在全球能源转型的大背景下，电力辅助服务作为保障电网安全稳定运行的重要机制，正成为电力市场改革的焦点。本文旨在梳理我国现行电力辅助服务市场的基本模式，并结合国外辅助服务实践，展望辅助服务在中国和海外的演进方向，以期为政策制定者与市场参与者提供有益参考。\n\n### 一、我国现行电力辅助服务模式\n\n我国电力辅助服务起源于2006年国家电监会发布的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，各省区根据自身电网特点建立辅助服务补偿机制。现行模式主要以“发电侧为主、计划调度为核心”的补偿型方式展开，具备以下特征：\n- 主体以发电企业为主，储能及用户侧资源尚未全面介入。在很长一段时间内，只有机组具备参与条件，各类灵活性资源并未敞开进入市场。\n- 品类集中于调频与调峰、备用。尤其在新版“两个细则”推动下，调频和转动备用成为主要交易品种，调节速度更快、精度更高的资源享有辅助服务溢价。\n- 全局定价补偿不平衡。现行机制多参考“费用+合理回报”补偿核定模式，分省规则不一，交易分层次且市场化亟待提升，边际成本传递困难的问题时仍突出。\n\n相比之下，东北电力现货试点率先将备用义务由运行辅助服务分解至出清流程，然而大部分计划生发仍未彻底迈入市场化竞标阶段。另一方面，独立储能调峰及参与二次调频在多个省份布局推进，山西示范出了共措机制与品种在适应新主体的自然倾斜。然而传统水电以外、新能源配置运行地区的调峰结难现实催化各省本同末节的顶层战略，“结构性省库症”待重新审题确策前瞻。因此政策执行和市场顶层应在监管干预创新和健全的市场维度共联动配质下做出总体契作。\n\n### 二、国外先进辅助服务市场模式借鉴\n\n---\n
\n#### （一）“现货全市场化+SFC半市场化并补充调阻\