关于新能源场站“两个细则”的影响和管理措施

【摘要】“两个细则”的落地实施，一方面，鼓励火电等传统电源对新能源在电网系统中的安全运行保驾护航，火电厂通过提供调峰等有偿辅助服务可获得相应补偿，新能源发电项目的消纳情况也得到一定改善；另一方面，受“两个细则”的考核、分摊影响，新能源发电企业持有项目的收益空间受到挤压；最后随着相关政策的深入，储能装置、电动汽车充电桩及负荷侧各类可调节资源等新型市场主体参与“两个细则”，叠加未来电力市场化交易对电价的影响，项目投资回报的不确定性增加。文章通过对华中某区域“两个细则”的管理为代表，对当前已落地的考核条款执行情况进行研究，从而对新能源场站参与“两个细则”提供意见及建议。【关键词】“两个细则”考核新能源场站应对措施分析探讨引言随着新能源装机量在各地电源中的占比大幅提升，部分地区弃风率和弃光率较高，新能源发展和电网运行安全的矛盾日益凸显。为持续推动新能源消纳，缓解电网运行压力，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》（以下简称“新版‘两个细则’”）。各区域电力监管机构结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，密集出台“两个细则”地方配套管理实施细则，并在各个区域范围内发布执行。如何避免或最大限度降低受电网“两个细则”考核也成为各新能源企业密切关注的问题之一。1.“两个细则”的出台背景与发展历程1.1“两个细则”的出台背景（1）装机容量的迅速增长，特别是新能源装机。（2）电网的峰谷差越来越大。（3）电能质量和电网安全运行受到较大影响。（4）电网调度运行困难越来越大。（5）电力市场建设急速发展的需要。1.2“两个细则”的发展历程为保障电网运行的安全稳定性，均衡不同发电厂的利益，降低管理成本，2006年，国家能源局、国家电力监管委员会先后发布《关于印发<发电厂并网运行管理规定>的通知》（电监市场〔2006〕42号）（以下简称“42号文”）和《关于印发<并网发电厂辅助服务管理暂行办法>的通知》（电监市场〔2006〕43号）（以下简称“43号文”）。在“双碳”目标决策部署下，2021年8月31日，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》（以下简称“新版‘两个细则’”）。新版“两个细则”将取代“42号文”和“43号文”，并明确新型储能和抽水蓄能等可调节负荷作为新增独立主体参与新版“两个细则”考核和辅助服务，分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，进一步优化现有电力辅助服务补偿与分摊机制。1.3职责定位（1）能监办：制定规则，监督协调。（2）电网企业：管理评分，统计结算。（3）发电企业：参与反馈，执行结算。1.4本质作用“两个细则”实质上是政府监管机构授权电网调度机构管理发电企业的涉网行为，用经济手段保电力系统安全。2.并网运行管理政策梳理本细则适用于区域内已并网运行的，由省级电力调度机构直调的风电场和光伏电站。新建风电场、光伏电站自第一台风电机组或逆变器并网当日起，六个月后纳入本细则考核管理。风电场、光伏电站并网运行考核的基本原则：全网所有风电场、光伏电站统一评价标准；同一事件适用于不同条款的考核取考核电量最大的一款执行；全月考核电量以风电场、光伏电站当月上网电量总量为上限进行考核和扣减，超出部分不再扣减；月度总考核费用按所有风电场、光伏电站上网电量比例进行返还。本文对已纳入电网考核范围的相应政策进行梳理。2.1“运行管理”考核项（1）调度纪律考核违反调度纪律，每次按照全场站当月上网电量的5%考核，若考核电量不足20万度，则按20万度进行考核。（2）信息报送考核不及时报送或报送虚假、错误信息，按照全场站当月上网电量的0.5%考核/次，若当月考核电量不足10万度，则按10万度进行考核。（3）有功功率变化率考核按日进行考核，10分钟有功功率变化率被考核后将不再考核1分钟有功功率变化率。（4）脱网考核因自身原因，一次脱网总容量达到或超过电站并网容量的30%，每次按照全场站当月上网电量的3%考核，考核电量不足10万度，则按10万度进行考核。（5）限电超发考核严格执行电力调度机构下达的调度指令（含日内滚动计划调整调令），要求上网电力不超计划电力的2%。上网电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按2倍统计为考核电量。（6）功率预测系统考核（7）非计划停运考核电站高压侧或升压站电气设备发生非计划停运，每次按照全场站当时出力X0.5小时记为考核电量。（8）检修管理考核电站检修工作因自身原因违反电网相关规定，每次按照全场站当月上网电量的0.2%考核。2.2“技术管理”考核项（1）动态无功补偿装置及自动电压调节功能考核（2）有功功率调节能力考核（3）继电保护和安全自动装置考核电力调度机构按其管辖范围对风电场、光伏电站继电保护和安全自动装置开展技术指导和管理工作，各项考核详见实施细则。（4）自动化设备考核电力调度机构按其管辖范围对风电场、光伏电站的自动化设备（包括监控系统、PMU装置、电量采集装置、时钟系统及监测装置、调度数据网、二次系统安全防护设备等）开展技术指导和管理工作，各项考核详见实施细则。（5）通信设备考核电力调度机构按其管辖范围对风电场、光伏电站通信设备开展技术指导和管理工作，各项考核详见实施细则。（6）日报、月报报送考核每月第一个工作日10点前上报运行数据月报，未及时报送和误报，每次考核当月上网电量的0.5%。每天凌晨1点前上报运行数据日报，未及时报送和误报，每次考核当月上网电量的0.5%。3.调峰辅助服务政策梳理电力调峰辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电力平衡，由并网发电厂等市场主体提供的市场化调峰服务。电力调峰辅助服务市场包括机组深度调峰交易、火电应急启停交易等。3.1机组深度调峰交易机组深度调峰交易，指在系统需要机组主动调减出力至负荷率小于有偿调峰基准时，以机组调减出力为标的的交易。实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，采用负荷率分段式报价，具体分档和报价上、下限见下表：深度调峰服务费用来源，由市场交易已出清但因自身原因导致日内调峰能力与日前上报竞价情况不符，无法提供约定相应调峰服务的发电机组考核费用补充，其余由深度调峰交易时段未中标统调公用燃煤火电机组，以及风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊。火电厂调峰分摊金额=[(K火×深度调峰交易时段未中标火电厂低于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段未中标火电厂高于有偿调峰基准值发电量)/(K火×深度调峰交易时段未中标火电厂低于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段未中标火电厂高于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段参与分摊的所有风电场、光伏电站总发电量)]×调峰补偿总金额。设置火电厂分摊调节系数K火，暂取值0.2。风电场调峰分摊金额=[深度调峰交易时段风电场实际发电量/(K火×深度调峰交易时段未中标火电厂低于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段未中标火电厂高于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段参与分摊的所有风电场、光伏电站总发电量)]×调峰补偿总金额。光伏电站调峰分摊金额=[深度调峰交易时段光伏电站实际发电量/(K火×深度调峰交易时段未中标火电厂低于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段未中标火电厂高于有偿调峰基准值发电量+深度调峰交易时段参与分摊的所有风电场、光伏电站总发电量)]×调峰补偿总金额。3.2火电应急启停交易火电应急启停交易是指电力调度机组根据日内电网安全运行实际需要，按照各机组日前单位容量报价由低到高依次调停火电机组，为电网提供的调峰服务。按照机组额定容量对应的应急启停调峰服务报价区间浮动报价，如下：火电机组启停调峰交易根据机组日前报价按台次结算，火电机组应急启停费用按照火电机组、风电场、光伏电站应急启停期间实时深度调峰补偿费用的承担比例进行支付。如下：各火电机组、风电场、光伏电站应急启停支付费用=（各火电机组、风电场、光伏电站应急启停期间实时深度调峰支付费用/应急启停期间实时深度调峰总支付费用）×应急启停用费用。4.“两个细则”对新能源场站的影响根据2021年01-12月区域电网公司公示的考核结果逐项分析“两个细则”对新能源场站的影响。4.1并网运行管理对新能源场站的影响梳理2021年01-12月某区域电网公司公示的并网运行管理考核数据，区域内参与并网运行考核计算的新能源场站由235家增至326家，产生考核电量的共涉及风光功率预测、电压合格率、有功功率变化率、信息报送（日报）、持证上岗、AGC调节能力、动态无功补偿装置投运情况、自动化设备、通讯设备考核9项指标，其中风光功率预测考核始终为最大单项考核指标。2021年新能源场站总考核电量及功率预测考核电量（单位：万千瓦时）因月度总考核费用按所有风电场、光伏电站上网电量比例进行返还，并网运行管理工作较好的新能源场站扣减考核费用后可获得收益，而针对部分对并网运行管理工作不太重视的新能源场站则会产生较大考核压力。2021年每月收入最高及最低场站对比（单位：万元）4.2调峰辅助服务对新能源场站的影响按照区域相关政策，新能源场站不参与电力调峰辅助服务交易，调峰服务费用按照交易时段新能源场站实际发电量占比进行分摊，此项考核费用与电网消纳及省内火电机组调峰服务交易成交价格有较大关系。

梳理区域电网公司公示的2021年01-12月辅助服务市场结算结果，因调峰辅助服务交易多发生在晚间时段，风电、光伏发电特性不同，此项考核对风电场影响较大，经测算风电场平均上网电价将降低0.03元/千瓦时以上，光伏电站平均上网电价将降低0.02元/千瓦时以上。2021年风电及光伏发电分摊费用对比（单位：万元）5.应对措施在各新能源场站想尽办法提高发电量同时，也应降低自身考核，只有对“两个细则”考核内容及考核规则研究透彻，才能对症下药找方法、降成本。为促使集团所属新能源场站在安全、经济运行的基础上能够满足“两个细则”的要求，落实集团“管生产也要管经营”的管理理念，最终实现企业利益最大化，集团生产运营部重视分公司对于“两个细则”的管理，以分公司作为分支管理机构制定应对措施。5.1明确两个细则管理责任主体及职责分公司作为集团管理的分支机构是两个细则管理的责任主体，建立以分公司生产负责人为组长的两个细则考核管理领导小组，牵头制定两个细则相应管理制度和考核办法，强化对标管控，落实各级人员职责，加强专业管理，减少或避免考核。两个细则考核管理领导小组组

长：生产负责人副组长：两个细则专责成

员：项目运维团队生产运营部职责：（1）编制两个细则管理制度和考核办法，明确各级人员的职责和工作流程；（2）组织相关运行、检修规程、两个细则作业指导书的修编；（3）组织两个细则相关内容和技术支持系统的使用培训；（4）对项目运维团队两个细则管理工作进行监督，根据运维合同进行考核；（5）加强与调度机构沟通，及时了解两个细则考核的最新动态，负责免考核申请工作；（6）加强移交生产验收管理，确保电站设备性能及相关试验满足两个细则要求；（7）负责运营期设备采购及相关技术服务合同签订，满足两个细则要求；（8）月度生产例会对两个细则考核情况进行通报，分析原因提出改进措施并督促落实；（9）加强与区域内相关单位对标工作，学习先进经验，持续提升电站运营管理水平。项目运维团队职责：（10）修编相关运行、检修规程，两个细则作业指导书；（11）负责运维所辖设备的运行、维护、缺陷处理、异常原因分析；（12）负责运维合同范围外设备的巡视工作，发现异常及时汇报协调处理；（13）参加两个细则相关内容和技术支持系统的使用培训；（14）加强调度规程学习，严格执行调度纪律；（15）每日填写并上报两个细则管理日报，核查两个细则考核项的正确性；（16）每月考核结果公布后立即上报处理，不得瞒报虚报；（17）掌握免考核规则，按要求填写免考核项目、原因，提供免考核作证材料；（18）分析两个细则对标结果，学习先进经验，持续提升电站运营管理水平。5.2管理措施

分析“两个细则”对新能源场站的影响，针对调峰辅助服务及并网运行管理（风光功率预测、电压合格率、有功功率变化率、信息报送（日报）、持证上岗、AGC调节能力、动态无功补偿装置投运情况、自动化设备、通讯设备考核）涉及的9项指标提出相应管理措施。5.2.1调峰辅助服务调峰辅助服务分摊费用对新能源场站经营有较大影响，但分摊费用与电网消纳能力、省内火电机组调峰服务交易成交价格及交易时段场站上网电量相关，新能源场站不能控制此项费用。既然无法节流，只能开源，随着后续集团区域内新能源场站及储能装置投入运营，可探讨以储能装置、虚拟电厂等新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场交易获得补偿费用，以减少分摊费用。（1）2021年11月18日国家能源局华中监管局印发《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（试行）》的通知，新型市场主体包括储能装置、电动汽车（充电桩）、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源，参与市场提供的调节容量应不小于2.5兆瓦时，最大调节功率应不小于5兆瓦。新型市场主体可结合自身实际情况参与华中电力调峰辅助服务市场的省间调峰辅助服务交易，在华中电网范围内跨省提供调峰资源。储能主体按照全天96点格式申报次日低谷时段、腰荷时段可提供省间调峰辅助服务的能力（兆瓦）、功率调节速率（兆瓦/分钟）、提供省间调峰辅助服务的时间范围、省间调峰辅助服务价格（元/兆瓦时）。按照日前调峰辅助服务交易电量×日前调峰辅助服务出清电价获得补偿费用。（2）2022年03月24日国家能源局南方监管局印发《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》的通知，独立储能电站是指南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为10兆瓦/1小时及以上的独立电化学储能电站，其他新型储能（飞轮、压缩空气等）电站参照执行。独立储能电站可参与一次调频辅助服务、二次调频辅助服务、无功调节辅助服务、调峰辅助服务获得补偿费用。综上所述，独立储能电站不仅能够有效降低新能源场站的调峰辅助服务分摊费用，还可作为共享储能为新能源项目开发提供有利支撑，随着国家以成本补偿机制为切入点，完善储能政策顶层设计，针对新型储能的支持政策不断完善，新型储能必将取得迅猛发展。5.2.2风光功率预测考核风光功率预测考核是河南区域并网运行管理中产生最大考核电量的考核项，分为功率预测精度及数据上报考核。（1）及时完成测风塔、光伏气象站及功率预测系统安装调试，确保相关功能满足调度要求。（2）现场值班人员要按照作业指导书加强设备巡视，发现异常及时汇报处理。（3）加强功率预测供应商管理，细化技术服务合同内容，明确对供应商的责任认定及考核条款，确保设备出现故障时能够及时到场处理。（4）与供应商技术人员组建功率预测工作微信群，及时报送相关数据，督促并提醒功率预测厂家及时修改数据模型，调整预测精度，有效降低预测偏差，减少考核。（5）加强值班人员对短期、超短期预测数据及气象数据上传情况的监视，发现数据未上传的情况，立即手动补报，同时查找未上传原因进行处理。（6）加强值班人员对功率预测系统对时功能的巡视，避免因对时功能故障造成上传考核。（7）通过增加功率预测热备机的方法，可有效避免因功率预测服务器故障导致的上传率考核。（8）加强与调度机构各部门的沟通协调，做好免考核申报工作。5.2.3动态无功补偿装置及自动电压调节功能考核（1）及时完成并网性能检测，确保动态无功补偿装置及自动电压调节功能满足调度要求。（2）现场值班人员要按照作业指导书加强设备巡视，发现异常及时汇报处理。（3）加强与设备供应商的沟通协调，确保设备出现故障时能够及时到场处理。（4）河南区域AVC主站下达目标电压曲线，值班人员要确认子站相应功能正确投入。（5）加强免考核申请，如果风电场、光伏电站已经按照最大无功调节能力提供电压支撑，但升压站高压侧母线电压仍然不合格，该时段免于考核。5.2.4有功功率变化率及AGC调节能力考核（1）及时完成并网性能检测