在电力市场改革深化与“双碳”目标双重驱动下，江苏省火电企业正面临市场化交易占比提升、新能源替代加速、成本压力陡增的三重挑战。2024年数据显示，我国工商业用电市场化交易占比已近70%，江苏作为经济大省，这一比例更高，且2024年江苏绿电交易均价较普通中长期电价高出0.08元/千瓦时，进一步挤压火电利润空间。火电企业的成本管理已从传统生产端管控转向“生产+交易”全链条覆盖，亟需构建适配多元交易模式的大成本管理体系，通过交易策略与成本管控的协同实现效益提升。
一、市场化交易对江苏火电企业成本结构的重塑影响
电力市场改革催生的中长期、现货、发电权多元交易模式，正在重构江苏火电企业的成本构成与利润逻辑，传统成本管理框架已难以适配。
从成本构成看，交易相关成本占比显著上升。以往火电成本以燃料、运维等生产性成本为主，占比超80%，而市场化交易后，交易价差损失、偏差考核费用、发电权转让成本等新型成本占比已攀升至15%-20%。江苏作为电力现货市场试点省份，时点电价波动可达0.3元至2元/千瓦时，分时峰谷差率超80%，不合理的交易策略可能导致单厂年度成本增加数千万元。
从利润驱动看，成本管控重心向“事前预判”转移。计划经济时代“量价固定”模式下，利润主要依赖降煤耗、控运维，而市场化后，优秀交易策略可使项目收益提升15%-30%，反之则可能陷入亏损。江苏火电企业需同时应对本地现货市场波动、跨省交易壁垒、绿电溢价等多重因素，成本管理的复杂性远超传统模式。
从风险传导看，交易成本与生产成本高度联动。燃料采购成本与现货电价的错配、机组检修计划与发电权交易的脱节，都可能形成“成本-收益”剪刀差。例如，某火电企业因未预判现货价格下跌，签订过高比例中长期合约，导致年度交易价差损失超千万元，凸显交易与生产成本协同管控的必要性。
二、江苏火电企业大成本管理的核心痛点
结合江苏电力市场特征与火电企业运营实际，当前大成本管理存在三大突出问题，制约了交易与生产的协同增效。
（一）交易成本管控碎片化，缺乏全周期预算约束
多数企业将交易成本视为“事后核算项”，未纳入全面预算体系。中长期交易中，部分企业为追求电量锁定盲目签订高价合约，忽视燃料成本变动趋势；现货交易中，缺乏对报价偏差、套利成本的精细化测算，某企业2024年因现货申报偏差超标产生考核费用达320万元。此外，发电权交易与碳成本脱节，未充分考量碳排放权价格对交易收益的影响，违背“成本-收益-碳成本”联动原则。
（二）“生产-交易”成本协同机制缺失
生产部门与交易部门存在管理壁垒：燃料采购基于历史耗煤数据制定计划，未结合现货电价波动调整采购节奏；机组检修安排固化，与发电权转让时机错配，导致设备维护期间需高价回购电量填补缺口。江苏某火电企业2024年因检修期未及时处置发电权指标，额外产生购电成本450万元，反映出资产运维与交易优化的协同不足。
（三）数字化支撑不足，成本动态管控能力薄弱
面对江苏电力市场海量交易数据，多数企业仍依赖人工核算与经验判断，缺乏“数据采集-分析-决策”一体化工具。成本核算滞后于交易执行，难以实时跟踪中长期合约价差、现货套利收益等动态指标；风险预警机制缺失，对负电价、极端峰价等异常场景的成本冲击缺乏预判，2024年江苏现货市场出现负电价时，部分企业因未及时调整发电计划导致度电亏损0.12元。
三、财务管理视角下的大成本管理优化路径
以“交易引领、预算管控、协同联动、数字赋能”为核心，构建覆盖交易全链条与生产全环节的大成本管理体系，实现成本与收益的精准匹配。
（一）构建交易成本全周期预算管理体系
将交易成本纳入全面预算框架，实现从“事后核算”到“事前预判、事中控制、事后复盘”的闭环管理。在预算编制阶段，结合江苏电力供需特征（如夏季负荷高峰、冬季枯水期），按“中长期锁基差、现货赚弹性”原则拆分预算指标：中长期合约电量占比按70%-80%控制，预留20%-30%电量参与现货套利，预算偏差率控制在5%以内。
建立动态调整机制，每月根据燃料价格变动、现货价格指数、绿电交易溢价等数据，修正交易预算。例如，当江苏沿海电厂标煤单价上涨超10%时，自动触发中长期合约补签流程，锁定成本区间；当现货价格预测峰值超1.5元/千瓦时，增加现货市场售电预算占比。同时，将交易费用、偏差考核、碳成本等全部纳入预算明细，实现“每笔交易有预算、每项成本有归属”。
（二）强化“交易-生产-碳成本”协同管控
以成本最优为目标打破部门壁垒，建立跨部门协同机制。燃料成本方面，推行“电价-煤价”联动采购，交易部门每周提供现货价格预判曲线，燃料部门据此制定动态采购策略：当现货电价预计高于0.4元/千瓦时，增加高热值煤采购比例提升发电效率；当电价低于0.3元/千瓦时，加大低热值煤掺烧降低成本，力争燃料综合成本每千瓦时下降0.02-0.03元。
资产运维方面，建立“检修计划-发电权交易”联动机制。根据机组检修周期，提前3个月制定发电权交易方案：大修期间转让全部发电权指标，避免电量缺口成本；小修期间保留50%指标，结合现货价格灵活启停机组。江苏某企业通过该策略，2024年检修期减少电量损失成本680万元。
碳成本管控方面，将碳排放成本纳入发电权交易定价模型。结合全国碳市场价格与江苏绿电溢价，测算发电权转让的“成本临界点”：当碳价超80元/吨时，优先转让高煤耗机组发电权，通过“低煤耗机组发电+碳配额出售”组合套利，实现碳成本内部消化。
（三）优化多元交易组合的成本收益模型
针对江苏电力市场交易品种特性，制定差异化成本优化策略，最大化交易端收益对成本的覆盖能力。中长期交易中，采用“双边协商+集中撮合”组合模式：与大型化工企业签订60%电量的双边协商合约锁定基准收益，剩余40%电量通过集中撮合获取市场公允价格，利用差价合约机制对冲现货价格波动，可使交易风险降低30%-40%。
现货交易中，建立“价格预判-套利执行-成本核算”精细化流程。组建专业报价小组，结合江苏电网负荷特性、新能源出力预测等数据，每日生成分时报价曲线；在峰谷价差超0.5元/千瓦时的时段，实施“低谷发电储能、高峰并网售电”策略，参考山东储能电站经验，力争度电套利收益达0.4元以上。同时，积极参与辅助服务市场，获取调频、备用补偿收益，补充现货交易成本。
发电权交易中，基于比较优势理论优化交易方向。向本地高煤耗企业收购发电权指标，利用自身机组煤耗优势（较行业平均低15克/千瓦时）赚取成本差价；对跨省交易，测算“输电成本+现货价差”综合收益，2024年某企业通过华北调峰服务与省间现货交易组合，单月增加收益30.45万元，验证了跨区域交易的成本优化潜力。
（四）搭建数字化成本管控平台
依托大数据与人工智能技术，构建覆盖“成本-交易-风险”的数字化管理工具。数据层整合江苏电力交易中心数据、燃料采购系统、机组运维平台等多源数据，实现中长期合约价差、现货报价偏差、燃料成本变动等指标的实时采集；分析层建立价格预测模型，精准预判江苏现货市场分时价格，误差率控制在10%以内；决策层设置成本预警阈值，当现货交易亏损超预算10%或燃料成本超支5%时，自动触发预警并推送优化方案。
建立交易成本复盘机制，每月开展“预算执行-收益达成-成本偏差”三维分析，形成《交易成本优化报告》。对套利成功案例提炼可复制策略，对亏损项目剖析成本动因，例如某企业通过复盘发现现货报价与实际出力偏差率达18%，通过优化机组响应速度将偏差率降至8%，月度考核成本减少120万元。
四、保障措施：夯实成本管理实施基础
（一）完善组织与制度保障
成立由财务部门牵头，交易、生产、燃料部门参与的成本管理领导小组，明确“财务管总、交易算利、生产控本”的职责分工。制定《交易成本管理办法》《预算偏差考核细则》等制度，将成本优化指标纳入部门绩效考核，对超额完成成本控制目标的团队给予奖励，强化全员成本意识。
（二）强化专业能力建设
针对江苏电力市场规则，开展“交易策略+成本核算”专项培训，重点覆盖中长期差价合约、现货报价技巧、碳成本测算等内容。建立“内部培养+外部引进”机制，打造兼具财务素养与交易能力的复合型团队，为成本管理提供人才支撑。
（三）健全风险防控体系
识别交易价格波动、政策调整、碳价上涨等核心风险，建立风险矩阵与应对预案。通过中长期合约锁定70%以上电量，降低现货市场波动风险；利用碳排放权期货工具对冲碳成本上涨风险，确保大成本管理的稳定性与可持续性。
结语：电力市场化改革为江苏火电企业带来挑战的同时，也孕育着成本优化的机遇。火电企业需跳出传统生产端成本管控思维，以财务管理为抓手，通过交易成本全周期预算、“生产-交易”协同、多元交易组合优化与数字化赋能，构建“交易创效、生产降本、财务控险”的大成本管理体系。在江苏电力市场日趋成熟的背景下，唯有将成本管理深度融入交易决策与生产运营，才能在新能源转型与市场竞争中实现成本最优、效益最大，为企业可持续发展奠定坚实基础。
电力交易市场化下江苏火电企业大成本管理优化路径
