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摘 要：发电厂提供的辅助服务对市场环境下的电力系统的可靠性及安全运行起着至关重要的作用。本文对发电机组备用服务的类型，重要性进行了分析，并对电厂对电力系统提供备用容量的成本及补偿的必要性进行了一些有益的探讨。
关键词：电力系统；辅助服务；备用；计价
1 备用服务
机组提供备用容量服务，要损失许多成本，尤其是发电产生的收益的机会成本，以往的电力市场中，基本忽略了对机组这种备用服务的成本或价值的补偿。
发电企业机组目前主要向市场提供以下几种有功出力备用服务：满足负荷波动的二次调频（AGC）备用PAGC·P；满足系统突发事故的需要一次调频（旋转）备用PS·P；满足负荷峰、谷差时段的需要（调峰）备用（Pf·P）；满足系统崩溃后恢复的最低启动容量备用PH·P。
2 发电机组提供调峰备用的计价
非计划调峰备用，即当日负荷预测不够准确时，由于负荷的较大偏差，需要临时调用备用出力参加调峰，非计划调峰备用机组运行调用是随机的时，不按计划日负荷曲线运行，这种备用容量服务不被调用的条件下也要由需要方或造成方做补偿。
处于非计划性调峰备用的机组有二种状态：一种是停机处于备用状态，是系统确认后需要的（也可理解为非旋转备用Pf·P），该部分的备用容量需要计价付费；另一种是由于系统负荷需求制约，停机备用，但又是可调用的，是没有经过系统（或市场）确认需要的备用（替代备用），仅在紧急情况下容量被调用，替代备用不加载情况下其备用不做计价考虑，加载出力当日发电机组处于离线状态可调总备用容量为PP，PP可分解成；
Pp = Pf·P+ Pimg 2-1
其中Pf·P——为经系统确认需要的备用负荷容量，主要用于非计划调峰备用，或紧急条件下的事故支援。调峰备用Pf·P值可以是单机容量的倍数nPN，也可以是系统确认的随机数。
Pimg——非计划的替代备用容量，是系统不确认容量仅在紧急情况下调用。
式2-1中，Pimg 由于是负荷或机组一次燃料（水）的不足而造成的停机备用，而且又非系统需要的备用，同时这种备用在现阶段没有其他合理成本损失，因此对Pimg不加载情况下不做计价考虑。
而对式2-1，经系统确认的备用Pf·P容量部分，可按下列2因素考虑计价：
2.1 容量成本因素
根据需求定价原理，Pf·P部分备用容量是由系统需要并确认而提供的，尽管备用可能一日内都没有机会加载，但系统（市场）应为提供这种需求的满足（且这种服务确实是发生了的）支付一定的费用，至少应支付该部分备用容量的容量成本。
而根据电力市场中二部制电价定价原理可知，机组的容量成本为机组建设时，沉淀成本的多年平均分摊，即投资成本的年折旧成本的机组平均分摊，表示成：
Co= Cz y·NPn·Kh 2-2
其中Cz——为总投资成本
y——为折旧年限
NPn——为机组台数剩单机容量
Kh——为机组年可调系数
Co——为机组单位容量成本（元/kW）
对应的单台机组提供调峰备用，应获得补偿费用为
Fp =Co·Pf·P 2-3
2.2 机会成本因素
由于系统的需要，处于备用状态的机组，是为满足某种需求，强制不发电，机组的这部分备用容量失去在较好的时段内发电获取电量收益的机会，对这种由于为它人提供服务，而失去收益的机会，受服务方应对提供服务者机会收益的损失做一定补偿。提供备用容量Pf·P的机组的机会成本计价办法：
Ff.P=（λ（t）–λAV）×∫oT Pf.P（t）dt 2-4
其中：
λ（t）--為市场实时电价，未市场化前λ（t） 为提供备用机组的批准上网电价；
λAV--为备用机组的单位度电电量成本，水电电量成本约0.06元/kWH，火电约为0.16～0.19元/kWh。
3 发电机组提供旋转备用的计价
机组的旋转备用是指在线运行的机组未加载的那部分容量。单机旋转备用容量为
Psp=PN–Ps.L 3-1
PN—为旋转机组的单机额定出力容量；
Ps.L —为单机在线加载的运行负荷，为整定负荷与一次调频和PSO±PS·1
Ps.p—为某时刻下的单机旋转备用容量，Ps.p ∈（O～PN）
当Psp=PN时，为发电机空转状态。
机组旋转备用Psp实际上起到二种备用功能：一种是一次调频备用，满足系统大扰动波动时负荷的需要；另一种是调峰备用，满足系统峰值负荷的需要。在目前的实际调度过程中，中调经常不是启动离线的调峰各用机组，往往是去将旋转备用加载（或减载）进行调峰，先占用一次调频的旋转备用，之后再启动调峰备用机组将已加载的旋转备用置换出来。因此旋转备用比PS·P调峰备用具有更高一级质量的备用，对其计价也应综合考虑二种备用同时兼顾的价值。
3.1 容量成本因素
由于旋转备用同时提供了一次调频和调峰二种准备，因此旋转备用容量Psp的容量成本应考虑二种备用的价值因素，可在式2-3调峰备用的容量补偿费用计价的基础上考虑一个系数做为旋转备用的容量计价，计为：
Fs=Ks Co·Psp 3-2
其中Ks为大于1的加权系数；Co可参照式2-2中计算；
3.2 效率成本因素
机组由于提供了旋转备用Psp，无法运行在最优消耗率的工况点，造成耗水（煤）的效率损失。对水电机组而言，耗水率效率损失的极端情况下是机组空转提供旋转备用Psp=PN，此时机组出力PL=0，计费电量也为零，但此时为维持机组处于旋转状态需保持一定的耗水Q0m3/s，对空转耗水应与补偿，可按下式考虑： Q0 ×T
F0= ———γ 3-3
qn
其中：T为机组空转持续时间；qn为机组度电耗水率约为单位耗水率m3/kWh；γ为上网电价。
4 发电机组提供AGC调频备用的计价
AGC备用是机组所能提供各种备用中质量最高的，AGC备用在做负荷小波动的平抑作用备用的同时，还向下兼做旋转备用和调峰服务的备用，如下图所示。
由于PAGC负荷是实时波动的为时间的函数，那么其备用PAGC·P也是实时波动的，且满足：
PAGC·P =PN -PAGC 4-1
与旋转备用调用现状一样，PAGC·P做为更高一级服务的备用，当系统出现扰动时，由于AGC机组调速器自身和AGC控制特性的作用，PAGC·P被加载进行一次调频或二次调频，同时在现实实时调度过程中，PAGC·P也时常在一个时间段内被人为加（减）载进行调频，对备用容量PAGC·P的计价可综合考虑以下几种因素：
4.1 容量成本因素
如上所述，由于AGC备用兼顾了下层次二种服务备用的备用，因此与3.1节中旋转备用的计价原理相同，其价格应综合考虑兼做3种备用的容量价值，可在旋转备用的计价基础上再考虑一个大于1的加权补偿系数，KAGC体现优质优价原则，式3-2改写成：
计为：Fagc=KAGC·CO·PAGC.P 4-2
这里的KAGC>KS。由于AGC备用容量PAGC·P是随其加载容量PAGC的变化而变化，是时间的函数，实际计价时，可采用求平均值的方法，即：
∫T o（PN-PAGC）dt
PAGC·P= ——————————（其中T为指定时间段） 4-3
T
式3-3修改成FAGC=KAGC·Co·PAGC·P
4.2 机会成本因素
AGC机组所提供的旋转备用容量PAGC·P使得实际发电量减少，从而使收益减少，应对机会收益进行补偿，时段[0，T]内由于提供AGC备用PAGC·p少发电量为：
WAGC·P=∫T oPAGC·P dt 4-4
相应损失发电收入 FAGC·R=WAGC·P·γ（t）
扣除发电机组的电量成本后，得机组的机会成本为：
FAGC·j=WAGC·P·（γ（t）-γAV ） 4-5
AGC机组备用计价应至少考虑容量成本和电量机会成本两个因素。
5 結语
本文就我国电力市场的实际情况，简要分析了备用辅助服务这种类型发电厂的成本和附加值的计价方式，对备用辅助服务计价补偿机制的研究实施对电力系统健康发展具有重要意义。
参考文献
[1]赵遵廉，辛耀中，郭国川.电力市场运营系统[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]李端超，江山立，陈家庚，等.AGC机组调节效能定量评估与补偿方式研究[J].电网技术，2001，25（8）：15-19.
（作者单位：湖南省电力公司东江水力发电厂）
关键词：电力系统；辅助服务；备用；计价
1 备用服务
机组提供备用容量服务，要损失许多成本，尤其是发电产生的收益的机会成本，以往的电力市场中，基本忽略了对机组这种备用服务的成本或价值的补偿。
发电企业机组目前主要向市场提供以下几种有功出力备用服务：满足负荷波动的二次调频（AGC）备用PAGC·P；满足系统突发事故的需要一次调频（旋转）备用PS·P；满足负荷峰、谷差时段的需要（调峰）备用（Pf·P）；满足系统崩溃后恢复的最低启动容量备用PH·P。
2 发电机组提供调峰备用的计价
非计划调峰备用，即当日负荷预测不够准确时，由于负荷的较大偏差，需要临时调用备用出力参加调峰，非计划调峰备用机组运行调用是随机的时，不按计划日负荷曲线运行，这种备用容量服务不被调用的条件下也要由需要方或造成方做补偿。
处于非计划性调峰备用的机组有二种状态：一种是停机处于备用状态，是系统确认后需要的（也可理解为非旋转备用Pf·P），该部分的备用容量需要计价付费；另一种是由于系统负荷需求制约，停机备用，但又是可调用的，是没有经过系统（或市场）确认需要的备用（替代备用），仅在紧急情况下容量被调用，替代备用不加载情况下其备用不做计价考虑，加载出力当日发电机组处于离线状态可调总备用容量为PP，PP可分解成；
Pp = Pf·P+ Pimg 2-1
其中Pf·P——为经系统确认需要的备用负荷容量，主要用于非计划调峰备用，或紧急条件下的事故支援。调峰备用Pf·P值可以是单机容量的倍数nPN，也可以是系统确认的随机数。
Pimg——非计划的替代备用容量，是系统不确认容量仅在紧急情况下调用。
式2-1中，Pimg 由于是负荷或机组一次燃料（水）的不足而造成的停机备用，而且又非系统需要的备用，同时这种备用在现阶段没有其他合理成本损失，因此对Pimg不加载情况下不做计价考虑。
而对式2-1，经系统确认的备用Pf·P容量部分，可按下列2因素考虑计价：
2.1 容量成本因素
根据需求定价原理，Pf·P部分备用容量是由系统需要并确认而提供的，尽管备用可能一日内都没有机会加载，但系统（市场）应为提供这种需求的满足（且这种服务确实是发生了的）支付一定的费用，至少应支付该部分备用容量的容量成本。
而根据电力市场中二部制电价定价原理可知，机组的容量成本为机组建设时，沉淀成本的多年平均分摊，即投资成本的年折旧成本的机组平均分摊，表示成：
Co= Cz y·NPn·Kh 2-2
其中Cz——为总投资成本
y——为折旧年限
NPn——为机组台数剩单机容量
Kh——为机组年可调系数
Co——为机组单位容量成本（元/kW）
对应的单台机组提供调峰备用，应获得补偿费用为
Fp =Co·Pf·P 2-3
2.2 机会成本因素
由于系统的需要，处于备用状态的机组，是为满足某种需求，强制不发电，机组的这部分备用容量失去在较好的时段内发电获取电量收益的机会，对这种由于为它人提供服务，而失去收益的机会，受服务方应对提供服务者机会收益的损失做一定补偿。提供备用容量Pf·P的机组的机会成本计价办法：
Ff.P=（λ（t）–λAV）×∫oT Pf.P（t）dt 2-4
其中：
λ（t）--為市场实时电价，未市场化前λ（t） 为提供备用机组的批准上网电价；
λAV--为备用机组的单位度电电量成本，水电电量成本约0.06元/kWH，火电约为0.16～0.19元/kWh。
3 发电机组提供旋转备用的计价
机组的旋转备用是指在线运行的机组未加载的那部分容量。单机旋转备用容量为
Psp=PN–Ps.L 3-1
PN—为旋转机组的单机额定出力容量；
Ps.L —为单机在线加载的运行负荷，为整定负荷与一次调频和PSO±PS·1
Ps.p—为某时刻下的单机旋转备用容量，Ps.p ∈（O～PN）
当Psp=PN时，为发电机空转状态。
机组旋转备用Psp实际上起到二种备用功能：一种是一次调频备用，满足系统大扰动波动时负荷的需要；另一种是调峰备用，满足系统峰值负荷的需要。在目前的实际调度过程中，中调经常不是启动离线的调峰各用机组，往往是去将旋转备用加载（或减载）进行调峰，先占用一次调频的旋转备用，之后再启动调峰备用机组将已加载的旋转备用置换出来。因此旋转备用比PS·P调峰备用具有更高一级质量的备用，对其计价也应综合考虑二种备用同时兼顾的价值。
3.1 容量成本因素
由于旋转备用同时提供了一次调频和调峰二种准备，因此旋转备用容量Psp的容量成本应考虑二种备用的价值因素，可在式2-3调峰备用的容量补偿费用计价的基础上考虑一个系数做为旋转备用的容量计价，计为：
Fs=Ks Co·Psp 3-2
其中Ks为大于1的加权系数；Co可参照式2-2中计算；
3.2 效率成本因素
机组由于提供了旋转备用Psp，无法运行在最优消耗率的工况点，造成耗水（煤）的效率损失。对水电机组而言，耗水率效率损失的极端情况下是机组空转提供旋转备用Psp=PN，此时机组出力PL=0，计费电量也为零，但此时为维持机组处于旋转状态需保持一定的耗水Q0m3/s，对空转耗水应与补偿，可按下式考虑： Q0 ×T
F0= ———γ 3-3
qn
其中：T为机组空转持续时间；qn为机组度电耗水率约为单位耗水率m3/kWh；γ为上网电价。
4 发电机组提供AGC调频备用的计价
AGC备用是机组所能提供各种备用中质量最高的，AGC备用在做负荷小波动的平抑作用备用的同时，还向下兼做旋转备用和调峰服务的备用，如下图所示。
由于PAGC负荷是实时波动的为时间的函数，那么其备用PAGC·P也是实时波动的，且满足：
PAGC·P =PN -PAGC 4-1
与旋转备用调用现状一样，PAGC·P做为更高一级服务的备用，当系统出现扰动时，由于AGC机组调速器自身和AGC控制特性的作用，PAGC·P被加载进行一次调频或二次调频，同时在现实实时调度过程中，PAGC·P也时常在一个时间段内被人为加（减）载进行调频，对备用容量PAGC·P的计价可综合考虑以下几种因素：
4.1 容量成本因素
如上所述，由于AGC备用兼顾了下层次二种服务备用的备用，因此与3.1节中旋转备用的计价原理相同，其价格应综合考虑兼做3种备用的容量价值，可在旋转备用的计价基础上再考虑一个大于1的加权补偿系数，KAGC体现优质优价原则，式3-2改写成：
计为：Fagc=KAGC·CO·PAGC.P 4-2
这里的KAGC>KS。由于AGC备用容量PAGC·P是随其加载容量PAGC的变化而变化，是时间的函数，实际计价时，可采用求平均值的方法，即：
∫T o（PN-PAGC）dt
PAGC·P= ——————————（其中T为指定时间段） 4-3
T
式3-3修改成FAGC=KAGC·Co·PAGC·P
4.2 机会成本因素
AGC机组所提供的旋转备用容量PAGC·P使得实际发电量减少，从而使收益减少，应对机会收益进行补偿，时段[0，T]内由于提供AGC备用PAGC·p少发电量为：
WAGC·P=∫T oPAGC·P dt 4-4
相应损失发电收入 FAGC·R=WAGC·P·γ（t）
扣除发电机组的电量成本后，得机组的机会成本为：
FAGC·j=WAGC·P·（γ（t）-γAV ） 4-5
AGC机组备用计价应至少考虑容量成本和电量机会成本两个因素。
5 結语
本文就我国电力市场的实际情况，简要分析了备用辅助服务这种类型发电厂的成本和附加值的计价方式，对备用辅助服务计价补偿机制的研究实施对电力系统健康发展具有重要意义。
参考文献
[1]赵遵廉，辛耀中，郭国川.电力市场运营系统[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]李端超，江山立，陈家庚，等.AGC机组调节效能定量评估与补偿方式研究[J].电网技术，2001，25（8）：15-19.
（作者单位：湖南省电力公司东江水力发电厂）