国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(下称《通知》)，在辅助服务市场交易和价格机制、市场需求和费用传导等方面作出规范。这是我国首次在国家层面统一建立健全电力辅助服务市场价格机制。

当前我国电力体系主要包括电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场三部分。电力辅助服务是为了维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量，促进新能源消纳，向系统提供的调峰、调频、备用等辅助性调节服务，其中火电是主要的辅助服务提供方。

《通知》主要包括三方面重点内容：

一是不鼓励不经济的新能源消纳。各地根据调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素统筹安排，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，我们预计部分省份的调峰价格上限将会有所下调。

二是引导电力现货实现调峰功能。在电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，具有类似调峰及顶峰、调峰容量等功能的市场不再运行。

三是限制辅助服务费用向用户传导。各地需规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。其中，电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用；电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。

目前各地均有辅助服务运行管理办法，存在计价规则不统一、部分地区辅助服务价格过高等问题，从国家层面统一建立健全电力辅助服务市场价格机制，有助于提升电力系统调节能力。对于新能源而言，调峰服务补偿上限不高于平价新能源上网电价偏政策利好；对于水电而言，如果水电进入有偿调峰市场，则可以充分发挥水电调节能力，获取额外收益；对于火电而言，调峰补偿较高的省份火电调峰收益可能会减少，调峰补偿较低的省份影响不大，而火电作为主要的辅助服务提供方，辅助服务市场的发展整体有利于火电向调节性电源转型。