政策框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》 旨在指导全国电力辅助服务市场建设并适应电力改革发展需要 [2] - 政策依据包括《电力市场运行基本规则》2024年第20号令、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》及《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》 [2] 市场实施要求 - 要求国家能源局派出机构会同省级价格及能源主管部门组织市场运营机构制修订辅助服务市场实施细则 确保与《规则》要求一致 [2] - 电力现货市场连续运行地区需完善现货市场规则 适当放宽市场限价以引导调峰功能 并停止运行调峰及顶峰等具有类似功能的市场 [2] 监督评估机制 - 国家能源局派出机构需会同省级价格主管部门等单位对电力辅助服务市场运行、资金使用及执行效果进行年度评估 [2] - 要求重大问题及时向国家发展改革委和国家能源局报告 [2] 政策背景 - 政策制定是为贯彻落实加快建设全国统一电力市场的要求 [2] - 相关阅读材料显示国家能源局近期密集推进区域电力市场建设 包括长三角电力市场及南方区域电力市场专题会议 [3]

电力辅助服务市场基本规则 政策背景与目的 - 电力辅助服务定义为除正常电能生产、输送、使用外的系统调节服务，是维持电力系统稳定的关键调节器 [3] - 行业发展经历三阶段：2006年前无偿服务、2006-2014年计划补偿、2014年后部分品种市场化 [3] - 新能源装机比例提升导致系统灵活性需求激增，需通过市场机制挖掘调节潜力 [3] - 目前已有16省建立调峰市场、15省建立调频市场、2省建立爬坡市场、6区域建立调频/备用/调峰市场 [3] - 政策旨在推动辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变 [3] 规则核心内容 - **市场主体范围**：明确发电企业、售电企业、电力用户及新型主体（储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业）参与资格 [4] - **交易品种设立流程**：需经电力调度机构提出需求→国家能源局派出机构论证→国家发改委审批→分阶段试运行（模拟/结算/正式） [4] - **费用传导机制**：遵循"谁受益、谁承担"原则，现货市场连续运行地区由用户用电量和未交易上网电量分担调频/备用费用 [4] - **市场衔接机制**：调频/备用/爬坡等有功辅助服务可与现货市场独立或联合出清，电能量费用按电能量市场规则结算 [5] - **运营机构职责**：电力调度机构负责需求提出、交易组织及安全校核，交易机构负责主体注册、信息披露及结算依据提供 [5] 实施推进计划 - 国家发改委及能源局将监督市场运营机构规范交易，并监管市场运行情况 [5] - 各地需根据《通知》及发改价格〔2024〕196号文修订实施细则，确保与基本规则一致 [5] 政策体系定位 - 该规则与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构成全国统一电力市场三大交易品种顶层设计 [3]

2024年资质信用绿证工作成果 - 强制度重监管，对山西等10地超过1.5万个发电项目及600余个在建电网工程开展专项监管，依法处理无证及虚假承诺问题[2] - 归集能源企业信用信息80万余条，覆盖企业超过14.5万家，依法公示严重失信主体名单和行政处罚信息[3] - 实现绿证核发全覆盖，2024年核发绿证47.34亿个，同比增长28.4倍，并完成2022年6月以来已建档立卡集中式项目历史电量核发，全年交易绿证4.46亿个[3] - 国家绿证核发交易系统上线，核发时间压减85%，系统点击量超过3.5亿次[4] 2025年及“十五五”工作规划 - 深化改革资质许可，优化许可范围以支持新业态发展，并持续开展许可重点问题专项监管[6] - 拓展完善信用机制，围绕能源法做好顶层设计，深入开展信用评价并加强电力市场信用建设[6] - 强化绿证核发应用，推进绿证全生命周期管理，试点分布式自发自用绿证核发，并推动绿证与节能降碳政策深度衔接[6] - 迭代提升智慧水平，升级信息系统智能核验及动态监测功能，完善绿证系统划转、核销及溯源功能[7] - 服务新业态新主体创新资质管理，主动适应新型电力系统建设，及时调整许可证所载权利义务属性，健全市场准入退出政策[9] - 提升绿证国际认可度，加强国际合作交流，探索可持续能源发展新模式[9]