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| 政策解读丨从“试点探索”迈向“全国统一制度框架”——《电力辅助服务市场基本规则》解读 |
| 加入时间：2025-05-09 来源：中国电力报 作者：张驰 李金泽 |
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近日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）。在“中发9号文”指引下，电力辅助服务市场建设持续推进。我国电力辅助服务发展经历了“从无到有”“从计划到市场”“从电源侧到多元主体”三个阶段。
2022年国家发展改革委、国家能源局出台的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》首次明确将辅助服务市场纳入电力市场“四梁八柱”；2023年印发的《电力现货市场基本规则（试行）》提出建立“谁受益、谁承担”的费用分摊机制；2025年出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》将辅助服务补偿标准与新能源消纳率挂钩。此次发布的《规则》是对上述政策的集成创新，标志着我国电力辅助服务市场从“试点探索”迈向“全国统一制度框架”。
《规则》的重要意义
长期来看，市场化改革将是长期保证能源安全的有效手段，而电力辅助服务市场是市场化保障电力安全可靠供应的核心举措之一。通过价格信号可有效激励煤电、燃气机组顶峰参与辅助服务市场，引导用户侧资源和新型主体参与电力辅助服务市场，显著提升电力保供能力，支撑经济社会高质量发展。
《规则》将发挥纲领性、指导性作用，落实全国统一电力市场体系建设要求。总结各地电力辅助服务建设中的经验教训，指导地方结合实际制定实施细则，凝聚电力辅助服务市场建设共识。《规则》规范了电力辅助服务市场的基本框架、基本原则和基本内容，从市场准入退出、交易品种、价格机制、计量结算等方面一体化设计基础性规则，完善省级、省间（区域、跨区）辅助服务市场建设，推动省级、区域市场融合，逐步建成全国统一的电力辅助服务市场。优化市场动态调整机制，允许根据试运行结果优化规则参数，增强政策适应性。
《规则》将构建适合新能源发展的电力辅助服务市场体系，助力新型电力系统建设。“双碳”背景下能源结构发生巨大转变，煤电向基础保障性和支撑调节性电源并重转型发展，亟须加快建立支撑高比例可再生能源及煤电转型的电力辅助服务市场体系，更好适应新能源大规模增长和保障电力系统安全稳定运行。
《规则》充分吸收国际国内经验，结合市场实际进行本土化创新。德国通过容量市场机制补偿火电灵活性改造成本，美国PJM市场以竞价拍卖方式优化备用资源调配。我国《规则》提出“源荷储一体化”参与模式，允许储能电站、虚拟电厂等新型主体入市，兼顾公共利益与市场效率。
《规则》主要政策方向
明确建立适应新型电力系统的辅助服务市场机制。坚持安全高效、清洁低碳、统一规范、稳妥推进、公开透明、竞争有序原则，持续完善电力辅助服务价格及交易机制，实现多元主体共同参与电力辅助服务市场，更好发挥灵活调节资源作用。
规范市场准入范围。《规则》扩展了电力辅助服务参与主体，将新型储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂等灵活调节资源纳入参与主体范畴，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。明确经营主体范围包括发电企业、售电企业、电力用户及新型主体，需具备可观、可测、可调、可控能力（如储能电站需满足技术标准）。
统一市场运行要求。《规则》给出了地方制定实施细则的参考范本，各地可以在《规则》的基础上深化、细化规则。《规则》统一了省级及以上电力辅助服务市场的交易规则、价格机制和费用传导路径，为破除区域壁垒提供制度保障。
完善辅助服务补偿与分担机制。《规则》依据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立公平合理的发电侧、用户侧补偿与分担机制。明确现货市场连续运行的地区，辅助服务费用由用户用电量和未参与电能量交易的上网电量共同分担，比例由省级价格部门确定。未开展现货市场的地区，费用暂不向用户侧传导，避免增加用户负担。明确了特殊主体分摊规则，独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体按上网/下网电量分摊费用，体现公平性。
规范市场结算方式。结算是市场规则的重要组成部分，关系到每个经营主体的切身利益。《规则》针对不同主体明确了结算账单内容，电力辅助服务市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录，真正做到“算细账、算清账”。
规范风险防控机制。电力调度机构根据日前报价，日内实时出清调用的原则开展市场交易，当电力系统发生故障导致网络拓扑发生重大变化或电力市场技术支持系统发生重大故障的情况时，电力调度机构应按照安全第一的原则对市场进行应急处置，并尽快报告国家能源局派出机构及省级价格、能源主管部门。
（作者张驰，单位为中国电力科学研究院；作者李金泽，单位为国网辽宁省电力有限公司）
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