电力辅助服务市场基本规则核心观点 - 新型经营主体（储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等）首次明确纳入电力辅助服务市场参与范围，可提供调峰、调频、备用、爬坡等服务[1][4][17] - 市场化机制形成辅助服务价格，费用按"谁受益、谁承担"原则传导，电力现货市场连续运行地区由用户用电量和未交易上网电量共同分担[6][36][39][40] - 全国已有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个区域建立调频/备用/调峰市场[62] - 辅助服务与电能量市场统筹衔接，调频/备用/爬坡市场可与现货市场独立或联合出清[9][44][45] 市场成员与主体 - 市场成员包括经营主体（发电/售电企业、电力用户、新型主体）、电网企业、市场运营机构（调度/交易机构）[3][6][7][9] - 新型经营主体需具备可观可测可调可控能力，独立储能等"发用一体"主体按上网/下网电量分摊费用[17][37][41] - 经营主体注册需法人资格、电力业务许可证、技术能力等条件，变更/退出需履行结算和合同处理程序[14][15][17][18] 市场品种与交易机制 - 四大核心服务品种：调峰（跟踪负荷/新能源出力变化）、调频（减少频率偏差）、备用（预留调节能力）、爬坡（应对短时负荷波动）[27][28][29][30][31] - 费用计算：调峰按出清价格×出力或启停次数，调频按里程×性能系数×价格，备用/爬坡按容量×时间×价格[5][34][37] - 交易流程：调度机构提出需求→主体申报→市场出清→调用结算，应急调用需事后披露[32][33][34][35] 市场建设与运行 - 新品种设立需经模拟试运行（检验系统功能）、结算试运行（实际调度结算）、正式运行三阶段，间隔不小于1年[25][27][28] - 技术支持系统需包含交易申报、出清、结算、管理、信息披露等功能模块[24] - 参数调整由调度机构提议，经市场管理委员会审议和监管部门批准后执行[26] 费用传导与结算 - 电力现货未连续运行地区不向用户侧疏导费用，连续运行地区调频/备用费用由用户用电量+未交易上网电量分担[7][40] - 结算采用"日清月结"模式，费用单独列示不得打捆，争议可在5个工作日内提出复核[42][47][48][50][53] - 跨省跨区交易双方按受益情况公平承担辅助服务费用[38][42] 监管与风险防控 - 国家能源局及其派出机构负责监管，市场运营机构需定期报送交易价格、费用分摊等数据[54][55][63] - 五大风险类型：供需失衡、市场力操纵、价格异常、技术系统故障、网络安全[57][50][51][52] - 风险处置预案需明确级别、措施和职责，电力调度机构拥有应急处置权[58][59][60] 政策衔接与实施 - 与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则》共同构成全国统一电力市场三大交易品种[62] - 要求各地制修订实施细则，电力现货连续运行地区需完善规则并放宽限价[12][64] - 有效期5年，由国家发展改革委、国家能源局负责解释[57][58]