电力辅助服务市场顶层设计落地 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，优化价格形成机制，健全费用传导机制，构建统一规范的市场体系 [2] - 《规则》推动全国统一电力市场建设、提升新能源消纳利用水平、加快培育电力领域新质生产力 [2] 积极推动全国统一电力市场建设 - 《规则》是国家层面首个电力辅助服务市场化规则，为全国统一电力市场规则体系奠定基础 [3] - 破除省间壁垒，统一省级规则，明确市场成员、市场设立、市场品种等内容 [3] - 设立"市场衔接"章节，推动调频、备用、爬坡等有功辅助服务与现货市场联合出清，优化资源配置 [4] 有效提升新能源消纳利用水平 - 2024年底新能源装机占比已突破40%，新能源消纳面临压力 [5] - 扩大经营主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型主体 [5] - 拓展辅助服务市场边界，引入爬坡等市场化品种，形成"秒级—分钟—小时"全时间尺度调节需求 [6] 加快培育电力领域新质生产力 - 《规则》将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场主体，赋予与传统发电企业同等市场地位 [7] - 为地方新型经营主体入市提供设计纲领，推动新型主体常态化入市 [7] - 构建"能量市场+辅助服务市场"双轮驱动盈利模式，拓宽新型经营主体价值维度 [8]

政策背景和市场环境 - 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》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成 [1] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，市场化辅助服务品种不断拓展，初步建立以市场为引导的辅助服务资源优化配置机制 [2] - 部分地区推动电力辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂等新型主体参与市场，取得良好效果 [2] 《规则》出台的重大意义 - 电力行业电源结构、电网形态发生深刻变化，新能源消纳压力增大，市场对辅助服务的需求显著增加 [3] - 《规则》规范了电力辅助服务市场运营管理行为，明确了各类主体的权利义务、职责界面和工作流程 [3] - 《规则》的实施将有力支撑全国统一电力市场建设，促进新能源大规模发展和全方位入市 [3] 积极推动全国统一电力市场的发展建设 - 《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，为全国统一电力市场发展建设夯实制度基础 [5] - 促进多层次市场有效衔接，构建"电能量+辅助服务"的完整市场架构，提升电力系统整体运行效率 [5] - 推动打破市场壁垒，优化跨省跨区电力资源配置，服务全国统一电力市场建设 [5] 有效提升新能源市场化消纳能力 - 截至2024年底，全国电力装机容量达33.49亿千瓦，风电与光伏装机超过14.1亿千瓦，新能源装机规模首次超过煤电 [6] - 促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制，发挥火电等常规电源的保障作用和灵活调节作用 [6] - 系统性破解新能源发电波动性、随机性困境，提升电力系统可靠性和电能质量 [7] 提高电力系统安全保供水平 - 建立辅助服务费用的传导机制，推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得辅助服务费用 [8] - 提高系统容量充裕度，优化各类电力辅助服务品种的价格形成机制 [9] - 增强电力系统快速调节能力，调动火电、水电、储能等各类灵活性调节资源参与市场调节 [9] 《规则》的亮点 - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，加强顶层设计，规范市场运营管理行为 [10] - 扩大参与市场的经营主体范围，将储能企业、虚拟电厂等新型主体纳入全国性规则框架 [10] - 明确电力辅助服务市场交易品种和市场化价格形成机制，建立健全费用传导机制 [10]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》出台标志着全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键突破，电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立 [1] - 规则推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置，实现"全局最优" [1] - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，打破各省市场壁垒，促进辅助服务资源更大范围优化配置 [10] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转型，风电、太阳能发电合计装机达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [3] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分达70%-80% [3] - 市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从"单一依赖发电"向"多元服务收益"转变 [3] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理补偿，为灵活性改造注入动力 [4] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现"秒级-分钟-小时"多时间尺度协同 [7] - 2024年全国新能源利用率超过96%，"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局形成 [8] - 新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增4370万千瓦，独立储能占新增60%，正从"政策驱动"转向"市场驱动" [9] 电力系统安全与市场平衡 - 规则推动从"行政指令式"调节向"市场平衡"转变，提升资源调用效率和主体积极性 [10] - 通过跨市场资源优化，在极端天气等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [11] - 南方区域市场创新构建覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，实现跨层级市场协同 [9] 行业影响与发展前景 - 规则为能源转型破解体制机制障碍，校准"成本市场化"坐标 [12] - 主体多元、品种丰富、机制灵活的电力市场生态正在形成，为"双碳"目标实现注入动能 [12] - 调度机构从"电力供需平衡组织者"向"系统调节多维价值挖掘者"转型 [5]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》出台标志着电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立，是我国电力市场改革系统性突破的重要一步 [2] - 《规则》有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置，实现"全局最优" [2] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"转向"调节先锋"，风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 《规则》明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] - 2021年至今，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组可达70%~80%，市场化补偿机制推动煤电收入结构向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理市场化补偿，为灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 《规则》设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现多时间尺度协同 [8] - 2024年全国新能源利用率超过96%，新型交易品种让火电、水电、储能等主体协同发力 [9] - 截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占60% [9] 电力系统安全效能提升 - 《规则》推动各地分散的辅助服务市场向全国"一盘棋"整合，促进跨区域资源优化配置 [12] - 通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [13] - 辅助服务市场与现货市场的衔接协同成为新型电力系统韧性建设的关键支撑 [13]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》作为全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键组成部分正式出台，标志着电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立 [2] - 该规则有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置 [2] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] 煤电行业转型 - 风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，规模首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转变，2021年至今在地方试点市场中煤电机组平均调峰深度已从40%提升至60%，部分机组可达70%~80% [4] - 市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从"单一依赖发电"向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场可获得合理市场化补偿，为煤电灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制 - 2024年全国新能源利用率超过96%，辅助服务市场有效保障了新能源消纳 [9] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确备用服务和爬坡服务的定义和费用计算方式 [8] - 规则将储能企业、虚拟电厂、车网互动等新型主体纳入市场，形成"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局 [9] - 截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占新增装机的60% [10] 电力系统安全 - 规则推动各地分散的辅助服务市场向全国"一盘棋"整合，促进跨区域资源优化配置 [12] - 通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [13] - 规则推动系统从"被动响应"向"主动平衡"升级，实现行政手段向市场机制的过渡 [12] 市场机制创新 - 规则构建的市场化激励机制促使煤电调节能力释放发生"质变"，通过"爬坡补偿""备用容量定价"等新增交易品种提升煤电参与系统调节的收益 [6] - 南方区域市场创新构建了覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，通过跨层级市场协同实现调节资源优化配置 [10] - 规则为全国统一电力市场体系搭建"四梁八柱"，标志着我国在电力市场化改革中迈出"从量到质"的关键一步 [12][13]

问：《通知》印发的背景和目的是什么？ 答：电力辅助服务是指除正常电能生产、输送、使用外，发用两侧主体提供的系统调节服务，是保持系 统稳定的"调节器"。我国电力辅助服务发展经历了2006年以前无偿服务、2006-2014年计划补偿、2014 年至今部分品种市场化3个阶段。随着新能源装机比例不断提升，电力系统灵活性需求激增、调节能力 不足，需要通过市场机制进一步挖掘系统调节潜力。各地结合实际情况，逐步探索建立调峰、调频、备 用等辅助服务市场化品种，实现辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变。截至目前共有16 个省建立调峰市场，15个省建立调频市场，2个省建立爬坡市场，6个区域分别建立调频、备用、调峰等 市场，通过竞争有效提升系统调节能力。电力辅助服务市场在维持系统稳定、保障电力供应、促进新能 源消纳和推动煤电转型等方面发挥重要作用。 国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于印发〈电力辅助服务市场基本规则〉的通知》（以下 简称《通知》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。 四是明确与电能量市场衔接机制。明确调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场与现货市场可独立出清， 具备条件时推动与现货市场联合出清 ...

国家发展改革委 国家能源局关于印发《电力辅助服务市场基本规则》的通知 发改能源规〔2025〕411号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、经信委（工信委、工信厅），国家能 源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐 集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限公司、国家电力投资集团公司、中国节 能环保集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限 公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京、广 州电力交易中心，有关发电企业： 为贯彻落实加快建设全国统一电力市场要求，指导全国电力辅助服务市场建设，适应电力改革发展需 要，根据《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2024年第20号令）、《国 家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号）、《国家发展改革委、国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格 〔2024〕196号）等有关规定，我们组织起草了《电力 ...