定价是辅助服务的一个重点，本节想借助交易的观点从市场角度对辅助服定价，包括均衡定价和歧视定价。

（1）W市场均衡:当买者愿意购买一种物品的数量正好等于卖者所愿意出售的数量时，我们称之为市场均衡。

(2)福利和无谓损失:福利即获得的好处用剩余表示，包括买者剩余、卖者剩余和社会总剩余;当交易数量偏离均衡时，社会剩余会减小而造成无谓损失。

(3)价格歧视:价格歧视是对提供相似产品的不同用户群体，收取不同的价格。

(4)均衡定价:均衡定价是指支付意愿曲线A-B-C与买者成本曲线a-b-c的交点c作为所有参与者交易的价格，大多用于完全竞争的辅助服务，如投标、竞标等。更普遍

的情况是调度机构初步估计辅助服务需求数量c，然后从买家提供成本曲线a-b-c上，直接将最后一卖家的价格定为交易价格。

(5)歧视定价:主要用于双边交易或双边合同，此时可称配对交易 。

配对应该满足两个条件:一是社会剩余最大，辅助服务交易只要达到均衡数量即可满足要求;二是对买家和卖家公平，支付意愿高的买者或生产成本低的卖者优先交易，且本次交易的价格用双方支付意愿和成本的平均值.

20世纪70年代开始，国内外进行广泛的电力改革，实施私有化和资产重组，将市场理念引入电力行业大大提高了电力行业的运行效率 。

电力市场分为电能市场和辅助服务市场，电力市场是解决负荷需求或电力需求的主要市场，辅助服务市场是次要市场，是保证电能安全、优质输送而提供的额外物品。尽管辅助服务地位不及电能市场，即电力市场不提供这种物品，电能市场理论上仍可运作，但电能质量(频率、电压)、供电可靠性(停电)、恢复供电时间得不到保障，因此辅助服务市场是电能市场不可或缺的重要补充，其运行好坏直接影响电能市场的良好运作。

我国电力辅助服务市场始于2006年，以国家电监会制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》为标志，随后国内六个区域依照该办法针对本区域制定并实施《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。

在辅助服务运行期间，某区域发电企业提出了关于改进辅助服务市场的不少建议，其中大部分建议是关于辅助服务的计算和定价:

1)辅助服务费用分摊。辅助服务的卖着是发电企业，而最后大部分辅助服务的费用又要由发电企业支付，定义发电企业既是买者又是卖者是否合理。

2)辅助服务补偿价格。一是有些辅助服务价格定得太低或太高，如调峰服务太低、无功服务太高;二是统一定价不合理，不同的机组成本不同，应该为这些机组指定不同的价格。

3)辅助服务提供量计算。一是方法不合理，如计算AGC辅助服务，如果上次AGC速度不合格而本次又没有收到新的AGC指令，那么本次AGC计算的结果是被罚或有负的服务提供量，而实际应该按0计算的;二是计算过程不透明，发电厂只能从调度部门得到一个月最终的辅助服务提供量与被罚量，无法知悉一天、一个时段、一条指令的服务提供情况。

4)其他问题。如辅助服务软件界面更新不同步，数据采集器延时严重，缺少答疑与帮助平台等

只有交易，物品的价值方能得到承认和证明。为了说明这个观点，先来看1度电的价值如何体现，不同的人会有不同的观点:生产者认为是一度电的燃料成本，比如说是0.2千克，消费者则认为是这度电带给自己的好处，如烧开10千克水、照明2小时或电动车跑100公里等， 因此，某区域发电企业对辅助服务费用由发电企业分摊的质疑是合理的。只是某区现阶段电力市场建设处于起步阶段，零售侧尚未开放，而电网调度机构只是中介，并不是辅助服务的实际需求和真正购买者，因此辅助服务的费用自然而然的想到会是发电企业自身承担 。

通过以上分析可以看出:某区域辅助服务虽然并未真正交易，买者和卖者没有互动，但这种分摊方式却提供了在发电企业内部收入再次分配的依据，这对我国辅助服务的发展是个好的开端。

根据上述几个典型的电力市场中所采用的辅助服务的获取及定价方法，对我国电力市场化后的辅助服务获取与定价原则提出一些看法或建议 :

1)与电能相比，辅助服务所占的成本较小。考虑到电力系统需要统一调度运行的特殊要求，在电力市场建设初期宜采用比较简单的方法，如强制要求发电机提供一些重要的辅助服务，有关成本按用户的用电量和容量分摊。在电力市场运行逐步成熟时可以考虑采用更为先进和合理的方法。

2}在市场运行初期，任何参与调度的发电机都应具自动电压调节器及调速器，相应控制器特性应达到运行规程要求的标准。发电机要能在一定功率因数范围内运行，并保留一定比例的旋转备用，具体要求需根据电网实际情况确定。这些要求作为发电机入网的前提条件，不支付相应的辅助服务费用。对于不满足要求的发电机，可处以罚金或向承担其责任的机组支付相应费用。有关成本可由各发电公司打入电能生产成本，在竞价上网时计入。这样有利于电网的安全稳定运行，因为每台机组都处于良好的运行和控制状态，且分布也较合理。

3)在上述基础上，系统运行部门按照运行规程、安全稳定导则以及对系统的全面分析结果确定尚需要的辅助服务。这主要包括:

1)负荷备用容量:通常为最大负荷的2%~5% (低值用于大系统，高值用于小系统)，以满足负荷波动的要求。如有特殊情况(气候突变、有预见的突发事件等)，系统运行部门需要对此作进一步调整。

2)事故备用容量:最大负荷的10%左右或系统中最大机组的容量，二者中取大的。一些国家采用7%左右的事故备用。一般小系统宜用高值，大系统用低值。事故备用容量中50%左右应为旋转备用。

3)还应有一部分替代备用容量(60min内投入)，以供需要时使用。

4)对于有功调频和实时电力电量平衡用的负荷备用容量，可先指定若干控制性能优良的机组提供AGC服务。根据实时量测的系统频率及联络线功率计算ACE信号，从而获得各地区负荷偏离电能交易合同的功率数值。先用AGC机组提供该部分电功率，再由负荷备用容量替代AGC机组来提供这部分功率，使AGC机组尽快恢复到设定运行点，继续承担AGC功能。即使这些提供备用的机组在运行中没有被调用，也应支付其容量费用。如果被调用了，则需根据实际使用电量再支付电量费用。AGC机组由于调节频繁、机组磨损大，也应得到合理补偿。为维持实时电力电量平衡而引入的成本应按“谁用谁付，多用多付”原则由相应的用户分担。当很难确定用户的使用份额时，相应的费用可按用户的容量和用电量分摊。

5)对于无功支持和电压控制，在上述(2)的基础上，若系统运行需要一些电厂在规定范围以外运行，或需要添加新的无功补偿调节装置，则应支付相应的建设、运行和维修费用。一般可按月计算及结清。

6)对于事故备用容量，若运行中没有使用，则支付的容量费用统一归入成本，分摊到用户。但若由于某用户或某电厂原因使用了事故备用容量，则由责任方支付相应容量费用和电量费用。事故旋转备用和负荷备用容量计划及其定价将在下面讨论。

7)系统在选择、购买辅助服务时要坚持经济、有效和公开、公正、公平的原则。要监视备用容量是否充分及是否可随时调用。

8)除向发电公司购买备用容量外，还可考虑由可中断负荷提供备用，以便必要时切除一定的负荷而达到同样目的。

9)在市场环境下不同用户有不同的可靠性要求，采用备用容量双边交易可计及这些要求。这方面研究刚刚开始，可以综合运用可靠性、风险评估和保险等方面的理论来解决这一问题。2100433B

电力市场辅助服务定价英国电力市场

英国电力市场采用联营体模式，其辅助服务的获取和定价方法在很大程度上受该模式影响。国家电网公司(NGC)拥有输电系统并负责系统运行。Ancillary Services Business (ASB)则是NGC属下的一个独立营业部门，其功能是在满足系统运行要求前提下尽可能经济地购买辅助服务。联营体在每月结算时根据ASB提供的辅助服务在买电电价上追加一项附加费(upfift)后得到卖电电价，以此来支付ASB的服务成本。ASB的管理费预算和可得的利润由联营体成员共同议定，目前利润为管理费的10%。

ASB主要通过签订长期合同来获得由发电公司所提供的辅助服务，合同中规定了各种辅助服务的品质要求、数量、时间及价格。1995、1996年度ASB为这些服务支付了1.3亿英镑，略小于联营体年营业额C70亿英镑)的2%。

在频率调节方面，除特殊发电机(如核电站)外，每个发电机组都必须装有调速器并要求运行在“频率敏感”模式。提供这种服务的发电机组可以获得两种报酬，第一种是频率响应辅助服务报酬 (英镑/小时)。由于机组运行在这一模式时其所带负荷受到限制而引起的机会成本，由第二种报酬作补偿。当然还可以通过负荷管理实现频率调节，如果提供同样的服务比发电公司便宜的话。

在无功功率辅助服务方面，要求每台发电机组的功率因数运行在-0.95~ 0.85，并具有连续作用的、稳定的自动励磁系统。ASB每月支付固定报酬给提供无功服务的机组。英格兰和威尔士分为18个无功电压区，按各个区的无功容量的多少采用不同的无功容量费率(英镑/Mvar)，而无功电量则采用统一费率(英镑/Mvarh。无功容量总酬金占总无功酬金的80%。目前正在考虑建立新的无功服务酬金支付机制以及建立无功辅助服务市场的可行性。

系统的备用容量可通过两种方法获得:一是与发电公司签长期合同，二是利用未列入调度计划的发电机(富裕)容量和相邻电网的发电机富裕容量。在签订长期合同时，将每天分为多个时段(随季节变化)。在每年1012月，各机组报出其愿意在每天何时段提供备用容量服务、相应价格和数量及机组技术数据(如启动的时间和爬坡速率等)。1月份对各报价做评估，并在2月份或3月份与选中的机组签订下一年度的备用容量服务同(合同量不少于3 MW)。

在黑启动服务方面，ASB根据市场化前黑启动方面的经验，选择一些发电公司签订长期合同提供该服务，签约的发电司应随着装机变化而变化。ABS要求签约的发电公司递交其提供该服务所需成本的细节，ABS做统一评估后决定价格。

英国电力市场采用的长期合同方法对获得稳定有效的辅助服务具有重要作用。在该市场中备用容量服务和主电能交易是分开的，没有统一优化，这通常无法达到使总购买成本最小的目标。

电力市场辅助服务定价挪威和阿根廷电力市场

挪威、瑞典、芬兰和丹麦组成了北欧电力市场。它有相当完善的电能期货市场和现货市场，并采用零售竞争高级市场运行模式，存在大量电能交易双边合同。

挪威国家电网公司和约70个发电厂的所有者经协商达成一系列协议。协议中的“系统职责导则”对辅助服务的主要规定如下:

1)授权系统运行部门根据技术要求对发电厂有功输出和无功输出进行调度，要求发电厂对系统频率作出响应(MW/Hz)并提供有功备用容量 。

2)发电厂应服从系统运行部门的辅助服务调度。如果发电公司按调度要求提供了超常量或特殊的辅助服务，而这些辅助服务成本没能通过电费适当补偿，则可经协商给以专门报酬，而通常情况下对辅助服务不提供报酬，可理解为通常的辅助服务成本隐含在输电费用中，只有极少量的特殊服务才另行付费。

所有与提供特殊辅助服务相应的成本均分摊到用户的输电费用中。

挪威国家电网公司在辅助服务获取及定价方面采用了相当简单的方法，这是由于其发电容量几乎77%为水电，而且装机容量远大于峰值负荷从而有很强的调峰调压能力和充裕的备用容量来提供辅助服务。

与挪威相似，在以联营体形式运营的阿根廷电力市场中，也采用了简单的辅助服务获取及定价方法。其特点为:联营体的运行部门负责协调辅助服务的调度;发电公司有责任提供适当水平的各种辅助服务，其成本隐含在电价中;若某个发电公司不能提供它应承担的辅助服务，可以由别的发电公司代为提供，这时前者需要给后者经济补偿。

电力市场辅助服务定价美国加州电力市场

加州电力市场是批发模式的，允许发电公司和大用户签订双边合同以回避价格及销售量风险。现货交易通过交易中心进行投标(包括下一个交易日每小时和下一个交易小时两个现货市场)，在实时运行时还有电力电量平衡调节市场。加州的电力交易中心(PX)和独立系统运行组织(ISO)分别负责电能交易及实时运行的职能。

加州电力市场在能量主市场之外设立了竞争的辅助服务市场，由ISO管理。辅助服务可由调度协调员(Scheduling Coordinator-SC)和PX自己提供，也可从ISO购买，但所有辅助服务均由ISO统一调度。ISO管理6种辅助服务:调节、旋转备用、非旋转备用、替代备用、无功支持和发电机黑启动能力。后2种服务通过长期合约获得，前4种服务采用以拍卖为基础的竞争市场方式获得，包括下一个交易日每小时和下一个交易小时辅助服务市场。PX和SC均可以向这4个辅助服务市场投标，要求同时标出容量价格和能量价格。IS O只根据容量价格切除市场。如果系统运行中需要这些发电机提供能量，则从容量价格中标的发电机组中按能量标价从低到高的次序获取所需能量。

PX或SC可以把同一个备用容量向1个或几个、甚至全4个辅助服务市场投标。ISO按下述顺序对4个市场分别进行切除:调节、旋转备用、非旋备用、替代备用。这4个市场的产品属于同一种类型，但质量不同(依次下降)。如果PX或SC同意，对于在某个市场中没有投中的容量，可以自动转到下一个市场。但对于不同的辅助服务市场，Px和sc可以给定不同的容量和能量价格。

这种方法存在下述问题:4个辅助服务市场分别切除，因而4个市场的购买成本分别最小未必导致总的购买成本最小。运行经验也证明，采用4个辅助服务市场分别切除无法引导出一个高效率的市场。有些发电公司利用该方法的缺陷牟取暴利:辅助服务市场的正常价格为5一10美元/MWh，但在1998年7月最高时竟达9999美元/MWho ISO为此设置了价格顶限。后来，ISO对其辅助服务市场进行了重新设计，最主要的变化之一是自1999年8月18日起采用了理性买家算法作为辅助服务市场的切除方法，至今运行良好。

从加州能量市场和辅助服务市场的运行情况看，辅助服务市场的交易量可以达到能量市场交易量的20% 。

电力市场辅助服务定价西班牙电力市场

在西班牙电力市场中，强制性要求发电机免费提供频率调节服务，如果发电机无法提供，则它需要从别的发电机处购买。频率调节容量要求为发电容量的1.5 %，对于小于100mHz的频率偏差，而对于100 ~200 mHz的频率偏差，要求时间响应在15~30s内(采用线性插值)。

AGC服务采用基于拍卖竞争的方式获取。

辅助服务市场的市场力问题

辅助服务市场的地区性市场力可能强于能量市场中的市场力，因为有些辅助服务与发电机所在的地理位置有关。对于某一种辅助服务，一些地方的发电机可能比其他地方的发电机具有更强的市场力。前已述及，美国加州的辅助服务市场已经出现了滥用市场力的问题，但到目前为止，对辅助服务市场的市场力问题研究很少。

辅助服务定价:20世纪80年代后期。 Schweerppe等人根据经济学中完全竞争市场的商品价格等于生产者边际成本的原理提出实时电价理论。 研究了电力系统中无功源的资源价值问题，对PV曲线法、无功备用法、等效无功补偿法三种评估无功资源价值大小的方法进行了深入比较，提出了一种平均值法建立了无功资源价值、无功成本一并考虑情况下的实时定价模型;提出了考虑备用成本、电力备用经济价值、电力备用社会价值和系统可靠性的基于激励机制的备用服务定价模型;分析了可中断负荷的成本，总结当前较为常用的可中断负荷定价方法，定量地给出了基于效益的可中断负荷定价模型;充分考虑了辅助服务容量成本，引入“当量电价法”对辅助服务运行备用和AGC进行定价，以及无功等值定价法;介绍了国内六大区域、各类辅助服务的补偿价格。

在电力市场环境下，不论采用何种方法获取辅助服务，均存在分摊成本的问题。从原理上讲，应按每个用户使用的各种服务的份额来确定，但这在理论上是一个非常困难的问题。因为一种服务可包括多个成本分量，如运行备用服务涉及到容量成本、能量成本和机会成本，且这些成本随时间、地点和系统负荷变化，很难确定每个用户应承担的份额。尽管已经提出了一些按用户使用份额分配有功损耗和无功支持成本的方法，但对于负荷跟踪、运行备用以及调度与系统控制等辅助服务的成本，通常按照用户的用电量及容量大小按比例分配，事实上这与在传统的电力系统中采用的方法是一样的。

发电侧电力市场无功定价方法无功辅助服务的重要性

辅助服务价格和电能价格一起构成了电力市场价格体系的基础，对形成健康的电力市场有重要的意义。电力市场的辅助服务主要包括无功辅助服务、可靠性备用服务、频率控制服务其中，无功辅助服务在电力辅助服务市场具有最广泛的市场应用基础但与电能价格相比，无功辅助服务起步较晚，尚未形成理论体系，这与以下儿个因素有关:

—无功辅助服务定价的复杂性。无功辅助服务研的实质是研究无功服务对电网安全性、经济性的影响，并赋予其相应的经济含义。但无功服务具有供应的地域性、于段的多样性、控制的分散性等特点，给无功定价增加了难度

—各国电力市场模式不同，很难建立一种普遍适用的无功辅助服务定价方法。电力公司只能根据自己的电网架构和电力市场模式，确定自己的无功辅助服务定价策略。

无功功率是支撑电网电压的基础，是电力系统安全稳定运行的重要条件。2000年美加停电就是由于电力短缺导致电网电压频率降低，并最终电压频率崩溃引起的在目前全国电力紧张电网电压稳定水平降低的现实情况下，加快无功辅助服务定价研究具有紧迫性和现实意义。

发电侧电力市场无功定价方法一些国家的无功功率服务介绍

(1)英国 电力市场无功服务英国电力市场同时有强制性的和通过市场交易的无功功率服务。目前英国市场中的发电机通过竞标市场和费率的方式来回收无功功率成本费率包括无功功率电能费用和区域性的无功功率容量费用。在具有多余发电容量的英国北部，无功功率容量费用接近于零;而在缺乏无功的地区该容量费用则非常人无功功率服务的竞标市场包括无功功率电能投标和无功功率容量投标所有的合同期限都必须在一年以上，并以半年为单位时间长度

(2)西班牙电力市场无功服务1997年西班牙电力法确定了辅助服务的概念并且把它与电力生产区分开来，山系统运行人员负责辅助服务的管理西班牙电网对一部分因系统安全要求而必须的无功功率采用强制免费获取的方式，而对这之外的无功功率采用付费获取的方式

发电侧电力市场无功定价方法国内无功辅助服务现状

目前我国电力市场初期模式是以单一购买为主的发电侧单边开放市场建立区域性发电无功市场，对发电机提供的无功服务进行有偿和无偿的界定，最终对发电机提供的有偿无功服务制定科学合理、兼顾多方利益的定价机制是电力市场发展的必然趋势电力生产的特殊性决定了发电侧无功服务定价应采用强制性和补偿性相结合的市场模式。

由于无功和电压支持服务与电网的安全稳定运行密切相关，同时输电网中有人量设备提供无功服务，因此应由输电网来运营无功服务市场，负责无功与电压辅助服务的集中控制与运行。

发电侧电力市场AGC机组调配电力市场前后的AGC车甫助服务

自动发电控制(AGC)是能量管理系统(EnergyManagement System，简称EMS )最重要的控制功能，也是电力市场辅助服务的一项重要内容，它在电力系统控制中的基本目标和任务是 :

(1)自动跟踪负荷的随机变化，调整机组出力，使系统发电与负荷相平衡;

2)控制频率偏差到零，维持系统频率在规定值(我国国家标准为50士0.1Hz):

(3)在各控制区域间分配系统发电功率，维持区域间联络线净交换功率为计划值;

(4)对周期性的负荷变化按发电计划调整机组发电功率，对偏离预测的负荷，实现在线经济负荷分配。

AGC自诞生之日起，至今已有40多年的历史，并且随着电力系统自动控制技术和计算机信息技术的发展而不断发展，现已成为一项较为成熟的综合技术，广泛应用于世界各大洲的国家电网甚至跨国电网中。AGC的应用大大提高了电力系统的自动化程度，把有功平衡控制由人工操作发展为自动运行，使电力系统的运行管理得到显著改善。

以前，在我国电力行业自上而下的一体化垄断模式下，电力系统辅助服务，包括AGC,通常都是由调度运行部门指定，或者是由发电厂自愿无偿提供的。

电力市场建立后，传统的集中管理被分散决策所代替，电网的安全性将会受到一定的影响，因此应该而且也只能采用经济手段，激励发电公司主动提供辅助服务。首先，AGC辅助服务作为一种商品，不再是无偿的，需要向提供该服务的发电公司购买;其次，发电公司必须参与AGC辅助服务市场竞争，以优质优价的服务赢得合同。也就是说，AGC在运行机制上发生了根本变化，已经从传统机制下的无偿服务转变成以经济补偿甚至直接价格竞争为核心的有偿服务。

于是，AGC在电力市场条件下的发展开始面临着许多新的鱼待解决的问题，如:电网AGC控制目标是否有所变化，控制算法该做怎样的改进，如何评价AGC辅助服务供应商的贡献，确定怎样的定价机制，才能既保证供应商的成本回收和合理利润，又使总的供电成本最小化，等等。

综上所述，AGC辅助服务本身并不是什么新的技术，并非随着电力市场出现才出现的，只是在传统的电力系统中，AGC辅助服务问题没有引起足够的重视。在电力市场下，市场机制起作用的同时，电力系统运行的安全性仍然是最重要的，原有EMS的大部分，尤其是硬件部分仍可沿用，但是某些运行思想和工作机制将会发生改变，使用的软件也相应地发生了变化。电力市场下发电竞争的引入和将来输电开放的实施，使AGC辅助服务面临着一系列新的诸如控制策略、考核结算方法以及具体的市场模式和交易方式等问题，吸引了越来越多的学者和电力公司投入到这些问题的研究上来，并在理论和实践上取得了一些成绩。

发电侧电力市场AGC机组调配我国电力市场AGC辅助服务现状

我国从1998年起，开始在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定浙江、上海、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六省市电网为试点单位，标志着我国的电力工业正在逐步从计划经济下的垂直管理模式向市场经济下的竞争模式转变。但是，由于我国现有的电网结构比较薄弱，备用容量不太充足，具备AGC能力的发电机组数量有限，为保证电网的安全稳定运行，各个试点单位对AGC辅助服务的市场机制考虑得不多，没有建立起真正意义上直接价格竞争的AGC辅助服务市场。

发电侧电力市场AGC机组调配我国电力市场AGC辅助服务发展趋势

电力市场下AGC辅助服务的组织有两种思路:一种是签订长期AGC辅助服务合同，并在系统有需求时调用;另一种是建立AGC辅助服务市场，进行AGC服务竞标。从世界范围看，以竞标方式组织AGC辅助服务的情况居多。以美国加州电力市场和北美新英格兰电力市场为代表，已将AGC辅助服务从电能市场中分离出来，建立了独立的AGC辅助服务市场，以保证电网AGC的顺利实施。 美国加州电力市场由ISO(独立系统操作员)统一运营, ISO必须采用一定的方式，保证有足够的AGC机组可以调度，以维持系统的安全稳定运行。方式之一就是建立AGC辅助服务市场，由AGC机组提供AGC调节服务。AGC机组首先通过市场竞价获取参调资格，然后在实际运行中根据需要改变其发电负荷。这也就意味着ISO支付的AGC辅助服务费用包括两部分:一是辅助容量费用，二是实际运行中的出力调节费用。对AGC辅助服务的管理也有两种方式，第一种是将AGC辅助服和电能统一竞价，另一种是AGC辅助服务单独竞价。

北美新英格兰电力市场的AGC辅助服务是从10min旋转备用中分离出来的市场规则要求AGC能够连续、自动地响应ISO的指令，动态地平衡控制区域内的电力供应与需求，满足北美电力可靠性委员会(NERC)和东北电力协调委员会(NPCC)的技术标准。在新英格兰电力联营体模式下，联邦能源管制委员会(FERC)要求建立辅助服务分类计价的电力市场，这就使得AGC辅助服务和电能一样，由新英格兰ISO统一调度，采用竞价方式，要求事先定价，辅助服务的模式为投标型。新英格兰电力市场从AGC辅助服务的投标要求、成本分析、清算价格的确定到事后结算，建立起了一套较为完整的市场规则。

目前，我国大部分电网AGC资源还比较缺乏，因此，通过市场机制、利用市场提供的经济信号，引导市场成员积极提供AGC服务显得尤为重要。加强电网建设，提高AGC技术水平，建立合理竞争的AGC辅助服务市场，是我国AGC辅助服务发展的必然。我国电力市场AGC辅助服务的市场模式和运行机制可以借鉴国外电力市场的先进经验。

(1)市场模式

AGC辅助服务从主电能市场中分离出来，引入竞争机制，进行单独考核和结算，提供直观的经济信号，引导发电企业提供AGC辅助服务。从世界各国电力市场来看，以投标型提供辅助服务的情况居多，如新英格兰、加州、波兰、阿根廷等电力市场，建议我国电力市场也采用投标型的AGC辅助服务模式。

我国AGC辅助服务的市场组织有以下几种形式可供选择:远期合约市场(Long-termContract Market )、日前市场(Day-aheadMarket )和实时市场(Real-time Market )。比较而言，在日前市场中组织AGC交易更为合理，理由如下:

1)由于系统各时段AGC需求波动较大，远期购买很可能造成过量或不足。因此，在远期合约市场组织AGC交易不够灵活，只适合决定某几台必开AGC机组。

2)针对各时段AGC需求，在日前市场组织AGC交易比较合理，可以比较准确地购买AGC服务，减少冗余购买，还可以同预调度发电计划相结合，充分考虑机组的带负荷情况。

3)尽管在实时阶段可以更精确地判断系统AGC需求，但在实时市场中，机组可调整出力范围很小，可参与AGC市场的机组较少，结算问题也较复杂。所以，不适合在实时市场组织AGC交易。

(2)运作流程

我国AGC辅助服务市场的运作流程可以参照北美新英格兰电力市场，具体如下:

1)发电厂投标

各发电厂投标内容不仅含有投标价格，还含有机组的技术指标，如自动调节上、下限，AGC负荷调节速率等。

2)投标评价和确认

电网公司对各发电厂的AGC服务投标进行评价和确认，根据系统总需求确定AGC市场清算价格。

3)服务费用量化和结算

电网公司需要对发电机组的AGC设备进行评估，得到设备的投资费用。不同发电机组的AGC调节范围和调节能力各不相同，应该获得不同的补偿费用。另外，在电网实际运行中，由于负荷的随机波动或其它一些不可预测、不可控因素迫使机组逆序开机或调停，造成AGC服务的机会费用。在服务费用结算周期上可以参考相应电能市场的情况。目前，辽宁发电市场的电能交易每30min结算一次，而上海发电市场电能交易的结算己经做到每15min一次。由于我国电力市场没有开放用电侧，AGC服务费用的来源不同于

新英格兰电力市场向用户单独收取，只能隐含在电能费用中，然后由电网公司补偿给提供AGC服务的发电厂。

电力市场中的参与者是多元的利益主体一一各个独立经营的电厂、输电网、配电网和用户。它们是相互平等的、自主的，在市场中允许买卖双方的多方选择。电力市场的目标和约束都具有一定的柔性。

电力市场各参与者的新特点:

电厂:激励改善经营管理，提高生产率，阳氏成本，增加竞争活力。

用户:从一个固定的、被动的、没有理性和协作性的受控终端转化成有理性、具有能动性和主动性的市场参与者，对自己如何用电有自主的选择权。

电网:未来的输配电网络和电网公司，在电力市场中处于枢纽地位，扮演一个全新的角色，除了保证电力系统安全、经济运行外，还将作为电力市场的经纪人。电网是电力交易中心。它要对所有参与者公平开放。在电力市场的竞争中，这些多元的利益主体既有激烈的冲突和碰撞，又实现了合作与协作。

电力市场具有一般市场的共性，即开放性、竞争性;它不仅要具备一个有序、成熟的市场的基本要素，即:①对所有市场参与者是公平的，保证网络开放，扩大自由选择的权利;②市场交易必须是公开的，并加大透明度以便监督;③市场必须建立有关的法令、法规，保证有规可循，公平竞争，不允许有特殊者。同时，它将受到电力系统内在规律的严格约束，即:电力系统运行的基本特性(安全性、经济性)，成本与电价的时空差别，电厂和电网、电网和用户之间的冲突和协作等等。总之，电力市场也有它的特殊性，需要计划和协调。

由于各国学者对电力市场中的无功电价问题研究起步较晚，理论上还不是守良成熟。确定无功电价要处理各种相互影响、制约的因素，必须协调多种相互关联甚至相互矛盾的目标函数，有很多因素尤其是服务定价难以从经济学角度定义，也没有形成一定的理论。但由于在电力市场中电压控制及其无功服务的重要性九十年代以后国外学者对无功服务及其定价研究也较多。

大多文献是基于OPF优化模型，结合有功电价，或与有功电价算法而解耦得出无功电价 。