电力辅助服务市场背景与挑战 - 截至2024年底新能源装机容量突破14.5亿千瓦，占电力总装机的43%，"双高"特征（高比例新能源+高比例电力电子设备）导致系统安全运行成本增加、调节需求激增 [2] - 传统电能量市场难以体现电能商品多元价值，无法充分挖掘系统灵活调节潜力 [2] - 电力辅助服务（调峰、调频、备用、爬坡等）是维持电力系统安全稳定运行不可或缺的组成部分 [2] - 欧美经验显示辅助服务市场需与电能量市场协同，并根据能源结构变革等外部环境动态调整 [2] 中国电力辅助服务市场发展历程 - 垂直一体化阶段（2002年前）：辅助服务与发电量捆绑，采用"全电价统一补偿"结算模式 [3] - 计划补偿阶段（2002-2014）：厂网分开后通过"两个细则"实现发电侧零和交叉补偿，按"补偿成本和合理收益"原则运作 [3] - 市场化探索阶段（2014年后）：新能源波动性倒逼市场化手段，首个区域电力调峰服务市场启动，以市场化方式补偿调峰服务 [3] 《电力辅助服务市场基本规则》核心内容 - 构建"电能+辅助服务"多维市场体系，为新型电力系统提供制度保障 [4] - 明确市场框架结构、辅助服务品种定义、费用疏导机制（"谁提供谁获利，谁受益谁承担"）及新型主体准入规则 [5] - 覆盖12章67条细则，规范市场成员、交易品种、费用补偿、跨区衔接等全流程，支持储能、虚拟电厂等新型主体参与 [6] 《规则》五大重点方向 - 顶层设计：明确建设目标与路径，允许地方按现货市场进展灵活选择交易品种 [7] - 统一规范：将辅助服务分为有功控制、无功控制和事故处置三大类，统一各品种定义与交易标准 [7] - 费用传导：制定费用构成与计算方法，明确用户侧传导及跨省跨区分摊机制 [8] - 新型主体参与：赋予储能、车网互动等主体公平地位，释放源网荷储调节潜力 [8] - 流程标准化：从方案制定到正式运行全流程规范，确保市场建设有序推进 [8]