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12章67条：辅助服务市场规则如何给储能与虚拟电厂“上户口”

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-29 08:55

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

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，这一矛盾如何破解？仅靠行政调度显然不够，还需要市场机制来进一步挖掘系统调节潜力。2025年，国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》，并会同国家发展改革委批复30个地区电力辅助服务市场实施方案，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制，支持可调节资源为系统运行提供调峰、调频、备用、爬坡等辅助服务并获得相应收益。

这份《规则》共12章67条，涵盖总则、市场成员、市场设立、市场品种、交易组织、费用传导、市场衔接、计量结算、信息披露、风险防控、监督管理、附则。它的分量，从国家能源局相关负责人的一句评价中可以看出——《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）》共同构筑了全国统一电力市场3个主要交易品种，标志着三大交易品种的规则顶层设计基本建立。辅助服务不再是电力市场的“边角料”，而是与中长期交易、现货交易并列的支柱之一。

《规则》明确，电力辅助服务市场品种主要包括调峰、调频、备用、爬坡四类。其中，调峰服务指经营主体为跟踪系统负荷峰谷变化和可再生能源出力变化，根据调度指令或出清结果调整发用电功率所提供的服务；调频服务指经营主体为减少系统频率偏差（或联络线控制偏差），通过调速系统、自动功率控制等提供的服务，主要为二次调频服务，即通过自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等技术提供的有功出力调整；备用服务指为满足系统安全运行需要，通过预留调节能力并在规定时间内调整有功出力；爬坡服务则针对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，由具备较强负荷调节速率的经营主体根据调度指令调整出力。

四类品种的背后，是电力系统对灵活性的全方位需求：调峰对应“峰谷差”，调频对应“瞬时扰动”，备用对应“事故与预测偏差”，爬坡对应“净负荷陡升陡降”。把它们逐一市场化，等于给系统中的每一类调节能力都标上了价格。业内专家指出，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，实现了辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变。

《规则》在经营主体上的突破同样值得关注。它明确辅助服务市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体，并特别明确了储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等经营主体地位，引导新型经营主体参与调节。这正是“上户口”的含义：储能、虚拟电厂等过去在市场规则中身份模糊的参与者，如今获得了清晰的市场席位。对独立储能在内的新型主体而言，能否参与辅助服务市场、以何种身份获得收益，直接关系其商业模式的成立与否。

交易组织方面，《规则》规范了品种设立流程——由电力调度机构根据系统安全稳定运行需要，提出辅助服务市场建设需求并拟定分析报告，报国家能源局派出机构和省级价格、能源主管部门，由国家能源局派出机构会同省级价格、能源主管部门组织市场建设。这一流程把“需要什么服务”“如何设置品种”的决策建立在系统运行需求之上，避免了品种设置的随意性。

费用机制是市场的核心。《规则》确立了两条基本原则：补偿环节遵循“谁提供、谁获利”，公平合理给予经营主体辅助服务补偿，充分调动灵活调节资源积极性；分摊环节遵循“谁受益、谁承担”，结合电力现货市场建设情况，综合考虑经营主体和用户承受能力建立费用传导机制。各类服务的费用计算方式也已明确：调频服务费用为调频里程、性能系数、出清价格三者的乘积；调峰服务费用根据出清价格和中标调峰出力计算，或按出清价格和启停次数计算；备用与爬坡服务费用均为中标容量、中标时间、出清价格三者的乘积。费用由谁受益、如何传导，第一次被清晰地写进全国性规则。

已经形成的市场基础不容忽视。据国家能源局信息，截至目前，全国共有16个省份建立调峰市场，15个省份建立调频市场，2个省份建立爬坡市场，6个区域分别建立调频、备用、调峰等市场，通过竞争有效提升了系统调节能力。这意味着，《规则》并非从零起步，而是在既有地方实践基础上做的顶层统一，既承认差异，又为跨区域、跨品种的衔接预留了接口。

下一步的方向也已明确。2026年6月30日，国家能源局在对全国人大建议的答复中表示，将指导各地科学确定电力辅助服务市场需求，合理设置电力辅助服务市场交易品种，保障电力系统安全稳定运行；同时建立完善电力辅助服务费用传导机制，指导现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则有效传导辅助服务成本，调动新型经营主体主动参与系统调节积极性。费用能否顺畅传导，是辅助服务市场能否持续运转的关键一环。

把这项规则放在新型储能的发展脉络里看，它的意义更为具体。在容量电价机制尚未铺开时，辅助服务市场曾是独立储能最主要的收益来源；如今，储能形成“电能量市场＋辅助服务市场＋容量电价”三大收益板块，辅助服务市场依然是其中最贴近其“快速调节”能力的一块。而虚拟电厂、车网互动等新型主体被写入规则，则意味着未来的调节资源将不再局限于传统电厂，分散在用户侧的灵活性资源，同样有机会被聚合起来、被市场定价。

规则的生命力在于执行。12章67条搭建起的是制度框架，而各地细则如何落地、费用如何传导、价格信号如何形成，才最终决定这套市场机制能否真正调动起系统中的每一份调节潜力。

从市场建设进度看，《规则》并非从零起步，而是对既有探索的规范化。国家能源局数据显示，截至目前，全国共有16个省份建立调峰市场，15个省份建立调频市场，2个省份建立爬坡市场，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。国家能源局相关负责人表示，《电力辅助服务市场基本规则》与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构筑了全国统一电力市场三个主要交易品种，标志着三大交易品种的规则顶层设计基本建立。这意味着，辅助服务不再是电力市场的附属品，而是与中长期、现货并列的独立交易品种。

收益如何形成、成本又如何传导，是辅助服务市场能否持续运转的关键。《规则》按“谁提供、谁获利”原则给予经营主体补偿，按“谁受益、谁承担”原则分摊费用，并建立完善辅助服务费用传导机制，指导现货市场连续运行的地区有效传导辅助服务成本。在费用计算上，调频服务费用为调频里程、性能系数、出清价格三者乘积，备用与爬坡服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积，调峰服务费用则按出清价格与中标出力或启停次数计算。这套定价逻辑对储能、虚拟电厂等新型主体尤为关键——它把“灵活调节能力”拆解成了可计量、可结算的市场产品。下一步，国家能源局将指导各地科学确定辅助服务市场需求，合理设置交易品种，保障电力系统安全稳定运行。

（本文数据来源：国家能源局《电力辅助服务市场基本规则》及解读、人民日报相关报道、国家能源局对全国人大建议的答复（2026年6月30日）等公开信息）

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作者：

卓启焱