考虑需求侧灵活性资源参与的国内外电力辅助服务市场机制研究综述

许高秀，邓 晖，房 乐，龚 开，王 旭，蒋传文

（1.电力传输与功率变换控制教育部重点实验室（上海交通大学），上海 200240；2.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；3.国网浙江省电力有限公司电力市场仿真实验室，杭州 310014）

0 引言

在电源侧可调节资源日益稀缺化的背景下，挖掘网、荷、储各侧资源主动参与新型电力系统调节具有重要意义。屋顶太阳能光伏、分布式电池储能系统、可控负荷等需求侧灵活性资源被视作未来支撑新型电力系统运行的重要手段之一，可以有效应对高比例可再生清洁能源并网带来的挑战。需求侧灵活性资源可通过需求响应的方式参与到电力市场［1］，在各国已有一定的实践。近年来，通过VPP（虚拟电厂）［2］等方式将各类需求侧灵活性资源聚合后参与电力市场逐渐成为热点。

部分学者对市场环境下各类需求侧灵活性资源的控制运营策略进行了研究，主要集中在EV（电动汽车）、温控负荷、高耗能负载、分布式储能等需求侧资源的优化调度。文献［3］建立通用虚拟电池模型刻画集群EV和暖通空调的灵活性，以此构建优化调度模型；文献［4］评估了集群EV 参与电力辅助服务的调节能力与潜在经济价值及环保价值；文献［5］对温控负荷提供电力系统辅助服务的关键技术进行综述；文献［6］分析了数据中心参与需求侧资源调度的可行性。分布式储能是当前各国需求侧资源聚合商参与现货市场中最主要的资源。文献［7］基于现货市场，提出将不同的分布式储能进行聚合的最优组合策略，并通过租赁服务与风电协调参与电能量-调频市场；文献［8］基于状态势博弈理论，提出一种适用于分布式储能汇聚调频的完全分布式协同优化算法。部分学者在优化策略研究中考虑需求侧资源市场参与积极性的提升方法。文献［9］在构建协同优化模型时，考虑电池寿命损害对车主参与电网互动意愿的影响；文献［10］针对当前补偿价格无法调动EV的市场参与积极性的问题，提出考虑替代效应的调频资源报价修正方式；文献［11］研究配备分布式储能的EV 停车场聚合EV 参与电力现货市场，在注重EV车主舒适度的同时，所建立的运行策略模型考虑EV车主与停车场运营商的利益最大化。

实现需求侧灵活性资源参与电力市场的技术难点之一在于需求侧资源的相互协调，主要问题是需求侧用户的用能不确定。文献［12］运用区块链技术设计了基于链码的高能耗用户参与调频市场链上交易的流程，并构建计及高耗能用户调频风险的出清模型；文献［13］提出一种基于网络物理系统理论的需求侧资源多层次、多时间尺度建模方法；文献［14］采用数据驱动的分布鲁棒机会约束对EV调峰能力的不确定性进行描述，并将充电桩分为公共充电桩和专用充电桩，构建充电运营商参与调峰市场的投标策略；文献［15］基于聚合商与不同资源的合同，构建需求侧资源的最优调度模型，将得到的调度计划作为输入对需求侧资源的综合负荷进行预测。

从当前国内外市场实践看，聚合形式是需求侧灵活性资源参与电力现货市场的主要方式，包括VPP、负荷聚合商、综合能源商等。国内外已有关于将不同类别的资源聚合以适应当前的现货市场机制的研究。文献［16］将多元小微主体聚合成一个VPP，构建VPP参与日前能量市场与辅助服务市场联合竞价策略的主从博弈模型；文献［17］提出一种负荷聚合商参与的源荷联动调峰辅助服务市场框架。在聚合资源类别上，当前研究主要集中于将同类资源单独聚合，这与当前国内外相关市场机制的规定一致。文献［18］研究不同聚合商参与调频辅助服务的备用优化与实时调度，验证了聚合不同类别的负荷进行联合调度可实现相互支撑，从而提高整体经济效益。

需求侧灵活性资源的特性使其在电力辅助服务市场上存在巨大潜力。近年来，需求侧灵活性资源在政策支持、市场机制、互动方式等方面已发生深刻变化。我国仍处于电力市场化改革初期，国内尚无成熟运行的电力现货市场，辅助服务市场建设仍然处于探索阶段，因此对国外需求侧灵活性资源参与辅助服务市场的成熟经验进行分析总结意义重大。

基于此，本文对目前国内外典型辅助服务市场机制的相关研究与实践进行调研与综述。分别介绍国内外现有的需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场交易的机制，总结辅助服务市场与能量市场出清协调机制及当前市场运营存在的问题，并对未来我国需求侧灵活性资源利用的推进与发展进行分析与展望。

1 国内需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场的研究

我国对于需求侧灵活性资源参与辅助服务市场的探究始于2017年由国家能源局印发的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号）［19］，该方案不仅在政策上丰富了电力辅助服务市场的参与主体，也为分布式储能等需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场提供了保障。在地方政策方面，部分地区开放了需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场。华北、江苏、浙江、广东等地区还针对需求侧灵活性资源制定了相关细则。

1.1 调峰市场

需求侧灵活性资源能够在电网调峰能力不足时调整自身运行曲线，提供调峰服务。本节从市场准入、报价出清、结算分摊三个方面介绍我国调峰市场机制。

1.1.1 市场准入

各省市对于需求侧灵活性资源参与调峰市场的形式普遍采取聚合方式，部分地区满足准入技术条件的主体可作为第三方独立主体参与，例如华北、浙江等地［20-22］。部分地区针对需求侧灵活性资源单独设置市场交易品种，例如山东［23-24］、上海［25］两地调峰市场增加VPP 有偿调峰的交易品种。江苏地区允许需求侧灵活性资源以综合能源服务商的形式参与江苏电力启停调峰市场交易［26］，也可以VPP 的形式参与电力市场用户可调负荷辅助服务市场［27］。

在准入技术条件方面，当前各省市设置相对保守，但也有地区开始进行逐步降低准入条件的实践。例如：华北市场要求需求侧资源参与调峰市场需具备稳定提供不少于10 MW调节电力、30 MWh调节电量的能力；河北南部电网将此技术限制降低为独立主体调节容量不小于2 MW、调节总量不低于2 MWh，聚合商调节容量不小于5 MW、调节总量不低于5 MWh。各省市调峰辅助市场规则中需求侧灵活性资源准入条件汇总如表1所示。

表1 需求侧灵活性资源参与调峰辅助市场准入条件汇总

1.1.2 报价出清

各地的报价出清方式包括按边际价格出清及按申报价格出清。华北方面需求侧灵活性资源仅需每日申报其基准充/用电功率（MW）、充/用电容量（MWh）等技术参数，暂不开展价格申报，作为市场出清价格的接受者参与省网市场，在市场预出清价格较高时进行调用［20］，从而形成全天24 h充/用电曲线。

浙江市场则以华东区域“两个细则”耦合方式开展，需求侧灵活性资源需向调度机构报送填谷/削峰调峰价格（元/MWh）及日96点可填谷/削峰调节容量（MWh），调度机构按照调用成本最低方式完成预出清。

江苏方面采用按申报价格出清方案，市场主体除申报技术参数外，还需申报调节价格，采用集中竞价的方式，按照调节价格由低到高排序后出清。初期设置报价上限，中长期可调负荷辅助服务交易报价上限按照峰、谷、平时间段确定，谷段、平段、峰段报价上限分别为250 元/MWh、600 元/MWh、900 元/MWh；短期可调负荷辅助服务交易报价上限则按需求时段长度确定。

1.1.3 结算分摊

需求侧灵活性资源获得的调峰服务费用均由新能源企业和未中标常规机组按照辅助服务调用时段运行机组发电量（或电费）的比例进行分摊。为鼓励需求侧资源参与市场并提升结算准确率，华北市场设计的调峰费用计算公式为：

式中：Fi，t为t时段市场主体i调峰费用；Kt为t时段市场系数，取该时段火电机组平均负荷率的倒数，其值总大于1；为t时段市场主体i平均响应功率（MW），其值为市场主体i在该时段平均用电负荷与平均基线负荷之差；为t时段市场主体i申报的充/用电功率（MW）；为调峰贡献率；为实际结算的充/用电功率；为t时段市场调峰服务边际出清价格的算术平均值（元/MWh）；tc为市场出清时段，取1 h。

此外，部分市场对包括需求侧灵活性资源在内的辅助服务市场主体规定了较为明确的偏差考核方法。例如，浙江市场对无法提供辅助服务的中标主体实施两倍考核费用惩罚，对于性能不达标的主体按差异形成不同的补偿方案。

1.2 调频市场

我国各省市调频辅助服务市场大多采用“两个细则”作为运行规则，仅允许燃煤火电机组参与调频市场竞争。而随着分布式储能、EV、柔性负荷的增加，需求侧灵活性资源在调频辅助服务中的价值已得到广泛认可，因此亟需进一步完善相关市场机制。

江苏省调频辅助服务市场允许提供综合能源服务的第三方机构参与［28］，甘肃、广东等地则允许电化学储能设施参与调频市场响应，这为需求侧灵活性资源聚合参与调频市场竞争提供了可能。

1.2.1 市场准入

当前在准入技术条件上，江苏调频市场要求具备AGC（自动发电控制）调节能力的综合能源服务商汇集单站容量达到充/放电功率5 MW以上的储能电站，汇集总容量达到充/放电功率10 MW以上、持续时间2 h以上。

1.2.2 报价出清

目前需求侧主体只需申报是否参与调频市场，作为市场出清价格的接受者，根据“七日综合调频性能指标”由高到低排序后出清，最终出清价格为市场最高成交价PM与市场补偿标准KM的乘积，其中市场补偿标准KM取值为1。

1.2.3 结算分摊

不同省市调频市场的结算机制存在较大差异，主要在于是否考虑对预留调频容量的机会成本进行补偿。

1）江苏调频补偿费用由发电厂按当月平均运行容量的比例分摊，包括基本补偿费用和调用补偿费用。基本补偿费用依据调频性能、调频容量及投运率计算，其计算公式为：

调用补偿费用依据调频里程、调频性能及里程单价计算，其计算公式为：

2）甘肃省调频市场则仅对提供调频服务的调频里程进行补偿［29］，其计算公式如下：

式中：F为调频里程补偿费用；Di为中标单元在第i个交易周期提供的调频里程；ρi为第i个交易周期的里程出清价格；ki为中标单元第i个交易周期的AGC综合性能指标平均值；n为交易周期数。

1.3 备用市场

备用是电力系统运行时需要并网主体通过预留调节容量以保证电力系统可靠供电所提供的服务，包括旋转备用和非旋转备用两部分［30］。国内外关于需求侧资源参与备用市场的研究主要集中于市场优化协调策略制定［31］、备用容量需求确定［32-33］、备用服务风险评估［34］等。当前我国仅东北、浙江和南方区域开展备用辅助服务市场模拟试运行。南方区域明确储能电站和VPP 以第三方主体参与跨省备用市场交易，但尚无相关细则及实践。

浙江备用辅助服务市场建设参照美国PJM（宾夕法尼亚-新泽西-马里兰）互联市场模式，将备用服务的交易品种分为一级备用和二级备用。具体市场组织流程为：在日前市场阶段，开展电能、二级备用联合优化出清；实时市场阶段，开展电能、一级备用以及调频联合优化出清。目前，浙江备用辅助服务市场部分机制和系统功能仍在完善过程中，一级备用和二级备用的日前市场价格仅作参考，暂未开展实际结算，且备用报价主要为备用容量报价。由于尚未放开需求侧灵活性资源参与市场，目前仅涉及发电侧市场主体的旋转备用服务，而发电侧旋转备用的调用成本接近为零。当前备用服务在联合出清时采用零价代入的方法，尚不适用于需求侧灵活性资源，需针对不同备用资源的成本差异，进一步细化备用资源定价机制。

1.4 国内现阶段市场机制分析

就国内市场而言，需求侧灵活性资源在国内市场中主要提供以削峰为目的的需求响应服务，部分地区虽已允许其通过聚合方式参与省级调峰市场及调频市场，但在实施过程中仍存在一些问题。

1）市场竞争力有限。尽管需求侧灵活性资源已参与多省市的调峰市场交易，然而由于调节容量的限制，需求侧资源往往缺少市场竞价优势，在多地市场仅作为价格接受者参与市场交易。上海、山东、江苏等地虽允许报价，但单独设置VPP 调峰产品，需求侧资源调峰交易仅能在相应框架内进行，无法与其他调峰产品联合报价出清，且具体的VPP 调峰产品需求量由市场调度机构认定。

2）市场考核风险高。需求侧资源参与市场往往需要通过第三方聚合商，这对聚合商的集中管控技术以及其与终端用户之间的电力数据通信技术有较高要求，且当前需求侧整体预测偏差较大，使得需求侧盈利能力有限。同时由于其市场竞争力较为有限，作为市场价格接受者参与市场时以调峰辅助服务市场出清价格进行结算，其市场收益往往无法完全覆盖偏差考核费用，这使得聚合商参与市场的积极性不高。

3）交易规则仍需完善，主要体现在市场主体及准入、响应性能指标、交易品种设置等方面。在市场主体及准入方面，我国调频及备用市场仅引入发电侧资源提供有偿调频服务，尚未明确需求侧资源在调频市场以及备用市场的主体地位，需求侧资源参与多类型辅助服务市场受到限制。在响应性能指标方面，当前市场对于相关性能指标的设置未能体现不同资源的性能差异性，需求侧灵活性资源无法体现出其在辅助服务上的综合性能优势。在交易品种设置方面，需求侧灵活性资源主要参与需求响应服务、调峰服务，未能有效发挥其资源在多场景应用上的优势。

2 国外需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场的研究

国外已有较为成熟的电力辅助服务市场，需求侧灵活性资源是其辅助服务市场的重要参与主体之一。成熟的电力市场不单独设置调峰市场，而是通过其现货市场中的实时平衡市场或平衡机制，以实时电价的变化引导市场主体主动参与调峰［35-36］。

2.1 澳大利亚调频市场

澳大利亚在需求侧灵活性资源建设方面居全球领先地位，特别是近年来在政府政策支持下其户用屋顶光伏建设及用户侧电池储能配置大幅增长，因此澳大利亚电力市场针对需求侧灵活性资源提供辅助服务进行了积极探索。澳大利亚NEM（全国电力市场）由AEMO（澳大利亚能源市场运营商）运营，市场辅助服务包括FCAS（频率控制辅助服务）、NSCAS（网络支持和控制辅助服务）、SRAS（黑启动辅助服务），其中FCAS 又细分为8个交易品种，如表2所示。

表2 澳大利亚国家电力市场FCAS交易品种

为鼓励需求侧灵活性资源参与电力市场，AEMO允许将资源整合成为VPP参与市场，同时设立辅助服务负荷这一新的市场参与主体，并于2019 年6 月开展VPP 提供应急FCAS 服务的示范项目［37］。该VPP 示范项目实践结果显示了需求侧灵活性资源聚合后可以有效地响应电力系统紧急事件和电能量现货市场价格信号［38］。此外，AEMO还通过开展EDGE（能源需求与发电交易），使需求侧灵活性资源能够在配电网区域提供NSCAS服务。

2.1.1 市场准入

参与NEM 的VPP 聚合商需注册成为FRMP（财务责任市场参与者）。此外，仅参与提供应急FCAS服务的VPP可单独注册成为MASP（市场辅助服务提供商），并将其聚合区域内设备归类为辅助服务负荷，注册为MASP的VPP聚合商可自主选择是否作为市场消费者响应现货市场价格信号。AEMO提供3种VPP参与模式［39］：VPP聚合商与市场零售商签订双边合约；市场零售商同时为VPP聚合商；VPP聚合商注册为MASP仅参与应急FCAS 市场。VPP 参与NEM 的3 种模式如图1所示。

图1 VPP参与NEM的3种模式

在准入技术条件上，NEM规定VPP至少具有1 MW容量才可参与FCAS，并且对于额定功率低于5 MW的分布式主体可自动豁免注册为聚合商。但聚合需求侧灵活性资源的VPP 需在每个相关连接点或其附近测量总输出功率，测量点根据连接点后面是否配置独立的储能逆变器与主控单元确定［40］。此外，当VPP 聚合商采样率大于200 ms，最终FCAS成交量给予5%的偏差考核。

2.1.2 报价出清与市场结算

VPP聚合商参与FCAS 市场需通过AEMO的市场管理系统提交各个FCAS 交易品种能够提供的容量以及相应的价格，市场调度机构按照报价从低到高排序，根据FCAS需求量依次每5 min出清结算。调度机构以各时刻每个FCAS 市场交易品种的最终出清价格作为结算价格，对VPP 聚合商进行结算。

2.1.3 运营情况分析

由Energy Locals 和Tesla 联合运营的SA VPP是澳大利亚VPP 示范项目的首个市场参与者，该VPP 参与了所有6 个应急FCAS 交易，其申报容量从试验初期的1 MW 增加至16 MW。在参与市场的前4 个月（2019 年9 月13 日至2020 年1 月12日），SA VPP 获得收益224 926 美元。VPP 在FCAS 市场中的大部分收益来源于对若干重大电力事故的快速响应，其中在2019 年11 月9 日和2019年11月16日的两次重大事故中的日收益分别为50 396 美元和59 645 美元。该试点项目证明了需求侧灵活性资源聚合参与FCAS 市场的效益，并且从实际响应情况来看，需求侧灵活性资源聚合后可提供比当前所需的6 s 响应更快的FCAS服务。

2.2 北美PJM电力市场

美国PJM 市场为需求侧资源参与其电力市场设计了需求响应交易框架，需求侧灵活性资源在市场框架内可以参与辅助服务市场交易。在过去需求侧灵活性资源较为有限时，以传统电力消费为主的终端用户一般作为DR（需求资源），其参与需求响应必须通过CSP（缩减负荷服务提供商）代理，可参与包括能量市场、容量市场、辅助服务市场的各种PJM 市场，终端用户收到来自CSP 的结算费用。

随着需求侧分布式能源资源主体数量的增加和聚合技术的进步，美国开始尝试赋予需求侧灵活性资源更广泛的市场主体地位，并允许其在现有的现货市场框架内聚合后参与市场。2020 年9月，美国FERC（联邦能源管理委员会）的2222 号法案［41］明确了需求侧灵活性资源的市场主体地位，使需求侧资源聚合体能够在所有区域性批发电力市场中竞争。

在2222 号法案指导下，PJM 允许需求侧资源聚合体在满足相关技术条件前提下作为单一市场主体参与其所有市场类型，并更新了对需求侧灵活性资源聚合体的相关技术参数要求。在准入技术条件上，聚合商可以聚合所有区域内任意数量的终端用户，其聚合总容量不低于100 kW，但所聚合的单个终端用户容量最多只有一个可以超过99 kW，参与调频市场响应的用户需具备5 min 响应能力。在遥测数据分辨率上，根据聚合体参与市场类型的不同有所区别［42］，如表3所示。

表3 PJM市场中需求侧资源聚合体遥测数据分辨率要求

根据响应时间的差别，当前PJM 备用市场交易品种如表4所示。需求侧资源通过申报可削减负荷量，可参与备用市场的所有交易品种，其交易组织流程与其他发电资源相同，以报量报价的形式参与市场竞争。

表4 PJM备用市场交易品种

PJM市场中日前运行备用需求容量按年计算，主要考虑对系统可靠性产生不利影响的变量，包括负荷预测误差率和发电机强迫停运率，计算公式为：

式中：CDASR为日前运行备用需求容量；PL，max为最大负荷功率；ELF为负荷预测误差率；RFO为发电机强迫停机率。ELF和RFO取值基于3 年历史数据的滚动平均值，其中2022 年ELF取值为2.03%，RFO取值为2.38%［43］。

总的来说，一次备用需求容量应为最大单次事故的150%，一次备用中旋转备用需求容量为最大单次事故的100%。根据PJM 年度需求响应市场报告［44］，需求侧灵活性资源的辅助服务市场收益主要来自调频市场及备用市场。

2.3 欧洲电力市场

由ENTSO-E（欧洲输电系统运营商网络）管理的欧洲电力平衡市场以及由英国国家电网管理的英国电力市场构成欧洲电力市场辅助服务交易的主体。本节分别以欧洲平衡市场和英国运行备用市场为例，介绍欧洲电力市场中辅助服务的实施情况。

2.3.1 欧洲平衡市场

欧洲电力市场中面向需求侧灵活性资源参与的辅助服务交易品种主要为频率控制类服务［45-46］，包括FCR（频率控制备用）、aFRR（自动频率恢复备用）、mFRR（手动频率恢复备用）、RR（替代备用），各项服务均包括能量和容量两种交易标的。

在具体实践上，欧洲平衡市场的辅助服务采购由各国输电系统运营商各自进行，因此在各类服务中对需求侧灵活性资源的采购占比存在差别。此外由于绝大多数国家要求提供FCR 服务的主体仅允许进行对称投标，因此需求侧资源在各国主要提供FRR 服务。例如，法国电力市场允许需求侧资源提供包括RR 在内的所有频率控制类服务，其2020年辅助服务交易量中超过20%的mFRR及RR来自需求侧资源［47］，并且对聚合形式的资源以调频价格进行补偿。

2.3.2 英国运行备用市场

英国运行备用市场与电能量市场独立运行且出清解耦。当前英国运行备用市场的交易品种主要有FR（快速备用）和STOR（短期运行备用），两种服务的技术要求如表5所示。

表5 英国运行备用服务技术要求

在备用容量需求确定上，STOR 服务的需求根据一年中的不同时间有所不同。英国国家电网将一年分为6个服务季节，每个服务季节又划分为工作日和非工作日。

在费用结算上，英国运行备用市场的补偿费用包括容量成本补偿和能量费用补偿。例如STOR 服务的结算周期为月，每个结算周期的容量成本补偿费用CA的计算公式为：

式中：Pc为合同规定的功率值（MW）；ηca为合同规定的可用率（英镑/MWh）；a为0-1 变量，a=1时进行结算；γ为每月违约率，最高取值为30。

每个结算周期能量费用补偿费用CU的计算公式为：

式中：Ru为结算周期内调用的备用容量；λu为该结算周期的能量使用价格［48］。

2.4 国外市场机制发展与探索

北美各大电力市场在FREC 第2222 号法案指导下陆续开放需求侧资源参与现有所有电力市场，需求侧资源能够在调频市场、备用市场等多个市场参与市场化竞争，极大推动了需求侧灵活性资源的建设。

同时，各市场积极探索开发新的市场交易品种。例如，针对短时间尺度内的电力系统频繁滑坡/爬坡事件，开发灵活调节服务产品，其中美国CAISO（加州独立系统运营商）引入FRP（灵活性爬坡产品），需求侧灵活性资源可以提供反映其灵活性的报价参与市场调度［49-50］。英国国家电网增加FFR（稳定频率响应）补充产品，并为容量低于10 MW 的需求资源聚合体提供过渡合同［51］。此外，为充分挖掘需求侧灵活性资源的价值，积极探索配电运营商市场建设，在配电网侧建立用于灵活性产品交易的市场组织形式［52］，该市场又被称为本地灵活性市场，为配电网提供黑启动［53］等网络安全支持服务。

3 国内外辅助服务市场及能量市场出清协调机制

当前国内外辅助服务市场与能量市场的出清协调机制主要分为独立交易和联合优化［54-56］。独立交易常见于北欧地区的分散式电力市场，我国部分省市在现货市场建设初期也普遍采用独立运行、顺次出清的方式。北欧电力市场中辅助服务及能量交易由不同机构组织，各市场与能量市场解耦运行，备用、调频等辅助服务市场出清由输电系统运营商定期开展［57］。

辅助服务的交易品种与电能量往往存在深度耦合［58］，为充分发挥电力市场在提升资源利用经济性及优化资源配置的作用，美国、澳大利亚［59］等成熟的集中式电力市场往往采用联合优化出清模式，我国浙江现货市场也采用联合优化模式实现能量、备用及调频的联合优化［60］。辅助服务交易与能量交易的联合优化出清是当前学术界的主要研究热点之一。文献［61］构建可调鲁棒协同优化模型实现了考虑风电随机性的能量与辅助服务联合调度，并运用冗余约束降维策略实现快速求解，验证了其在实时市场出清上的有效性；文献［62］运用随机鲁棒混合优化方法实现了FRP、能量与旋转备用市场的联合优化。

4 对我国需求侧灵活性资源利用的相关建议

电力市场建设是我国构建现代能源体系过程中的重要一环。根据当前我国需求侧灵活性资源参与辅助服务市场的情况，并借鉴国外相关机制的探索与实践经验，对未来我国电力辅助服务市场的建设以及需求侧灵活性资源利用的推进与发展提出以下建议。

1）继续加快辅助服务市场建设，丰富辅助服务交易品种。当前我国辅助服务产品主要是调峰服务以及面向发电资源的AGC服务，并逐步开展调频市场及备用市场试运行。随着部分试点省份现货市场逐渐成熟，通过进一步完善分时电价机制，拉大峰谷电价差，当前国内需求侧资源主要参与的调峰市场将被逐渐替代，因此需设计适合需求侧灵活性资源参与的新型交易品种。各地需遵循因地制宜原则，根据当前现货市场建设情况以及地区需求侧资源特点，合理开展交易品种设计。需求侧灵活性资源的市场价值发现与电力现货市场建设紧密相关，澳大利亚等国家的实践证明需求侧灵活性资源在快速响应类产品上具有明显优势。因此，加快辅助服务市场建设，特别是设计快速频率响应、快速灵活爬坡、快速备用等能够体现需求侧灵活性资源调节性能的新型辅助服务产品，能够激励需求侧资源主动参与电力市场。

2）完善辅助服务价格机制和偏差考核机制，保障市场竞争力。当前各地电力市场针对不同资源参与市场的价格机制不清晰，使得需求侧灵活性资源参与辅助市场获得的收益难以覆盖偏差考核费用，未能有效激发其参与市场的积极性。由于需求侧灵活性资源适用于多种应用场景，且不同资源的市场参与能力存在一定差异，在价格机制设计时应充分考虑其在不同场景下的特点，根据“谁提供，谁获利；谁受益，谁分摊”的原则，量化不同资源提供辅助服务的能力，制定基于服务利用场景的多种收益计算方式。

3）合理设置市场激励机制。在市场建设初期，合理的激励措施能够促进更多的需求侧资源参与到辅助服务市场。例如建立信用评价机制、参考互联网经济引入市场信用积分激励模式等。信用评价机制侧重于需求侧资源在市场中的行为评价，对于履约率高、偏差小、参与市场交易电量多、行为良好的需求侧市场主体，可增加信用积分，反之则减少积分。信用积分与参与市场主体的最终收益相关，例如可在最终结算阶段，使结算价格在市场出清价格基础上增加适当的弹性。为保障市场公平性，辅助服务市场的相关激励措施需经过合理评估后，报送政府部门审批。

5 结语

为解决含高比例可再生能源的新型电力系统的安全稳定运行问题，需求侧灵活性资源的价值被逐渐认可。本文基于需求侧灵活性资源在当前国内外辅助服务市场参与情况，对目前相关研究与市场实践进行梳理，分析国内外现有的需求侧灵活性资源参与电力辅助服务市场交易的机制，总结当前市场运行存在的问题，并对未来我国需求侧灵活性资源利用的推进与发展提出相关建议。