电力辅助服务市场建设从“试点探索”阶段转向“全国统一制度框架”阶段。
（来源：《能源评论》作者：张驰 李劲松）
2025年4月3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》）。《规则》是继《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则》之后，又一个全国层面的电力市场基本规则，标志着“1+N”基础规则体系进一步完善，将有效指导和规范各地辅助服务市场建设，有力推动构建“统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善”的电力市场体系。
顶层设计落地，促市场主体多元化
《规则》是我国首个国家级电力辅助服务市场化规则，也是全国统一电力市场“1+N”规则体系中的重要主干规则之一，其出台标志着电力辅助服务从“试点探索”阶段转向“全国统一制度框架”阶段。截至2025年5月，全国已有16个省份建立调峰市场，15个省份建立调频市场，2个省份建立爬坡市场，6个区域分别建立调频、备用、调峰等市场。以调峰市场为例，2024年全国调峰市场中标电量达1204亿千瓦时，市场竞争有效提升了系统调节能力，有力促进了新能源消纳。
《规则》将储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型主体纳入市场范畴，强调市场主体需具备可观、可测、可调、可控能力。通过赋予新型主体与传统电源同等地位，推动储能、虚拟电厂等从“政策驱动”向“市场驱动”转变，新质生产力培育初见成效。例如，山东等地已实现新型主体常态化入市，构建“电能量+辅助服务”双收益模式，2024年储能企业通过调峰调频获得的收益占比超过40%。随着各地细则的陆续发布，辅助服务市场将从传统的火电、水电拓展至新型储能、需求侧资源等领域，促进虚拟电厂、智能微电网等技术加速应用，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。
《规则》明确了“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的定价原则，规范了调频、备用、爬坡等有功辅助服务的交易流程。山东、广东等先行省份已试点爬坡服务，形成“秒级-分钟-小时”全时间尺度调节体系，灵活资源潜力进一步释放。
市场运行启动，仍面临三方面挑战
挑战一：当前市场仍以调峰、调频服务为主，服务品种较为单一，服务品种之间存在功能错配的结构性矛盾。随着新型电力系统建设的不断深入，预计2025年全国新能源发电装机占比达45%，系统惯量下降30%～50%，调频需求增长2～3倍。西北地区新能源发电装机占比较高，急需爬坡、惯量服务。部分省份仍在沿用计划补偿模式，辅助服务与电能量市场独立出清，导致调节资源重复配置、成本叠加。辅助服务市场规模也存在较大增长空间，爬坡、惯量支撑等品种覆盖率不足。《规则》的出台，将引导各地因地制宜地建设品种定位更加明确的辅助服务市场。目前调频服务主要依靠自动发电控制（AGC）/自动功率控制（APC）系统实现频率偏差修正，其中二次调频采用“调频里程×性能系数×出清价”计价模型；备用服务通过预留调节能力应对突发功率失衡；爬坡服务则以快速调节速率应对新能源短时剧烈波动。
挑战二：市场规则差异导致资源大范围优化受阻与市场协同不足。省间与省内市场、中长期与现货、现货与辅助服务等多层次市场的不同交易品种间存在复杂的衔接关系。如山西备用市场采用“日前预出清+日内调用”模式，而蒙西采用旋转备用独立出清，跨省交易衔接困难。同时，辅助服务与现货市场尚未实现联合优化，2024年仅山东、广东试点爬坡服务与现货联合出清。《规则》第四十三条、第四十四条对此提出明确要求，辅助服务市场与电能量市场在申报时序、出清逻辑、结算周期等维度实现同步协同，优先推动调频、备用等服务与现货市场联合出清，通过“需求发布—主体申报—安全校核”流程实现市场资源全局优化。
挑战三：价格机制与费用传导不畅。调频、备用辅助服务仍采用“卖方单向报价+统一出清”模式，未能反映机会成本。例如，西北地区调峰补偿价格仅为电能量市场价格的30%～50%，火电灵活性改造积极性受挫。此外，费用传导过于依赖发电侧分摊，用户侧仅6个省份试点参与，市场化成本疏导机制尚未普及。
协调发展路径，创新推进落地实施
下一步，如何推动《规则》有效落地实施？
一是因地制宜完善各地市场协同机制。推动联合优化出清与容量补偿机制的落实。在现货连续运行省份（如山东、山西）试点电能量与辅助服务市场联合优化，以“系统总成本最小”为目标，实现调频、备用与电能量的边际价格联动。推动辅助服务参与联合优化出清，完善市场协同机制。参照《煤电容量电价机制》，对提供备用、转动惯量的新型储能按可用容量给予补偿，为后续容量市场与辅助服务市场的协同发展奠定实践基础。
二是创新产品体系与定价机制。扩展服务品种，优化费用传导机制。针对西北、华北等新能源高渗透区域的爬坡、惯量辅助服务，制定“性能系数+里程报价”的爬坡定价模型。辅助服务定价机制方面则严格遵循国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》要求，电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
三是培育多元主体与绿色协同生态。打通绿电—辅助服务价值链条，将绿电交易的碳减排收益按比例注入辅助服务补偿基金。例如，每兆瓦时绿电交易提取5元用于补贴快速调频资源，推动环境价值跨市场传导。构建新型主体准入标准，制定虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体的技术规范（如响应速度≥95%），在经济发达的沿海地区开展“调节能力认证”，通过市场溢价激励技术创新。
四是推进区域市场互联与数字化赋能。在打破省间壁垒方面，需要依托全国统一电力市场体系，建立跨区辅助服务交易平台。构建“统一市场架构+分层交易机制”的协同体系，打造跨区辅助服务交易平台，消除省间市场准入、容量认定、出清模式等规则差异。例如，将备用服务从各省独立的“日前预出清”模式升级为区域统一的“日前-实时联合出清”机制。
在智能资源调度方面，需要应用区块链技术构建跨省交易存证系统，通过智能合约自动执行省间辅助服务调用指令，结合大模型预测区域调节需求缺口，动态生成跨省备用容量分配方案；建设智能交易系统，应用区块链技术、数字孪生技术实现辅助服务交易、计量、结算的全流程透明化，推进数字化赋能电力市场交易与区域市场互联。
《规则》的出台标志着我国电力辅助服务市场进入系统集成阶段。构建高水平的电力辅助服务市场，需以《规则》为纲领，直面新能源转型过程中的系统性挑战。通过制度协同、产品创新与主体培育，电力辅助服务市场正从被动“填谷调峰”转向主动“价值创造”，为新型电力系统建设注入新动能。未来需进一步推动辅助服务与电能量市场、容量市场、绿证市场、碳市场的深度耦合，构建“电能量价格+容量补偿+辅助服务收益+环境溢价”的多元价值体系，助力新型电力系统建设和“双碳”目标实现。
（作者均供职于中国电力科学研究院有限公司）
