风力发电参与调频市场的机制优化及收益研究

刘秋华，方正聪，郑亚先

（1.南京工程学院经济管理学院，南京 211167；2.南京工程学院电力工程学院，南京 211167；3.中国电力科学研究院有限公司，南京 210003）

0 引言

人们对于环境保护和清洁能源重视程度日趋提高，风电成为目前最理想也最具挑战的能源之一［1-4］。2021 年全球风电的累积装机容量为837 GW，比2003 年提高了近15 倍。随着风电并网率的提高，频率稳定性问题会阻碍新能源接入，我国大多数风电场处于限制出力的运行状态［5］。国家能源局颁布相关文件［6-7］规定：30 MW 及以上的风电场需具备自动发电控制功能（automatic generation control，AGC）。风电参与系统调频不仅可以减少弃风率，还能缓解系统的调频压力。国内部分省市颁布了调频市场交易规则［8-9］，对国内新能源参与调频辅助服务市场机制进行了补充完善，可从政策上助推风电参与系统调频。

目前变速恒频风电机组在全球风电场中应用较为广泛。变速恒频风电机组需要采用附加控制方式才能响应系统频率变化［10］，主要通过控制风电机组有功出力来实现，分为转子动能控制和功率备用控制。转子动能控制采用的方法有虚拟惯性控制、下垂控制和综合惯性控制［11-12］；功率备用控制采用变桨距角控制、超速控制以及二者协调的控制方法［13-14］。该方法通过控制风机的风速和桨距角使风机留有一定的功率备用来补偿有功功率缺额。文献［15］基于风电场地形和风速大小制定风电机组不同的调频方案，充分利用机组的备用容量完成频率调整，为系统提供长时间的功率支持。

目前国内外对风电参与系统调频的研究主要集中在技术方面，涉及调频辅助服务市场的相关研究较少。目前国内辅助服务市场处于起步阶段，现有的辅助服务市场主要针对常规电源设计［16-17］，无法有效衡量风电参与系统调频的真实容量，如何衡量风电对调频辅助服务的贡献还缺乏具体的细则。目前已有国内学者对风电参与辅助服务整体的成本展开了研究［18-20］，但没有研究风电参与调频辅助服务所引发的成本。美国PJM 电力市场对调频市场主体报价进行了调整［21-23］，但未考虑风电出力波动导致提供调频容量可信度问题。国内外学者分析了美国PJM、CAISO、ERCOT 等区域电力市场的调频市场机制以及相关补偿政策［24-27］，但未区分风电参与调频的方式，未制定合理的补偿方案。

针对以上问题，本文对风电参与调频市场机制进行优化和收益研究。首先，针对现有机制无法衡量风电参与系统真实调频容量的问题，提出风电调频可信度指标和综合调频性能指标以衡量风电对调频服务的贡献，并对现行补偿机制优化；其次，建立基于上述两种指标的风电参与调频市场的出清模型。为体现调频市场主体提供调频的真实容量和调频资源的优质性，根据上述两种指标对容量和里程报价进行修改，分析风电参与调频带来的附加成本。最后，通过算例分析优化机制前后对风电参与调频收益的影响，验证了本文所提优化机制的有效性。

1 调频可信度指标及综合调频性能指标

风电作为间歇性发电的新能源，出于对风电出力波动性的考虑，衡量风电参与系统调频的真实容量对电网的稳定性有一定的意义。本文提出了风电调频可信度指标来衡量风电对系统调频的贡献，结合机组的综合调频性能指标进一步衡量调频资源的优质可靠性，对新型电力系统的建设有一定的促进作用。

1.1 风电调频可信度指标

由于风电场内各机组响应调度的调频指令有差异及受外部环境等相关因素影响，风电出力受外部因素影响较大，风电机组的实际出力与预测出力会有一定的偏差，风电机组在参与调频市场时采用预测出力值申报调频容量，这种情况会导致风电机组在调频市场中标的调频容量与最终提供的调频容量有一定差距。理论上，风电机组提供的真实调频容量应在事后根据实际的调用情况计算。然而事实上调频市场的投标是事前完成的，风电机组需要提前对真实调频容量进行估值。

因此引入风电调频可信度指标来衡量风电参与调频的真实容量。

式中：βi为风电i当前参与调频的可信度指标；R′c，i，n为风电i在此次调频前第n次收到AGC调度指令调频量；Rc，i，n为风电i此次调频前第n次在调频过程中实际提供的调频量。时间跨度为近7 d。

1.2 综合调频性能指标

随着我国电力市场进一步改革，调频市场的需求将进一步增大，许多新兴能源将会参与到电力调频服务中来，而任何能源的调频服务质量都需要对其效果进行评估，因此引入综合调频性能指标对于制定控制策略、考察运行效果以及分析系统收益都尤为重要。

机组单次AGC 指令的调频性能指标可由式（2）得出［9］。

式中：kb，a，p为机组a第b次AGC 指令的调频性能指标；Va，b为机组a第b次的AGC 调节速率；Aa，b为机组a第b次的AGC 调节精度；Va，e为机组a的AGC 标准调节速率，风电机组一般取10%Pe/min；Pe为风电机组的额定容量［9］；Aa，e为机组a的AGC标准调节精度，风电机组一般取0.5%Pe［9］。

由机组单次调频性能指标可计算机组综合调频性能指标［6］为：

式中：ka，p为机组a的综合调频性能指标；M+a，b为机组a第b次AGC指令的正向调频里程；n为机组a在运行期间被AGC调用的次数。

目前国内大部分调频市场对市场主体的综合调频性能指标都有准入条件，一般要求参与调频的市场主体综合调频性能指标不低于0.53［8］。

2 补偿机制分析及优化

2.1 现有补偿机制分析

参考江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则［9］，该省调频市场采用两部制补偿机制：容量补偿+里程补偿。

容量补偿采取按日补偿方式，按式（4）进行计算。

式中：Fa，c、λa、Ra分别为机组a的基本补偿费用、AGC 投运率和机组额定容量；Ya，c为基本补偿的补偿标准。

式中：Fa，m、Ma分别为机组a参与调频的补偿费用和该次调节过程的贡献量；Ya，m为AGC 调用补偿的补偿标准。

我国目前调频辅助服务根据“两个细则”执行，只能反映机组的固有属性，无法反映机组实际提供调频服务的实际效果，无法体现辅助服务真实的价格，无法衡量风电参与调频的贡献量。现有的补偿机制比较固定［28-29］，对不同调频主体类型并未制定不同的补偿原则，导致常规能源机组参与系统调频时存在收益少成本高［30］的问题。

2.2 报价调整及补偿机制优化

调频辅助服务市场中各市场主体的报价无法体现各主体的真实调频能力，导致报价较低但调频性能较差的调频资源先于报价较高但调频性能较好的调频资源中标，电网的安全稳定性会降低。因此需要使调频性能较好的主体优先中标，在提高电网的安全稳定性的同时使调频性能较好的主体获得较高的收益，以此激励各市场主体提供优质的调频资源。

在本模型中对调频市场主体的调频报价进行了调整，降低优质调频资源的报价，达到让优质调频资源优先出清的目的，并采用边际价格结算激励市场主体提供优质的调频资源。

报价调整如下。

式中：ρ′c，a、ρ′m，a分别为机组a在调频市场中调整后的容量、里程报价；ρ′c，a、ρ′m，a分别为机组a在调频市场中原始的容量、里程报价；kmax为调频市场所有主体中综合调频性能指标的最大值；ka，p为机组a综合调频性能指标；A为机组类别系数，当市场主体为风电时A为其调频可信度指标，当市场主体为传统能源时A为1。

线形生产建设项目在施工过程中或多或少都会存在占压和扰动土地和植被的现象，使原有水土保持设施的功能降低或丧失，加重原有地表水土流失。线形生产建设项目包括铁路、公路、输气管线、输油管线、输变电线路等，其水土流失常以“点状”和“线形”综合的形式出现，具有水土流失量大、集中突发性强、危害大等特点。

在新型电力市场环境下，为保证系统具有更优质的调频资源，鼓励各市场主体积极参与系统调频，需要对调频市场相关机制进行优化，使优质的调频资源能够得到较高的收益，同时也激励市场主体提供更好的调频资源。在原有补偿机制上对与调频里程补偿进行相应的优化。

式中：F′a，m为机组a的调频里程补偿；Da为机组a的中标调频里程；ka，p为机组a当天的综合调频性能指标；ρm为补偿标准。

3 风电参与调频市场的出清模型

3.1 目标函数

以电网调度购买调频辅助服务费用最小为目标构建目标函数如式（9）所示。

式中：下标W、T 分别代表风电和传统能源机组；XW，i、XT，j分别为风电机组i和传统能源机组j提供调频服务状态变量，1 表示提供，0 表示不提供；kW，i，p、kT，j，p分别为风电机组i和传统能源机组j的综合调频性能指标；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分别为风电机组i和传统能源机组j上、下调频容量报价和上、下调频里程报价；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分别为风电机组i和传统能源机组j在调频辅助服务市场中标的上、下调频容量值和上、下调频里程值；NW、NT分别为风电机组和传统能源机组的数量。

3.2 约束条件

1）系统运行约束

（1） 容量约束

式中：Rup，c、Rdn，c分别为系统所需的上、下调频容量；Rup，m、Rdn，m分别为系统所需的上、下调频里程值；Sup，s、Sdn，s分别为系统历史上、下调频里程系数，表示系统单位调频容量所调用的调频里程值，可根据近期间历史数据，由总调频里程值比总调频容量得到；βi为风电i当前参与调频的可信度指标。

2）传统能源机组运行约束

（1） 容量约束

（2） 里程约束

式中：PT，j、PT，j，max、PT，j，min分别为传统能源机组j的 实 际 出 力、最 大 和 最 小 出 力；PT，up，c，j、PT，up，c，j分别为传统能源机组j日前所申报的上、下调频容量；ST，up，j、ST，dn，j分别为传统能源机组j的历史上、下调频里程调用系数。

3）风电机组运行约束

（1） 容量约束

（2） 里程约束

式中：PW，i、PW，i，max、PW，i，min分别为风电机组i的实际出力、最大和最小出力；PW，up，c，i、PW，dn，c，i分别为风电机组i日前所申报的上、下调频容量；SW，up，i、SW，dn，i分别为风电机组i的历史上、下调频里程调用系数。

4 风电参与调频的成本及收益分析

4.1 风电调频成本构成

风电参与调频的成本主要包括设备投资成本、效率损失成本和机会成本。

1）设备投资成本是指为了保障机组提供合格的调频服务，发电商投入AGC 控制装置所花费的资金及其相关的费用。AGC投资成本为：

式中：CAGC为AGC 设备成本；C为AGC 设备购买和安装费用；PC为机组在调频时提供的调频容量；t为机组年平均调频利用小时数；h为发电场生命周期；r为贴现率，取值为8%。

2）效率损失成本是指机组因预留调频容量而脱离最佳运行点运行产生的成本。机组i在Δt时间段内造成的效率损失成本为：

式中：Closs为效率损失成本；fi( ⋅)为机组i的发电成本函数；P′i为机组i参与AGC 调节过程的出力；Pi为机组不参与AGC 调节的最优经济出力；Δt为机组i参加AGC调节的时间。

3）机会成本主要是指调频资源由于提供调频而不能完全参与能量市场而导致的损失。风电因参与调频市场而产生的机会成本为：

式中：Cloc为机组的机会成本；PLMP为预测边际节点电价；PED为机组在设定点提供全部调频容量所对应的价格；ΔP为经济运行点与调频备用点的有功差额。

4.2 风电参与调频的收益

风电参与调频的收益由市场出清收益和补偿收益构成，风电参与调频的净收益则需要在此基础上扣除风电参与调频所引发的成本。风电参与调频获得的净收益能反映风电参与调频的积极性，一般来说，风电参与调频的净收益越高则参与调频的积极性也越高。

风电参与某调频时段的净收益为：

式中：E为调频时段总收益；E1为调频市场出清的收益；Fm为里程补偿费用；CAGC、Closs、Cloc、CS分别为设备成本、效率损失成本、机会成本和配置储能设备成本。由于容量补偿是按日补偿且金额较低，因此在计算总收益时忽略不计。

5 风电参与调频市场收益算例分析

现假设某系统某调度时段调频需求如下。

1） 系统上调频容量需求：60 MW；

2） 系统下调频容量需求：60 MW；

3） 系统上调频里程需求：150 MW；

4） 系统下调频里程需求：150 MW。

风电和传统能源分别以风电商和传统能源商的形式参与调频市场。该时刻调频市场各主体性能指标和报价信息如表1 所示，其中W1、W2、W3 均为不配置储能的风电商，其可信度指标分别为0.85、0.9、0.95；W4为配置了储能的风电商，其可信度指标为1；TH1、TH2为传统能源机组。

表1 各市场主体报价及相关指标信息Tab.1 Quotations of each market member and related index information

为保证优质的调频资源优先出清，本文将里程报价范围设定在7～12元/MW。

经过调整报价后的市场各主体报价信息如表2所示。从表2 可看出，由于传统能源商有着较好的调频性能，其调整后的报价较低，可以在调频市场中优先出清；不含储能的风电商由于存在可信度问题，导致其调整后的报价较高，难以在调频市场中优先出清。因此，风电可以通过提升自身的可信度指标、综合调频性能指标和降低报价使其在调频市场中优先出清。

表2 各市场主体调整报价后相关信息Tab.2 Relevant information after the adjustment of quotations by each market member 元/MW

本文采用YALMIP 工具箱编写变量、约束条件以及优化目标函数的程序，并调用CPLEX12.8 求解器在MATLAB2016a中求解模型。

分别对调整报价前和调整报价后的各市场主体调频服务进行出清，出清结果如表3—4所示。

表3 未调整报价各市场主体出清结果Tab.3 Unadjusted quotation results of each market member MW

从表3可以看出，未考虑风电可信度以及市场主体调频性能指标，导致优质的调频资源无法出清中标，系统无法获取优质的调频辅助服务。从表4看出，在考虑了风电可信度指标以及市场主体的调频性能指标后，较为优质的传统能源机组优先中标出清，配置储能的W4风电商因为可信度较高，优先于可信度较低的风电中标出清。相同报价的风电商W1和W2，由于W1调频可信度指标较低，导致W2优先中标。

表4 调整报价后各市场主体出清结果Tab.4 Clearing results of each market member after adjusting the quotation MW

调整报价前后各调频市场主体的收益如图1 所示。采用优化后的补偿机制和引入报价修改后，TH1 前后收益差额达到713.5 元，这是因为TH1 机组调频性能较佳，其初始报价较高，在原有补偿机制下的中标容量较少，在考虑风电调频可信度问题以及机组调频性能之后，TH1 的报价在参与调频的市场主体中较低，中标容量较高，增加其调频收益。W1 调频可信度指标较低，导致其在采用优化补偿机制下的收益减少76 元。由于配置储能的成本过高，W4 调频成本增加，导致收益低于W2 和W3。优质的调频资源能够获得较高的收益，以此可激励各调频市场主体提供优质的调频资源。

图1 优化机制前后各售电商的收益Fig.1 Revenue of each e-commerce company before and after the optimization mechanism

1）调频可信度指标对W1 中标情况以及收益影响结果如图2—3图所示。

图2 W1调频可信度指标对中标情况的影响Fig.2 Impacts of the W1 frequency regulation credibility indexes on the bid winning condition

图3 W1可信度指标对收益的影响Fig.3 The impacts of the W1 frequency regulation credibility indexes on revenue

从图2—3 中可以看出：在系统调频的需求下，W1调频可信度指标从0.85增加到0.95时，表明W1能够提供较为可靠的调频资源。W1的中标容量由3 MW提升到19 MW，其收益由133.9元提高到859.5元。因此，引入风电调频可信度指标可以衡量风电参与调频服务的可靠性，提高风电参与调频的积极性。

2）综合调频性能指标对W1 中标容量以及收益影响结果如图4—5所示。

图4 W1综合调频性能指标对中标情况的影响Fig.4 The impacts of W1 comprehensive frequency regulation performance indexes on the bid winning condition

从图4—5 可以看出，在系统调频的需求下W1综合调频性能指标从1.8增加到2.5时，表明W1能够提供较为优质的调频资源。W1 的中标容量由3 MW 提升到20 MW，其收益由133.9 元提高到1 023.1 元。综合调频性能指标越高，市场主体提供的调频资源越优质，收益也随之提高。

6 结论

本文针对目前调频辅助服务市场机制无法有效衡量风电参与调频的真实容量问题，对现行的调频辅助机制进行分析及优化，引入风电调频可信度指标及综合调频性能指标对容量和里程报价修改。建立风电参与调频市场出清模型，通过算例分析得出以下结论。

1） 引入风电调频可信度指标和综合调频性能指标可以衡量风电参与调频的真实容量。

2） 修改报价模式可以使优质的调频资源优先出清，从而保障系统安全稳定运行。

3） 风电参与调频市场可以通过提高可信度指标及综合调频性能指标来获得较高的调频收益，以此提高风电参与系统调频的积极性。

本文仅针对风电参与调频市场机制展开研究，目前部分省市允许储能参与系统调频，后续可以开展风储配合参与系统调频市场的机制研究。