風力發電參與調頻市場的機制優化及收益研究

劉秋華，方正聰，鄭亞先

（1.南京工程學院經濟管理學院，南京 211167；2.南京工程學院電力工程學院，南京 211167；3.中國電力科學研究院有限公司，南京 210003）

0 引言

人們對于環境保護和清潔能源重視程度日趨提高，風電成為目前最理想也最具挑戰的能源之一［1-4］。2021 年全球風電的累積裝機容量為837 GW，比2003 年提高了近15 倍。隨著風電并網率的提高，頻率穩定性問題會阻礙新能源接入，我國大多數風電場處于限制出力的運行狀態［5］。國家能源局頒布相關文件［6-7］規定：30 MW 及以上的風電場需具備自動發電控制功能（automatic generation control，AGC）。風電參與系統調頻不僅可以減少棄風率，還能緩解系統的調頻壓力。國內部分省市頒布了調頻市場交易規則［8-9］，對國內新能源參與調頻輔助服務市場機制進行了補充完善，可從政策上助推風電參與系統調頻。

目前變速恒頻風電機組在全球風電場中應用較為廣泛。變速恒頻風電機組需要采用附加控制方式才能響應系統頻率變化［10］，主要通過控制風電機組有功出力來實現，分為轉子動能控制和功率備用控制。轉子動能控制采用的方法有虛擬慣性控制、下垂控制和綜合慣性控制［11-12］；功率備用控制采用變槳距角控制、超速控制以及二者協調的控制方法［13-14］。該方法通過控制風機的風速和槳距角使風機留有一定的功率備用來補償有功功率缺額。文獻［15］基于風電場地形和風速大小制定風電機組不同的調頻方案，充分利用機組的備用容量完成頻率調整，為系統提供長時間的功率支持。

目前國內外對風電參與系統調頻的研究主要集中在技術方面，涉及調頻輔助服務市場的相關研究較少。目前國內輔助服務市場處于起步階段，現有的輔助服務市場主要針對常規電源設計［16-17］，無法有效衡量風電參與系統調頻的真實容量，如何衡量風電對調頻輔助服務的貢獻還缺乏具體的細則。目前已有國內學者對風電參與輔助服務整體的成本展開了研究［18-20］，但沒有研究風電參與調頻輔助服務所引發的成本。美國PJM 電力市場對調頻市場主體報價進行了調整［21-23］，但未考慮風電出力波動導致提供調頻容量可信度問題。國內外學者分析了美國PJM、CAISO、ERCOT 等區域電力市場的調頻市場機制以及相關補償政策［24-27］，但未區分風電參與調頻的方式，未制定合理的補償方案。

針對以上問題，本文對風電參與調頻市場機制進行優化和收益研究。首先，針對現有機制無法衡量風電參與系統真實調頻容量的問題，提出風電調頻可信度指標和綜合調頻性能指標以衡量風電對調頻服務的貢獻，并對現行補償機制優化；其次，建立基于上述兩種指標的風電參與調頻市場的出清模型。為體現調頻市場主體提供調頻的真實容量和調頻資源的優質性，根據上述兩種指標對容量和里程報價進行修改，分析風電參與調頻帶來的附加成本。最后，通過算例分析優化機制前后對風電參與調頻收益的影響，驗證了本文所提優化機制的有效性。

1 調頻可信度指標及綜合調頻性能指標

風電作為間歇性發電的新能源，出于對風電出力波動性的考慮，衡量風電參與系統調頻的真實容量對電網的穩定性有一定的意義。本文提出了風電調頻可信度指標來衡量風電對系統調頻的貢獻，結合機組的綜合調頻性能指標進一步衡量調頻資源的優質可靠性，對新型電力系統的建設有一定的促進作用。

1.1 風電調頻可信度指標

由于風電場內各機組響應調度的調頻指令有差異及受外部環境等相關因素影響，風電出力受外部因素影響較大，風電機組的實際出力與預測出力會有一定的偏差，風電機組在參與調頻市場時采用預測出力值申報調頻容量，這種情況會導致風電機組在調頻市場中標的調頻容量與最終提供的調頻容量有一定差距。理論上，風電機組提供的真實調頻容量應在事后根據實際的調用情況計算。然而事實上調頻市場的投標是事前完成的，風電機組需要提前對真實調頻容量進行估值。

因此引入風電調頻可信度指標來衡量風電參與調頻的真實容量。

式中：βi為風電i當前參與調頻的可信度指標；R′c，i，n為風電i在此次調頻前第n次收到AGC調度指令調頻量；Rc，i，n為風電i此次調頻前第n次在調頻過程中實際提供的調頻量。時間跨度為近7 d。

1.2 綜合調頻性能指標

隨著我國電力市場進一步改革，調頻市場的需求將進一步增大，許多新興能源將會參與到電力調頻服務中來，而任何能源的調頻服務質量都需要對其效果進行評估，因此引入綜合調頻性能指標對于制定控制策略、考察運行效果以及分析系統收益都尤為重要。

機組單次AGC 指令的調頻性能指標可由式（2）得出［9］。

式中：kb，a，p為機組a第b次AGC 指令的調頻性能指標；Va，b為機組a第b次的AGC 調節速率；Aa，b為機組a第b次的AGC 調節精度；Va，e為機組a的AGC 標準調節速率，風電機組一般取10%Pe/min；Pe為風電機組的額定容量［9］；Aa，e為機組a的AGC標準調節精度，風電機組一般取0.5%Pe［9］。

由機組單次調頻性能指標可計算機組綜合調頻性能指標［6］為：

式中：ka，p為機組a的綜合調頻性能指標；M+a，b為機組a第b次AGC指令的正向調頻里程；n為機組a在運行期間被AGC調用的次數。

目前國內大部分調頻市場對市場主體的綜合調頻性能指標都有準入條件，一般要求參與調頻的市場主體綜合調頻性能指標不低于0.53［8］。

2 補償機制分析及優化

2.1 現有補償機制分析

參考江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則［9］，該省調頻市場采用兩部制補償機制：容量補償+里程補償。

容量補償采取按日補償方式，按式（4）進行計算。

式中：Fa，c、λa、Ra分別為機組a的基本補償費用、AGC 投運率和機組額定容量；Ya，c為基本補償的補償標準。

式中：Fa，m、Ma分別為機組a參與調頻的補償費用和該次調節過程的貢獻量；Ya，m為AGC 調用補償的補償標準。

我國目前調頻輔助服務根據“兩個細則”執行，只能反映機組的固有屬性，無法反映機組實際提供調頻服務的實際效果，無法體現輔助服務真實的價格，無法衡量風電參與調頻的貢獻量。現有的補償機制比較固定［28-29］，對不同調頻主體類型并未制定不同的補償原則，導致常規能源機組參與系統調頻時存在收益少成本高［30］的問題。

2.2 報價調整及補償機制優化

調頻輔助服務市場中各市場主體的報價無法體現各主體的真實調頻能力，導致報價較低但調頻性能較差的調頻資源先于報價較高但調頻性能較好的調頻資源中標，電網的安全穩定性會降低。因此需要使調頻性能較好的主體優先中標，在提高電網的安全穩定性的同時使調頻性能較好的主體獲得較高的收益，以此激勵各市場主體提供優質的調頻資源。

在本模型中對調頻市場主體的調頻報價進行了調整，降低優質調頻資源的報價，達到讓優質調頻資源優先出清的目的，并采用邊際價格結算激勵市場主體提供優質的調頻資源。

報價調整如下。

式中：ρ′c，a、ρ′m，a分別為機組a在調頻市場中調整后的容量、里程報價；ρ′c，a、ρ′m，a分別為機組a在調頻市場中原始的容量、里程報價；kmax為調頻市場所有主體中綜合調頻性能指標的最大值；ka，p為機組a綜合調頻性能指標；A為機組類別系數，當市場主體為風電時A為其調頻可信度指標，當市場主體為傳統能源時A為1。

線形生產建設項目在施工過程中或多或少都會存在占壓和擾動土地和植被的現象，使原有水土保持設施的功能降低或喪失，加重原有地表水土流失。線形生產建設項目包括鐵路、公路、輸氣管線、輸油管線、輸變電線路等，其水土流失常以“點狀”和“線形”綜合的形式出現，具有水土流失量大、集中突發性強、危害大等特點。

在新型電力市場環境下，為保證系統具有更優質的調頻資源，鼓勵各市場主體積極參與系統調頻，需要對調頻市場相關機制進行優化，使優質的調頻資源能夠得到較高的收益，同時也激勵市場主體提供更好的調頻資源。在原有補償機制上對與調頻里程補償進行相應的優化。

式中：F′a，m為機組a的調頻里程補償；Da為機組a的中標調頻里程；ka，p為機組a當天的綜合調頻性能指標；ρm為補償標準。

3 風電參與調頻市場的出清模型

3.1 目標函數

以電網調度購買調頻輔助服務費用最小為目標構建目標函數如式（9）所示。

式中：下標W、T 分別代表風電和傳統能源機組；XW，i、XT，j分別為風電機組i和傳統能源機組j提供調頻服務狀態變量，1 表示提供，0 表示不提供；kW，i，p、kT，j，p分別為風電機組i和傳統能源機組j的綜合調頻性能指標；ρW，up，c，i、ρW，dn，c，i、ρW，up，m，i、ρW，dn，m，i和ρT，up，c，j、ρT，dn，c，j、ρT，up，m，j、ρT，dn，m，j分別為風電機組i和傳統能源機組j上、下調頻容量報價和上、下調頻里程報價；RW，up，c，i、RW，dn，c，i、RW，up，m，i、RW，dn，m，i和RT，up，c，j、RT，dn，c，j、RT，up，m，j、RT，dn，m，j分別為風電機組i和傳統能源機組j在調頻輔助服務市場中標的上、下調頻容量值和上、下調頻里程值；NW、NT分別為風電機組和傳統能源機組的數量。

3.2 約束條件

1）系統運行約束

（1） 容量約束

式中：Rup，c、Rdn，c分別為系統所需的上、下調頻容量；Rup，m、Rdn，m分別為系統所需的上、下調頻里程值；Sup，s、Sdn，s分別為系統歷史上、下調頻里程系數，表示系統單位調頻容量所調用的調頻里程值，可根據近期間歷史數據，由總調頻里程值比總調頻容量得到；βi為風電i當前參與調頻的可信度指標。

2）傳統能源機組運行約束

（1） 容量約束

（2） 里程約束

式中：PT，j、PT，j，max、PT，j，min分別為傳統能源機組j的 實 際 出 力、最 大 和 最 小 出 力；PT，up，c，j、PT，up，c，j分別為傳統能源機組j日前所申報的上、下調頻容量；ST，up，j、ST，dn，j分別為傳統能源機組j的歷史上、下調頻里程調用系數。

3）風電機組運行約束

（1） 容量約束

（2） 里程約束

式中：PW，i、PW，i，max、PW，i，min分別為風電機組i的實際出力、最大和最小出力；PW，up，c，i、PW，dn，c，i分別為風電機組i日前所申報的上、下調頻容量；SW，up，i、SW，dn，i分別為風電機組i的歷史上、下調頻里程調用系數。

4 風電參與調頻的成本及收益分析

4.1 風電調頻成本構成

風電參與調頻的成本主要包括設備投資成本、效率損失成本和機會成本。

1）設備投資成本是指為了保障機組提供合格的調頻服務，發電商投入AGC 控制裝置所花費的資金及其相關的費用。AGC投資成本為：

式中：CAGC為AGC 設備成本；C為AGC 設備購買和安裝費用；PC為機組在調頻時提供的調頻容量；t為機組年平均調頻利用小時數；h為發電場生命周期；r為貼現率，取值為8%。

2）效率損失成本是指機組因預留調頻容量而脫離最佳運行點運行產生的成本。機組i在Δt時間段內造成的效率損失成本為：

式中：Closs為效率損失成本；fi( ?)為機組i的發電成本函數；P′i為機組i參與AGC 調節過程的出力；Pi為機組不參與AGC 調節的最優經濟出力；Δt為機組i參加AGC調節的時間。

3）機會成本主要是指調頻資源由于提供調頻而不能完全參與能量市場而導致的損失。風電因參與調頻市場而產生的機會成本為：

式中：Cloc為機組的機會成本；PLMP為預測邊際節點電價；PED為機組在設定點提供全部調頻容量所對應的價格；ΔP為經濟運行點與調頻備用點的有功差額。

4.2 風電參與調頻的收益

風電參與調頻的收益由市場出清收益和補償收益構成，風電參與調頻的凈收益則需要在此基礎上扣除風電參與調頻所引發的成本。風電參與調頻獲得的凈收益能反映風電參與調頻的積極性，一般來說，風電參與調頻的凈收益越高則參與調頻的積極性也越高。

風電參與某調頻時段的凈收益為：

式中：E為調頻時段總收益；E1為調頻市場出清的收益；Fm為里程補償費用；CAGC、Closs、Cloc、CS分別為設備成本、效率損失成本、機會成本和配置儲能設備成本。由于容量補償是按日補償且金額較低，因此在計算總收益時忽略不計。

5 風電參與調頻市場收益算例分析

現假設某系統某調度時段調頻需求如下。

1） 系統上調頻容量需求：60 MW；

2） 系統下調頻容量需求：60 MW；

3） 系統上調頻里程需求：150 MW；

4） 系統下調頻里程需求：150 MW。

風電和傳統能源分別以風電商和傳統能源商的形式參與調頻市場。該時刻調頻市場各主體性能指標和報價信息如表1 所示，其中W1、W2、W3 均為不配置儲能的風電商，其可信度指標分別為0.85、0.9、0.95；W4為配置了儲能的風電商，其可信度指標為1；TH1、TH2為傳統能源機組。

表1 各市場主體報價及相關指標信息Tab.1 Quotations of each market member and related index information

為保證優質的調頻資源優先出清，本文將里程報價范圍設定在7～12元/MW。

經過調整報價后的市場各主體報價信息如表2所示。從表2 可看出，由于傳統能源商有著較好的調頻性能，其調整后的報價較低，可以在調頻市場中優先出清；不含儲能的風電商由于存在可信度問題，導致其調整后的報價較高，難以在調頻市場中優先出清。因此，風電可以通過提升自身的可信度指標、綜合調頻性能指標和降低報價使其在調頻市場中優先出清。

表2 各市場主體調整報價后相關信息Tab.2 Relevant information after the adjustment of quotations by each market member 元/MW

本文采用YALMIP 工具箱編寫變量、約束條件以及優化目標函數的程序，并調用CPLEX12.8 求解器在MATLAB2016a中求解模型。

分別對調整報價前和調整報價后的各市場主體調頻服務進行出清，出清結果如表3—4所示。

表3 未調整報價各市場主體出清結果Tab.3 Unadjusted quotation results of each market member MW

從表3可以看出，未考慮風電可信度以及市場主體調頻性能指標，導致優質的調頻資源無法出清中標，系統無法獲取優質的調頻輔助服務。從表4看出，在考慮了風電可信度指標以及市場主體的調頻性能指標后，較為優質的傳統能源機組優先中標出清，配置儲能的W4風電商因為可信度較高，優先于可信度較低的風電中標出清。相同報價的風電商W1和W2，由于W1調頻可信度指標較低，導致W2優先中標。

表4 調整報價后各市場主體出清結果Tab.4 Clearing results of each market member after adjusting the quotation MW

調整報價前后各調頻市場主體的收益如圖1 所示。采用優化后的補償機制和引入報價修改后，TH1 前后收益差額達到713.5 元，這是因為TH1 機組調頻性能較佳，其初始報價較高，在原有補償機制下的中標容量較少，在考慮風電調頻可信度問題以及機組調頻性能之后，TH1 的報價在參與調頻的市場主體中較低，中標容量較高，增加其調頻收益。W1 調頻可信度指標較低，導致其在采用優化補償機制下的收益減少76 元。由于配置儲能的成本過高，W4 調頻成本增加，導致收益低于W2 和W3。優質的調頻資源能夠獲得較高的收益，以此可激勵各調頻市場主體提供優質的調頻資源。

圖1 優化機制前后各售電商的收益Fig.1 Revenue of each e-commerce company before and after the optimization mechanism

1）調頻可信度指標對W1 中標情況以及收益影響結果如圖2—3圖所示。

圖2 W1調頻可信度指標對中標情況的影響Fig.2 Impacts of the W1 frequency regulation credibility indexes on the bid winning condition

圖3 W1可信度指標對收益的影響Fig.3 The impacts of the W1 frequency regulation credibility indexes on revenue

從圖2—3 中可以看出：在系統調頻的需求下，W1調頻可信度指標從0.85增加到0.95時，表明W1能夠提供較為可靠的調頻資源。W1的中標容量由3 MW提升到19 MW，其收益由133.9元提高到859.5元。因此，引入風電調頻可信度指標可以衡量風電參與調頻服務的可靠性，提高風電參與調頻的積極性。

2）綜合調頻性能指標對W1 中標容量以及收益影響結果如圖4—5所示。

圖4 W1綜合調頻性能指標對中標情況的影響Fig.4 The impacts of W1 comprehensive frequency regulation performance indexes on the bid winning condition

從圖4—5 可以看出，在系統調頻的需求下W1綜合調頻性能指標從1.8增加到2.5時，表明W1能夠提供較為優質的調頻資源。W1 的中標容量由3 MW 提升到20 MW，其收益由133.9 元提高到1 023.1 元。綜合調頻性能指標越高，市場主體提供的調頻資源越優質，收益也隨之提高。

6 結論

本文針對目前調頻輔助服務市場機制無法有效衡量風電參與調頻的真實容量問題，對現行的調頻輔助機制進行分析及優化，引入風電調頻可信度指標及綜合調頻性能指標對容量和里程報價修改。建立風電參與調頻市場出清模型，通過算例分析得出以下結論。

1） 引入風電調頻可信度指標和綜合調頻性能指標可以衡量風電參與調頻的真實容量。

2） 修改報價模式可以使優質的調頻資源優先出清，從而保障系統安全穩定運行。

3） 風電參與調頻市場可以通過提高可信度指標及綜合調頻性能指標來獲得較高的調頻收益，以此提高風電參與系統調頻的積極性。

本文僅針對風電參與調頻市場機制展開研究，目前部分省市允許儲能參與系統調頻，后續可以開展風儲配合參與系統調頻市場的機制研究。