第四章 电市场中的辅助服务
第二章和第三章介绍的电力商品交易的标的均为电能，本章介绍电力市场中辅助服务如何按照市场模式进行交易。
第1节概述
随着电力市场的发展，辅助服务(Ancillary Services)越来越受到大家的关注。“辅助服务”概念的提出体现了对电力系统运行方式的再认识。
那么，究竟什么是辅助服务呢?
电力系统的主要功能是发电、输电和供电给用户。但是，为了满足供电质量要求，在必要情况下，必须由一定类型的技术和设施来保证电力系统可靠性和安全性。这些技术和设施全部称为辅助服务。这样，我们所说的通常意义上的辅助服务，相对于有功市场而言，是指为了保障电力系统安全、促进电力交易和保证电力供应，由发电商提供的除正常电能生产外的额外服务。
1.1 辅助服务市场的必要性
在市场环境下，大多数辅助服务由生产电能的同样设备提供，这使电能市场和辅助服务市场耦合在一起。为了避免不同的市场之间的交叉补贴，电力市场的设计难度被大大的增加了。这样一来，是否有必要设计专门的辅助服务市场呢?能否简单的对辅助服务的提供商给予一定的补偿来避免整个机制的复杂化呢?我们接着分析。
为了维持电力商品的质量，发电商应提供调频、担任事故备用和电压支持的服务。不是所有的发电机组都能提供这种服务，只有装有调频装置和跟踪负荷能力强的发电机组才能提供这种服务。发电公司必须为提供这种服务付出代价(包括设备投资和放弃在现货市场上的竞价机会)。交易中心必须对发电公司提供的服务进行补偿。辅助服务市场正是组织发电公司对辅助服务的需求进行的竞争，从而发现发电公司提供的辅助服务的市场价值，并按这一价值对发电公司进行结算。因此，辅助服务市场的开展是势在必行的。
1.2辅助服务的分类
美国联邦能源管制委员会( FERC)规定了六种类型的辅助服务：
1、计划、系统控制和调度;
2、无功出力与电压控制;
3、调节与频率响应;
4、不平衡电能;
5、旋转备用;
6、运行备用。
其实计划、系统控制和调度并不是真正意义上的辅助服务，因为只有系统运行调度机构才能履行这些职能。消除系统电量不平衡是设置实时市场的主要目的，而且本质上频率响应、旋转备用和运行备用等都是消除能量不平衡的手段，所以不平衡电能并不应该作为一项辅助服务。
电力系统有四个主要变量：有功、无功、频率和电压。有功是电力市场交易的主要产品，由于负荷和系统状态(发电机或线路故障等)的不确定性，必须有一定的备用容量以保证有功交易和交割的顺利实现。电力系统的频率必须在规定范围内，如果频率偏差较大，必须有AGC机组来进行调频(此外，AGC还可以调节联络线功率偏差)。除了有功，系统还必须有一定的无功使得电压维持在适当的水平。另外，如果系统发生较大故障致使系统崩溃，这时必须有一些机组能够自启动并带动整个系统恢复供电。综上所述，电力市场的辅助服务主要包括：AGC、备用、无功支持和黑启动，世界上主要电力市场的辅助服务基本也是这么分类的。
有一点值得强调的是：辅助服务并不等于辅助服务市场!国外各电力市场都定义了自己的辅助服务项目，但并不是都组织了辅助服务市场。有的是采用简单的补偿机制，有的是开展市场竞争。即使组织了辅助服务市场，也并不是所有的辅助服务项目都通过竞标市场来获得。
设置辅助服务市场的电力市场主要有澳大利亚、美国新英格兰、美国PJM、美国加州和美国纽约州。
下面我们逐一加以介绍。
(1)负荷跟踪与频率控制(AGC)
实时处理较小的负荷与发电功率的不匹配，维持系统频率，并使控制区内负荷与发电功率的偏差及控制区之间的交换功率实际值与计划值的偏差最小。
(2)备用 电力系统安全防线
电力系统除满足最大负荷需求外，为保证电能质量和系统安全稳定运行而保持的有功功率储备。按照响应速度备用可以细分为：旋转备用、非旋转备用、替代备用等。
(3)无功电压支持
通过发电机或输电系统中的其他无功电源向系统注入或从系统吸收无功功率，以维持输电系统的电压在允许范围内。
我们都知道，无功在电例上的流动会引起l冽损，甚全会带来电压稳定性问题。
因此无功只能就地平衡，绝不能搞资源优化配置。
(4)事故后恢复服务(黑启动)
整个系统因故障停运后，可以不依赖别的外来电源帮助，通过启动系统中具有自启动能力的机组来带动无自启动能力的机组，逐步扩大系统的恢复范围，最终实现整个系统的恢复。电网的黑启动以电力的黑启动为前提。黑启动电力应具备在没有外援厂用电的情况下启动发电机的能力。
1.3辅助服务的特点
辅助服务有三个显著的特点：
辅助服务市场与电量市场是并列的。
两个比较特殊的辅助服务就是AGC和旋转备用，这些服务需要发电机组不能带足够负荷，维持一定在线容量，以满足实时容量需求或者提供平衡电能。
辅助服务的特征是提前预留容量，并在实时调度中分配电量。这意味着需要支付两类相关价格：容量价格和电量价格。
1.4辅助服务成本分析
在我国，辅助服务问题长期未引起足够的重视。传统的调度机制下，电厂提供各类辅助服务被规定为“义务”。长期无偿提供辅助服务，也使发电企业对维护系统的安全性和可靠性失去足够的积极性。在市场环境下，发电企业是独立的经济实体，所提供的辅助服务应该是有偿的。应从成本角度分析各类辅助服务，建立辅助服务的成本模型。由于发电机组提供辅助服务时，往往同时提供大量电能，这部分电能又属于辅助服务的服务费用。因此，辅助服务成本研究的一个值得注意的问题就是尽量将辅助服务成本与发电部分的成本分离，以避免由辅助服务和电量双重结算而造成的成本重复计算。
辅助服务的成本可以分为固定成本和可变成本。
一、固定成本
从辅助服务的固定成本投资看，可以分为两类：一类是辅助服务与发电服务共享相同的固定成本;另一类是辅助服务必须添加特殊的装置或设备的成本。
哪些情况是辅助服务与发电服务共享相同的固定成本呢?提供这类辅助服务无需额外添加装置或设备。大多数辅助服务都属于这类情况。
比如：发电机既可发出有功，也可发出无功。但生产的主要产品是有功电量，无功电量是其副产品，因而难以确定哪一部分为有功设备投资，哪一部分为无功设备投资。再如：发电机组既可以发电，也可以提供各类备用。很难确定哪一部分为发电投资，哪一部分为备用投资。
某些辅助服务必须添加特殊的装置或设备才能完成。比如：AGC辅助服务要求火电机组具备调频器(LFC装置)和CCS(协调控制系统)，以便提供良好的频率响应和负荷调节的能力;又如：黑启动服务要求机组具备无需外部电源的自启动装置，从而可以完成机组重启动，并恢复系统的供电。
这部分装置的固定成本属于辅助服务的固定成本。
二、可变成本
辅助服务的可变成本包括两部分：
(1)辅助服务的运行成本
辅助服务的运行成本主要是调用该辅助服务时发电的服务成本。调用该辅助服务时的发电过程与普通的发电过程的成本基本相同，额外增加的成本很小。
在AGC、各类备用、无功和黑启动等辅助服务的运行过程，基本等同于普通的发电过程或启动过程，额外只是增加机组的铜耗和磨损的成本，这部分成本可忽略。由于发电的服务成本可以在电量市场中结算，因此，辅助服务的运行成本属电量成本，在辅助服务成本研究中不必考虑，以避免重复计算。
(2)维持辅助服务能力的成本
维持辅助服务能力的成本包含两方面：
1)维持辅助服务的附加成本
从维持辅助服务能力的附加成本看，绝大多数辅助服务容量的预留，都将导致发电运行成本的增加。
机组煤耗曲线近似为下降型或倒钩型，单位发电成本通常随机组出力的增加而减少。提供旋转备用的机组，将导致机组出力点的下降和发电煤耗的上升。维持旋转备用的附加成本，就是这部分增加的发电成本。
2)损失的机会成本
维持某项辅助服务能力，将导致机组在电量市场或其他辅助服务市场中获利机会的丧失，从而产生机会成本。如下图所示，PRHL和PRLL分别为机组f的自动调节能力上、下限，提供AGC辅助服务的机组只能工作在区间[PRHL，PRLL]之内，从而导致机组实际的可发电容量下降。PA+i，和PA-i分别表示机组i为系统提供的向上、向下AGC调节容量。为提供这些AGC调节容量，机组的AGC基值点将被设置为PBi，机组运行点只将以PBi为中心响应系统的调整。
不但AGC、备用等与有功容量有关的市场会产生机会成本，无功服务也会产生机会成本。发电机提供无功时基本不消耗燃料，只是减小其发有功的能力(见下图)。例如，如果发电机的无功要从QA增加到QB，则其有功仍为PA;但如果发电机的无功要从QA增加到Qc，则其有功必须从PA减少到PC。
从上面的分析我们得知，绝大多数辅助服务要求机组提前预留容量，压低出力运行，并根据实时调度需要参与运行调用。机组压低出力运行，可能牺牲部分参与电量市场或其他辅助服务获利的机会，机组每提供一种辅助服务，就放弃了选择其他方法获利的机会。使用一种电力资源的机会成本，就是放弃的在其他用途中所能获得的最大利益。比如：将机组容量投入电量市场的机会成本是舍弃辅助服务市场的最大获利，旋转备用的机会成本是舍弃电量市场或其他辅助服务的最大获利。
对辅助服务进行成本分析，可以帮助发电商正确认识辅助服务的价值，适度分配自身有限的发电能力，从而进行合理的报价。对于交易中心而言，分析辅助服务的成本可以对所需的辅助服务做到心中有数，以便合理组织辅助服务交易，并帮助识别发电商提供辅助服务时明显的投机行为。
第2节AGC市场
AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)的基本目的是通过调整被选定的发电机的输出，使系统频率恢复到指定的正常值以及保证控制区域之间的功率交换为给定值。这个功能通常称为负荷—频率控制(LFC)。AGC系统的控制目标为区域控制误差ACE (Area Control Error)。
电力系统的有功不平衡负荷表现为频率的波动和联络线潮流的变化等信号。当系统频率偏离正常值时，所有发电机组和负荷都会按其频率特性进行调整，即所谓的一次调频。但一次调频是有差调节，此频率偏差必须经过AGC机组的进一步调整才能消除，这就是二次调频。经过二次调频不但消除了频率偏差，而且所有非AGC机组的出力将恢复其计划安排值。
电力系统对AGC的需求为维持系统频率及联络线交换功率的调节容量。
为什么要开展AGC市场呢?首先，机组为了提供AGC服务，加装了额外的AGC设备，使发电成本增高，这部分成本必须给予补偿;另外，由于必须预留一定的有功容量才能提供AGC服务，工作在AGC基值点上将牺牲部分可发电空间的发电利润。所以在市场机制下，机组不愿再像传统体制那样无偿提供。解决这个问题的最简单的方法就是对AGC机组预留容量而损失的机会成本等进行直接补偿。但为了体现公平、公正，通过市场竞争提供AGC是一个更好的方式。AGC机组一旦交易成功，即使没有被调用，也仍然要对其支付容量费用;
AGC与其他辅助服务的竞价过程是是分离的。在AGC市场上，机组申报的调频容量—价格曲线。报价方分别提交的AGC市场的容量报价与电量市场的电量报价。这样，AGC辅助服务如果在市场中被调用，还需支付其电量费用。
下图为AGC市场的交易决策图。
我们可以看到，AGC市场优先于电量市场成交，这也就是说发电商一旦在AGC市场上中标，在电量市场上必然要保证其出力。厂商可以利用这一特点进行市场投机。
请读者思考：如何利用市场规则规避发电厂商的这一投机行为呢?
AGC市场何时组织较为合适呢?我们认为日前组织AGC市场可以较准确地购买AGC服务，减少冗余购买;可以与日前发电计划相结合，充分考虑机组的带负荷情况;还可以允分考虑水电厂水库蓄水量和来水情况。
第3节 旋转备用市场
当由于负荷预测偏差较大或设备故障等原因而造成发电计划与实际负荷偏差较大时，AGC机组会在很短的时间内(秒级)动作消除此偏差。但为了维持系统的AGC能力，调度机构还必须定期(十分钟或更长)的调用备用使得AGC机组返回其基值点。在市场机制下，机组不愿无偿提供备用，必须组织备用市场。
在电力系统运行中，需要不同响应时问的备用来满足系统的可靠性要求。在电力市场中一般将备用分为旋转备用、非旋转备用以及慢速备用。多数市场规定，旋转备用为与系统同步运行的机组10分钟内可以增加(调节)的备用容量。非旋转备用通常为几十分钟之内可以迅速开机并带负荷的机组。对于系统的慢速备用，如30分钟或60分钟的替代备用，通常为防止系统出现第二次意外事故而设置，所以，系统的替代备用需求是维持机组N-2安全约束所需的容量。系统的替代备用不应低于电网中的单机容量次高的机组。这三种备用一般通过市场竞价的方式获取。本节以旋转备用为例进行分析。
旋转备用分为正备用和负备用。当提供正备用服务时，发电机组不能带足负荷，而维持一定在线容量，以满足实时容量需求或者提供平衡电能。除电量价格外，必须支付容量价格来对机组进行补偿。因此需要组织市场进行备用容量报价。与之相反的是，负备用因为没有机会成本，所以无须组织报价。近年来，可中断负荷作为一种暂时的备用也可以参与备用市场。
备用市场中，系统备用的机组申报的数据应包括单位备用容量—价格曲线。和备用机组调节速率。可中断负荷申报的内容更为详细，包括：可中断时间区间，中断提前预知时间，中断持续时间，中断负荷容量范围，中断负荷—价格曲线。可中断负荷索然可以看作是虚拟的发电机，但并不真正向系统提供电能，所以不需要进行电量报价，其切负荷电量后应该按现货供电价格支付。
备用市场竟价容量需要满足常规的可靠性和安全性标准，系统正备用应该达到系统负荷的3-5%。系统的备用容量应该在备用市场开市前公布系统需求。出于备用容量付费考虑，备用市场必须同电量市场分离出来。类似于AGC市场，备用机组在申报中应该既申报电量价格又申报容量价格。对备用机组的排序，仅按备用容量价格作为排序的指标。加州电力市场中，将容量电价和电量电价结合在一起，在容量电价前乘以调用概率系数。备用机组也参与现货有功电量市场的竞争，备用机组的电量报价取其在日前有功电量市场上的报价。备用机组的电量报价也影响现货电量价格。
备用市场也应在日前组织，这样能与预调度发电计划结果结合起来，可以充分考虑机组的负荷剩余情况;另外针对各时段备用需求的分时购买，可以降低系统备用的总购买成本(如市场采用分峰谷时段竞价)。同时日前组织市场也能对日前市场发挥积极的影响，有益于日前市场报价的理性化。日前组织的备用市场可以在最后决策，这样不会影响发电权交易结果，实现系统资源的优化配置。
备用市场还存在一个特殊性的问题，就是备用的空间分布由于电网中机组分布的不均匀、负荷分布的不均匀，特别是电网传输容量的限制，虽然电网中的总备用容量充足，但在实际运行时却无法调用。
请读者思考：如何解决这一问题?
本书提供两种解决方案供读者参考。一是采用分区备用电价其原理与分区电价相同，而是组织发电权和用电权的市场来实现备用的自我转移。
