摊，随后计入发电成本。

在机组的数据采集方面，火电机组的输入-输出曲线可由试验数据或设计参数给定，考虑到采集数据可能带来的费用负担，原始数据应至少包含最大最小出力点，而不宜过多。拟合可采用三次函数形式以提高精度，在计算热耗率及热耗微增率曲线时也能使曲线更加平滑。

4结束语

为预防市场力、促进发电侧良性竞争、保障用户电价合理性，世界各国均对发电成本的核算方法展开研究。本文调研并分析了美国PJM 市场、德州电力市场、澳大利亚电力市场及英国电力市场的发电成本测算方法、流程和模型，及其在电力市场监管体系中的运用方式，归纳总结了不同国家成本核算机制的优缺点，为我国现货市场下的发电成本核定提供了可借鉴的经验。最后，结合我国电力市场的运行特性和改革要求，参照国外典型电力市场的实践经验，为我国发电成本核算机制的设计提供了思路和建议。