南方(以广东起步)调频辅助服务市场机制设计与运营实践

2020-06-23董超郝文焕董锴孟子杰黎嘉明谢文超曾凯文王波

广东电力 2020年6期

董超，郝文焕，董锴，孟子杰，黎嘉明，谢文超，曾凯文，王波

(1.广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东广州 510600；2.广东电网有限责任公司安全经济运行与市场化调度重点实验室，广东广州 510600；3.武汉大学电气工程学院，湖北武汉 430072)

频率稳定是电力系统运行的重要指标之一，当发用电功率不平衡导致系统频率偏离正常控制范围时，需要通过一系列的功率调节使频率恢复正常范围。根据调频控制的时间尺度，可分为一次调频、二次调频、三次调频[1]。其中二次调频控制的目标是自动应对电网负荷的分钟级随机性波动，将系统稳态频率偏差控制在±0.10 Hz范围内，由自动发电控制(automatic generation control，AGC)系统实现。

因系统实际运行情况和市场规则的差异，世界各国调频辅助服务市场的产品类别和调频服务获得方式各有不同。美国电力市场普遍设置有调频辅助服务这一交易品种，用于执行二次调频控制[2-3]。PJM调频辅助服务市场出清综合考虑容量报价、历史性能指标和机会成本3个方面因素[4]。其中容量报价均需要经过投标资源的效益因子(benefits factor)和历史性能指标(performance score)2个参数进行调整[5]。结合调整之后的调频报价和调频机会成本进行全网调频辅助服务总成本的最小化，得到调频市场的出清价格。美国德州、加州电力市场调频辅助服务包括向上调整出力的服务RU(regulation upward)、向下调整出力的服务RD(regulation downward)，每小时设定一次上调和下调的调频容量需求(为该小时预测负荷乘以一定的比例系数)，上调和下调的容量需求不尽相同，且在不同运行日也不一样。

北欧调频服务包括系统正常情况下的调频(frequency controlled normal operation reserves)和系统受干扰情况下的调频(frequency controlled disturbance reserves)[6]。当频率偏离±0.1 Hz时，系统正常情况下的调频必须在3 min内响应达到指定需求。调频需求按上一年度的用电量比例分配给北欧四国。当频率偏离±0.5 Hz时，系统受干扰情况下的调频必须在5 s内达到指定需求的50%，30 s达到全部需求容量。调频需求按照各输电系统运营商(transmission system operator，TSO)的事故比例进行分配，并且每周都可以更改。调频备用可以在各TSO之间进行交易。英国调频辅助服务包括强制频率响应和固定频率响应，前者由调度机构通过与大型机组签订双边合同获得，后者则在实时阶段根据系统运行需要，通过平衡服务市场完成调用[7]。

新一轮电力体制改革以来，我国部分省份结合本省电网结构及电力市场建设情况，出台了本省的调频辅助服务市场建设方案。文献[8]阐明山西电力调频市场采用了集中竞价、边际统一出清价格的组织方式，按照全天发电需求最大值的15%和新能源分钟级波动的1%来确定调频需求，中标机组可在最小技术出力至额定容量间调节出力。

广东电网是国内规模最大的省级电网，通过“八交九直”通道与云南、贵州、广西及国家电网互联[9]。在运行特点方面，交直流混联运行导致系统安稳特性复杂[10]，峰谷差大(最大日峰谷差超过46 GW)；在能源结构方面，西电清洁能源受入量约占省内用电量的1/3，省内缺乏水电、燃气机组等快速调节机组(省内快速调节的燃气机组装机比例约18%)[11]，加之新能源的快速发展(“十三五”期间广东规划新建新能源电源10.50 GW)带来了发电侧的不确定性和波动性[12]。以上都对电网的调频控制和机组快速、平稳的调节能力提出了更高的要求[13]。

长期以来，广东电网以《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》、《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下简称“两个细则”)为依据，以计划模式确定参与二次调频辅助服务的机组，并按照固定的标准对提供服务的机组进行补偿[14]，AGC补偿占总补偿的20%左右，每年约为1亿元。这种模式存在的问题有：一是提供二次调频服务的机组与普通机组的收益差别不大(仅考虑调节容量、电量)，调频机组由于出力频繁调节反而加速机组老化，增加自身维护成本，综合来看提供调频服务可能“不赚反亏”；二是没有明确调用调频机组的原则，机组是否参与二次调频服务与其发电成本高低、调节性能好坏、调节容量大小无明确关系。长此以往，劣马驱逐良马，负作用明显；因此，该模式已无法适应新形势下的电网调控和发展要求[15]。

广东电网积极探索调频辅助服务的市场化建设。2017年11月，南方(以广东起步)调频辅助服务市场(以下简称“广东调频市场”)进入模拟运行，辅助服务费用不进行结算；2018年9月，广东调频市场启动正式结算试运行。一年以来，调频市场在保障系统频率安全、优化调频资源配置、促进机组改造和性能提升及培育主体市场意识等方面起到了积极的作用。本文主要介绍广东调频市场的机制设计，对实际运营经验和效益进行总结，结合现货电能量市场运行和运营中发现的问题，提出进一步完善交易机制的建议。

1 调频市场机制设计的关键问题

1.1 调频市场建设的目的

广东调频市场建设以机组报价和性能决定机组市场排序价格，通过每台机组的市场价格排序来决定调频机组的调用，排序价格低者优先调用，实现调频机组调用的公开、公平化；按照机组调频里程来结算机组的调频补偿收益，调频里程能够有效衡量机组为系统调频做出的贡献；调频市场结算的费用将增加整个系统的AGC总补偿费用，并通过每台机组性能指标的差异区分机组AGC补偿费用，增加电厂提高调节性能的动力，从而提高系统总调节性能，有利于提高系统频率的稳定性；调频市场的交易组织流程与现货市场组织流程基本一致，调频市场的建设能够吸引市场主体的关注和参与，培育其市场意识，为下一步电力现货市场正式运行做好铺垫。

1.2 调频市场与电能量市场的衔接

电力现货市场起步阶段，调频辅助服务市场与电能量市场分开独立运行。

a)机组组合方面。考虑电力平衡约束和清洁能源消纳，日前按照中长期市场化电量和基数电量，以月内剩余总发电电量计算发电排序，安排机组开停。实时运行中，按照实际开机机组组合和AGC投入情况，确定可以参与调频市场的机组。

b)电量完成补偿或考核方面。实际运行中，电网频率在基准频率附近波动，在“月清月结”的中长期市场交易模式下，机组参与二次调频不会影响其电量完成和发电收益，故不考虑其电量完成补偿或考核的问题。

c)交易频次和调频需求方面。根据广东电网日内负荷波动大、不同时段机组组合可能不同的特点(例如燃气机组在夜间停机调峰)，交易频次设计为每小时出清一次。每小时的调频容量需求不同，通过统计广东电网5 min内负荷波动偏差及累积分布情况，设置为每小时预测统调负荷的1%，可以更精准地安排调频资源。

1.3 调频资源的市场化配置和补偿机制

“两个细则”补偿机制下，调频机组的选取没有明确标准，且补偿价格固定、规模小，无法激励机组通过设备改造来提高调频性能；因此在调频辅助服务市场机制设计时，除了考虑报价因素，也应将调频性能指标纳入调频资源的排序。性能指标应在机组实际参与调频辅助服务的过程中进行实时测算和更新：在出清阶段，使高性能机组排序靠前，提高其中标概率；在结算阶段，使性能指标好的机组获得更高的补偿，以奖励其在二次调频服务方面做出的更大贡献。这样可以优化调频资源的配置，选取到价低质优的机组，从而调动发电企业和第三方参与市场和技术改造的积极性。

1.4 电网和机组约束

中标机组可根据区域控制偏差(area control error，ACE)参与电网的频率调整，机组出力在一定范围内上下波动，由此可能对电网安全边界等产生影响，同时机组由于供热等因素影响可能无法实际参与频率调整，故在机制设计中应当考虑以下问题：

a)机组采用“计划+调频带宽”的方式参与频率调整，出力会在计划值基础上、在调频带宽范围内上下波动，可能导致稳定断面越限等，对电网安全边界产生影响；因此在市场设计上应保留调度员人工干预机制，将中标后可能导致不满足安全约束的机组从调频市场中予以剔除。

b)部分调频机组由于响应ACE而导致功率波动，可能无法满足自身供热要求。机制设计中需考虑提供一种热电联产机组运行监视以及实时发电计划滚动编制方法，能够实时监视热电联产机组的运行情况，以及实现热电联产机组根据实测供汽流量和供热工况图自动计算分配负荷功能，保证热电联产机组能够参与到调频辅助服务市场。

2 调频辅助服务市场的组织实施

2.1 组织方式

调度机构负责调频辅助服务市场的组织和运营。调频服务提供者需具备AGC功能，综合考虑满足系统调频需求和激励性能较差机组改造后进入市场，设置综合调频性能指标不小于0.5作为调频市场准入门槛。

广东电网电源占比较大的燃煤机组每分钟标准调节速率为额定容量的1.5%，考虑二次调频备用在5 min内自动调出，设置中标发电单元调频容量为发电单元容量的7.5%。引入广西境内的优质调频资源天一、天二、龙滩电厂进入南方统一调频控制区(如图1所示)，与广东省内机组共同参与调频市场，增加市场竞争，为后续区域调频市场建设奠定基础。统一调频控制区划分为调频资源分布A区和B区，以两广交流断面为界。为防止广西境内优质水电调频资源响应系统频率偏差速度过快，造成系统潮流分布大幅变化而影响系统稳定运行和两广交流断面，A、B区调频需求比例按照2∶8进行分配。

FFC—定系统频率控制模式，flat frequency control的缩写；TBC—定联络线功率与频率偏差控制模式，tie-line load frequency bias control的缩写。

图1 南方电网调频控制区划分
Fig.1 Division of frequency regulation control area inChina southern power grid

调频市场以发电单元的调频里程为交易标的，采用集中竞价、边际出清、统一定价的方式组织交易。调频服务提供者在日前进行发电单元里程报价，日内以小时为周期集中统一出清。出清时基于机组综合性能指标和里程报价两方面因素决定调频资源调用次序，并按照实际调频贡献和调频性能补偿收益，实现调频辅助服务的市场化。

2.2 交易流程

具体交易流程包括需求发布、交易申报、日前预出清、日内正式出清、市场结算等步骤：①调度机构于日前发布24 h各时段调频容量需求、里程报价范围等市场信息；②调频服务提供者对次日24个时段进行调频里程报价；③调度机构基于日前机组组合，经过安全校核后进行日前预出清，编制次日发电计划时为预出清中标发电单元预留调频容量；④日内实时运行中，调度机构根据系统实际运行情况正式出清；⑤以正式出清边际价格、机组实际调频里程及调频性能结算补偿费用。

2.3 出清过程

2.3.1 调频性能指标

发电单元每次响应调节指令时的机组出力变化过程如图2所示。图2中：在T1时刻发电单元出力为P1，此时下发调节指令，目标出力为P4；经过一定响应时间后，在T2时刻发电单元出力达到P2，首次大于发电单元动作死区且维持4 s，认为发电单元开始有效响应调节指令；T3时刻发电单元实际出力达到P3，第一次达到目标出力死区带，认为发电单元响应完成调节指令，进入精度计算时间，直到T4时刻下发新的调节指令。

图2 发电单元响应AGC指令的出力调整过程Fig.2 Output adjustment process of generating unit in response to AGC command

以发电单元最近8个中标时段计算综合调频性能指标。综合调频性能指标K由调节速率Kv、响应时间Kt、调节精度Kp这3个分项指标加权形成，计算公式如下：

(1)

式中：vi为计算时段i的发电单元实测速率；vsv为调频资源分布区内AGC发电单元平均标准调节速率；t0为计算时段i的起始时刻，即发电单元出力与下发调节指令时的出力之差首次大于计算时段起始动作设定门槛P2的时刻；t1为计算时段i的终止时刻，为合理避开目标死区，真实反映调节速率，选取发电单元完成本次调节指令70%的时刻；Pi0为t0时的发电单元出力；Pi1为t1时的发电单元出力；Tdel为发电单元接到AGC命令到AGC动作的延迟时间；Paccu为发电单元调节误差；Paccu0为发电单元调节允许误差，通常取发电单元额定出力的1.5%。

2.3.2 排序价格计算

为便于横向比较发电单元间性能差异，将综合调频性能指标进行归一化处理。归一化公式为

(2)

式中：Kj为第j台发电单元的综合调频性能指标；Kmax为其所属的调频资源分布区内所有发电单元的综合调频性能指标中的最大值；Pj为归一化之后的综合调频性能指标。

(3)

排序价格体现了发电机组报价和机组调频性能两方面的因素，有利于运行安全性和经济性的统一。按照调频里程排序价格，从低到高依次进行出清，直至中标发电单元调频容量总和满足本时段系统调频容量需求。最后一个中标的发电单元排序价格即为调频市场的统一出清价格。

2.4 市场结算

广东调频市场相关费用采用收支平衡、月清月结的方式结算。目前，广东调频市场补偿费用来源包括考核的资金和市场主体缴纳的资金。

广东调频市场补偿费用分为调频里程补偿和AGC容量补偿，其中AGC容量补偿按照“两个细则”中相关标准执行。发电单元AGC容量补偿计算公式为

(4)

式中：R1为月度AGC容量收益；m为每月总调度时段数；Ca为该发电单元在第a个调度时段的发电单元AGC容量，取发电单元当前出力点在5 min内向上可调容量与向下可调容量之和；Ta为该发电单元在第a个调度时段的调频服务时长；s为AGC容量补偿标准。

调频里程补偿计算公式为

(5)

式中：R2为月度调频里程补偿；n为每月广东调频市场总的交易周期数；Db为该发电单元在第b个交易周期提供的调频里程，即发电单元响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值；Qb为第b个交易周期的里程结算价格；kb为发电单元在中标时段的综合调频性能指标。

3 调频辅助服务市场运营分析

广东调频辅助服务市场正式运行已超过一年，以下结合运行实践，分析运营效益。

3.1 改进频率控制区划分，充分挖掘全网调频资源

通过建立区域调频市场，改进了频率控制区的划分，将广东省内的4家调度机构及省外点对网送电的机组纳入调频控制区，有利于充分挖掘、利用全网的调频资源。从发电企业参与情况来看，2018年9月至2019年8月，开机机组平均数量131台，其中投入AGC功能且综合调频性能指标不小于0.5的机组，即能参与调频市场的机组平均数量为118台，参与比例90.08%。发电企业积极参与调频辅助服务，有效缓解了调频需求逐年增长、调频资源相对匮乏二者之间的矛盾，保证系统频率稳定可控。

3.2 以市场配置调频资源，降低调频服务供应成本

调频辅助服务市场设计基于“集中竞价、边际出清”原则，以系统的调频辅助服务总成本最小为目标，充分发挥了市场在调频资源配置中的决定性作用。

从调频需求来看，全年调频市场月平均调频需求在447～939 MW范围波动，平均调节需求733 MW，如图3所示。自2018年9月起广东全省负荷随温度走低，调频需求减小；第4季度调频需求保持稳定；至2019年2月，受春节影响，系统调频需求达到一年中的最低值447 MW；之后负荷逐渐回升，至7月达到最大值939 MW，随后缓慢减小。

图3 调频需求变化趋势Fig.3 Change trend of demand for secondary frequency regulation

从供需形势来看，全年中标机组数占申报机组数平均比例16.13%，并随着年度负荷水平的变化在21.10%(7月)至10.54%(2月)之间波动。因总体负荷体量大，机组数量较多，市场竞争较强。

全年调频市场出清价格变化趋势如图4所示：市场运行之初，发电企业报价较高，出清价格较高；市场运行两个月后，因竞争较为激烈，大部分机组改为较稳健的报价策略，市场出清价格趋于稳定。这体现出市场主体报价策略从争取高收益到争取中标，并最终稳定于市场供需形势的过程。夏季进入年内负荷高峰时段，大方式下更多燃气机组等优质调频机组开机并进入市场，使得市场出清价格略有降低。

图4 出清价格变化趋势Fig.4 Change trend of clearing price

综合分析上述供需形势和市场出清价格的变化趋势可以看出，调频市场能动态反映市场供需形势，以市场来配置价低质优的调频资源，降低了调频服务的供应成本，提高了电网整体的调节效率。

3.3 提升机组调节性能，提高电网安全稳定水平

调频市场运行以来，每月中标机组的平均调频性能指标总体呈现上升趋势，如图5所示。至2019年10月，综合调频性能指标相比市场正式运行之初提升35%，其中调节速率指标提升达3.8倍。燃气机组平均性能指标从1.2提升至1.6；燃煤机组从0.7提升至1.0，其中有4家燃煤发电企业加装了储能进行联合调频，性能指标进一步提升。目前，某300 MW机组的9 MW/4.5 MWh联合储能调频机组平均性能指标达到2.7，超过水电机组和燃气机组，位列全网第一。

图5 机组调频性能指标变化趋势Fig.5 Change trend of unit frequency regulation performance index

机组调频性能指标的提高反映出市场对发电主体提供优质调频辅助服务的正向激励作用，许多机组通过机组优化、加装储能[16-177等多种手段提升机组性能，从而提升了整个系统的调节能力和频率稳定水平。

3.4 提供机组盈利新模式，促进新技术发展

2018年9月至2019年8月，调频中标机组日均调频里程收益8.1万元。

调频性能较为优异的燃气电厂，因燃料价格相对于燃煤电厂较高，在电能量市场的竞争中可能存在劣势。调频辅助服务市场的建立为燃气电厂提供了新的盈利模式，能够充分发挥其灵活快速的调节优势。在年内负荷高峰时期，调频收益最高的某燃气电厂日均收益约25万元。

除此之外，允许第三方储能装置与发电主体联合作为调频服务提供者，与燃煤机组或新能源发电单元共同并网响应电网AGC指令。某燃煤电厂储能辅助调频系统拓扑如图6所示，机组与储能辅助调频系统作为一个整体响应电网AGC调度指令，储能主控单元根据AGC指令控制储能系统自动补偿机组出力偏差。储能功率的协同配合不仅极大地改善了发电单元的调频性能，显著提高了电厂在调频辅助服务市场中的收益，也解决了储能需要外部电源维持其荷电状态的问题。

装机容量为300 MW的某燃煤机组，在投入9 MW/4.5 MWh的储能系统参与联合调频前，其Kt、Kv、Kp值长期处于0.7、0.7、0.8附近，归一化综合调频性能指标K维持在0.55左右，仅略高于市场准入门槛(0.5)；因此在调频辅助服务市场中即使报最低价格也难以中标，市场竞争力较弱。而在储能系统联合调频项目正式投入运行以后，其Kt、Kv、Kp值提升至3.05、0.95、0.85，归一化综合调频性能指标K达到最大值1.00，已经成为市场中最优质的调频资源之一。

从结果来看，调频性能指标高的机组，其调频里程更长、调频收益更大。这与市场设计的初衷相符：多劳多得，鼓励优质机组参与调频；以收益刺激广东的机组进行调频性能改造。目前除已正式投运的4家火电-储能联合调频项目外，在建或已招标调频储能电厂达20余家。

综上所述，调频辅助服务市场不仅为机组提供了新的盈利模式，也促进了储能等新技术、联合调频等新模式的创新和发展。

4 总结及展望

结合广东电力系统的“源网荷”特性等实际情况以及国家关于深化电力体制改革的要求，广东调频辅助服务市场基于集中竞争交易机制，实现了基于安全经济一体化优化的调频辅助服务，使得调频辅助服务从“人工调度、合理补偿”转变为“市场配置、充分竞争”。一年来的运营实践说明，调频辅助服务市场进一步提升了大电网的调控能力及调频资源优化配置能力，更好地满足了电力系统安全、稳定、经济运行的要求，社会效益和经济效益显著。同时由于其市场设计理念和组织流程与现货市场类似，一年以来市场的平稳运行不仅培育了市场主体的现货交易意识，也为调度机构运营市场化业务积累了经验。但随着改革的不断深入，调频辅助服务市场的机制需根据现货电能量市场的建设和市场主体的变化等要素不断发展和完善。结合一年来的运行经验，未来调频服务市场的建设还需要考虑以下问题。