面向新型电力系统灵活性提升的国内外辅助服务市场研究综述

　　摘要我国传统辅助服务市场的参与主体与市场机制无法应对未来高比例新能源主导型电力系统的灵活性挑战。该文借鉴国内外最新研究成果与项目经验，从灵活性资源和市场设计角度综合提出面向新型电力系统灵活性提升的辅助服务市场发展思路。首先从源网荷储角度对灵活性资源进行分类并作特征比较，分析国内外辅助服务市场中灵活性资源的应用现状与前景;然后从市场设计角度总结出辅助服务产品多元化、管理方式本地化、价格机制合理化与跨省区资源共享化的灵活性提升方案;最后提出面向灵活性提升的我国辅助服务市场发展思路。

　　关键词：辅助服务市场灵活性新型电力系统源网荷储

　　引言

　　为解决气候与环境问题，全球能源系统正在加速迈向绿色低碳的未来。国际可再生能源署(InternationalRenewableEnergyAgency,IRENA)发布的《能源转型之电网灵活性》报告中指出，到2050年，全球风电、光伏等可再生能源(RenewableEnergySources,RES)在未来电力系统中的比例将上升至85%[1]。推动能源转型是实现“碳达峰、碳中和”战略目标[2]的重要路径。因此，2021年月15日中央财经委员会第九次会议提出要构建以新能源为主体的新型电力系统[3]。

　　根据《中国能源大数据报告(2021)》显示，2020年我国可再生能源发电量2.2万亿kW∙，占全社会用电量的比重达到29.5%，非化石能源电力供应能力持续增强[4]。作为能源低碳转型的重要环节，电力系统将承担更加艰巨的转型任务。随着风电、光伏及主动负荷等不确定性资源的比重不断上升，仅依靠传统电源侧和电网侧调节手段，已无法满足新能源持续大规模并网消纳的需求，电力系统正面临着灵活性需求激增而灵活调节能力不足的挑战，需要统筹源网荷储侧资源，多维度提升系统灵活性。

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　　一方面要挖掘不同环节的灵活性资源参与系统调节;另一方面要完善市场机制，给予资源一定的激励与补偿。电力市场辅助服务作为提升电力系统灵活性的手段之一，主要包括一次调频、自动发电控制(AutomaticalGenerationControl，AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动等[5]。然而，传统辅助服务主要由火电厂提供，调节能力有限且缺乏环保性，原有的辅助服务参与主体与市场机制已不能满足电力系统灵活性需求，亟需探索辅助服务提升电力系统灵活性的新途径。目前国内针对辅助服务市场的研究主要分为以下三类：

　　1)研究国外辅助服务市场的发展进程、市场机制等，得出对我国辅助服务市场建设的启示。文献[6]研究了国外典型辅助服务市场的产品种类、交易机制;文献[7]对英国辅助服务类型中最典型的短期运行备用服务进行研究;文献[8]总结了美国与欧洲备用市场的建设现状。

　　2)研究某类资源提供辅助服务的调节潜力、交易机制和经济效益等。文献[9]研究了储能参与调频辅助服务市场的调度体系架构及市场机制;文献[10]分析了电动汽车提供辅助服务的调度方法与经济效益;文献[11]研究了分布式光伏参与调频辅助服务的交易机制。

　　3)研究辅助服务的具体类型，如调峰、调频、备用等。文献[1214]均研究了我国某个区域或省份调峰辅助服务市场的设计与实践;文献[1516]研究了储能参与调频辅助服务的价格机制。

　　然而目前国内文献均未全面考虑源网荷储侧多元资源提供辅助服务，未结合我国电力系统的现状与挑战提出相应的辅助服务市场发展思路，未关注辅助服务市场对于提升电力系统灵活性的促进作用。国外已有文献针对高比例新能源电力系统的灵活性问题，进行了相关辅助服务的研究，且一些国家已经设计了提升系统灵活性的辅助服务产品或机制。文献[17]指出快速频率响应服务是解决电力系统低惯性问题的可行方案，并评估了储能提供频率响应服务的能力。文献[18]分析了新能源在辅助服务市场中的采购机制与应用前景。

　　国外市场经验方面，英国国家电网开发了增强型频率响应产品(EnhancedFrequencyResponseEFR)，以提供亚秒级快速频率响应服务[19]。新冠疫情导致英国用电需求大幅降低，英国国家电网因此开发了可选择向下的灵活性管理服务(OptionalDownwardFlexibility ManagementOFDM)[20]。美国大陆中部独立系统运营商推出的灵活爬坡产品(FlexibleRampingProductFRP)具备在10min内达到级输出的能力[21]。欧盟目前已启动跨境辅助服务交易试点项目[22]。

　　当前面向电力系统灵活性提升的辅助服务相关研究尚缺乏国外成熟市场的经验总结，未全面提出新型电力系统辅助服务市场的发展思路。因此，本文借鉴国内外最新研究成果与项目经验，提出面向新型电力系统灵活性提升的辅助服务发展思路。

　　首先分析新型电力系统的灵活性挑战以及当前我国辅助服务市场存在的问题;然后充分挖掘源网荷储侧多元资源的调节潜力，分析国内外辅助服务市场中灵活性资源的应用现状与前景;同时，由于市场制度决定了灵活性资源的配置效率，本文从市场设计角度，提出辅助服务产品多元化、管理方式本地化、价格机制合理化、跨省区资源共享化的灵活性提升方案;最后，在借鉴国外辅助服务市场建设及灵活性提升手段的基础上，切实考虑我国辅助服务市场建设的实际情况，提出未来面向灵活性提升的我国辅助服务市场发展思路。

　　1辅助服务提升新型电力系统灵活性的必要性

　　1.1新型电力系统的特征变化与灵活性挑战

　　1.1.1新型电力系统特征变化

　　新型电力系统的核心特征是新能源替代传统火电成为电力系统主体电源，基本发展定位是清洁低碳、安全高效[23]。与传统电力系统相比，新型电力系统主要有以下几点特征变化：

　　1)电源结构逐步调整，呈现“风光领跑、火电保底”态势。当前电源结构仍以火电为主，未来煤电占比将逐步下降并转变为“提供电力为主、电量为辅”的备用保障电源。2020年我国火电装机比重较201年下降了15.75%，风电、光伏装机比重上升了近20%，预计2060年新能源发电装机占比将达到70%以上，发电量占比60%以上[3]，新能源逐步成为提供电量支撑的主体电源。

　　2)负荷侧资源多元化发展，呈现“产消一体，双向互动”态势。传统电力负荷一般指单纯消耗电能的用电设备，如异步电动机、电弧炉和照明设施等。随着电动汽车、储能等技术的广泛应用，电力负荷逐步呈现“产消者”特性，即同时具备负荷特性与电源特性，调度模式也逐步由传统的“源随荷动”向“源荷互动”的新模式转变。

　　3)网架结构优化重整，呈现“柔性互联、优化配置”态势。“十三五”期间，现役跨省区特高压输电通道及部分点对网通道平均规划配套可再生能源电量占比仅在30%左右[23]。

　　特高压网架的完善优化将进一步推动电力大容量、远距离、高可靠传输，有效提升低碳能源传输效率，并实现送受端协调调峰。

　　4)电力系统特性越发复杂，呈现“随机波动、强不确定性”态势。风光等新能源出力呈现强波动性与随机性，目前国网经营区域风电装机1.7亿kW，日最大波动率约为23%，光伏装机1.8亿kW，日最大波动率约为54%，2020年新能源日最大功率波动约为1.34亿kW[24]。电动汽车、储能等“产消者”呈现强不确定性与交互性，如电动汽车的无序充电，将增大系统负荷的峰谷差。

　　1.1.2新型电力系统灵活性挑战

　　满足新型电力系统源荷平衡的关键在于提升系统灵活性。世界各国对电力系统灵活性的定义不尽相同：IRENA将电力系统灵活性定义为系统在满足机组出力限制和爬坡限制的前提下，对供给侧与需求侧随机出力波动作出快速响应、维持系统安全稳定运行的能力[4];美国能源创新组织(EnergyInnovation:PolicyandTechnologyLLC)将灵活性定义为从秒到季节不同时间尺度内电力系统对供需变化作出反应的能力[25]。

　　综合现有研究，可将电力系统灵活性定义归纳为：电力系统在不同时间尺度内，以合理成本维持系统可靠性的同时，应对供需波动性和不确定性的能力。 随着大规模新能源和电力电子设备的接入，电力系统“随机波动、强不确定性”的特征越发凸显，给电网的安全稳定运行带来诸多不确定因素，新型电力系统面临以下灵活性挑战：

　　1)系统惯性降低导致调频能力不足

　　电力系统惯性是指在功率不平衡的情况下，同步发电机向系统注入动能来抵抗系统频率变化的能力[2627]。传统由发电机主导的电力系统在遭遇扰动时具有强惯性支撑能力，而通过电力电子设备接入电网的新能源发电机组不具备转动惯量，因此，以新能源为主体的新型电力系统在受到扰动后，无法快速提供惯性支撑，系统频率调节能力显著下降，频率跌落速度更快、深度更大[28]。

　　2016年月28日，新能源发电占比高达48%的南澳在遭遇极端天气后，由于电力系统转动惯量低而导致风电大规模脱网，最终演变成持续50小时的全州大停电[29]。2019年月日英国电网发生大面积停电事故，原因是系统惯量不足，无法及时弥补功率缺额，致使风机大规模脱网，切除了部分负荷[30]。由此可见，电力系统转型过程中，必须提升频率调节能力以应对低惯性系统带来的频率稳定问题。

　　2)无功支撑能力下降导致系统调压困难

　　新能源易造成潮流大幅波动，且新能源机组一般接入低电压等级电网，与主网的电气距离是常规机组的～倍[31]，弱化了与主网的电气联系，导致主网短路容量及无功分层分区平衡能力大幅下降。与此同时，大量直流接入系统，无法提供常规电源的动态无功支撑能力。当电网受到扰动引起电压波动时，由于新能源机组耐压能力不足，容易导致连锁脱网事故[32]。传统无功调节装置高度离散、动作速度慢，无法满足新型电力系统的灵活性需求，因此急需探索可控、灵活、多样的无功调节资源。

　　3)灵活性资源占比低导致系统调节能力不足

　　目前国际上新能源发展较好的国家，具有灵活调节性能的机组装机比重普遍较高，其中，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%[33]。欧盟计划在2030年以前关闭所有燃煤电厂，各国“退煤”进度正在加速，因此未来抽水蓄能电站、燃气电站、储能等灵活调节资源将发挥更大作用[34]。然而，我国灵活调节电源装机比重不足%，远低于发达国家水平，“十三五”期间，我国2.2亿kW煤电灵活性改造规划目标仅完成了四分之一，按照“十四五”与“十五五”年均新增风光装机1.1亿kW测算，2025年我国电力系统调节资源缺口达亿kW[33]。亟需挖掘储能侧、负荷侧灵活性资源，多方互济以增强系统灵活调节能力。

　　4)电力市场机制不完善，影响各类主体提供灵活调节服务的积极性。

　　新型电力系统转型要求下，灵活性与经济性的矛盾越发突出。随着电力系统灵活性需求的增大，源网荷储各环节的建设和运营成本也随之增加。新能源出力具有随机性与波动性，将在短期内增加系统消纳成本，据国网能源研究院测算，2025年新能源电量渗透率超过15%后，系统消纳成本将达到2020年的2.3倍[35]。同时海上风电场、储能等新型技术的投资建设与运行维护成本较高，导致电力系统总成本不断攀升。目前我国电力市场机制仍不完善，投入与收益不匹配、价格分摊不合理等问题严重影响各方主体提供灵活调节服务的积极性。

　　1.2我国辅助服务市场发展历程与现状不足

　　我国辅助服务市场的发展先后经历了无偿提供、计划补偿与市场化探索三个阶段。2002年以前，没有单独的辅助服务补偿机制，而是将辅助服务与发电量捆绑结算;2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》与《发电厂并网运行管理规定》(并称“两个细则”)，规定了辅助服务的有偿基准、考核以及补偿等机制，自此进入计划补偿阶段;2014年，我国首个电力调峰辅助服务市场在东北正式启动。

　　标志着我国辅助服务进入市场化探索阶段;2015颁布的“号文”提出以市场化原则建立辅助服务分担共享机制，完善并网发电企业辅助服务考核与补偿机制;2017年国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿市场机制工作方案》;截至2020年，全国19个地区已启动辅助服务市场，全国范围基本建立电力辅助服务市场机制[3637]。 目前，我国电力市场主要采用政府定价、发电计划管理等手段[33]，电力现货市场尚未建立，辅助服务市场仍存在一些问题，影响系统灵活性：

　　1)市场主体单一，分布式资源在参与市场时遭遇壁垒。目前辅助服务市场的参与主体以火电资源为主，深度调峰煤电机组面临频繁启停的成本问题，且不利于电力系统的低碳转型。可调节水电资源一般仅在枯水期参与系统灵活性调节。需求侧等灵活性资源因自身容量小等问题难以直接参与辅助服务市场，阻碍了灵活性资源发挥自身调节潜力。

　　2)价格机制不完善影响市场主体的参与积极性。我国辅助服务的补偿费用由发电企业分担，然而辅助服务作为一种公共产品，费用应由所有受益主体共同承担。当前发电侧“零和博弈”[38]的辅助服务市场，使发电企业面临责任与收益不对等的困境，因此参与市场的积极性不高。

　　3)辅助服务交易的区域间壁垒依然存在。长期以来省级电力市场间相对封闭独立，相比于受端省份的平均购电价格，跨省区交易价格普遍较低，导致跨省区辅助服务交易难以开展，阻碍了跨省区资源的优化配置。因此，有必要全面探索新型电力系统灵活性挑战下辅助服务市场的发展思路，引导多元灵活性资源发挥调节潜力，丰富辅助服务产品，完善价格机制，不断提升电力系统的灵活性。

　　2挖掘多元灵活性资源提供辅助服务

　　灵活性资源是指具备灵活调节能力、维持系统动态供需平衡的各类资源[39]。传统电力系统灵活性资源以火电和抽水蓄能电站为主，随着可再生能源、储能等新兴技术的发展以及需求响应等机制的不断完善，应逐步形成源网荷储多元灵活性资源库，以更广泛的类型、更强大的调节性能保障电力系统的实时动态供需平衡与安全稳定。

　　2.1灵活性资源分类

　　2.1.1源侧灵活性资源

　　1)火电资源在未来由新能源主导的电力系统中，经灵活性改造的火电机组将以其经济优势承担更多系统调节的保障作用。中国电力企业联合会发布的报告《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》中指出，煤电灵活性改造具有较大经济优势，煤电灵活性改造单位kW调峰容量成本约为500～1500元，远低于抽水蓄能、储能电站等其他调节手段，2025年煤电提供的灵活性资源占比可能超过50%，未来煤电仍将是灵活性资源的供应主体[40]。燃气发电以热电联产为主，但热电联产机组爬坡速度较慢，调节能力有限，不适用于提供快速辅助服务。截至2019年底，我国气电规模022万kW，热电联产机组占比70%以上，调节能力仅为额定容量的10%～15%[41]。

　　2)水电资源水电机组响应速度快、调节能力强，常规水电机组标准调节速率为额定容量的20%/min，且响应时间小于20s[42]，在电力系统中起调频、调峰和备用作用。国家电网发布的《服务碳达峰碳中和构建新型电力系统加快抽水蓄能开发建设重要举措》中明确指出，“十四五”期间要在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工000万kW以上装机、000亿元人民币以上投资规模的抽水蓄能电站[43]，充分发挥抽水蓄能电站的灵活调节能力。

　　3)风电、光伏等可再生资源作为灵活性需求的关键驱动因素，风电、光伏等可再生能源通常因其自身波动性与不确定性被认为是不可调节资源，但目前已有研究表明风光等可再生能源具备提供辅助服务的能力[44]。风机可通过变桨距角控制[45]、下垂控制[46]、虚拟惯量控制[47]、超速控制[48]等方式模拟同步发电机，为系统提供惯性支撑。文献[49]研究了光伏电站如何使用离线最大功率点跟踪和可变下垂控制来支持频率控制辅助服务。我国颁布的国家标准GB/T19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》指出，风电场应符合DL/T1040的规定，具备参与电力系统调峰、调频和备用的能力[50]。据澳大利亚国家电力规则要求，并网可再生能源电厂要在每min调度周期内提供频率控制辅助服务[51]。

　　4)核电资源核电通常作为基荷满功率运行[52]，然而大规模核电作为基荷会增加系统调峰压力[53]，易导致弃风弃光弃水，世界各国开始关注核电的灵活性潜力。“核能创新：清洁能源未来”(NICEFuture)是清洁能源部长级会议发起的一项国际倡议，于2020年月发布的报告《灵活性核能促进清洁能源系统》[54]中指出，核电系统可以通过灵活地增、减电力输出以匹配电网需求。法国、瑞典等国已拥有核电机组参与电网调峰的经验[5556]，当前国外多个组织正在研究如何提高反应堆调峰速度，并使其能源产品多样化。

　　2.1.2网侧灵活性资源

　　电网侧灵活性资源种类少，技术要求较高，主要通过电网互联互济、微电网与柔性输电技术来提升灵活性。电网互联互济允许在某地发电资源已经达到最大输出时，由邻近地区的发电资源来满足负荷需求，利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，实现跨区灵活性资源共享，减少装机容量和备用容量。柔性输电技术可以在不改变网络结构的情况下，提升电压和潮流的可控性。微电网并网运行时，可以作为大小可变的智能负荷，在数秒内响应系统的灵活性需求。

　　2.1.3需求侧灵活性资源

　　需求侧灵活性资源主要包括可调节负荷、电动汽车、用户侧储能等小型且分散的“产消者”，随着用户侧智能化、自动化水平的不断提升，需求侧资源可更大程度发挥其灵活可控潜力。但由于需求侧资源分散、用户用能差异性较大、可调负荷规模不大等问题，需求侧灵活性资源难以直接参与集中市场，因此，需要通过聚合商代理、虚拟电厂等形式提供辅助服务，以先进通信技术实现内部分散式资源的统一管理与调度。

　　2.2灵活性资源特征比较

　　灵活性资源特征化是评估不同资源调节能力的重要前提步骤，通常选取调节方向、响应时间、爬坡速率、服务持续时间和调节容量等作为指标[63]。响应时间即激活信号发出至灵活性资源响应的时间间隔;爬坡速率是指可调机组单位时间内最大爬坡功率占额定功率的百分比;可调容量占比是指资源的可调节容量占自身额定容量的百分比。通过整理历史数据与文献资料[6468]，本节以响应时间、爬坡速率和可调容量占比为指标，对比不同灵活性资源的调节能力。

　　功率型储能(如飞轮储能、电池储能等)具备秒级快速响应能力，能量型储能(如抽水蓄能、压缩空气储能等)响应速度相比于功率型储能较慢，成本低但容量大，适用于平抑近小时级波动;AGC是能量管理的重要组成部分，能够快速响应负荷变化，火电机组对AGC指令的响应时间小于1min，水电机组AGC响应时间小于10s;水电机组爬坡速率约为20%/min~40%/min;以单循环燃气机组为代表的快速调节燃气机组适合参与短时间尺度调节，响应时间通常小于15min，爬坡速率一般为6%/min~10%/min，联合循环燃气机组的响应时间接近一小时，爬坡速率一般为3%/min~4%/min左右;负荷侧资源具备主动响应系统功率波动的能力.

　　可控负荷作为需求侧管理的手段之一，可以为系统提供需求侧灵活性资源，其响应时间从min级到数十min级不等，其快速响应能力可以满足系统负荷需求变化的要求，其中可中断负荷的可调容量在5%左右，可转移负荷的可调容量可以达到约40%;燃煤机组适用于小时级灵活性调节，爬坡速率通常在1%/min左右，可调容量约为自身容量的60%。新能源的波动性与不确定性增加了电力系统对短期灵活性的需求，因此未来新型电力系统背景下，需要大力推动储能参与辅助服务市场，充分发挥其响应速度快、调节容量大的优势。

　　3辅助服务市场设计角度提升电力系统灵活性

　　灵活性资源的调节潜力不仅取决于其自身性能，还依赖于市场机制与相关政策的设计。源网荷储侧灵活性资源在提供各类辅助服务时，必须通过市场获得相应的回报，从而有效保障电力系统的安全稳定运行。本节总结国内外文献报告与项目经验，从辅助服务产品多元化、采购与管理方式本地化、价格机制合理化以及跨省区资源共享化四个方面探讨辅助服务市场设计角度提升电力系统灵活性的思路。辅助服务产品多元化本节以欧洲和美国得州为代表，归纳国外辅助服务产品传统类型及其最新改进，并以响应时间和服务持续时间作为指标，对比国外与我国辅助服务产品种类的应用时间尺度。

　　国内外辅助服务市场的价格机制主要分为四种：无偿服务、管制价格、双边协议与竞价交易[8590]。无偿服务与管制价格皆由调度中心安排，各发电机组按照调度中心指令提供辅助服务，我国目前仍主要采用这两种方式：一次调频与基本无功辅助服务由发电机组无偿提供;AGC、备用、黑启动等根据“两个细则”进行补偿。双边协议与竞价交易均属于市场机制，在国外辅助服务市场应用广泛。

　　市场的设计要能够通过价格信号反映电力系统对灵活性的需求，从而为市场参与者提供相应的经济激励。我国目前采用的价格机制无法真实反映产品价格与市场供需的关系，补偿方式不合理导致市场主体的积极性减弱，因此，需要建立合理的价格机制，让市场主体在价格信号引导下主动参与灵活调节，而非被动等待调度指令。

　　近年来，我国一些试点地区正在逐步完善辅助服务市场建设，试图采用市场竞争方式确定辅助服务的提供方及其对应的服务价格。例如，南方区域调频辅助服务市场在试运行期间采用日前集中竞价、日内统一出清的交易模式[91];东北调峰辅助服务市场根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”报价与补偿机制，按照各档实际出清价格进行结算2]。在迎峰度夏期间，全国多地电网负荷与用电量连创新高，能源输出省份出现电力供应缺口[9，在该种紧急状态下，跨省跨区辅助服务可以提升区域间互济支援能力，相邻区域电力系统间可以实现资源共享，帮助抵消计划电力生产需求预期和实际电力系统需求之间的差异，促进电力系统安全稳定运行。

　　欧洲已开展大规模跨境辅助服务项目，由丹麦、瑞士、法国等国的多家TSO参与的FCR公共辅助市场已取得显著成果[22]，跨国拍卖模式使得TSO以最低成本采购FCR产品，同时提高了采购效率与电网的安全稳定性。我国也正在积极推进跨省区辅助服务市场建设。国家能源局印发的《2021年能源监管工作要点》中提到，要完善跨省区电力辅助服务交易机制，推进川渝省间、南方区域辅助服务市场建设[9。

　　文献[9借鉴欧洲备用辅助服务市场机制，提出贵州与云南开展跨省区备用市场的建议。但我国华北、三北、华中、南方等不同区域的市场机制不同，跨省区交易的壁垒仍然存在，需要政策制定者发挥协调作用，确保电力系统的不同政策框架和制度安排得到充分协调，确保不同区域内的灵活性资源能够有效共享。面向灵活性提升的我国辅助服务市场发展思路为应对未来新型电力系统的灵活性挑战，需要合理借鉴国外市场经验，建立适应我国国情的辅助服务市场机制，因此，本文针对面向灵活性提升的我国辅助服务市场总结出以下四点发展思路：

　　1)挖掘灵活性资源调节潜力，形成多元化辅助服务市场参与主体。目前我国大部分地区仍主要以火电机组作为辅助服务提供者，未来应鼓励并引导储能、可控负荷、电动汽车等多元资源参与辅助服务，进一步扩大市场主体范围，以市场化手段激励多元主体释放灵活调节潜力。

　　2)探索开发多元辅助服务产品。我国目前辅助服务产品以AGC与调峰为主，在电力现货市场运行成熟、价格信号趋于完善后，可以通过实时市场逐步淘汰调峰产品。未来应健全备用、调频等辅助服务产品类型，在新能源比例较高的地区，探索建立快速频率响应、快速爬坡等辅助服务产品。

　　3)输配结合管理辅助服务资源。我国目前仍由TSO采购与管理辅助服务，未来应引导更多配网中的分布式资源参与辅助服务市场，由DSO管理本地灵活性资源，TSO与DSO协同运营辅助服务市场。同时还应探索跨省区辅助服务市场，打破省间电力交易壁垒，实现跨区域资源合理备用。

　　4)完善辅助服务价格机制。我国目前辅助服务市场的价格机制不尽合理，削弱了多方主体参与市场的积极性。未来应采用市场竞争方式确定辅助服务的提供方，精细量化评估不同资源提供辅助服务的能力，因地制宜区分不同类别用电特性电力用户的分担标准，公平核算不同辅助服务对应的价格，根据“谁提供，谁获利;谁受益、谁承担”的原则，将辅助服务成本疏导至用户侧。

　　4结论

　　本文综合考虑未来新型电力系统灵活性挑战下我国辅助服务市场的发展需求，对国内外最新文献和项目报告进行研究，从辅助服务角度探讨提升新型电力系统灵活性的思路。根据灵活性资源分类及其在国内外辅助服务市场的应用情况，体现挖掘灵活性资源调节潜力的必要性;根据国内外辅助服务产品的分类及对比，体现开发多元化辅助服务产品的必要性。

　　根据欧洲SmartNet项目提出的五种TSODSO协同方案，体现TSO与DSO协同运营辅助服务市场的必要性;根据国内外价格机制对比以及我国部分试点地区对辅助服务价格机制的改革，体现完善价格机制的必要性;根据我国目前省间辅助服务交易存在的壁垒，体现跨省区资源共享化的必要性。最后对我国当前辅助服务市场提出发展思路，以应对新型电力系统的灵活性挑战。希望本文能够为新型电力系统下我国辅助服务市场的建设提供新思路，特别是为辅助服务提升系统灵活性提供研究方向。

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　　作者：吴珊边晓燕张菁娴林毅林伟伟

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