《电力辅助服务市场基本规则》下发，探索市场机制挖掘调节潜力|中心建设指南|储能|市场机制|电力辅助服务市场基本规则|能源|调峰

4 月 29 日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《电力辅助服务市场基本规则》（下称《规则》）的通知，旨在规范全国电力辅助服务市场建设，致力于通过市场机制进一步挖掘电力系统调节潜力。

《规则》填补了电力辅助服务市场化交易制度的空白，是全国统一电力市场 “1+N”基础规则体系中重要组成，从市场设计层面实现中长期、现货、辅助服务的统一衔接。在电力价格机制上，形成电能量、容量、辅助服务多重定价体系。

电力辅助服务市场在维持系统稳定、保障电力供应、促进新能源消纳和推动煤电转型等方面发挥重要作用。我国电力辅助服务发展经历了 2006 年以前无偿服务（主要由发电企业无偿提供）、2006-2014 年计划补偿、2014 年至今部分品种市场化 3 个阶段。随着新能源装机比例不断提升（2024 年底占比超 43%），电力系统灵活性需求激增、调节能力不足，需要通过市场机制进一步挖掘系统调节潜力。

截至目前，国内共有 16 个省建立调峰市场，15 个省建立调频市场，2 个省建立爬坡市场，6 个区域分别建立调频、备用、调峰等市场，通过竞争有效提升系统调节能力。

《规则》涵盖 12 章 67 条内容，围绕市场设立、市场品种、交易组织、费用传导、市场衔接、计量结算、信息披露等关键环节提出明确要求。国家能源局将各地结合实际情况，逐步探索建立调峰、调频、备用等辅助服务市场化品种，实现辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变。

1. 首次明确储能、车网互动企业等辅助服务经营主体地位

《规则》提出，电力辅助服务市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营 5机构等。其中，经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。提供电力辅助服务的经营主体是指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源。各类经营主体必须在电力交易机构完成市场注册程序后，方可参与电力辅助服务市场交易。

《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主体纳入市场框架，强调各类经营主体平等参与电力辅助服务市场，推动调节资源从发电侧向“源网荷储”全环节扩展。这一机制也为煤电、储能等灵活性调节资源“电能量+辅助服务”收益模式奠定基础，在推进煤电功能定位转型的同时，为新型电力主体的发展、新能源并网消纳创造更大的空间。

以华能国际为例，2024 年辅助服务收入 24.58 亿元，其中调峰净收入 21.65 亿元，调频净收入 2.93 亿元，占全年营收的 1.0%。随着辅助服务市场的不断完善，营收总额及占比预计不断提升。

2. 丰富电力辅助服务交易品种，爬坡服务纳入市场范畴

《规则》进一步丰富了电力辅助服务市场品种，除了传统的调峰、调频、备用服务外，还将爬坡服务纳入市场范畴。其中调频服务主要为二次调频服务，指经营主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，提供的有功出力调整服务。

爬坡服务是指经营主体为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的经营主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。2024 年，山东在全国率先发布了电力爬坡辅助服务市场运行机制，仅在日内运行开展交易,以 15 分钟为交易的时间尺度。

在调峰、调频、备用等多品种协同下，形成“秒级调频—分钟级备用—小时级调峰”的全时间尺度调节体系。2024 年电网频率合格率提升至 99.999%，非计划停运率下降 45%。2024 年华北区域通过跨省备用市场调用晋陕蒙资源，成功应对“7·20”特大暴雨引发的 300 万千瓦电力缺口。

根据《规则》，在交易品种的设定上，电力调度机构根据系统实际需求，提 6出市场建设需求并拟定分析报告，随后经国家能源局派出机构、省级价格与能源主管部门的层层论证、审批，最终在国家发展改革委同意后实施。在新品种设立过程中，严格遵循模拟试运行、结算试运行、正式运行的流程。

3. 建立成本分摊和费用传导机制，“谁受益、谁承担”

健全辅助服务费用成本分摊和费用传导机制是电力市场制度建设的重要一环。《规则》提出，稳妥有序推动辅助服务价格由市场形成。具备市场条件的辅助服务品种，通过市场交易方式形成辅助服务价格。按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，建立电力辅助服务费用传导机制。

电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。在现货市场连续运行的地区，费用由用户及非市场化电量进行分摊，确保市场公平与效率。对于独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享。

在价格传导机制下，一方面促使电力用户和发电企业更加合理地使用辅助服务，另一方面也激励新型经营主体积极参与辅助服务市场，提升自身调节能力，实现各方利益的合理分配与市场的可持续发展。

4. 协同辅助服务与电能量市场，降低电力系统成本

辅助服务市场与电能量市场的衔接是新型电力系统市场体系的核心。《规则》将调频、备用等辅助服务嵌入现货市场框架，形成互补机制。电能量市场满足基础供需平衡，辅助服务市场应对波动性和不确定性需求。短期内，调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场与现货市场可独立出清，在具备条件时推动联合出清。

独立出清适用于市场初期或条件不成熟阶段，通过分步操作保障市场平稳过渡。联合出清通过整合供需两侧的调节需求，减少冗余调度，提升机组利用率。例如，调频、备用与现货市场联合出清时，同一机组既可提供电能量又可参与辅助服务。联合出清打破传统市场边界，推动中长期、现货与辅助服务市场的时序匹配与规则统一，进而激发储能、虚拟电厂等主体活力，推动电力系统安全稳定运行。

5. 理清运营机构职责，强化市场管理

电力调度机构和电力交易机构在电力市场运行中承担着不同但又紧密关联的职责。《规则》明确，电力调度机构负责提出辅助服务需求并统一采购，负责辅助服务交易组织、市场出清、服务调用、费用计算、提出安全约束、开展安全校核等业务，负责辅助服务市场运营监控工作，负责建设、运行、维护和管理与辅助服务市场相关的技术支持系统。

电力交易机构则专注于经营主体市场注册、信息披露和结算依据提供等服务，为市场主体营造公开、透明的交易环境。两者职责的清晰划分，避免了职能交叉与管理空白，有助于提升市场管理效率，保障电力辅助服务市场的公平、公正、公开运行。国家能源局派出机构对市场运行、资金使用等开展年度评估，重大问题需及时上报，确保市场规范有序。

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