时间:2022-04-10 作者:王迅等
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摘要:
财务分析在天然气分布式能源供能决策中的应用
王迅史庆茜姜爱民■
摘要:管理会计实践要求基于经济业务实质,融合财务统计模型,提供正确的会计信息用于企业的各项预测、决策、控制、评价。本文以天然气分布式能源供能决策为例,在天然气价格高企的背景下,具体说明一家燃气分布式发电供能电站的现状及财务分析存在的问题,探索基于业务实际和多元线性回归的边际贡献财务分析,为改善供能决策提供科学依据。
关键词:天然气分布式能源;多元线性回归;财务分析;管理会计
中图分类号:F234.3;F275;F206文献标志码:A文章编号:1003-286X(2021)20-0040-04
天然气分布式能源是指利用天然气为燃料,通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用,综合能源利用效率可达70%以上,并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式,是实现天然气高效利用和优化能源结构的重要路径。“十三五”期间,天然气分布式新增装机量呈逐年增长趋势,截至2020年年底,我国天然气分布式装机量达到5000万千瓦。
与传统集中式供能方式相比,天然气分布式能源具有以下优点:有效减少碳排放,提升能源综合利用效率,提高能源供应的安全性。通过冷、热、电三...
财务分析在天然气分布式能源供能决策中的应用
王迅史庆茜姜爱民■
摘要:管理会计实践要求基于经济业务实质,融合财务统计模型,提供正确的会计信息用于企业的各项预测、决策、控制、评价。本文以天然气分布式能源供能决策为例,在天然气价格高企的背景下,具体说明一家燃气分布式发电供能电站的现状及财务分析存在的问题,探索基于业务实际和多元线性回归的边际贡献财务分析,为改善供能决策提供科学依据。
关键词:天然气分布式能源;多元线性回归;财务分析;管理会计
中图分类号:F234.3;F275;F206文献标志码:A文章编号:1003-286X(2021)20-0040-04
天然气分布式能源是指利用天然气为燃料,通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用,综合能源利用效率可达70%以上,并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式,是实现天然气高效利用和优化能源结构的重要路径。“十三五”期间,天然气分布式新增装机量呈逐年增长趋势,截至2020年年底,我国天然气分布式装机量达到5000万千瓦。
与传统集中式供能方式相比,天然气分布式能源具有以下优点:有效减少碳排放,提升能源综合利用效率,提高能源供应的安全性。通过冷、热、电三联供满足终端用户的冷、热、电能源需求,这符合重点地区乃至全国的绿色发展战略,响应了建设节约型社会和城市
的号召。虽然天然气分布式能源的项目数量、装机容量和应用场景等不断增加,但因政策、燃料价格和边际贡献核算标准等影响,损益有较大不确定性。具体体现在:一是政策体系不够健全,尽管国家出台了多项鼓励政策但多数停留在文件上,没有实质性产业优惠,不利于产业拓展。二是项目受天然气价格、电力价格因素影响巨大,尤其是受制于国内紧张的天然气供求关系,较高的天然气成本导致大量天然气分布式能源项目出现经营亏损。三是缺乏适合天然气分布式能源生产经营特点的成本分摊标准和边际贡献计算方法,燃料成本核算基本上参照传统火电热电联产方式,使得分布式能源企业生产策略受错误信息引导,进而作出错误的选择。
运用管理会计工具,提供正确的经营决策和管理控制会计信息是企业高质量发展的重要基础。基于经济业务实质,融合数学模型,确认相关经济指标及对应的边际贡献,对供能决策至关重要。基于天然气分布式生产经营特点,笔者通过调研公司所属分布式能源站的现状,寻求适合分布式综合能源企业成本分摊与边际贡献计算的新思路,在当前气价高企的情况下,为管理者能源生产决策提供科学依据,达到提质增效的目的。
一、A能源站现行边际贡献计算方法及存在问题
(一)A能源站的基本情况及生产工艺流程
作者简介:王迅,华电湖北发电有限公司总会计师;
史庆茜,华电湖北发电有限公司新能源分公司财务部副主任;姜爱民,华电湖北发电有限公司新能源分公司副总经理。
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笔者所调研的A天然气分布式能源站装有2套燃气内燃发电机组和烟气型溴化锂机组(以下简称溴机)、3套离心式冷水机组(以下简称离心机),总装机容量0.8088万千瓦,年设计发电量6794万千瓦时、供热7.85万吉焦、供冷14.24万吉焦。与传统热电联产企业通过抽汽供热不同,分布式能源主要生产工艺为燃气内燃机组通过燃烧天然气进行发电,产生废热通过溴机换热进行制热或制冷,属于废热再次利用,同时在夏季供冷不足的情况下,额外采用离心机作为制冷的补充。
(二)能源站常规边际贡献计算方法
目前内燃机型天然气分布式能源站的技术经济类指标核算基本参照传统热电联产火电机组进行核算,即将电力、热力作为联产品,根据产量和能源消耗量在电力、热力中分摊燃料成本,主要步骤如下:
1.根据天然气的低位发热量和消耗的天然气数量,确定入炉天然气的总热值,然后根据总供能量占入炉天然气的总热值确定热电分摊比,即:
总耗热量(吉焦)=耗气量(千标方)X低位发热量(33490千焦/方)
热电分摊比=供能量(吉焦)/总耗热量(吉焦)
其中供能量为溴机和离心机供能量之和(下同)。
2.计算出热电分摊比后,将入炉消耗标煤量按此比例分摊,即:
发电消耗标煤量(吨)=入炉消耗标
煤量(吨)X(1-热电分摊比)
供能消耗标煤量(吨)=入炉消耗标煤量(吨)X热电分摊比
3.结合发电量、供能量计算发电标煤耗和供能标煤耗,即:
发电标煤耗(克/千瓦时)=发电消耗标煤量(吨)X1000/发电量(兆瓦时)
供能标煤耗(千克/吉焦)=供热消耗标煤量/供能量
4.根据当期天然气折标煤价测算单位发电燃料成本和单位供能燃料成本,即:
单位发电燃料成本(元/兆瓦时)=入炉天然气折标煤价(元/吨)X发电标煤耗(克/千瓦时)/1000单位供能燃料
成本(元/吉焦)=入炉天然气折标煤价(元/吨)X供能标煤耗(千克/吉焦)/1000
5.根据所计算出的单位燃料成本分别计算发电和供能的边际贡献,即:
发电边际贡献(元/兆瓦时)=售电单价(元/兆瓦时)-单位发电燃料成本(元/兆瓦时)
供能边际贡献(元/吉焦)=售热单价(元/吉焦)-单位供能燃料成本(元/吉焦)
(三)使用常规热电联产确认边际贡献存在的问题
天然气分布式能源按照常规电热联产品方式计算的煤耗、燃料成本和边际贡献失真,主要原因如下:
一是传统热电联产企业电力、热力均源自锅炉燃料热能转换,电力、热力属于联产品,因此燃料成本需由电力、热力分摊。而燃气分布式能源站溴机利用内燃机发电后的废热对外供能,废热如不用来供能,将直接排向大气,对发电效率没有影响,属于零边际成本供能,供能是否应分摊燃料成本值得商榷。
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二是传统热电联产企业主要业务为发电、供热,天然气分布式能源站采用溴机进行发电、供热、供冷三联供,供冷时采用离心机补充供冷,离心机供冷的能源为电力(可用内燃机自发电或从电网购电)。离心机补充供冷与天然气的消耗无关,但是计算热电分摊比和供能煤耗时,却将离心机所产冷量全部计入,将拉低发电煤耗。
以A能源站为例,在当前工况条件下,入炉天然气10万方,发电量大约39.5万千瓦时,假设发电废热全部直接排放,溴机没有开机,当期只用离心机进行供冷,使用10万千瓦时电网购电,可生产出1742吉焦冷量。
1.按照常规电热联产品方法计算:
发电标煤耗=发电用标煤量/发电量=入炉标煤量(1-热电分摊比)/发电量=入炉天然气量*33490/29308X(1-供能量/入炉天然气量X33490)/发电量=(100000*33490/29308*1000)X[1-1742000000(/100000X33490)]/400000=137.07(克/千瓦时)
此时发电标煤耗为137.07克/千瓦时,结合能源站上网电价价格为0.678元/千瓦时,据此:
发电盈亏平衡点的入炉标煤价=0.678/0.13707=4.945(元/千克)
折合天然气价格=4.945/29308X
33490=5.65(元/立方米)
2.按照能源站实际情况计算:
目前能源站正常发电情况下的热耗率=总耗热量/总发电量=8469千焦/千瓦时(每产生1kWh的电能所消耗的热量,该数据在天然气品质正常的情况下基本上为常数)。
即每方天然气可产生3.95千瓦时(33490/8469)电力,折算一千克标煤可产生3.46千瓦时(29308/8469)电力,此时对应的发电标煤耗289克/千瓦时(1000/3.46)。据此:
发电盈亏平衡点的入炉标煤价=
0.678/0.289=2.346(元/千克)
折合天然气价格=2.346/29308X33490=2.68(元/立方米)
二者对比之下,第一种计算方法得出的结论为只要天然气价不高于5.65元/立方米,发电即可盈利,而第二种计算方法得出的结论却只有2.68元/立方米。盈亏平衡点的天然气价格相差2.97元/立方米,差异率110.82%,在当前天然气价格高企的情况下,可能使决策者做出不科学的判断。
二、基于业务实际和多元线性回归的边际贡献确认
根据A能源站实际情况,天然气分布式能源未采用余热锅炉,而是直接采用溴化锂机组和离心机供能(即供能不对发电效率产生影响),该类型天然气分布式能源进行燃料核算时不应采用常规热电联产品成本分摊方式计算边际贡献。电、热及其收入、成本存在线性关系,笔者利用多元线性回归方程计算边际贡献并确认盈亏平衡点气价水平。
(一)不考虑离心机独立开机情况
1
.溴机供能方式。天然气分布式能源的燃料成本全部由发电承担,供能量零边际成本,供能量的大小只影响盈亏平衡点的天然气价,公式可推导如下:
①根据溴机产生的供能量计算热电比,即:
热电比=供热量(吉焦)/发电量(兆瓦时)X3.6
②根据当前标准热值29308千焦/方和热耗率8469千焦/千瓦时得出:
发电标煤耗=1000/(29308/8469)=289(克/千瓦时)
③已知上网电价为678元/兆瓦时(在离心机未开的情况下,生产运行用厂用电较少,忽略不计),供能单价为163.6元/吉焦,供能管损11.5%。假设盈亏平衡点入炉标煤价为X元/吨,热电比为Y(热电比只考虑溴机),则:
盈亏平衡点入炉标煤价X入炉标煤耗=上网电价收入+供能收入=289/1000X=678+3.6YX163.6X(1-11.5%)
0.289X=678+521.23Y
X=2346+1803.56Y
即当供能为零的情况下,盈亏平衡点入炉标煤价为2346元/吨,存在供能的情况下,每提高1%的热电比,可提高盈亏平衡点18.04元/吨。决策者可通过预测当期的热电比来判断可以接受的盈亏平衡点。
2
.离心机补充供能方式。因A能源站上网电价高于下网电价,离心机开机时使用下网电经济效益将恒优于使用厂用电,但由于受限于两台内燃机同时运行时无法使用下网电,只考虑使用厂用电运行离心机的模式,此时,离心机具有4.28倍的效率杠杆作用。已知上网电价为678元/兆瓦时,供能单价为163.6元/吉焦,供能管损11.5%。假设盈亏平衡点入炉标煤价为X元/吨,热电比为Y(热电比只考虑溴机),1兆瓦时发电量中离心机使用Z兆瓦时,则推导出:
289/1000X=678X(1-Z)+4.28ZX163.6+3.6YX163.6X(1-11.5%)
X=2346+76.12Z+1803.56Y
即当供能为零的情况下,盈亏平衡点入炉标煤价为2346元/吨,存在供能的情况下,每提高1%的热电比,可提高盈亏平衡点18.04元/吨,1兆瓦时发电量中离心机耗用电量每增加0.1兆瓦时,可提高盈亏平衡点7.6元/吨。
(二)离心机独立开机情况
A能源站离心机组的额定用电量726.5kW,理论制冷功率为3516kW,去除11.5%管损影响,存在4.28倍[3516X(1-11.5%)/726.5]的效率杠杆作用。目前能源站供能价格163.6元/吉焦,折合为587.88元/兆瓦时。
因离心机单独开机时,采用电网购电方式使用,不会对溴机生产方式产生任何影响,可视为一种独立的生产流
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程,只需对比离心机与溴机的边际贡献即可。能源站使用离心机供能时从电网购电价格为541.3元/兆瓦时,对应的离心机单位供能成本为126.47元/兆瓦时(541.3/4.28)。已知上网电价为678元/兆瓦时,供能单价为163.6元/吉焦,供能管损11.5%。假设盈亏平衡点入炉标煤价为X元/吨,热电比为Y(热电比只考虑溴机),则推导出:
289/1000X=678+126.47+3.6YX
163.6X(1-11.5%)
X=2783.63+1803.56Y
即入炉标煤价只要不高于2783.63元/吨,使用溴机供能成本将低于使用离心机单独供能。同时热电比越高,溴机供能优势越明显,每提高1%的热电比,溴机具有供能优势的入炉标煤价会进一步提高18.04元/吨。
三、基于业务实际和多元线性回归的财务分析
由以上分析可得,A能源站的发电策略不应采取电热联产品方式计算单位边际贡献,而需预计热电比和离心机开机情况综合计算,并据此作出供能决策。
(一)盈亏平衡点测算模型
假设盈亏平衡点入炉标煤价为X元/吨,热电比为Y(热电比只考虑与内燃机有直接关系的供能量),1兆瓦时发电量中离心机使用Z兆瓦时,则推导出:
XX(标煤热值/热耗率)/1000=上网电价X(1-Z)+离心机效率杠杆X
ZX售能价+3.6YX(1-供能管损率)X售能价
将已知数代入后可解得:
X=a+bY+cZ
其中a为不对外供能时的盈亏平衡标煤价,b为热电比对标煤价的影响因子,c为1兆瓦时发电量中离心机使用Z兆瓦时的影响因子。
(二)A能源站财务分析测算
将A能源站由2019年12月的基础数据得出的热电比Y=71.5%、Z=0代入后,结合之前推论,可得:
X=2346+1803.56X0.715=3636(元/千标方)
结合独立开启离心机的情况,将数据代入之前独立开机的公式可得:
X=2783.63+1803.56X0.715=4073(元/千标方)
(三)供能策略选择
参照以上模型测算结果,当期供能策略可选择如下:
1
.入炉天然气价格低于3636元/千标方时,采用内燃机+溴机的开机方式效益最高。
2
.入炉天然气价格在3636〜4073元/千标方之间时,内燃机+溴机的开机方式已经无边际贡献,但使用溴机供能的成本仍低于离心机成本,此时仍应选择内燃机+溴机的开机方式。
3
.入炉天然气价格高于4073元/千标方时,停止开内燃机+溴机组合,使用离心机供能。
(四)在实践中的应用情况
2020年以来A能源站采用此模型进行能源生产方式选择后提质增效效果明显,笔者通过对比2020年与2017年数据(2018年与2019年发电量较少,不具备可比性)可以看出实际效果显著(见表1)。
由表1可以看出,在两年发电量基本一致的情况下,2020年下网电量减少86万千瓦时,下降63.79%,节约购电费48万元;供能量提高78.82%,全站综合用电率下降0.86%,热电比提高20.29%,能源综合效率提高8.66%。各项指标的优化,促进了A能源站经营改善。E
责任编辑任宇欣
主要参考文献
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