转自：中国电力报

技术驱动、机制护航，助力破解电网灵活调节难题

——《电力辅助服务市场基本规则》解读

中国电力企业联合会规划发展部副主任 韩放

一、政策背景和市场环境

为贯彻落实加快建设全国统一大市场要求，构建全国统一电力市场体系，加快构建新型电力系统，指导和规范全国电力辅助服务市场建设运营管理，保障电力系统稳定运行和能源电力安全供应，国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》），标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成。《规则》的出台，既是能源转型关键制度突破，亦为新型电力系统建设注入市场化动能。

电力辅助服务市场是保障电力系统安全稳定运行、促进新能源发展的重要制度。目前，我国电力辅助服务市场基本实现全国覆盖，市场化的辅助服务品种不断拓展，初步建立以市场为引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系，通过市场实现对资源的优化配置。部分地区在辅助服务市场机制创新上进行了积极探索，积极推动电力辅助服务市场与现货市场的协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源、厂网互动运营企业等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。电力辅助服务市场的持续规范运行，对推进全国统一电力市场的发展建设、促进新能源高效消纳、保障电力系统安全稳定运行均发挥着积极的作用。

二、《规则》出台的重大意义

近年来，我国电力行业电源结构、电网形态发生深刻变化，电力装机规模持续扩大，清洁能源发展迅猛，新能源消纳压力不断增大，市场对辅助服务的需求显著增加，迫切需要统筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制。

《规则》的颁布实施，恰逢其时地满足了市场需求，为电力辅助服务市场发展建设指明了方向。《规则》进一步规范了电力辅助服务市场运营管理行为。首先对电力辅助服务和辅助服务市场的重要概念进行了进一步梳理和明确；同时厘清了包括各类新型主体在内的辅助服务的提供方、辅助服务的采购方以及电网企业、交易机构、监管机构的权利义务、职责界面和工作流程与要求；特别是规定了辅助服务交易品种的分类和市场注册、交易组织、计量结算、信息披露、风险防控等相关流程和要求；进一步明确了电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场的衔接机制。《规则》的落地实施，将会充分调动可调节资源主动参与系统调节积极性，助力构建统一规范的电力辅助服务市场体系。

《规则》的出台，是中国电力市场改革的重要举措。《规则》的实施，将有力支撑全国统一电力市场建设、促进新能源大规模发展和全方位入市。

（一）积极推动全国统一电力市场的发展建设

《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，其落地实施将对各级电力市场的规范运作起到积极的推动和指导作用。

一是为全国统一电力市场发展建设夯实了制度基础，是对全国统一电力市场“1+N”规则体系的进一步补充和完善。通过统一规范明确辅助服务市场的总体框架、交易品种、出清流程和价格传导机制等核心内容，推动形成统一规范、权责清晰的电力市场规则体系。

二是促进了多层次市场有效衔接。《规则》强调统筹推进电力辅助服务市场与中长期、现货市场的整体建设、协同运行，有助于构建“电能量+辅助服务”的完整市场架构，将提升电力系统整体运行效率。

三是促进电力辅助服务资源更大范围的优化配置。通过区域辅助服务市场与省级市场的衔接，能够推动打破市场壁垒，进一步优化跨省跨区电力资源配置，更好服务全国统一电力市场建设。

（二）有效提升新能源市场化消纳能力

截至2024年底，全国电力装机容量首次突破30亿千瓦大关（33.49亿千瓦），风电与光伏装机超过14亿千瓦（14.1亿千瓦），新能源装机规模首次超过煤电（11.95亿千瓦），标志着新能源进入大规模、高比例发展的新阶段。河北、内蒙古、吉林、江西、湖北、广西、青海、甘肃、宁夏、新疆、西藏11个省份的新能源超过常规电源成为当地第一大电源。并且，我国提前6年时间完成了在气候雄心峰会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。

一是促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制。推动具有调节能力的容量资源形成“固定成本+变动成本+调节成本”的回收机制；通过市场化手段，进一步发挥火电等常规电源的保障作用和灵活调节作用，成为稳定电力供应的压舱石，同时为新能源发电创造更多空间，促进新能源的高比例消纳。

二是系统性破解新能源发电波动性、随机性困境。结合电力辅助服务市场建设需求，通过合理设置和优化电力辅助服务品种，发挥系统可调节资源的潜能，有效平抑新能源发电高比例接入导致的间歇性、波动性对电力系统运行带来的频率变化、电压波动等扰动问题，提升电力系统可靠性和电能质量，确保电力系统安全稳定运行。

（三）提高电力系统安全保供水平

《规则》明确提出要“建立辅助服务费用的传导机制”，推动跨省跨区交易双方“公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用”。将对构建长效投资激励机制、激发多维度调节资源的潜能发挥积极作用。

一是提高系统容量“充裕度”。按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，健全辅助服务费用成本分摊和费用传导机制，推动发用两侧主体共同分担责任、公平提供服务、合理提供补偿或获得收益；优化各类电力辅助服务品种的价格形成机制，提高企业参与电力市场的经营预期和项目投资、设备升级改造的信心，满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行需求。

二是增强电力系统快速调节能力。通过市场化手段，最大程度调动火电、水电、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类灵活性调节资源参与市场调节的积极性，挖掘火电深度调峰、储能快速响应潜力，为系统运行提供调峰、调频、备用、爬坡等辅助服务，快速响应系统削峰填谷需求并获得相应收益，有效提升电网应对新能源出力波动和极端天气等场景能力。

三是提升区域协调能力。以区域辅助服务市场为载体，突破行政壁垒，实现跨省跨区调节资源的互通、互补和互享，降低系统备用容量冗余，提高系统运行效率，降低系统整体运行调节成本。

三、《规则》的亮点

一是我国首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，意义重大。《规则》加强顶层设计，结合我国现阶段电力市场建设实践，总结市场建设经验，规范电力辅助服务市场运营管理行为，维护市场经营主体合法权益。 

二是扩大参与市场的经营主体范围。《规则》首次将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体纳入全国性规则框架，提升了市场活力。

三是明确电力辅助服务市场交易品种。《规则》明确提出要“科学确定电力辅助服务市场需求，合理设置电力辅助服务市场交易品种，加强与电能量市场的统筹衔接”。科学保障系统安全稳定运行和电能量市场的建设

四是明确市场化的价格形成机制。《规则》明确要求“优化各类电力辅助服务市场化价格形成机制”。稳妥有序推动辅助服务价格由市场交易方式形成，提高资源配置效率。

五是明确提出要建立健全电力辅助服务费用传导机制。《规则》明确“按照‘谁受益、谁承担’原则，建立电力辅助服务费用传导机制”。结合电力现货市场建设，优化发电侧与用户侧费用分摊方式，合理传导辅助服务费用。

六是强化市场风险的防控和监管。建立辅助服务市场全流程风险防控体系，加强市场监管和监测分析，健全风险处置预案，识别风险级别、制定处置预案、明确各方职责，防范市场风险，保障市场的平稳运行。