中国星配资电力辅助服务市场四大突围路径丨能源思考

电力辅助服务是保障电力系统稳定、促进清洁能源消纳的关键，是能源绿色转型的重要支撑。

近期，国家相关部委出台系列政策，明确电力辅助服务市场在电力市场体系中的核心地位，旨在健全市场化价格机制，推动灵活调节性资源多元化发展，更好服务于新能源高质量发展和保障电力系统安全稳定运行。

在构建全国统一电力市场的背景下，如何优化各层级辅助服务市场的品类配置与交易机制，已成为亟待解决的核心问题。

电力辅助服务的内涵与发展现状

从辅助服务的内涵看，电力辅助服务是为维护电力系统安全稳定运行与电能质量，由电力调度机构统一调用，在输送电能的同时向电力系统提供的安全调节服务，是确保电力系统安全可靠运行的关键基础。

电力辅助服务分为三大类：第一类是有功平衡服务，主要包括调频、备用和调峰服务等。第二类是无功平衡服务，即电压调节服务。第三类是事故恢复类服务，主要包括黑启动、稳定切机和负荷控制等。随着储能、虚拟电厂等新技术的应用，电力辅助服务的服务主体与服务内涵在不断拓展。

相较于一般电能商品，电力辅助服务具有三大特性：

一是公共产品属性。与电能商品的私人消费性质不同，电力辅助服务的作用覆盖整个电力系统，对维持系统整体稳定至关重要。公共产品属性具有不可分性和非排他性，即一旦辅助服务被提供，其效用将不可分割地惠及所有接入电网的用户。

二是成本构成复杂。成本因服务类型与技术路径（如传统火电、新型储能）的不同而存在显著差异。

三是具有级联特性，且服务质量有差异。同一类辅助服务下的不同品种存在级联关联特性：备用服务的响应速度越快，对系统的边际价值就越高。不仅如此，高质量备用服务的价格会明显高于低质量的，并且低质量的备用服务能够被高质量的所取代。

从辅助服务市场发展的整体情况看，全球电力辅助服务市场呈现高度集中的格局，其中PJM、ERCOT、CAISO、ISO-NE及Elia等主要市场运营商占据领先地位，合计份额约占全球的21%。以美国最大的区域电力市场PJM为例，其运行机制成熟，已将调频、调峰与备用等辅助服务视为与电能同等重要的商品，通过市场化竞价的方式进行交易。

相较而言，中国的电力辅助服务市场起步较晚，但在大规模新能源并网需求的驱动下，市场化进程正迅速推进。为增强电力系统的调节能力，中国正加速推动辅助服务从传统的计划模式向市场化交易转型，并鼓励发电侧以外的多元化主体参与。截至目前，全国已设立16个省级调峰市场、15个省级调频市场及2个省级爬坡市场，另有一些现货市场运行的山东、山西等省级调峰辅助服务交易已由现货电能量市场替代。同时，在华东、华北等六大区域层面也构建了覆盖调频、备用与调峰等服务的市场机制。这些竞争性市场的引入，将有效提升电力系统的调节灵活性与运行稳定性。

电力辅助服务市场发展的困境

一是各地辅助服务品种定义有待规范统一。中国电力辅助服务市场存在品种定义不一致的问题，导致跨区域协同发展存在障碍。一方面，同名称服务品种存在技术标准的异质化与价值认定的非标准化。如转动惯量服务，华中等四大区域采用统一技术标准，但华东和东北区域在基本转动惯量和有偿转动惯量的定义方面则与其他区域不同。另一方面存在市场分割现象。典型表现为部分地区对同一类辅助服务，会按照提供主体的差异设置不同品种。例如，在某些省级调峰市场中，针对可调节负荷、储能、蓄热式电锅炉等不同市场主体分别设立了独立的调峰服务类别。这不仅固化了市场壁垒，阻碍了资源跨区优化，更因“同质不同价”的现象导致了市场效率的降低。

二是辅助服务市场与电能量市场出清方式有待耦合。国际电力市场演进规律表明，辅助服务与电能市场的协同出清机制已成为提升资源配置效率的关键制度设计。以PJM等为代表的成熟市场，通过联合出清模式，实现了跨品种资源边际成本的精准耦合，使市场价格能同步反映系统安全约束与资源稀缺性。而中国现行的出清模式，大部分地区的电能量市场和辅助服务市场仍然采用独立出清的模式。尽管这种模式在市场发展的初期由于复杂度不高的优势有助于市场的快速起步，但往往导致资源配置效率的低下。长期而言，该模式不仅会因价格信号失真而抑制市场效率，还可能因增加交易不确定性与监管难度，导致市场主体错判机会成本，最终影响市场的健康发展。

三是已建成的市场化辅助服务品种相对单一。中国辅助服务市场面临品种结构失衡的情况。在非现货试点区域，补偿机制仍深陷“两个细则”的路径依赖，除深度调峰外普遍采用固定补偿模式。这种固定费率的补偿机制虽在初期保障了基础辅助服务的供给，却难以适应高比例可再生能源系统的动态调节需求。例如，在风光出力剧烈波动时段，系统可能面临调频容量供给不足与需求响应迟滞的双重困境。而在现货试点区域，即便是调频等品种已开启市场化，但备用等关键服务仍滞留于小范围试点，未能形成完备的市场体系，导致市场难以顺利出清。

四是灵活性资源参与辅助服务不充分。尽管制度已为储能等新型灵活性资源打开了准入之门，但其市场潜力远未被充分激活。一方面，大多数省份在设计市场机制时，会按不同主体分别设置对应的市场品种，然而这类分割式设计并未建立起新型灵活性资源与常规调节资源同台竞价的统一机制。这种模式不仅对新型灵活性资源与传统电源间的公平竞争造成阻碍，还限制了市场整体效率的提升以及灵活性资源的充分利用。另一方面，灵活性资源的参与范围多局限于省级调峰市场，而在调频、备用等关键服务领域渗透不足。这种局限性不仅限制了灵活性资源自身价值的实现，更削弱了其对提升未来电网可靠性的潜在贡献。

电力辅助服务市场发展的政策建议

第一，推动顶层设计和实施细则的规范统一。辅助服务市场的建设需明确其在增强电力系统综合调节能力方面的核心作用。在制度层，需将新能源差价结算机制产生的系统运行费用定向划拨至辅助服务补偿，实现跨市场的成本疏导；在操作层，参考新能源分类竞价机制，针对储能、虚拟电厂等差异化技术特性制定分级补偿标准；在评估层，建立市场效率指数并动态优化服务品种配置。同时，应借鉴国际经验，丰富市场工具，探索辅助服务容量期权等衍生品，以价格信号引导调节资源在时空上实现最优配置，最终引导“源网荷储”深度协同，系统性提升电网的整体调节能力。

第二，推动辅助服务市场与电能量市场的联合出清。推动辅助服务与电能量市场的协同出清，是解决市场效率矛盾的重要策略。发电主体在电能量与辅助服务市场中具有双重角色特性，任何资源在提供一种服务（如调频）时，都必然放弃了其在另一市场（如电能量）的获利机会。独立出清无视这一机会成本，易导致价格信号失真与资源跨市场错配。而协同出清则通过统一优化，精准发现并耦合各类服务的真实边际价值，从而引导资源实现最优配置。实施上，建议采取“分层协同”策略：省级市场聚焦于快速调频等本地化服务，通过标准化产品设计降低交易成本；跨省市场则着力区域备用共享等全局性服务，从而释放跨区资源协同潜力。

第三，因地制宜，探索辅助服务新品种。各地区应根据自身的能源结构、负荷特性和调节需求，因地制宜地探索并发展与之相适应的辅助服务新品种，以更好地顺应能源结构调整的步伐。例如，在新能源富集区引入“爬坡”服务，以平抑出力的陡峭变化；在频率波动较大的地区推广快速调频服务，以增强频率稳定性；在负荷侧资源丰富的地区深化需求侧响应，以挖掘调节潜力。同时，品种创新必须与制度建设同步推进。在成本疏导方面，必须建立一个透明、公允的成本分摊制度。不仅要确保灵活性资源的投入能获得合理回报，以激励其参与积极性，更要通过清晰的机制设计，向市场传递公平的成本信号。在规则构建方面，则需为新品种提供统一、明确的制度保障。包括对服务的技术性能、准入门槛、交易结算等进行标准化界定，从而为市场主体提供稳定预期，为监管机构提供清晰依据。

第四，完善市场机制与报价模式设计，促进灵活性资源参与。为充分释放新型灵活性资源的潜力，应构建多层次、多品种的市场机制以匹配灵活性资源的技术特性与系统需求。首先，市场应尽快由粗放的容量交易转型，为快速调频、爬坡能力等服务设计对应的交易产品，使其能够更好地匹配灵活性资源的技术特性，从而使灵活性资源在市场中实现合理的经济回报。其次，可以引入基于边际贡献的动态定价与竞争性拍卖机制。确保价格能实时、准确地反映各类服务的稀缺性与系统价值，真正实现“同质同价”与“优质优价”，以市场化方式为最高效的调节资源提供相应的合理回报。再次，应推动电能量与辅助服务市场的协同出清。同时，随着储能技术成本的下降及辅助服务市场参与规模的扩大，市场规则需要具备动态适应的能力，以避免过度补贴或价格扭曲引发的资源浪费。

（林伯强系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目高级主管）

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