电力可靠性的价值
衡量一个电力系统可靠性的最直接的名词就是“停电”，而与停电有关的停电频率，停电范围和停电时长就是系统可靠性的最重要指标。
电力系统一旦停电，尤其是大面积长时间的停电，对于发电企业来说，损失了发电收益。
而对于用电主体来说，其损失的用电收益，也就是“失负荷价值”，很难用货币来衡量。
国外研究机构对于VoLL(失负荷价值)预估出了高额的数值，高于同期电力市场购电价格两个数量级。
于是对于用电侧，电力价格弹性近乎为0，用电收益价值近似无穷，不可估量，所以在交易环节，用电侧的需求曲线多以垂直直线呈现。
而市场组织竞争的目的，即追求全社会福利最大化也等价于追求发电成本最小化。
辅助服务与实时平衡市场
在中长期，日前市场和实时平衡市场三级市场序列中。
金融执行的电力市场，日前制定调度计划不参考中长期合约，仅通过日前申报的量价信息出清日前市场。
日前市场出清的发电量、节点价格以及用电量，可以视为是“系统运营商”与发用电主体约定的一份“差价合约”。
日前电量与实际电量间的偏差执行实时平衡市场的价格。
实时平衡市场的组织源于系统运营商对于交易周期实际用电量的超短期预测，其与日前市场上的发电计划差额作为竞价空间向发用主体开放。
各主体可以申报卖方报价，即发电企业的增发和用电企业的降需报价；也可以申报买方报价，即发电企业的减发和用电企业的增需报价。
系统运营商根据预测实际交易周期的电量偏差方向，根据成本最小化原则选取调节资源，再经过安全校核后出清实时市场节点电价。
同时对中标的单位重新安排发用电计划并下发。
实时平衡市场在实际运行周期前开展并出清，目的是为了实际运行周期内的电量平衡。
但因为超短期预测功率的偏差，无法预计的系统设备故障以及运行周期内的实时功率平衡，导致仅仅依靠实时平衡市场无法满足真正意义上的功率平衡。
所以为在实际运行周期内实现功率平衡，实现对于预测偏差的调整，实现对于故障发生后系统的快速恢复，需要相关市场参与主体场提供相关调节资源。
电力可靠性的成本
系统运营商负责电力系统的安全可靠，其肩负责任和义务，也具有获取可靠性资源的权利。
这些资源有的是义务提供，如传统发电机组的一次调频，有的是有偿提供，即辅助服务市场上交易的品种。
系统运行商代替全部参与主体购买并使用辅助服务资源，也向主体分摊辅助服务费。
所以电力系统可靠性指标（决定购入多少辅助服务资源）以及指标下对应的资源持有标准都应受到监管机构的监管。
辅助服务的提供追求电力系统的平衡，而系统的平衡在于有功功率的平衡以及无功功率的平衡。
前者涉及到频率的稳定，后者涉及到电压的稳定，这是电力这种商品的重要参数，也是系统稳定的首要指标，同样也是辅助服务的关键品种。
