电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。近年来，各地推进电力辅助服务市场建设，建立调峰、调频、备用等辅助服务市场机制，对保障电能质量和电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了积极作用。为进一步完善电力价格形成机制，提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和绿色低碳转型，现就建立健全电力辅助服务市场价格机制：

一、适应新型电力系统发展的关键

适应新型电力系统发展需要，持续推进电力辅助服务市场建设。加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。

二、优化调峰辅助服务交易和价格机制

为了优化调峰市场交易机制，电力现货市场连续运行地区应完善规则并放宽市场限价，引导现货市场实现调峰功能。在现货市场未连续运行地区，风电和光伏不作为主要调峰服务提供者，考虑让水电机组参与有偿调峰。其他机组应在非现货市场运行时自主报价，通过市场竞争确定价格和中标调峰出力。区域调峰和备用交易应及时转为电能量交易。同时，要合理设定调峰服务价格上限，确保新能源消纳成本不超过发电价值，且原则上不超过当地平价新能源上网电价。

三、健全调频辅助服务交易和价格机制

调频市场应采用基于调频里程的单一制价格机制，机组需自主报价竞争，费用由出清价格、调频里程和性能系数乘积决定。性能系数基于调节速率、精度和响应时间，参考当地最优煤电机组参数确定，系数上限为2，调频里程出清价格不超过每千瓦0.015元。

四、高效运行电力辅助服务市场的新机制

推动各类经营主体公平参与辅助服务市场，各地实行公平准入，不得对特定主体做出歧视性规定。已获得容量电费的经营主体需参与辅助服务市场报价，而同时具备发电和用电身份的经营主体在放电、充电时应分别按相应身份参与市场，并接受各类考核。

加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场的衔接，各地需统筹制定相关市场规则，确保辅助服务市场，特别是调频、备用等市场能高效运行，满足新能源大规模并网的安全需求。在现货市场连续运行的地区，应推动辅助服务市场和现货市场联合出清，辅助服务过程中产生的电量应按照相应市场价格或交易规则结算。

健全辅助服务价格管理工作机制，国家发展改革委和国家能源局将加强顶层设计和指导，制定相关政策；具体的市场规则由国家能源局和国家发展改革委另行制定。各地应根据国家有关规定，提出实施方案，包括辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准和费用疏导方式等，并征求当地相关部门意见后上报实施。

五、加强监测监管，保障辅助服务市场健康发展

确保市场的正常运行，各地应加强对辅助服务市场的监测和监督检查，及时评估政策执行和资金使用情况，帮助经营主体更好地理解和执行政策。电网企业应定期报告有偿辅助服务交易的相关情况，并向相关经营主体披露。省级价格主管部门应加强电价管理，做好辅助服务价格测算和影响分析等工作，并及时报告。国家发展改革委和国家能源局等部门将加强市场监督检查，纠正和规范不符合国家规定的政策和规则，督促各地完善机制，促进辅助服务价格的合理形成。

为了辅助服务市场的公平、高效和规范运行，各地应加强对市场的统筹、监测和监管，确保经营主体公平参与，加强市场与中长期、现货市场的衔接，健全价格管理工作机制，并及时纠正和规范不符合国家规定的政策和规则。这将有助于促进辅助服务价格的合理形成，保障新能源大规模并网的系统安全需求，为电力市场的健康发展提供有力支撑。