基于山西电力现货市场交易规则下新能源项目计量点设置研究

华润新能源投资有限公司山西分公司 张艳锋 王兵兵 侯 丁 闫丽伟

山西启申综合能源服务有限公司 郭建华 山西泰和智达机电工程有限公司 李 强

为践行“碳达峰、碳中和”国家双碳战略目标，山西省在全国率先启动双边电力现货市场不间断试运行。在山西现货分时段运行结算机制下，项目普遍采用以“减法”计量，研究发现新能源项目在现货规则下，计量电量的“跳点”“负电量”问题对新能源发电企业收益影响较大。因此，从计量点设置角度提出基于国网和发电企业双方共赢的思考建议，为新能源的可持续健康发展提供借鉴。

截至2022年年底，山西省装机12080万kW，其中煤电装机7107万kW，新能源装机4013万kW。根据山西“十四五”规划，到2025年风电3000万kW、光伏5000万kW、水电（含抽蓄）224万kW以上、生物质能发电100万kW以上，全省可再生能源发电装机达到8300万kW以上，实现新能源和清洁能源装机容量占比达到50%的目标。近年来，山西电网新能源装机快速增加，电网接入资源不足，普遍存在新能源发电企业联合送出接入电网和多期项目接入同一升压站。

电力现货市场试运行是对电力改革的深化和延伸，是还原电力商品属性的体现。山西省作为现货市场试点，建设电力现货市场，可实现省内省外电力市场协同运作，有利于实现电力资源在更大范围共享互济和优化配置，保障电网安全的同时进一步提升新能源消纳水平，对推动电力体制改革意义重大。据电能计量装置技术管理规程规定，新能源发电场电能关口计量点设置在下列位置：风力发电场与电网产权分界点；具有电气联系的不同风力发电场之间的产权分界点；同一风力发电场内不同上网电价风力发电机组的分界点。目前，风电场也存在不同项目接入同一升压站，存在同一变电站不同项目计量点较多，通过代数计算确定最终计量方式。

1 目前计量点设置方式在电力现货交易中分析

2021年4 月开始，山西省电力现货交易步入全年不间断试运行，新能源采用“报量不报价”方式参与现货，新能源电量结算以电网公司批复计量方式为依据，场站1天的实际上网电量以96个时段形成计量电量结算曲线，出清按照上报功率预测出力曲线进行日前现货出清，新能源作为现货价格的被动接受者进行现货偏差结算，运行中，采用国网计量中心计量数据进行贸易结算。现货交易中发现不同投资主体之间新能源场站互接联合送出，或一个变电站存在多期项目的情况下，在现货市场结算规则体系下，以最终“减法”计量的场站普遍存在计量“跳点”和计量“负电量”问题，该场景下贸易结算曲线与实际发电功率曲线解耦，造成电场电费收入大幅降低，增加了企业的经营压力。

1.1 A风电场介绍

A风电场总装机170MW，分二期建设，采用35kV分段接线方式，经主变升压至220kV，220kV采用单母线接线方式。经AC线输送至C变电站，有B风电场接入A风电场220kV母线。

图1 A风电场电气主接线图

1.2 A风电场各项目关口计量情况介绍

A风电场站内关口计量点包含B风电场计量表计（单独计量）和A风电场二期关口计量表计（单独计量），A风电场一期计量电量=对侧站总关口计量电量（国网）-B风电场计量表计（单独计量）-A风电场二期关口计量表计（单独计量），3个关口倍率各不相同，详情如下：B风电场。该场站通过220kV线路212开关接入变电站，计量表计安装在站内，开关编号212，倍率880000；A风电场二期风电场。通过35kV线路接入变电站，计量表计安装在站内，开关编号321、322、323，倍率140000；对侧站（国家电网）。C变电500kV站，关口编号2203，倍率1760000。

按设备产权归属、调度范围划分及双方合同约定的计量点设置，A风电场一期、二期关口计量方式明确如下：A321（受）、A322（受）、A323（受）用于计量A风电场二期上网电量；A212（受）用于计量B风电场上网电量；A风电场一期上网电量计量方法为：C2203（受）-A321（受）-A322（受）-A323（受）-A212（受）；C2203（送）作为省对地关口用于计量省网对地区网供电量。

通过公式发现，以计量点代数加减的方式确定贸易结算电量，存在包括由于互感器变比不同、有效数值等原因，产生“跳点”计量和“负电量”计量问题。

1.3 场站“跳点”计量和“负电量”计量数据统计

以山西省电力交易平台数据，进行不间断试运行数据分析。2022年1～4月共120天，累计11520段计量数据，结果表明：A风电场一期“负电量”计量时段共计3207段，占全时段比例的28%；A风电场一期“跳点”计量时段共计1241段，占全时段比例的11%；A风电场一期“0”电量计量时段共计1297段，占全时段比例的11%；A风电场一期“正常点”计量时段共5775段，占全时段比例的50%；A风电场一期“异常计量”累计占比50%，“正常”计量累计占比50%。

以大风日数据分析，A风电场一期实际上网电量为199.50万kWh，其中96时段中有4个时段量电量合计114.98万kWh，上网电量占比57.63%，“跳点”计量较严重，严重偏离该日新能源大发下实际发电曲线（如图2所示），同时单点统计电量远超该风场理论下最大发电能力；其次，有52个时段电量为负电量，占一天96个时段比例为54.16%，通过比对该场站实发功率曲线与实际计量曲线不匹配（如图3所示）。

图2 大风月某日计量曲线与日前出清曲线

图3 大风月某日实发功率与日前功率

1.4 场站在该计量模式下收益分析

据《山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）》规则，新能源计量曲线直接影响场站各时段（96点）实时现货市场下的偏差电量（实时市场偏差电量=计量电量-日前出清电量）的电能量电费收益（实时市场电费收益=实时市场偏差电量×实时市场现货价格）和新能源超额获利回收费用（规则如下），这两项指标均按照每15min进行逐时段计算，计量异常造成电费损失较大，增加企业经营压力。

1.4.1 省内实时市场电能电费（R省内实时）机组根据省内实时市场结算量与省内实时市场节点电价计算电费，计算公式如下：R省内实时=∑（Q省内实时,t×P省内实时,t），式中：R省内实时为机组在省内实时市场结算电费；Q省内实时,t为机组在t时段的省内实时结算电量，即机组在t时段实际上网电量与省间中长期交易合约分解电量、省间日前结算电量、省间日内结算电量、省内日前结算电量、省内中长期交易合约分解电量的差额；P省内实时,t为机组在t时段的省内实时节点电价。

1.4.2 新能源超额获利回收费用

对新能源申报分时偏差电量超出允许偏差范围的，将新能源允许偏差外的价差收益，纳入市场运营费用处理。当Q申报,h＞Q实际,h×（1+λ新能源1），且k×P标杆+（1-k）×P日前,h＞P实时,h时，R新能源超额获利回收费用=Σ{[Q申报,h－Q实际,h×（1+λ新能源1）]×[k×P标杆+（1-k）×P日前,h－P实时,h]}；当Q申报,h＜Q实际,h×（1-λ新能源2），且k×P标杆+（1-k）×P日前,h＜P实时,h时，R新能源超额获利回收费用=Σ{[Q实际,h×（1-λ新能源2）－Q申报,h]×[P实时,h－k×P标杆-（1-k）×P日前,h]}。

式中：R新能源超额获利回收费用为新能源超额获利回收费用；Q实际,h为h时段机组上网电量；Q申报,h为日前市场申报的该时段上网电量（由申报发电量折算上网电量，并按15min累计至小时）；P日前,h为该机组日前市场h时段算术平均节点电价；P实时,h为该机组实时市场h时段算术平均节点电价；λ新能源1为允许的新能源偏差比例上限，λ新能源2为允许的新能源偏差比例下限；其中k=Q政府定价，h/Q申报，h，Q政府定价，h为新能源该时段实际分配的政府定价电量。

若该时段计量电量为负电量，Q省内实时,t将会二次放大负偏差电量比例，该时段实时市场电能电费将会为负值，代表企业电费收入为负电费，与该场站实际发电收入不符；同时计量电量为负电量和跳点电量，超出该时段允许日前申报电量与实际计量电量±40%约束要求，该场站将根据规则进行超额获利回收，再次出现电费回收，该场景下因为计量异常出现企业实际发电而电费收入为负值现象，属于非主观因素，影响如下。

以2022年1～12月共12个月度结算口径进行统计，其中：A风电场1～12月电量平均电价（元/MWh）、新能源超额单位回收电价（元/MWh）分别为：216/-11、265/-17、188/-7、278/-8、249/-10、286/-20、363/-21、409/-13、334/-10、305/-12、303/-11、321/-12，小计287/-12；B风电场1～12月电量平均电价（元/MWh）、新能源超额单位回收电价（元/MWh）分别为：235/-12、277/-9、208/-3、262/-3、250/-5、323/-13、350/-13、440/-7、379/-9、312/-3、313/-4、306/-4，小计295/-6。B风电场与A风电场属于与电力现货同节点同项目属性、同交易策略下且剔除其他干扰项进行数据对标分析。结果在此计量方式下A风电场累计直接损失电费收入343万元。

表1 2022年1～12月对标结果

分析结论：A风电场一期计量曲线与实发功率曲线，无论是在新能源大发场景和小发场景下均存在如下情况：一是跳点较为普遍且计量电量远超理论上发电能力，超出功率预测偏差±40%约束，二是负计量电量与实发情况不符且异常电量时段占比超50%。

2 电力现货交易下解决跳点及收益偏差的思考

在现货运行模式下，新能源企业若将不同期的项目分开计量，做到实发功率曲线与计量曲线的耦合，从源头避免计量方式带来的误差。将新能源发电企业同一期项目变比相同的集电线路计量点作为关口计量点，分期进行计量。同时，电网公司产权分界点的省地关口表作为贸易计量点定期进行校核，产生的偏差电量由发电企业根据每期上网电量比例进行分摊。此计量方案可最大程度解决了“跳点”计量和“负电量”计量的发生，也解决了电网公司电量偏差的问题，促成了电网公司和发电企业的共赢。