电力辅助服务市场化改革的现状与未来展望

随着我国能源结构转型加速和新型电力系统建设深入推进，电力辅助服务市场化已成为保障电网安全稳定运行的关键环节。2025年4月国家发改委与能源局联合发布的《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力辅助服务市场化进入制度化、规范化发展的新阶段。这场改革不仅关乎电力行业的运行效率，更直接影响着新能源消纳、碳达峰碳中和目标的实现。

政策框架的突破性进展

最新政策首次构建了覆盖调峰、调频、备用等核心服务的完整制度体系。其中最具突破性的是建立了动态补偿机制，通过价格信号引导发电侧和用户侧共同参与系统调节。以调峰服务为例，政策明确要求建立基于供需关系的阶梯式价格体系，当系统净负荷波动超过阈值时自动触发溢价机制。这种设计既避免了行政指令的刚性干预，又能有效激励市场主体主动提供灵活性资源。
值得注意的是，政策首次将用户侧资源纳入辅助服务提供方范畴。数据显示，2024年江苏试点中，工业用户通过负荷聚合商参与调峰的市场化响应规模已达300万千瓦，相当于节省了2座百万千瓦级煤电调峰机组的投资。这种变革彻底打破了传统电力系统中”发电侧单边调节”的固有模式。

市场机制的创新实践

在运行机制方面，2024年出台的配套文件构建了“三维定价”体系：

市场主体扩容取得实质性进展。截至2025年6月，全国已有127家虚拟电厂运营商完成市场注册，其聚合的分布式资源总容量突破5000万千瓦。广东某科技企业开发的AI调度系统，能够将商场空调、5G基站备用电源等碎片化资源整合为”数字电厂”，参与调频服务的响应速度达到毫秒级，较传统机组提升两个数量级。

统一市场建设的挑战与突破

尽管政策强调建立全国统一市场，但在实施中仍面临三大壁垒：
– 技术壁垒：各省区AGC控制系统尚未完全兼容
– 制度壁垒：21个省份仍保留地方保护性条款
– 经济壁垒：跨省区辅助服务成本分摊机制缺失
对此，南方区域市场探索的”日前市场联合出清+实时市场分区平衡“模式颇具借鉴价值。该模式通过建立区域备用共享池，使云南水电与广东燃机机组形成互补，2024年减少弃风弃光电量23亿千瓦时。欧盟推行的辅助服务成本透明化机制也值得参考，其要求电网运营商每季度公布各类服务的实际采购成本与效能指标。

未来发展的关键路径

从国际经验看，成熟电力市场的辅助服务成本约占电力总成本的3%-8%，而我国目前仅为1.2%，预示着巨大发展空间。要实现质的飞跃，需重点突破：

这场改革本质上是电力系统运行逻辑的重构。当价格信号能够精准反映电力服务的时空价值，当千家万户的空调、电动车都能成为电网的”调节器”，我们迎来的不仅是更高效的电力市场，更是一个高度智能、绿色低碳的能源新时代。