成本补偿：现货低价时段发电的机组亏不亏钱？

如果说有一台火电机组目前在发电，而且此刻的现货市场价格很低，甚至就是当地出清价格允许的最低价。

那么这个在低价时段依然在营业的火电机组就一定是在亏钱发电么？

前面的文章我们分析了为什么会存在这样被安排的火电机组必开机组：为何存在低价时段发电的火电机组，主要原因就是运行日全时段成本优化以及机组的物理条件限制。

比如出力上下限、启停机最小连续时间以及上下最大爬坡速率，都可能让某台机组在一些价格很低的时段依然在发电。而这些机组在这些时段并没有成为定价机组，所以多数机组都运行在一个固定出力，比如最小技术出力。

但要考量这些机组在这些时段发电是否就是在亏钱，我们不能只看到该时段的现货价格和对应机组自身的报价孰高孰低。

还是要从整体收入和成本的角度来看看到底进出之间是正还是负。

对于成本，因为机组已经处于运行状态，所以每个时段的实际运行成本就是变动成本和准固定成本部分，具体成本含义可见空载成本：易被忽视的火电成本项一文。

对于收入，我们也不能只看实时现货市场价格，还要从整体的电力市场角度，看看结合中长期和日前结算部分，机组到底是入不敷出还是可以覆盖运行成本。

这里可以分成三种情况来讨论：

NO.1 合约电量＞实际电量

第一种是在某个低价发电的交易时段内，机组所持有的中长期合约电量高于实际发电量，同时我们假设机组的实际发电执行了日前出清计划，也就是日前和实时不发生偏差电量。

那么根据三段式的结算公式，忽略阻塞情况，按照照付不议，偏差结算的原则，合约电量按照合约价格结算，实际发电量低于合约电量的部分按照现货低价结算。

相当于说机组没有按照中长期合约“履约”，未能履约的部分以现货市场的低价购入发电量，买别人的发电能力来替自己发电，反而这部分还实现了套利。

所以这种情况下，虽然实际情况是机组在现货实时价格很低的时段依然在发电，不过因为有中长期仓位的存在，导致这个“压舱石”的作用突显，甚至偏差电量还可以实现套利，那么也就意味着此时的机组还在盈利。

NO.2 合约电量=实际电量

第二种情况就是中长期完全履约，现货市场没有任何偏差电量。

中长期合约签约所得的中长期价格，对于火电机组来说就是收益的基本盘，不会发生合约均价低于自身发电成本这种情况，但相比第一种情况，收入会少一些，没有情况1中套利那部分的超额收益。

NO.3 合约电量＜实际电量

最后一种情况就是中长期合约电量低于实际发电量，实际发电量高于中长期电量的部分就要按照现货低价结算，若这个现货市场价格低于机组的实际发电成本，那么这部分发电量亏损是无疑的。

不过我们能分析出这种情况，规则的制定者们早也就看到了。

毕竟火电之所以在低价时段发电，一方面是为了能够让自己在运行日后续的高价时段能够被调用，进而获取更高的收益来弥补之前时段内的亏损，另一方面也是系统功率平衡和整日运行成本优化的需要。

这其中有主体上的自己想要，也有客体上的别人要求，所以需要一定的市场机制来对冲，好让这些机组能够保持在市场中竞争的积极性，而不是因为过多的低价发电时段存在所导致的经营风险。

这就要引出各地交易规则里的一个细项，就是有关机组运行成本的补偿机制。

启动成本因为按次核算，并根据机组申报以及被调用的情况按月份整体清算，所以各地在市场运行费中都会存在一个启动成本补偿项目，面向的分摊对象是全部工商业用户电量也有的地方会增加非市场上的上网电量。

运行成本的补偿机制会复杂很多，纵观目前正式运行省份的规则，可以按照如下结构来逐一梳理：

成本如何核定，市场收入如何核定，核算费用的时段跨度，触发运行补偿机制的条件以及具体补偿费用的分摊对象等等。

本篇先以广东省规则为例进行分析，其它正式运行的现货省份规则略有不同，我们在之后的文章再逐一介绍。

广东燃煤机组的成本补偿机制

先看看广东火电机组用户的信息申报，《现货电能量交易实施细则》(2025年修订)中规定，日前量价申报曲线最多可申报10段，每段需要申报出力起点，出力终点(单位MW)以及该段区间内的报价(单位:元/MWh)。

第一段出力的起点为机组最小技术出力，最后一段终点为机组的额定有功功率。

相邻两段区间的出力要前后衔接，前区间的终点即为后区间的起点，而且衔接点的报价值等于前区间报价。

每段报价的区间长度不得小于最小区间长度，这个数值需要经过计算得出，取机组额定有功功率和最小技术出力之间差值的5%和1MW之间的大值。

申报表格如下，那么对于某台机组就会形成一条单调非递减的阶梯式量价曲线。

除此之外，对于运行成本还要申报最小稳定技术出力费用，单位为元/小时，不能超过市场核定的最小稳定技术出力费用，我们暂时只需要知道有这样一个申报数值就好，申报的不是类似量价曲线中的单位电量单价，而是一个每小时的总费用。

这是日前市场申报部分，然后我们再看日前市场出清部分，先运行的出清数学模型是SCUC，日前安全约束机组组合模型，这个模型主要出清的结果是运行日在每个交易时段内，哪些机组和场站是在开机运行的，哪些是停机不运行的。

对应到某个机组和场站，就是一组0或1的数字组合，比如96个交易时段，在某个时段数值为1则代表在这个时段内该机组是运行状态，反之就是停机状态。

而同一时段内全部运行的机组和场站集合就成为了机组组合UC。

可见，如果某个时段某台火电机组是运行状态，那么它的运行成本就必然会包含最小技术出力成本费用，也就是机组在日前申报的部分。

所以，在机组组合出清模型中，是否要在某个时段调用某台机组，除了依据其自身的报价曲线外，还要考虑这个只要运行就要发生的最小技术出力成本。

我们在SCUC模型的目标函数第一项里，也会发现它们的存在，其中Cp min就是这个最小技术出力成本项，而前面的C(P)是量价曲线对应的变动成本项，CU对应的是启动成本项。

最小技术出力成本和启动成本都是一次性申报，不需要进行额外的计算，不过变动成本项则不然，其代表与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数。

表达式为：

其中Pitm是某台(i)机组在某时段(t)内自身申报的第m个出力区间内的中标电力，比如说我们下图这条4段式的量价曲线，某个时段机组在第3个报价区间里中标100，也就意味着前面2段区间里满容量中标，分别为200和200，就是第一区间和第二区间的跨度。

实际该时段内的各段中标电力之和为200+200+100=500 ，那么根据多段函数成本的计算表达式：

变动成本费用应为：200*1+200*2+100*3 = 700。

这是机组组合出清的部分，需要考虑机组运行成本中的准固定成本，在广东就是最小技术出力成本费用，为机组自行申报的费用。

在规则里还提到了一个最小可调出力成本费用，逻辑与最小技术出力成本费用一致。可以这样理解，最小技术出力是同类型机组统一的最小技术出力，是出厂设置，具有普遍性。

而某台机组如果做了灵活性改造，提高了自身的深度调峰能力，使得其可以运行在最小技术出力以下的数值，那么新的最小运行出力就是该机组的最小可调出力，是个性的存在。

这样在报量报价的时候首段报价区间的起点就可以不是最小技术出力，而是最小可调出力，最小技术出力变成该段的终点，再往后的量价曲线和之前一致。

而机组因为主动降低了自己的最小出力水平，所以相应的就改为申报最小技术出力成本费用。

有了这些，我们再看运行成本补偿的规则部分，在9.2小节系统运行补偿费用结算，补偿以小时为单位进行计算，分为如下几步：

第一，发电机组i在第t小时内的运行成本费用，这个费用的核算依据一个数值，叫做核定成本，可以理解为市场运营商认为机组的合理成本是多少。

且先不论这么一大串的公式都代表啥，实际上不论是大括号里的减数，还是大括号外的减数，多数情况下都可以视为零。

里面的减数中有个关键系数β，如果机组能够被纳入补偿范围就就取值为1，否则为0。

判断机组是否满足被补偿的资格，主要看在这个小时内的8个交易时段(日前4+实时4)是否存在因为如下3条原因才使得机组可能运行于“入不敷出”的状态。

括号外的减数与机组是否被纳入到变动成本补偿机组范围有关，有关就有效，无关就无效，所以多数情况我觉得这两个减数项都不用考虑，那么被运营机构核算的成本费用就是实际上网电量×核定的单位成本。

第二，通过机组申报的量价信息和最小技术出力成本费用来核算机组认为的这个小时自己的运行成本是多少。

这里面涉及到两部分，积分项是就是量价曲线根据实际出力结算得出的面积，和我们前述的计算方式一致。

加号的前项是最小技术出力成本费用，前面的系数也无所谓，只会在实际出力低于最小技术出力，也就是有灵活性改造的深调机组可以运行在低于最小技术出力时才会体现，大多数情况下这个系数都是1。

这样大括号的成本费用就可以核算完了，不过有一点需要注意的是，核算括号里面费用所用的出力数值是机组的机端出力值，而不是实际上网电量，二者之间有厂用电的差值，所以前面放置了一个厂用电量系数，对这个成本进行一定的缩量。

第三、计算这个小时内的现货收益，先算日前和实时市场里的收益，常规的偏差电量计算方法，不过因为计算的是1个小时的收益，但是1个小时内有4个交易周期，对应4个节点电价。

规则里并没有将每个15分钟时段单独计算后再加和，而是把4个节点电价取均值后带入计算。

最后终于可以核算补偿费用了，我们开始计算了两个成本，一个是运营机构核定的机组成本，另一个是机组自认为的运行成本，取二者的小值。

取小后的成本值与现货收益做差，如果为正，代表成本高于现货收益，可以给予补偿，否则置零，没有补偿。

但这个补偿费用还需要乘以一个系数m。

这个系数和机组实际上网电量与本时段的中长期合约持仓量有关，如果中长期合约电量不小于实际上网电量，那么就是我们最开始提到的第一和第二种情况，这种情况下因为有合约作为压舱石，根本不需要补偿，反而第一种还可以利用偏差电量进行套利，所以系数设置为0，没有成本。

如果实际上网电量高于中长期合约电量，那么看二者之间的比例，差距越大，算出的系数越大，如果中长期持仓是0，那么系数可以达到最大的1。

用这个系数乘以成本和收益之间的差值即得出最后的补偿费用。

这个系数也就代表了中长期持仓量对于补偿费用的影响，持仓量越大，原本的收益也就越稳定，那么自然就不需要补偿或者过度的补偿。

因为有中长期持仓量作为压舱石的部分是不会亏损的，存在亏损的部分是实际上网电量和持仓量之间的偏差电量。

广东的做法是先不考虑中长期持仓量，而是先当做没有中长期，机组全电量都需要进行补偿的情况下先算一下应该补偿的总费用，然后再用这些电量中非中长期电量的占比来进行缩量。

也就意味着，中长期电量的部分拿不到，但是非中长期的部分是可以的。

经过这么一顿操作，可见，现货低价时段还在发电的火电机组并不会如我们想象的那样是在亏损发电，而是会有一定的对冲机制在弥补运行成本。

但毕竟运行成本的核定不是只依靠机组的信息申报，还要看市场机构的核定成本，对于机组来说是可能有偏差的，所以就算拿到了补偿，但这也并非就可以得出结论说低价时段发电的机组就一定不亏。

只是我想借助这个话题与大家一起探讨下有关火电的运行成本以及市场中存在的一些补偿机制，这样我们在看待一些“非常规”场景时就会更明确一些。

上图为广东省现货规则在处理低价发电的火电机组的成本补偿问题，当然这个话题还没有结束，因为其它地区的做法和广东的处理方式并不完全一致。