《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]

《电力辅助服务市场基本规则》核心特点 - 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 [2] - 基于16省调峰市场、15省调频市场、2省爬坡市场、6区域市场的实践经验制定 [4] - 实现电力辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变 [5] 实践基础 - 2006年首次以市场模式规范并网运行管理，实现发电企业间交叉补偿 [4] - 2014年启动首个电力调峰服务市场，开创辅助服务市场先于现货市场的先例 [4] - 2021年修订《电力辅助服务管理办法》，部分引入市场机制 [4] - 2024年出台价格机制通知，完善辅助服务价格形成体系 [4] 系统性特征 - 首份全面规范市场成员、设立流程、交易品种等要素的系统性文件 [6] - 明确新型储能、虚拟电厂等新型主体参与资格，要求资源具备"四可"能力 [6] - 规定新品种市场需经过模拟试运行、结算试运行、正式运行三阶段 [7] - 统一市场交易全流程标准，涵盖准入、出清、结算等关键环节 [7] - 协调省间与省内市场、中长期与现货等多层次市场衔接关系 [8] 安全机制 - 将"安全至上"作为核心原则，定义辅助服务为维持系统安全稳定的必要手段 [10] - 明确调度机构的安全责任，包括提出服务需求、开展安全校核等关键职能 [11] - 建立"统一调度、分级管理"体制，确保三级调度权责一致 [12] - 设置市场风险防控和终止机制，保障系统安全与主体权益 [12] 市场创新 - 允许独立出清和联合出清两种模式，鼓励开展联合出清 [9] - 引入车网互动等新型商业模式，拓展调节资源来源 [6] - 建立跨省跨区交易原则，优化系统灵活性资源配置 [8]