在现货市场的日前申报信息中，火电机组需要申报自身的量价曲线。
多数的省份都有类似的申报规则，要求机组分段申报，第一段的出力起点为机组的最小技术出力，最后一段的出力终点为机组的最大出力也就是额定容量。
期间分段的段数不能大于规则规定，而且每一段的跨度不得小于某个数值，比如说机组额定容量的X%或者说是固定值。
对于每一段的价格，要求单调非递减，后面一段的报价不能比前面的要低。段与段分界点处的报价归属于前一段的终点出力。
有了这一套量价曲线的申报，交易中心和调控中心就清楚了该机组在竞价日以及运行日的"发电成本"，这里的成本不要理解为机组的实际成本，但因为出清以安全约束下的系统发电成本最小为目标，所以这里就要把机组申报的量价信息当成其自身的成本项。
这样的申报，相当于火电机组向运营商提供了这样的信息：在机组所有可能的出力功率下，机组的边际成本是多少，也就是在某个出力状态下，单位出力增量多带来的成本增量是多少。
比如这样一条量价曲线，一共分成四段，每一段间隔100兆瓦，最小技术出力为200兆瓦，额定容量为600兆瓦，报价分别为350、380、420、440元/兆瓦时。
250兆瓦时对应的边际成本报价为350元，意思就是说机组将输出功率从250兆瓦提高到251兆瓦后，这个增量的1兆瓦对应的成本是350元。
这里还有一点需要明确，我们看到的报量报价曲线中，报的量是功率值，并非是电量值，是因为默认申报的是交易周期内的平均功率。
比如交易周期是1小时，如果这个时段机组中标250兆瓦，也就意味着机组将以250兆瓦的输出功率在这60分钟提供250兆瓦时的电量。
那么某个小时内以250兆瓦输出的机组，按照上述报价情况，整体的运行成本是多少呢？
既然量价曲线申报的价格理论上是边际成本，也就是增量发电量的增量成本。发电增量带来的是燃料增量，而燃料增量对应的成本增量就是燃料的花费，这一点就是报价的体现。
可见，以250兆瓦在输出的该机组，要求取此时总体的燃料成本，就要以这个报价曲线做积分，或者用出清电量的垂线与报价曲线所围起来的面积，就是实际的总燃料成本。
有没有发现一个奇怪的地方，这个圈起来的面积（橙色区域）可没有包含最小技术出力之前的部分。
同理，我们把出清电量换成额定容量，那么在额定容量的垂线下，与量价曲线围起来的区域（橙+黄）也没有包含最小技术出力之前的部分。
我们换个角度看，这个围起来的面积，其实也就是量价曲线的多段线性函数之和，用每一段内的中标电量乘以该段的报价，然后把全部中标段内的乘积加和就是这个面积。这个说法几乎在全部省份的现货市场运行规则里都有相似的表述。
而我们用来乘以价格的是这段报价内的中标电量，而不是实际对应在横轴上的出力数值，比方说刚才250兆瓦出清的例子，因为250在第一段报价200~300这个区间，中标电量是50，用这个50和该段报价350相乘才是围起来的面积，而不是用250乘以350，那样的话范围就拓展到最小技术出力以下的部分了，但那部分并没有体现在这个申报的量价曲线中。
我们不能默认最小技术出力以下的成本就是最小技术出力点所对应的报价，在这种申报量价的方式下，并没有这样的规定。
所以，单从这一个量价曲线和出清电量是无法得出全部运行成本的，也就是说真正的运行成本应该是中标电量垂线与量价曲线围成的面积，再加上一个能体现最小技术出力之前电量成本的数值。
而这个数值，只要火电机组处于运行状态，它就会发生，而且是一个定值，不会随着出力的变化而变化。
我们再来梳理一下这个逻辑，虽然火电机组每天在日前市场申报的量价曲线并不一定代表其真实的发电成本，但只要这条曲线在规则允许的范围内，那么接受到这条曲线的交易和调度机构就会将其当做是该台机组的发电成本，会纳入到出清函数中。
多数省份规定这条曲线的起点为机组的最小技术出力或者是不高于最小技术出力（甘肃为0），终点是机组的额定容量，且每一个报价段上申报的价格虽然以单价的形式体现，但实则是边际成本。
而想要求取在某个出力情况下的总体运行成本，我们需要求取量价曲线和出清电量垂线之间的面积，或者说求取全部出清段内量价函数的积分。
但不论是面积还是积分值，都没有包含最小技术出力以下的成本部分，所以量价曲线和出力垂线围成的面积仅仅是总运行成本中的一部分，是变动成本部分。
但一台火电机组想要正常运行，那么至少就要工作在最小出力状态下，这样我们可以把运行成本拆成两部分，一部分是“最小技术出力至实际出力”部分的成本，对应就是上面的变动成本，靠求面积或者求积分来获取。
而维持最小技术出力状态需要的成本，可以认为是一个固定值，也就是说只要机组在运行状态，那么就会对应发生的成本。
这个成本具体是多少，同样需要机组在日前进行申报，不过这个申报数值和量价曲线中申报的价格一样会有一些限制，也就是说需要在规定的范围内。
而且，各地对于这个数值的体现形式以及最终的申报形式都不太相同，有的叫做空载成本，有的叫做最小技术出力成本费用，有的按照元/小时来申报，有的又按照元/MWh来申报，林林总总，各式各样。
这个单独申报的“成本项”，与变动成本一同构成了火电机组的运行成本，再联合在运行日可能存在的启动成本，就构成了某台机组总体的日内运行成本，这个成本在日前市场出清环节中的第一环，也就是SCUC可靠性机组组合出清环节的目标函数中及其重要。
当然，火电机组会涉及到这些，而作为新能源机组并不存在启动成本项和最小技术出力项，这两个位置的成本当做零处理即可。
这才是一个运行的火电机组在运行日内的全部运行成本，如果说日内发生过机组从停机到启动的过程，那么就会发生启动成本，总的日内运行成本就是启动成本+变动成本+准固定成本。
因为各地对于本篇分析的最小技术出力及以下功率部分的成本叫法不一样，所以这里用“准固定成本”来指代，毕竟一旦机组在运行，那么这个准固定成本就会发生。
这三份成本中启动成本按次来，变动成本根据每个时段的出力来确定，注意这里只是实际出力减掉最小技术出力的变动成本，而准固定成本按时间来，每运行一个交易时段，那么对应也就发生一个周期，数值固定。
综上，通过必开机组：为何存在低价时段发电的火电机组一文，我们了解了为何在有些现货出清价格低于火电申报价格的时段，依然还会有一些火电机组在发电，因为考虑到运行日全日的发电成本优化以及机组的物理条件限制，所以会有一些火电机组在低价时段依然在工作。
再结合本文，我们也了解了一个正在运行的火电机组，在运行日个时段的运行成本到底包含哪些，尤其是准固定成本项往往会被很多人忽略掉。
有了以上这些基础，我们就可以讨论一个更有意思的问题。现货低价时段依然在运行的火电机组，一定是在“赔钱发电”么？
原标题：空载成本：易被忽视的火电成本项
