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。
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。
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。
