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