全国统一电力市场建设落下“关键一子”

《电力辅助服务市场基本规则》出台

全国统一电力市场落下“关键一子”

作为全国统一电力市场“1+N”规则体系的关键“一子”，《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）日前出台，标志电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立，也标志着我国电力市场改革迈出系统性突破的重要一步。

《规则》不仅有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，更可促进能源资源优化配置，实现“全局最优”。

煤电转型：从“基荷主力”到“调节先锋”的角色重塑

长期以来，煤电作为我国电力系统的“压舱石”，承担着基荷供电重任。随着风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，规模首次超过火电，占到了全国发电装机容量的42.8%，推动电力系统从“以煤定电”转向“以新带煤”，煤电“边发电边调峰”的双重压力凸显——此前因各地辅助服务市场规则不统一、补偿机制不明确，煤电转型缺乏清晰“路线图”。

《规则》明确“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制，健全电力辅助服务费用传导机制，充分调动可调节资源主动参与系统调节积极性，构建统一规范的电力辅助服务市场体系，服务新型电力系统建设。

“通过建立‘技术可行、经济合理、机制健全’的辅助服务市场体系，煤电在调峰、调频、备用等领域的调节价值得以市场化显现。”中国电力企业联合会发展规划部副主任韩放指出，2021年至今，在地方试点市场中，煤电机组平均调峰深度已从40%提升至60%，部分机组可达70%~80%，电网灵活性显著增强。市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从“单一依赖发电”向“多元服务收益”优化。

华电集团市场营销部副主任兰国芹表示，如今煤电企业通过参与辅助服务市场，每年可获得合理的市场化补偿，这既为煤电灵活性改造注入动力，也为其在新型电力系统中找准定位——从“保障供电”的“基石”到“灵活调节”的“先锋”。

中国人民大学重阳金融研究院高级研究员马国书强调，这一变革契合我国国情，通过平台化供需出清模式重塑成本结构，为国民经济全产业链的市场化改革奠定了电价基础。

国家电网公司国家电力调度控制中心副总工程师王德林表示，“煤电的‘调节先锋’角色，本质上是《规则》带来的机制创新与企业技术改造‘双向奔赴’的成果。”随着辅助服务市场逐步建设完善，调度机构正在经历由“电力供需平衡组织者”向“系统调节多维价值挖掘者”的战略转型，这既是新型电力系统建设的必然要求，也为煤电在新能源主导的电网中找准了市场化定位。

王德林强调，《规则》构建的市场化激励机制，正促使煤电调节能力释放发生“质变”：一方面，通过“爬坡补偿”“备用容量定价”等新增交易品种，煤电参与系统调节的收益明显提升；另一方面，调度机构能够通过价格信号引导资源配置，在极端寒潮等场景下，进一步提升煤电响应速度，促动电网安全防线从“被动防御”转向“主动构建”。

新能源消纳：从“政策托底”到“市场主导”的机制革新实践

当新能源装机突破“拐点”（即占比超过系统调节能力极限，导致电网调峰、调频压力剧增），其消纳问题从“局部卡脖子”变为了“系统必答题”。

《规则》直击灵活性资源短缺、无功支撑不足、系统惯量下降等痛点，在传统调峰、调频等基础品种之上，设立了备用、爬坡等多元化市场品种，明确了备用服务和爬坡服务的定义和费用计算方式，实现在“秒级-分钟-小时”上的多时间尺度协同，尤其在国家取消强制配储政策后，进一步丰富了储能的盈利模式，有助于发挥多种类型灵活性资源的调节作用。

华北电力大学经济与管理学院副教授许传博指出，《规则》出台前，各地试行政策仍存在制度壁垒和规则差异等问题。《规则》明确和规范了电力辅助服务市场的市场成员、市场设立、市场品种、交易组织、费用传导、市场衔接、计量结算、信息披露和风险防控等内容，将有利于破除省间壁垒、统一省级规则，为全国电力辅助服务市场提供了统一的规则框架。

数据显示，2024年，我国通过辅助服务市场有效地保障了新能源的消纳，全国新能源利用率超过96%。“爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型交易品种的引入，让火电、水电、储能等主体协同发力，为新能源‘腾出’更多上网空间。”兰国芹分析，《规则》出台后，将储能企业、虚拟电厂、车网互动等新型主体纳入市场，将形成“火电+水电+新能源+负荷侧”协同调节的新格局。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻指出，截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦。2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占到了新增装机的60%。从实际运行效果来看，独立储能通过参与调峰、调频等辅助服务获得收益，正从“政策驱动”转向“市场驱动”，可以更好激发新型储能的建设活力。

南方电网电力调度控制中心副总工程师唐红兵表示，近三年来，南方区域市场持续完善各品种辅助服务市场机制，运营效率与市场规模实现“双提升”。

“作为全国首个建成的‘区域+省’多层次、多品种耦合电力辅助服务市场，其创新构建了覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，通过跨层级市场协同在更大空间范围内实现调节资源的优化配置。这一实践不仅激活了新兴业态发展动能，更以市场化机制激励多元化灵活资源提供更高质量的辅助服务，在保障电力可靠供应、促进清洁能源高效消纳等方面发挥关键作用，为新型电力系统与能源体系的安全稳定运行及高质量发展提供了坚实支撑。”唐红兵说。

电力系统安全：从“行政调控”到“市场平衡”的效能提升跨越

以往电力系统安全依赖“行政指令式”调节，如调度机构直接下达调峰任务，缺乏价格激励，导致资源调用效率低、主体积极性不足。

业内专家表示，《规则》出台的意义远不止于解决当下问题，更在于为全国统一电力市场体系搭建“四梁八柱”，推动各地分散的辅助服务市场向全国“一盘棋”整合，促进跨区域资源优化配置，实现从“局部最优”到“全局最优”的跃升。

《规则》的最大“亮点”在于：加强顶层设计，首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，对各级电力市场的规范运作起到积极的推动和指导作用。此前，各省辅助服务市场补偿标准、交易品种差异大。通过打破市场壁垒，促进辅助服务资源更大范围的优化配置，更好地服务全国统一电力市场建设。

韩放表示，“规则通过科学确定辅助服务市场需求、合理配置交易品种，将调节资源的分配纳入市场机制，优化各类电力辅助服务价格形成机制，让调峰、备用等服务的价值显性化，引导各类主体主动参与系统调节。”这种转变正推动系统从“被动响应”向“主动平衡”升级，实现了行政手段向市场机制的过渡，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，将进一步提升电力系统的安全保供能力。

记者注意到，在各地的具体实践中，辅助服务市场与现货市场的衔接协同显得尤为关键。通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免“一刀切”式拉闸限电，既保障民生用电，又提升工业生产的稳定性。这种“市场平衡”模式，正成为新型电力系统韧性建设的关键支撑。

许传博强调，“电价是经济运行的基础价格，电力市场改革必须稳慎推进、蹄疾步稳。”《规则》的出台，标志着我国在电力市场化改革中迈出“从量到质”的关键一步，既为能源转型破解体制机制障碍，也为高质量发展校准“成本市场化”坐标。

随着“1+N”规则体系逐步落地，一个主体多元、品种丰富、机制灵活的电力市场生态正在形成，为“双碳”目标实现和中国式现代化注入澎湃动能。