2026年电力辅助服务市场建设实施方案

2026年电力辅助服务市场建设实施方案一、总则1.1编制目的为深入贯彻落实国家能源发展战略，加快构建新型电力系统，健全市场化资源配置机制，保障电力系统安全、稳定、经济运行，推动能源清洁低碳转型，特制定本实施方案。本方案旨在明确至2026年我国电力辅助服务市场建设的总体目标、核心任务、实施路径和保障措施，为全国及各省（区、市）推进辅助服务市场建设提供系统性、可操作的指导。1.2编制依据本方案依据《中华人民共和国电力法》、《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《电力辅助服务管理办法》、《电力并网运行管理规定》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等国家法律法规、政策文件以及行业标准规范编制。1.3基本原则安全可靠原则：始终将保障电力系统安全稳定运行作为辅助服务市场建设的首要前提，确保各类辅助服务资源充足、调用有序。市场主导原则：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，建立公平开放、竞争有序、价格合理的辅助服务市场体系。统筹协调原则：统筹辅助服务市场与电能量市场、容量市场、输电权市场等的关系，实现各类市场协同运作、有效衔接。公平公正原则：保障各类市场主体平等参与，规则公开透明，成本合理分摊，收益公平分配。循序渐进原则：结合各地区电网结构、电源结构、市场化进程等实际情况，分阶段、分品种、分区域稳步推进市场建设。1.4实施范围与期限本方案适用于全国范围内（不含港、澳、台地区）的电力辅助服务市场建设与运营工作。实施期限自本方案发布之日起至2026年12月31日，其中2024-2025年为深化完善阶段，2026年为全面成型阶段。二、现状分析与建设目标2.1发展现状当前，我国以“两个细则”（并网运行管理实施细则和辅助服务管理实施细则）为基础的辅助服务补偿机制已运行多年，对保障系统安全发挥了重要作用。部分地区已启动调峰、调频等辅助服务市场试点，取得了初步成效。然而，仍存在市场机制不健全、品种覆盖不全面、价格信号不清晰、跨省区交易不顺畅、新型主体参与不足、成本传导机制不完善等问题，难以完全适应高比例新能源接入和新型电力系统建设需要。2.2面临形势能源转型深化：风电、光伏等波动性电源占比快速提升，系统对灵活性调节资源的需求急剧增加。新型业态涌现：储能、虚拟电厂、负荷聚合商、电动汽车等新型市场主体和技术快速发展，为辅助服务提供了多元化的供给潜力。市场体系完善：全国统一电力市场体系加快建设，要求辅助服务市场与之深度融合、协同发展。技术支撑强化：大数据、云计算、人工智能等数字化技术为辅助服务市场的精细化管理和高效运营提供了可能。2.3总体目标到2026年底，基本建成覆盖调频、调峰、备用、爬坡等主要品种，规则统一、开放透明、竞争充分、监管有效的电力辅助服务市场体系。实现辅助服务资源配置由“计划主导”向“市场主导”的根本转变，有效激发各类主体提供辅助服务的积极性，显著提升电力系统综合调节能力，为新型电力系统建设提供坚实支撑。2.4具体指标市场覆盖：省级电力辅助服务市场实现全覆盖，跨省区辅助服务市场机制基本建立并常态化运行。品种体系：至少涵盖调频、调峰、备用三大基础辅助服务品种，鼓励有条件地区探索爬坡、快速调压、转动惯量等新品种。主体参与：除传统发电企业外，新型储能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源等参与市场的比例显著提升，负荷侧资源提供的辅助服务量占比力争达到15%以上。价格机制：辅助服务价格能够真实反映供需关系和资源稀缺程度，调频、调峰等主要品种实现基于边际价格的出清。成本疏导：建立“谁受益、谁承担”的市场化成本分摊机制，辅助服务费用在发电侧、用户侧合理传导。三、市场架构与核心机制3.1市场总体架构构建“统一规则、两级运作、协同耦合”的电力辅助服务市场总体架构。统一规则：国家层面制定辅助服务市场基本规则框架，包括市场准入、交易品种、组织流程、出清算法、结算分摊、信息披露等通用要求。两级运作：省级市场作为主体，负责省内辅助服务资源的组织与交易；区域/跨省市场作为补充，负责优化配置跨省区辅助服务资源，解决省级市场调节能力不足问题。协同耦合：实现辅助服务市场与电能量市场的时序耦合、联合出清，确保系统运行的经济性与安全性统一。3.2市场成员与准入购买方：电网企业（作为系统运行机构代理购买）。提供方：传统发电企业（燃煤、燃气、水电、核电等）。新能源发电企业（风电、光伏等）。新型独立储能电站。负荷侧可调节资源（包括电动汽车充电设施、电采暖、工商业可中断负荷等）。虚拟电厂、负荷聚合商等聚合类主体。准入条件：主体应满足国家及行业相关并网技术标准，具备符合要求的计量、通信、控制设备，并签署必要的并网调度协议和市场入市协议。最小调用容量等技术门槛由各省级市场根据实际情况设定。3.3主要交易品种与技术要求品种名称主要功能关键性能指标（示例）典型响应时间调频服务实时平衡系统发电与负荷，维持频率稳定。调节速率、调节精度、响应时间、综合性能指标K值。秒级至分钟级调峰服务应对日间负荷峰谷差，提升系统运行经济性。最大调节深度、启停时间、持续时长。分钟级至小时级备用服务应对突发性功率缺额或过剩，保障系统可靠性。旋转备用（热备用）、非旋转备用（冷备用）、响应时间、容量可用性。分钟级（旋转备用）至十分钟级（非旋转备用）爬坡服务应对新能源出力或负荷的快速波动。最大爬坡速率、可持续爬坡时间。分钟级至小时级快速调压服务维持局部电网电压稳定。无功调节范围、响应速度。秒级至分钟级各省可根据系统实际需要，选择开展上述全部或部分品种的市场化交易。新品种的引入需经过充分的技术论证和模拟试运行。3.4市场组织模式与出清机制组织模式：以集中竞价、统一出清为主，双边协商为辅。调频、备用等要求快速响应的服务宜采用日前市场与实时市场相结合的方式；调峰等可预测性较强的服务可采用日前市场为主。出清机制：调频市场：采用基于综合性能指标（如K值）的边际价格出清机制，鼓励性能优异的资源优先中标。调峰市场：采用基于报价的边际价格出清机制，在电能量市场出清基础上，通过购买调峰服务满足系统调节需求。联合出清：逐步推进电能量与辅助服务市场的联合优化出清，实现整体社会福利最大化。初期可采用序贯出清，后期向全电量联合出清过渡。交易时序：与电能量市场交易时序紧密衔接，一般按照“年度→月度→日前→实时”的顺序开展。实时市场主要应对短时间尺度的平衡需求。3.5价格形成与结算机制价格形成：辅助服务出清价格由市场供需决定。设置价格上限和下限，防止市场操纵和价格异常波动。价格上限应能充分激励资源投资，下限可考虑变动成本。结算机制：向提供方支付：根据其中标容量（或电量）、出清价格及实际调用绩效进行结算。调频服务通常采用“容量价格+性能价格”的两部制结算。向购买方收费：由电网企业作为单一购买方统一结算。资金分摊：建立“谁受益、谁承担”的分摊机制。辅助服务费用在所有市场化用户中按用电量比例进行分摊。研究将部分费用向未提供调节能力或对系统造成调节压力的发电侧主体（如部分新能源电站）进行疏导的机制。结算周期：实行日清月结，及时出具结算依据。3.6成本分摊与传导机制制定全国相对统一的辅助服务费用分摊原则。省级市场产生的辅助服务费用，由省内市场化用户共同承担。跨省区交易产生的辅助服务费用，由相关受益省份的市场化用户按约定比例分摊。电网企业定期向市场成员公布辅助服务费用的收取、支付及分摊明细。推动将辅助服务成本通过输配电价或销售电价向终端用户合理传导，使价格信号反映真实系统成本。四、重点建设任务4.1完善调频市场全面推广基于性能的调频市场。统一关键性能指标标准，优化出清算法。推动火电、水电、储能、负荷侧资源等多类型主体同台竞争。开展跨省区调频资源互济试点，提升区域电网整体频率调节能力。4.2健全调峰市场深化调峰市场建设，将深度调峰交易扩展至更宽范围的灵活性调节交易。探索建立爬坡市场或引入爬坡产品。鼓励燃气机组、抽水蓄能、新型储能、可调节负荷等提供调峰服务。研究建立启停调峰等更长周期调节产品的交易机制。4.2建立备用市场在电力供应紧张或系统可靠性要求高的地区，率先建立备用容量市场或备用服务交易机制。明确备用容量的需求确定方法、产品标准、获取方式和付费机制。实现备用与电能量、调频市场的协调运行。4.3推动跨省区辅助服务市场建设在国家电网、南方电网范围内，依托区域电力交易平台，建设跨省区辅助服务市场。初期：以省间余缺互济为主要形式，开展调峰辅助服务交易。中期：探索跨省区调频备用资源共享交易机制。远期：实现跨省区辅助服务与电能量市场的联合优化运行。制定跨省区辅助服务交易规则、计量结算办法和调度协调规程。4.4激励新型主体参与市场明确身份：给予新型储能、虚拟电厂等独立市场主体地位。技术适配：修订完善相关并网技术标准，使其满足参与辅助服务市场的要求。降低门槛：合理设置最小技术出力和持续时间等准入条件，允许聚合商代理小容量分布式资源参与市场。示范项目：组织开展虚拟电厂参与调峰调频、电动汽车与电网互动（V2G）提供辅助服务等示范工程。4.5提升市场运营技术支撑水平平台升级：升级现有电力交易平台和能量管理系统（EMS），使其具备多品种辅助服务市场联合出清、高性能计算、复杂结算等功能。计量监测：部署或改造高精度、高采样率的计量装置，实现对各类主体提供辅助服务行为的精准监测与考核。通信网络：建设安全可靠、实时高效的通信网络，满足市场信息发布和远程控制指令传输需求。数字化应用：应用大数据、人工智能技术，提升辅助服务需求预测、市场仿真评估、交易行为监测等能力。五、实施步骤5.1第一阶段：深化完善（2024-2025年）规则修订：各省根据国家统一框架，修订完善本省辅助服务市场运营规则，重点健全调频、调峰市场机制。扩大参与：推动省内符合条件的新型储能、可调节负荷等主体全面参与市场。跨省试点：在区域层面开展跨省区调峰辅助服务常态化交易试点。系统改造：完成主要市场运营平台的功能升级改造。5.2第二阶段：全面成型（2026年）市场全覆盖：所有省级电网均运行至少两个以上辅助服务品种的市场。机制基本健全：跨省区辅助服务市场机制基本建立，实现定期化运行。新型主体规模化参与：负荷侧资源、储能等提供的辅助服务量占比达到预期目标。协同运行成熟：辅助服务市场与电能量市场实现高效协同，联合出清机制稳定运行。全面评估总结：对全国辅助服务市场建设成效进行全面评估，为后续发展奠定基础。六、保障措施6.1加强组织领导国家能源主管部门负责全国电力辅助服务市场建设的顶层设计、规则制定和统筹协调。各派出机构负责辖区内市场运营的监督管理和规则执行的监管。各省（区、市）能源主管部门牵头组织本省市场建设方案制定和实施。电网企业、电力交易机构、调度机构负责市场的具体运营和系统运行。6.2完善规则体系加快制定出台《电力辅助服务市场基本规则》等国家层面核心规则。各地制定实施细则和配套制度，形成层次分明、衔接有序的规则体系。建立规则动态评估和修订机制，适应技术发展和市场变化。6.3强化监督管理能源监管机构加强对市场准入、交易组织、价格形成、结算分摊、信息披露等全环节的监管。严肃查处串通报价、