随着新能源装机比例不断提升，煤电亟需转型升级。电力辅助服务作为维持电力系统安全稳定运行的保障，加强电力辅助服务市场建设是推进全国统一电力市场改革的关键一步。

国家发展改革委、国家能源局于近期发布的《电力辅助服务市场基本规则》(以下简称《规则》)，便对全国电力辅助服务市场建设提供了政策指导。

“《规则》的出台意味着我国电力市场建设正在逐步走向规范化，这对于推进全国统一电力市场建设具有重要意义。”科方得智库研究负责人张新原在接受中国城市报记者采访时表示，通过规范电力辅助服务市场运营管理，可以维护市场运营主体合法权益，保障电力系统安全稳定运行，促进新型电力系统建设。

电力市场改革

进入系统性集成阶段

所谓电力辅助服务市场，是指经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相应收益的市场运行机制。

近年来，我国电力辅助服务制度框架逐步完善。2022年，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，将辅助服务市场纳入总体目标，提出到2025年，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高。2023年印发的《电力现货市场基本规则（试行）》明确，要做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合。2024年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，进一步完善电力价格形成机制，提升电力系统综合调节能力。

“此次《规则》的发布，标志着我国电力市场改革进入系统性集成阶段。”中关村物联网产业联盟副秘书长袁帅在接受中国城市报记者采访时称，《规则》作为全国统一电力市场“1+N”规则体系的关键支柱，首次以制度形式明确储能企业、虚拟电厂、智能微电网等新型主体参与辅助服务市场的准入标准与权责边界，终结了传统市场仅以发电企业、售电公司为单一主体的格局。

北京市社会科学院副研究员王鹏告诉中国城市报记者，《规则》不仅为新型电力系统建设提供制度支撑，促进风光等清洁能源大规模接入与高效利用，还规范了市场运营规则，统一交易品种与费用传导机制，避免地方保护主义，保障各类经营主体合法权益。

跨省跨区辅助服务费用

更加公平合理

近年来，我国电力市场面临新能源消纳压力大、市场机制不完善、技术支撑不足等挑战。王鹏表示，风光等清洁能源装机占比快速提升，但系统调节能力不足，弃风弃光问题突出；辅助服务市场与电能量市场缺乏统筹衔接，存在重复建设、资源浪费现象；电网调度、市场交易、计量结算等技术系统难以适应新型电力系统需求，影响市场运行效率。

《规则》的出台为电力市场建设提供了新的思路。《规则》提出，以保障电力系统安全稳定运行为基础、促进新型电力系统建设为导向，科学确定电力辅助服务市场需求，合理设置电力辅助服务市场交易品种，加强与电能量市场的统筹衔接。

对此，张新原分析称，这意味着电力辅助服务市场将与电能量市场相互衔接，形成一个统一的电力市场体系。这将有助于提高电力系统的稳定性和可靠性，同时也将促进新型电力系统建设。

袁帅补充道，《规则》提出“安全运行+新型系统”双导向机制，具有三重战略价值：一是通过电力调度机构精准测算电源结构、净负荷波动等参数，首次将辅助服务需求与新型电力系统建设目标动态绑定，避免资源冗余配置；二是明确调频、备用服务与现货市场联合出清的技术路径，在南方区域电力现货市场连续试运行期间，已实现调频服务边际出清价与实时电价联动，价格信号传导效率提升30%；三是建立“申报—出清—调用—结算”全链条履约监管体系，要求调频服务按实际里程与性能参数结算，违约主体需承担未达标部分的费用，倒逼市场主体提升服务质量。这种“技术驱动+市场约束”的协同模式，为破解新能源消纳问题与系统安全矛盾提供了制度保障。

从具体内容上来看，《规则》明确了辅助服务市场经营主体范围，包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体。《规则》在规范辅助服务交易品种设立流程的同时，还健全了辅助服务费用传导机制。《规则》提出，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，推动跨省跨区交易双方根据辅助服务提供和受益情况，公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用。

王鹏表示，电力辅助服务费用传导机制将推动各地在实践方面实现有效转变。“一是区域协同增强，送端与受端省份需共同承担辅助服务成本，打破‘送端承担全部成本’的旧模式，促进区域间利益平衡。二是市场化定价深化，费用分摊比例将基于市场交易结果动态调整，推动辅助服务价格向真实成本靠拢，抑制不合理报价。三是用户侧参与度提升，用户用电量纳入费用分摊范围，倒逼用户优化用电行为，推动需求响应与虚拟电厂发展。四是电网调度优化，费用传导机制倒逼电网企业提升调度水平，减少不必要的辅助服务调用，降低系统运行成本。”王鹏说。

长三角等地区

已形成可复制经验

在《规则》出台之前，已有多个省份发布了电力辅助服务相关政策。比如，《山东省电力辅助服务管理实施细则》《湖南电力辅助服务管理实施细则》《山西电力辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则（2025年修订版）》等。

不过各地相关政策方面存在诸多问题，各地电力辅助服务市场存在三重结构性矛盾。在袁帅看来，一是交易品种与定价机制不统一，如部分省份将调峰与电能量市场捆绑计价，导致新能源消纳成本难以向用户侧传导；二是市场主体权责边界模糊，虚拟电厂等聚合商因缺乏明确的费用分摊规则，参与意愿不足；三是跨省交易机制缺失，华中四省2025年一季度虽实现80天省间调峰交易，但川藏地区仍依赖行政协调达成年度协议，市场配置效率远低于长三角、珠三角等区域。

对此，王鹏也持有类似观点。他表示，各地电力辅助服务市场建设进度不一，交易品种、价格机制、费用分摊规则差异大，导致跨省跨区交易壁垒高。同时，新型主体参与受限，储能、虚拟电厂等新型经营主体缺乏明确市场地位，难以公平参与市场竞争，制约其规模化发展。

“相关数据显示，全国已有16个省份建立调峰市场、15个省份建立调频市场，但区域间规则差异导致市场割裂的问题长期存在，此次《规则》的出台为解决这一问题提供了顶层设计依据。”袁帅认为，《规则》的核心突破在于构建了覆盖调频、备用、爬坡、调峰四大类服务的全链条市场机制，通过“省级建制、区域协同”的架构设计，推动辅助服务资源在更大时空范围内优化配置。

哪些城市在电力辅助服务市场建设方面积极开展先行先试？中国城市报记者了解到，作为全国首个新能源综合示范区，近年来，宁夏新能源产业迅速发展。国家能源局在2017年末发文批准了宁夏辅助服务市场试点工作；2018年，宁夏电力辅助服务市场交易技术服务系统通过验收。

江苏也已在2018年开始启动电力辅助服务（调峰）市场建设。次年，该省正式启动电力辅助服务（调峰）市场试运行。

再看浙江，国网浙江电力作为国家电网公司确立的3个新型电力系统省级示范区之一，积极探索第三方辅助服务市场建设。截至2024年底，虚拟电厂参与辅助服务市场累计交易次数已达削峰45天、填谷23天，累计交易电量1355万千瓦时。

“当前，长三角、珠三角及川渝地区已形成可复制经验。”袁帅介绍，浙江通过“平段+高峰”打捆交易策略，2025年一季度实现新能源消纳量同比增加9亿千瓦时，弃风弃光率降至2.3%；广东构建“日前—日内—实时”三级调频市场，二次调频里程报价机制使区域电网频率合格率提升至99.998%；川渝地区依托统一技术支持系统，将水火风光储资源纳入双向互济体系，2025年枯水期跨省备用互济最大电力达198万千瓦。这些实践的核心逻辑在于，以省级市场为基本单元，通过区域协同出清机制打破行政壁垒，同时建立与现货市场联动的价格信号体系，最终实现调节资源从“物理集聚”向“价值聚合”的跃迁。

“随着湖北、浙江等省份加速推进现货市场与辅助服务市场联合运行，以及华中、南方等区域市场协同机制的深化，我国电力市场将逐步形成‘技术驱动市场、市场反哺技术’的良性循环。”袁帅说。长期以来,煤电在我国电力系统中占据主导地位，不仅是电力稳定供应的“压舱石”，更是维护国家能源安全的重要支柱。中国电力企业联合会发布的数据显示，截至2024年底，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的中国新能源发电装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。

跨省跨区辅助服务费用

更加公平合理

“随着湖北、浙江等省份加速推进现货市场与辅助服务市场联合运行，以及华中、南方等区域市场协同机制的深化，我国电力市场将逐步形成‘技术驱动市场、市场反哺技术’的良性循环。”袁帅说。