蒙西成本补偿机制：最小可调出力成本

在之前的文章中，我们分析了为何在现货低电价的时段还有火电机组在发电。

从经济的角度看这些原本不该发电的机组，却在低于自身报价的现货时段继续出力，就可以被视为是必开机组。

对于必开机组，至少要运行在最小技术出力。这个数值以下的部分优先出清，不参与市场定价。以上的部分根据机组的量价申报情况参与市场。

而纵观各地的交易规则，对于最小技术出力以下部分的费用申报并不在常规的量价信息中，而是需要单独申报。

于是就有了空载成本或者最小技术出力成本费用这样的火电成本项，这也是我们在分析日前市场机组组合出清以及后续场外成本补偿费用计算时需要用的的参数。

在成本补偿：现货低价时段发电的机组亏不亏钱？的后半段，我们对广东省该部分的交易规则进行了分析，就这个话题，也要看看其它省份的做法，找出其间的异同，思考当中的逻辑。

本篇，我们就来分析下蒙西市场的火电发电成本补偿机制。

看各地规则的细节，看见只是一部分，看清并看懂是更高的层面。

那么在深入到蒙西的规则之前，我们先罗列一下对于这个话题在各省的规则文件里的看点，这样就可以做好横向比对，也方便后续我们把所有省份的情况放到一起，见微知著。

一个观察框架

首先第一点是火电机组在日前市场中申报量价信息的规则，也就是那条单调非递减的阶梯曲线是怎么规定的。

这涉及到报价分段数，起点出力要求，终点出力要求，单个报价区间出力跨度以及申报限价等等。

其中我们最该关注的就是起点出力，是否要求是机组的最小技术出力，如果是，那么意味着必然会涉及到最小技术出力以下的成本该如何申报，这就形成了第二个看点：我们还是用老词：运行的准固定成本如何申报？

这是一个只要机组在运行就会发生的成本项，申报的就是个固定值，可能的申报方式就是单位时间内的总费用或者是单位电量的成本单价。

这是在事前申报方面的两条观察信息。

在出清的模型中，我们需要关注SCUC安全约束机组组合出清的目标函数中火电机组的发电成本的表达式。

对于事后的结算，首先需要观察的是如何判定某台机组是否可以享受到发电成本补偿。

判断的逻辑就是相应时段内机组在市场内的收益是否能覆盖其理论上的发电成本。

那么这就拓展出两个观察点，一个是市场内的收益怎么算？另一个是理论上的发电成本怎么核定？是市场机构核定的成本还是根据机组申报信息所反映出来的成本。

最后一个看点就是通过核定的收入和成本之差算好的应补费用，分摊对象是哪些主体。

带着以上的问题，我们就可以开始对各地的规则进行扫描，这个专题对于其它省份规则的分析也会沿用这个框架。

机组量价申报

方便一些不太熟悉当地规则的读者朋友能够更好地定位所引用的规则内容，我会在引用之处标清对应的页码。

本次规则使用的是《内蒙古电力多边交易市场基本规则》2024年12月发，包含9个细则和1个运行参数表。

P105页附录7规定了火电机组电能量报价曲线要求：

最多段数：10段

出力起点：最小可调出力

出力终点：额定有功功率

单段跨度：≥额定有功功率的5%

报价区间：1元/兆瓦时 ~ 1500元/兆瓦时

最小可调出力成本

P106页，最小可调出力成本是蒙西火电的必报项目，单位为元/兆瓦时，通过单位我们可以看出蒙西的规则采用的是“单价×电量”的模式，而并非广东直接申报单位小时整体费用的形式。

具体申报价格需要基于最小可调出力成本参考值，文件给出了不同机组类型的供电煤耗表格，单位是克/千瓦时，也就是一度电的煤耗是多少克。

不同机组类型对应不同的煤耗，煤的单价取值是固定的，有统一的计算公式：

在P99页市场核定参数中规定了煤炭指数的选取，为5500大卡动力煤环渤海动力煤价格指数，将该单价折算为7000大卡单价后，与单位发电量煤耗做乘积，获取各类型机组最小可调出力成本参考值，调节系数K取1。

比如7月9日该数值为623元/吨，100万千瓦级超超临界机组供电煤耗为285克/千瓦时，结算对应最小可调出力成本参考值为：

285*(7000/5500)*623*1/1000=225.979元/兆瓦时，申报区间为该成本值的80%~120%。

SCUC数学模型

P114：火电机组的成本项有3项，分别为电能量变动成本，最小可调出力成本以及启动成本。

其中电能量变动成本的计算参照P115公式，是一个配合报价曲线的多段函数值之和，每一段的函数值为本段中标电力和本段报价的乘积。

P116页写明了最小可调出力成本计算方法，为机组申报的“最小可调出力成本×最小可调出力”。

成本补偿

刚才的规则都在现货交易细则中，而成本补偿的核算在结算细则中。

P166页必开机组补偿费用，规定“调度机构确定的必开机组出力超出中长期合约总量的部分，按照核定的补偿成本与该时段现货节点电价的价差进行补偿”。

与之前的分析一致，没有中长期合约托底的，可以给补偿。

所以能够享受补偿的条件有两个，首先是调度认定的必开机组，其次是中长期合约电量小于实际发电量。

补偿的结算按照现货交易周期来结算，每个交易时段内先计算可以拿到补偿的电量值，为本时段机组出力减去中长期合约电量。

这里我的表述和文件里有些区别，文件里写的是调度机构确定的机组在本时段内的最小必开出力。

注意这里的最小必开出力并不一定就是机组的最小可调出力，把它理解为本时段的机组出力是没问题的，因为已经是必开机组，那么实际出力情况已经不是市场出清结果所致，更类似于计划性的指定。

可以获取的补偿价差为核定的成本补偿价格与机组所在节点价格之差，至于这个核定的成本补偿价格怎么来的，文件中并没有确定。

不过这个数值肯定不会是机组自己申报的最小可调出力成本，我觉得是一个市场综合全部同类型机组获取出的一个数值，也有可能是我们之前计算过的各类型机组的最小可调出力成本参考值。

通过这两个公式，我们可以看出，电量计算一定是正值，也就是实际出力高于合约电量。

价格结算方面我觉得不会存在核定成本小于节点价格的时候，因为前面的文章我们也分析了，能够被选中成为必开机组的，往往都是系统平衡以及日前市场全日优化所致。

而我们这个系列想要解释的问题就是为何低价时段还有火电机组在发电以及正在发电的这些机组是否就一定赔钱。可见问题的设定也就代表了核定成本一定是高于现货节点价格的。

蒙西的结算方法实际上也是收入减去核定成本的方式，因为蒙西的现货市场只结算实时市场，所以现货的收入就是对应的电量×节点电价，而且能够被中长期覆盖的电量就不会参与到补偿中，所以结算的电量相当于是实际和中长期的偏差电量，结算的差价就是理论成本和实时市场收入的价差。

分摊对象

最后一个问题，分摊对象，新能源场站和工商业用户。

但并不是完全意义上的根据电量的权重进行分摊。

具体计算如下，在规则发布时，蒙西的新能源目前是有保障性收购的保量保价小时数的，这些电量是优发电量，优先匹配给居民农业这样的优先购电用户。

这些优发电量占比全部新能源上网电量的比例计算出来，然后×核算好的全月必开机组补偿费用，作为新能源机组的补偿总费用。

但具体单个新能源项目要承担的费用，根据的不是实际上网电量分摊，根据的是该场站当月保量保价小时数对应的电量比例进行分摊。

而剩余的部分交给工商业用户，按实际用电量的比例进行分摊。

所以，这里正好也衍生出一个事关136号文的疑问，136落地后，不存在保量保价的新能源优发小时数了，改为机制电量。

而且全电量因为都要参与到实时市场，所以所有新能源的上网电量都将具备市场化电量的身份。

那么这笔费用届时该如何分摊，是仅面向工商业用户，还是说会把新能源的机制电量纳入进来当做现在优发电量进行分摊也是我们需要观察的点。

小结

那么关于火电发电成本补偿的蒙西规则分析就到这里，因为已经在文头写明了各地该规则的对比项，所以结合上文的广东和本文的蒙西，我们逐一落座。

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