中國儲能網(wǎng)訊：浙江電力現(xiàn)貨市場于2019年5月30日開始模擬試運行，標志著中國的新一輪電力改革事業(yè)跨過了最重要的里程碑。
有上一輪電改的經(jīng)驗教訓，并認真學習國外電力市場設計和運行的成功經(jīng)驗，與國內(nèi)其他7個試點現(xiàn)貨市場相比，浙江在突破了某些禁區(qū)的同時，并沒有不切實際地發(fā)明創(chuàng)新，而是更加務實和完善。本文將對浙江電力市場設計的亮點和不足之處做一些初淺的點評，最后對國內(nèi)電力市場某些基本概念問題加以討論。
浙江電力現(xiàn)貨市場設計優(yōu)缺點
一、浙江電力市場設計的亮點
1.明確的市場目標
浙江市場的目標是優(yōu)化電力“資源配置，確保系統(tǒng)運行的可靠性和安全性”，而不是許多人理解的僅僅是降低用戶電價。如果只是單純降低用戶電價，不用引入市場化改革，計劃經(jīng)濟下的行政命令更為有效。
2.交易中心和調(diào)度中心職責明確，強調(diào)交易中心的獨立性
交易中心負責中長期合約和市場管理，還負責對市場運行和市場成員的監(jiān)管工作。調(diào)度中心負責現(xiàn)貨市場包括日前市場和實時市場交易，還負責系統(tǒng)可靠性、安全性管理。調(diào)度中心的調(diào)度方式在市場條件下應作出調(diào)整，要變計劃調(diào)度為經(jīng)濟調(diào)度，即根據(jù)市場成員的報價進行調(diào)度。交易中心和調(diào)度中心都必須獨立于任何市場交易活動或與市場成員沒有任何利益關系。
3.市場出清和結(jié)算時段比較合理
浙江市場的日前市場采用30分鐘為出清和結(jié)算時段，實時市場采用5分鐘為出清時段和30分鐘為結(jié)算時段，這是比較合理的。由于浙江市場引入了滾動預調(diào)度的功能，能夠根據(jù)運行日的實際系統(tǒng)狀態(tài)和負荷預測對日前市場的運行計劃作適當?shù)恼{(diào)整，30分鐘的出清和結(jié)算時段稍嫌過頻，但比某些日前市場采用15分鐘為出清和結(jié)算時段，更加合理和實用。
理論上實時市場/實時調(diào)度的出清時段愈短愈好，因為實時運行系統(tǒng)的狀態(tài)瞬息變化，調(diào)度應該緊緊跟隨，但實際操作上，如果出清時段太短，調(diào)度中心的調(diào)度軟件來不及出清，而機組對于太頻繁的調(diào)度指令無所適從；另一方面，如果出清時段太長，如浙江市場最初考慮的和現(xiàn)在某些市場采用的15分鐘實時市場出清時段，則不能很好地跟蹤實時負荷的變化和產(chǎn)生適當?shù)恼{(diào)度指令。
國際上成熟市場的經(jīng)驗證明5分鐘是最理想的實時出清及調(diào)度時段，既能有充分的時間讓實時出清軟件完成優(yōu)化計算過程并發(fā)出調(diào)度指令，也使機組能夠更準確地執(zhí)行調(diào)度指令。
4.日前市場和預調(diào)度計劃為系統(tǒng)可靠運行提供基本保證
浙江電力市場設計初期的設想是建設一個全電力庫（Gross Pool）的市場，實際實施的詳細市場設計往前邁進了一大步：不僅市場供應方，即發(fā)電側(cè)可以報價，還允許市場用戶，即負荷側(cè)也報價，這樣就能形成一個供需雙方通過市場競爭，達到平衡的局面。這在國內(nèi)恐怕是第一家，一次到位實現(xiàn)一個完全競爭性的市場。
滿足供需報價平衡的日前市場出清結(jié)果，只是一個財務性的約束，在實時運行時不一定可行和可靠，因此浙江市場設計引入了一個預調(diào)度計劃，它以日前出清的結(jié)果作為起點，采用系統(tǒng)負荷預測而不是市場用戶報價作為優(yōu)化的容量需求約束，確定附加的機組組合，對能量和備用計劃作出必要的調(diào)整，形成一個安全可行的調(diào)度計劃，作為實時運行的基礎。
在實時運行之前兩小時，浙江市場設計增加了一個滾動預調(diào)度過程，根據(jù)近期（兩小時內(nèi)）負荷預測和系統(tǒng)運行狀態(tài)可能的變化，對機組組合、能量和備用計劃作出適當?shù)难a充或修改，獲得一個更加切實可行和安全可靠的實時運行基礎，避免了實時運行時發(fā)電和備用資源不足的風險?？梢哉f，這是一個非常保險而可行的市場設計。
這個預調(diào)度計劃實際上就是PJM所采用的可靠性評估和機組組合（RAC，Reliability Assessment & Commitment）或其他美國ISO/RTO（獨立系統(tǒng)運營商/區(qū)域輸電組織）所采用的可靠性機組組合（RUC，Reliability Unit Commitment）。
5.對輔助服務市場有較正確的認識
浙江市場對輔助服務的產(chǎn)品有較正確的定義，在現(xiàn)貨市場中購買的輔助服務有調(diào)頻（AGC）備用，一級備用（在10分鐘內(nèi)能提供的備用服務）和二級備用（在10-30分鐘內(nèi)能提供的備用服務），由中長期合同確定的輔助服務有黑啟動和無功及電壓支持。這是比較科學的全面的定義。
調(diào)峰不屬于輔助服務的事實已被浙江現(xiàn)貨市場接受。輔助服務，就是輔助的服務，只占系統(tǒng)總發(fā)電容量的很小部分，一般不超過15%。然而峰谷之間的負荷差一般在30%以上，調(diào)峰屬于主能量業(yè)務，全國有至少7個輔助服務市場以調(diào)峰為主，這是非常不嚴謹、不科學的。可以理解，這是在現(xiàn)貨市場還沒有開展的地區(qū)，為了引入市場機制來解決調(diào)峰問題，不得不采用的臨時的“打擦邊球”的策略。浙江市場沒有把調(diào)峰列為輔助服務，調(diào)峰問題將由日前市場解決。
雖然華東調(diào)度中心正在運行一個負備用市場，浙江市場不再采用負備用，因為根據(jù)報價不同，發(fā)電機可以運行在最小出力到最大出力之間的任何點，從而提供往下調(diào)節(jié)的能力。
提供輔助服務的成本將按負荷比例分攤給用戶。輔助服務是為了保障電力系統(tǒng)安全可靠運行的必不可少的備用服務，是一種公共產(chǎn)品，受益者是整個系統(tǒng)，也就是負荷-電能的使用者。發(fā)電方是輔助服務的提供者，應該得到補償，而不應當承擔費用。由于歷史的原因，其他幾個試點現(xiàn)貨市場和正在運行的幾個輔助服務市場讓發(fā)電方分擔輔助服務的成本，是非常不合理的。
浙江能夠突破禁區(qū)，冒著可能升高負荷電價的風險，明確提出讓負荷側(cè)按比例分擔輔助服務的成本，需要很大的勇氣，無疑是一個很大的進步。事實上，讓發(fā)電側(cè)分擔輔助服務的成本，提高了發(fā)電成本，最終還是要轉(zhuǎn)嫁到用戶頭上。
6.采用了供應短缺定價以應對供應短缺的風險
雖然浙江在大部分時間發(fā)電能力比較充裕，但在系統(tǒng)高峰時段可能發(fā)生系統(tǒng)備用容量不足、不能保證系統(tǒng)可靠運行的情況，也可能發(fā)生市場優(yōu)化軟件不能出清的風險。浙江市場設計提出了應對措施。供應短缺定價是一種有效的措施。這個措施使用一個預先定義的備用短缺曲線，它反映了在預先確定的低備用水平上的邊際價值。在備用不足的時候，這個曲線被自動地整合進經(jīng)濟調(diào)度的優(yōu)化程序中，出清時產(chǎn)生一個較高的備用價格，并反映到能量的價格。這個措施可以激勵更多的資源提供備用服務，同時也能激勵更多的需求側(cè)資源參加需求側(cè)反映計劃。
7.在對市場力的管控上，提出可行措施
市場力是市場參與者操控市場，主要是市場價格的能力。市場力是一個市場固有的特性，如果市場力被過分行使，輕則會危及市場的競爭性和公平性，重則會帶來災難性的后果。
2000-2001年美國加州的電力危機的主要原因就是以安然（ENRON）公司為代表的發(fā)電公司濫用市場力。他們囤積居奇，漫天要價，人為地制造網(wǎng)絡阻塞，把批發(fā)電價哄抬到不可接受的水平。浙江電力市場設計注意到這個問題，針對浙江電力行業(yè)實際情況，制定相應的市場力防控規(guī)則條款，采取事前預防、事中監(jiān)測、事后評估和處罰等措施防范市場操縱行為；建立浙江電力市場市場力分析評價指標體系，對市場競爭性水平實時監(jiān)控，及時披露有爭議的市場行為，定期發(fā)布市場競爭性報告。
浙江市場設計提出了主要管控市場力的建議：
? 改變市場結(jié)構(gòu)，限制單個發(fā)電集團在市場發(fā)電容量中的占比；
? 采用雙邊合約；
? 檢測市場行為，必要時修改報價價格。
浙江中長期售電市場交易基本規(guī)則規(guī)定，同一投資主體（含關聯(lián)企業(yè)）所屬的售電企業(yè)，年度雙邊協(xié)商交易、月度集中競價交易和平臺掛牌交易總電量，原則上不應超過全省售電市場總電量的25%。在零售側(cè)對單一售電公司市場份額的限制，可以有效控制發(fā)電企業(yè)市場勢力，利好售電市場主體初期的培育。
二、浙江電力市場設計的不足之處
1.市場時序表邏輯不一致
在市場時序表中，交易中心負責公布日前市場結(jié)果——出力計劃和價格，而其他現(xiàn)貨市場包括預調(diào)度、滾動預調(diào)度和實時市場的結(jié)果都由調(diào)度中心公布。為什么不把日前市場結(jié)果也由調(diào)度中心公布？或者，為什么不把所有的市場結(jié)果交由交易中心公布？
事實上，實時市場的結(jié)果——實時調(diào)度指令必須由調(diào)度中心直接向市場參與者發(fā)出，這樣才能保證調(diào)度指令能夠及時有效地執(zhí)行。從這份市場時序表中可見，除了負責公布日前市場結(jié)果以外，電力現(xiàn)貨市場的運營，似乎不關交易中心什么事。這份市場時序表很簡單地表明了把交易中心和調(diào)度中心分離的弊端。
國內(nèi)業(yè)界有專家認為“兩者分立，反而能夠相互監(jiān)督、相互促進”，實際上此話不妥，首先，運動員不能同時擔任裁判員，監(jiān)管機構(gòu)不宜經(jīng)營市場運行；其次，分離的兩個中心必然造成機構(gòu)重疊、人員和資源浪費，增加互相扯皮的機會。雖然浙江電力市場設計認為，交易中心和調(diào)度中心的合并和分離與否，對市場詳細設計并不重要，但要盡量避免功能上的重疊和混亂。
2.發(fā)電機提供備用的成本不為零
“市場中輔助服務的報價”一節(jié)提到發(fā)電機提供備用的成本為零，這在概念上是錯誤的，是缺乏契約精神的表現(xiàn)。因為一臺發(fā)電機為了提供備用，就必須少提供一些能量，犧牲了提供能量的機會成本，而且機組為了保持備用狀態(tài)，是需要一定的維護成本的，必須得到補償。
提供輔助服務是一種承諾，發(fā)電機承諾保留一定的備用容量，以備實時調(diào)度之需，承諾是需要兌現(xiàn)的，不能履行承諾是要受到懲罰的。所以，承諾（契約）是有代價的，也就是有成本的，不能說發(fā)電機提供備用的成本為零。按定義，某種輔助服務的市場出清價是增加一個單位（MW）的該種輔助服務備用容量需求時，系統(tǒng)總的發(fā)電成本的增加量。在有能量和輔助服務協(xié)同優(yōu)化的出清的市場中，輔助服務備用容量的報價價格可以為零，也可以不為零。協(xié)同優(yōu)化會把資源為提供輔助服務所犧牲的能量機會成本加到輔助服務的市場出清價中。
3.輔助服務成本分擔機制比較模糊
“市場中輔助服務定價”一節(jié)中說到，“輔助服務成本由市場化用戶和發(fā)電商按一定的比例分擔”?！昂霞s型輔助服務”一節(jié)中說到，“在新市場中，這些輔助服務的成本將根據(jù)負荷比例分配給市場用戶。對于非競爭性用戶，其需要承擔的輔助服務成本根據(jù)發(fā)電份額重新分配給發(fā)電機組”?！皞溆煤驼{(diào)頻結(jié)算”一節(jié)中也說，“這些輔助服務的成本將按負荷比例分攤給用戶，對于非競爭性用戶的分攤部分將由發(fā)電單元根據(jù)政府授權(quán)合約比例承擔”。
浙江市場設計的這一步重要改革還不徹底。部分輔助服務成本由發(fā)電單元承擔不但邏輯上不合理，而且也增加了結(jié)算的復雜性。輔助服務是系統(tǒng)安全運行所必需的可靠保證，發(fā)電方是輔助服務的提供者，只應得到補償，而不應承擔成本。系統(tǒng)用戶是輔助服務受益者，不論用戶是競爭性還是非競爭性的，都有義務承擔輔助服務的成本，除非它們與有關發(fā)電機組簽訂了提供輔助服務的合同。
4.輔助服務的購買和補償機制不夠充分
浙江市場設計的日前市場出清程序僅把一級、二級備用需求作為優(yōu)化的約束條件之一，而沒有作為決策變量（Decision Variable）。雖然日前市場出清程序產(chǎn)生了備用計劃和指示性的價格，但不進行結(jié)算。在浙江市場設計中，調(diào)頻備用并不在日前市場計劃中購買，而是在實時運行前一小時執(zhí)行的調(diào)頻市場中購買。5分鐘的實時市場計劃才對能量，一級、二級備用和調(diào)頻進行聯(lián)合優(yōu)化，產(chǎn)生實時的能量、備用的計劃和價格。提供備用和調(diào)頻服務的發(fā)電單元或負荷將根據(jù)實時市場計劃，實時市場價格及發(fā)電單元的實時性能表現(xiàn)進行結(jié)算。
也就是說，在浙江市場中，提供輔助服務在日前實場中將得不到補償。雖然這是模仿PJM的設計，但可以說，和其他美國ISO/RTO相比，PJM的這種設計是不夠完善的。
輔助服務市場的核心是備用。為了保證系統(tǒng)安全可靠運行，向用戶提供高質(zhì)量的不間斷的電能服務，系統(tǒng)必須保有充足的備用容量。備用就是要提前做好準備，調(diào)頻市場直到實時一小時之前才執(zhí)行，半小時前才通知市場參與者，時間上很可能來不及作好備用準備，其他大多數(shù)的ISO/RTO都是在日前市場聯(lián)合優(yōu)化能量和各種備用，提前一天就做好準備，在實時運行之前15分鐘，根據(jù)實時負荷預測和系統(tǒng)狀態(tài)變化，如有必要，可以再購買一些附加的備用容量，確保有充分的備用準備。
PJM的這種5分鐘之前才來聯(lián)合優(yōu)化備用的實時市場設計，邏輯上不是很清晰，似乎有些多余。5分鐘的實時市場/實時調(diào)度，不再是聯(lián)合優(yōu)化確認備用容量計劃的時候，而是調(diào)用日前已購買備用容量，滿足實時不平衡能量之需的時候，這時調(diào)頻備用是由AGC控制裝置自動執(zhí)行的。運行備用則以實時不平衡能量的形式由實時經(jīng)濟調(diào)度程序進行調(diào)度。在其他ISO/RTO，提供輔助服務的資源將按日前市場中購買的備用容量和相應的輔助服務市場出清價得到補償，這將是主要的補償。只要在日前市場購買了輔助服務備用容量，也就是說資源承諾將在實時運行時會做好準備，隨時提供所承諾的服務，就能得到補償，不管這種承諾有沒有在實時被調(diào)用到。如果在實時市場中，某些輔助服務備用容量被調(diào)用到，則所調(diào)用到的電量將按照實時市場的能量市場清理價進行結(jié)算。所以說，輔助服務市場最好地體現(xiàn)了市場經(jīng)濟中的契約精神：承諾就能得到補償，履行承諾就能得額外的補償或獎勵，不能履行承諾就會受到懲罰。
順便提一句，PJM并不是美國電力市場的標準。在2002年，美國聯(lián)邦能源監(jiān)管局（FERC）曾經(jīng)試圖把PJM作為美國的標準并市場設計，但很快就不提了?，F(xiàn)美國7個ISO/RTO各有特色，沒有哪一個是標準。
5.為保證發(fā)電機整體經(jīng)濟利益的額外補償問題
“節(jié)點邊際電價”一節(jié)提到LMP（鏈路資源管理協(xié)議）能夠避免其他定價方法中會出現(xiàn)的為保證發(fā)電機整體經(jīng)濟利益而需要額外補償?shù)膯栴}。這種說法不對，由于網(wǎng)絡阻塞的影響或其他原因，計算出來的節(jié)點邊際電價可能會低于位于該節(jié)點的發(fā)電機報價價格，這時就需要引入報價成本回收（Bid Cost Recover）的機制來進行補償。
浙江嘗試最大限度地突破現(xiàn)有邊界、實現(xiàn)從計劃向市場轉(zhuǎn)軌的決心，與廣東和其他省份的現(xiàn)貨市場設計相比，可以說找到了更優(yōu)的路徑。但是跟其他省份的現(xiàn)貨市場設計和國內(nèi)電力市場研究一樣，在對電力現(xiàn)貨市場的理解和實施方面，浙江電力市場設計仍存在著一些值得商榷的地方。如下：
討論一：要不要強調(diào)地方特色和科技創(chuàng)新
浙江引入了國際團隊參與市場設計，有批評者指出，國際團隊未必能夠深入了解國情省情，很可能設計出完美而不實用的規(guī)則。而事實是，盡管經(jīng)歷了數(shù)十年的電力改革，國內(nèi)對國際電力市場理論和實踐的了解依然浮于表面。國內(nèi)至今未有從業(yè)者或研究者從頭至尾設計和運營過一個電力現(xiàn)貨市場，只有東北和華東兩個失敗的例子。而國外已有多個成功的經(jīng)驗和一些失敗的教訓，值得學習和借鑒。要持虛心學習的立場，區(qū)分嚴謹?shù)膶W術(shù)研究和意識形態(tài)的爭論。
本質(zhì)上，電力市場是一個經(jīng)濟和技術(shù)問題，必須遵從一些普適的物理規(guī)律，不因國家和地區(qū)的不同而改變。比如說，交易中心和調(diào)度中心都是獨立的、非營利的機構(gòu)，這是普遍規(guī)律。
獨立是指所有的ISO/RTO都不擁有任何發(fā)電資源和負荷用戶，他們公開、公平、公正地管理市場但不參加市場交易，就好比他們是裁判員而不是運動員。他們管理電網(wǎng)，可以擁有或不擁有電網(wǎng)，但他們必須無歧視地向所有的市場參與者開放電網(wǎng)。
非營利是指所有的ISO/RTO都不能進行電能和有關服務的買賣，從中獲利，當然不會分紅。所有的ISO/RTO都只能向電網(wǎng)的使用者收取適當?shù)碾娋W(wǎng)管理費，向市場的參與者收取一定的交易手續(xù)費以維持自己的日常運行。
電力市場的目標都是打破壟斷，引入競爭，實現(xiàn)社會盈余的最大化，這也是普遍規(guī)律，不因國家和地區(qū)的不同而改變。輔助服務市場是為實時市場服務，沒有實時市場，就不知道輔助服務是怎樣調(diào)用的，更談不上怎樣考核和補償，所以單獨建設輔助服務市場，是沒有什么實際意義的。
的確，每個國家和地區(qū)有一些獨特的情況，對國外模式照搬照學是行不通的，但是數(shù)十年來數(shù)十個國家（地區(qū)）的國際現(xiàn)貨市場經(jīng)驗，為我們這個現(xiàn)貨建設的后來者提供了足夠多可以借鑒的樣本，各式各樣的技術(shù)問題在各式各樣的客觀條件約束下，基本上都有了一種或幾種較為合理、實用的解決方案。當我們談及電力市場的根源，即如何設計現(xiàn)貨市場時，每個國家和地區(qū)都是一樣的。大家都有同樣的物理現(xiàn)象，面臨同樣的問題，需要同樣的解決方法。其他的一些經(jīng)濟相關的具體問題，例如如何為新能源提供激勵、如何分攤一些成本等，的確需要依據(jù)每個國家和地區(qū)各自的情況來進行調(diào)整。
但是，如果過分強調(diào)自己的特色，枉顧電力市場內(nèi)在的通行規(guī)律，隨意更改國外模式的系統(tǒng)性設計，非要弄一套和已有的成功系統(tǒng)完全不一樣的體系，意圖創(chuàng)造計劃改良模式的“中國式現(xiàn)貨市場”，所謂自主創(chuàng)新，實則標新立異，意在彎道超車，也是自找麻煩，無論是理論還是實踐都將證明這樣的想法會是錯誤的。
下面是幾個這樣想強調(diào)中國特色卻很奇葩的自主創(chuàng)新的例子：
調(diào)峰輔助服務市場：這個說法是很不科學的。調(diào)峰屬于主要的能量服務，輔助服務是輔助的服務，把兩個風馬牛不相及的概念強捏在一起，這就是所謂的“中國特色”？為什么不直接稱為調(diào)峰市場，而要冠以名不符實的“輔助服務”。
股份制交易中心：這是另一個國內(nèi)引以為傲的發(fā)明，但這個叫法也是很不嚴謹?shù)?。股份制亦稱“股份經(jīng)濟”，是指以入股方式把分散的、屬于不同主體所有的生產(chǎn)要素集中起來，統(tǒng)一使用、合理經(jīng)營、自負盈虧、按股分紅的一種經(jīng)濟組織形式。稱為股份制（Shareholding System）就意味著要分紅，有營利之嫌，違背了交易中心必須是非營利的原則。實際上國內(nèi)現(xiàn)有的交易中心都是以電網(wǎng)公司為主體，吸引地方政府和市場參與者共同出資建立，為電力交易提供一個獨立的并非為營利的管理平臺，如果稱為會員制（Membership System）交易中心可能更確切一些。
先出清調(diào)頻輔助服務，再出清主能量/機組組合。不知道廣東是根據(jù)什么理論設計出這樣的日前市場出清次序。要知道，一個機組要提供調(diào)頻服務，機組必須是在線的，而且是正在發(fā)出一定電量的，除非采用能量和輔助服務協(xié)同優(yōu)化的算法，不然一定要先確定一臺機組在線并正在發(fā)電，才能確定它能否提供調(diào)頻輔助服務，這是基本的常識。
廣東的解釋是如果先做機組組合出清主能量，再出清調(diào)頻輔助服務的話，剩余的機組容量可能不能滿足調(diào)頻輔助服務的需求，是不是需要重新再做一遍機組組合。這是欠妥的解釋，暴露了設計缺乏實際操作經(jīng)驗。在該設計中，出清主能量/機組組合時，既然已經(jīng)知道要把運行輔助服務的需求作為出清的約束條件，為什么不把調(diào)頻輔助服務的需求也一起作為出清的約束條件，這樣就不會發(fā)生所謂調(diào)頻輔助服務容量不足的問題。
討論二：節(jié)點電價是不是萬能的
國內(nèi)似乎存在著一種共識，認為現(xiàn)貨市場的主要功能是發(fā)現(xiàn)價格，使用節(jié)點電價（Nodal Price）是電力市場的核心邏輯之一。不錯，節(jié)點電價能夠給出位置信號，利用市場機制引導發(fā)電與用電在空間上的有效匹配。此外，節(jié)點電價價差也給出了在什么地方新建線路的投資信號，必然使其電網(wǎng)投資更加經(jīng)濟高效。但是，節(jié)點電價只不過是電力市場的定價方式之一，決不是電力市場的核心邏輯。電力市場的核心邏輯應該是市場均衡原理。在一個競爭性的市場中，市場價格由供需雙方的行為共同決定。市場會存在一個均衡價格（Equilibrium Price）或市場清理價（MCP，Market Clearing Price），在這個價格上，生產(chǎn)者愿意提供的商品量正好等于消費者希望購買的商品量。利用市場清理價進行結(jié)算，從而實現(xiàn)社會盈余的最大化，這才是現(xiàn)貨市場的核心邏輯。
圖1. 理想的完全競爭性雙邊市場的出清
圖1是一個理想的完全競爭性雙邊市場，市場在均衡點（供給量=需求量，供給曲線和需求曲線的交點）出清。供給曲線下方的藍色面積是賣方的生產(chǎn)者成本，按市場清理價支付賣方的話，賣方得到了比成本（要價）多的支付——綠色面積，稱為生產(chǎn)者盈余。需求曲線下方的總面積是買方的支付意愿，買方按市場清理價付費的話，買方實際支付的費用比他們的支付意愿少——黃色面積，稱為消費者盈余。生產(chǎn)者盈余+消費者盈余=社會盈余。從圖1也可以看出，買賣雙方都按市場清理價結(jié)算的話，市場在財政上是平衡的，也就是說買方的總付出等于賣方的總收入。這市場均衡原理才是電力市場的核心邏輯。
如果系統(tǒng)沒有阻塞問題，也就是說，電能可以無阻塞地從發(fā)電端輸送到系統(tǒng)中的任意地方，則電力市場可以看成一個理想的完全競爭性市場，可以用一個全系統(tǒng)統(tǒng)一的市場清理價為供（發(fā)電）需（負荷）雙方結(jié)算。如果系統(tǒng)中只有少數(shù)的關鍵線路或通道經(jīng)常會發(fā)生阻塞，其他的線路或通道不經(jīng)常會發(fā)生阻塞或阻塞不太嚴重，則系統(tǒng)可以分裂為幾個相對隔離的區(qū)域，區(qū)域之間由少數(shù)的關鍵線路或通道連接，區(qū)域內(nèi)部分別進行發(fā)電和負荷的平衡，形成各自的均衡價格或市場清理價，供（發(fā)電）需（負荷）雙方按所在區(qū)域的市場清理價進行結(jié)算。這是另一種被普遍應用的定價方式，叫做區(qū)域電價（Zonal Price）。
這種定價方式直接應用了市場均衡原理，市場規(guī)則比較簡單清晰，實施和運行起來相對容易。市場結(jié)果比較透明，市場參與者容易理解市場的結(jié)果和發(fā)現(xiàn)可能出現(xiàn)的問題，向市場結(jié)果提出質(zhì)疑和挑戰(zhàn)；市場管理者容易查找運行結(jié)果的問題，向市場參與者解釋或修正運行的結(jié)果；市場監(jiān)管者容易發(fā)現(xiàn)和監(jiān)督市場可能的違規(guī)行為。例如某臺機組的報價價格是$4/MWh，低于所在區(qū)域$10/MWh的MCP，卻沒有被接受，該機組的擁有者很容易提出質(zhì)疑：為什么我沒有被接受。而市場管理者很容易根據(jù)市場規(guī)則查出到底是市場運用軟件的錯誤還是機組的數(shù)據(jù)問題，從而向該機組的擁有者進行解釋或修正軟件及計算結(jié)果。
目前歐洲市場，加拿大的AESO（Alberta）和IESO（Ontario）兩個電力市場和越南的國家電力市場從投運以來，一直采用區(qū)域電價。在這些市場中，雖然沒有采用集中優(yōu)化的節(jié)點電價，競爭仍然是充分且有效的。美國的加州（CAISO）和得州（ERCOT）市場，一開始也是采用區(qū)域電價。雖然這兩個市場現(xiàn)在已不再采用區(qū)域電價，已經(jīng)進化到更為成熟的節(jié)點電價，但區(qū)域電價的采用，對市場環(huán)境的培育和市場參與者的成長，產(chǎn)生了積極的作用。
然而，電力市場并不是一個理想的完全競爭性市場。電力的生產(chǎn)和消費需要通過傳輸網(wǎng)絡來實現(xiàn)，受到網(wǎng)絡傳輸能力的限制。由于傳輸網(wǎng)絡阻塞的限制，電力的生產(chǎn)和消費不能達到理想的完全競爭性的均衡狀態(tài)，位于某節(jié)點A的低價的發(fā)電機組不能充分發(fā)電，而必須讓位于另外某節(jié)點B的高價的發(fā)電機組失序發(fā)電，這樣造成了B節(jié)點的電價高于A節(jié)點電價的現(xiàn)象。這就是節(jié)點電價。雖然以節(jié)點電價進行能量交易提供了反映傳輸阻塞的準確價格信號，促進了生產(chǎn)、消費和投資的效率，但是節(jié)點電價不是萬能的，存在著下列不足之處：
? 節(jié)點電價打破了市場的財政平衡。國內(nèi)外采用節(jié)點電價的電力市場結(jié)算時都是發(fā)電機用所在節(jié)點的電價支付，負荷側(cè)則按系統(tǒng)或區(qū)域內(nèi)各負荷節(jié)點的電價的加權(quán)平均收費，這樣必然造成市場的收支不平衡，打破了市場財政中立的原則。是否可以考慮這樣的結(jié)算方法：發(fā)電機用所在節(jié)點的電價支付，支付發(fā)電機的費用由系統(tǒng)或所在區(qū)域中的負荷按比例分擔，這樣收支就能平衡。
? 市場參與者可能面臨更高的風險。由于節(jié)點電價受網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)和運行狀態(tài)的影響，這種位置價格的可變性和不確定性使市場參與者面臨更高的風險，為了規(guī)避這種風險，節(jié)點電價最好能配以金融輸電權(quán)市場作為補充。
? 市場的透明度較低。因為節(jié)電電價的計算非常復雜，它的計算質(zhì)量很難保證，市場參與者和市場管理者只能把它當作一個神秘的黑匣子，節(jié)點電價的計算過程及相關信息等得不到有效公開，其過程基本上是無法追蹤，結(jié)果是很難驗證的。這樣，節(jié)電電價的公平公正性將遭到質(zhì)疑，使現(xiàn)貨市場面臨信任危機。
? 技術(shù)支持系統(tǒng)開發(fā)成本較高。開發(fā)和實施一個基于節(jié)點電價的技術(shù)支持系統(tǒng)，其代價是相當昂貴的。以加州CAISO的系統(tǒng)為例，與初期工程基于區(qū)域電價的系統(tǒng)相比，現(xiàn)期的基于節(jié)點電價的系統(tǒng)多花了10倍以上的時間（7年VS半年），經(jīng)費也多花了10倍以上。得州ERCOT開發(fā)基于節(jié)點電價的系統(tǒng)的花費，比加州還高。
所以，節(jié)點電價并不是唯一的選擇。此前國家發(fā)改委印發(fā)的《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》也所指出，各地應因地制宜，選擇適合自己實際情況的電價形成機制。
有必要指出，國內(nèi)對圖2所示的供給曲線的含義，存在著一種誤解。供給曲線是一條單調(diào)上升的曲線，有不少專家甚至有教科書解釋說這是因為“價格隨著供給量的增加而增加”。這種解釋是不正確的。因為對同一個生產(chǎn)者來說，生產(chǎn)同一個產(chǎn)品的單位成本，一般會隨著產(chǎn)量的增加而減少。正確的解釋是：在一個市場中，有許多賣家在出售同樣的產(chǎn)品，他們的產(chǎn)量和價格不一定相同。買家在購買產(chǎn)品時，肯定是從價格最低的賣家選起，按價格從低到高依次選擇，直到匯總的產(chǎn)品量滿足買家的需求量或沒有賣家剩下為止。這樣把賣家的報價按價格由低到高進行排隊，匯總的如圖2右側(cè)所示的曲線就形成了供給曲線。
圖2. 供給曲線
圖3. 需求曲線
圖3所示的需求曲線是一條單調(diào)下降的曲線，也許可以解釋說“價格隨著需求量的增加而降低”。但正確的解釋是：在一個市場中，有許多買家想購買同樣的產(chǎn)品，他們的需求量和愿意支付的價格不一定相同。賣家在出售產(chǎn)品時，肯定是從出價最高的買家選起，按價格從高到低依次選擇，先賣給出價高的買家，直到賣家的產(chǎn)品賣完或沒有買家剩下為止。這樣把買家的報價按價格由高到低進行排隊，匯總的如圖3右側(cè)所示的曲線就形成了需求曲線。
討論三：全電量優(yōu)化是不是一個偽命題
另一普遍存在的誤區(qū)是，所謂全電量競爭或全電量優(yōu)化是集中式現(xiàn)貨市場的核心。
國內(nèi)有觀點認為，雖然電力中長期合約絕大部分是需要物理交割的，但在與現(xiàn)貨市場銜接時，都應處理成結(jié)算意義的交割，所有市場成員無論是否持有中長期合同，也不管中長期合同需不需要物理交割，在現(xiàn)貨市場上都必須全電量報價，開展全電量競爭。如果優(yōu)先出清物理交割的中長期合同，將會使發(fā)用電曲線過早定死，縮小了調(diào)度空間。由于各方報價不合理會導致發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓不成交的問題，可能造成發(fā)用電曲線無法形成，將嚴重威脅電網(wǎng)安全。在現(xiàn)貨市場上，已經(jīng)沒有時間讓市場成員充分博弈了。相反，如果全電量競爭，競爭過程只是排序過程（不存在物理交割方式下電廠之間由于報價不合理導致的發(fā)電權(quán)難以轉(zhuǎn)讓的問題），不會出現(xiàn)不成交的風險，安全校核需要的發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)移將是最小成本意義下的強制性轉(zhuǎn)移。上述觀點還認為，“美國全電量競爭不存在中長期合同交割的問題，更多是金融環(huán)節(jié)的問題”。
事實上，美國電力市場的實踐經(jīng)驗和教訓正好和上述觀點相反。美國加州電力市場建設初期，市場不允許市場參與者簽訂中長期合同，要求所有的發(fā)電和負荷的交易，也就是說全電量交易都必須在加州電力交易中心（CALPX）的電力現(xiàn)貨市場中進行。因為電力是一種特殊的產(chǎn)品，電力現(xiàn)貨市場交易的結(jié)果必須在實時運行中兌現(xiàn)。所謂的全電量交易不能保證有足夠的發(fā)電量來滿足實時的負荷需求，也給某些市場參與者提供了行使市場力的機會。
2000年夏至2001年春的加州電力危機就是一個典型的例子。當時以安然（Enron）為代表的發(fā)電公司，乘電力供應出現(xiàn)暫時短缺之機，借口設備撿修，不向加州電力交易中心的日前電力現(xiàn)貨市場報價。到實時運行時，為了保持“加州燈亮”——電網(wǎng)正常運行，加州調(diào)度中心（CAISO）的調(diào)度員不得不哀求發(fā)電公司保持或增加機組的出力，并接受他們的漫天要價。這是加州電力危機最主要的原因。加州電力危機的主要教訓之一是在電力市場投運初期，不能一下子就開放所有的發(fā)電資源，進行所謂的全電量競爭，必須保持相當比例的需要物理交割的中長期合同。
中長期合同和現(xiàn)貨市場同樣重要，都是現(xiàn)代電力不可缺少的組成部分。當現(xiàn)貨市場可以發(fā)現(xiàn)價格、提高市場的競爭效率時，中長期合同能夠提前鎖定電量和價格，幫助市場成員規(guī)避需求不能滿足和價格飆升的風險，同時也是緩解市場力的有效措施之一。
為實現(xiàn)中長期合同的物理交割，要求合同擁有者把中長期合同分解成每天每小時的可執(zhí)行的調(diào)度計劃（Schedule），為了分解的調(diào)度計劃能在滿足電網(wǎng)安全約束的條件下執(zhí)行，合同擁有者一般需要事先購買有關的輸電通道的金融輸電權(quán)?，F(xiàn)貨市場尊重這些合同計劃，這些合同計劃將被優(yōu)先出清并包括在日前運行計劃中。具體的做法是，具有中長期合同的發(fā)電機組向日前市場全電量報價，中長期合同部分按地板價（Floor Price）報價，作為自計劃（Self Schedule）處理，如果機組的發(fā)電容量還有剩余，可按普通的經(jīng)濟報價上報，如圖3所示。如果某中長期合同是不需要物理交割的差價合同，或者任何時候某中長期合同的簽訂者不想物理交割，他可以向現(xiàn)貨市場全電量經(jīng)濟報價，全電量參與市場競爭。對于中長期合同的負荷部分，則按上限價格（Cap Price）報價。
圖4. 機組的能量報價包括自計劃（合同）和經(jīng)濟報價
圖5. 自計劃在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先被出清
圖5顯示了現(xiàn)貨能量市場出清的過程。把所有機組全電量能量報價匯總得到了圖5中的供應曲線，所有的負荷全電量能量報價匯總得到了圖5中的需求曲線。市場首先出清中長期合同（自計劃）部分，然后在經(jīng)濟報價部分找到市場均衡點，設置市場清理價。中長期合同或自計劃不能設定市場清理價，他們是市場清理價的接受者（Price Taker）。當然市場出清的結(jié)果要能通過安全校核，如果市場出清的結(jié)果會引起網(wǎng)絡阻塞，必須進行減載（Curtailment）處理，有時候為了保證系統(tǒng)的安全運行，不得不對中長期合同部分進行減載，不能完成中長期合同的執(zhí)行（至于如何執(zhí)行這種減載，筆者將另文《中長期交易與現(xiàn)貨交易銜接機制》，不在這里詳細討論）。中長期合同部分可以按合同進行結(jié)算，超出合同或減載的部分將按市場清理價結(jié)算。另一種可能的結(jié)算方法是，所有的交易電量，包括合同部分和超出或減載的部分都按市場價結(jié)算，合同部分的差價由合同簽訂雙方自行結(jié)算。
雖然中長期合同的物理執(zhí)行會縮小調(diào)度空間，影響市場的競爭性和效率，但它是保證市場化的電力系統(tǒng)可靠運行的重要手段。中長期合同保證了基本的電量需求，鎖定了大部分電力交易的價格，限制了某些市場參與者操縱電價、行使市場力的機會，規(guī)避市場可能出現(xiàn)的風險。所以，在電力市場建設初期，特別是中國電力市場從中長期合同交易起步的情況下，必須保持相當比例的需要物理交割的中長期合同。隨著市場的不斷成熟，可以逐漸減少中長期合同的比例。
以美國加州為例，在2009年加州CAISO新的日前能量市場重新開放時，中長期合同占總的發(fā)電量的85%以上，到2018年，這個比例降低到64%。而PJM2017年的中長期合同的比例仍然有70%。事實上，在浙江市場的初期階段，政府授權(quán)的中長期差價合約比例約占總電力電量的90%，現(xiàn)貨市場暴露參加競爭的電力電量比例僅占約10%。
所以說，所謂全電量競爭或全電量優(yōu)化是一個偽命題，并不是電力現(xiàn)貨市場建設的核心邏輯。重要的是全電量報價，通過全電量報價，把中長期合同的物理交割，包括在現(xiàn)貨市場出清的日前計劃中。
日前市場出清的結(jié)果，國際上公認的說法是一種財務約束（Financial Binding），但如何理解，則存在著誤區(qū)。國外有專家認為，因為是財務約束，日前市場出清的結(jié)果僅僅用于結(jié)算時的參考，對實時市場/實時調(diào)度沒有任何約束。由于實時和日前的運行條件，包括負荷預測和網(wǎng)絡狀態(tài)可能不一致，甚至存在較大的差異，所以在實時市場中，發(fā)電機組必須全電量重新報價，按全電量報價重新優(yōu)化，才能保證實時調(diào)度最優(yōu)、市場效率最高、發(fā)電機利益最大化。理論上，這種說法有一定道理，但實際上是一種誤解。財務約束也是一種必須兌現(xiàn)的約束，在實時市場中，市場參與者可以按照日前市場的出清結(jié)果自行按計劃發(fā)電來履行它的財務約束，也可以通過雙邊合同請其他的市場參與者幫助發(fā)電來履行它的財務約束，還可以實時市場的價格購買日前市場所交易的電量來完成它的財務約束。所以說，財務約束是一種是可轉(zhuǎn)讓的約束，不必非得交易者本人執(zhí)行，別人代為執(zhí)行也可。與實時市場的出清結(jié)果是物理約束（Physical Binding）不同，出清結(jié)果必須由交易者本人執(zhí)行，不得轉(zhuǎn)讓。
實時市場是一個單邊市場，供應方是發(fā)電機組、儲能裝置，可調(diào)節(jié)負荷，系統(tǒng)是需求方，如圖6所示。實時調(diào)度的原理是，以最小化實時能量報價成本為目標函數(shù)，滿足下一個調(diào)度時段終點的負荷預測需求，服從機組最小和最大出力以及網(wǎng)絡傳輸能力的約束。但實際上，實時市場/實時調(diào)度是一個每5分鐘執(zhí)行一次的連續(xù)滾動的過程，在每一次優(yōu)化中每一個機組并不是從零狀態(tài)開始調(diào)度，而是從一個初始狀態(tài)或調(diào)度出發(fā)點開始，機組的調(diào)度出發(fā)點就是機組當前的出力，可由測量值或能量管理系統(tǒng)中的狀態(tài)估計值獲得。所以進行優(yōu)化調(diào)度時，每臺機組還必須服從從調(diào)度出發(fā)點開始，5分鐘內(nèi)的上下爬坡能力的約束。這樣，機組參加優(yōu)化調(diào)度的報價，并不是全電量報價，而只是該機組從調(diào)度出發(fā)點開始，5分鐘內(nèi)的上下爬坡能力所覆蓋的部分報價，稱為增量報價（Incremental Bids）或減量報價（Decremental Bids）。在這里重要的仍然是全電量報價，全電量優(yōu)化在這里又成為一個偽命題。
圖6.實時市場的出清原理
如果可以不考慮網(wǎng)絡傳輸能力的約束，或者日前負荷預測已能做得相當精確，日前市場的結(jié)果比較完善，已通過必要的安全校核，網(wǎng)絡阻塞的問題已在日前市場中得到緩解，實時運行時網(wǎng)絡阻塞的情況就不會太嚴重，特別是在減負荷的時候，實時調(diào)度問題可以簡化為增量優(yōu)化問題，即以最小化從機組調(diào)度出發(fā)點的實時修正能量報價或增量報價成本為目標函數(shù)，滿足當前調(diào)度時段和下一個調(diào)度時段終點的負荷預測需求的變化，服從每個機組從調(diào)度出發(fā)點開始，5分鐘內(nèi)的上下爬坡能力的約束。一旦發(fā)生實時網(wǎng)絡阻塞，可以通過例外調(diào)度（Exceptional Dispatch）或再調(diào)度（Re-Dispatch）的方法處理。在實時市場開始前，機組被要求全電量報價，如果某機組沒有實時報價，它的日前能量報價則被默認為實時報價。根據(jù)機組的全電量報價、調(diào)度出發(fā)點和5分鐘的爬坡能力，可以產(chǎn)生每個調(diào)度時段的增量和減量報價，把增量和減量報價分別按價格排隊，就可以很容易地實行按增量優(yōu)化調(diào)度，這樣將能大大地簡化實時調(diào)度軟件的復雜性，減少系統(tǒng)開發(fā)和實施的成本，并提高系統(tǒng)運行的效率。在電力現(xiàn)貨市場建設初期，也許可以考慮這樣的實施方案：日前市場采用節(jié)點電價，實時市場采用基于區(qū)域電價的增量優(yōu)化調(diào)度方法。
討論四：輔助服務市場是不是最好體現(xiàn)了契約精神
現(xiàn)在國內(nèi)對輔助服務市場的理解，存在著非常大的誤區(qū)。據(jù)通報，到2018年底，全國已有東北、福建、甘肅、山東、新疆、寧夏、廣東、山西、重慶、華北、華東、西北、江蘇和蒙西14個地區(qū)啟動了電力輔助服務市場機制，實際上，除廣東以外，沒有一個所謂的輔助服務市場是真正意義上的輔助服務市場，他們的市場都是“調(diào)峰輔助服務市場”，這在概念上是錯誤的。
顧名思義，輔助服務就是輔助的服務，調(diào)峰的量較大，應屬于主要的能量服務?？梢岳斫?，國內(nèi)許多地區(qū)在沒有現(xiàn)貨市場的情況下，調(diào)峰實際上是調(diào)谷的問題比較嚴重，為了引入市場機制來解決這個問題，不得不采用打擦邊球、鉆政策空子的辦法，發(fā)明了這個具有中國特色的名詞“調(diào)峰輔助服務”。隨著電力現(xiàn)貨市場的建立，調(diào)峰問題可以在日前市場中解決。很高興看到國內(nèi)業(yè)界已認識到這個問題，在廣東和浙江的現(xiàn)貨市場設計中，已看不到調(diào)峰輔助服務這個題目。
維持電力系統(tǒng)穩(wěn)定和可靠運行的最有效和最可靠的預防和校正措施是系統(tǒng)隨時保持充足的備用容量。在正常運行時，讓一些資源不發(fā)揮最大出力或者根本不出力——停機，而是讓這些富余的發(fā)電能力隨時處于一種待命的狀態(tài)，當系統(tǒng)需要時，這些待命的備用容量能夠被迅速有效地調(diào)用，以平衡系統(tǒng)能量的供需不平衡和應對系統(tǒng)突然發(fā)生的故障。這些備用的能力包括調(diào)頻備用、運行備用、黑啟動備用和無功及電壓支持備用，統(tǒng)稱為輔助服務備用。運行備用又可細分為旋轉(zhuǎn)（或同步）備用和非旋轉(zhuǎn)（或非同步）備用。調(diào)頻備用和運行備用在現(xiàn)貨市場上購買，黑啟動和無功及電壓支持通過中長期合同確定。調(diào)頻備用是為了平衡系統(tǒng)的不平衡能量，運行備用是為了系統(tǒng)有充分的資源供實時調(diào)度所需，從而跟蹤運行小時之間的負荷變化（load following）和應對系統(tǒng)的突發(fā)事件如機組或線路故障。
輔助服務的核心是備用，備用就是要提前做好準備，中國俗話說“養(yǎng)兵千日，用兵一時”，就是這個意思。提供備用是有成本的，必須得到補償，哪怕是備而不用都應該得到補償，這是主要的補償。如果在實時運行時被調(diào)用到，則所調(diào)用到的電量按實時市場價，再一次得到補償。
例如，美國加州電力市場已投運20多年了，黑啟動備用一直備用在那里，一次也沒有啟動過，但承諾提供黑啟動的機組每年都按合同得到補償，這就是契約精神。
提供備用是一種承諾，承諾提供備用是必須兌現(xiàn)的，到時候不能兌現(xiàn)承諾提供的服務是要受到懲罰的。所以說輔助服務市場最好地體現(xiàn)了現(xiàn)代商品社會的契約精神。然而，國內(nèi)業(yè)界對這種契約精神的理解很不到位。國內(nèi)十幾個所謂的輔助服務市場，包括影響較大的廣東和浙江市場都沒有提前（在日前市場中）為調(diào)頻和運行備用做好準備，并按備用的容量給予補償。
國內(nèi)對輔助服務的補償，是非常不充分和不合理的。根據(jù)國家能源局綜合司發(fā)布的《關于2018年度電力輔助服務有關情況的通報》，2018年，全國除西藏外31個省（自治區(qū)、直轄市）補償費用共147.62億元，占上網(wǎng)電費總額的0.83%。其中，調(diào)峰補償費用總額52.34億元，占總補償費用的35.46%；調(diào)頻補償費用總額41.66億元，占比28.22%；備用補償費用總額42.86億元，占比29.03%；其他補償費用10.76億元，占比7.29%。實際上，總的（不包括調(diào)峰）電力輔助服務補償費用僅為92.28億元，占上網(wǎng)電費總額的0.54%，這是非常不充分的，其原因是補償機制不合理，沒有按輔助備用的容量進行補償。與之相比，美國加州2018年的輔助服務補償費用為1.89億美元，占上網(wǎng)電費總額的1.70%。
2018年，全國輔助服務補償費用的來源主要來自發(fā)電機組分攤費用，合計118.95億元，占比為80.58%。這是非常不合理的。發(fā)電機組提供輔助服務是做出貢獻，理應得到補償，而不應承擔成本。在談到輔助服務成本問題時，國內(nèi)業(yè)界喜歡提到“誰受益，誰負擔”的原則，既然這樣，購買輔助服務成本就應該由系統(tǒng)用戶即負荷來負擔，因為是整個系統(tǒng)使用了輔助服務，系統(tǒng)也就是電力用戶是受益者。國內(nèi)所謂的輔助服務市場由發(fā)電側(cè)來承擔提供輔助服務成本，是完全不合理的，應盡快改正過來。
每一臺連網(wǎng)的發(fā)電機組都必須裝置自動發(fā)電控制（AGC，Automatic Generation Control）設備，也就是說每一臺連網(wǎng)的發(fā)電機組都被要求提供調(diào)頻服務，這是沒有必要的。因為調(diào)頻服務是一種快速反應的短期的服務，在實時運行時，實際的負荷和發(fā)電供應之間總是有一個偏差，叫做區(qū)域控制誤差（ACE，Area Control Error），這個偏差是系統(tǒng)不平衡能量的一部分。不平衡能量將以頻率偏差的形式表現(xiàn)出來，根據(jù)頻率偏差提供調(diào)節(jié)備用的機組能夠很快地通過自動發(fā)電控制裝置作出反應，增加或減少出力，提供或消耗不平衡能量，以達到暫時的平衡。但是AGC自動平衡的能力是短期的和有限的，這時提供調(diào)節(jié)備用的機組偏離了它的首選工作點（POP，Preferred Operating Point），不可能一直使用下去，必須通過實時經(jīng)濟調(diào)度（Real-Time Economic Dispatch），對提供運行備用和實時能量報價的資源進行調(diào)度，增加或減少出力，提供或消耗不平衡能量，把已用過的AGC自動調(diào)節(jié)的能力置換出來，使AGC機組回到原來的首選工作點，并把不平衡能量的需求減少到AGC能夠調(diào)節(jié)的范圍內(nèi)。所以，在市場化的實時經(jīng)濟調(diào)度條件下，并不需要每一臺連網(wǎng)的發(fā)電機組都能提供調(diào)頻服務，只需要部分績效好的機組提供，而且只需要提供能夠滿足短時期，也就是一兩個調(diào)度時段（Dispatch Interval），一般為5-10分鐘的需求即可。
因此，在美國，調(diào)頻輔助服務的使用效率是非常高的，特別是在2013年，聯(lián)邦能源管制委員會（FERC，F(xiàn)ederal Energy Regulatory Commission）發(fā)布755號命令以后。以加州為例，現(xiàn)在系統(tǒng)對調(diào)頻輔助服務的需求，不超過系統(tǒng)總負荷的1.5%。755號命令（Pay for performance Regulation）要求，各ISO/RTO對調(diào)頻輔助服務的補償，不僅包括對備用的容量和實際調(diào)用到的電量的補償，還要包括對調(diào)頻性能績效的補償，旨在鼓勵調(diào)頻性能績效好的資源，主要是儲能資源參加調(diào)頻輔助服務市場。
輔助服務的購買是電力市場的重要組成部分，輔助服務市場的設立，是為了通過市場的手段，確保輔助服務的充分供應和提供輔助服務的成本能夠得到有效的補償。輔助服務市場是為實時市場/實時調(diào)度服務的，必須與實時市場同步建設。與其他的電力市場主要功能相比，輔助服務市場的原理和實施是相對簡單和直接的，然而，國內(nèi)的十幾個所謂的輔助服務市場都沒有正確地理解輔助服務市場的原理，其實施也必然是非常不完善的，因此開展和加強輔助服務市場的原理和實踐的普及培訓工作，很有必要。
劉云仁，美國加州獨立系統(tǒng)調(diào)度（CAISO）前主任市場設計工程師、IEEE高級會員、重慶大學電氣工程客座教授。1968年畢業(yè)于重慶大學電機工程系電力系統(tǒng)專業(yè)，1978年到1980年在中國科學院研究生院電工研究所學習，1981年赴美留學，分別于1982年和1987年從美國威斯康星大學麥迪遜分校（University of Wisconsin， Madison）獲得電機工程碩士和博士學位。1988年至1997年，作為主任研發(fā)工程師，在ABB系統(tǒng)控制公司（Asea Brown Boveri， System Control）負責能量管理系統(tǒng)（Energy Management System）高級應用軟件的研發(fā)，實施和維護工作。自從1997年11月，作為初創(chuàng)團隊的成員之一，參加了加州獨立系統(tǒng)運行公司（California Independent System Operator - CAISO）的組建工作，參與電力市場設計，負責市場應用軟件的安裝和調(diào)試。直到2011年11月退休以前，作為主任市場設計工程師，負責CAISO市場內(nèi)部應用軟件的研發(fā)，測試和維護以及市場運行的技術(shù)支持和分析工作。
