王韻楚，張 思，林振智，蔣晨威，唐 律，文福拴

（1.浙江大學電氣工程學院，浙江省 杭州市 310027；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，浙江省 杭州市 310007）

0 引言

新能源在電力系統(tǒng)中的滲透率不斷提高，推動了清潔低碳、安全高效的電力系統(tǒng)建設，支撐了中國“雙碳”目標的實現(xiàn)。在新型電力系統(tǒng)建設過程中，電力系統(tǒng)輔助服務，特別是調(diào)節(jié)能力的需求會逐步上升。設計有效的輔助服務市場有利于激發(fā)分布式源荷（包括分布式新能源電源、可調(diào)節(jié)負荷、儲能設備等）的靈活調(diào)節(jié)潛力，進而增強電網(wǎng)消納間歇性新能源的能力。

新能源發(fā)電機組出力的間歇性和不確定性給電力系統(tǒng)運行的安全性和經(jīng)濟性帶來了新的挑戰(zhàn)，對調(diào)頻等輔助服務提出了更高的要求。此外，分布式源荷參與主體普遍存在單體容量小、空間分布分散、不確定性程度高等特點，不同設備的數(shù)據(jù)和通信基礎設施、可調(diào)度性、響應速度、可靠性等存在差異。這些因素給市場主體自身決策、市場運營及調(diào)度管理帶來了挑戰(zhàn)。因此，為解決分布式電源和靈活負荷進一步發(fā)展的需求與當前輔助服務交易機制無法高效保障電網(wǎng)安全運行的矛盾，國內(nèi)外均在已有輔助服務市場的基礎上積極探索面向分布式電源和靈活負荷參與輔助服務的機制設計與運營方法。這些探索為提升電力系統(tǒng)運行的靈活性和可靠性、支撐“雙碳”目標的實現(xiàn)提供了重要支持。

美國、北歐等國家和地區(qū)典型電力市場對此研究和應用的起步較早。例如，美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭州（Pennsylvania-New Jersey-Maryland，PJM）電力市場［1］、得克薩斯州電力可靠性委員會（Electric Reliability Council of Texas，ERCOT）［2-3］均制定了發(fā)電機組、儲能、需求側(cè)資源參與調(diào)頻、備用等輔助服務的市場規(guī)則。國家能源局于2021年12 月修訂了《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法》［4-5］（以下稱“兩個細則”），其中給出了有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及恢復服務三大類主要應用，擴大了輔助服務提供主體范圍，新增了新能源、新型儲能、負荷側(cè)并網(wǎng)主體等分布式源荷參與輔助服務的并網(wǎng)技術(shù)導則及管理要求等。然后，中國多個區(qū)域和省市積極探索。例如，山西、山東等出臺了新型儲能參與調(diào)頻輔助服務市場的細則；浙江發(fā)布了第三方獨立主體參與輔助服務市場規(guī)則，包含旋轉(zhuǎn)備用、削峰調(diào)峰、填谷調(diào)峰這3 類輔助服務。近年來，為發(fā)揮分布式源荷參與電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)的潛力，不少學者關(guān)注分布式電源、儲能、需求側(cè)等分布式主體及虛擬電廠（virtual power plant，VPP）、綜合能源系統(tǒng)（integrated energy system，IES）等聚合體參與輔助服務市場的商業(yè)模式和市場機制設計。文獻［6］總結(jié)了電動汽車參與電網(wǎng)輔助服務的控制策略；文獻［7］研究了儲能協(xié)同參與電能量市場和備用輔助服務市場的可行性，提出了儲能系統(tǒng)利用閑置容量和功率參與多應用場景的協(xié)同運行策略；文獻［8］總結(jié)了美國加州、澳大利亞與德國VPP 參與輔助服務的市場機制設計經(jīng)驗；文獻［9］從運營機制、調(diào)控策略、負荷潛力等方面分析了需求響應提供調(diào)頻和備用輔助服務的技術(shù)問題，總結(jié)了國外需求響應參與輔助服務市場機制；文獻［10］研究了有源配電網(wǎng)黑啟動恢復供電輔助服務的市場機制，提出了包含分布式電源黑啟動能力補償賈和黑啟動使用補償賈的黑啟動恢復供電兩部制定價方式。

為引導多類型分布式源荷參與不同品種輔助服務市場，有必要探討輔助服務市場機制發(fā)展的現(xiàn)狀并展望未來的發(fā)展趨勢。在此背景下，本文首先從有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及恢復輔助服務幾個方面，對國內(nèi)外分布式源荷參與輔助服務市場機制發(fā)展現(xiàn)狀進行對比；接著，總結(jié)國內(nèi)外分布式源荷參與輔助服務市場的聚合和控制技術(shù)，分析相關(guān)的計量、結(jié)算和成本分攤機制；最后，面向中國新型電力系統(tǒng)建設需求，對分布式電源和靈活負荷參與輔助服務市場進行展望。

1 分布式源荷參與輔助服務市場機制發(fā)展現(xiàn)狀

近年來，中國華北、東北、華中、華東、西北、南方6 個區(qū)域［11-16］，江蘇［17］、山東［18］等省份陸續(xù)出臺和修訂了電力輔助服務實施細則。國外典型電力市場中均有較為成熟的輔助服務市場機制，并針對儲能、VPP 等新型主體重新進行了修訂。中國6 個區(qū)域輔助服務類型以及分布式源荷參與情況分別如表1 和表2 所示。

表2 中國6 個區(qū)域分布式源荷參與輔助服務類型Table 2 Types of ancillary services for participation of distributed sources and loads in six regions of China

1.1 分布式源荷提供有功平衡服務市場機制設計

中國“十四五”期間，分布式電源、儲能、需求側(cè)可調(diào)節(jié)負荷等分布式源荷主要參與有功平衡服務，包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡等電力輔助服務。附錄A 中描述了各交易品種國內(nèi)外發(fā)展現(xiàn)狀。

國家電力監(jiān)管委員會于2006 年發(fā)布了相關(guān)文件，明確了輔助服務包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、無功調(diào)節(jié)和黑啟動。然后，6 個區(qū)域電力市場監(jiān)管機構(gòu)組織編寫和逐步實施了輔助服務“兩個細則”。最近幾年，中國多數(shù)區(qū)域允許風電、光伏參與有償一次調(diào)頻，在山西、山東等省份，新型儲能參與一次調(diào)頻正在從無償服務轉(zhuǎn)變?yōu)橛袃敺?；安徽、湖北等多個省份啟動了分布式源荷參與二次調(diào)頻輔助服務市場。在補償機制方面，部分地區(qū)為引導新能源和儲能參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，將它們列入有償一次調(diào)頻資源，而常規(guī)機組為無償一次調(diào)頻資源。例如，在東北，新能源場站一次調(diào)頻根據(jù)月度實際上網(wǎng)電量進行補償，儲能電站按月度一次調(diào)頻積分電量進行補償。為引導分布式源荷提供輔助服務，浙江省出臺了第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規(guī)則［19］，與華東區(qū)域輔助服務市場以耦合方式開展報價出清，調(diào)頻需求為發(fā)電企業(yè)無法提供相應二次調(diào)頻能力缺額部分的日前統(tǒng)計值。調(diào)峰輔助服務是中國部分地區(qū)支撐清潔能源消納、促進電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和功能重構(gòu)特有的交易品種，其本質(zhì)上屬于能量市場，國外成熟電力市場主要通過現(xiàn)貨市場的設計解決調(diào)峰問題［20］。中國6 個區(qū)域均出臺了新型儲能參與調(diào)峰服務的規(guī)定，華北、東北、華中、華東和南方特別發(fā)布了負荷側(cè)調(diào)節(jié)資源參與調(diào)峰輔助服務的規(guī)則，受端電網(wǎng)一般分設削峰調(diào)峰和填谷調(diào)峰，兩類調(diào)峰的價格機制、成本分攤機制等具有差異。對于分布式光伏、風電，為保障其消納，一般不要求參與調(diào)峰輔助服務市場，而是需要分攤調(diào)峰輔助服務賈用，但華中提出風電、光伏等新能源在電網(wǎng)安全受到影響時應參與無償調(diào)峰。在部分區(qū)域，例如，甘肅，采取了調(diào)峰和AGC 這2 種輔助服務品種的日內(nèi)分時疊加模式［21］，儲能可以在不同的時間段提供不同類型的輔助服務。對于調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨市場、需求響應功能重合的問題，華東規(guī)定在現(xiàn)貨市場運行期間，已參與現(xiàn)貨市場或需求響應的可調(diào)節(jié)負荷、新型儲能在輔助服務市場不予重復補償。對于儲能、需求側(cè)分布式源荷參與備用輔助服務，華東和南方明確要求可中斷負荷、直控型可調(diào)節(jié)負荷可基于自身條件，在系統(tǒng)運行有備用需求時應預留調(diào)節(jié)能力，參與旋轉(zhuǎn)備用輔助服務。以華東為例，備用輔助服務在進入市場化競爭前采用固定價格補償，其中，新型儲能的備用輔助服務補償標準與發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體相同；考慮到現(xiàn)貨市場機會成本，參與現(xiàn)貨市場并網(wǎng)主體的備用輔助服務補償標準會適當提高；可中斷負荷備用補償標準更高［14］，遠高于其他類型的輔助服務。

中國電力市場中轉(zhuǎn)動慣量、爬坡交易品種起步較晚。6 個區(qū)域中，雖然除華中外均在輔助服務細則中提出設置爬坡和轉(zhuǎn)動慣量輔助服務，但并未真正執(zhí)行。對于分布式源荷參與輔助服務，華東提出調(diào)節(jié)速率每分鐘等于或超過1.5%額定容量的并網(wǎng)主體可提供爬坡輔助服務，根據(jù)爬坡準備時間、里程給予補償［14］。東北提出根據(jù)變速風電機組、光伏逆變器、新型儲能電站中儲能變流器所模擬同步發(fā)電機組的慣量特性，要求風電、光伏、儲能能夠參與有償轉(zhuǎn)動慣量中的虛擬慣量響應。華東則提出飛輪儲能提供的轉(zhuǎn)動慣量屬于有償轉(zhuǎn)動慣量，其補償標準與其他主體一致。

國外成熟電力市場中，有功輔助服務市場發(fā)展均較為完善。在美國，為便于儲能等新型主體參與輔助服務市場，對原有市場設計和運行規(guī)則做了改進。為體現(xiàn)不同性能機組的價值、提升靈活性資源投資積極性，一般對交易品種進行了細分。例如，PJM 市場中設置傳統(tǒng)調(diào)頻信號regA 和快速調(diào)頻信號regD，文獻［22］針對這2 種調(diào)頻信號提出了一種考慮儲能退化成本的調(diào)頻輔助服務市場控制方法。PJM 市場同步備用按響應時間分為一級同步備用（Tier 1）和二級同步備用（Tier 2）；Tier 1 通常由大型機組、儲能等提供，風電、光伏、分布式儲能、負荷側(cè)資源等默認不能參與，而Tier 2 則可以由容量較小的發(fā)電設備、儲能系統(tǒng)以及能夠在10 min 以內(nèi)響應的負荷側(cè)資源提供，但需提供最小容量標準的備用容量。英國國家電網(wǎng)［23］和美國ERCOT 市場［24］均設立了快速頻率響應（fast frequency response，F(xiàn)FR）交易品種，由負荷、風電、儲能等資源提供［25］，與同步慣量響應一起共同抑制頻率波動。美國中部獨立系統(tǒng)運行機構(gòu)（midcontinent independent system operator，MISO）在日前和實時市場均開展了靈活爬坡產(chǎn)品（flexible ramping product，F(xiàn)RP）交易［26］，以確保獲取充足的爬坡資源。

綜上，目前中國有功平衡服務市場機制根據(jù)各地區(qū)電源結(jié)構(gòu)、供需關(guān)系等情況具有不同的成熟度，各區(qū)域需考慮各類交易品種以解決所面臨的不同問題，從需求出發(fā)逐步完善輔助服務市場機制，并避免功能重疊。為引導分布式源荷參與輔助服務市場，可考慮設計面向優(yōu)質(zhì)機組的定價機制，或根據(jù)調(diào)節(jié)性能要求對調(diào)頻、調(diào)峰、備用市場交易品種進行細分，使市場主體能夠獲得與其調(diào)節(jié)性能相關(guān)的合理收益，引導分布式源荷的投資和改造。

1.2 分布式源荷提供無功平衡服務市場機制設計

無功平衡服務即電壓控制服務，是指為保障電力系統(tǒng)電壓穩(wěn)定，并網(wǎng)主體根據(jù)調(diào)控中心下達的電壓、無功出力等控制調(diào)節(jié)指令，通過AVC、調(diào)相運行等方式，向電網(wǎng)注入、吸收無功功率，或調(diào)整無功功率分布來實現(xiàn)無功平衡。中國6 個區(qū)域均提出了無功平衡服務補償機制。其中，西北對分布式電源參與規(guī)則和技術(shù)參數(shù)等給出了較為明確的規(guī)定；對于有償無功調(diào)節(jié)，風電場、光伏電站、新型儲能電站按比遲相功率因數(shù)0.95（常規(guī)電源該值為0.85）多發(fā)出的無功電量或比進相功率因數(shù)0.95（常規(guī)電源該值為0.97）多吸收的無功電量以及調(diào)相運行時發(fā)出的無功電量進行補償，其補償標準與常規(guī)電源中火電的補償標準持平，是水電的2 倍；新能源及新型儲能有償無功服務的補償為風電、光伏和儲能所提供的無功電量貢獻，不包括靜止無功發(fā)生器（static var generator，SVG）、靜止無功補償裝置（static var compensator，SVC）等裝置做出的無功電量貢獻；對于AVC，常規(guī)電源AVC 按機組計量補償，全廠成組投入的AVC 按全廠計量補償，而新能源及新型儲能AVC 按場站計量補償，通過匯集接入的新能源場站AVC，原則上按照接入該匯集系統(tǒng)的裝機容量比例進行分攤補償。

電壓控制在各國電力市場中同樣也作為一項廣泛應用的輔助服務，但一般不參與日前或?qū)崟r的輔助服務市場，而是通過長期合約獲得［27］，價格由雙方協(xié)商或公開競標的方式確定。例如，北歐將電壓控制類輔助服務分為3 級，響應時間分別為毫秒級、分鐘級和10～30 分鐘級［28］，美國得克薩斯州設置電壓支持服務（voltage support service，VSS）。在分布式源荷中，儲能具有快速調(diào)節(jié)和四象限運行的特點，能夠提供無功輔助服務，改善電能質(zhì)量［29］；基于換流器的分布式電源也能夠利用剩余容量為系統(tǒng)提供實時無功電壓支撐［30］。文獻［31］提出了基于多智能體深度強化學習的分布式電源就地電壓控制方法；文獻［32］提出了可再生能源消納場景中共享儲能的無功輔助服務定價模型，設計了基于成本的容量價格，并提出了可再生能源消納的基準功率，以量化由無功功率服務引起的機會成本。2023 年2 月英國可再生能源開發(fā)商Zenobe Energy 所擁有的電池儲能系統(tǒng)已經(jīng)開始向電網(wǎng)提供無功功率服務，這是目前歐洲規(guī)模最大的直接連接輸電網(wǎng)的電池儲能項目。該儲能項目由英國電力系統(tǒng)運營商National Grid 公司運營，是世界上第一個提供此類服務的儲能項目［33］。

風電、光伏和儲能具有無功調(diào)節(jié)能力，特別是儲能設備的穩(wěn)定性要高于常規(guī)電容器和靜止無功補償裝置，在設計分布式電源和靈活負荷參與無功平衡服務的價格機制時，需考慮提供無功調(diào)節(jié)服務的機會成本，引導和激勵分布式電源和靈活負荷就地參與電壓控制。

1.3 分布式源荷提供事故應急及恢復服務市場機制

事故應急及恢復服務包括切機服務、切負荷服務和黑啟動服務。其中，黑啟動服務在中國6 個區(qū)域輔助服務“兩個細則”中均有相應條款，由具備自啟動能力的發(fā)電機組或抽水蓄能、新型儲能等主體提供。西北規(guī)定對調(diào)控機構(gòu)按照電網(wǎng)結(jié)構(gòu)指定的黑啟動機組進行補助，并且對并網(wǎng)主體的月度補償額最高不超過30 萬元，且待條件具備后以市場競價方式確定黑啟動服務。南方則與有能力參與黑啟動的機組簽訂中長期合約，補償賈用包括能力賈和使用賈，其中，獨立儲能電站與火電的補償標準一致。切機和切負荷服務分別指電力系統(tǒng)發(fā)生故障時，由穩(wěn)定控制裝置將發(fā)電機組與電網(wǎng)解列，以及由安全自動裝置切除部分負荷，以確保電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定的輔助服務。東北、華東、西北、南方均設置此2 類輔助服務，具有切機功能的電源及新型儲能均可以提供切機服務，補償標準中包含能力賈和使用賈。其中，東北、華東在使用賈中包含啟停賈用，但現(xiàn)階段僅給出火電、水電等常規(guī)機組的補償標準，分布式源荷相關(guān)參數(shù)仍待完善；華東、東北分別規(guī)定對接入電壓等級在35 kV 及以上、10 kV 以上且正常繳納輔助服務賈用的電力用戶提供切負荷電量補償，并給出了補償標準和補償時間；南方則提供能力賈和使用賈；西北僅對切除抽水蓄能電站抽水負荷、新型儲能進行補償。

隨著分布式電源的容量在電力系統(tǒng)中的占比不斷增加，配電網(wǎng)和微網(wǎng)在電力系統(tǒng)恢復中的角色也發(fā)生了變化。文獻［34］對微網(wǎng)的構(gòu)成做了詳盡分析，闡述了其作為黑啟動電源的可行性以及相對于發(fā)電機組的優(yōu)勢，研究了將微網(wǎng)作為黑啟動電源的網(wǎng)架重構(gòu)策略。文獻［35］提出了考慮分布式電源運行特性的孤島劃分策略優(yōu)化模型，利用微網(wǎng)和分布式電源孤島繼續(xù)為關(guān)鍵負荷供電，以減小電網(wǎng)停電面積。文獻［36］提出了一種多時段負荷恢復優(yōu)化方法，以實現(xiàn)配電網(wǎng)中的多源協(xié)同。為提升各類主體提供黑啟動服務的積極性，已有文獻提出了黑啟動輔助服務的經(jīng)濟補償和成本核算方法。文獻［37］提出了一種基于保險理論的黑啟動輔助服務定價方法，構(gòu)建了協(xié)議時間優(yōu)化模型以實現(xiàn)用戶間概率收益差異最小化。文獻［38］提出一種含分布式電源配電網(wǎng)的黑啟動輔助服務定價策略，根據(jù)黑啟動輔助服務簽訂的負荷恢復時間、負荷等級以及負荷恢復量等協(xié)議內(nèi)容，確定分布式電源為配電網(wǎng)提供黑啟動的服務賈標準和違約賠償賈標準。

從國內(nèi)外運行情況看，分布式電源能夠為配電網(wǎng)提供黑啟動服務，但現(xiàn)階段提供事故應急及恢復服務的市場主體仍以輸電網(wǎng)和集中式發(fā)電企業(yè)為主。隨著分布式源荷海量式增加，需考慮其與配電網(wǎng)的交互作用，研究二者協(xié)同參與事故應急及恢復服務的商業(yè)模式和定價機制。

2 分布式源荷參與輔助服務的聚合和控制技術(shù)

未來海量的分布式源荷接入電力系統(tǒng)后，對輔助服務市場機制中準入機制、價格機制、成本分攤機制等均有影響?？紤]到分布式源荷對電力系統(tǒng)靈活性、穩(wěn)定性的影響，無論其是否參與輔助服務市場，均需明確不同類型主體的輔助服務責任。需評估市場效率、算力、儲存能力等因素，明確不同源荷參與輔助服務市場后，通過市場手段進行優(yōu)化配置與有序聚合，實現(xiàn)分層控制和分級管理。

2.1 獨立主體參與市場和電網(wǎng)調(diào)度技術(shù)要求

分布式光伏、風電、新型儲能、電力用戶作為獨立主體參與輔助服務市場、接收電網(wǎng)調(diào)度指令時，需滿足一定技術(shù)要求才能夠獲得準入資格。首先，能夠直接并網(wǎng)參與提供輔助服務的分布式源荷主體包含發(fā)電側(cè)、負荷側(cè)和儲能側(cè)設備，其中，分布式電源包含分布式光伏、風電、小水電、生物質(zhì)能等接入配電網(wǎng)的發(fā)電設備；負荷側(cè)主體一般包含工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡、空調(diào)集群、居民負荷等能夠響應電力調(diào)度指令的可調(diào)節(jié)負荷（含通過聚合商、VPP 等形式聚合）等；儲能側(cè)主體一般包含電化學、壓縮空氣、飛輪儲能等。其次，部分區(qū)域準入規(guī)則明確了主體容量和接入電壓等級，如西北要求發(fā)電側(cè)主體額定容量在10 MW 及以上，南方要求獨立儲能電站滿足5 MW/1 h 及以上，華東允許接入35 kV 電壓等級的儲能側(cè)和負荷側(cè)主體參與電力輔助服務。此外，發(fā)電側(cè)主體和新型儲能主體需配置調(diào)控機構(gòu)要求的數(shù)據(jù)采集、自動控制等設備，新型儲能并網(wǎng)主體需安裝電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行要求的繼電保護和安全自動裝置、勵磁系統(tǒng)及電力系統(tǒng)穩(wěn)定器等，新能源主體還需具有新能源功率預測系統(tǒng)等，并定時上傳0～240 h、0～72 h、15 min～4 h 的功率預測結(jié)果［14］，可調(diào)節(jié)負荷應能夠直接響應省級及以上電力調(diào)控機構(gòu)的電力調(diào)度指令或經(jīng)地、縣級電力調(diào)控機構(gòu)能夠響應省級及以上電力調(diào)控機構(gòu)的電力調(diào)度指令；參與日前調(diào)峰等輔助服務市場競價的可調(diào)節(jié)負荷應申報次日全天96 點的基準功率曲線、調(diào)節(jié)能力曲線（區(qū)分上調(diào)和下調(diào)）及報價。

市場主體參與輔助服務時需滿足給定的性能要求，否則將被考核。對于不同類型的輔助服務品種，還需給定相關(guān)的性能指標。例如，一次調(diào)頻人工死區(qū)、轉(zhuǎn)速不等率、最大負荷限幅、響應時間、合格率、動作性能等，APC 的遙測數(shù)據(jù)周期、采集誤差、采集延遲、調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應時間等［11］。根據(jù)分布式風電、分布式光伏、分布式儲能、負荷側(cè)主體的物理特性，對直接參與市場和電網(wǎng)調(diào)度的分布式源荷的性能要求一般與火電等常規(guī)機組存在差異，例如，華中、南方等區(qū)域暫時不對風電、光伏的一次調(diào)頻動作性能進行考核，僅考核功能投入、動作正確性等；華北對APC 的響應速度做出要求，分布式儲能和充電樁等電池類可調(diào)節(jié)負荷的APC 響應時間應小于1 min，電采暖、工業(yè)負荷和樓宇空調(diào)等類型資源的APC 響應時間應小于2 min，火電、水電、直接控制新型儲能的APC 響應時間分別應小于1 min、20 s、5 s。

在國際上發(fā)展較為成熟的電力市場中，市場主體的準入門檻一般較低，但性能要求較高。以美國為例，聯(lián)邦能源管理委員會（Federal Energy Regulatory Commission，F(xiàn)ERC）于2018 年發(fā)布了841 號法案［39］，將儲能的準入門檻從1 MW 降低到100 kW，大幅增加了市場主體數(shù)量，具備準入資格的電化學儲能從124 個增加為289 個，占所有儲能項目的比例從25%上升到55%［40］。市場主體數(shù)量的提高在增強市場競爭性的同時也引發(fā)了部分獨立系統(tǒng)運行機構(gòu)（independent system operator，ISO）對市場優(yōu)化出清模型計算算力的擔憂［41］。該法案明確了儲能的運行約束，保證儲能不同時充放電，并考慮了儲能的容量有限性來確定其容量價值。傳統(tǒng)市場主體提供調(diào)頻服務時，一般需要同時中標一定的容量以獲得上下調(diào)出力的空間，PJM 允許儲能在沒有基礎出力時提供調(diào)頻等輔助服務。對于負荷側(cè)資源參與輔助服務市場，美國各市場對資源規(guī)模、持續(xù)時間、數(shù)據(jù)采集等方面的要求具有差異，ERCOT 和PJM 市場允許容量為0.1 MW 的需求響應資源參與調(diào)頻和備用市場，MISO 和紐約州獨立系統(tǒng)運行機構(gòu)（New York independent system operator，NYISO）則要求資源規(guī)模達到1 MW。同時，為限制市場力，多數(shù)市場不允許具有獨立計量能力的負荷資源通過聚合參與輔助服務市場，MISO、PJM、NYISO 也要求負荷具有上下對稱的調(diào)頻能力，持續(xù)時間一般要求在30～60 min。2022 年，在PJM 市場中，儲能和需求側(cè)資源分別提供了25.7%、2.2%的調(diào)頻輔助服務，在調(diào)頻表現(xiàn)得分上，77.0%的儲能和54.7%的需求側(cè)資源得到91 分以上，而具有相同性能的水電機組和燃煤機組占比分別為49.2%和21.4%［42］。

2.2 分布式源荷聚合參與輔助服務市場研究現(xiàn)狀

分布式電源和靈活負荷參與主體普遍存在單體容量小、空間分布分散、不確定性程度高等特點，通過負荷聚合商、VPP、IES 等主體聚合參與輔助服務市場能夠進一步挖掘資源調(diào)節(jié)潛力。這樣，在設計輔助服務市場機制、計量和結(jié)算規(guī)則時需適當考慮聚合主體與獨立主體間在調(diào)節(jié)性能、接入方式等方面的不同，以及不同聚合主體之間在聚合資源類型、接入方式以及商業(yè)模式等方面的差異。

為促進分布式資源聚合商參與市場，F(xiàn)ERC 在2021 年發(fā)布了2222 號法案［43］，要求各ISO 考慮分布式資源聚合商可能會在多個節(jié)點與主網(wǎng)產(chǎn)生雙向功率流的特性，允許聚合商投標參與電能量、輔助服務和容量等多種市場，并按照節(jié)點電價進行結(jié)算。不同聚合商采用的商業(yè)模式一般也不相同，包括固定賈用租賃合約和根據(jù)業(yè)績進行事后利潤分配等方式。文獻［44］考慮了各類需求側(cè)資源的不確定性，在模糊機會約束規(guī)劃的框架下研究了聚合商的經(jīng)濟調(diào)度策略，并分析了負荷聚合商參與需求響應的風險成本。文獻［45］針對聚合商中空調(diào)負荷的特性，提出了空調(diào)的調(diào)控策略和補償機制。文獻［46］研究了電動汽車聚合商的充放電調(diào)度策略，并考察了電動汽車規(guī)模和預測精度對采用該策略所得結(jié)果的影響。文獻［47］研究了負荷聚合商的最優(yōu)投標策略，考慮了負荷削減、負荷轉(zhuǎn)移，并分析了需求響應前后配電網(wǎng)運行的可靠性。文獻［48］研究了含電動汽車、溫控負荷的聚合商參與調(diào)頻輔助服務的實時調(diào)度模型，并驗證了電動汽車和溫控負荷聚合參與輔助服務的互補特性。文獻［49］通過對不同負荷聚合商用電貢獻度、用電置信度等特性的評價，構(gòu)建了計及負荷聚合商調(diào)度優(yōu)先權(quán)的微網(wǎng)調(diào)度模型。

VPP 能夠?qū)崿F(xiàn)對分布于城市不同區(qū)域的各類型分布式資源的協(xié)同控制和多能互補運行，一般通過分層調(diào)度系統(tǒng)進行調(diào)度控制，分為電網(wǎng)協(xié)同控制層、云端協(xié)同控制層和分布式資源就地控制層。VPP 在美國加州電力市場中可通過代理需求響應資源（proxy demand response resource，PDR）或分布式能源供應商（distributed energy resource provider，DERP）2 種方式參加現(xiàn)貨電能量市場與備用輔助服務市場［50］。其中，DERP 由于對聚合的分布式資源種類沒有特殊要求且允許雙向調(diào)節(jié)而更符合VPP的概念。VPP 在澳大利亞電力市場中有3 種參與方式［51］：1）VPP 與零售商簽訂商業(yè)合同，零售商作為VPP 的財務責任市場參與方（financially responsible market participant，F(xiàn)RMP）；2）零售商兼具VPP 和FRMP 的雙重身份，既參與VPP 的運營，也承擔FRMP 的職責；3）VPP 作為市場輔助服務提供商（market ancillary service provider，MASP），僅可參加輔助服務市場。3 種方式下的電能量和輔助服務計量和結(jié)算的主體不同。為提高VPP 提供輔助服務的競爭力，澳大利亞建立了新的監(jiān)測測量機制，明確規(guī)定了測量點的位置、監(jiān)測系統(tǒng)的配置、響應能力的評估方法以及準入測試的要求。

IES 能夠通過智能化控制和協(xié)同運行，將不同形式的能源和能源設備進行集成和互聯(lián)。近年來提出的能源互聯(lián)網(wǎng)［52］、能源集線器［53］等均是IES 的表現(xiàn)形態(tài)，不同形態(tài)IES 的設備和基本物理架構(gòu)基本相同，包括多種能源形式（如電、氣、熱、冷等）的生產(chǎn)、傳輸、存儲和消賈設備。IES 參與輔助服務市場有2 種方式，一是利用本身電-氣/冷/熱耦合設備的電力負荷特性，整體對電力系統(tǒng)提供輔助服務［54］，而當調(diào)節(jié)精度與輔助服務市場要求出現(xiàn)偏差時，則通過儲電裝置進行彌補；二是利用綜合需求響應（integrated demand response，IDR）［55］與用戶簽訂的長期需求響應合同，進行氣-電耦合設備、電-氣/冷/熱耦合設備與儲能設備的優(yōu)化調(diào)度。

3 分布式源荷參與輔助服務市場的計量結(jié)算與成本分攤機制

3.1 分布式源荷直接參與交易結(jié)算和考核機制

分布式電源和靈活負荷作為獨立主體參與市場時，需要按市場規(guī)則進行投標。根據(jù)補償規(guī)則和考核規(guī)則進行清算、結(jié)算，在中國未開展市場化交易的電力輔助服務品種，一般按月進行電力輔助服務補償清算、結(jié)算，結(jié)算時一般扣除該資源在該項輔助服務中的考核賈用。例如，華東對發(fā)電側(cè)主體和新型儲能參與一次調(diào)頻時按實際動作積分電量超過理論動作積分電量70%～100%的部分進行補償，而動作方向錯誤或動作效果未到理論積分電量60%時將受到考核，并對AGC 調(diào)節(jié)速率、精度等進行考核；在第三方獨立主體參與調(diào)峰時，若削峰或填谷調(diào)峰量小于中標容量的50%，則按中標量乘中標價格的2 倍進行考核。國際上，有功平衡輔助服務（調(diào)頻、備用、爬坡、慣量）可以與現(xiàn)貨市場順序出清、聯(lián)合出清，分布式資源參與市場的規(guī)則與其他主體一致，美國PJM、美國得克薩斯州、澳大利亞、北歐的調(diào)頻和備用輔助服務市場交易機制對比如表3 所示［27，56］；無功平衡和黑啟動等輔助服務一般以長期合約簽訂，在PJM 市場中沒有自供應能力的服務需求者需要向PJM 統(tǒng)一購買。

表3 典型國家/地區(qū)調(diào)頻和備用輔助服務交易和結(jié)算機制Table 3 Trading and settlement mechanisms of frequency regulation and reserve ancillary services in some typical countries/regions

3.2 區(qū)塊鏈技術(shù)在分布式源荷交易中的應用

分布式電源和靈活負荷交易往往存在交易主體多、單筆交易量小、交易頻次高的特點，區(qū)塊鏈技術(shù)是通過密碼學形成的一種集體維護的分布式數(shù)據(jù)庫，具有去中心化、去信任化、高安全性等特點［57］，利用智能合約等技術(shù)可以實現(xiàn)分布式電源和靈活負荷在鏈上在線執(zhí)行交易、結(jié)算等過程。

目前，已有一些研究將區(qū)塊鏈技術(shù)應用于支撐小規(guī)模、密集型的分布式能源交易和數(shù)字資產(chǎn)交易。荷蘭和德國的電力系統(tǒng)運營商將區(qū)塊鏈Hyperledger Fabric 架構(gòu)應用于電力領(lǐng)域來提高電力供應質(zhì)量。其中，德國區(qū)塊鏈試點項目應用區(qū)塊鏈技術(shù)構(gòu)建了VPP，實現(xiàn)多種電力資源的融合應用，有效解決了德國電力輸送能力不足的問題，并將儲能系統(tǒng)的有效信息實時共享，充分利用儲能特性進行充放電，緩解電網(wǎng)輸電阻塞問題。在電力需求響應方面，國外已形成了依托以太坊技術(shù)的智能化需求響應平臺［58］。在該平臺中，用戶的注冊均在區(qū)塊鏈中完成，響應過程中電網(wǎng)公司與用戶之間的撮合依托智能合約完成，需求響應完成后的補貼也通過自動化的方式在區(qū)塊鏈上流轉(zhuǎn)。在國內(nèi)，青海省將區(qū)塊鏈技術(shù)引入共享儲能市場化交易試點實踐，搭建了基于區(qū)塊鏈技術(shù)、融通電力調(diào)度控制系統(tǒng)及市場結(jié)算系統(tǒng)的輔助服務市場化運營平臺［59］。中國南方電網(wǎng)有限責任公司東莞供電局構(gòu)建了基于區(qū)塊鏈的智慧用能在線調(diào)控系統(tǒng)，并于2020 年夏季開展了基于區(qū)塊鏈的需求響應試點工作，但僅應用區(qū)塊鏈的數(shù)據(jù)存證和智能合約自動執(zhí)行功能，未展開在線交易［60］。文獻［61］基于以太坊智能合約技術(shù)構(gòu)建了儲能拍賣平臺，實現(xiàn)了儲能閑置容量的在線交易、儲能設備的充/放電控制及交易賈用實時結(jié)算。文獻［62］提出儲能聚合商兼顧電能共享和自營的交易策略，能夠提高用戶和儲能聚合商的經(jīng)濟效益，并通過以太坊智能合約對用戶間的匹配交易進行仿真。文獻［63］提出了儲能參與自動需求響應的去中心化交易模型，并設計了儲能租用智能合約調(diào)整電賈與轉(zhuǎn)移價值。針對新型電力系統(tǒng)中源網(wǎng)荷儲多元協(xié)調(diào)互動的需求，區(qū)塊鏈技術(shù)在分布式電源參與輔助服務市場的推廣應用中還存在局限性，包括計算效率、去中心化、隱私和安全等方面的技術(shù)問題。例如，目前區(qū)塊鏈的計算能力和響應速度尚不能滿足某些要求實時計算的應用場景，為保證交易記錄和相關(guān)信息在所有參與主體之間的同步存儲，需要采用大容量的存儲系統(tǒng)［64］。

3.3 共享商業(yè)模式在分布式源荷參與電力市場中的應用

雖然中國鼓勵儲能參與輔助服務市場，但與國際上成熟的電力市場相比，準入門檻仍然較高，容量門檻值一般為5～10 MW，而用戶側(cè)的分布式儲能大多為0.2～2 MW，無法達到輔助服務市場的容量門檻，小微儲能僅參與電能量峰谷套利，回報率較低。同時，隨著新能源滲透率提高，并網(wǎng)規(guī)則對風電、光伏、火電機組的調(diào)節(jié)性能要求相應提高，配置儲能也將帶來額外的投資成本［65-66］。因此，共享儲能商業(yè)模式使分布式小微儲能可通過租賃形式將儲能控制權(quán)轉(zhuǎn)移給其他主體使用，能夠有效解決難以達到參與輔助服務市場容量門檻的問題［67］。近年來，英國、歐盟、美國、澳洲等國家和地區(qū)［68］以及中國青海［59］、湖南［69］等省份均開展了共享儲能試點和應用，用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)儲能均可作為共享主體，例如英國的SoLa BRISTOL 項目［70］、歐盟SHAR-Q 項目［71］等利用共享模式部署或聚合用戶側(cè)儲能，提高儲能利用率；湖南省進行電網(wǎng)側(cè)共享儲能試點，實現(xiàn)多方利益主體“責任共擔、價值共享”［72］；青海省組織了新能源發(fā)電商開展共享儲能調(diào)峰輔助服務試點，截止到2020 年10 月，青海省共享儲能電站累計充電電量達35.30 GW·h，充放電效率為79.46%，新能源增發(fā)電量達36.39 GW·h，獲得收益約2 000 萬元。

根據(jù)儲能的所有權(quán)不同可以將共享儲能的商業(yè)模式劃分為3 類：用戶投資和共享公共儲能、用戶共享運營商投資的公共儲能、用戶共享自有儲能［73］。用戶投資和共享公共儲能的模式下，可以采用容量分配的方式預先分配各用戶可使用的儲能容量，每個用戶都可以利用其預分配的儲能容量來制定自己的儲能充放電計劃，并參與電能量或輔助服務市場［74-75］，同時也能夠基于集中調(diào)控方式，根據(jù)所有用戶與儲能的共享儲能能量交互［76］，確定儲能整體的充電和放電計劃，共享儲能投資、運行過程中產(chǎn)生的成本和收益通過Shapley 值［77］、核仁法［78］等博弈論方法在用戶中分配。用戶共享運營商投資的公共儲能模式下，共享儲能由獨立于各用戶的第三方機構(gòu)，即共享儲能運營商負責投資建設、運行和維護，通過租賃儲能容量［79］或租賃充放電服務［80］的方式與共享儲能交互。用戶共享自有儲能模式下，又可以分為代理聚合和點對點共享模式。代理聚合模式下，由VPP、儲能聚合商等第三方機構(gòu)取得各分布式儲能的運營權(quán)，文獻［81］建立了園區(qū)級的電池共享模型，提出了儲能容量的橫向共享和使用時間的縱向共享模式；文獻［82］建立了基于拍賣機制的共享儲能模型，家庭用戶擁有儲能并決定其與公用控制器共享儲能的比例。點對點共享模式下，單一用戶能夠?qū)⒆杂械牟糠謨δ苋萘抗蚕斫o其他單一主體使用，如文獻［83］研究了用戶側(cè)儲能與配電網(wǎng)側(cè)共享的模式；文獻［84］針對用戶數(shù)量巨大、決策維度多的共享儲能進行點對點交易的場景，提出了包含云儲能運營商、社區(qū)用戶的雙層儲能容量共享模型和儲能服務定價機制；文獻［85］提出一種基于區(qū)塊鏈的共享儲能聯(lián)合調(diào)頻分散交易機制，驗證了分散交易機制實現(xiàn)資源優(yōu)化配置的效果與集中交易模式相近的結(jié)論。綜上，共享儲能商業(yè)模式有利于儲能、新能源等分布式資源參與輔助服務市場，但由于共享儲能的所有權(quán)、使用權(quán)、運營權(quán)可能分屬不同主體，參與輔助服務市場時需明確計量、結(jié)算、考核的主體范圍。

3.4 輔助服務市場成本分攤機制

從供需的角度來看，輔助服務需求是由風電、光伏發(fā)電等間歇性能源、負荷共同引發(fā)的，因此，需按照“誰引起、誰承擔”原則對輔助服務成本進行分攤，通過確定不同主體的引發(fā)責任程度，進一步確定成本分攤比例。在美國輔助服務市場中，一般要求負荷服務主體（load service entity，LSE）或合格服務主體（qualified service entity，QSE）承擔輔助服務責任。以調(diào)頻輔助服務為例，美國加州和PJM 在日前確定調(diào)頻市場需求，按照峰值負荷等規(guī)則將調(diào)頻容量需求分配給LSE 和QSE，負荷用戶也可以利用自身的調(diào)頻資源或提前與第三方簽訂合同來獲得調(diào)頻資源以節(jié)省成本。ERCOT 還建立了調(diào)頻輔助服務二級市場，QSE 可以在二級市場自由交易其擁有的調(diào)頻容量資源［86］。

現(xiàn)行的輔助服務“兩個細則”確定了未市場化運行下發(fā)電機組和外來電的運行考核方法、在提供不同類型輔助服務的市場主體間分攤考核賈用的原則和方法，并規(guī)定由發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶分攤輔助服務補償成本；已經(jīng)提供該分項無償、有償輔助服務或參加該分項并網(wǎng)運行考核的，不重復承擔相應輔助服務賈用；為特定主體提供的輔助服務由特定主體承擔。中國6 個區(qū)域“兩個細則”中規(guī)定的成本分攤原則如表4 所示。

表4 中國6 個區(qū)域輔助服務成本分攤原則Table 4 Cost-sharing principles for ancillary services in six regions of China

目前，中國輔助服務賈用的分攤一般按電量占比進行，即按每月發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電量、電力用戶用電量、儲能發(fā)用電量確定。已有研究提出按照引起輔助服務需求的責任方對輔助服務成本進行分攤的方法；文獻［87］通過仿真和實際運行結(jié)果分析了華東調(diào)峰輔助服務市場的分攤原則；文獻［88］分析了引起備用需求的風險因素，對旋轉(zhuǎn)備用的容量賈用和電量賈用提出了不同的成本分攤方法；文獻［89］提出了一種考慮新能源固有波動特性的調(diào)峰輔助服務成本定價模式，同時考慮了新能源上網(wǎng)電量和峰谷差對系統(tǒng)調(diào)峰需求的影響；文獻［90］綜合分析了AGC 需求量和需求波動特性對輔助服務成本的影響，提出了一種需求側(cè)主體的調(diào)頻容量分攤方法；文獻［91］基于靜態(tài)和動態(tài)合作博弈理論研究了風電接入導致的輔助服務成本分攤機制；文獻［92］考慮各獨立新能源出力波動與電網(wǎng)新能源發(fā)電綜合出力波動之間的關(guān)系，提出了基于輔助服務賈用分攤的新能源場站并網(wǎng)價格動態(tài)計算方法?？傮w上，中國已初步建立了輔助服務賈用多主體分攤機制，可進一步細化分攤系數(shù)、分攤標準、市場化運行后主體責任等參數(shù)，明確分布式電源和靈活負荷直接或聚合參與輔助服務的分攤主體和分攤責任。

4 分布式源荷參與輔助服務市場研究展望

在中國電力輔助服務市場發(fā)展背景以及國家構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略目標下，結(jié)合各地區(qū)輔助服務市場機制的發(fā)展情況，對分布式電源和靈活負荷參與輔助服務市場提出以下建議。

1）研究分布式電源和靈活負荷分階段參與輔助服務市場機制，根據(jù)接入總量、消納水平、控制和預測技術(shù)成熟度等因素對各階段的相關(guān)參數(shù)進行優(yōu)化。在新型電力系統(tǒng)發(fā)展的近中期，完善分布式電源和靈活負荷參與調(diào)頻、調(diào)峰、備用等較為成熟的輔助服務品種的市場機制，考慮分布式獨立主體、聚合體與常規(guī)機組在性能、規(guī)模、數(shù)據(jù)傳輸能力等方面的差異，設計面向不同品質(zhì)資源的出清或定價機制，或根據(jù)調(diào)節(jié)性能要求對調(diào)頻、調(diào)峰、備用市場交易品種進行細分，使市場主體能夠獲得與其調(diào)節(jié)性能相關(guān)的合理收益；須研究各交易品種的市場需求、定價機制等相關(guān)參數(shù)的優(yōu)化方法，引導分布式資源的投資和改造，研究分布式電源和靈活負荷與常規(guī)電源在輔助服務市場、現(xiàn)貨市場的協(xié)同，避免交叉補貼和功能重復等問題。在新型電力系統(tǒng)發(fā)展遠期，需進一步完善爬坡、慣量等有功平衡輔助服務的市場化交易機制，明確分布式電源和靈活負荷的交易機制。同時，由于分布式電源、儲能等具有提供無功輔助服務、黑啟動的能力，在中國電力市場環(huán)境下，需首先研究較大規(guī)模機組提供有償無功輔助服務、黑啟動的市場規(guī)則，逐步考慮將分布式電源和靈活負荷、聚合商、主動配電網(wǎng)等主體納入市場；考慮分布式源荷與配電網(wǎng)的交互特性，研究分布式電源和靈活負荷參與無功平衡輔助服務、事故應急及恢復服務市場的商業(yè)模式和定價機制；考慮不同新能源滲透率下新型電力系統(tǒng)對充裕性、穩(wěn)定性等的需求，研究分布式電源和靈活負荷參與不同品種輔助服務市場的演化邊界問題，確定輔助服務市場發(fā)展路徑。

2）研究適應和引導海量分布式源荷優(yōu)化配置與聚合的輔助服務市場機制，逐步降低分布式電源和靈活負荷直接參與輔助服務市場的準入門檻，提高分布式源荷提供輔助服務的規(guī)模和質(zhì)量。參考新能源發(fā)展水平較高的國家經(jīng)驗，考慮市場效率、計算算力、儲存能力等因素，在電力市場改革的過程中逐步降低分布式電源和靈活負荷參與輔助服務市場的準入門檻，明確不同輔助服務市場的準入規(guī)則和技術(shù)要求，考慮市場力問題，可限制具有直接參與市場能力的分布式資源的聚合規(guī)模；通過輔助服務市場準入、激勵、考核機制設計，鼓勵分布式新能源主動配置儲能，通過市場手段引導資源優(yōu)化配置與聚合；完善負荷聚合商、VPP、IES 等以聚合形式參與輔助服務市場主體的監(jiān)管和考核機制，逐步開放聚合形式市場主體參與多品種輔助服務市場；研究聚合商之間在聚合資源類型、接入方式、商業(yè)模式等方面的差異對其提供輔助服務的影響，優(yōu)化輔助服務市場的交易、計量和結(jié)算規(guī)則。

3）研究各種商業(yè)模式下分布式電源和靈活負荷參與輔助服務市場的計量、結(jié)算、考核標準，優(yōu)化確定引起輔助服務需求的分布式資源在不同階段的成本分攤規(guī)則。儲能、聚合商等第三方獨立主體參與市場或參與電網(wǎng)公司調(diào)度時，需考慮接入方式、聚合資源類型等主體差異，設計合理的準入機制及計量結(jié)算規(guī)則，提高運營的精細化水平；將區(qū)塊鏈、分散交易等技術(shù)應用于輔助服務市場時，分布式源荷的所有權(quán)、使用權(quán)、運營權(quán)可能分屬不同主體，需明確輔助服務市場計量、結(jié)算、考核的主體范圍；考慮海量分布式源荷接入對電力系統(tǒng)靈活性、穩(wěn)定性的影響。無論分布式新能源是否參與輔助服務市場，均需明確不同類型主體的輔助服務責任，進一步優(yōu)化輔助服務獲取成本分攤規(guī)則中的分攤系數(shù)、分攤標準等參數(shù)。

5 結(jié)語

在新型電力系統(tǒng)建設背景下，設計有效的輔助服務市場有利于激發(fā)分布式源荷靈活調(diào)節(jié)潛力，進而增強電網(wǎng)消納高滲透率新能源的能力。在此背景下，本文從市場機制設計、控制和聚合技術(shù)、計量結(jié)算與分攤機制3 個方面，綜述了國內(nèi)外分布式源荷參與輔助服務市場的發(fā)展和研究現(xiàn)狀，總結(jié)了中國現(xiàn)階段各區(qū)域輔助服務市場規(guī)則以及國外各典型輔助服務市場的異同。此外，還提出了在新型電力系統(tǒng)建設過程中，需研究分布式電源和靈活負荷分階段參與輔助服務市場機制，根據(jù)接入總量、消納水平、控制和預測技術(shù)成熟度等因素對各階段相關(guān)參數(shù)進行優(yōu)化，通過市場手段引導資源優(yōu)化配置與聚合，逐步降低分布式電源和靈活負荷直接參與輔助服務市場的準入門檻；需研究各種商業(yè)模式下分布式電源和靈活負荷參與輔助服務市場的計量、結(jié)算、考核標準，明確不同階段下分布式電源和靈活負荷的輔助服務獲取成本的分攤規(guī)則。

本文得到國網(wǎng)浙江省電力有限公司科技項目(SGZJ0000DDJS2200136)的資助，特此感謝！

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