考慮需求側靈活性資源參與的國內外電力輔助服務市場機制研究綜述

許高秀，鄧 暉，房 樂，龔 開，王 旭，蔣傳文

（1.電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室（上海交通大學），上海 200240；2.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；3.國網浙江省電力有限公司電力市場仿真實驗室，杭州 310014）

0 引言

在電源側可調節資源日益稀缺化的背景下，挖掘網、荷、儲各側資源主動參與新型電力系統調節具有重要意義。屋頂太陽能光伏、分布式電池儲能系統、可控負荷等需求側靈活性資源被視作未來支撐新型電力系統運行的重要手段之一，可以有效應對高比例可再生清潔能源并網帶來的挑戰。需求側靈活性資源可通過需求響應的方式參與到電力市場［1］，在各國已有一定的實踐。近年來，通過VPP（虛擬電廠）［2］等方式將各類需求側靈活性資源聚合后參與電力市場逐漸成為熱點。

部分學者對市場環境下各類需求側靈活性資源的控制運營策略進行了研究，主要集中在EV（電動汽車）、溫控負荷、高耗能負載、分布式儲能等需求側資源的優化調度。文獻［3］建立通用虛擬電池模型刻畫集群EV和暖通空調的靈活性，以此構建優化調度模型；文獻［4］評估了集群EV 參與電力輔助服務的調節能力與潛在經濟價值及環保價值；文獻［5］對溫控負荷提供電力系統輔助服務的關鍵技術進行綜述；文獻［6］分析了數據中心參與需求側資源調度的可行性。分布式儲能是當前各國需求側資源聚合商參與現貨市場中最主要的資源。文獻［7］基于現貨市場，提出將不同的分布式儲能進行聚合的最優組合策略，并通過租賃服務與風電協調參與電能量-調頻市場；文獻［8］基于狀態勢博弈理論，提出一種適用于分布式儲能匯聚調頻的完全分布式協同優化算法。部分學者在優化策略研究中考慮需求側資源市場參與積極性的提升方法。文獻［9］在構建協同優化模型時，考慮電池壽命損害對車主參與電網互動意愿的影響；文獻［10］針對當前補償價格無法調動EV的市場參與積極性的問題，提出考慮替代效應的調頻資源報價修正方式；文獻［11］研究配備分布式儲能的EV 停車場聚合EV 參與電力現貨市場，在注重EV車主舒適度的同時，所建立的運行策略模型考慮EV車主與停車場運營商的利益最大化。

實現需求側靈活性資源參與電力市場的技術難點之一在于需求側資源的相互協調，主要問題是需求側用戶的用能不確定。文獻［12］運用區塊鏈技術設計了基于鏈碼的高能耗用戶參與調頻市場鏈上交易的流程，并構建計及高耗能用戶調頻風險的出清模型；文獻［13］提出一種基于網絡物理系統理論的需求側資源多層次、多時間尺度建模方法；文獻［14］采用數據驅動的分布魯棒機會約束對EV調峰能力的不確定性進行描述，并將充電樁分為公共充電樁和專用充電樁，構建充電運營商參與調峰市場的投標策略；文獻［15］基于聚合商與不同資源的合同，構建需求側資源的最優調度模型，將得到的調度計劃作為輸入對需求側資源的綜合負荷進行預測。

從當前國內外市場實踐看，聚合形式是需求側靈活性資源參與電力現貨市場的主要方式，包括VPP、負荷聚合商、綜合能源商等。國內外已有關于將不同類別的資源聚合以適應當前的現貨市場機制的研究。文獻［16］將多元小微主體聚合成一個VPP，構建VPP參與日前能量市場與輔助服務市場聯合競價策略的主從博弈模型；文獻［17］提出一種負荷聚合商參與的源荷聯動調峰輔助服務市場框架。在聚合資源類別上，當前研究主要集中于將同類資源單獨聚合，這與當前國內外相關市場機制的規定一致。文獻［18］研究不同聚合商參與調頻輔助服務的備用優化與實時調度，驗證了聚合不同類別的負荷進行聯合調度可實現相互支撐，從而提高整體經濟效益。

需求側靈活性資源的特性使其在電力輔助服務市場上存在巨大潛力。近年來，需求側靈活性資源在政策支持、市場機制、互動方式等方面已發生深刻變化。我國仍處于電力市場化改革初期，國內尚無成熟運行的電力現貨市場，輔助服務市場建設仍然處于探索階段，因此對國外需求側靈活性資源參與輔助服務市場的成熟經驗進行分析總結意義重大。

基于此，本文對目前國內外典型輔助服務市場機制的相關研究與實踐進行調研與綜述。分別介紹國內外現有的需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場交易的機制，總結輔助服務市場與能量市場出清協調機制及當前市場運營存在的問題，并對未來我國需求側靈活性資源利用的推進與發展進行分析與展望。

1 國內需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場的研究

我國對于需求側靈活性資源參與輔助服務市場的探究始于2017年由國家能源局印發的《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67號）［19］，該方案不僅在政策上豐富了電力輔助服務市場的參與主體，也為分布式儲能等需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場提供了保障。在地方政策方面，部分地區開放了需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場。華北、江蘇、浙江、廣東等地區還針對需求側靈活性資源制定了相關細則。

1.1 調峰市場

需求側靈活性資源能夠在電網調峰能力不足時調整自身運行曲線，提供調峰服務。本節從市場準入、報價出清、結算分攤三個方面介紹我國調峰市場機制。

1.1.1 市場準入

各省市對于需求側靈活性資源參與調峰市場的形式普遍采取聚合方式，部分地區滿足準入技術條件的主體可作為第三方獨立主體參與，例如華北、浙江等地［20-22］。部分地區針對需求側靈活性資源單獨設置市場交易品種，例如山東［23-24］、上海［25］兩地調峰市場增加VPP 有償調峰的交易品種。江蘇地區允許需求側靈活性資源以綜合能源服務商的形式參與江蘇電力啟停調峰市場交易［26］，也可以VPP 的形式參與電力市場用戶可調負荷輔助服務市場［27］。

在準入技術條件方面，當前各省市設置相對保守，但也有地區開始進行逐步降低準入條件的實踐。例如：華北市場要求需求側資源參與調峰市場需具備穩定提供不少于10 MW調節電力、30 MWh調節電量的能力；河北南部電網將此技術限制降低為獨立主體調節容量不小于2 MW、調節總量不低于2 MWh，聚合商調節容量不小于5 MW、調節總量不低于5 MWh。各省市調峰輔助市場規則中需求側靈活性資源準入條件匯總如表1所示。

表1 需求側靈活性資源參與調峰輔助市場準入條件匯總

1.1.2 報價出清

各地的報價出清方式包括按邊際價格出清及按申報價格出清。華北方面需求側靈活性資源僅需每日申報其基準充/用電功率（MW）、充/用電容量（MWh）等技術參數，暫不開展價格申報，作為市場出清價格的接受者參與省網市場，在市場預出清價格較高時進行調用［20］，從而形成全天24 h充/用電曲線。

浙江市場則以華東區域“兩個細則”耦合方式開展，需求側靈活性資源需向調度機構報送填谷/削峰調峰價格（元/MWh）及日96點可填谷/削峰調節容量（MWh），調度機構按照調用成本最低方式完成預出清。

江蘇方面采用按申報價格出清方案，市場主體除申報技術參數外，還需申報調節價格，采用集中競價的方式，按照調節價格由低到高排序后出清。初期設置報價上限，中長期可調負荷輔助服務交易報價上限按照峰、谷、平時間段確定，谷段、平段、峰段報價上限分別為250 元/MWh、600 元/MWh、900 元/MWh；短期可調負荷輔助服務交易報價上限則按需求時段長度確定。

1.1.3 結算分攤

需求側靈活性資源獲得的調峰服務費用均由新能源企業和未中標常規機組按照輔助服務調用時段運行機組發電量（或電費）的比例進行分攤。為鼓勵需求側資源參與市場并提升結算準確率，華北市場設計的調峰費用計算公式為：

式中：Fi，t為t時段市場主體i調峰費用；Kt為t時段市場系數，取該時段火電機組平均負荷率的倒數，其值總大于1；為t時段市場主體i平均響應功率（MW），其值為市場主體i在該時段平均用電負荷與平均基線負荷之差；為t時段市場主體i申報的充/用電功率（MW）；為調峰貢獻率；為實際結算的充/用電功率；為t時段市場調峰服務邊際出清價格的算術平均值（元/MWh）；tc為市場出清時段，取1 h。

此外，部分市場對包括需求側靈活性資源在內的輔助服務市場主體規定了較為明確的偏差考核方法。例如，浙江市場對無法提供輔助服務的中標主體實施兩倍考核費用懲罰，對于性能不達標的主體按差異形成不同的補償方案。

1.2 調頻市場

我國各省市調頻輔助服務市場大多采用“兩個細則”作為運行規則，僅允許燃煤火電機組參與調頻市場競爭。而隨著分布式儲能、EV、柔性負荷的增加，需求側靈活性資源在調頻輔助服務中的價值已得到廣泛認可，因此亟需進一步完善相關市場機制。

江蘇省調頻輔助服務市場允許提供綜合能源服務的第三方機構參與［28］，甘肅、廣東等地則允許電化學儲能設施參與調頻市場響應，這為需求側靈活性資源聚合參與調頻市場競爭提供了可能。

1.2.1 市場準入

當前在準入技術條件上，江蘇調頻市場要求具備AGC（自動發電控制）調節能力的綜合能源服務商匯集單站容量達到充/放電功率5 MW以上的儲能電站，匯集總容量達到充/放電功率10 MW以上、持續時間2 h以上。

1.2.2 報價出清

目前需求側主體只需申報是否參與調頻市場，作為市場出清價格的接受者，根據“七日綜合調頻性能指標”由高到低排序后出清，最終出清價格為市場最高成交價PM與市場補償標準KM的乘積，其中市場補償標準KM取值為1。

1.2.3 結算分攤

不同省市調頻市場的結算機制存在較大差異，主要在于是否考慮對預留調頻容量的機會成本進行補償。

1）江蘇調頻補償費用由發電廠按當月平均運行容量的比例分攤，包括基本補償費用和調用補償費用。基本補償費用依據調頻性能、調頻容量及投運率計算，其計算公式為：

調用補償費用依據調頻里程、調頻性能及里程單價計算，其計算公式為：

2）甘肅省調頻市場則僅對提供調頻服務的調頻里程進行補償［29］，其計算公式如下：

式中：F為調頻里程補償費用；Di為中標單元在第i個交易周期提供的調頻里程；ρi為第i個交易周期的里程出清價格；ki為中標單元第i個交易周期的AGC綜合性能指標平均值；n為交易周期數。

1.3 備用市場

備用是電力系統運行時需要并網主體通過預留調節容量以保證電力系統可靠供電所提供的服務，包括旋轉備用和非旋轉備用兩部分［30］。國內外關于需求側資源參與備用市場的研究主要集中于市場優化協調策略制定［31］、備用容量需求確定［32-33］、備用服務風險評估［34］等。當前我國僅東北、浙江和南方區域開展備用輔助服務市場模擬試運行。南方區域明確儲能電站和VPP 以第三方主體參與跨省備用市場交易，但尚無相關細則及實踐。

浙江備用輔助服務市場建設參照美國PJM（賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭）互聯市場模式，將備用服務的交易品種分為一級備用和二級備用。具體市場組織流程為：在日前市場階段，開展電能、二級備用聯合優化出清；實時市場階段，開展電能、一級備用以及調頻聯合優化出清。目前，浙江備用輔助服務市場部分機制和系統功能仍在完善過程中，一級備用和二級備用的日前市場價格僅作參考，暫未開展實際結算，且備用報價主要為備用容量報價。由于尚未放開需求側靈活性資源參與市場，目前僅涉及發電側市場主體的旋轉備用服務，而發電側旋轉備用的調用成本接近為零。當前備用服務在聯合出清時采用零價代入的方法，尚不適用于需求側靈活性資源，需針對不同備用資源的成本差異，進一步細化備用資源定價機制。

1.4 國內現階段市場機制分析

就國內市場而言，需求側靈活性資源在國內市場中主要提供以削峰為目的的需求響應服務，部分地區雖已允許其通過聚合方式參與省級調峰市場及調頻市場，但在實施過程中仍存在一些問題。

1）市場競爭力有限。盡管需求側靈活性資源已參與多省市的調峰市場交易，然而由于調節容量的限制，需求側資源往往缺少市場競價優勢，在多地市場僅作為價格接受者參與市場交易。上海、山東、江蘇等地雖允許報價，但單獨設置VPP 調峰產品，需求側資源調峰交易僅能在相應框架內進行，無法與其他調峰產品聯合報價出清，且具體的VPP 調峰產品需求量由市場調度機構認定。

2）市場考核風險高。需求側資源參與市場往往需要通過第三方聚合商，這對聚合商的集中管控技術以及其與終端用戶之間的電力數據通信技術有較高要求，且當前需求側整體預測偏差較大，使得需求側盈利能力有限。同時由于其市場競爭力較為有限，作為市場價格接受者參與市場時以調峰輔助服務市場出清價格進行結算，其市場收益往往無法完全覆蓋偏差考核費用，這使得聚合商參與市場的積極性不高。

3）交易規則仍需完善，主要體現在市場主體及準入、響應性能指標、交易品種設置等方面。在市場主體及準入方面，我國調頻及備用市場僅引入發電側資源提供有償調頻服務，尚未明確需求側資源在調頻市場以及備用市場的主體地位，需求側資源參與多類型輔助服務市場受到限制。在響應性能指標方面，當前市場對于相關性能指標的設置未能體現不同資源的性能差異性，需求側靈活性資源無法體現出其在輔助服務上的綜合性能優勢。在交易品種設置方面，需求側靈活性資源主要參與需求響應服務、調峰服務，未能有效發揮其資源在多場景應用上的優勢。

2 國外需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場的研究

國外已有較為成熟的電力輔助服務市場，需求側靈活性資源是其輔助服務市場的重要參與主體之一。成熟的電力市場不單獨設置調峰市場，而是通過其現貨市場中的實時平衡市場或平衡機制，以實時電價的變化引導市場主體主動參與調峰［35-36］。

2.1 澳大利亞調頻市場

澳大利亞在需求側靈活性資源建設方面居全球領先地位，特別是近年來在政府政策支持下其戶用屋頂光伏建設及用戶側電池儲能配置大幅增長，因此澳大利亞電力市場針對需求側靈活性資源提供輔助服務進行了積極探索。澳大利亞NEM（全國電力市場）由AEMO（澳大利亞能源市場運營商）運營，市場輔助服務包括FCAS（頻率控制輔助服務）、NSCAS（網絡支持和控制輔助服務）、SRAS（黑啟動輔助服務），其中FCAS 又細分為8個交易品種，如表2所示。

表2 澳大利亞國家電力市場FCAS交易品種

為鼓勵需求側靈活性資源參與電力市場，AEMO允許將資源整合成為VPP參與市場，同時設立輔助服務負荷這一新的市場參與主體，并于2019 年6 月開展VPP 提供應急FCAS 服務的示范項目［37］。該VPP 示范項目實踐結果顯示了需求側靈活性資源聚合后可以有效地響應電力系統緊急事件和電能量現貨市場價格信號［38］。此外，AEMO還通過開展EDGE（能源需求與發電交易），使需求側靈活性資源能夠在配電網區域提供NSCAS服務。

2.1.1 市場準入

參與NEM 的VPP 聚合商需注冊成為FRMP（財務責任市場參與者）。此外，僅參與提供應急FCAS服務的VPP可單獨注冊成為MASP（市場輔助服務提供商），并將其聚合區域內設備歸類為輔助服務負荷，注冊為MASP的VPP聚合商可自主選擇是否作為市場消費者響應現貨市場價格信號。AEMO提供3種VPP參與模式［39］：VPP聚合商與市場零售商簽訂雙邊合約；市場零售商同時為VPP聚合商；VPP聚合商注冊為MASP僅參與應急FCAS 市場。VPP 參與NEM 的3 種模式如圖1所示。

圖1 VPP參與NEM的3種模式

在準入技術條件上，NEM規定VPP至少具有1 MW容量才可參與FCAS，并且對于額定功率低于5 MW的分布式主體可自動豁免注冊為聚合商。但聚合需求側靈活性資源的VPP 需在每個相關連接點或其附近測量總輸出功率，測量點根據連接點后面是否配置獨立的儲能逆變器與主控單元確定［40］。此外，當VPP 聚合商采樣率大于200 ms，最終FCAS成交量給予5%的偏差考核。

2.1.2 報價出清與市場結算

VPP聚合商參與FCAS 市場需通過AEMO的市場管理系統提交各個FCAS 交易品種能夠提供的容量以及相應的價格，市場調度機構按照報價從低到高排序，根據FCAS需求量依次每5 min出清結算。調度機構以各時刻每個FCAS 市場交易品種的最終出清價格作為結算價格，對VPP 聚合商進行結算。

2.1.3 運營情況分析

由Energy Locals 和Tesla 聯合運營的SA VPP是澳大利亞VPP 示范項目的首個市場參與者，該VPP 參與了所有6 個應急FCAS 交易，其申報容量從試驗初期的1 MW 增加至16 MW。在參與市場的前4 個月（2019 年9 月13 日至2020 年1 月12日），SA VPP 獲得收益224 926 美元。VPP 在FCAS 市場中的大部分收益來源于對若干重大電力事故的快速響應，其中在2019 年11 月9 日和2019年11月16日的兩次重大事故中的日收益分別為50 396 美元和59 645 美元。該試點項目證明了需求側靈活性資源聚合參與FCAS 市場的效益，并且從實際響應情況來看，需求側靈活性資源聚合后可提供比當前所需的6 s 響應更快的FCAS服務。

2.2 北美PJM電力市場

美國PJM 市場為需求側資源參與其電力市場設計了需求響應交易框架，需求側靈活性資源在市場框架內可以參與輔助服務市場交易。在過去需求側靈活性資源較為有限時，以傳統電力消費為主的終端用戶一般作為DR（需求資源），其參與需求響應必須通過CSP（縮減負荷服務提供商）代理，可參與包括能量市場、容量市場、輔助服務市場的各種PJM 市場，終端用戶收到來自CSP 的結算費用。

隨著需求側分布式能源資源主體數量的增加和聚合技術的進步，美國開始嘗試賦予需求側靈活性資源更廣泛的市場主體地位，并允許其在現有的現貨市場框架內聚合后參與市場。2020 年9月，美國FERC（聯邦能源管理委員會）的2222 號法案［41］明確了需求側靈活性資源的市場主體地位，使需求側資源聚合體能夠在所有區域性批發電力市場中競爭。

在2222 號法案指導下，PJM 允許需求側資源聚合體在滿足相關技術條件前提下作為單一市場主體參與其所有市場類型，并更新了對需求側靈活性資源聚合體的相關技術參數要求。在準入技術條件上，聚合商可以聚合所有區域內任意數量的終端用戶，其聚合總容量不低于100 kW，但所聚合的單個終端用戶容量最多只有一個可以超過99 kW，參與調頻市場響應的用戶需具備5 min 響應能力。在遙測數據分辨率上，根據聚合體參與市場類型的不同有所區別［42］，如表3所示。

表3 PJM市場中需求側資源聚合體遙測數據分辨率要求

根據響應時間的差別，當前PJM 備用市場交易品種如表4所示。需求側資源通過申報可削減負荷量，可參與備用市場的所有交易品種，其交易組織流程與其他發電資源相同，以報量報價的形式參與市場競爭。

表4 PJM備用市場交易品種

PJM市場中日前運行備用需求容量按年計算，主要考慮對系統可靠性產生不利影響的變量，包括負荷預測誤差率和發電機強迫停運率，計算公式為：

式中：CDASR為日前運行備用需求容量；PL，max為最大負荷功率；ELF為負荷預測誤差率；RFO為發電機強迫停機率。ELF和RFO取值基于3 年歷史數據的滾動平均值，其中2022 年ELF取值為2.03%，RFO取值為2.38%［43］。

總的來說，一次備用需求容量應為最大單次事故的150%，一次備用中旋轉備用需求容量為最大單次事故的100%。根據PJM 年度需求響應市場報告［44］，需求側靈活性資源的輔助服務市場收益主要來自調頻市場及備用市場。

2.3 歐洲電力市場

由ENTSO-E（歐洲輸電系統運營商網絡）管理的歐洲電力平衡市場以及由英國國家電網管理的英國電力市場構成歐洲電力市場輔助服務交易的主體。本節分別以歐洲平衡市場和英國運行備用市場為例，介紹歐洲電力市場中輔助服務的實施情況。

2.3.1 歐洲平衡市場

歐洲電力市場中面向需求側靈活性資源參與的輔助服務交易品種主要為頻率控制類服務［45-46］，包括FCR（頻率控制備用）、aFRR（自動頻率恢復備用）、mFRR（手動頻率恢復備用）、RR（替代備用），各項服務均包括能量和容量兩種交易標的。

在具體實踐上，歐洲平衡市場的輔助服務采購由各國輸電系統運營商各自進行，因此在各類服務中對需求側靈活性資源的采購占比存在差別。此外由于絕大多數國家要求提供FCR 服務的主體僅允許進行對稱投標，因此需求側資源在各國主要提供FRR 服務。例如，法國電力市場允許需求側資源提供包括RR 在內的所有頻率控制類服務，其2020年輔助服務交易量中超過20%的mFRR及RR來自需求側資源［47］，并且對聚合形式的資源以調頻價格進行補償。

2.3.2 英國運行備用市場

英國運行備用市場與電能量市場獨立運行且出清解耦。當前英國運行備用市場的交易品種主要有FR（快速備用）和STOR（短期運行備用），兩種服務的技術要求如表5所示。

表5 英國運行備用服務技術要求

在備用容量需求確定上，STOR 服務的需求根據一年中的不同時間有所不同。英國國家電網將一年分為6個服務季節，每個服務季節又劃分為工作日和非工作日。

在費用結算上，英國運行備用市場的補償費用包括容量成本補償和能量費用補償。例如STOR 服務的結算周期為月，每個結算周期的容量成本補償費用CA的計算公式為：

式中：Pc為合同規定的功率值（MW）；ηca為合同規定的可用率（英鎊/MWh）；a為0-1 變量，a=1時進行結算；γ為每月違約率，最高取值為30。

每個結算周期能量費用補償費用CU的計算公式為：

式中：Ru為結算周期內調用的備用容量；λu為該結算周期的能量使用價格［48］。

2.4 國外市場機制發展與探索

北美各大電力市場在FREC 第2222 號法案指導下陸續開放需求側資源參與現有所有電力市場，需求側資源能夠在調頻市場、備用市場等多個市場參與市場化競爭，極大推動了需求側靈活性資源的建設。

同時，各市場積極探索開發新的市場交易品種。例如，針對短時間尺度內的電力系統頻繁滑坡/爬坡事件，開發靈活調節服務產品，其中美國CAISO（加州獨立系統運營商）引入FRP（靈活性爬坡產品），需求側靈活性資源可以提供反映其靈活性的報價參與市場調度［49-50］。英國國家電網增加FFR（穩定頻率響應）補充產品，并為容量低于10 MW 的需求資源聚合體提供過渡合同［51］。此外，為充分挖掘需求側靈活性資源的價值，積極探索配電運營商市場建設，在配電網側建立用于靈活性產品交易的市場組織形式［52］，該市場又被稱為本地靈活性市場，為配電網提供黑啟動［53］等網絡安全支持服務。

3 國內外輔助服務市場及能量市場出清協調機制

當前國內外輔助服務市場與能量市場的出清協調機制主要分為獨立交易和聯合優化［54-56］。獨立交易常見于北歐地區的分散式電力市場，我國部分省市在現貨市場建設初期也普遍采用獨立運行、順次出清的方式。北歐電力市場中輔助服務及能量交易由不同機構組織，各市場與能量市場解耦運行，備用、調頻等輔助服務市場出清由輸電系統運營商定期開展［57］。

輔助服務的交易品種與電能量往往存在深度耦合［58］，為充分發揮電力市場在提升資源利用經濟性及優化資源配置的作用，美國、澳大利亞［59］等成熟的集中式電力市場往往采用聯合優化出清模式，我國浙江現貨市場也采用聯合優化模式實現能量、備用及調頻的聯合優化［60］。輔助服務交易與能量交易的聯合優化出清是當前學術界的主要研究熱點之一。文獻［61］構建可調魯棒協同優化模型實現了考慮風電隨機性的能量與輔助服務聯合調度，并運用冗余約束降維策略實現快速求解，驗證了其在實時市場出清上的有效性；文獻［62］運用隨機魯棒混合優化方法實現了FRP、能量與旋轉備用市場的聯合優化。

4 對我國需求側靈活性資源利用的相關建議

電力市場建設是我國構建現代能源體系過程中的重要一環。根據當前我國需求側靈活性資源參與輔助服務市場的情況，并借鑒國外相關機制的探索與實踐經驗，對未來我國電力輔助服務市場的建設以及需求側靈活性資源利用的推進與發展提出以下建議。

1）繼續加快輔助服務市場建設，豐富輔助服務交易品種。當前我國輔助服務產品主要是調峰服務以及面向發電資源的AGC服務，并逐步開展調頻市場及備用市場試運行。隨著部分試點省份現貨市場逐漸成熟，通過進一步完善分時電價機制，拉大峰谷電價差，當前國內需求側資源主要參與的調峰市場將被逐漸替代，因此需設計適合需求側靈活性資源參與的新型交易品種。各地需遵循因地制宜原則，根據當前現貨市場建設情況以及地區需求側資源特點，合理開展交易品種設計。需求側靈活性資源的市場價值發現與電力現貨市場建設緊密相關，澳大利亞等國家的實踐證明需求側靈活性資源在快速響應類產品上具有明顯優勢。因此，加快輔助服務市場建設，特別是設計快速頻率響應、快速靈活爬坡、快速備用等能夠體現需求側靈活性資源調節性能的新型輔助服務產品，能夠激勵需求側資源主動參與電力市場。

2）完善輔助服務價格機制和偏差考核機制，保障市場競爭力。當前各地電力市場針對不同資源參與市場的價格機制不清晰，使得需求側靈活性資源參與輔助市場獲得的收益難以覆蓋偏差考核費用，未能有效激發其參與市場的積極性。由于需求側靈活性資源適用于多種應用場景，且不同資源的市場參與能力存在一定差異，在價格機制設計時應充分考慮其在不同場景下的特點，根據“誰提供，誰獲利；誰受益，誰分攤”的原則，量化不同資源提供輔助服務的能力，制定基于服務利用場景的多種收益計算方式。

3）合理設置市場激勵機制。在市場建設初期，合理的激勵措施能夠促進更多的需求側資源參與到輔助服務市場。例如建立信用評價機制、參考互聯網經濟引入市場信用積分激勵模式等。信用評價機制側重于需求側資源在市場中的行為評價，對于履約率高、偏差小、參與市場交易電量多、行為良好的需求側市場主體，可增加信用積分，反之則減少積分。信用積分與參與市場主體的最終收益相關，例如可在最終結算階段，使結算價格在市場出清價格基礎上增加適當的彈性。為保障市場公平性，輔助服務市場的相關激勵措施需經過合理評估后，報送政府部門審批。

5 結語

為解決含高比例可再生能源的新型電力系統的安全穩定運行問題，需求側靈活性資源的價值被逐漸認可。本文基于需求側靈活性資源在當前國內外輔助服務市場參與情況，對目前相關研究與市場實踐進行梳理，分析國內外現有的需求側靈活性資源參與電力輔助服務市場交易的機制，總結當前市場運行存在的問題，并對未來我國需求側靈活性資源利用的推進與發展提出相關建議。