促进中国电力系统灵活性建设的市场机制探索_孙田.pdf

|电力需求侧管理第25卷第4期2023年7月0引言在清洁化、低碳化和智能化的能源革命背景下，传统能源生产将进一步向新能源转型。随着“十四五”时期可再生能源发展规划的落地，提出到2025年风电和太阳能发电量实现翻倍的要求，30省市风光规划新增目标874.037 GW，未来风光项目将实现大规模建设1。国际可再生能源署发布的 能源转型之电网灵活性 报告中也指出，到2050年，全球风电、光伏等可再生能源在电力系统中的比例将达到85%2。但随之而来的是可再生能源发电出力的波动性、随机性将带给电力系统更大的运行压力，因此要求电力系统具备一定的灵活调节能力与响应能力，以应对弃风、弃光、失负荷等潜在情况。与此同时，中国电力市场改革正逐步深化，强调以电力市场为推手加速能源转型，激发各类资源更大范围的资源优化配置。但中国还处于电力市场化改革初期，尚未建立完善现货市场，整体市场成熟度较低，目前仅在规划层面对灵活性资源进行布局，尚未有激励灵活性资源的市场化机制，电力系统灵活性供给与需求仍存在很大的不平衡现象，新能源消纳困难甚至影响系统安全稳定运行。如何构建适应中国现状的电力系统灵活性提升机制，推动系统灵活性建设是亟待解决的问题。目前国内外对提升灵活性的研究主要集中于灵活性产品设计36、本地灵活性市场设计78以及已有市场模式的改进910等方面，本文通过归纳总结国外提升系统灵活性的市场机制研究，分析灵活性产品特点、市场参与模式、实施现状、存在的问题与风险等，并对中国电力系统灵活性建设的现状和遇到的问题进行阐述、分析和评价，从电源侧、储能侧、需求促进中国电力系统灵活性建设的市场机制探索孙田1，闵睿1，郭倬辰2（1.北京电力交易中心有限公司，北京100031；2.清华四川能源互联网研究院，成都610213）Market mechanism explore on promoting the flexibility construction ofChina s power systemSUN Tian1,MIN Rui1,GUO Zhuochen2（1.Beijing Power Exchange Center Co.,Ltd.,Beijing 100031,China；2.Tsinghua Sichuan Energy InternetResearch Institute,Chengdu 610213,China）DOI:10.3969/j.issn.1009-1831.2023.04.005摘要：随着可再生能源在电力系统占比的提升，其发电出力的波动性、随机性、间歇性将带给电力系统更大的运行压力，因而需要具备一定的灵活调节与响应能力以应对间歇性可再生能源带来的弃风、弃光、失负荷等潜在情况，这对系统灵活性有了更高的要求。目前中国还未系统化展开针对灵活性提升的相应市场机制研究，电力系统灵活性供给与需求仍存在很大程度的不平衡现象。考虑到中国电力系统灵活性亟待提升的现状，首先通过总结并分析美国、英国关于提升系统灵活性的市场机制建设经验与研究现状，其次进一步分析中国电力系统灵活性建设进展与挑战，最后提出促进中国电力系统灵活性提升的相关建议。关键词：电力系统；灵活性；电力市场；市场机制；市场出清Abstract：With the proportion increase of renewable energyin the power system,the fluctuation,randomness and intermittencyof its power generation output will bring greater operating pressureto the power system.Hence,the power system needs to have a certain flexible adjustment and response ability to deal with the potential situations of wind,light and load loss caused by intermittent renewable energy,which has higher requirements for system flexibility.At present,China has not systematically carried out research onthe market mechanism to improve the flexibility of power system,and there is still a large degree of imbalance between the supplyand demand of power system flexibility.Considering the current situation that China s power system flexibility needs to be improved,model first summarizes and analyses the market mechanism construction experience and research status of the United States andBritish on improving power system flexibility,and then analyzesthe progress and challenges of China s power system flexibilityconstruction.Finally,putting forward relevant suggestions to promote the improvement of China s power system flexibility.Key words：power system；flexibility；power market；marketmechanism；market clearing文章编号：1009-1831（2023）04-0028-06中图分类号：TM715；F426.6文献标志码：A收稿日期：2023-03-10；修回日期：2023-05-11基金项目：国家电网有限公司科技项目（SGDJ0000SCJS2200025）28Vol.25，No.4 July，2023POWER DSM|侧以及电网侧等方面进行系统化分析，最后基于中国现状，结合国外灵活性建设经验，提出能够充分发挥各类资源主体灵活调节能力的市场机制建设建议。1电力系统灵活性机制的国际经验借鉴1.1美国电力市场灵活调节市场机制1.1.1灵活爬坡产品的必要性以及市场模式为解决系统灵活调节能力不足的问题，美国加州独立运营商（California independent system operator，CAISO），正式启动了灵活爬坡产品（flexible rampingproducts，FRP）的交易；美国中西部电力市场（midwestindependent system transmission operator，MISO）引入了爬坡能力产品（ramp capability product，RCP）。两者概念基本相同，都是指灵活调节资源在给定响应时间内的调节能力，是一种用于满足实时调度中两个时段之间的净负荷变动的辅助服务市场产品 3。灵活爬坡产品参与市场的交易流程如图1所示。日前阶段，系统运营商确定爬坡需求，具体确定方法在1.1.2节予以展示，具备提供灵活爬坡能力的市场主体（发电机组、负荷聚合商等）提供发电报价曲线，并确定是否参与提供爬坡服务，无需提供爬坡报价数据；在实时调度阶段，根据更新后负荷实际值及下一时段的爬坡需求进行机组的调度，并出清当前时段的电能量与价格、爬坡数量与价格；最后，结算阶段为运行日7日后，RCP/FRP与其他辅助服务产品共同结算。值得指出的是，FRP仅在实时阶段（15 min、5 min）开展，而RCP在日前、实时阶段都有开展。FRP的市场规则较为激进，其参与资源较为广泛（包含发电商、储能装置、售电商或电力用户等），而RCP相对保守，参与资源是不包含需求响应和储能之外的灵活性资源。在市场出清方面，被调用的RCP需同时支付补偿费用和能量费用，而FRP仅需支付能量费用。1.1.2灵活爬坡产品的需求确定灵活调节产品针对的是净负荷的时变特性，通过在本时段预留一定的灵活调节容量，来满足下一时刻的系统向上/向下灵活性需求，即当前时段的灵活性需求由下一时段的净负荷水平所决定4。在实际调度运行中，可能会出现在某调度区间内的灵活调节能力无法满足系统需求的情况，这时采取的措施主要为进行能量调度或者预留一定量的爬坡能力，以权衡下一时段FRP/RCP的调用策略。所以CAISO与MISO均引入了爬坡需求曲线，在当前区间爬坡能力不足时允许以相对较低的成本降低爬坡需求。需求曲线的意义在于，运营商可以在获取额外爬坡能力所需付出的额外成本以及与避免因爬坡能力不足导致的惩罚电价之间进行权衡，制定最优的调度策略。1.1.3市场联合优化出清模型以美国加州为例，FRP虽作为一个单独的市场产品，但FRP提供者不需要对其进行报价，其价格是由机会成本来确定的，即FRP提供者因提供FRP而不能提供电能量导致的损失。因此电能量与FRP的联合出清模型如下所示minCTotal=iNt=1TCstartiUi,t(1-Ui,t-1)+t=1TCGtPGi,t+t=1TCFRUtPFRUi,t+t=1TCFRDtPFRDi,t（1）式中：Cstarti为机组i的开机成本；Ui,t为机组i在t时段开停机状态的0-1变量；CGt、PGi,t分别为时段t的电能量价格及机组i的出力；CFRUt、CFRDt分别为向上向下的FRP价格；PFRUi,t、PFRDi,t分别为机组提供的向上向下的FRP容量。与FRP相关的约束条件如下iIPFRUi,tDFRUt（2）iIPFRDi,tDFRDt（3）PFRUi,tRUPittT,iN（4）PFRDi,tRDOWNittT,iN（5）式中：DFRUt、DFRDt分别为时段t系统的向上和向下爬坡需求量；RUPi、RDOWNi分别为机组i的向上、向下爬坡能力限度；t为出清时长。FRP的结算费用如式（6）所示CsettlementFRP=CD-AFRPPD-AFRP+CR-TFRP(PD-AFRP-PR-TFRP)+CR-Tenergy(PD-Aenergy-PR-Tenergy)（6）式中：CsettlementFRP为 FRP 的结算费用；CD-AFRP、CR-TFRP分别为FRP日前、实时的出清价格；PD-AFRP、PR-TFRP分别为FRP日前、实时的出清数量；CR-Tenergy为实时电价；PD-Aenergy、PR-Tenergy分别为能量市场日前、实时出清数量。该结算价格由3部分组成：第一部分为日负荷聚集商发电机组机组提供发电报价曲线机组调整发电报价曲线能量出清辅助服务出清RCP出清能量出清辅助服务出清RCP/FRP出清RCP/FRP与其他辅助服务产品共同结算电力交易中心系统运营商负荷聚确定爬坡需求更新爬坡需求日前实时运行日7日后图1灵活爬坡产品的交易流程Fig.1Transaction process of FRP/RCP29|电力需求侧管理第25卷第4期2023年7月前阶段FRP出清，按日前出清数量与价格结算；第二与第三部分分别为实时阶段的FRP与电能量出清，按日前与实时出清数量的偏差与实时价格结算。其中，FRP的调用量由实时出清电量与日前确定调度计划的偏差确定，调用价格即实时电价。1.1.4灵活爬坡运行效果分析加州电网近5年的灵活性资源服务占比变化如表1所示。表1加州电网近5年灵活性资源月均占比Table 1Average monthly flexible resource ratio of theCalifornia power grid in the past five years%年份20172018201920202021燃气机组7676686560受限气电1415212428受限水电009109其余水电97111地热0.21.91.701.0储能0.10.30.102.0从表1可知，2017到2021年，燃气资源仍为最主要的灵活性资源，但占比在逐年下降，而作为第二大灵活资源的受限气电的占比在逐渐增加，储能资源占比也在显著提升。可以认为，因受限气电与储能的可调节能力较强，因此在灵活性逐渐提升的现状下，这两者占比逐年增长，能够反映FRP等灵活调节产品在一定程度上能够提供价格激励调动各类资源的灵活性。1.1.5灵活爬坡机制存在的问题与风险从理论上来说，FRP应该可以很好的应对可再生能源不确定性给电力系统带来的挑战，但事实上，在CAISO的实际运营中，出现了一些问题与风险。由于系统通过爬坡需求曲线决定FRP的购买量，因此当爬坡需求曲线制定出现偏差时，会导致系统采购不足或过度采购，进一步导致系统电力失衡。FRP也存在一定的交付风险，目前加州电力市场在采购FRP产品时并未考虑区位限制和输电阻塞，相当一部分FRP容量可能实际上无法交付。除此之外，由于爬坡能力的不确定性为范围值，因此多时段耦合时一定概率出现后续时段无法满足系统爬坡能力要求，目前各ISO还未提出有效解决的方法。1.2英国电力市场灵活调节市场机制研究目前，英国在平衡市场中设置需求增加（demand turn up，DTU）产品6，主要针对在新能源出力过剩时，允许用户增加需求或者机组降低出力来解决系统下爬坡不足的问题。1.2.1DTU服务参与方式与美国的FRP不同，DTU无需通过实时调度获取，其投标价格由可用价格与使用价格共同组成。DTU的市场参与方式有：固定DTU服务，这是目前英国电力市场采用的主要方式，通过签订双边协议确定DTU服务时间及可用价格，使用价格随市场变化但会有价格帽；可选DTU服务，主要面向在固定DTU服务竞价中未中标或者在投标截止日期前未完成投标的DTU服务提供者，其仅收取使用价格。1.2.2DTU市场运行模式在每星期二与星期五，可以提供DTU服务的市场主体向英国电网公司的调度中心（national gridelectricity transmission，NGET）提交星期二到星期四、星期五到下星期一的 DTU 价格与可用容量，NGET通过权衡固定/可选DTU服务的成本与可替代DTU服务的成本，最终确定DTU需求。NGET需综合评估各DTU服务提供者的可用价格、使用价格、响应量、响应时间、恢复时间、持续时间、DTU单元的地理位置等，确定成本最低的调用组合。在实际调用DTU时，以邮件的形式告知提供者需要提供的响应量，开始时间与结束时间。DTU服务采用的是事后结算的方式，具体为：DTU提供者需在每个月向NGET提供DTU服务执行情况报告，说明实际负荷响应或机组出力情况，并根据执行情况与预测值偏差或执行情况与基线值偏差来进一步确定DTU服务的实际提供量，再与NGET发送的指令（响应量、起止时间等）对比评估执行情况以进行事后结算。1.2.3DTU市场交易情况以及存在的问题与风险DTU的交易结果11如图2所示。月份345678910中标量/MW120100806040200(a)DTU中标量最低价格平均价格类别最高价格成交量加权平均价格使用价格/(英磅MWh-1)120100806040200(b)DTU使用价格图2DTU的交易结果Fig.2Transaction results of DTU孙 田，等 促进中国电力系统灵活性建设的市场机制探索30Vol.25，No.4 July，2023POWER DSM|可以看出，DTU的交易量在40 MW到110 MW之间，能够满足一部分由于新能源出力过剩导致的下爬坡不足的问题。但目前DTU的交易量较少，并且其使用价格为每MWh 60英磅到100英磅之间，低于现使用价格为货电价，对于DTU提供者而言缺乏一定的吸引度，需要采取进一步的激励措施。DTU交易存在的问题与风险体现在：一方面，DTU不是通过实时调度获取，而是通过签订双方协议等方式确定接下来一段时间的服务，因此在实时阶段新能源与负荷出现超过DTU应对能力的波动时，无法进行有效的解决，导致电力系统可能无法及时进行调整，降低系统稳定性。另一方面，DTU以用户侧为主，主要针对在新能源出力过剩时，令用户增加需求或者机组降低出力，以此来解决系统下爬坡不足的问题，无法有效解决新能源出力缺乏时，系统上爬坡不足的问题。并且，在实际操作过程中，可能由于客户的变化、天气、季节等因素，导致DTU响应的难度增加，存在供需平衡问题。2中国电力系统灵活性建设进展与挑战目前中国电力系统灵活性供给与需求仍存在较大的不平衡现象，造成清洁能源消纳困难、系统灵活性较低。新型电力系统下，源网荷储各个环节中都能够挖掘丰富的灵活性资源，中国处于加快构建新型电力系统的时期，需要进一步发挥需求侧、电网侧以及储能侧的灵活调节潜力。2.1中国电力系统灵活性建设进展2.1.1传统灵活性电源建设（1）深度调峰市场。在过去电力现货市场尚未建立的背景下，东北、华北、华东和西北等区域为增强系统灵活性，减小负荷峰谷差，均推出了调峰辅助服务产品，开展调峰市场，其中开展深度调峰市场能够有效激励燃煤热电联产机组灵活运行。自2018年12月山西现货市场模拟试运行以来，山西电网结合本地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件不断进行电力市场建设尝试，探索设计了调峰辅助服务与现货市场的融合市场机制，目前初步建立了“中长期市场+长周期机组组合+日前实时电能量市场（融合调峰市场）+分时段调频辅助服务市场”市场体系，有效拓展了可再生能源消纳空间，推动了市场效率的逐步提高12。（2）调峰容量市场。目前中国主要的电力现货市场均采用的节点边际定价机制，对于变动成本较高的火电机组而言，无法通过单一的电能量市场回收其灵活性改造成本。并且随着新能源渗透率的提高，传统火电机组逐步从承担基荷转化灵活性供给主体，电力现货市场出清电价将逐步下降，使得灵活性改造机组的成本回收更加严峻13。因此引入调峰容量市场具有一定的必要性，引导火电企业从“提供已具备的调峰能力”向“主动通过改造获得更大的调峰能力”转变。从2021年11月1日起，华北地区的电力调峰容量市场开展正式出清结算，京津唐电网共82台火电机组在市场中标，通过市场激励机制挖掘了机组深度调峰能力261万kW，京津唐电网深度调峰能力同比增长67%，标志着国内首个调峰容量市场机制正式启动。（3）抽水蓄能电站价格形成机制。关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格2020 633号）文件规定将抽水蓄能容量电费纳入输配电价，以健全抽水蓄能电站费用的分摊疏导，对抽水蓄能的建设有较大的激励作用。2.1.2新型灵活性资源主体的快速发展（1）储能在市场机制方面，国家发展改革委印发的 关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知（发改办运行 2022 475号）指出，需要进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。（2）需求响应目前中国的需求响应实践处于起步阶段，相关政策性文件主要从规划层面激励其发展。国家发展改革委、国家能源局近期印发的 “十四五”现代能源体系规划（发改能源 2022 210号）提出要大力提升电力负荷弹性，加强电力需求侧响应能力建设，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%5%。（3）虚拟电厂以冀北虚拟电厂技术应用场景为实例，通过建立中层聚合商资源管理平台，开发其经济技术优势，实现了电网灵活调节能力提升、虚拟电厂市场竞争力提高以及社会环境经济效益的升高。在该市场运营期间，冀北虚拟电厂的市场运营收益占比近60%，累计服务新能源消纳电量17.64亿kWh，最终使冀北地区电供暖用户侧电价控制在0.15元/kWh左右，惠及79 335户电力用户，释放改革红利3.28亿元，实现高新技术企业和电能替代用户用电成本平均降低20%以上，减少CO2排放约169.14万t7。2.1.3电网侧的灵活性建设电力系统灵活性受地理空间和输电容量限制，新能源发电中心与负荷中心距离较远，而跨省跨区的电网输电能力有限，导致电网侧灵活性不足，造31|电力需求侧管理第25卷第4期2023年7月成一定程度上的弃风、弃光问题。为提升电网灵活性，电网公司改为以区域为主进行电网规划建设，统筹规划区域内各省之间的输电能力，跨省跨区输电线路的发展由电网公司协同各省市来完成。其发展以满足电力消费、峰值负荷、负荷分布和负荷结构等需求为目标，通常按照调整运行方式、电网改造、电网扩张的优先次序提升电网灵活性。2.2中国电力系统灵活性建设面临的挑战2.2.1在规划中缺乏对灵活性资源的考虑虽然中国电力系统发展规划在长期以来保留了较高的电力电量裕度，可以为目前可再生能源消纳提供重要支撑。但随着新型电力系统的快速发展，灵活性资源不足的问题将逐渐显现。因此需要在中长期尺度下，提前规划和配置足够的灵活性资源，以保证系统在运行阶段的安全稳定。但目前中国的灵活性建设既在规划层面缺乏对灵活性资源的考虑，也未能结合市场运行模拟，分析评估灵活性资源实际交付能力以及盈利情况，导致规划和运行某种程度上的割裂。2.2.2缺乏促进灵活性的市场机制传统电源灵活性改造方面，深度调峰市场仅是市场建设初期的过渡阶段，以激励火电灵活性改造，其本质上仍属于电能量市场范畴，随着中长期与现货市场机制的逐步完善，在开展现货市场的同时继续保留深度调峰市场，既会增加出清模型的求解难度，也会在一定程度上导致电能量价格的失真，未来深度调峰市场将并入电能量市场，不再单独开展。而调峰容量市场的灵活性改造费用向未中标火电机组与新能源机组分摊，疏导机制尚未顺畅，成交量相对较小。在已有的需求响应、虚拟电厂等新型资源主体的试点运行过程 8 中，尚缺乏相应的市场激励机制，主要表现在：其一，用户参与的动机来源于较高的专项资金，并没有通过完善的价格信号或者市场手段来引导用户参与；其二，需求响应、虚拟电厂等主体主要以工商业负荷为主，参与主体范围有限、体量也相对较小，互动性较弱；其三，绝大多数省份电力现货市场建设尚不完善，不能反映真正的供需水平和峰谷价差，辅助服务市场费用也未能向用户侧疏导，需求响应、虚拟电厂、储能等资源参与市场的盈利能力较差。3中国电力系统灵活性建设建议3.1在规划中考虑灵活性因素建议加强电源电网的协调规划。首先，电力系统灵活性受地理空间和输电容量限制，而中国电源规划和电网规划在一定程度上的割裂导致了发电机组与输电线路建设无法协调衔接，导致系统灵活性调节能力不足。其次，建议在网源规划模型中加入灵活性约束，灵活性电源规模要综合考虑可再生能源的不确定性并与其规模匹配，以及长期负荷增长、能源结构变化等问题，以便在实际运行中有充分资源进行灵活性调节，促进可再生能源消纳。另外，随着以储能、需求响应、虚拟电厂为代表的配网侧新型资源的逐步发展，在灵活性资源的角色将日益显著，需要将规划与实际运行相结合，在机组组合和经济调度层面进一步考虑新型主体，并构建相应的灵活性评估方法，实现“规划运行评估修正”的迭代闭环。3.2统一电力市场首先，构建大范围资源优化配置的全国统一电力市场。建议在逐步提高市场化交易规模的基础上，建设覆盖更大市场范围、兼容完整交易时序、交易品种灵活、市场机制完善、市场体系健全的全国统一电力市场体系14，明确全国电力市场体系中各层次市场的功能定位，根据各地实际情况，宜省则省、宜区则区，并进一步引导各层次电力市场协同运行和有序推进跨省跨区市场间开放合作，将更多的灵活性资源统筹考虑，促进资源的优化配置。推动省（区、市）级/区域市场与国家电力市场的融合发展，设计并完善统一市场的交易规则和技术标准，打破省区间的交易壁垒，通过灵活性资源的供需关系与市场价格信号引导在更大范围内释放灵活性资源潜力，能够进一步推动源网荷储多维度灵活性协同提升，以更为经济的方式提升新型电力系统各阶段的灵活调节能力。3.3新型辅助服务然后，研究适用于中国的灵活爬坡、一次调频、惯量等提升灵活性的新型辅助服务标的。我国现有的有偿辅助服务仍然以调峰和调频为主，随着新能源占比的提高和终端再电气化的发展，电力系统进一步呈现“双高双峰”特征，新型电力系统场景下，系统的灵活爬坡能力、转动惯量和一次调频资源的稀缺性将逐步凸显。因此建议前瞻性地研究新型辅助服务标的，设计相应的市场机制，逐步建立能反映系统实时供需情况的辅助服务价格形成机制，量化多时空尺度下的灵活性需求，协同不同时间、空间和价值属性的灵活性资源，给予各类灵活性辅助服务标的充分的价格激励，促进灵活性资源供给，同时应特别考虑不同类型的辅助服务标的与能量市场、容量机制的耦合关系，实现系统灵活性平衡的目标。再者，新型辅助服务的设计应因地制宜，充分考虑当地源荷特性，比如新能源渗透率、源荷时空分布等因素，保证灵活调节资源的有效供应以及合理收益。3.4灵活性市场机制最后，建设与现有市场政策相适应的灵活性市场孙 田，等 促进中国电力系统灵活性建设的市场机制探索32Vol.25，No.4 July，2023POWER DSM|机制。灵活性市场机制有效运行的前提之一是所提出的激励机制与现有各类市场政策有良好的适应性和衔接性 10。“双碳”目标下，考虑到风、光等新能源的低碳清洁能源特性，中国发布了一系列的相关补偿政策，如碳交易、可再生能源配额制等。这类政策促进了新能源渗透率提升，但这也正是电力系统灵活性需求增长的重要原因之一。因此，建议着重关注灵活性市场机制与现有的新能源保障性政策、区域现货市场建设政策等的适应性和衔接性，通过建设与现有市场政策相适应的灵活性市场机制，实现对不同能源政策间存在的矛盾和重复性的有效协调，遵循制度经济学中“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的准则，明确灵活性市场中各类市场主体的权责界限以及可获得的价值回报。4结束语本文归纳总结了国外提升系统灵活性的市场机制研究，对美国、英国灵活性市场产品特点、定价机制、应用场景、实施方式等方面进行分析，并进一步对中国电力系统灵活性建设的现状和关键问题进行论述，最后对中国电力系统灵活性市场建设提出了建议，为电源、电网、新型资源主体的灵活优化发展提供有益借鉴和决策支撑。D参考文献：1 国家发展改革委.“十四五”可再生能源发展规划.EB/OL.（2022-06-01）2023-05-11.https：/ Development and Reform Commission.A five-year plan from 2021 to 2025 on renewable energy developmentEB/OL.（2022-06-01）2023-05-11.https：/ IRENA.Power system flexibility for the energy transition.EB/OL.（2018-11-01）2023-05-11https：/www.irena.org/Publications/2018/Nov/Power-system-flexibility-for-the-energy-transition.3 郭鸿业，陈启鑫，夏清，等.电力市场中的灵活调节服务：基本概念、均衡模型与研究方向 J.中国电机工程学报，2017，37（11）：3 057-3 066.GUO Hongye,CHEN Qixin,XIA 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Systems,2021,45（6）：3-15.作者简介：孙田（1992），女，河北沧州人，硕士，工程师，研究方向为电力市场；闵睿（1988），男，湖北宜昌人，硕士，高级工程师，研究方向为电力市场；郭倬辰（1996），男，通信作者，四川达州人，硕士，研究方向为电力市场。（责任编辑张文翰）33