近日发布的《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）标志着我国电力辅助服务从“计划补偿”全面转向“市场驱动”，为新型电力系统构建提供制度保障。

核心价值：

破解能源转型三大关键难题

为应对新型电力系统“双侧随机性”挑战，破解能源转型中灵活性资源短缺、调节能力不足等关键问题，电力辅助服务市场通过市场化激励机制实现三大核心突破，有效衔接国家“双碳”战略与电力安全保供，在新能源渗透率突破58.2%的背景下，构建起“煤电转型—新能源消纳—系统安全”三位一体的价值闭环，推动能源结构清洁化与电力系统韧性同步提升。

煤电功能转型。从基荷电源到调节主力，通过市场化辅助服务收益激励，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组深度调峰能力可达70%~80%，显著增强电力系统灵活性。

新能源高效消纳。市场化调节释放消纳空间，电力辅助服务市场年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，相当于减少弃风弃光率5.2个百分点。截至2024年底，全国新能源累计装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，新能源装机同比增长23.8%。通过电力辅助服务市场有效保障了新能源消纳，全国新能源利用率超过96%。

系统安全强化。多品种协同保障电网稳定，建立调峰、调频、备用等多品种市场体系，2024年电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45%。2024年华北区域通过跨省备用市场调用晋陕蒙资源，成功应对“7·20”特大暴雨引发的300万千瓦电力缺口。

机制革新：

构建电力辅助服务市场六大支柱

为构建全国统一电力辅助服务市场体系，《规则》以机制革新为核心，通过六大支柱系统推进市场规范化、协同化发展，旨在进一步破除传统电力市场壁垒，推动能源结构清洁转型，实现跨区域资源高效配置与系统安全稳定运行。

明确主体准入要求。《规则》明确了辅助服务提供主体要具备可观、可测、可调、可控的能力，主要包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源；明确经营主体需通过注册审核，确保其技术性能满足系统调峰、调频、备用等服务的响应要求。

健全市场建设机制。《规则》明确了电力辅助服务市场设立原则，电力调度机构根据系统安全稳定运行需要和电能量市场建设情况，提出辅助服务市场需求，并制定相关技术规范。国家能源局派出机构会同省级价格、能源主管部门组织各方分析论证需求合理性，制定方案并报批实施。新品种推出需经模拟试运行、结算试运行、正式运行三阶段验证。

完善交易品种体系。《规则》明确了电力辅助服务市场的主要品种包括调峰服务、调频服务、备用服务和爬坡服务。这些服务旨在帮助电力系统应对负荷变化、频率偏差等问题，确保系统的安全稳定运行。

建立费用传导机制。《规则》明确了费用传导机制按照“谁受益、谁承担”原则建立，电力现货市场连续运行的地区，符合条件的辅助服务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。

强化市场协同机制。《规则》强调了电能量市场与电力辅助服务市场的衔接，实现电能量与辅助服务市场在注册准入、交易时序、出清结算等环节的协同，推动联合出清模式，发挥电力辅助服务市场在保障系统安全稳定和提升系统灵活调节能力方面的作用。

构建风险防控体系。《规则》建立了覆盖供需失衡、市场力垄断、价格异常波动、技术系统故障、网络安全等五大风险的全链条防控机制，保障市场平稳运行。

《规则》通过机制革新释放系统调节潜力，为能源转型提供了市场化解决方案。随着全国统一电力市场建设的推进，电力辅助服务市场将成为新型电力系统的“价值中枢”，在保障能源安全、推动绿色转型、促进产业升级中发挥核心作用。未来需持续完善市场机制，强化技术支撑，最终实现“双碳”目标下电力系统的安全、经济、高效运行。