電力現貨市場中的發電成本核算方法研究

王幫燦，吳滇寧，邢玉輝，丁文嬌，張楓，叢野

（1. 昆明電力交易中心有限責任公司，昆明 650011； 2. 華北電力大學電氣與電子工程學院，北京 102206）

0 前言

競爭性電力現貨市場建立后，發電價格由市場競爭形成，調度交易中心依據各發電機組報價，在滿足各種網絡約束的前提下，以總成本最低為目標安排各機組出力并確定發電價格[1]。但是為確保在部分機組具備市場力時，市場競爭仍能有序開展，同時也為了評估各市場競爭主體報價的合理性，調度交易中心仍需掌握發電機組的成本信息。國內多位學者對機組的發電成本核算方法進行了研究[2-6]，但大多站在發電廠商的角度，與發電廠的報價策略相結合，為發電廠如何合理控制成本、提高生產效益提出建議，而關于國外發電成本核算研究的文獻較少。因此，研究國外典型電力市場的發電成本核算機制，分析不同電力市場模式下成本核算方法的適用性，可以為我國現貨市場的發電側成本核算帶來寶貴的實踐經驗。

1 美國PJM電力市場

為保障PJM 電力市場的安全可靠運行，進一步提升電網規劃水平，滿足電力審計要求，PJM 出版了成本核算手冊，作為市場參與者和監管機構的實施細則[7]。成本核算手冊規定了發電商需要提交的成本信息，從而科學、合理地得出基于成本的發電報價，為預防市場賣方濫用市場力提供了有力保障。

為準確衡量不同機組的發電成本，形成合理有效的成本報價，PJM 要求發電商提交燃料成本細則，并每年更新，確保其能夠準確反映機組發電生產過程中的燃料成本，可再生能源發電商還需要在燃料成本細則中體現可再生能源配額及生產稅收抵免等政策補貼。PJM 嚴格審核各發電商的燃料成本細則，保證發電商計算的燃料成本不會產生市場力，審核通過后，發電商可根據細則制定成本報價。此外，對于取得二氧化碳、二氧化硫及氮氧化物排放配額指標的機組需要提交排放細則，排放細則中發電商需對排放成本的估計方法做出說明并給出算例，每年更新一次。

在發電商提交完整的成本計算細則并通過審核后，即可得出符合機組生產特性的發電成本。按照機組的不同生產階段，PJM 將發電成本劃分為啟動成本、空載成本與增量成本三部分。下面對這三部分成本要素做具體介紹。

1.1 啟動成本

啟動成本發生在機組的啟動過程，用來衡量機組從停機狀態到并網斷路器合閘期間產生的成本。PJM 規定機組的啟動成本由啟動燃料成本、廠用電成本、啟動維護成本構成，若啟動過程要求高于日常的電站人員配備，還需要額外的勞務費用，計算式如下：

式中：Cstart為機組的啟動成本；Csfc為啟動燃料成本；Cpc為廠用電成本；VOMs為啟動維護附加費；La為啟動過程產生的附加人工勞務費。啟動燃料成本和廠用電成本的計算方法為：

式中：Fftts為啟動燃料消耗量，反應本次啟動過程的燃料消耗，不計機組正常運行情況下的加熱及輔助設備所需燃料；PF為性能系數，表示機組實際燃料消耗與理論值之比，反映了由于機組壽命縮短、改裝、燃料特性變化、環境條件等因素對燃料燃燒過程產生的影響；Pc為廠用電量；Rpc表示廠用電費率，取PJM 每12 個月的非峰荷時段電價平均值，PJM 每季度更新一次；TFRC為總燃料成本，由各發電商的燃料成本細則確定。PJM 規定總燃料成本的統一計算式如下：

式中：Cf表示燃料購買成本，一般取燃料購買合約價格或現貨價格；CSO2、CCO2、CNOx分別表示二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物的排放成本；Crf表示其他燃料相關成本，如燃料運輸設備的租賃費、燃料處理費、其他排污費等；VOM表示可變運維成本。

式（1）-（4）表示所有類型機組啟動成本核算的一般方法，火電機組、燃氣機組、柴油機組的啟動成本基本如上四式，火電機組需根據不同啟動工況（熱態啟動、溫態啟動、冷態啟動）分別核算；核電機組的啟動成本計算方式與火電機組類似，也根據停機時長分為熱態、穩態、冷態三種工況，但總燃料成本的計算方法有別于式（4）：

式中：TFRCnucl為核電機組的總燃料成本，Cfn為核燃料消耗、再處理成本以及核電站中運行輔助設施產生的燃料成本，VOM為核電機組的可變運維成本。之后按式（1）計算啟動成本。

由于水電站所需人員較少，不計人員勞務費，徑流式水電機組無燃料成本，抽水蓄能機組的抽水成本雖可視為燃料成本，但不計入啟動成本計算中，因此水電機組的啟動成本僅由廠用電成本、啟動維護成本兩部分構成。風電機組的啟動成本僅計及廠用電費；太陽能發電機組和儲能資源無啟動燃料成本，只計及運維成本及人員勞務費。

1.2 空載成本

空載成本衡量機組在同步轉速下維持零凈輸出的成本，空載燃料成本的初步計算式為：

式中：C0表示機組的空載成本（$/小時），F0表示空載燃料消耗量，PF表示機組性能系數，TFRC表示總燃料成本，仍按照式（4）計算。由于發電機組無法在空載狀態下穩定運行，空載燃料消耗量取機組熱耗量曲線上輸出功率為零的函數值，熱耗量曲線又稱機組的輸入-輸出函數，表示機組每小時所消耗的燃料熱量，擬合后為二次函數形式。在已準確測定機組熱耗量曲線的前提下，發電商可根據回歸分析法計算機組出力為零時的燃料消耗，即空載燃料消耗量F0。

由于空載成本決定了機組報價曲線的起點，若無法保證機組報價曲線單調遞增，發電商也可對空載成本做適當修正，PJM 規定空載成本調整后機組邊際成本報價曲線（即增量成本曲線）上出力最低兩個報價點之間增量成本的最大差額不能超過1$/MWh。

一般在機組的最小出力處調整空載成本：

式中：Fmin表示最小出力時機組的燃料消耗量；Cimin表示最小出力時的增量成本，為機組邊際成本報價曲線在最小出力處的取值；Pmin表示機組的最小出力。

火電機組、燃氣機組、柴油機組、核電機組在分別參照式（4）（5）計算總燃料成本的基礎上，可直接按照式（6）（7）計算空載成本；水電、風電、光伏、儲能資源不計空載成本。

1.3增量成本

增量成本反映機組出力大于最小出力時，發電成本對出力的微增率，可由機組的熱耗微增率經過計算得到。熱耗微增率為輸入-輸出曲線的斜率：

式中：IHr表示熱耗微增率，為機組輸入的燃料熱量HIh對出力OPn的一階導數。則機組的增量成本為：

式中：Cincre為機組的增量成本（$/MWh）；IHr為增熱耗微增率；PF為性能系數；TFRC為總燃料成本，VOM為可變運維成本。

火電機組、燃氣機組、柴油機組、核電機組可繪制對應燃料的輸入-輸出曲線，因此可以采用上述方法確定增量成本。徑流式水電、風電、光伏、儲能資源無增量成本。對于抽水蓄能機組，將抽水成本看作燃料成本，取抽蓄綜合效率的倒數為性能系數PF，則抽水蓄能機組的總燃料成本為：

式中：TFRCpump為抽水蓄能機組的總燃料成本，LMP為抽蓄機組所在節點邊際電價，Ppump為抽水耗電量，VOM為可變運維成本。

2美國德州電力市場

德州電力可靠性委員會（Electric Reliability Council of Texas,ERCOT）通過可驗證成本手冊規定了發電機組的成本核算方法[8]。手冊中詳細界定了機組發電成本所包含的成本要素、發電商需要向ERCOT 提交的成本信息、ERCOT 成本信息的審批流程等。在單一電能量市場模式下，ERCOT進行成本核算的目的是計算發電機組的各項報價限額，避免電價過高對社會產生不良影響，同時為機組報價提供合理參考，確保發電報價的真實可靠。

為了準確、完整地反映機組運行時產生的成本，ERCOT 將機組的發電生產過程以最小出力為基準劃分為三個階段，分別是機組出力低于最小出力、恰為最小出力及超過最小出力，每一階段的發電成本均包含燃料成本及運維成本兩部分。燃料成本由燃料價格及燃料消耗量確定，運維成本為機組在發電時產生的所有非燃料邊際成本。

ERCOT要求發電商提交燃料購買價格的相關信息，如現貨價格或合約價格，以及機組的燃料消耗量數據，包括啟動燃料消耗量、最小出力燃料消耗量和根據輸入-輸出曲線計算的燃料消耗量，以及各種不同類型燃料消耗百分比，并注明機組的燃料消耗量是否因季節性因素變化，ERCOT 根據發電商提交并審核通過的信息計算燃料成本；發電商還需提交運維成本的計算方法、維護記錄和分攤規則，機組的排放成本，以及部分機組參數，如最大最小出力等信息以備核查。

2.1啟動成本

與PJM市場相同，ERCOT也需要單獨計算不同工況（熱態啟動、穩態啟動、冷態啟動）下的啟動成本。如前所述，啟動成本由燃料成本和運維成本組成：

式中：Cstart表示機組的啟動成本；Csfc表示啟動燃料成本；VOMs表示運維成本。

ERCOT將啟動燃料消耗量定義為機組本次啟動過程從點火到最小出力、以及前次停機過程的燃料消耗量，同時計及輔助鍋爐和輔助設備的燃料消耗，但不包含機組正常運行情況下的供熱燃料。未經修正的初始啟動燃料消耗量為：

式中：Ft為初始啟動燃料消耗量，Fsbc為啟動過程中機組從點火到并網斷路器合閘的燃料消耗量、Flsl為從斷路器合閘到最小出力的燃料消耗量、Fsd為前次停機過程從并網斷路器斷開到停機燃料消耗量之和。

一般情況下，機組的啟動燃料消耗量應根據歷史值統計計算，發電商應向ERCOT 提交燃料消耗量的歷史數據、算數平均值及當前運行時段采用的啟動燃料耗量。若無歷史數據，也可采用機組生產廠家的建議值，或在ERCOT 的批準下取試驗值。

當機組提供可靠性機組組合服務時，為補償機組額外消耗燃料產生的燃料運輸及購買成本，用補償系數VOXR修正初始啟動燃料消耗量Ft：

式中：Fa為修正啟動燃料消耗量，補償系數VOXR取機組的燃料附加費與平均燃料價格指數之比。燃料附加費可由發電商自行上報并交由ERCOT 審核，也可取ERCOT的默認值：燃煤機組的默認燃料附加費為1.10$/MMBtu、其他類型機組為0.50$/MMBtu。

在此基礎上，可計算啟動燃料成本：

式（14）表示機組燃燒多種燃料時啟動燃料成本的計算方法。其中：Cgs表示啟動過程消耗的天然氣百分比；FIP表示天然氣價格指數；Cos表示啟動過程消耗的燃油百分比；FOP表示燃油價格指數；Css表示啟動過程消耗的固體燃料百分比；SFP表示固體燃料價格指數。

維護成本的計算式如下：

VOMs表示機組啟動產生的運維成本，均為可變成本，IOMslsl表示機組在從啟動到最小出力過程中產生的邊際運維成本，IOMbos表示機組前次停機過程中產生的邊際運維成本。VSECs為啟動排放成本，計算方法為：

式中：Fa為修正后的啟動燃料消耗量，ERi為燃燒單位燃料某種污染物的排放量，ERCOT校核時取機組上報給德州環境質量委員會核算歷史數據的年平均值，ERIi為該污染物的排放價格，其中二氧化硫和氮氧化物的排放價格由ERCOT定期公布的月度平均價格指數決定。

2.2最小出力成本

最小出力成本表示機組出力恰為最小技術出力時產生的成本，同樣由燃料成本和運維成本兩部分構成：

式中：Cmin表示機組的最小出力成本；Cminfc為最小出力時的燃料成本；VOMmin表示最小出力時的可變運維成本。

最小出力燃料成本的計算式如下：式 中：Cgs、Cos、Css分 別 表 示 最 小 出 力時機組燃燒天然氣、燃油、固體燃料的百分比，FIP、FOP、SFP為各自的價格指數（$/MMBtu），Hr為最小出力處的熱耗率，若機組進行了可靠性機組組合，需對熱耗率進行修正。在德州市場中，熱耗率又稱平均熱耗率，由機組的輸入-輸出曲線直接導出。輸入-輸出曲線必須包括最小和最大負荷點，且至少含有兩個中間點。通過擬合求得輸入-輸出曲線的函數表達式，表達式一般為最高次項不為零的三次函數形式。熱耗率為輸入機組的燃料熱量與機組出力的比值，即：

式中：Hr為機組熱耗率，HIh為輸入機組的燃料熱量（MMBtu），OPn為機組的發電功率（MW）。不同運行點下的熱耗率值構成了機組熱耗率曲線，輸入-輸出曲線、熱耗率的數據及函數表達式均應按要求提交給ERCOT 以備核查。

VOMmin為可變運維成本，按下式計算：

式中：IOMmin為機組在最小出力時的可變運維成本；VSECmin為最小出力排放成本，按式（21）進行計算：

此時，提供可靠性機組組合的機組不需對熱耗率進行修正。

當機組出力高于最小出力時，同樣按照式（17）-（21）所述方法計算發電成本，這里不再贅述。

2.3成本報價上限計算

除了規范機組成本計算方法、完善成本監管流程外，ERCOT 進行成本核算的一個重要目標是計算機組的成本報價上限。ERCOT僅對機組的啟動報價和最小出力報價設置上限，報價最大值為燃油、燃氣機組發電成本的對應部分。

啟動報價上限Cstartcap為：

啟動燃料成本的計算方法變化為：

式（23）中不包含固體燃料發電機組的燃料成本，因此用發電成本較高的燃油和燃氣機組的啟動成本作為啟動報價上限。式（22）中的其他成本計算與2.1節所用方法相同。

類似地，最小出力報價上限Cmincap為：最小出力燃料成本的計算方法變化為：

值得注意的是，上述成本核算方法主要適用于火電機組，ERCOT并未制定風電等可再生能源機組的成本計算方法。事實上，由于燃料成本為零，可再生能源的可變成本主要由運維成本決定。在電力市場實際運營中，可再生能源機組往往報價極低，甚至報零價或負價，從而提高上網電量，獲取數額可觀的生產稅抵扣[9]。

在英國電力市場，約97%的電力交易通過雙邊合同實現，監管機構不對這部分電力交易進行發電成本分析，依靠自調度的方式實現電力供需平衡及社會福利最大化。剩余3%的電力在平衡市場上交易，為避免不平衡電量結算價格過高，英國天然氣與電力市場辦公室規定采用發電邊際成本進行不平衡結算，即使用系統邊際價格作為平衡市場上的結算電價。另一方面，為促進可再生能源發展、加快低碳化進程，英國政府與可再生能源發電商簽訂差價合約，發電商按照合同規定的執行價格與市場參考價格獲得差價支付。為不同類型可再生能源機組制定合理的執行價格是差價合約的重要內容，英國競爭與市場管理局（Com petition and M arkets Authority，CMA）以發電技術的平準化度電成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）作為執行價格，CMA 同時制定了市場力檢測的成本核算方法。

2.4平準化度電成本

平準化度電成本用于估計不同類型發電技術的平均成本，是機組運行年限內的總成本與機組裝機容量或預計產生的總電量之比。平準化度電成本只反映發電成本，不包含系統平衡和電網投資等產生的費用。發電量用凈發電量表示，即總發電量扣除網損后的計算結果。在計算平準化度電成本前，CMA 需要收集機組的投資成本、運營成本、碳排放成本和機組部分參數，包括機組容量、預期可用性、效率和負荷系數等。

首先計算總成本：

式中：TCO為機組運行年限內的總預期成本；Ccapex為投資成本，包括前期開發成本、建設成本及基礎設施成本等；Copex為運營成本，包括機組的固定運營成本和可變運營成本，其中可變運營成本包括保險費、并網成本、二氧化碳排放成本、燃料成本等。

計算總成本及總發電量的凈現值：

式中：NPVC、NVPE分別為機組運行年限內的總預期成本及預期發電量的凈現值；N表示機組的運行時長，NEG 為每個運行時段的發電量；dr 為貼現率。

對于調峰機組（如開式循環燃氣輪機、聯合循環發電機組等），出力隨需求快速變化，其平準化成本采用分攤到裝機容量的方式進行計算。以這種方式計算時，只考慮機組運營前的資金投入和運營期間產生的固定成本，而不計燃料成本、碳排放成本及其他可變成本的影響。除作為差價合約執行價格的參考外，平準化度電成本還可用于比較不同發電技術的經濟性，從而合理安排某一地區的機組組合。

2.5用于市場力判斷的成本核算

在英國電力市場中，CMA 負責調查發電側的市場力情況，通過簡化市場競爭場景，在相對簡單的市場環境下評估市場中是否有市場參與者濫用市場力、操控市場價格的行為。如果在這一前提下，不存在市場力操縱現貨價格的行為，則可以認定真實的現貨市場中也不存在市場力。

CMA 對市場做出了如下假設：市場中沒有遠期交易，且不考慮輸電阻塞，全部電量僅通過現貨市場以相同價格交易。設各機組的可用容量為給定值，啟動成本為零，最小運行出力為零，機組無爬坡速率、最小上升時間等動態約束，各機組的競價策略已知。燃料的價格取現貨價格或平均季度價格，輸電損耗占總發電量的1%，電力需求為已知，且需求對價格完全無彈性。

做出假設后，CMA 需要收集數據以完成市場仿真，包括機組的效率和裝機容量、碳排放價格、機組的運維成本等。機組的運維成本由公開數據估算得出，包括固定運維費用、可變運維費用、保險費、并網費等。CMA 通過以下三個步驟進行市場力分析：

1）確定電力供應曲線：根據各發電機組提交的報價信息，按照邊際成本遞增的順序形成發電側的電力供應曲線。

2）確定市場競爭價格：市場競爭價格即電力供需曲線交點所確定的邊際機組報價。某一時刻的電力需求數據由Elexon 提供，并且不考慮需求側響應。

3）確定機組最優策略：機組的最優策略指為使自身利潤最大化，機組可能保留部分發電容量、減少電力供應，從而抬高市場價格的行為。CMA 根據機組的邊際成本數據，分析其可能采用的策略，從而判斷機組是否會存在使用市場力、影響市場結果的可能性。

3國外成本核算機制總結

國外電力現貨市場實踐中對發電成本的核算通常都包含燃料成本、運維成本等機組發電時產生的成本分量，以可變成本作為機組報價及市場力檢測的依據。英國電力市場通過簡化的市場仿真判斷機組是否存在使用市場力、保留可用容量的可能性，也可以作為一種判別思路運用到實踐中。國外典型電力市場成本核算機制的不同點主要體現在燃料成本的計算、機組輸入-輸出曲線的相關規定等幾方面，下面進行具體分析：

燃料成本：燃料成本作為機組邊際成本的重要組成部分，制定合理的計算方式意義重大。PJM和ERCOT 中燃料成本均包括燃料購置、運輸、處理成本等，并通過機組的輸入-輸出曲線得出機組的燃料消耗量。德州規定燃料價格取價格指數，PJM 的燃料價格為燃料成交價，即現貨價格或合同價格，相對更加全面地反映燃料的真實成本，具有一定的參考價值。此外，PJM還考慮到用性能系數反映機組實際燃燒過程與理論過程的差別，但是若性能系數測算不到位，可能會出現燃料成本不符合實際的情況，電價也會因此受到影響。可再生能源機組與徑流式水電機組無燃料成本，抽水蓄能機組可將抽水成本視為燃料成本。

輸入-輸出曲線：機組的輸入-輸出特性作為衡量火電機組熱經濟性能的重要指標之一，是計算熱耗率、熱耗微增率、燃料成本等多個參數的基礎。因此各個電力市場都對輸入-輸出數據的提交和審核做出了明確要求，務必保障其真實可靠。機組輸入-輸出數據至少應包含最小出力和最大出力時的原始數據，ERCOT 另規定除最小最大出力點外，輸入-輸出曲線還要包括至少兩個中間點；同時機組輸入-輸出曲線的擬合結果為一個三次函數表達式。較多的數據點數能很好地改善擬合精度，而一般情況下，機組耗量特性的三次擬合比二次擬合更加精確，因此采用三次擬合準確度更高。

排放成本：PJM中將排放成本計入燃料成本中，要求機組根據排放配額上報排放量及排放價格，并給出排放成本的估算方法；ERCOT將排放成本計入運維成本中，根據機組上報給環保部門的歷史數據估算機組的當月排放量，排放價格由ERCOT定期公布，并公開排放價格的數據來源。相比而言，ERCOT 的排放成本機制更清晰透明，PJM市場由于各個州的排放政策不同，定價方式也不能一概而論，因此未給出一般性方法。

停機成本：ERCOT的停機成本體現在啟動成本計算中，啟動成本即包含本次啟動及前次停機的所有成本。而PJM中未提及機組停機成本的核算，因此無法表示機組從正常運行到機組關停過程產生的發電成本，不能完整描述機組的全部發電成本。

固定成本：國外電力市場的成本核算不包含固定成本。在競爭性電力批發市場中，固定成本的回收通常可分為兩種方式：一是如澳大利亞和美國德州等的單一能量市場模式。發電機組通過單一能量市場回收包括投資成本在內的所有成本，不對固定成本進行單獨回收[10]。然而，由于機組只能在負荷高峰時期回收固定成本，這種方式會帶來比較嚴重的尖峰電價，更適合于在發展較為成熟的電力市場中運作；二是通過建立各種形式的容量成本補償機制回收固定成本，如智利、秘魯等國電力市場實行政府核定容量電價的發電容量成本補償機制；PJM、英國等電力市場通過建立競爭性容量市場實現發電投資成本的回收[11-12]。容量市場的建立需要科學的論證和完整的設計，我國的電力體制改革仍處于發展階段，市場機制仍不成熟，可以按照我國傳統核算方式，采取核定容量成本、計提折舊的方式補償發電機組固定成本。

對我國發電成本測算的啟示：目前，我國發電公司大多參照原電力部頒布的《電力工業企業成本核算實施意見》，根據電力產品成本開支范圍，將發電成本分為燃料費、購入電力費、水費等項目，按照我國傳統發電成本核算方法進行核算。由于當時上網電價由政府核定，發電企業成本核算主要滿足價格管理部門定價需要，不適用于現貨市場環境下的報價及市場力監控。通過對國外典型電力市場的實踐經驗進行歸納總結，對于我國現貨市場下的發電側成本測算具有一定的借鑒意義。

借鑒國外電力市場對發電成本的核算辦法，結合我國電源結構和市場特點，可將各類發電機組的成本構成分為啟動成本、空載成本、增量成本、固定成本四類，前三項均只包含燃料成本及運維成本，可再生能源機組不含燃料成本，只計運維成本，固定成本以機組的投資成本為主。啟動成本反映機組本次啟動及前次停機過程涉及到的成本；空載成本除用于成本測算外，還要根據報價曲線單調遞增的要求在最小出力處進行調整；增量成本由機組能耗曲線導出，反映機組出力高于最小出力時的發電成本；固定成本可通過核定容量成本，采取容量補償的方式補貼機組的前期投資。未來建立容量市場后，可通過容量電價等方式補償。

火電機組的燃料成本包括燃料在購買、運輸、處理等過程中產生的成本，排放成本也包含在燃料成本中。燃料購買價格可取燃料價格指數或合約價格，由于我國的發電機組大多采用單一燃料，因此可以只測算某種燃料消耗量，而不計消耗比例；由于我國的碳交易機制尚未成熟，以碳價為基礎測算排放成本可能會影響電力現貨市場電價的穩定性，因此建議排放成本可以采取政府定價、核定排放量的方式，定價機制應盡量公開、透明；可再生能源機組與徑流式水電機組不計燃料成本，抽蓄機組的耗電費用可視為燃料成本；運維成本是為保證機組穩定運行而產生的運行維護費用，包括設備檢修、部件更換、性能測驗等成本，可按發電量或等效運行小時數進行均攤，隨后計入發電成本。

在機組的數據采集方面，火電機組的輸入-輸出曲線可由試驗數據或設計參數給定，考慮到采集數據可能帶來的費用負擔，原始數據應至少包含最大最小出力點，而不宜過多。擬合可采用三次函數形式以提高精度，在計算熱耗率及熱耗微增率曲線時也能使曲線更加平滑。

4結束語

為預防市場力、促進發電側良性競爭、保障用戶電價合理性，世界各國均對發電成本的核算方法展開研究。本文調研并分析了美國PJM 市場、德州電力市場、澳大利亞電力市場及英國電力市場的發電成本測算方法、流程和模型，及其在電力市場監管體系中的運用方式，歸納總結了不同國家成本核算機制的優缺點，為我國現貨市場下的發電成本核定提供了可借鑒的經驗。最后，結合我國電力市場的運行特性和改革要求，參照國外典型電力市場的實踐經驗，為我國發電成本核算機制的設計提供了思路和建議。