中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 山西太原 030000
摘要：随着北方地区清洁能源供热的需求增加，火电厂纯凝改供热项目越来越多，本文对于电厂供热成本，推荐“按减少发电量对应成本核算供热成本”作为合理的核算方法。
1.背景
一方面，北方地区越来越多的火电厂改为供热机组，开展集中供热。另一方面，随着供热市场投资主体的多样化，电厂供热价格呈现市场化的趋势，越来越依靠谈判而不是政府指导价确定。在这种情况下，准确分析电厂的合理真实供热成本，成为一个重要的课题。
2.分析
电厂供热成本核算，有以下三种方法：
1）按好处归电法核算供热成本。不进行热电成本分摊，将全部供热量按照煤的发热量、锅炉效率、管道效率折算到煤，该部分燃煤费用即为供热成本。
2）按减少发电量收入核算供热成本。按照供热减少的发电量电费收入，分摊到每GJ供热上作为供热成本。
3）按减少发电量对应成本核算供热成本。按照供热减少的发电量，核算纯凝工况补充这部分发电量电厂需要的成本，作为供热成本。
3.供热成本核算方法
北方地区某电厂拟实施集中供热改造，供热面积为3000万平方米，回水温度30℃，供热热源为抽汽+乏汽。以此为例进行分析核算，项目边界条件如下：
3.1 方法一：按好处归电法核算供热成本
1）抽汽供热成本
电厂锅炉效率92%，管道效率99%，标煤单价按照640元/t。
抽汽供热成本为：1×640/29.308/0.92/0.99=23.98元/GJ。
2）乏汽供热成本
电厂锅炉效率92%，管道效率99%，标煤单价按照640元/t。
乏汽供热成本为：1×640/29.308/0.92/0.99=23.98元/GJ。
3）运行费用成本
年耗电量4247万kwh，电价0.283元/kwh，年电费1202万元。
年耗水量37.52万吨，水价10元/t，年水费375万元。
年人工费90万。
总投资5亿，年运维费费率1.5%，年运维费为750万元。
上述年费用总计2417万元，按照年供热量883.19万GJ分摊，运行费用成本为2.74元/GJ。
4）财务费用成本
总投资5亿，折旧17年，残值5%，年折旧2794万元。
贷款80%，贷款利率4.9%，10年还款期，年财务费用1155万元。
上述费用总计3949万元，按照供热量883.19万GJ分摊，财务成本为4.47元/GJ。
5）总供热成本
在供热面积3000万平米，回水温度30℃的情况下，年供热量883.19万GJ，乏汽供热量77.8%。上述四项综合考虑，本项目供热成本为(23.98×0.4+23.98×0.6+2.74+4.47)*1.09=34元/GJ（含税）。
3.2 方法二：按减少发电量收入核算供热成本
1）抽汽供热成本
根据汽机厂热平衡中抽汽和排汽的焓值计算，每1t抽汽可发电约175kWh。1t抽汽的供热量为2.483GJ。上网电价为0.283元/kwh（不含税）。
抽汽供热成本为：175×0.283/2.483=19.95元/GJ。
2）乏汽供热成本
电厂600MW机组由于背压提高，机组减少发电出力约36MW，即单台600MW机组仅高背压供热时，每小时减少发电量3.6万kWh。采暖季小时数为2904h，乏汽供热量为687.5万GJ。上网电价为0.283元/kwh（不含税）。
乏汽供热成本为：3.6×2904×0.283/687.5=4.3元/GJ。
3）运行费用成本
年耗电量4247万kwh，电价0.283元/kwh，年电费1202万元。
年耗水量37.52万吨，水价10元/t，年水费375万元。
年人工费90万。
总投资5亿，年运维费费率1.5%，年运维费为750万元。
上述年费用总计2417万元，按照年供热量883.19万GJ分摊，运行费用成本为2.74元/GJ。
4）财务费用成本
总投资5亿，折旧17年，残值5%，年折旧2794万元。
贷款80%，贷款利率4.9%，10年还款期，年财务费用1155万元。
上述费用总计3949万元，按照供热量883.19万GJ分摊，财务成本为4.47元/GJ。
5）总供热成本
在供热面积3000万平米，回水温度30℃的情况下，年供热量883.19万GJ，乏汽供热量77.8%。上述四项综合考虑，本项目供热成本为(19.95×0.4+4.3×0.6+2.74+4.47)*1.09=19.37元/GJ（含税）。
3.3 方法三：按减少发电量对应成本核算供热成本
1）抽汽供热成本
根据汽机厂热平衡中抽汽和排汽的焓值计算，每1t抽汽可发电约175kWh。1t抽汽的供热量为2.483GJ。电厂发电标煤耗按照295g/kwh测算。标煤单价按照640元/t。煤价占电厂发电成本的比例为0.7317。
抽汽供热成本为：175×295×640/0.7317/2.483/1000000=18.2元/GJ。
2）乏汽供热成本
电厂600MW机组由于背压提高，机组减少发电出力约36MW，即单台600MW机组仅高背压供热时，每小时减少发电量3.6万kWh。采暖季小时数为2904h，乏汽供热量为687.5万GJ。煤价占电厂发电成本的比例为0.7317。
乏汽供热成本为：3.6×301×640/0.7317×2904/687.5/1000000=4元/GJ。
3）运行费用成本
年耗电量4247万kwh，电价0.283元/kwh，年电费1202万元。
年耗水量37.52万吨，水价10元/t，年水费375万元。
年人工费90万。
总投资5亿，年运维费费率1.5%，年运维费为750万元。
上述年费用总计2417万元，按照年供热量883.19万GJ分摊，运行费用成本为2.74元/GJ。
4）财务费用成本
总投资5亿，折旧17年，残值5%，年折旧2794万元。
贷款80%，贷款利率4.9%，10年还款期，年财务费用1155万元。
上述费用总计3949万元，按照供热量883.19万GJ分摊，财务成本为4.47元/GJ。
5）总供热成本
在供热面积3000万平米，回水温度30℃的情况下，年供热量883.19万GJ，乏汽供热量77.8%。上述四项综合考虑，本项目供热成本为(18.2×0.4+4×0.6+2.74+4.47)*1.09=18.41元/GJ（含税）。
4．各核算方法比较分析
通过比较上述三种供热成本核算方法，分析如下：
1）好处归电法明显放大了电厂供热的实际成本，尤其是乏汽供热部分的成本。按照供热对电厂发电的实际影响核算成本是合理的，尤其是抽汽和乏汽单独核算成本是合理的。
2）方法二和方法三核算结果相当，但从电厂全年运行情况考虑，电厂全年的电量主要受电量市场交易情况影响，而不会由于供热消减电厂全年发电量。因此，供热期由于供热损失的出力和发电量，可以在其他时期得到补充，方法三按减少发电量对应成本核算供热成本是合理和实际的。
论文作者:赵耀华,王琼
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第05期
论文发表时间:2019/7/15
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