电力辅助服务与电能量市场“四维四互”协同模式浅析

导语:辅助服务主要用于在保证日前、日内和实时电能量顺利传输与交易的同时，保障电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。辅助服务市场与电能量市场的发展建设紧密相关，随着源、荷、储等多类灵活资源参与市场，多元辅助服务交易品种与电能量市场间的强耦合性、功能互补性和经济互斥性变得更为复杂。

本文从市场运营视角，基于辅助服务与电能量市场的协同机理，分析辅助服务市场产品功能定位及关键交易机制，并结合各地辅助服务市场建设实践，阐述辅助服务交易品种与电能量电能交易的协同机制。

辅助服务和电能量市场协同机理

辅助服务和电能量市场协同主要包括结构性协同和关键交易机制协同^[1]，前者主要是交易品种功能定位互补、时序配合，聚焦于宏观面上的交易品种和组织模式，后者主要是辅助服务与电能量市场价格机制、结算机制的协同，聚焦于微观点上的交易流程等。

具体而言，协同机理的核心内涵可凝练为“功能互补、时序互配、价本互映、收益互斥”。本文基于上述理论框架，从省级市场运营视角，围绕辅助服务与电能量市场的功能、时序、机制、结算等维度，分析总结其协同特征。

图1  辅助服务和电能量市场协同机理

功能互补

辅助服务功能定位及交易品种

由于电力系统发用电功率实时平衡的特性要求，发电资源在提供电力供给的同时，还必须同时维持电力系统安全稳定运行和保障电能质量。因此，为了应对电力系统发用电有功、无功功率的实时平衡，以及系统故障等情况，需配置多元电力辅助服务产品，建立电力辅助服务市场。

具有不同电源和网络结构、资源禀赋、负荷特性的区域，客观上需要设计与之相适应的电力辅助服务细分产品结构，也就是说，需要基于省区（区域）电力电能量市场建设而形成本地化的辅助服务市场。

一般而言，电力辅助服务市场根据其功能差异可细分为有功辅助服务市场、无功辅助服务市场和事故应急及恢复市场等。

有功辅助服务市场主要涉及有功功率的平衡和调节，以维护电力系统安全稳定运行，包括调峰（限于电能量市场未连续运行地区）、调频、爬坡和备用等服务。

无功辅助服务市场专注于提供与维护电力系统电压稳定和无功功率平衡相关的服务，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布，包括自动电压控制、调相运行等。

事故与应急恢复市场主要提供在电力系统发生事故或紧急情况下所需的服务，以确保电力系统的快速恢复和安全稳定运行，包括黑启动、转动惯量、切机、切负荷等。

由于无功辅助服务受无功调整具有电气位置的限制影响、事故恢复辅助服务受需求量小或提供者数量少造成的竞争不足影响，原则上都不适宜进行市场化采购。

图2  辅助服务市场差异化产品体系

辅助服务市场的设置，以满足当前电力市场建设进程、发用电特征所必需的辅助服务为导向。例如，为应对高比例分布式电源接入带来的新能源出力不确定性和波动性、系统调节能力不足等挑战，山东电力市场开展目前特有的爬坡辅助服务交易，在功能上协同含高比例新能源的电力现货电能量市场交易，通过提供上爬坡能力，应对负荷高峰供应不足限电的风险，提供下爬坡能力，应对新能源弃电现象。

时序互配

多时间尺度的主辅出清机制

时序互配是指单一辅助服务产品（如调频、备用、爬坡等）在交易周期、开闭市时间、出清顺序等方面与现货电能量市场有序配合。

交易周期方面，由于电能量电能量交易周期较短，一般包括日前、日内、实时等，辅助服务交易需覆盖与电能量市场相似的时间段，确保电力系统在各个时间尺度上的平衡和稳定性，其中，调频服务可能需要实时响应，其交易周期会非常短；而备用服务则可在较长时间内保持可用，因此其交易周期相对较长。

开闭市时间方面，辅助服务常与电能量市场保持一致或略有提前，以确保在电力供需紧张时能够迅速响应。而部分辅助服务（如调频服务）可能需要24小时不间断运行。例如，山西调频辅助服务覆盖全天24小时，划分为五个时段（00:15-06:00，06:15-12:00，12:15-16:00，16:15-21:00，21:15-24:00）。

出清机制主要包括联合出清和独立出清两种。联合出清以能量市场和调频、爬坡、备用等辅助服务市场共同的购买成本最低为目标，能够寻求系统整体的最优情况，有利于更有效地发挥不同资源的价值，提升整体社会福利。

但是，相比独立出清，联合出清操作难度相对较大，需考虑不同类型辅助服务的不同技术特性、经济特性、供需关系和价格信号，计算较为复杂。因此，在市场发展初期阶段，通常采用独立出清的方法，如顺序出清。一般的，调频、备用和爬坡等辅助服务市场的出清时间，至少应早于电力实时市场。

图3  电能量-辅助服务出清模式

目前，包括美国PJM辅助服务市场、美国CAISO、美国ERCOT辅助服务市场、澳大利亚辅助服务市场均与电能量市场联合出清，而英国辅助服务市场则和电能量市场分开独立出清。当前，中国辅助服务市场的建设尚处在探索阶段，多数地区采用了独立出清方式（见表1）。

表1   国内外辅助服务市场出清

山东、广东调频辅助服务市场暂与电能量市场单独出清。其中，山东日前进行电能量与调频辅助服务市场顺次出清，实时沿用日前调频辅助服务市场出清结果，并视情况补充出清(或调用)。广东日前及实时均进行电能量与调频辅助服务市场顺次出清。

蒙西、山西等备用辅助服务市场为独立出清机制，其中，蒙西备用品种为系统旋转备用，包括日前备用预出清及日内备用正式出清；山西备用为日前15min系统正备用，其出清与日前电能量市场、调频市场执行顺序组织、依次出清、分别定价、各自结算的衔接方式。

山东爬坡辅助服务交易组织时间和出清流程与电能量市场实时电能量市场相同，采用日前申报、日内与实时电能量市场联合出清的方式。

价本互映

基于机会成本的价格形成机制

由于边际电价对应边际发电机组的可变成本，电能量市场通常采用边际电价（系统、区域、节点）的出清价格形成机制。但辅助服务产品成本主要包括容量成本、变动成本和机会成本，通常是以放弃生产电能量产品获得的收入为代价的，因此，辅助服务价格形成通常基于其提供服务的机会成本（因预留容量、不发电而产生的损失）和直接成本（设备维护、人员费用等）而定。

理想电力市场中，辅助服务交易品种通过市场竞争形成价格，运营主体（如发电企业、虚拟电厂、独立储能等）根据自身成本和市场需求情况提交报价，运营机构根据报价和供需情况确定出清价格和成交量。同时，辅助服务各交易品种的价格与电能量市场价格存在联动关系，当电能量市场价格波动较大时，辅助服务的价格也可能相应调整。

调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算，

其中，调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定。山东、山西等调频辅助服务市场采用上述价格机制，各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、调频里程。浙江、福建、蒙西也对调频容量支付费用，其中，浙江按照调频容量出清价格结算调频容量费用，福建、蒙西按照固定费率结算调频容量费用。

备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。浙江、上海等备用市场采用上述机制，备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定，各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。

山东爬坡辅助服务市场采用基于中标容量的单一制价格机制，为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积。

收益互斥

基于收益最大者的结算机制

辅助服务与电力电能量交易具有收益互斥特征，即在任何同一时间段内，同一资源不能在辅助服务和电能量市场中同时获得收益，也就是说，同一资源在同一时间段仅能获得电能量收益或辅助服务收益。

运营商在辅助服务市场中标，预留发电容量可获得因在日前/日内电能量市场少发电而产生的机会成本收入，当这部分预留容量在实时电能量市场被调用时则又获得电能量收入。此时，应遵循“收益互斥”原则，若按照同一容量在辅助服务和电能量市场的收益最大者进行结算。

以独立储能、虚拟电厂等新型经营主体为例，由于收益互斥原则，在实践中其多采取在充放电时间段时单独参与电能量市场，以购电成本最小及售电利润最高为目标；在其余时段，同时参与电能量及辅助服务市场，对电能量-调频辅助服务市场进行联合优化出清的交易策略，以实现收益最大化。

在结算时，按照日清月结机制，可采用独立结算或联合结算的方式。独立结算时，辅助服务费用单独计算并结算；联合结算时，辅助服务费用与电能量费用一同结算。在电能量市场正式运行地区，辅助服务费用一般纳入运行费用，随电费一同结算。

总结

辅助服务市场与电能量市场的协同，主要体现在市场功能的互补性、交易时序互配性、成本价格互映性、交易收益互斥性上。当前，国内区域和省级辅助服务市场还处在发展初期，交易品种、市场组织、出清模式、计费结算等运营机制仍在不断完善，商业模式也将逐步完善清晰。后续辅助服务市场经营主体需要重点跟踪政策动态，建立并完善参与电能量和辅助服务市场协同策略，提升经营收益。

【参考文献】

[1] 张粒子,陈皓轩,黄弦超,等.电力交易产品细分市场协同机理研究[J].中国电机工程学报, 2024(6), 1-15.

[2] 柴玮.围绕电能量市场设计辅助服务市场化机制[J].中国电力企业管理,2024,(10):34-38.

[3] 孙大雁,史新红,冯树海,等.全国统一电力市场环境下的电力辅助服务市场体系设计[J].电力系统自动化,2024,48(04):13-24.