张建伟，卫鹏杰，张艳红

（1.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001；2.国网太原供电公司，山西 太原 030012）

0 引言

2008年，原国家电力监管委员会陆续批复了各区域电网的发电厂辅助服务管理及并网运行管理实施细则[1]（以下简称“两个细则”）。所谓“两个细则”，具体包括辅助服务和并网运行两个管理实施细则。其中，辅助服务管理实施细则是指为维护电力系统安全稳定运行和保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用之外，对发电企业所提供一次调频、自动发电控制AGC（Automatic Generation Control）、无功调节、自动电压控制AVC（Automatic Voltage Control）、旋转备用、黑启动等辅助服务进行补偿；并网运行管理实施细则是指对发电企业安全管理、调度管理（包括发电计划、基本调峰、一次调频、AGC、无功、AVC、非计划停运等分项内容）、检修管理、调度纪律、技术指导和管理等网厂交界面的运行管理事项进行考核。制定实施“两个细则”初期，因并网风电场和光伏电站装机容量小，并未对其专门设立针对性条款，故“两个细则”一般只适用于火电、煤层气、水电、抽水蓄能等常规电源。不同区域的“两个细则”在结算方面略有差异，华北区域按月结算考核和补偿费用，分别纳入两个平衡账户，再按照各电厂上网电费比例返还和分摊，最终平衡结零。

“两个细则”基本涵盖了常规电源网厂交界面涉网技术性能和涉网专业管理各个方面的细节要求，在某种程度上体现了“奖优罚劣”的管理理念，对常规电源提升网厂交界面的技术性能和管理水平有较大的促进作用。

1 山西电网“两个细则”实施情况

山西电网自2011年4月份实施常规电源“两个细则”以来，共计有66家直调常规电源发电企业参与了“两个细则”考核补偿管理。截至2014年6月，山西电网累计发生考核补偿费用15.830 8亿元。其中，辅助服务补偿费用7.717 8亿元、并网运行考核费用8.113 0亿元，各具体补偿和考核项目的情况分别见表1、表2。

表1中调峰补偿在2013年之前仅对春节节日负荷低谷期间的火电机组停机备用事件进行补偿，自2013年1月起，按“两个细则”修订规则对日常因电力平衡原因引起的停机备用事件进行补偿；黑启动补偿自2014年3月起对取得资格的机组进行补偿。

表1 山西电网2011年4月—2014年6月省调电厂辅助服务补偿费用万元

表2 山西电网2011年4月—2014年6月省调电厂并网运行考核费用万元

由表1可见，在辅助服务补偿费用中，AGC、有偿调峰和AVC等补偿费用占比居前，分别占总补偿费用的84.34%、9.64%、5.23%；特别是AGC补偿是“最赚钱”的有偿辅助服务补偿项目，备受发电企业、学术界和产业界的重视，并由此推动了大量适应“两个细则”补偿标准的AGC调节品质提升研究工作[2-4]。

由表2可见，在并网运行考核费用中，发电计划、AGC、非计划停运、检修管理、基本调峰等考核费用占比居前，分别占总考核费用的37.63%、21.93%、16.18%、10.64%、9.58%。其中，与有功功率实时运行调整密切相关的发电计划、AGC、基本调峰考核费用合计5.609 1亿元，占总考核费用的69.14%，是发电企业日常运行的关注焦点。

以2013年为例，省调发电企业全年发生补偿费用3.490 5亿元、考核费用2.960 3亿元，两者合计6.450 8亿元。折合至该年度的上网电量，相当于每千瓦时上网电量中承载有0.003 76元的补偿考核费用，约为当时标杆上网电价（以2013年9月30日国家发改委调价后的脱硫标杆上网电价0.376 7元/（kW·h） 为基准） 的1%及同期发电企业每kW·h净利润的3.8%。显然，发电企业以“两个细则”为抓手深度治理运行管理不足，预期可以获得相当可观的经济效益。2013年，山西电网常规电源“两个细则”净收入最高的电厂（该电厂装机容量为1 800 MW） 收入3 549.24万元，净收入最低的电厂（该电厂装机容量为400 MW）收入-1 973.66万元，两者相差5 522.90万元，差距非常明显。

2 山西电网“两个细则”取得的主要成效

“两个细则”实施以来，有效推进了山西电网网厂协调的各项工作。经过3年多的运行，发电企业提升涉网技术性能和管理工作的主动性逐步增强，主要成效体现在以下3个方面。

a）整体提升了AGC机组的可用率和调节品质以及电网网间联络线计划跟踪质量。截至2013年12月，山西电网参与AGC考核补偿的机组共计88台，占全部应具备AGC功能机组台数的95.65%和全部常规电源装机台数的54.32%。全年，AGC机组月平均可用率95.22%，同比提升了2.55%；平均可用率低于70%的机组仅5台；反映机组调节速率的K1指标平均为0.81，同比提高0.43；反映机组调节精度的K2指标平均为1.64，同比提高0.13；反映机组响应时间的K3指标平均为1.14，同比提高0.042。

b）AVC子站投运状况和电压控制品质明显改善。以2013年为例，山西电网发生无功电压考核的电厂数量由年初的21家降低至年末的9家，获取无功电压补偿费用的电厂数量由年初的17家增加至年末的26家。通过电压考核和补偿管理，及时纠正了机组的不合理运行状况，消除了电网多余的无功流动，避免了无功备用容量消耗，有效降低了主网网损。

c）发电计划跟踪质量、计划检修刚性明显提高。电厂特别重视发电计划跟踪质量，多数电厂的月度发电计划考核金额基本上控制在1万元以内，有效减轻了ACE机组跟踪负荷和网间潮流的负担。计划检修执行刚性增强，2013年全年仅取消计划检修4台次，为近年来的最好水平。发电企业利用节假日和负荷低谷时期对机组进行临时消缺的意识增强，负荷高峰时段之前的紧急停运机组事件明显减少，确保了电网高峰时期旋转备用的可靠性。全年全网高峰旋转备用运行在1 000 MW左右，符合电力系统兼顾可靠性和经济性的要求，有效提升了全网机组的运行经济性。

3 山西电网“两个细则”存在的问题及完善建议

“两个细则”在“三公”调度要义下为网厂行政体制分离后管理发电企业运行行为提供了一种“奖优罚劣”的经济手段。在取得了前述明显成效的同时，近年来，随着风电、光伏等随机性、间歇性电源的快速发展以及电力市场化改革的深入推进，“两个细则”受制定之时电源特点和市场环境形势的影响，在所难免地在一些重要细节方面存在明显的规则缺陷。

第一，“两个细则”没有考虑发电计划对有功功率调整的贡献并给予相应补偿。在电厂侧，机组借助AGC功能自动跟踪电网实时下达的发电计划指令；在电网侧，主站AGC功能在机组AGC功能的基础上实现网间区域控制偏差ACE(Area Control Error）的自动控制。对各台机组而言，在保持规定调峰能力的基础上，既可以人工或者自动跟踪实时发电计划（以下简称此类机组为“发电计划机组”），也可以自动跟踪ACE指令（以下简称此类机组为“ACE机组”），来保障电网实时功率平衡。只要各台机组良好跟踪各自的指令，均有助于保证有功功率实时平衡和电网频率质量，但是，在“两个细则”中，仅设置有AGC补偿一项补偿项目及AGC、发电计划、基本调峰等三项考核项目。假定发电计划机组良好跟踪实时发电计划，未产生发电计划考核费用和基本调峰考核费用；ACE机组在按规则免于发电计划和基本调峰考核的基础上，如果良好跟踪实时ACE指令，不但不会产生AGC考核费用，而且还可以获得AGC补偿费用。这样一来，在现行补偿分摊和考核返还结算规则下，AGC机组不仅可以获得发电计划机组在发电计划和基本调峰两个考核项目上的费用返还，而且应得的AGC补偿费用将由含发电计划机组和ACE机组在内的全部机组分摊。因此，一般而言，性能优良的ACE机组可以获得较高的净收入，性能优良的发电计划机组仅能获得微正的净收入甚至是负收入。显然，这种机制忽视了发电计划机组良好跟踪实时发电计划对减轻ACE机组调节负担和保障频率质量的基础性作用，是不合理的。究其原因，主要在于“两个细则”补偿管理实施细则没有对等地奖励跟踪发电计划良好的机组。2013年，山西电网AGC补偿费用与发电计划考核、AGC考核、基本调峰考核的费用之差为7 659.34万元。在参与考核补偿管理的66家发电企业中，34家单机容量在200 MW及以下的发电企业，所拥有的机组要么是容量较小按规定不要求具备AGC功能的机组，要么是早期投产设备性能和自动化水平受当时技术局限性影响而较差的老旧机组。这些机组基本上没有获得AGC补偿费用的能力，共同分摊了上述7 659.34万元的差额费用，平均每家225.27万元，其中不乏发电计划考核费用很少的企业，显然在规则上存在缺陷。应对网间潮流和负荷波动是全体发电企业共同应尽的义务，不应忽视很好跟踪发电计划的机组所做的贡献。为了解决上述矛盾，应当补充设置发电计划跟踪质量补偿项目和费用，由含ACE机组在内的全部机组分摊，以体现良好跟踪发电计划对减轻ACE机组调整负担和保障电网频率质量的贡献。当然，在具体实施时，还应当从补偿标准上区分ACE机组的技术投入成本和运行调整成本。

第二，“两个细则”规则仍需提升网厂影响出力信息的对称性。在“两个细则”调峰考核规则中，发电企业在申报日内影响出力后，将受到严厉考核。事实上，发电企业可以根据非高峰时段的电网负荷水平和机组自身的负荷水平，来“预测”电网旋转备用程度，并据此判断高峰时段电网对其的实时发电计划需求，并为规避考核而虚报甚至隐瞒高峰影响出力。显然，这不利于电网运行风险防范。因此，必须掌握机组影响出力的真实状况，有两种可行的途径：一是从技术角度出发，建立标准化的、针对各种类型机组的、含辅机健康状况评估和天气等环境影响参数在内的影响出力评估模型，客观反映机组影响出力的真实状况，并作出相应的后推预测；二是从管理角度出发，根据机组可靠性统计分析数据，豁免在一定允许范围内的降出力事件，适当降低考核力度，激励发电企业真实上报影响出力信息。

第三，“两个细则”规则在促进提升风电消纳能力方面仍有一定余地。山西电网自2011年4月实施“两个细则”以来，电源结构已经发生深刻变化，风电装机容量由2011年4月的124.5 MW快速发展到目前的3 864.5 MW（截至2014年7月20日），而同期网间外送计划和省调用电负荷的峰谷差仅提高了787.4 MW，电网调峰压力逐年加大。按照“两个细则”基本调峰考核规定，只要常规机组在全日负荷高峰时刻（单点，以5 min为间隔，下同）和负荷低谷时刻可靠满足最大发电计划和最小发电计划要求，即可免于调峰考核。在富风期负荷低谷时段，风电一般持续4～5 h高出力运行，显然与常规电源机组单点可靠满足最小发电计划要求即可免于考核的规则不相一致，应尝试扩大常规电源机组低谷时段最小出力考核的持续时间，提升其在负荷低谷时段以最小出力运行的积极性，提升电网对风电的全额保障性消纳能力。目前，《电网运行准则（试行）》要求“火电机组调峰能力应不小于50%”，但省内新投产机组普遍可以达到40%。同时，多数供热机组调峰能力认定结论仅适用于供热期典型月份和典型环境温度。运行实践中，某些供热机组在不少时期可以在核定能力以上运行。此外，某些机组因供热抽汽方式设计不合理，导致最低出力明显偏高（例如，个别600 MW机组仅接带200万m2供热面积，但最低出力要求400 MW，调峰能力还不及接带同样供热面积的300 MW机组）。另外，从公平性角度讲，供热机组接带供热负荷后，不仅可以明显提升效率，而且有供热费用收入，由利益竞争方的其他机组承担由此损失的调峰能力，高耗能低效益的运行，不尽合理。因此，为充分利用和挖掘常规电源调峰能力，并解决其中涉及的公平性问题，应当修订并统一调峰标准，规范供热改造方式，不加区分地考核调峰能力。进而，应定量细致地测算循环流化床等调峰能力较强机组的深度调峰成本费用，尽快建立可以充分补偿机组深度调峰成本并有较大收益的有偿调峰激励规则，促进供热机组自主、主动地降低供热期最小技术出力，促进非供热机组特别是循环流化床机组发挥潜力积极参与有偿调峰辅助服务获得额外收益。

第四，“两个细则”不完全适应电力市场化改革趋势。“两个细则”出台于政府统一分配年度和季度电量计划的时期，政府主管部门在充分考虑节能环保调度和机组特性等各种综合因素的基础上，往往对同类型机组分配大致相当的电量计划。在此情况下，由于电量计划所确定的机组运行时间大致相当，补偿或者不补偿机组备用启停费用，对全部市场主体而言是大致公平的。2013年四季度以来，电力市场化改革要求突破政府主导调控电量的框架和管理模式，推进大用户直供交易，由价格占优的机组通过竞争获得大用户直供交易电量。这样一来，大用户直供交易市场电量少的机组，运行机会也就相对较少，导致其停机备用的原因更多地掺杂了市场交易因素。这样，由市场交易电量较多的机组补偿此类机组的备用启停费用，是不尽合理的。因此，“两个细则”应进行电力市场化的适应性改革，取消除保障消纳可再生能源全额消纳、供热、春节等负荷特殊时期的低谷旋转备用以及电网安全等原因之外的有偿启停机备用补偿。

第五，“两个细则”没有补偿租赁制抽水蓄能电站的运行损耗费用。目前，租赁制抽水蓄能电站的租赁费用由电网企业、发电企业（不含风电企业） 和用户分别按50%、25%、25%的比例承担[5]，但是，容量租用费用没有考虑在调用抽水蓄能机组发电、抽水过程中上网电量与下网电量之间的损耗。运行实践表明，抽水蓄能机组上下网电量损耗一般在20%左右（与上下库水位及水量渗漏、蒸发等损失相关）。以300 MW抽水蓄能机组年利用小时为600 h/a测算，1 a的运行损耗费用约为6 780万元。无论抽水蓄能电站参与日常电力供需平衡，还是参与事故紧急调用，其为保障电力系统安全经济运行所产生的电量损耗费用，需要通过改变电价机制或者在“两个细则”中另设专门有偿辅助服务补偿项目加以疏导，同时应平等地将风电等各类发电企业全部纳入分摊范围。

4 结束语

“两个细则”是网厂产权和体制分离后规范发电企业涉网运行管理行为的一套普遍适用的基础规则，它几乎规范了运行管理和有偿辅助服务的方方面面，对保障电力系统安全稳定运行发挥了重要作用；但是，随着电源结构的变化以及电力市场的发展，“两个细则”在补偿项目不健全、提升网厂运行信息对称性、以经济手段解决调峰问题并促进风电等可再生能源全额保障性消纳、适应电力市场改革、公平分摊租赁制抽水蓄能电站电量损耗费用等方面，仍存在一定的不足。可以预期，今后这一领域将在发电计划跟踪质量补偿、负荷低谷时期最小技术出力调峰考核、通过经济手段发现供热机组真实最小技术出力、完善影响出力实时监测评估标准及技术手段、建立适应大用户直供等市场化电量方式下的补偿机制等方面，将得到进一步的发展，为保障电力系统安全稳定优质经济运行和完善电力市场机制发挥更大的作用。

［1］ 原国家电力监管委员会华北监管局.华北电监市场［2008］112号 关于印发实施华北区域发电厂辅助服务管理及并网运行管理实施细则的通知［EB/OL］.（2014-07-04）［2014-07-24］.http：//hbj.nea.gov.cn/zwgk.jsp？ id1=0005&id2=000509&id3=00050901&id4=.

［2］ 周策，龚琨，倪致雨.超临界发电机组自动负荷控制策略优化研究［J］.山西电力，2013（6）：72-75.

［3］ 康静秋，尹喜超.电网两个细则实施下机组典型负荷波动分析［J］.华北电力技术，2012（12）：58-60.

［4］ 杜鸿海.“两个细则”考核下燃煤机组AGC功能研究及应用［D］.北京：华北电力大学，2012．

［5］ 国家发展改革委员会.发改价格［2007］1517号 国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知［EB/OL］.（2014-07-04）［2014-07-24］.http：//bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/200807/t20080710_499266.html.