“两个细则”下的新能源“提质增效”探讨

为规范电力系统并网运行管理和辅助服务管理，2006年原国家电力监管委员会印发《发电厂并网运行管理规定》《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，各区域在此基础上制定了“两个细则”，中间几经修订。新时代背景下，在加快构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，各区域及各省对“两个细则”相应适时修改，尤其在辅助服务市场建设上浓墨重彩。

图1“两个细则”监管架构图

资料来源：国家能源局

“两个细则”的推行和完善，在降低以风电、光伏发电为主的新能源弃电，提高其消纳空间方面发挥着举足轻重的作用，但随着新能源的快速大规模并网，新能源发电企业运营中的考核费用、辅助服务分摊费用占比都明显提高，从而造成其效益相对下降、项目预期收益率降低。新能源发电企业如何不断响应“两个细则”考核，提升精益管理水平，创新参与辅助服务，把握电力市场发展趋势，降本增效，进而推动行业高质量发展显得愈加迫切。

  一、面临形势：考核标准日渐趋严， 分摊费用与日俱增

并网运行管理政策趋严

为降低电力系统运行风险、提升控制水平，需要对各类并网主体的运行进行严格管理，“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，通过考核分值折算为电费的方式（1000元/分），用经济手段保障电力系统安全。

图2 并网运行管理规定结构图

资料来源：国家能源局《电力并网运行管理规定》

并网运行管理（如图2）涵盖并网主体、运行主要考核指标、运行管理、信息披露与监督管理等，其中针对新能源企业的主要考核指标有AGC/AVC、风光功率预测、可用电量、一次调频、自动化等五大项。从历年“两个细则”条款的演变过程来看，考核标准不断提高，例如，2023版西北能监局“两个细则”将风光功率短期预测考核规则由原每日预测曲线调整为按每日上报3天预测曲线加权量进行统计，风光有功功率控制系统（AGC）可用率要求由99%提升至100%，AGC响应时间要求由120秒调整为60秒，按风光功率预测和AGC的准确性和偏离细则条款决定是否考核罚款。

电力辅助服务费用攀升

电网稳定运行体系中，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、风电、光伏发电等发电侧并网主体，新型储能、可调节负荷等提供的服务称为电力辅助服务，各类电力辅助服务品种补偿机制如表1所示。电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务，基本电力辅助服务是并网主体应尽义务，无需补偿；而有偿电力辅助服务是并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，有偿电力服务需求量由电网调度机构确认分摊，可通过固定方式或市场化方式获得补偿，固定方式按照“补偿成本、合理收益”原则，市场化方式按照“通过市场竞争形成价格”原则进行，各区域及各省补偿方式及补偿标准各不相同。

根据国家能源局数据，2022年、2023年上半年全国电力辅助服务费用分别为303亿元、278亿元，今年上半年该费用占上网电费1.9%，以西北区域新能源发电企业A（以下简称“A企业”）为例，近年其辅助服务分摊费用持续增加（如图3），2023年上半年发生约8200万元，已接近2022年全年。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断升高。

  二、存在问题：运营管理基础不牢，投资回报低于预期

风光功率预测、AGC、可用电量考核占比大

公开数据显示，2023年1至10月西北某省风光场站并网管理合计共考核220281分（如图4），其中风光功率预测考核91272分，占比41%；风光可用电量考核60479分，占比27.4%；AGC考核58803分，占比26.3%。以A企业为样本（如图5），2018年至2023年并网管理关键指标考核共计约84070分，其中风光功率预测45695分，占比54%；AGC考核23214分，占比28%；可用电量考核7368分，占比9%，此三项考核内容占全部考核91%。

从以上整体、个体及其历史数据分析，并网管理考核的三大痛点为风光功率预测、AGC、可用电量。新能源企业目前风光功率预测不准确因素较多，主要矛盾是缺乏优质气象源、场站测风塔典型代表点位少、未分区建立预测模型、设备检修维护等问题造成功率预测和可用电量偏差大。部分发电企业存在AGC系统链路设备老旧、数据传输慢、控制策略落后以及老旧机组执行速率慢等问题是制约AGC响应速度慢不达标的根源。

网源协调管理源头不熟悉

有些新能源企业对于网源协调相关的管理规定和技术标准不熟悉，对于工作要求和技术指标不了解。例如目前并网管理要求发电企业必须具备一次调频功能，很多新能源老场站不具备；高压低压穿越、频率电压适应性方面，个别新能源企业在整个电力系统电压或频率出现波动时，出现脱网、停运等一系列联锁故障，主要原因是风机的变流器、光伏的逆变器、场站内SVG未能满足现行国标对电压频率的要求；全景监控、暂态建模、网监等前端感知设备电网要求并网新能源场站陆续增加建设，大部分老旧场站不具备以上功能，需要进行技术升级改造。

自动化设备的管理不专业

从上图4、图5数据来看，虽然自动化设备考核占比不大，但所有新能源企业场站运行、考核要依托于自动化专业的数据传输，即使单项考核占比小，自动化管理不专业会给涉网设备带来诸多方面的考核，严重的甚至涉及场站解列、发电受限等问题。目前大多数新能源企业对于场站自动化装置了解程度较低，有的甚至不知道场站通信管理终端；再比如对于场站各种自动化链路，很多场站认为仅有一条链路保持通讯，业务也不受影响，从自动化专业的角度来说，单链路通讯即为一种故障状态，一旦单链路出现中断，调度不仅无法监视到场站业务情况，更重要的是电网将无法调控设备。

项目投资回报率低于预期

目前，业内新能源项目可行性研究报告在进行发电效益计算时，电价均直接采用批复单价或标杆电价，未考虑“两个细则”中的考核费用、辅助服务分摊费用，叠加风力、光伏发电站生命周期较长因素，未计量成本对预期收益测算影响较大。上述A企业2023年1至11月，电费收入13.51亿元，“两个细则”考核成本合计约1.3亿元，占总收入9.62%，该项成本仅次于固定资产折旧、财务费用，成为企业减利的主要因素。编制可研时的电价未充分考虑“两个细则”的长期影响，导致资本金内部收益率预期偏高，原有的项目投资测算方法受到考验。

参与辅助服务市场品种少

首先，辅助服务市场成本补偿机制尚在逐步完善中，辅助服务设施投入不足，整个市场主要以火电深度调峰为主，成本费用主要由新能源企业承担，导致新能源经营负担越来越重。其次，对于配套储能的新能源企业通过风、光、储互补互济的运行方式参与辅助服务市场的研究不够深入，储能利用率不高，新能源企业投资储能增加运营成本；再次，对于联合新兴主体（如虚拟电厂、抽水蓄能、独立可调节负荷等）参与辅助服务的合作模式仍处于探索阶段。

三、应对措施：顶层设计精益管理，创新参与辅助服务

强化顶层设计，重视细则考核

企业自上而下要高度重视“两个细则”考核，管理层面由“提质增效”领导小组全面负责“两个细则”指导工作，及时研究分析政策变化，判断其对企业效益的趋势性影响，制定应对策略。执行层面建立由市场营销牵头生产系统各部门成立“两个细则”考核管理领导小组，制定相应管理制度和奖惩办法，强化对标管控，落实各级人员职责，加强专业管理。对内，充分调动各部门、专业参与到“两个细则”管理工作中来，加大宣贯培训力度，提高全员对考核的成本管控意识。对外，做好与当地电网调度部门的沟通协调，掌握区域规则变化方向，及时汇报异常，做好免考核申报工作，减少误考核。

加强专业管理，减少设备故障

首先是加强自动化运维管理，配备自动化专业运维人员或强化外委技术服务，提升自动化设备运维的专业能力。规范场站自动化设备配置，定期检查维护设备运行情况，避免数据传输中断。场站关键自动化设备需冗余配置，防止单电源单通道造成的数据中断。新旧场站都应严格按照电网最新规范要求配置相应的自动化设备，满足二次安防要求。积极调研市场，增设并网管理监管平台，提前感知涉网设备突发异常。其次要加强技术管理工作，组织运行、检修、设备厂家每月定期召开涉网设备考核分析会，避免上月的问题造成下月的重复考核。

精准预测功率，提高运行能力

对于新能源企业功率预测，场站运维人员需及时发现系统存在的不合理、不准确的问题，通过选择优质的第三方技术厂家，优化风光功率预测模型频次、增加气象源数量、优化极端天气模型等因素措施，提高预测准确率。对于AGC系统可通过实时跟踪、改变路径等方面提高系统响应速度，升级系统综合分析调节能力，优化控制策略实现对场站的实时自动控制。加强运维人员管理，制定涉网设备巡视指导手册，每日按操作步骤查看系统上报率、准确率等关键数据，发现异常及时排查故障。

充分研判市场，科学编制可研

新能源企业在对新建项目立项决策时，要充分认识项目投产收益不达预期，导致无法通过投资项目后评估的风险。针对“两个细则”的减利因素要有研判和应对措施，首先是提高资本金内部收益率的立项标准，控制造价成本等方式，对冲直接采用标杆电价带来的影响；其次是充分论证市场交易高于标杆电价部分获取的可能性，项目投产后加大市场营销工作力度，提升场站发电电价与收益。寻求搭建有效资产投入产出评价指标体系，编制符合电力市场发展现状的项目可行性研究报告，给新能源项目发展投资决策提供有效支撑。

创新发展模式，提升出力空间

新能源发电企业主动参与研究辅助服务市场规范机制，包括透明的辅助服务需求提出、辅助服务的计价公式以及重要参数确定方式等，联合市场主体攻关课题，共同建立健全辅助服务市场，谋划未来参与调峰等辅助服务产品市场化交易策略。挖掘配套储能潜力，优化配置储能容量与时长，使自身风光储系统的综合收益最大化。发挥售电公司作用，主动和虚拟电厂、工商业可中断负荷等终端用户共同创新设计辅助服务产品。另外，尝试突破内部管辖和加强外部联合，规划地理位置相邻的资源优势组合，形成水、光、风、火、核、储等互补互济调节电源实现“削峰填谷”，不断实现企业内部资源优化和外部资源共享，建立若干友好型电源，提升新能源出力空间进而实现“提质增效”。

“两个细则”考核体系与时俱进，企业管理提升可以减少并网管理考核（如上图6），助其“提质增效”，但电力辅助服务分摊费用攀升，让其“措不及防”；挖掘自身配套储能装置潜力，主动参与辅助服务市场交易获取补偿；新项目投资要充分考虑“两个细则”因素，科学编制可研；内外部联合建立若干友好型电源，提升新能源出力空间进而实现“提质增效”。出台“两个细则”的目的是更好地支撑新能源发展和服务于新型电力系统构建，但是猛增的电力辅助服务分摊费用拉低了新能源项目收益，导致其效益和规模增长的不匹配。当务之急是建立一个更加统一、公开、透明的电力辅助服务市场，更公平地疏导能源转型带来的系统性成本。

文章来源：中国储能网