电力辅助服务的概念和特点
电力辅助服务指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用以外，由发电企业、电网企业和电力用户等提供的服务。常见电力辅助服务品种包括调频、调峰、备用、调压、黑启动等。其中，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，其本质是通过短时电力调节使发电出力匹配负荷的变化，实现电力电量的平衡。国外电力辅助服务市场中并没有这个品种，一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现。
电力辅助服务产品与电力系统运行紧密相关，与一般的电能量商品相比，具有一定特殊性，要求对辅助服务的价格和交易机制进行科学合理的设计。
第一，电力辅助服务属于“公共产品”。电力辅助服务应用于整个电力系统，为保障系统安全稳定运行和可靠供电发挥着重要作用，所有接入主体均是“受益者”。因此，辅助服务具有一定公共产品属性。公共产品的成本可以通过“受益者”或“肇事者”两方面回收。辅助服务成本可以由终端用户分摊，或是由造成系统偏差的主体承担。
第二，电力辅助服务成本构成复杂、差异性大。辅助服务成本包括固定成本、变动成本和机会成本。不同辅助服务品种的成本间，以及不同主体提供同一种辅助服务的成本间均存在一定差异。
第三，不同辅助服务品种之间具有替代性。以系统备用为例，不同类型的备用对系统价值不同，响应时间越短的备用价值越高。高质量的备用价格一般不低于低质量的备用，而低质量的备用可以被高质量的备用替代。
国外电力辅助服务的提供方式
电力辅助服务是维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量的重要保障。在国外成熟的电力市场中，对市场成员提供的辅助服务分为基本服务和有偿服务，并将提供基本辅助服务作为发电企业和用户参与电力市场的基本条件之一。根据辅助服务的品种特性不同，国外电力辅助服务的提供方式主要包括强制提供、长期合约和集中竞争市场三种。
1. 强制提供：为保证系统安全，在发电机组接入时规定必须提供一定范围内的辅助服务，如一次调频、一定范围的无功调节等。在法国、意大利、西班牙等欧洲国家，发电机组需提供输电系统运营商（TSO）所规定的一次调频备用容量。强制提供辅助服务不一定代表免费提供，系统调度运行机构需要合理确定机组提供辅助服务的成本，以固定费率对其进行补偿。
2. 长期合约：针对黑启动、无功调节等对机组有特殊能力要求或具有一定本地化特征的辅助服务品种，适宜采用长期合约方式进行采购，由系统调度运行机构确定需求后，通过双边协商或招标方式确定辅助服务提供商并与其签订长期合约，期限通常包括年度、半年、季度、月度等。如英国黑启动服务由英国国家电网公司与辅助服务提供商签订长期双边合约的方式进行采购，高级无功服务（Enhanced Reactive Power Service，ERPS）由英国国家电网公司每6个月组织一次招投标进行采购。
3. 集中竞争市场：一般适用于调频、备用等市场供应相对充足、需求随时间变化的辅助服务品种，由系统调度运行机构开设短期集中竞争市场进行采购。由于辅助服务成本结构复杂，固定价格未能准确反映不同机组提供不同质量的辅助服务成本，因此采用市场化方式采购辅助服务，有利于合理补偿机组提供电力辅助服务的成本，进一步激励机组为系统运行提供辅助服务。
国外电力辅助服务市场的组织模式
由于部分电力辅助服务（如调频、备用等）与电能量具有一定耦合性，需要考虑电力辅助服务市场与电能量市场的关系，其运作方式在一定程度上取决于各国所采用的电力市场模式。从国外典型辅助服务市场的运作模式来看，主要有电力辅助服务独立交易方式和联合优化方式。
1. 独立交易方式指电力辅助服务市场独立于电能量市场运行，常见于以欧洲为代表的分散式电力市场。在欧洲电力市场中，欧洲电力交易机构与系统调度运行机构分立，电力交易机构负责运营日前、日内现货电能市场，系统调度运行机构（TSO）负责运行辅助服务市场，与电能量市场独立运行。以系统调频和备用服务为例，通常由TSO根据系统运行需求事前进行公开招标（提前一天至半年）。调频备用市场的出清与电能量市场完全解耦，中标机组需要在参与电能量交易时保证预留出已中标的备用容量待实时运行调用。此外，在日内交易结束后，部分国家（英国、法国等）调度运行机构还运行了平衡机制，为调节系统功率偏差、缓解线路阻塞等提供市场化手段。发电机组可以在通过中长期交易、日前和日内交易所形成的发电计划曲线基础上参与平衡机制报价，通过为系统提供平衡服务进一步获得经济收益。
2. 联合优化方式指电力辅助服务市场与现货电能量市场联合交易出清，常见于美国、澳大利亚等集中式电力市场。由于有功辅助服务与电能量之间存在一定替代关系，可以将各类辅助服务市场与电能量市场的决策过程统一进行，以各市场的综合购买费用最低为目标。这样不仅实现了购买成本的最小化，而且在优化过程中加入了约束条件。以美国PJM电力市场为例，参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天连同电能量报价一起向PJM提交报价信息，辅助服务市场在实时运行前一小时关闭。在此之前，机组可以修改报价信息。实时运行过程中每5分钟将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次，联合出清的目标为电能和辅助服务采购总成本最小化。
国外电力辅助服务费 用的分摊机制
由于各国电力市场模式的差异性，各电力市场辅助服务费用的分摊机制不同，总体来说分为发电企业承担、终端用户承担和共同承担三种方式。
1. 在发电企业之间进行分摊，并不将辅助服务费用传递到用户侧。虽然从表面上来看，这种机制没有将辅助服务费用传递到终端用户，实际上，发电企业在进行电能报价时已经考虑了其提供辅助服务的成本，因此，辅助服务费用是隐性地传递到了用户侧，采用这种方式的国家主要是阿根廷。
2. 分摊给终端用户。目前国外大多数国家都采用这种分摊机制，主要的分摊方式包括输电费用和系统调度专项费用。美国PJM市场将调频、备用辅助服务义务按照比例分配给负荷服务商（LSE）作为其调频、备用义务。LSE可以通过自行提供或通过与第三方签订合同来履行自己的调频、备用义务。若仍然无法完全履行其责任，可以从PJM辅助服务市场上购买调频、备用服务。
3. 由电力用户和发电企业共同承担。目前，国外电力市场中，只有澳大利亚电力市场采用这种方式。在澳大利亚电力市场中，调频费用由发电企业和电力用户按照一定比例来分摊。
国外电力辅助服务市场的
经验与启示：
一是辅助服务的采购和交易组织通常由系统调度运行机构负责。电力辅助服务的基本目的是保障电力系统安全稳定运行和电能质量，与系统调度运行机构的职责一致。系统调度运行机构能够详细掌握各类辅助服务的需求信息，因此国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。例如，英国电力市场的辅助服务由英国国家电网公司（NGC）负责管理，北欧市场中辅助服务由各国输电运行机构（TSO）管理，加州电力市场的辅助服务由CAISO负责管理。
二是结合系统运行特点细分辅助服务产品，科学选择相适应的采购方式。针对一次调频、功率因数范围内的无功调节等品种，多数国家和地区采用义务提供方式，将提供此类辅助服务作为发电企业参与电力市场的基本条件之一。对于自动发电控制（AGC）、备用等品种，通常采用有偿提供方式，对提供服务的市场成员进行合理的经济补偿，以提高市场成员提供系统辅助服务的积极性。竞争程度较强的辅助服务品种可采用集中竞价或招标方式采购，其余品种可通过长期合约形式购买。
三是电力辅助服务市场模式要与电力现货市场模式相适应。美国、澳大利亚等集中式市场模式将系统运行和市场交易有机结合，因此选择将电力辅助服务与现货电能量市场联合优化，实现系统运行成本的最小化。为保证市场平稳有序起步，在我国电力市场开展初期，可以采用有功辅助服务市场和电能量市场独立交易的方式。随着市场逐步发展成熟，可探索开展辅助服务与电能市场联合优化方式，进一步促进系统整体运行最优化。
四是明确辅助服务的受益主体，合理确定市场补偿机制。目前，国外多数电力市场选择将辅助服务成本传导给用户。例如，欧洲部分国家通过输电费或系统调度专项费用将辅助服务成本传导给用户，美国PJM市场规定所有负荷服务商（LSE）需按照一定比例承担调频和备用义务。目前，我国辅助服务费用仅在发电侧分摊。随着市场体系和价格机制的逐步完善，需要探索向用户公平合理分摊辅助服务费用的传导机制，保证各方市场主体的经济利益和公平。
五是需要适应能源结构调整不断优化辅助服务机制。随着可再生能源比例的不断提升，电力系统运行呈现新的特点，各国电力市场正在积极探索引入爬坡类产品、系统惯性等新型辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促进可再生能源消纳。例如，美国加州电力市场已引入系统爬坡辅助服务品种，以应对光伏发电给系统调节带来的挑战。美国德州、澳大利亚电力市场也在积极讨论将系统惯性纳入辅助服务品种的可能性。
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