为应对新能源大规模接入带来的电力系统灵活性挑战，近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》），从国家层面首次系统规范电力辅助服务市场建设与运营，标志着我国电力市场化改革进入“调节资源显性化”新阶段。
电力调节需求激增，市场机制成破局关键
电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行而提供的调峰、调频、备用、爬坡等调节服务，堪称电力系统的“隐形守护者”。我国电力辅助服务市场发展历经三个阶段：2006年前以无偿调用为主，2006—2014年转为计划补偿模式，2014年至今部分品种（如调峰、调频）逐步市场化。
随着风电、光伏装机占比突破35%，电力系统“双高”（高比例新能源、高比例电力电子设备）特征凸显，传统以煤电为主的调节资源已难以满足需求。据国家能源局数据，2023年我国因新能源消纳问题导致的弃风弃光电量达500亿千瓦时，相当于三峡电站全年发电量的近一半。与此同时，煤电灵活性改造成本高昂、储能等新型调节资源利用率不足等问题亟待破解。
“市场机制是激活调节资源的关键。”《规则》起草专家组负责人表示，通过明确价格信号与收益机制，可引导储能、虚拟电厂等新型主体参与系统调节，提升整体灵活性。
四大核心突破：全链条重构辅助服务市场
1. 新型主体首次纳入经营范畴
《规则》首次明确储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动（V2G）运营商等新型经营主体的市场地位，打破传统“发电侧-用户侧”二元格局。以虚拟电厂为例，其可通过聚合分布式光伏、电动汽车等资源，以“调节能力集合体”身份参与调峰、调频市场。据测算，到2025年我国虚拟电厂可调节资源规模有望突破1亿千瓦，相当于5个三峡电站的调节能力。
2. 交易品种设立流程规范化
针对各地辅助服务市场“碎片化”问题，《规则》建立“需求提出-论证审批-模拟试运行-正式运行”四步走流程：
需求提出：由电力调度机构根据系统安全需要，编制市场建设需求报告；
审批论证：国家能源局派出机构会同省级部门组织专家评审，确保品种设计科学合理；
试点验证：新品种需经3个月模拟试运行与6个月结算试运行，经评估后正式纳入市场。
目前，全国已有16省建立调峰市场、15省建立调频市场，但品种规则差异显著。《规则》实施后，将推动形成全国统一的交易品种与技术标准。
3. 费用传导机制实现“谁受益谁分摊”
《规则》确立“谁受益、谁承担”原则，明确电力现货市场连续运行地区，调频、备用等费用由全体用户（按用电量）及未参与电能量市场的发电侧（按上网电量）共同分摊。以广东为例，其调频辅助服务费用已通过市场化方式传导至用户侧，2023年用户分摊比例达70%，有效缓解发电企业成本压力。
4. 监管体系闭环形成
国家能源局将依托派出机构建立“事前备案、事中监测、事后评估”监管机制，重点查处市场操纵、信息瞒报等违规行为。2023年，国家能源局已对某省辅助服务市场数据造假事件开出首张罚单，涉事企业被暂停市场资格6个月。
市场效应初显，新能源消纳与煤电转型双赢
随着《规则》落地，电力辅助服务市场正释放多重红利：
新能源消纳率提升：山东通过建立调峰辅助服务市场，2023年弃风率同比下降4.2个百分点；
煤电转型加速：山西某煤电机组通过参与深度调峰市场，年收益增加超2000万元，缓解了机组灵活性改造的资金压力；
新型主体入场：江苏虚拟电厂聚合2000家工商业用户，在夏季用电高峰时段提供顶峰能力150万千瓦，获市场补偿超5000万元。
“辅助服务市场是新型电力系统建设的‘牛鼻子’。”中国电力企业联合会专家表示，随着《规则》实施，到2025年我国辅助服务市场规模有望突破3000亿元，占电力市场总规模的15%以上，成为继电能量市场后的第二大电力交易品种。
下一步，国家能源局将推动各省在2024年底前完成与《规则》的衔接，并研究将黑启动、惯量支撑等新型服务纳入市场，为构建以新能源为主体的新型电力系统提供“调节力”支撑。
