在构建全国统一电力市场的宏大蓝图下，作为维系电网安全稳定运行的“守护者”——辅助服务，其交易流通却难以跨越“平衡区”这一无形边界。
（来源：微信公众号“能源新媒” 作者：徐倩岚 作者供职于华电集团）
当某区域突遇新能源出力骤降，急需跨省调用备用容量支援时，或负荷中心需要外省调频资源平抑电压波动时，现实的壁垒却使这些需求举步维艰。
为何技术日益精进、政策持续推动的当下，跨平衡区辅助服务交易仍未能实现？其背后是技术、管理、市场、安全等多维度的系统性枷锁。
概念厘清：辅助服务
与平衡区的本质关联
辅助服务是电力系统运行不可或缺的重要组成部分，它是为保障电能质量和电网稳定而提供的支撑服务。这一服务体系主要涵盖频率稳定类、电压稳定类和事故恢复类三大板块。频率稳定类服务中，调频和备用功能至关重要，它们能够及时应对电网频率的微小波动和突发的功率缺口；电压稳定类服务通过无功补偿和电压控制，确保电网各节点电压维持在合理区间；事故恢复类服务中的黑启动，则是在电网遭遇严重故障全停后，实现电网快速重启的关键手段。在新能源大规模接入的背景下，辅助服务的重要性愈发凸显，其功能已从传统电力系统中的“稳定器”，升级为适应新能源高比例渗透的“高速动态平衡器”。
平衡区作为电力系统管理的基本单元，是由统一调度机构管理的独立电网区域，省级电网是最常见的平衡区形式。各平衡区电网是基于自身频率控制特性、物理结构划分的，旨在维持区域内功率实时平衡。对于调频、备用等辅助服务作为电力系统稳定运行的“安全网”，其容量保障与调控权配置直接关系到电力系统运行的可靠性与稳定性，其调度指挥链必须与平衡区的物理边界和责任范围高度吻合，才能确保在系统扰动时指令能精准触达执行单元，这是电力系统可靠性与稳定性的基石。
技术枷锁：物理定律与
响应时效的刚性约束
电力系统的运行以毫秒为单位计量，而跨区交易却面临难以逾越的技术鸿沟。电网的物理特性具有鲜明的地域烙印——不同区域的电网频率特性、旋转惯量水平、电压稳定边界各不相同。
例如，新能源高比例区域惯量水平较低，对调频服务响应速度要求严苛；而传统火电占比较高区域惯量充足但爬坡速率受限。若跨区调用调频辅助服务资源，不仅无法精准匹配本地电网动态特性，难以有效平抑波动，反而可能诱发次生振荡风险。
通信延迟与指令协同构成另一重障碍。我国电力调度遵循“统一调度、分级管理”的规定，形成国调、网调、省调三级管理体系。省级调度机构（省调）、区域级调度机构（网调）与国家调度中心（国调）之间需层层传递指令与校核信号。当某个区域出现功率不平衡，辅助服务（特别是调频服务）的作用是就地、即时地响应本区域内的功率不平衡，以最快速度将频率拉回正常值，需要该区域的资源迅速响应，才能最有效地稳定系统。跨区调用需要两个或多个控制中心之间进行协调，这在需要快速响应的辅助服务场景中是不现实的。
管理壁垒：安全责任与
费用分摊的“楚河汉界”
电力系统运行的首要目标是在确保安全稳定的前提下，持续提供满足电能质量标准的可靠供电。自由跨区购买辅助服务会模糊责任边界，如果外部资源未能按预期响应，一旦发生事故，责任归属将陷入多重机构相互推诿的泥潭。若跨平衡区购买备用辅助服务，将保障电力系统安全稳定运行的关键服务依赖于外部区域供应，其时效性与可靠性要求无法得到有效保障，难以确保在系统发生扰动时能够即时、足额响应。
因此，为规避潜在的系统风险并落实安全责任，此类服务必须在本平衡区配置与调用。且跨区依赖辅助服务可能会削弱某个区域的自主支撑能力，影响本地调节资源的投资意愿，使其在失去本地关键资源或联络线时更加脆弱。
辅助服务的价值计量本就复杂，跨区交易更使其陷入定价困境。目前各省份对辅助服务的品种设计、计价方式、限价标准差异显著，跨区交易需解决不同规则体系的兼容问题。另外，辅助服务费用遵循“谁受益、谁承担”原则疏导，跨区购买会使结算变得极其复杂，难以公平地反映资源实际贡献和区域应承担的责任。谁为联络线阻塞买单？如何计量实际提供的跨区服务量？这些问题都增加了市场复杂性和争议风险。
总结
“不能跨平衡区购买辅助服务”是出于电力系统安全、稳定、可靠运行的根本要求，以及确保市场公平、高效运作的需要，而非简单的行政壁垒。一旦跨区随意购买辅助服务，电网潮流分布可能被打破，引发连锁反应，甚至威胁区域电网安全，从市场角度看，不同区域辅助服务成本、交易规则存在差异，贸然开放跨区辅助服务交易，可能导致恶性价格竞争，破坏市场秩序。
跨区辅助服务的实现需要克服诸多物理和机制上的挑战，需要建立在更紧密的协调机制、清晰的权责划分、复杂的阻塞管理以及先进的计量和控制技术基础之上，远非简单的“自由买卖”。
