華潤新能源投資有限公司山西分公司 張艷鋒 王兵兵 侯 丁 閆麗偉

山西啟申綜合能源服務(wù)有限公司 郭建華 山西泰和智達(dá)機(jī)電工程有限公司 李 強(qiáng)

為踐行“碳達(dá)峰、碳中和”國家雙碳戰(zhàn)略目標(biāo)，山西省在全國率先啟動(dòng)雙邊電力現(xiàn)貨市場不間斷試運(yùn)行。在山西現(xiàn)貨分時(shí)段運(yùn)行結(jié)算機(jī)制下，項(xiàng)目普遍采用以“減法”計(jì)量，研究發(fā)現(xiàn)新能源項(xiàng)目在現(xiàn)貨規(guī)則下，計(jì)量電量的“跳點(diǎn)”“負(fù)電量”問題對新能源發(fā)電企業(yè)收益影響較大。因此，從計(jì)量點(diǎn)設(shè)置角度提出基于國網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)雙方共贏的思考建議，為新能源的可持續(xù)健康發(fā)展提供借鑒。

截至2022年年底，山西省裝機(jī)12080萬kW，其中煤電裝機(jī)7107萬kW，新能源裝機(jī)4013萬kW。根據(jù)山西“十四五”規(guī)劃，到2025年風(fēng)電3000萬kW、光伏5000萬kW、水電（含抽蓄）224萬kW以上、生物質(zhì)能發(fā)電100萬kW以上，全省可再生能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到8300萬kW以上，實(shí)現(xiàn)新能源和清潔能源裝機(jī)容量占比達(dá)到50%的目標(biāo)。近年來，山西電網(wǎng)新能源裝機(jī)快速增加，電網(wǎng)接入資源不足，普遍存在新能源發(fā)電企業(yè)聯(lián)合送出接入電網(wǎng)和多期項(xiàng)目接入同一升壓站。

電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行是對電力改革的深化和延伸，是還原電力商品屬性的體現(xiàn)。山西省作為現(xiàn)貨市場試點(diǎn)，建設(shè)電力現(xiàn)貨市場，可實(shí)現(xiàn)省內(nèi)省外電力市場協(xié)同運(yùn)作，有利于實(shí)現(xiàn)電力資源在更大范圍共享互濟(jì)和優(yōu)化配置，保障電網(wǎng)安全的同時(shí)進(jìn)一步提升新能源消納水平，對推動(dòng)電力體制改革意義重大。據(jù)電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程規(guī)定，新能源發(fā)電場電能關(guān)口計(jì)量點(diǎn)設(shè)置在下列位置：風(fēng)力發(fā)電場與電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點(diǎn)；具有電氣聯(lián)系的不同風(fēng)力發(fā)電場之間的產(chǎn)權(quán)分界點(diǎn)；同一風(fēng)力發(fā)電場內(nèi)不同上網(wǎng)電價(jià)風(fēng)力發(fā)電機(jī)組的分界點(diǎn)。目前，風(fēng)電場也存在不同項(xiàng)目接入同一升壓站，存在同一變電站不同項(xiàng)目計(jì)量點(diǎn)較多，通過代數(shù)計(jì)算確定最終計(jì)量方式。

1 目前計(jì)量點(diǎn)設(shè)置方式在電力現(xiàn)貨交易中分析

2021年4 月開始，山西省電力現(xiàn)貨交易步入全年不間斷試運(yùn)行，新能源采用“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨，新能源電量結(jié)算以電網(wǎng)公司批復(fù)計(jì)量方式為依據(jù)，場站1天的實(shí)際上網(wǎng)電量以96個(gè)時(shí)段形成計(jì)量電量結(jié)算曲線，出清按照上報(bào)功率預(yù)測出力曲線進(jìn)行日前現(xiàn)貨出清，新能源作為現(xiàn)貨價(jià)格的被動(dòng)接受者進(jìn)行現(xiàn)貨偏差結(jié)算，運(yùn)行中，采用國網(wǎng)計(jì)量中心計(jì)量數(shù)據(jù)進(jìn)行貿(mào)易結(jié)算。現(xiàn)貨交易中發(fā)現(xiàn)不同投資主體之間新能源場站互接聯(lián)合送出，或一個(gè)變電站存在多期項(xiàng)目的情況下，在現(xiàn)貨市場結(jié)算規(guī)則體系下，以最終“減法”計(jì)量的場站普遍存在計(jì)量“跳點(diǎn)”和計(jì)量“負(fù)電量”問題，該場景下貿(mào)易結(jié)算曲線與實(shí)際發(fā)電功率曲線解耦，造成電場電費(fèi)收入大幅降低，增加了企業(yè)的經(jīng)營壓力。

1.1 A風(fēng)電場介紹

A風(fēng)電場總裝機(jī)170MW，分二期建設(shè)，采用35kV分段接線方式，經(jīng)主變升壓至220kV，220kV采用單母線接線方式。經(jīng)AC線輸送至C變電站，有B風(fēng)電場接入A風(fēng)電場220kV母線。

圖1 A風(fēng)電場電氣主接線圖

1.2 A風(fēng)電場各項(xiàng)目關(guān)口計(jì)量情況介紹

A風(fēng)電場站內(nèi)關(guān)口計(jì)量點(diǎn)包含B風(fēng)電場計(jì)量表計(jì)（單獨(dú)計(jì)量）和A風(fēng)電場二期關(guān)口計(jì)量表計(jì)（單獨(dú)計(jì)量），A風(fēng)電場一期計(jì)量電量=對側(cè)站總關(guān)口計(jì)量電量（國網(wǎng)）-B風(fēng)電場計(jì)量表計(jì)（單獨(dú)計(jì)量）-A風(fēng)電場二期關(guān)口計(jì)量表計(jì)（單獨(dú)計(jì)量），3個(gè)關(guān)口倍率各不相同，詳情如下：B風(fēng)電場。該場站通過220kV線路212開關(guān)接入變電站，計(jì)量表計(jì)安裝在站內(nèi)，開關(guān)編號212，倍率880000；A風(fēng)電場二期風(fēng)電場。通過35kV線路接入變電站，計(jì)量表計(jì)安裝在站內(nèi)，開關(guān)編號321、322、323，倍率140000；對側(cè)站（國家電網(wǎng)）。C變電500kV站，關(guān)口編號2203，倍率1760000。

按設(shè)備產(chǎn)權(quán)歸屬、調(diào)度范圍劃分及雙方合同約定的計(jì)量點(diǎn)設(shè)置，A風(fēng)電場一期、二期關(guān)口計(jì)量方式明確如下：A321（受）、A322（受）、A323（受）用于計(jì)量A風(fēng)電場二期上網(wǎng)電量；A212（受）用于計(jì)量B風(fēng)電場上網(wǎng)電量；A風(fēng)電場一期上網(wǎng)電量計(jì)量方法為：C2203（受）-A321（受）-A322（受）-A323（受）-A212（受）；C2203（送）作為省對地關(guān)口用于計(jì)量省網(wǎng)對地區(qū)網(wǎng)供電量。

通過公式發(fā)現(xiàn)，以計(jì)量點(diǎn)代數(shù)加減的方式確定貿(mào)易結(jié)算電量，存在包括由于互感器變比不同、有效數(shù)值等原因，產(chǎn)生“跳點(diǎn)”計(jì)量和“負(fù)電量”計(jì)量問題。

1.3 場站“跳點(diǎn)”計(jì)量和“負(fù)電量”計(jì)量數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

以山西省電力交易平臺數(shù)據(jù)，進(jìn)行不間斷試運(yùn)行數(shù)據(jù)分析。2022年1～4月共120天，累計(jì)11520段計(jì)量數(shù)據(jù)，結(jié)果表明：A風(fēng)電場一期“負(fù)電量”計(jì)量時(shí)段共計(jì)3207段，占全時(shí)段比例的28%；A風(fēng)電場一期“跳點(diǎn)”計(jì)量時(shí)段共計(jì)1241段，占全時(shí)段比例的11%；A風(fēng)電場一期“0”電量計(jì)量時(shí)段共計(jì)1297段，占全時(shí)段比例的11%；A風(fēng)電場一期“正常點(diǎn)”計(jì)量時(shí)段共5775段，占全時(shí)段比例的50%；A風(fēng)電場一期“異常計(jì)量”累計(jì)占比50%，“正?！庇?jì)量累計(jì)占比50%。

以大風(fēng)日數(shù)據(jù)分析，A風(fēng)電場一期實(shí)際上網(wǎng)電量為199.50萬kWh，其中96時(shí)段中有4個(gè)時(shí)段量電量合計(jì)114.98萬kWh，上網(wǎng)電量占比57.63%，“跳點(diǎn)”計(jì)量較嚴(yán)重，嚴(yán)重偏離該日新能源大發(fā)下實(shí)際發(fā)電曲線（如圖2所示），同時(shí)單點(diǎn)統(tǒng)計(jì)電量遠(yuǎn)超該風(fēng)場理論下最大發(fā)電能力；其次，有52個(gè)時(shí)段電量為負(fù)電量，占一天96個(gè)時(shí)段比例為54.16%，通過比對該場站實(shí)發(fā)功率曲線與實(shí)際計(jì)量曲線不匹配（如圖3所示）。

圖2 大風(fēng)月某日計(jì)量曲線與日前出清曲線

圖3 大風(fēng)月某日實(shí)發(fā)功率與日前功率

1.4 場站在該計(jì)量模式下收益分析

據(jù)《山西省電力市場規(guī)則匯編（試運(yùn)行V12.0）》規(guī)則，新能源計(jì)量曲線直接影響場站各時(shí)段（96點(diǎn)）實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場下的偏差電量（實(shí)時(shí)市場偏差電量=計(jì)量電量-日前出清電量）的電能量電費(fèi)收益（實(shí)時(shí)市場電費(fèi)收益=實(shí)時(shí)市場偏差電量×實(shí)時(shí)市場現(xiàn)貨價(jià)格）和新能源超額獲利回收費(fèi)用（規(guī)則如下），這兩項(xiàng)指標(biāo)均按照每15min進(jìn)行逐時(shí)段計(jì)算，計(jì)量異常造成電費(fèi)損失較大，增加企業(yè)經(jīng)營壓力。

1.4.1 省內(nèi)實(shí)時(shí)市場電能電費(fèi)（R省內(nèi)實(shí)時(shí)）機(jī)組根據(jù)省內(nèi)實(shí)時(shí)市場結(jié)算量與省內(nèi)實(shí)時(shí)市場節(jié)點(diǎn)電價(jià)計(jì)算電費(fèi)，計(jì)算公式如下：R省內(nèi)實(shí)時(shí)=∑（Q省內(nèi)實(shí)時(shí),t×P省內(nèi)實(shí)時(shí),t），式中：R省內(nèi)實(shí)時(shí)為機(jī)組在省內(nèi)實(shí)時(shí)市場結(jié)算電費(fèi)；Q省內(nèi)實(shí)時(shí),t為機(jī)組在t時(shí)段的省內(nèi)實(shí)時(shí)結(jié)算電量，即機(jī)組在t時(shí)段實(shí)際上網(wǎng)電量與省間中長期交易合約分解電量、省間日前結(jié)算電量、省間日內(nèi)結(jié)算電量、省內(nèi)日前結(jié)算電量、省內(nèi)中長期交易合約分解電量的差額；P省內(nèi)實(shí)時(shí),t為機(jī)組在t時(shí)段的省內(nèi)實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

1.4.2 新能源超額獲利回收費(fèi)用

對新能源申報(bào)分時(shí)偏差電量超出允許偏差范圍的，將新能源允許偏差外的價(jià)差收益，納入市場運(yùn)營費(fèi)用處理。當(dāng)Q申報(bào),h＞Q實(shí)際,h×（1+λ新能源1），且k×P標(biāo)桿+（1-k）×P日前,h＞P實(shí)時(shí),h時(shí)，R新能源超額獲利回收費(fèi)用=Σ{[Q申報(bào),h－Q實(shí)際,h×（1+λ新能源1）]×[k×P標(biāo)桿+（1-k）×P日前,h－P實(shí)時(shí),h]}；當(dāng)Q申報(bào),h＜Q實(shí)際,h×（1-λ新能源2），且k×P標(biāo)桿+（1-k）×P日前,h＜P實(shí)時(shí),h時(shí)，R新能源超額獲利回收費(fèi)用=Σ{[Q實(shí)際,h×（1-λ新能源2）－Q申報(bào),h]×[P實(shí)時(shí),h－k×P標(biāo)桿-（1-k）×P日前,h]}。

式中：R新能源超額獲利回收費(fèi)用為新能源超額獲利回收費(fèi)用；Q實(shí)際,h為h時(shí)段機(jī)組上網(wǎng)電量；Q申報(bào),h為日前市場申報(bào)的該時(shí)段上網(wǎng)電量（由申報(bào)發(fā)電量折算上網(wǎng)電量，并按15min累計(jì)至小時(shí)）；P日前,h為該機(jī)組日前市場h時(shí)段算術(shù)平均節(jié)點(diǎn)電價(jià)；P實(shí)時(shí),h為該機(jī)組實(shí)時(shí)市場h時(shí)段算術(shù)平均節(jié)點(diǎn)電價(jià)；λ新能源1為允許的新能源偏差比例上限，λ新能源2為允許的新能源偏差比例下限；其中k=Q政府定價(jià)，h/Q申報(bào)，h，Q政府定價(jià)，h為新能源該時(shí)段實(shí)際分配的政府定價(jià)電量。

若該時(shí)段計(jì)量電量為負(fù)電量，Q省內(nèi)實(shí)時(shí),t將會(huì)二次放大負(fù)偏差電量比例，該時(shí)段實(shí)時(shí)市場電能電費(fèi)將會(huì)為負(fù)值，代表企業(yè)電費(fèi)收入為負(fù)電費(fèi)，與該場站實(shí)際發(fā)電收入不符；同時(shí)計(jì)量電量為負(fù)電量和跳點(diǎn)電量，超出該時(shí)段允許日前申報(bào)電量與實(shí)際計(jì)量電量±40%約束要求，該場站將根據(jù)規(guī)則進(jìn)行超額獲利回收，再次出現(xiàn)電費(fèi)回收，該場景下因?yàn)橛?jì)量異常出現(xiàn)企業(yè)實(shí)際發(fā)電而電費(fèi)收入為負(fù)值現(xiàn)象，屬于非主觀因素，影響如下。

以2022年1～12月共12個(gè)月度結(jié)算口徑進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中：A風(fēng)電場1～12月電量平均電價(jià)（元/MWh）、新能源超額單位回收電價(jià)（元/MWh）分別為：216/-11、265/-17、188/-7、278/-8、249/-10、286/-20、363/-21、409/-13、334/-10、305/-12、303/-11、321/-12，小計(jì)287/-12；B風(fēng)電場1～12月電量平均電價(jià)（元/MWh）、新能源超額單位回收電價(jià)（元/MWh）分別為：235/-12、277/-9、208/-3、262/-3、250/-5、323/-13、350/-13、440/-7、379/-9、312/-3、313/-4、306/-4，小計(jì)295/-6。B風(fēng)電場與A風(fēng)電場屬于與電力現(xiàn)貨同節(jié)點(diǎn)同項(xiàng)目屬性、同交易策略下且剔除其他干擾項(xiàng)進(jìn)行數(shù)據(jù)對標(biāo)分析。結(jié)果在此計(jì)量方式下A風(fēng)電場累計(jì)直接損失電費(fèi)收入343萬元。

表1 2022年1～12月對標(biāo)結(jié)果

分析結(jié)論：A風(fēng)電場一期計(jì)量曲線與實(shí)發(fā)功率曲線，無論是在新能源大發(fā)場景和小發(fā)場景下均存在如下情況：一是跳點(diǎn)較為普遍且計(jì)量電量遠(yuǎn)超理論上發(fā)電能力，超出功率預(yù)測偏差±40%約束，二是負(fù)計(jì)量電量與實(shí)發(fā)情況不符且異常電量時(shí)段占比超50%。

2 電力現(xiàn)貨交易下解決跳點(diǎn)及收益偏差的思考

在現(xiàn)貨運(yùn)行模式下，新能源企業(yè)若將不同期的項(xiàng)目分開計(jì)量，做到實(shí)發(fā)功率曲線與計(jì)量曲線的耦合，從源頭避免計(jì)量方式帶來的誤差。將新能源發(fā)電企業(yè)同一期項(xiàng)目變比相同的集電線路計(jì)量點(diǎn)作為關(guān)口計(jì)量點(diǎn)，分期進(jìn)行計(jì)量。同時(shí)，電網(wǎng)公司產(chǎn)權(quán)分界點(diǎn)的省地關(guān)口表作為貿(mào)易計(jì)量點(diǎn)定期進(jìn)行校核，產(chǎn)生的偏差電量由發(fā)電企業(yè)根據(jù)每期上網(wǎng)電量比例進(jìn)行分?jǐn)?。此?jì)量方案可最大程度解決了“跳點(diǎn)”計(jì)量和“負(fù)電量”計(jì)量的發(fā)生，也解決了電網(wǎng)公司電量偏差的問題，促成了電網(wǎng)公司和發(fā)電企業(yè)的共贏。