水电厂参与调频辅助市场模型研究

天生桥二级水力发电有限公司 彭伟军 汪 民 杨永宏 张立飞 李俊岭

广东调频市场于2018年9月启动结算试运行，2020年9月转入正式运行，是南方区域首个进入实际运行的省级调频市场，结算试运行以来市场规模、系统性能、市场效益均较之前取得较大提升，形成了比较浓厚的市场氛围和竞争意识。

1 方案内容

南方区域调频市场建设将分两个阶段开展。第一阶段，市场范围覆盖广东、广西、海南三省(区)；同期建设云南异步电网调频市场（已于2020年10月进入试运行），两个子市场的市场结构、交易机制、价格机制等方面基本保持一致，异步联网期间各自相对独立运行。第二阶段，于2022年将贵州纳入南方区域调频市场，届时调频辅助服务市场机制将在南方五省区实现全覆盖。

1.1 市场参与主体及交易组织模式

市场主体是指调频服务提供方与调频服务补偿费用缴纳方。市场初期，调频辅助服务提供方为具有AGC功能且调频性能达到一定标准的省级及以上调度发电厂，水电厂也涵盖在内。第三方辅助服务提供者暂时还不能参与调频辅助服务；抽水蓄能电站按规定调用，不参与市场竞价。位于云南电网调频控制区、以“点对网”或“网对网”输电方式向广东、广西、海南送电的电源，参与云南调频控制区，中标收益纳入该调频市场结算。市场初期采用日前集中竞价、日前预安排和日内统一出清的模式组织调频市场交易。

1.2 市场需求和申报标的

在第一阶段建设南方区域统一调频市场（广东、广西、海南），划分为广东、广西、海南三个调频资源分布区。为确保市场安全运行，初期三个分布区市场主体提供的调频容量占分布区总需求比例下限均80%，市场出清将由各资源分布区需求下限和市场总容量需求共同决定。发电厂调频容量按照装机规模的一定比例事前确定，发电厂仅需要申报调频里程价格。条件成熟后进行调频容量、调频里程价格同时申报。

1.3 市场出清价格

市场出清价格由申报里程价格、各调频区域调频容量下限、市场总容量需求共同决定。广东、广西、海南调频控制区内出清时按照调频里程排序价格由低到高出清，优先满足资源分布区内部中标容量下限的资源，其余容量纳入到区域市场同台竞争。满足分区内部容量下限的中标机组不参与定价，由满足全区域调频容量需求的最后一台机组（即全区域边际机组）确定出清价格。各市场剩余的需求容量决定竞价时总需求容量，排除优先机组后，剩余的申报机组按照排序价格由低到高排序，累计容量满足竞价市场需求容量时的最后一台机组为边际出清机组，其排序价格为边际出清价格。

1.4 补偿分摊

区域调频市场产生的补偿费用分摊采取分布区内平衡+全市场平衡方式。市场初期，调频市场费用分摊分为调频里程费用分摊和调频容量费用分摊。

里程补偿分摊：费用分摊分两种方式。第一种方式分为各分布区内平衡（容量需求下限部分）和全市场平衡（超出需求下限部分）两部分，计入省（区）内部平衡的调频里程费用，由省（区）缴纳方（电厂）按照月度上网电量等比例分摊；计入全区域范围平衡的调频里程费用，由全区域的缴纳方（电厂）按照月度上网电量等比例分摊。计算方式如下：各分布区内分摊量=各分布区需求下限容量/各分布区总中标总量×分布区内中标调频单元产生的里程总收益全市场平衡量=里程总收益－各分布区内分摊量；第二种方式费用则由全市场按上网电量等比例分摊。未来条件成熟后将采用该种方式进行分摊，目前采用第一种分摊方式。

容量补偿分摊：调频容量补偿分为二个阶段：在现阶段，无现货市场省（区）和有现货市场省（区）所有提供合格AGC 服务的发电单元AGC 容量按照统一标准补偿；待现货市场成熟后，发电单元可考虑由预留AGC调频容量产生的机会成本作为容量补偿。区域内各省（区）市场主体产生的调频容量补偿费用，仅由省（区）的补偿费用缴纳方（电厂）按照月度上网电量等比例分摊。

1.5 南方区域“两个细则”解读

在我国辅助服务长期与电能量捆绑在一起，可按需无偿调用，不利于激励发电企业提供充足、高质量的辅助服务，易为系统安全稳定运行埋下隐患。为保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，促进电力工业健康发展，国家电力监管委员会于2006年11月发布了《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》，对发电厂并网运行管理和辅助服务管理提出了总体要求。

按照国家电监会的要求，南方区域针对本区域制定了《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下简称“两个细则”)，并于2010年4月开始正式执行这两个细则。“两个细则”不仅界定了并网发电厂的责任和义务，明确了辅助服务的定义与分类，而且实现了机组并网运行的量化管理和辅助服务的量化补偿，管理模式由无偿调用转变为有偿提供，从此南方区域辅助服务迈出了市场化的第一步。

2 水电厂参与调频辅助服务市场的策略模型

水电厂机组调频成本。所谓成本是指为过程增值和结果有效已付出或应付出的资源代价。据此，成本是指在满足一定系统要求的前提下，为了保证服务得以供给及在提供的过程中所涉及的费用之和。故水电厂机组调频成本即为电厂为了提供调频服务而实施的成本。具体而言，水电机组要提供满足系统要求的调频辅助服务，首先必须建立闭环控制系统，即需要电厂投资引进相关设备；其次，须由在线运行的发电机组提供，因此在机组的运行过程中会涉及到运行费用、维护费用；再者，在同一时间段各在线机组的出力是有限的，且只能用作一种用途，这样就产生了机组的组合成本和机会成本。本文通过研究电厂侧的成本，具体解析这部分成本的构成及其成因，构建各种成本的计算方法。

投资成本。从执行控制所需的物理设备的角度，AGC 的控制过程为：调度机构所辖的主站的控制系统下达相关指令，由用于通信的网络直接传送或的通信工作站经网络传送至电厂的控制系统或机组的控制器，控制发电机组的输出功率。与此同时，电厂及发电机组的相关信息，及与有功功率分配相关的联络线功率等信息，分别由电厂主管网络通信的工作站和变电所的自动化系统或经过通信网络上传至主站的控制系统，供其进行分析计算。水电厂参与调频的投资成本是指电厂为了保障机组提供合格的AGC服务而产生的附加固定成本。具有不同调节性能的机组，其投资成本并不相同。本项目中两个水电厂均具有AGC功能且早已投运，机组可能产生的投资成本主要是电厂了使其机组更符合要求，在调频市场中更有竞争力，对机组进行升级或改造的费用。就所需软硬件设备而言，主要包括调速器、水轮机、控制系统等。

运行成本。这里运行成本是耗水成本。参与调频市场的运行机组，需预留一定的调频容量，不能在额定出力附近稳定运行，同时由于电网中的负荷是随机波动的，因此水电机组在投运AGC功能期间将自动跟踪电网负荷变化进行出力调整，可能导致机组不能运行于相应的最佳工作点，处于变工况运行状态，导致机组效率降低，从而导致发电量减少，即机组的单位发电量的水耗将高于稳定工况下的水耗。对于耗水成本，可通过调频损失电量以及水电厂的综合上网电价进行测算，其中调频损失电量是指在计算期内，用于调频的发电用水量如果按机组最优状态可能发出的电量减去调频期间的实际发电量，即在实际发电用水量一定的情况下，水电站承担调频任务较不承担相应任务时少发的电量。

维护成本。此维护成本的含义与普通电厂相应成本的含义不尽相同。一般电厂这部分费用的构成比较复杂，这里的维护成本是指在机组正常运行的前提下，机组及相关设备由于磨损而增加的维护所导致的成本。因为只有处于在线运行状态的机组才可以提供调频服务，所以机组的正常运行是机组提供的前提条件，从而使此成本不再受制于设备可靠性的高低，但与与普通机组相比，机组的维护成本增加。如为了满足系统要求所进行的快速调节会对使某些元件寿命降低，导致维修周期缩短，维护成本增加；同时需求信号的频繁转换导致机组响应出力方向的改变，也是产生维护成本的一个重要因素，机组增减出力次数增加，设备磨损增加，发电机组的维修周期缩短，维护成本增加。

3 模型构建

3.1 投资成本

本报告中模型将按AGC 提供时间平均分摊AGC 的总投资成本，即采用年限平均折算法：I月=I总/(T×365×24)T月，其中I月为水电厂参与调频市场分摊到中标时段的月平均投资成本，I总为升级改造产生的总费用，T 为设备综合服务年限，T月为水电厂参与调频市场的月中标小时。

3.2 耗水成本

本项目模型中将通过调频损失电量以及水电厂的综合上网电价对电厂参与调频市场后增加的水耗成本进行测算：Cr,月=ΔQ月×P上网，其中Cr,月为水电厂参与调频市场后因水耗增加发电量减少的月度收益，ΔQ月为月调频损失电量，P上网为平均上网电价。

其中调频损失电量，是指在计算期内用于调频的发电用水量如果按机组最优状态可能发出的电量减去调频期间的实际发电量，即在实际发电用水量一定的情况下，水电站承担调频任务较不承担相应任务时少发的电量。具体测算公式为：

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

其中Q月＊为不参与调频市场的理论发电量，Q月为参与调频市场的实际发电量，w＊为未中标时段的理论度电耗水量，w 为中标时段的平均度电耗水量，wt为参与调频市场后的综合度电耗水量，kw为参与调频后水电厂。

综上，参与调频市场增加的月度耗水成本为：Cr,月=Q月(w-w＊)/w＊T月/(24×30)P上网。

3.3 维护成本

本项目模型中对水电机组参与调频增加的维护成本将从技改修理费用增加和设备寿命缩短两个方面进行测算。其中后者这里按设备服务年限缩短的时间折算至设备投资成本进行计算，具体公式如下：

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

其中Cr,月为水电厂参与调频市场后平均每月增加的维护成本，ΔM 为参与调频市场相较于不参与平均每年增加的技改修理费用，ΔL为参与调频后因设备寿命缩短增加的年投资成本。km为电厂每提供1小时调频服务年平均运维成本增加的比例，M为不参与调频的情况下年运维成本。A 为电厂发电设备资产原值，kl为为电厂每提供1小时调频服务设备服务年限减少的比例，T 为设备综合服务年限。

3.4 里程补偿

单条AGC控制指令对应的调频里程是指响应AGC 控制指令后结束时刻出力值与响应指令时出力值之差的绝对值（调节深度），月度总的调频里程为该月发电单元响应AGC 控制指令的调频里程之和。

根据我们对现有数据的分析统计，中标发电单元收到的AGC 指令不管是调节深度还是调节时长在全年范围内都相对稳定，因此我们这里将通过AGC指令的平均调节深度、平均调节时长、平均月中标小时对月调频里程进行测算：D月=DAN月=DAT月/TA，其中AGC 月为发电单元提供的月调频里程，DA为AGC 指令的平均调节深度，N月为调节次数可通过月中标T月除以AGC 指令的平均调节时长TA。

考虑到发电单元的调频里程补偿按日统计、按月结算，因此本项目中模型将以月为周期计算调频里程补偿收益，计算公式为：

R月里程为月调频里程补偿，K 为该发电单元的综合调频性能指标平均值，m 为自市场进入结算试运行起的自然年数，2021年m 取值为0。

3.5 容量补偿

考虑到两个电厂的调频容量相对稳定，因此本项目模型将通过月中标小时、平均调频容量，容量补贴价格对月容量补偿收益进行测算：

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

其中AGC容量为发电单元月中标时段的平均调频容量，Q月/(24×30)为发电单元的月平均负荷，以此数据来对月平均中标容量进行估算，Rc根据目前的政策，补偿标准为3.56元/MWh。