《电力辅助服务市场基本规则》核心观点 - 《规则》标志着我国电力辅助服务市场建设从探索阶段迈向制度规范新阶段，对完善电力市场法规体系具有重要意义[1] - 《规则》基于16省调峰市场、15省调频市场、2省爬坡市场、6区域多品种市场的实践经验，实现从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变[3][4] - 《规则》是我国首份系统性规范电力辅助服务市场的文件，涵盖市场成员、交易组织、风险防控等10大要素的全方位闭环管理[5] 实践基础特点 - 当前电能量市场存在省间与省内、中长期与现货等多层次市场衔接问题，需通过《规则》科学确定辅助服务需求并厘清主体权责[2] - 2006年《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》首次引入市场化补偿机制，2014年首个调峰服务市场启动早于现货市场建设[3] - 2021年修订版管理办法部分引入市场机制，2024年新通知完善价格形成机制，形成全国统一规范共识[3] 系统性特点 - 全方位规范：明确新型储能、虚拟电厂等主体准入资格，要求资源具备"可观可测可调可控"能力[5] - 全流程统一：市场设立需经模拟试运行、结算试运行、正式运行三阶段，交易流程覆盖申报至结算8个环节[6] - 跨市场协同：规定省间与区域市场协同原则，明确调频、备用等品种的跨省交易机制[7] 市场衔接机制 - 辅助服务与电能量市场互补，技术支持系统均作为调度自动化子模块存在[8] - 允许独立出清或联合出清两种模式，出清顺序取决于系统调节资源稀缺程度[8] - 调度机构需根据电能量市场建设情况提出辅助服务品种需求，实现技术规范与责权对等[10] 安全性要求 - 定义辅助服务核心为维持系统安全稳定运行，总则明确"安全至上"原则[9] - 调度机构承担提出安全约束、开展安全校核等直接责任，风险处置坚持安全第一原则[10] - 通过实施细则和调度规程确保三级调度体系权责一致，建立市场终止机制防范系统性风险[11]