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根据《国家发展改革委 国家能源局<关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见>》（发改体改〔2022〕118号）第三条“完善统一电力市场体系的功能”，持续完善电力辅助服务市场：推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。
根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）第（二十）条“完善电力需求响应机制”，推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。
根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）第（十八）条“健全适应新型电力系统的市场机制”，建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。
根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）第（十三）条“推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系”，鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。
根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）第（七）条“完善能耗“双控”和非化石能源目标制度”，坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。
根据《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）第（三）条“主要目标”，到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
根据《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）第二十三条，电力辅助服务独立参与方式:具备与电力调度机构数据交互，且能够响应实时调度指令的可调节负荷，根据系统运行需要和自身情况，响应电力调度机构调节指令，调节自身用电负荷曲线，提供电力辅助服务，并参与电力辅助服务补偿和分摊。
根据《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）第十六条，对已开展市场化交易的电力辅助服务品种，应在市场交易规则中约定考核机制，考核费用的收支管理可独立进行或与补偿费用一并进行。
根据《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）第十七条，现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，可以设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。
根据《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）第十五条，承诺提供电力辅助服务的并网主体,在实际运行中，未按照约定提供有效电力辅助服务的,具体考核依照电力并网运行管理实施细则或市场交易规则执行。已通过市场机制完全实现的，可约定在实施细则中再次考核。
