天生橋二級水力發(fā)電有限公司 彭偉軍 汪 民 楊永宏 張立飛 李俊嶺

廣東調(diào)頻市場于2018年9月啟動結(jié)算試運行，2020年9月轉(zhuǎn)入正式運行，是南方區(qū)域首個進入實際運行的省級調(diào)頻市場，結(jié)算試運行以來市場規(guī)模、系統(tǒng)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(nèi)容

南方區(qū)域調(diào)頻市場建設(shè)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(qū))；同期建設(shè)云南異步電網(wǎng)調(diào)頻市場（已于2020年10月進入試運行），兩個子市場的市場結(jié)構(gòu)、交易機制、價格機制等方面基本保持一致，異步聯(lián)網(wǎng)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(qū)域調(diào)頻市場，屆時調(diào)頻輔助服務(wù)市場機制將在南方五省區(qū)實現(xiàn)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(diào)頻服務(wù)提供方與調(diào)頻服務(wù)補償費用繳納方。市場初期，調(diào)頻輔助服務(wù)提供方為具有AGC功能且調(diào)頻性能達到一定標(biāo)準(zhǔn)的省級及以上調(diào)度發(fā)電廠，水電廠也涵蓋在內(nèi)。第三方輔助服務(wù)提供者暫時還不能參與調(diào)頻輔助服務(wù)；抽水蓄能電站按規(guī)定調(diào)用，不參與市場競價。位于云南電網(wǎng)調(diào)頻控制區(qū)、以“點對網(wǎng)”或“網(wǎng)對網(wǎng)”輸電方式向廣東、廣西、海南送電的電源，參與云南調(diào)頻控制區(qū)，中標(biāo)收益納入該調(diào)頻市場結(jié)算。市場初期采用日前集中競價、日前預(yù)安排和日內(nèi)統(tǒng)一出清的模式組織調(diào)頻市場交易。

1.2 市場需求和申報標(biāo)的

在第一階段建設(shè)南方區(qū)域統(tǒng)一調(diào)頻市場（廣東、廣西、海南），劃分為廣東、廣西、海南三個調(diào)頻資源分布區(qū)。為確保市場安全運行，初期三個分布區(qū)市場主體提供的調(diào)頻容量占分布區(qū)總需求比例下限均80%，市場出清將由各資源分布區(qū)需求下限和市場總?cè)萘啃枨蠊餐瑳Q定。發(fā)電廠調(diào)頻容量按照裝機規(guī)模的一定比例事前確定，發(fā)電廠僅需要申報調(diào)頻里程價格。條件成熟后進行調(diào)頻容量、調(diào)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(diào)頻區(qū)域調(diào)頻容量下限、市場總?cè)萘啃枨蠊餐瑳Q定。廣東、廣西、海南調(diào)頻控制區(qū)內(nèi)出清時按照調(diào)頻里程排序價格由低到高出清，優(yōu)先滿足資源分布區(qū)內(nèi)部中標(biāo)容量下限的資源，其余容量納入到區(qū)域市場同臺競爭。滿足分區(qū)內(nèi)部容量下限的中標(biāo)機組不參與定價，由滿足全區(qū)域調(diào)頻容量需求的最后一臺機組（即全區(qū)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(yōu)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?jǐn)?/h3>

區(qū)域調(diào)頻市場產(chǎn)生的補償費用分?jǐn)偛扇》植紖^(qū)內(nèi)平衡+全市場平衡方式。市場初期，調(diào)頻市場費用分?jǐn)偡譃檎{(diào)頻里程費用分?jǐn)偤驼{(diào)頻容量費用分?jǐn)偂?/p>

里程補償分?jǐn)偅嘿M用分?jǐn)偡謨煞N方式。第一種方式分為各分布區(qū)內(nèi)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?。▍^(qū)）內(nèi)部平衡的調(diào)頻里程費用，由?。▍^(qū)）繳納方（電廠）按照月度上網(wǎng)電量等比例分?jǐn)?；計入全區(qū)域范圍平衡的調(diào)頻里程費用，由全區(qū)域的繳納方（電廠）按照月度上網(wǎng)電量等比例分?jǐn)?。計算方式如下：各分布區(qū)內(nèi)分?jǐn)偭?各分布區(qū)需求下限容量/各分布區(qū)總中標(biāo)總量×分布區(qū)內(nèi)中標(biāo)調(diào)頻單元產(chǎn)生的里程總收益全市場平衡量=里程總收益－各分布區(qū)內(nèi)分?jǐn)偭浚坏诙N方式費用則由全市場按上網(wǎng)電量等比例分?jǐn)?。未來條件成熟后將采用該種方式進行分?jǐn)偅壳安捎玫谝环N分?jǐn)偡绞健?/p>

容量補償分?jǐn)偅赫{(diào)頻容量補償分為二個階段：在現(xiàn)階段，無現(xiàn)貨市場省（區(qū)）和有現(xiàn)貨市場?。▍^(qū)）所有提供合格AGC 服務(wù)的發(fā)電單元AGC 容量按照統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)補償；待現(xiàn)貨市場成熟后，發(fā)電單元可考慮由預(yù)留AGC調(diào)頻容量產(chǎn)生的機會成本作為容量補償。區(qū)域內(nèi)各?。▍^(qū)）市場主體產(chǎn)生的調(diào)頻容量補償費用，僅由?。▍^(qū)）的補償費用繳納方（電廠）按照月度上網(wǎng)電量等比例分?jǐn)偂?/p>

1.5 南方區(qū)域“兩個細(xì)則”解讀

在我國輔助服務(wù)長期與電能量捆綁在一起，可按需無償調(diào)用，不利于激勵發(fā)電企業(yè)提供充足、高質(zhì)量的輔助服務(wù)，易為系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行埋下隱患。為保障電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行，規(guī)范輔助服務(wù)管理，促進電力工業(yè)健康發(fā)展，國家電力監(jiān)管委員會于2006年11月發(fā)布了《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》、《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，對發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理和輔助服務(wù)管理提出了總體要求。

按照國家電監(jiān)會的要求，南方區(qū)域針對本區(qū)域制定了《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》(以下簡稱“兩個細(xì)則”)，并于2010年4月開始正式執(zhí)行這兩個細(xì)則。“兩個細(xì)則”不僅界定了并網(wǎng)發(fā)電廠的責(zé)任和義務(wù)，明確了輔助服務(wù)的定義與分類，而且實現(xiàn)了機組并網(wǎng)運行的量化管理和輔助服務(wù)的量化補償，管理模式由無償調(diào)用轉(zhuǎn)變?yōu)橛袃斕峁?，從此南方區(qū)域輔助服務(wù)邁出了市場化的第一步。

2 水電廠參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的策略模型

水電廠機組調(diào)頻成本。所謂成本是指為過程增值和結(jié)果有效已付出或應(yīng)付出的資源代價。據(jù)此，成本是指在滿足一定系統(tǒng)要求的前提下，為了保證服務(wù)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(diào)頻成本即為電廠為了提供調(diào)頻服務(wù)而實施的成本。具體而言，水電機組要提供滿足系統(tǒng)要求的調(diào)頻輔助服務(wù)，首先必須建立閉環(huán)控制系統(tǒng)，即需要電廠投資引進相關(guān)設(shè)備；其次，須由在線運行的發(fā)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(chǎn)生了機組的組合成本和機會成本。本文通過研究電廠側(cè)的成本，具體解析這部分成本的構(gòu)成及其成因，構(gòu)建各種成本的計算方法。

投資成本。從執(zhí)行控制所需的物理設(shè)備的角度，AGC 的控制過程為：調(diào)度機構(gòu)所轄的主站的控制系統(tǒng)下達相關(guān)指令，由用于通信的網(wǎng)絡(luò)直接傳送或的通信工作站經(jīng)網(wǎng)絡(luò)傳送至電廠的控制系統(tǒng)或機組的控制器，控制發(fā)電機組的輸出功率。與此同時，電廠及發(fā)電機組的相關(guān)信息，及與有功功率分配相關(guān)的聯(lián)絡(luò)線功率等信息，分別由電廠主管網(wǎng)絡(luò)通信的工作站和變電所的自動化系統(tǒng)或經(jīng)過通信網(wǎng)絡(luò)上傳至主站的控制系統(tǒng)，供其進行分析計算。水電廠參與調(diào)頻的投資成本是指電廠為了保障機組提供合格的AGC服務(wù)而產(chǎn)生的附加固定成本。具有不同調(diào)節(jié)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(chǎn)生的投資成本主要是電廠了使其機組更符合要求，在調(diào)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(shè)備而言，主要包括調(diào)速器、水輪機、控制系統(tǒng)等。

運行成本。這里運行成本是耗水成本。參與調(diào)頻市場的運行機組，需預(yù)留一定的調(diào)頻容量，不能在額定出力附近穩(wěn)定運行，同時由于電網(wǎng)中的負(fù)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(wǎng)負(fù)荷變化進行出力調(diào)整，可能導(dǎo)致機組不能運行于相應(yīng)的最佳工作點，處于變工況運行狀態(tài)，導(dǎo)致機組效率降低，從而導(dǎo)致發(fā)電量減少，即機組的單位發(fā)電量的水耗將高于穩(wěn)定工況下的水耗。對于耗水成本，可通過調(diào)頻損失電量以及水電廠的綜合上網(wǎng)電價進行測算，其中調(diào)頻損失電量是指在計算期內(nèi)，用于調(diào)頻的發(fā)電用水量如果按機組最優(yōu)狀態(tài)可能發(fā)出的電量減去調(diào)頻期間的實際發(fā)電量，即在實際發(fā)電用水量一定的情況下，水電站承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)較不承擔(dān)相應(yīng)任務(wù)時少發(fā)的電量。

維護成本。此維護成本的含義與普通電廠相應(yīng)成本的含義不盡相同。一般電廠這部分費用的構(gòu)成比較復(fù)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(guān)設(shè)備由于磨損而增加的維護所導(dǎo)致的成本。因為只有處于在線運行狀態(tài)的機組才可以提供調(diào)頻服務(wù)，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(shè)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(tǒng)要求所進行的快速調(diào)節(jié)會對使某些元件壽命降低，導(dǎo)致維修周期縮短，維護成本增加；同時需求信號的頻繁轉(zhuǎn)換導(dǎo)致機組響應(yīng)出力方向的改變，也是產(chǎn)生維護成本的一個重要因素，機組增減出力次數(shù)增加，設(shè)備磨損增加，發(fā)電機組的維修周期縮短，維護成本增加。

3 模型構(gòu)建

3.1 投資成本

本報告中模型將按AGC 提供時間平均分?jǐn)侫GC 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(diào)頻市場分?jǐn)偟街袠?biāo)時段的月平均投資成本，I總為升級改造產(chǎn)生的總費用，T 為設(shè)備綜合服務(wù)年限，T月為水電廠參與調(diào)頻市場的月中標(biāo)小時。

3.2 耗水成本

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

其中調(diào)頻損失電量，是指在計算期內(nèi)用于調(diào)頻的發(fā)電用水量如果按機組最優(yōu)狀態(tài)可能發(fā)出的電量減去調(diào)頻期間的實際發(fā)電量，即在實際發(fā)電用水量一定的情況下，水電站承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)較不承擔(dān)相應(yīng)任務(wù)時少發(fā)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(diào)頻市場的理論發(fā)電量，Q月為參與調(diào)頻市場的實際發(fā)電量，w＊為未中標(biāo)時段的理論度電耗水量，w 為中標(biāo)時段的平均度電耗水量，wt為參與調(diào)頻市場后的綜合度電耗水量，kw為參與調(diào)頻后水電廠。

綜上，參與調(diào)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(wǎng)。

3.3 維護成本

本項目模型中對水電機組參與調(diào)頻增加的維護成本將從技改修理費用增加和設(shè)備壽命縮短兩個方面進行測算。其中后者這里按設(shè)備服務(wù)年限縮短的時間折算至設(shè)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(diào)頻市場后平均每月增加的維護成本，ΔM 為參與調(diào)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(diào)頻后因設(shè)備壽命縮短增加的年投資成本。km為電廠每提供1小時調(diào)頻服務(wù)年平均運維成本增加的比例，M為不參與調(diào)頻的情況下年運維成本。A 為電廠發(fā)電設(shè)備資產(chǎn)原值，kl為為電廠每提供1小時調(diào)頻服務(wù)設(shè)備服務(wù)年限減少的比例，T 為設(shè)備綜合服務(wù)年限。

3.4 里程補償

單條AGC控制指令對應(yīng)的調(diào)頻里程是指響應(yīng)AGC 控制指令后結(jié)束時刻出力值與響應(yīng)指令時出力值之差的絕對值（調(diào)節(jié)深度），月度總的調(diào)頻里程為該月發(fā)電單元響應(yīng)AGC 控制指令的調(diào)頻里程之和。

根據(jù)我們對現(xiàn)有數(shù)據(jù)的分析統(tǒng)計，中標(biāo)發(fā)電單元收到的AGC 指令不管是調(diào)節(jié)深度還是調(diào)節(jié)時長在全年范圍內(nèi)都相對穩(wěn)定，因此我們這里將通過AGC指令的平均調(diào)節(jié)深度、平均調(diào)節(jié)時長、平均月中標(biāo)小時對月調(diào)頻里程進行測算：D月=DAN月=DAT月/TA，其中AGC 月為發(fā)電單元提供的月調(diào)頻里程，DA為AGC 指令的平均調(diào)節(jié)深度，N月為調(diào)節(jié)次數(shù)可通過月中標(biāo)T月除以AGC 指令的平均調(diào)節(jié)時長TA。

考慮到發(fā)電單元的調(diào)頻里程補償按日統(tǒng)計、按月結(jié)算，因此本項目中模型將以月為周期計算調(diào)頻里程補償收益，計算公式為：

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

3.5 容量補償

考慮到兩個電廠的調(diào)頻容量相對穩(wěn)定，因此本項目模型將通過月中標(biāo)小時、平均調(diào)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(biāo)+R月未中標(biāo)=(GC容量T月+(24×30-T月)[Q月/(24×30)×7.5%)Rc]

其中AGC容量為發(fā)電單元月中標(biāo)時段的平均調(diào)頻容量，Q月/(24×30)為發(fā)電單元的月平均負(fù)荷，以此數(shù)據(jù)來對月平均中標(biāo)容量進行估算，Rc根據(jù)目前的政策，補償標(biāo)準(zhǔn)為3.56元/MWh。