基于山西電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則下新能源項目計量點設(shè)置研究

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 山西泰和智達機電工程有限公司 李 強

為踐行“碳達峰、碳中和”國家雙碳戰(zhàn)略目標，山西省在全國率先啟動雙邊電力現(xiàn)貨市場不間斷試運行。在山西現(xiàn)貨分時段運行結(jié)算機制下，項目普遍采用以“減法”計量，研究發(fā)現(xiàn)新能源項目在現(xiàn)貨規(guī)則下，計量電量的“跳點”“負電量”問題對新能源發(fā)電企業(yè)收益影響較大。因此，從計量點設(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12080萬kW，其中煤電裝機7107萬kW，新能源裝機4013萬kW。根據(jù)山西“十四五”規(guī)劃，到2025年風電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)電裝機達到8300萬kW以上，實現(xiàn)新能源和清潔能源裝機容量占比達到50%的目標。近年來，山西電網(wǎng)新能源裝機快速增加，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)和多期項目接入同一升壓站。

電力現(xiàn)貨市場試運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，建設(shè)電力現(xiàn)貨市場，可實現(xiàn)省內(nèi)省外電力市場協(xié)同運作，有利于實現(xiàn)電力資源在更大范圍共享互濟和優(yōu)化配置，保障電網(wǎng)安全的同時進一步提升新能源消納水平，對推動電力體制改革意義重大。據(jù)電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程規(guī)定，新能源發(fā)電場電能關(guān)口計量點設(shè)置在下列位置：風力發(fā)電場與電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點；具有電氣聯(lián)系的不同風力發(fā)電場之間的產(chǎn)權(quán)分界點；同一風力發(fā)電場內(nèi)不同上網(wǎng)電價風力發(fā)電機組的分界點。目前，風電場也存在不同項目接入同一升壓站，存在同一變電站不同項目計量點較多，通過代數(shù)計算確定最終計量方式。

1 目前計量點設(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行，新能源采用“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨，新能源電量結(jié)算以電網(wǎng)公司批復(fù)計量方式為依據(jù)，場站1天的實際上網(wǎng)電量以96個時段形成計量電量結(jié)算曲線，出清按照上報功率預(yù)測出力曲線進行日前現(xiàn)貨出清，新能源作為現(xiàn)貨價格的被動接受者進行現(xiàn)貨偏差結(jié)算，運行中，采用國網(wǎng)計量中心計量數(shù)據(jù)進行貿(mào)易結(jié)算?，F(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，或一個變電站存在多期項目的情況下，在現(xiàn)貨市場結(jié)算規(guī)則體系下，以最終“減法”計量的場站普遍存在計量“跳點”和計量“負電量”問題，該場景下貿(mào)易結(jié)算曲線與實際發(fā)電功率曲線解耦，造成電場電費收入大幅降低，增加了企業(yè)的經(jīng)營壓力。

1.1 A風電場介紹

A風電場總裝機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風電場接入A風電場220kV母線。

圖1 A風電場電氣主接線圖

1.2 A風電場各項目關(guān)口計量情況介紹

A風電場站內(nèi)關(guān)口計量點包含B風電場計量表計（單獨計量）和A風電場二期關(guān)口計量表計（單獨計量），A風電場一期計量電量=對側(cè)站總關(guān)口計量電量（國網(wǎng)）-B風電場計量表計（單獨計量）-A風電場二期關(guān)口計量表計（單獨計量），3個關(guān)口倍率各不相同，詳情如下：B風電場。該場站通過220kV線路212開關(guān)接入變電站，計量表計安裝在站內(nèi)，開關(guān)編號212，倍率880000；A風電場二期風電場。通過35kV線路接入變電站，計量表計安裝在站內(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量點設(shè)置，A風電場一期、二期關(guān)口計量方式明確如下：A321（受）、A322（受）、A323（受）用于計量A風電場二期上網(wǎng)電量；A212（受）用于計量B風電場上網(wǎng)電量；A風電場一期上網(wǎng)電量計量方法為：C2203（受）-A321（受）-A322（受）-A323（受）-A212（受）；C2203（送）作為省對地關(guān)口用于計量省網(wǎng)對地區(qū)網(wǎng)供電量。

通過公式發(fā)現(xiàn)，以計量點代數(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”計量和“負電量”計量問題。

1.3 場站“跳點”計量和“負電量”計量數(shù)據(jù)統(tǒng)計

以山西省電力交易平臺數(shù)據(jù)，進行不間斷試運行數(shù)據(jù)分析。2022年1～4月共120天，累計11520段計量數(shù)據(jù)，結(jié)果表明：A風電場一期“負電量”計量時段共計3207段，占全時段比例的28%；A風電場一期“跳點”計量時段共計1241段，占全時段比例的11%；A風電場一期“0”電量計量時段共計1297段，占全時段比例的11%；A風電場一期“正常點”計量時段共5775段，占全時段比例的50%；A風電場一期“異常計量”累計占比50%，“正?！庇嬃坷塾嬚急?0%。

以大風日數(shù)據(jù)分析，A風電場一期實際上網(wǎng)電量為199.50萬kWh，其中96時段中有4個時段量電量合計114.98萬kWh，上網(wǎng)電量占比57.63%，“跳點”計量較嚴重，嚴重偏離該日新能源大發(fā)下實際發(fā)電曲線（如圖2所示），同時單點統(tǒng)計電量遠超該風場理論下最大發(fā)電能力；其次，有52個時段電量為負電量，占一天96個時段比例為54.16%，通過比對該場站實發(fā)功率曲線與實際計量曲線不匹配（如圖3所示）。

圖2 大風月某日計量曲線與日前出清曲線

圖3 大風月某日實發(fā)功率與日前功率

1.4 場站在該計量模式下收益分析

據(jù)《山西省電力市場規(guī)則匯編（試運行V12.0）》規(guī)則，新能源計量曲線直接影響場站各時段（96點）實時現(xiàn)貨市場下的偏差電量（實時市場偏差電量=計量電量-日前出清電量）的電能量電費收益（實時市場電費收益=實時市場偏差電量×實時市場現(xiàn)貨價格）和新能源超額獲利回收費用（規(guī)則如下），這兩項指標均按照每15min進行逐時段計算，計量異常造成電費損失較大，增加企業(yè)經(jīng)營壓力。

1.4.1 省內(nèi)實時市場電能電費（R省內(nèi)實時）機組根據(jù)省內(nèi)實時市場結(jié)算量與省內(nèi)實時市場節(jié)點電價計算電費，計算公式如下：R省內(nèi)實時=∑（Q省內(nèi)實時,t×P省內(nèi)實時,t），式中：R省內(nèi)實時為機組在省內(nèi)實時市場結(jié)算電費；Q省內(nèi)實時,t為機組在t時段的省內(nèi)實時結(jié)算電量，即機組在t時段實際上網(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)實時,t為機組在t時段的省內(nèi)實時節(jié)點電價。

1.4.2 新能源超額獲利回收費用

對新能源申報分時偏差電量超出允許偏差范圍的，將新能源允許偏差外的價差收益，納入市場運營費用處理。當Q申報,h＞Q實際,h×（1+λ新能源1），且k×P標桿+（1-k）×P日前,h＞P實時,h時，R新能源超額獲利回收費用=Σ{[Q申報,h－Q實際,h×（1+λ新能源1）]×[k×P標桿+（1-k）×P日前,h－P實時,h]}；當Q申報,h＜Q實際,h×（1-λ新能源2），且k×P標桿+（1-k）×P日前,h＜P實時,h時，R新能源超額獲利回收費用=Σ{[Q實際,h×（1-λ新能源2）－Q申報,h]×[P實時,h－k×P標桿-（1-k）×P日前,h]}。

式中：R新能源超額獲利回收費用為新能源超額獲利回收費用；Q實際,h為h時段機組上網(wǎng)電量；Q申報,h為日前市場申報的該時段上網(wǎng)電量（由申報發(fā)電量折算上網(wǎng)電量，并按15min累計至小時）；P日前,h為該機組日前市場h時段算術(shù)平均節(jié)點電價；P實時,h為該機組實時市場h時段算術(shù)平均節(jié)點電價；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，h/Q申報，h，Q政府定價，h為新能源該時段實際分配的政府定價電量。

若該時段計量電量為負電量，Q省內(nèi)實時,t將會二次放大負偏差電量比例，該時段實時市場電能電費將會為負值，代表企業(yè)電費收入為負電費，與該場站實際發(fā)電收入不符；同時計量電量為負電量和跳點電量，超出該時段允許日前申報電量與實際計量電量±40%約束要求，該場站將根據(jù)規(guī)則進行超額獲利回收，再次出現(xiàn)電費回收，該場景下因為計量異常出現(xiàn)企業(yè)實際發(fā)電而電費收入為負值現(xiàn)象，屬于非主觀因素，影響如下。

以2022年1～12月共12個月度結(jié)算口徑進行統(tǒng)計，其中：A風電場1～12月電量平均電價（元/MWh）、新能源超額單位回收電價（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287/-12；B風電場1～12月電量平均電價（元/MWh）、新能源超額單位回收電價（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295/-6。B風電場與A風電場屬于與電力現(xiàn)貨同節(jié)點同項目屬性、同交易策略下且剔除其他干擾項進行數(shù)據(jù)對標分析。結(jié)果在此計量方式下A風電場累計直接損失電費收入343萬元。

表1 2022年1～12月對標結(jié)果

分析結(jié)論：A風電場一期計量曲線與實發(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：一是跳點較為普遍且計量電量遠超理論上發(fā)電能力，超出功率預(yù)測偏差±40%約束，二是負計量電量與實發(fā)情況不符且異常電量時段占比超50%。

2 電力現(xiàn)貨交易下解決跳點及收益偏差的思考

在現(xiàn)貨運行模式下，新能源企業(yè)若將不同期的項目分開計量，做到實發(fā)功率曲線與計量曲線的耦合，從源頭避免計量方式帶來的誤差。將新能源發(fā)電企業(yè)同一期項目變比相同的集電線路計量點作為關(guān)口計量點，分期進行計量。同時，電網(wǎng)公司產(chǎn)權(quán)分界點的省地關(guān)口表作為貿(mào)易計量點定期進行校核，產(chǎn)生的偏差電量由發(fā)電企業(yè)根據(jù)每期上網(wǎng)電量比例進行分攤。此計量方案可最大程度解決了“跳點”計量和“負電量”計量的發(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。