政策解读 | 全国统一电力市场“1+N”基本规则体系再添关键支撑

《电力辅助服务市场基本规则》（下文简称《规则》）的出台，标志着我国电力体制改革迈出了重要一步。随着新能源占比不断提高，电力系统对调频、备用等资源的需求大幅增加，需要通过市场化手段优化资源配置，提升电网调节能力，确保电力供应的安全与高效。《规则》的实施不仅有助于完善全国统一电力市场的基础规则体系，还为各类市场主体提供了明确的行为准则和权益保障，从而激发市场活力，提高整体运营效率，进一步加速电力行业的高质量发展，助力实现碳达峰、碳中和目标。

（来源：电联新媒  作者：杨萌等）

《规则》是电力市场规则体系的重要组成部分

在建设全国统一大市场、构建新型电力系统的背景下，《规则》的出台标志着我国电力市场顶层设计取得重要突破。作为全国统一电力市场"1+N"规则体系中的重要主干规则之一，《规则》基于《电力市场运行基本规则》，同前期已颁布的中长期交易、现货市场规则共同构成电力市场基本规则体系的三大支柱。《规则》遵循《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的改革蓝图，通过对市场交易品种、价格机制和运行流程的系统性规范，实现了辅助服务市场制度体系标准化建设，强化了其在保障系统安全稳定运行和促进绿色能源消纳中的结构性支撑作用。

在政策协同层面，《规则》与我国电力市场化改革的演进逻辑一脉相承。作为2021年《电力现货市场基本规则（试行）》的重要补充，《规则》首次在制度层面系统解决辅助服务与现货市场的时序耦合问题。特别是在交易时序设计上，明确规定调频、备用等有功辅助服务与现货市场联合出清的改革路径，既保持与现有市场体系的兼容性，又为未来容量市场、绿证交易等机制创新预留政策空间。通过建立"省级建制、区域协同"的市场架构和费用传导机制，推动市场化改革从单一市场建设转向系统集成阶段，为我国电力市场体系向更高质量、更高层次发展奠定制度基础。

在市场运行层面，《规则》作为省级及以上辅助服务市场的纲领性文件，体现出鲜明的系统性特征，在制度建构层面实现了四个有机衔接：一是与《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）充分对接，形成涵盖煤电灵活性改造、新型储能应用、需求侧响应等多元形态的市场激励机制；二是通过明确调频、备用等服务的技术参数，建立与电能质量监督、网络安全等级保护等制度的衔接机制；三是确立数据采集、信息披露与《电力市场信息披露基本规则》的配套标准；四是通过辅助服务的结算方式创新和结算条目明确，为《电力市场计量结算基本规则（征求意见稿）》的制定提供制度接口。

随着跨省辅助服务交易规则的统一和区域协同出清机制的完善，调节资源得以在更大时空范围内优化配置。虚拟电厂、分布式储能等新兴主体通过聚合海量分散资源，正在重构辅助服务供给格局。这种“自下而上”的市场力量，与“自上而下”的顶层设计形成共振，共同推动全国统一电力市场体系日益健全。

《规则》主要内容解读

《规则》系统构建了新型电力系统下的辅助服务市场运行框架，主要内容涵盖以下方面：

市场成员按权责划分三类核心主体：经营主体严格限定为具备“可观、可测、可调、可控”能力的发电企业、储能运营商等可调节资源，要求其承担注册备案、履约执行及费用分摊等义务；电网企业聚焦技术支撑体系构建，提供网架架构、数据采集与计量等基础服务；运营机构中明确电力调度机构负责市场出清与调用，电力交易机构负责信息披露与结算依据管理，形成运营管理与技术支撑双线并行的治理体系。

服务品种初步设置为四大类型：调峰服务通过调整发用电功率跟踪负荷波动；调频服务以AGC/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；爬坡服务以快速调节速率应对新能源短时剧烈波动。四类服务的设计逻辑围绕“功率跟踪—频率调节—应急储备—动态响应”的系统需求展开，形成全覆盖的保障网络。

交易机制实行分级分层管理体系：市场运行采用“需求发布—经营主体申报—调度机构安全校核出清—执行调用”的标准化流程。在价格形成方面，调频服务通过市场化竞标形成边际出清价，费用核算依据里程、性能与价格的三元乘积；备用与爬坡服务均按中标容量、时长及出清价计量费用，实现服务价值与成本投入的正向关联。需特别指出，在现货市场未连续运行的区域，《规则》保留调峰服务单独计价机制，费用暂不向用户侧传导，确保市场机制平稳过渡。

市场衔接机制突出协同增效原则：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。在费用传导上，明确市场化交易形成的辅助服务成本应通过电价机制向用户侧合理疏导，但对调峰等尚不具备条件的服务品种实行独立核算，避免电价波动风险过度转嫁。

《规则》设计通过权责划分、技术约束和市场激励相结合的方式，既保障了电力系统的物理运行安全，又建立了适配新型电力系统的经济调节机制，标志着我国辅助服务市场化改革迈入体系化实施阶段。

《规则》主要亮点和影响

《规则》聚焦新型电力系统构建需求，在机制设计上凸显以下制度创新：

其一，推动主体全覆盖，扫清制度障碍。市场成员首次明确将储能、虚拟电厂等新型主体纳入准入范围，并要求获得容量电费的机组必须参与市场，从制度层面破除灵活性资源入市障碍。

其二，压实辅助服务需求分析责任。《规则》明确提出“电力调度机构按照电力系统需要和经济调度要求综合考虑电源结构、电力送出受入、净负荷曲线波动和最大统调负荷等情况，提出各类辅助服务市场需求信息”。强调辅助服务的品种设置和需求规模，必须以电力系统实际需求为基础量体裁衣。为此，必须依靠调度机构进行精准测算分析，既避免冗余低效，又筑牢电力系统安全防线。

其三，构建权责对等的履约与监管机制。建立“申报-出清-调用-结算”链式管理体系，明确调频服务按实际里程与性能参数结算费用，且所提供辅助服务因自身原因未达标的需承担违约责任。要求辅助服务费用在电费单中独立列示，用户可于5个工作日内提出异议复核。

其四，实现政策延续与时效性管理协同。用户侧费用传导严格遵循《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）要求，对现货市场连续运行区域的调频、备用费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。规则有效期明确为五年，并设置新品种1年以上试运行期。

其五，完善风险分层防控体系。针对辅助服务供给短缺、市场力操纵等五类风险制定预案，市场运营机构负责履行市场监测和风险防控职责，编制风险处置预案，市场成员应共同遵守并按规定落实辅助服务市场风险防控职责，调度机构需记录应急处置过程并及时报告。

结语

我国电力辅助服务机制从无到有，发展了近二十年，以“解剖麻雀”的耐心破解体制机制障碍。这一进程不仅体现了我国能源治理体系“渐进式改革”的智慧，更彰显了政策设计者立足国情、稳中求进的务实精神，展现出具有中国特色的动态适应性。五年有效期设定，既保障基础框架的稳定性，又为下一步滚动更新规则埋下伏笔。随着各省（区、市）陆续出台本地市场规则，在1年过渡期内将完成从"补偿机制"向"竞争机制"的跨越，这种小步快跑的迭代节奏有效平衡了改革迫切性与系统风险性。电力辅助服务市场的持续进化将深度赋能全国统一电力市场建设，基于技术特性的市场定位差异化，将引领火电、新能源、新型储能形成"基荷保障—波动平抑—灵活调节"的协同生态，为后续容量市场与辅助服务市场的功能互补奠定实践基础。随着电力辅助服务市场的服务品种扩展、技术标准升级、跨区协同深化三个维度持续演进，将有力支撑形成与新型电力系统高度适配的市场化灵活性资源配置新格局。