水電廠參與調頻輔助市場模型研究

天生橋二級水力發電有限公司 彭偉軍 汪 民 楊永宏 張立飛 李俊嶺

廣東調頻市場于2018年9月啟動結算試運行，2020年9月轉入正式運行，是南方區域首個進入實際運行的省級調頻市場，結算試運行以來市場規模、系統性能、市場效益均較之前取得較大提升，形成了比較濃厚的市場氛圍和競爭意識。

1 方案內容

南方區域調頻市場建設將分兩個階段開展。第一階段，市場范圍覆蓋廣東、廣西、海南三省(區)；同期建設云南異步電網調頻市場（已于2020年10月進入試運行），兩個子市場的市場結構、交易機制、價格機制等方面基本保持一致，異步聯網期間各自相對獨立運行。第二階段，于2022年將貴州納入南方區域調頻市場，屆時調頻輔助服務市場機制將在南方五省區實現全覆蓋。

1.1 市場參與主體及交易組織模式

市場主體是指調頻服務提供方與調頻服務補償費用繳納方。市場初期，調頻輔助服務提供方為具有AGC功能且調頻性能達到一定標準的省級及以上調度發電廠，水電廠也涵蓋在內。第三方輔助服務提供者暫時還不能參與調頻輔助服務；抽水蓄能電站按規定調用，不參與市場競價。位于云南電網調頻控制區、以“點對網”或“網對網”輸電方式向廣東、廣西、海南送電的電源，參與云南調頻控制區，中標收益納入該調頻市場結算。市場初期采用日前集中競價、日前預安排和日內統一出清的模式組織調頻市場交易。

1.2 市場需求和申報標的

在第一階段建設南方區域統一調頻市場（廣東、廣西、海南），劃分為廣東、廣西、海南三個調頻資源分布區。為確保市場安全運行，初期三個分布區市場主體提供的調頻容量占分布區總需求比例下限均80%，市場出清將由各資源分布區需求下限和市場總容量需求共同決定。發電廠調頻容量按照裝機規模的一定比例事前確定，發電廠僅需要申報調頻里程價格。條件成熟后進行調頻容量、調頻里程價格同時申報。

1.3 市場出清價格

市場出清價格由申報里程價格、各調頻區域調頻容量下限、市場總容量需求共同決定。廣東、廣西、海南調頻控制區內出清時按照調頻里程排序價格由低到高出清，優先滿足資源分布區內部中標容量下限的資源，其余容量納入到區域市場同臺競爭。滿足分區內部容量下限的中標機組不參與定價，由滿足全區域調頻容量需求的最后一臺機組（即全區域邊際機組）確定出清價格。各市場剩余的需求容量決定競價時總需求容量，排除優先機組后，剩余的申報機組按照排序價格由低到高排序，累計容量滿足競價市場需求容量時的最后一臺機組為邊際出清機組，其排序價格為邊際出清價格。

1.4 補償分攤

區域調頻市場產生的補償費用分攤采取分布區內平衡+全市場平衡方式。市場初期，調頻市場費用分攤分為調頻里程費用分攤和調頻容量費用分攤。

里程補償分攤：費用分攤分兩種方式。第一種方式分為各分布區內平衡（容量需求下限部分）和全市場平衡（超出需求下限部分）兩部分，計入省（區）內部平衡的調頻里程費用，由省（區）繳納方（電廠）按照月度上網電量等比例分攤；計入全區域范圍平衡的調頻里程費用，由全區域的繳納方（電廠）按照月度上網電量等比例分攤。計算方式如下：各分布區內分攤量=各分布區需求下限容量/各分布區總中標總量×分布區內中標調頻單元產生的里程總收益全市場平衡量=里程總收益－各分布區內分攤量；第二種方式費用則由全市場按上網電量等比例分攤。未來條件成熟后將采用該種方式進行分攤，目前采用第一種分攤方式。

容量補償分攤：調頻容量補償分為二個階段：在現階段，無現貨市場省（區）和有現貨市場省（區）所有提供合格AGC 服務的發電單元AGC 容量按照統一標準補償；待現貨市場成熟后，發電單元可考慮由預留AGC調頻容量產生的機會成本作為容量補償。區域內各省（區）市場主體產生的調頻容量補償費用，僅由省（區）的補償費用繳納方（電廠）按照月度上網電量等比例分攤。

1.5 南方區域“兩個細則”解讀

在我國輔助服務長期與電能量捆綁在一起，可按需無償調用，不利于激勵發電企業提供充足、高質量的輔助服務，易為系統安全穩定運行埋下隱患。為保障電力系統安全、優質、經濟運行，規范輔助服務管理，促進電力工業健康發展，國家電力監管委員會于2006年11月發布了《發電廠并網運行管理規定》、《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，對發電廠并網運行管理和輔助服務管理提出了總體要求。

按照國家電監會的要求，南方區域針對本區域制定了《發電廠并網運行管理實施細則》和《并網發電廠輔助服務管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”)，并于2010年4月開始正式執行這兩個細則。“兩個細則”不僅界定了并網發電廠的責任和義務，明確了輔助服務的定義與分類，而且實現了機組并網運行的量化管理和輔助服務的量化補償，管理模式由無償調用轉變為有償提供，從此南方區域輔助服務邁出了市場化的第一步。

2 水電廠參與調頻輔助服務市場的策略模型

水電廠機組調頻成本。所謂成本是指為過程增值和結果有效已付出或應付出的資源代價。據此，成本是指在滿足一定系統要求的前提下，為了保證服務得以供給及在提供的過程中所涉及的費用之和。故水電廠機組調頻成本即為電廠為了提供調頻服務而實施的成本。具體而言，水電機組要提供滿足系統要求的調頻輔助服務，首先必須建立閉環控制系統，即需要電廠投資引進相關設備；其次，須由在線運行的發電機組提供，因此在機組的運行過程中會涉及到運行費用、維護費用；再者，在同一時間段各在線機組的出力是有限的，且只能用作一種用途，這樣就產生了機組的組合成本和機會成本。本文通過研究電廠側的成本，具體解析這部分成本的構成及其成因，構建各種成本的計算方法。

投資成本。從執行控制所需的物理設備的角度，AGC 的控制過程為：調度機構所轄的主站的控制系統下達相關指令，由用于通信的網絡直接傳送或的通信工作站經網絡傳送至電廠的控制系統或機組的控制器，控制發電機組的輸出功率。與此同時，電廠及發電機組的相關信息，及與有功功率分配相關的聯絡線功率等信息，分別由電廠主管網絡通信的工作站和變電所的自動化系統或經過通信網絡上傳至主站的控制系統，供其進行分析計算。水電廠參與調頻的投資成本是指電廠為了保障機組提供合格的AGC服務而產生的附加固定成本。具有不同調節性能的機組，其投資成本并不相同。本項目中兩個水電廠均具有AGC功能且早已投運，機組可能產生的投資成本主要是電廠了使其機組更符合要求，在調頻市場中更有競爭力，對機組進行升級或改造的費用。就所需軟硬件設備而言，主要包括調速器、水輪機、控制系統等。

運行成本。這里運行成本是耗水成本。參與調頻市場的運行機組，需預留一定的調頻容量，不能在額定出力附近穩定運行，同時由于電網中的負荷是隨機波動的，因此水電機組在投運AGC功能期間將自動跟蹤電網負荷變化進行出力調整，可能導致機組不能運行于相應的最佳工作點，處于變工況運行狀態，導致機組效率降低，從而導致發電量減少，即機組的單位發電量的水耗將高于穩定工況下的水耗。對于耗水成本，可通過調頻損失電量以及水電廠的綜合上網電價進行測算，其中調頻損失電量是指在計算期內，用于調頻的發電用水量如果按機組最優狀態可能發出的電量減去調頻期間的實際發電量，即在實際發電用水量一定的情況下，水電站承擔調頻任務較不承擔相應任務時少發的電量。

維護成本。此維護成本的含義與普通電廠相應成本的含義不盡相同。一般電廠這部分費用的構成比較復雜，這里的維護成本是指在機組正常運行的前提下，機組及相關設備由于磨損而增加的維護所導致的成本。因為只有處于在線運行狀態的機組才可以提供調頻服務，所以機組的正常運行是機組提供的前提條件，從而使此成本不再受制于設備可靠性的高低，但與與普通機組相比，機組的維護成本增加。如為了滿足系統要求所進行的快速調節會對使某些元件壽命降低，導致維修周期縮短，維護成本增加；同時需求信號的頻繁轉換導致機組響應出力方向的改變，也是產生維護成本的一個重要因素，機組增減出力次數增加，設備磨損增加，發電機組的維修周期縮短，維護成本增加。

3 模型構建

3.1 投資成本

本報告中模型將按AGC 提供時間平均分攤AGC 的總投資成本，即采用年限平均折算法：I月=I總/(T×365×24)T月，其中I月為水電廠參與調頻市場分攤到中標時段的月平均投資成本，I總為升級改造產生的總費用，T 為設備綜合服務年限，T月為水電廠參與調頻市場的月中標小時。

3.2 耗水成本

本項目模型中將通過調頻損失電量以及水電廠的綜合上網電價對電廠參與調頻市場后增加的水耗成本進行測算：Cr,月=ΔQ月×P上網，其中Cr,月為水電廠參與調頻市場后因水耗增加發電量減少的月度收益，ΔQ月為月調頻損失電量，P上網為平均上網電價。

其中調頻損失電量，是指在計算期內用于調頻的發電用水量如果按機組最優狀態可能發出的電量減去調頻期間的實際發電量，即在實際發電用水量一定的情況下，水電站承擔調頻任務較不承擔相應任務時少發的電量。具體測算公式為：

ΔQ月=Q月＊-Q月=Q月(wt-w＊)/w＊=Q月(ww＊)/w＊T月/(24×30)

其中Q月＊為不參與調頻市場的理論發電量，Q月為參與調頻市場的實際發電量，w＊為未中標時段的理論度電耗水量，w 為中標時段的平均度電耗水量，wt為參與調頻市場后的綜合度電耗水量，kw為參與調頻后水電廠。

綜上，參與調頻市場增加的月度耗水成本為：Cr,月=Q月(w-w＊)/w＊T月/(24×30)P上網。

3.3 維護成本

本項目模型中對水電機組參與調頻增加的維護成本將從技改修理費用增加和設備壽命縮短兩個方面進行測算。其中后者這里按設備服務年限縮短的時間折算至設備投資成本進行計算，具體公式如下：

Cr,月=(ΔM+ΔL)/12=kmT月M/12+AklT月/(1-klT月)×1/T×1/12

其中Cr,月為水電廠參與調頻市場后平均每月增加的維護成本，ΔM 為參與調頻市場相較于不參與平均每年增加的技改修理費用，ΔL為參與調頻后因設備壽命縮短增加的年投資成本。km為電廠每提供1小時調頻服務年平均運維成本增加的比例，M為不參與調頻的情況下年運維成本。A 為電廠發電設備資產原值，kl為為電廠每提供1小時調頻服務設備服務年限減少的比例，T 為設備綜合服務年限。

3.4 里程補償

單條AGC控制指令對應的調頻里程是指響應AGC 控制指令后結束時刻出力值與響應指令時出力值之差的絕對值（調節深度），月度總的調頻里程為該月發電單元響應AGC 控制指令的調頻里程之和。

根據我們對現有數據的分析統計，中標發電單元收到的AGC 指令不管是調節深度還是調節時長在全年范圍內都相對穩定，因此我們這里將通過AGC指令的平均調節深度、平均調節時長、平均月中標小時對月調頻里程進行測算：D月=DAN月=DAT月/TA，其中AGC 月為發電單元提供的月調頻里程，DA為AGC 指令的平均調節深度，N月為調節次數可通過月中標T月除以AGC 指令的平均調節時長TA。

考慮到發電單元的調頻里程補償按日統計、按月結算，因此本項目中模型將以月為周期計算調頻里程補償收益，計算公式為：

R月里程為月調頻里程補償，K 為該發電單元的綜合調頻性能指標平均值，m 為自市場進入結算試運行起的自然年數，2021年m 取值為0。

3.5 容量補償

考慮到兩個電廠的調頻容量相對穩定，因此本項目模型將通過月中標小時、平均調頻容量，容量補貼價格對月容量補償收益進行測算：

AGC容量=R月中標+R月未中標=(GC容量T月+(24×30-T月)[Q月/(24×30)×7.5%)Rc]

其中AGC容量為發電單元月中標時段的平均調頻容量，Q月/(24×30)為發電單元的月平均負荷，以此數據來對月平均中標容量進行估算，Rc根據目前的政策，補償標準為3.56元/MWh。