基于市场适应性及综合成本的大水电辅助服务交易策略研究

潘 峰，陈建梅，董宜琛，陈 程

(中国长江电力股份有限公司，上海 200120)

0 引 言

随着新一轮电力体制改革的推进和“双碳”目标的提出，我国正逐步加快构建新型电力系统。高比例新能源接入对电网安全运行、灵活调节带来较大挑战，亟需加快辅助服务市场建设。按照国家能源局《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》[1]有关要求，南方区域积极推动辅助服务市场建设。在区域层面，建立了调频和备用市场；在省级层面，陆续建立了调峰、调频、黑启动等市场。

长江电力运营管理的溪洛渡、乌东德水电站装机容量巨大，分别为1 386万、1 020万kW，居世界第四(中国第三)和世界第七(中国第四)位，溪洛渡右岸和乌东德电站接入南方电网向广东、广西和云南送电。目前，两电站均已参与南方区域调频和跨省备用市场、云南调频和黑启动市场。随着南方区域电力市场的建设推进，辅助服务市场与电能量市场将深度耦合。如何在满足水电站运行约束条件下优化辅助服务交易策略，实现电站整体效益最优成为一个值得研究的课题。本文以溪洛渡、乌东德电站为例，就大水电参与南方区域辅助服务市场交易策略进行研究。

1 南方区域辅助服务市场介绍

当前，国内外电力市场中通过市场化方式获得的辅助服务品种主要为调频和备用[2-4]。本节主要介绍溪洛渡、乌东德电站参与的南方区域调频和跨省备用市场，以及云南调频市场机制。

1.1 南方区域调频市场和云南调频市场

由于安全稳定需要，云南电网与南方中东部主网异步运行，南方电网调频控制采用分区管理模式，目前划分为南方电网统一调频控制区和云南统一调频控制区，两个控制区分别建立南方区域调频市场和云南调频市场，均采用网省协调交互的定系统频率控制模式。

南方区域调频市场和云南调频市场均采用日前集中竞价和预安排、日内统一出清的组织模式和边际定价机制[5-6]。市场机制考虑了不同发电单元的调频性能差异以及参与调频可能引起的机会成本，根据发电单元提供的调频服务给予调频里程补偿和调节容量补偿。同时，在出清排序、调频里程补偿等方面考虑调频性能(以综合调频性能指标衡量，包括调节速率、响应时间、调节精度)，以市场化方式激励市场主体提高调频性能、提供调频服务。两个市场的主要区别：一是南方区域调频市场仅申报调频里程价格(调频容量为规则明确的标准调频容量)，云南调频市场需申报调频容量和调频里程价格(申报范围3～8元/MW)；二是根据电网运行特性，两个市场在调节速率、调节精度的计算方式，综合调频性能指标权重等方面存在差异。

1.2 南方区域跨省备用市场

当各省级电网出现运行备用容量不足时，启动南方区域跨省备用市场，通过市场机制促进备用资源省间优化配置。交易标的为并网主体提供、10 min内可调出且持续时长满足技术要求的有功正备用容量。

跨省备用市场采用日前出清、日内调整的组织模式和边际定价机制[7-8]。买方为备用容量不足的省区，卖方为备用容量富余省区的服务提供方。水电申报两段，第一段备用容量区间起点为发电单元最大可调出力，第二段备用容量区间终点为发电单元最小技术出力。每段申报容量不小于max{发电单元最大可调出力×10%，100 MW}，申报价格范围0～50元/MW。

1.3 南方区域辅助服务市场衔接机制

发电计划安排与调频市场、跨省备用市场采用分步出清的方式衔接。日前和实时首先确定机组开机组合，其次开展南方区域和云南调频市场预出清/正式出清、跨省备用市场正式出清/调用，最后确定发电计划。

2 大水电参与南方区域辅助服务市场适应性分析

水电与其他传统能源相比，负荷调节范围宽、调节速率快、机组启停灵活，多在电网中承担调峰、调频、备用等辅助服务。溪洛渡和乌东德电站具备水电较优的辅助服务性能，但由于其功能定位、消纳方式、市场参与方式等特殊因素，对参与南方区域辅助服务市场存在一定影响。

(1)两电站均采用点对网方式向多省送电，辅助服务管理方式特殊。在云南调频市场，仅获得50%补偿收益，按照50%上网电量参与补偿费用分摊；在南方区域调频市场，无补偿，按照超过政府间框架协议的电量参与补偿费用分摊；在南方区域跨省备用市场，按照分电比例计入各省备用资源参与交易，根据至各省的送电量参与补偿费用分摊。

(2)两电站除发电外，还承担防洪、航运、补水等社会功能，电站运行约束条件较多。同时，两电站采用交直流接入电网方式，如图1所示，电站运行与直流方式、送电负荷等密切相关，增加了电站辅助服务交易的复杂性。如受限于云南滇东北网架薄弱，溪右电站开机台数、发电负荷与牛从直流送电负荷有严格的匹配关系。

图1 溪右、乌东德电站电网接线示意

(3)南方区域部分跨省区送电电站已开展中长期交易偏差电量结算，分时负偏差电量可滚动平衡，分时正偏差电量按偏差价格结算，电站提供辅助服务可能产生机会成本损失。后期现货市场环境下，分时价格产生的机会成本损失将更为明显。

(4)受云南异步联网影响，两电站调速器参数均降低，调节速率受到影响，同时水电机组开度-功率-水头的非线性特性也使电站在提供调频时的小负荷调节速率更慢；电站AGC(自动发电控制)控制策略(溪右电站按照一定步长由各台机组轮流负荷调节，乌左和乌右电站一定范围内负荷调节由单台机组承担，以上由所有开机机组共同承担)与云南调频市场规则(电站调节速率为所有开机机组速率的叠加)的不适应，造成两电站调节速率指标和综合调频性能较低，降低了调频市场竞争力。

3 当前市场环境下大水电参与南方区域辅助服务交易策略分析

基于电力市场交易按成本报价的原理，本节结合大水电的市场适应性对辅助服务各项成本量化测算，并在此基础上分析辅助服务交易策略。

3.1 大水电参与云南调频市场交易策略分析

3.1.1 调频市场综合成本分析

水电提供调频的综合成本[9-10]主要包括建设运维成本、发电效率损失成本、机会成本损失3部分。

(1)建设运维成本。包括AGC功能建设成本和因调频新增的机组运维成本(频繁调整负荷导致调速系统、水轮机等设备磨损增加)。每年电站需承担的建设运维成本为

(1)

式中，Cfc为AGC建设成本；i为投资报酬率；T为折旧年限；Cmc为每年因调频新增机组运维成本。

(2)发电效率损失成本。机组提供调频需预留一定调频容量，将导致机组处于非最优工况，耗水率增加，产生效率损失。机组提供调频时单位容量产生的发电效率损失成本Ceff为

(2)

式中，PQs为原发电计划安排对应的每方水的发电量；PQa为提供调频时每方水的发电量；σ为电站综合厂用电率；Pr为电站对应时段上网电价。

(3)机会成本损失。电站提供调频影响发电计划安排时，因偏差电量结算产生的电能量收益损失。按照目前的结算机制，仅在情形①高峰/平段提供调频降低负荷(高峰/平段提供调频少发电量将在低谷发出)、情形②低谷/平段提供调频增加负荷(低谷/平段提供调频多发电量将在高峰少发)产生机会成本损失。电站提供调频时单位容量产生的机会成本损失Copp

(3)

式中，Ppeak/norm为电站高峰/平段上网电价；Ppeak为电站高峰上网电价；P′valley为电站低谷正偏差电量价格；P′valley/norm为电站低谷/平段正偏差电量价格。

综上，水电单位调频里程综合成本C为

(4)

式中，Rcomp为电站年均调节容量补偿收益；θ为电站年均调频里程；δ为单位调频容量对应的调频里程。

3.1.2 云南调频市场交易策略分析

3.1.2.1 电站无弃水风险

调频容量的申报需综合考虑电站运行边界条件确定[14-15]，主要包括电站AGC可用状态、水库和电网运行约束要求、机组稳定运行区、系统调频需求及调频容量申报上下限等。

调频里程申报参考价格Pref需根据水电单位调频里程综合成本、市场适应性、交易规则等计算确定

(5)

式中，kmax为市场最大综合调频性能指标；η为电站调频市场收益系数(如溪洛渡、乌东德电站为50%)。

3.1.2.2 电站有弃水风险

根据测算，云南调频市场每兆瓦调频容量每小时获得的里程补偿约11.51～24.14 元，考虑市场收益系数后远低于电站上网电价。当电站存在弃水风险时，应按最大能力发电，不参与云南调频市场交易。

3.2 大水电参与南方区域跨省备用市场交易策略分析

3.2.1 备用市场综合成本分析

由于水电提供备用无相关功能建设和运维成本，因此备用市场综合成本计算时仅考虑发电效率损失成本、机会成本损失两部分，其中发电效率损失成本计算原理与3.1节调频市场发电效率损失成本计算原理相同，不再赘述。

3.2.2 南方区域跨省备用市场交易策略

3.2.2.1 电站无弃水风险

水电提供备用分为无成本和有成本两种方式[11]，因此可根据交易规则，按无/有成本分两段申报。

第一段，按照不影响电站发电计划安排(考虑预留调频空间)申报备用容量，电站无备用成本，备用容量申报参考价格为0。

第二段，按照影响电站发电计划安排(考虑预留调频空间)申报备用容量，电站仅在情形①高峰/平段提供备用(少发电量将在低谷发出)产生机会成本损失。电站提供备用单位容量产生的机会成本损失C′opp为

(6)

备用容量申报参考价格P′ref为

(7)

式中，C′eff为电站单位容量备用产生的发电效率损失成本；C′opp为电站单位容量备用产生的机会成本损失；η′为跨省备用市场收益系数(电站可实际提供跨省备用容量的比例，将提高申报参考价格，降低市场竞争力)。

当分段容量区间长度不满足规则最小容量区间要求时，需对分段申报容量进行调整。各段申报容量调整后均将产生机会成本损失，申报参考价格也需根据容量调整后的备用综合成本进行调整。如图2所示。

图2 大水电参与南方区域跨省备用报价示意

3.2.2.2 电站有弃水风险

因跨省备用市场收益上限50元/MW时远低于电站上网电价，为降低市场中标率及弃水损失，申报价格均按最高限价申报，第一段申报容量为最小申报区间，第二段为剩余申报容量。

在电站有弃水风险、无弃水风险的情况下，云南调频市场和南方区域跨省备用市场交易实际申报价格均需结合市场行情、中标期望、申报价格上下限等因素，对交易策略得出的参考价格进行适当调整。

4 现货市场环境下大水电参与南方区域辅助服务交易策略分析

现货市场环境下，分时电价差异明显，电站提供辅助服务的机会成本损失将远大于发电效率损失，且交易前无明确的发电计划安排，因此辅助服务综合成本测算将不再考虑发电效率损失。

4.1 大水电参与云南调频市场交易策略

4.1.1 电站无弃水风险

(8)

(9)

4.1.2 电站有弃水风险

当电站有弃水风险时，提供调频服务的机会成本损失为该时段现货电价，调频里程申报参考价格Pab-spot为

(10)

当申报参考价格大于上限价时，则不应参与云南调频市场交易。

4.2 大水电参与南方区域跨省备用市场交易策略

4.2.1 电站无弃水风险

(11)

4.2.2 电站有弃水风险

(12)

5 算例分析

本节以点对网送电电站A参与云南调频市场和南方区域跨省备用市场为例，对第3节提出的当前市场环境下基于市场适应性及综合成本的大水电参与南方区域辅助服务市场交易策略进行验证。

电站A按4∶6分电比例向云南、广东送电，电站AGC建设成本100万元，投资报酬率6.5%，折旧年限10 a，每年因调频产生的新增运维成本80万元，年均获得调节容量补偿约42万元。由于系统原因，电站至少需4台机运行，且发电负荷与直流送电负荷有严格的匹配关系。电站AGC按照40 MW的步长由各台机组轮流负荷调节。当前电站无弃水风险，近期调频市场申报容量超过50 MW时大多被安全校核，近期调频市场成交价约6元/MW，跨省备用市场高峰、平段、谷段成交均价约12、9、7元/MW。在D日，A电站在云南调频市场可申报的调频容量范围为43～270 MW；跨省备用市场广东需求备用容量为200 MW。A 电站D日的机组稳定运行出力为400～590 MW，可用机组台式为9台，高峰、平段、低谷时的电站处理分别为4 860、3 000、1 600 MW，高峰电价、平段电价、低谷正偏差电价分别为327、327、315元/MW。

云南调频市场中的高峰和平时段，根据近期电站中标情况，申报调频容量50 MW，调频中标将不会改变发电计划，不会产生机会成本损失。低谷时段，电站提供调频将改变发电计划，获得的里程补偿小于机会成本损失，不宜提供调频。根据交易策略得出具体申报参考价如表1所示。

表1 云南调频市场参考报价

跨省备用市场中的高峰时段，第一段在考虑调频后因不满足最小容量区间长度要求，需进行区间调整，调整后第一段中标将改变发电计划，产生备用成本。平时段，第一段无备用成本，第二段有备用成本。低谷时段，第一段无备用成本，第二段本应计算备用成本，但因第二段中标电站出力将降至1 600 MW以下，机组运行在振动区，因此申报参考价为上限价。根据交易策略得出具体申报参考价如表2所示。

表2 跨省备用市场参考报价

6 结 语

本文详细分析了水电站在不同市场环境下的辅助服务综合成本测算方法，提出基于市场适应性及综合成本的大水电辅助服务交易策略，利用该交易策略避免综合成本损失，实现在各类市场环境下电能量与辅助服务整体效益最优。该交易策略深入考虑电站运行特性和交易规则，量化辅助服务交易申报参考价格，对大水电参与辅助服务交易具有理论和实际指导意义。后续，随着电力市场的发展，辅助服务和电能量交易将深度耦合，辅助服务的综合成本测算将更加复杂，还需结合交易规则的变化、市场数据的积累不断优化完善交易策略。