潘 峰，陳建梅，董宜琛，陳 程

(中國長江電力股份有限公司，上海 200120)

0 引 言

隨著新一輪電力體制改革的推進和“雙碳”目標的提出，我國正逐步加快構建新型電力系統。高比例新能源接入對電網安全運行、靈活調節(jié)帶來較大挑戰(zhàn)，亟需加快輔助服務市場建設。按照國家能源局《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》[1]有關要求，南方區(qū)域積極推動輔助服務市場建設。在區(qū)域層面，建立了調頻和備用市場；在省級層面，陸續(xù)建立了調峰、調頻、黑啟動等市場。

長江電力運營管理的溪洛渡、烏東德水電站裝機容量巨大，分別為1 386萬、1 020萬kW，居世界第四(中國第三)和世界第七(中國第四)位，溪洛渡右岸和烏東德電站接入南方電網向廣東、廣西和云南送電。目前，兩電站均已參與南方區(qū)域調頻和跨省備用市場、云南調頻和黑啟動市場。隨著南方區(qū)域電力市場的建設推進，輔助服務市場與電能量市場將深度耦合。如何在滿足水電站運行約束條件下優(yōu)化輔助服務交易策略，實現電站整體效益最優(yōu)成為一個值得研究的課題。本文以溪洛渡、烏東德電站為例，就大水電參與南方區(qū)域輔助服務市場交易策略進行研究。

1 南方區(qū)域輔助服務市場介紹

當前，國內外電力市場中通過市場化方式獲得的輔助服務品種主要為調頻和備用[2-4]。本節(jié)主要介紹溪洛渡、烏東德電站參與的南方區(qū)域調頻和跨省備用市場，以及云南調頻市場機制。

1.1 南方區(qū)域調頻市場和云南調頻市場

由于安全穩(wěn)定需要，云南電網與南方中東部主網異步運行，南方電網調頻控制采用分區(qū)管理模式，目前劃分為南方電網統一調頻控制區(qū)和云南統一調頻控制區(qū)，兩個控制區(qū)分別建立南方區(qū)域調頻市場和云南調頻市場，均采用網省協調交互的定系統頻率控制模式。

南方區(qū)域調頻市場和云南調頻市場均采用日前集中競價和預安排、日內統一出清的組織模式和邊際定價機制[5-6]。市場機制考慮了不同發(fā)電單元的調頻性能差異以及參與調頻可能引起的機會成本，根據發(fā)電單元提供的調頻服務給予調頻里程補償和調節(jié)容量補償。同時，在出清排序、調頻里程補償等方面考慮調頻性能(以綜合調頻性能指標衡量，包括調節(jié)速率、響應時間、調節(jié)精度)，以市場化方式激勵市場主體提高調頻性能、提供調頻服務。兩個市場的主要區(qū)別：一是南方區(qū)域調頻市場僅申報調頻里程價格(調頻容量為規(guī)則明確的標準調頻容量)，云南調頻市場需申報調頻容量和調頻里程價格(申報范圍3～8元/MW)；二是根據電網運行特性，兩個市場在調節(jié)速率、調節(jié)精度的計算方式，綜合調頻性能指標權重等方面存在差異。

1.2 南方區(qū)域跨省備用市場

當各省級電網出現運行備用容量不足時，啟動南方區(qū)域跨省備用市場，通過市場機制促進備用資源省間優(yōu)化配置。交易標的為并網主體提供、10 min內可調出且持續(xù)時長滿足技術要求的有功正備用容量。

跨省備用市場采用日前出清、日內調整的組織模式和邊際定價機制[7-8]。買方為備用容量不足的省區(qū)，賣方為備用容量富余省區(qū)的服務提供方。水電申報兩段，第一段備用容量區(qū)間起點為發(fā)電單元最大可調出力，第二段備用容量區(qū)間終點為發(fā)電單元最小技術出力。每段申報容量不小于max{發(fā)電單元最大可調出力×10%，100 MW}，申報價格范圍0～50元/MW。

1.3 南方區(qū)域輔助服務市場銜接機制

發(fā)電計劃安排與調頻市場、跨省備用市場采用分步出清的方式銜接。日前和實時首先確定機組開機組合，其次開展南方區(qū)域和云南調頻市場預出清/正式出清、跨省備用市場正式出清/調用，最后確定發(fā)電計劃。

2 大水電參與南方區(qū)域輔助服務市場適應性分析

水電與其他傳統能源相比，負荷調節(jié)范圍寬、調節(jié)速率快、機組啟停靈活，多在電網中承擔調峰、調頻、備用等輔助服務。溪洛渡和烏東德電站具備水電較優(yōu)的輔助服務性能，但由于其功能定位、消納方式、市場參與方式等特殊因素，對參與南方區(qū)域輔助服務市場存在一定影響。

(1)兩電站均采用點對網方式向多省送電，輔助服務管理方式特殊。在云南調頻市場，僅獲得50%補償收益，按照50%上網電量參與補償費用分攤；在南方區(qū)域調頻市場，無補償，按照超過政府間框架協議的電量參與補償費用分攤；在南方區(qū)域跨省備用市場，按照分電比例計入各省備用資源參與交易，根據至各省的送電量參與補償費用分攤。

(2)兩電站除發(fā)電外，還承擔防洪、航運、補水等社會功能，電站運行約束條件較多。同時，兩電站采用交直流接入電網方式，如圖1所示，電站運行與直流方式、送電負荷等密切相關，增加了電站輔助服務交易的復雜性。如受限于云南滇東北網架薄弱，溪右電站開機臺數、發(fā)電負荷與牛從直流送電負荷有嚴格的匹配關系。

圖1 溪右、烏東德電站電網接線示意

(3)南方區(qū)域部分跨省區(qū)送電電站已開展中長期交易偏差電量結算，分時負偏差電量可滾動平衡，分時正偏差電量按偏差價格結算，電站提供輔助服務可能產生機會成本損失。后期現貨市場環(huán)境下，分時價格產生的機會成本損失將更為明顯。

(4)受云南異步聯網影響，兩電站調速器參數均降低，調節(jié)速率受到影響，同時水電機組開度-功率-水頭的非線性特性也使電站在提供調頻時的小負荷調節(jié)速率更慢；電站AGC(自動發(fā)電控制)控制策略(溪右電站按照一定步長由各臺機組輪流負荷調節(jié)，烏左和烏右電站一定范圍內負荷調節(jié)由單臺機組承擔，以上由所有開機機組共同承擔)與云南調頻市場規(guī)則(電站調節(jié)速率為所有開機機組速率的疊加)的不適應，造成兩電站調節(jié)速率指標和綜合調頻性能較低，降低了調頻市場競爭力。

3 當前市場環(huán)境下大水電參與南方區(qū)域輔助服務交易策略分析

基于電力市場交易按成本報價的原理，本節(jié)結合大水電的市場適應性對輔助服務各項成本量化測算，并在此基礎上分析輔助服務交易策略。

3.1 大水電參與云南調頻市場交易策略分析

3.1.1 調頻市場綜合成本分析

水電提供調頻的綜合成本[9-10]主要包括建設運維成本、發(fā)電效率損失成本、機會成本損失3部分。

(1)建設運維成本。包括AGC功能建設成本和因調頻新增的機組運維成本(頻繁調整負荷導致調速系統、水輪機等設備磨損增加)。每年電站需承擔的建設運維成本為

(1)

式中，Cfc為AGC建設成本；i為投資報酬率；T為折舊年限；Cmc為每年因調頻新增機組運維成本。

(2)發(fā)電效率損失成本。機組提供調頻需預留一定調頻容量，將導致機組處于非最優(yōu)工況，耗水率增加，產生效率損失。機組提供調頻時單位容量產生的發(fā)電效率損失成本Ceff為

(2)

式中，PQs為原發(fā)電計劃安排對應的每方水的發(fā)電量；PQa為提供調頻時每方水的發(fā)電量；σ為電站綜合廠用電率；Pr為電站對應時段上網電價。

(3)機會成本損失。電站提供調頻影響發(fā)電計劃安排時，因偏差電量結算產生的電能量收益損失。按照目前的結算機制，僅在情形①高峰/平段提供調頻降低負荷(高峰/平段提供調頻少發(fā)電量將在低谷發(fā)出)、情形②低谷/平段提供調頻增加負荷(低谷/平段提供調頻多發(fā)電量將在高峰少發(fā))產生機會成本損失。電站提供調頻時單位容量產生的機會成本損失Copp

(3)

式中，Ppeak/norm為電站高峰/平段上網電價；Ppeak為電站高峰上網電價；P′valley為電站低谷正偏差電量價格；P′valley/norm為電站低谷/平段正偏差電量價格。

綜上，水電單位調頻里程綜合成本C為

(4)

式中，Rcomp為電站年均調節(jié)容量補償收益；θ為電站年均調頻里程；δ為單位調頻容量對應的調頻里程。

3.1.2 云南調頻市場交易策略分析

3.1.2.1 電站無棄水風險

調頻容量的申報需綜合考慮電站運行邊界條件確定[14-15]，主要包括電站AGC可用狀態(tài)、水庫和電網運行約束要求、機組穩(wěn)定運行區(qū)、系統調頻需求及調頻容量申報上下限等。

調頻里程申報參考價格Pref需根據水電單位調頻里程綜合成本、市場適應性、交易規(guī)則等計算確定

(5)

式中，kmax為市場最大綜合調頻性能指標；η為電站調頻市場收益系數(如溪洛渡、烏東德電站為50%)。

3.1.2.2 電站有棄水風險

根據測算，云南調頻市場每兆瓦調頻容量每小時獲得的里程補償約11.51～24.14 元，考慮市場收益系數后遠低于電站上網電價。當電站存在棄水風險時，應按最大能力發(fā)電，不參與云南調頻市場交易。

3.2 大水電參與南方區(qū)域跨省備用市場交易策略分析

3.2.1 備用市場綜合成本分析

由于水電提供備用無相關功能建設和運維成本，因此備用市場綜合成本計算時僅考慮發(fā)電效率損失成本、機會成本損失兩部分，其中發(fā)電效率損失成本計算原理與3.1節(jié)調頻市場發(fā)電效率損失成本計算原理相同，不再贅述。

3.2.2 南方區(qū)域跨省備用市場交易策略

3.2.2.1 電站無棄水風險

水電提供備用分為無成本和有成本兩種方式[11]，因此可根據交易規(guī)則，按無/有成本分兩段申報。

第一段，按照不影響電站發(fā)電計劃安排(考慮預留調頻空間)申報備用容量，電站無備用成本，備用容量申報參考價格為0。

第二段，按照影響電站發(fā)電計劃安排(考慮預留調頻空間)申報備用容量，電站僅在情形①高峰/平段提供備用(少發(fā)電量將在低谷發(fā)出)產生機會成本損失。電站提供備用單位容量產生的機會成本損失C′opp為

(6)

備用容量申報參考價格P′ref為

(7)

式中，C′eff為電站單位容量備用產生的發(fā)電效率損失成本；C′opp為電站單位容量備用產生的機會成本損失；η′為跨省備用市場收益系數(電站可實際提供跨省備用容量的比例，將提高申報參考價格，降低市場競爭力)。

當分段容量區(qū)間長度不滿足規(guī)則最小容量區(qū)間要求時，需對分段申報容量進行調整。各段申報容量調整后均將產生機會成本損失，申報參考價格也需根據容量調整后的備用綜合成本進行調整。如圖2所示。

圖2 大水電參與南方區(qū)域跨省備用報價示意

3.2.2.2 電站有棄水風險

因跨省備用市場收益上限50元/MW時遠低于電站上網電價，為降低市場中標率及棄水損失，申報價格均按最高限價申報，第一段申報容量為最小申報區(qū)間，第二段為剩余申報容量。

在電站有棄水風險、無棄水風險的情況下，云南調頻市場和南方區(qū)域跨省備用市場交易實際申報價格均需結合市場行情、中標期望、申報價格上下限等因素，對交易策略得出的參考價格進行適當調整。

4 現貨市場環(huán)境下大水電參與南方區(qū)域輔助服務交易策略分析

現貨市場環(huán)境下，分時電價差異明顯，電站提供輔助服務的機會成本損失將遠大于發(fā)電效率損失，且交易前無明確的發(fā)電計劃安排，因此輔助服務綜合成本測算將不再考慮發(fā)電效率損失。

4.1 大水電參與云南調頻市場交易策略

4.1.1 電站無棄水風險

(8)

(9)

4.1.2 電站有棄水風險

當電站有棄水風險時，提供調頻服務的機會成本損失為該時段現貨電價，調頻里程申報參考價格Pab-spot為

(10)

當申報參考價格大于上限價時，則不應參與云南調頻市場交易。

4.2 大水電參與南方區(qū)域跨省備用市場交易策略

4.2.1 電站無棄水風險

(11)

4.2.2 電站有棄水風險

(12)

5 算例分析

本節(jié)以點對網送電電站A參與云南調頻市場和南方區(qū)域跨省備用市場為例，對第3節(jié)提出的當前市場環(huán)境下基于市場適應性及綜合成本的大水電參與南方區(qū)域輔助服務市場交易策略進行驗證。

電站A按4∶6分電比例向云南、廣東送電，電站AGC建設成本100萬元，投資報酬率6.5%，折舊年限10 a，每年因調頻產生的新增運維成本80萬元，年均獲得調節(jié)容量補償約42萬元。由于系統原因，電站至少需4臺機運行，且發(fā)電負荷與直流送電負荷有嚴格的匹配關系。電站AGC按照40 MW的步長由各臺機組輪流負荷調節(jié)。當前電站無棄水風險，近期調頻市場申報容量超過50 MW時大多被安全校核，近期調頻市場成交價約6元/MW，跨省備用市場高峰、平段、谷段成交均價約12、9、7元/MW。在D日，A電站在云南調頻市場可申報的調頻容量范圍為43～270 MW；跨省備用市場廣東需求備用容量為200 MW。A 電站D日的機組穩(wěn)定運行出力為400～590 MW，可用機組臺式為9臺，高峰、平段、低谷時的電站處理分別為4 860、3 000、1 600 MW，高峰電價、平段電價、低谷正偏差電價分別為327、327、315元/MW。

云南調頻市場中的高峰和平時段，根據近期電站中標情況，申報調頻容量50 MW，調頻中標將不會改變發(fā)電計劃，不會產生機會成本損失。低谷時段，電站提供調頻將改變發(fā)電計劃，獲得的里程補償小于機會成本損失，不宜提供調頻。根據交易策略得出具體申報參考價如表1所示。

表1 云南調頻市場參考報價

跨省備用市場中的高峰時段，第一段在考慮調頻后因不滿足最小容量區(qū)間長度要求，需進行區(qū)間調整，調整后第一段中標將改變發(fā)電計劃，產生備用成本。平時段，第一段無備用成本，第二段有備用成本。低谷時段，第一段無備用成本，第二段本應計算備用成本，但因第二段中標電站出力將降至1 600 MW以下，機組運行在振動區(qū)，因此申報參考價為上限價。根據交易策略得出具體申報參考價如表2所示。

表2 跨省備用市場參考報價

6 結 語

本文詳細分析了水電站在不同市場環(huán)境下的輔助服務綜合成本測算方法，提出基于市場適應性及綜合成本的大水電輔助服務交易策略，利用該交易策略避免綜合成本損失，實現在各類市場環(huán)境下電能量與輔助服務整體效益最優(yōu)。該交易策略深入考慮電站運行特性和交易規(guī)則，量化輔助服務交易申報參考價格，對大水電參與輔助服務交易具有理論和實際指導意義。后續(xù)，隨著電力市場的發(fā)展，輔助服務和電能量交易將深度耦合，輔助服務的綜合成本測算將更加復雜，還需結合交易規(guī)則的變化、市場數據的積累不斷優(yōu)化完善交易策略。