新疆电力辅助服务市场实施细则核心内容 市场总体框架 - 新疆电力辅助服务市场包含调峰、调频、备用三大服务品种，其中调峰服务市场包括实时调峰交易和启停调峰交易[1][3] - 市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（独立储能电站等），获得容量电费的经营主体原则上应参与辅助服务市场申报[2] - 新疆电力现货市场运行期间，不再开展与现货市场并行的调峰服务交易[2] 调峰服务市场 - 实时调峰交易采用单段报价方式，报价范围为0-0.262元/千瓦时，按报价由低到高排序出清，独立储能享有优先出清权[4][5] - 启停调峰交易按机组容量级别设置报价上限（10万千瓦机组40万元/次，100万千瓦机组400万元/次），补偿费用根据实际启停小时数计算[38][40] - 调峰服务补偿费用由新能源场站、未达调峰基准的火电机组等按发电量比例分摊[43] 调频服务市场 - 调频服务提供方需满足容量要求（火电单机≥10万千瓦，水电全厂≥5万千瓦，独立储能≥1万千瓦）并配备合格AGC装置[9][49] - 采用"价格优先、性能优先、容量优先"出清原则，申报价格上限为0.015元/千瓦，按调频里程和性能系数结算[11][57] - 调频服务费用在电力现货市场运行前后分别由发电侧和用户侧分摊[12][62] 备用服务市场 - 备用服务分五个交易周期组织交易，申报价格上限为0.01元/千瓦时，按容量报价从低到高排序出清[13][67] - 应急调用顺序为未出清的疆内火电机组和独立储能优先，其次调用省间资源[14][69] - 备用服务补偿按出清价格、中标容量和时间乘积计算，考核机制针对备用能力不足的情况[70][71] 新型主体参与机制 - 独立储能可自愿参与实时调峰交易，申报最大充放电功率和可调用时段（持续时长≥1小时）[4][22] - 新能源配建储能原则上不参与实时调峰交易，仅在应急情况下按0.262元/千瓦时补偿[5][28] - 用户侧储能暂不可上网，后续将逐步推动参与调峰交易[7][31] 结算与分摊机制 - 辅助服务费用采用"日清月结"方式，设置分摊金额上限（火电/水电/独立储能N=0.15，新能源N=0.25）[15][84] - 电力现货市场运行后，市场化用户月度辅助服务分摊电费上限为0.01元/千瓦时[17][85] - 分摊费用缺额时，按辅助服务提供方获得费用比例进行消减[86]

电力辅助服务市场价格机制调整 - 核心政策依据为国家能源局西北监管局审议稿，旨在调整调峰辅助服务市场价格上限并加强市场衔接 [1][10] - 价格上限调整原则为不高于当地平价新能源项目上网电价，陕西、宁夏、青海火电深度调峰统一执行新上限：陕西0.3545元/kWh、宁夏0.2595元/kWh、青海0.3247元/kWh（机组负荷率0-50%区间）[2][10] - 宁夏虚拟电厂调峰交易上限维持0.19元/kWh，其他类型调峰交易参照火电标准执行 [2][13] - 青海电网调用储能的调峰价格暂定为0.3247元/kWh [3][13] 辅助服务与现货市场衔接机制 - 电力现货市场未运行时，调峰辅助服务市场按原规则运行，但结算试运行期间不予补偿 [4][13] - 现货市场连续运行后，调峰辅助服务市场原则上停止，其功能由现货市场通过价格信号引导削峰填谷实现 [4][13] 执行要求与时间节点 - 政策自发布日起执行，要求电力调度及交易机构升级系统并规范考核、结算等流程 [13] - 青海电力市场管理委员会要求委员单位于6月17日18:00前反馈书面表决意见 [5][7] 行业动态关联 - 西北地区近期投运当前最大规模独立储能电站（224.5MW/889MWh），内蒙古落地首批近1亿元储能容量补偿 [15] - 5月新型储能新增装机同比激增228%达15.85GWh，政策层面发布48项新规 [15]

电力辅助服务市场价格机制调整 - 核心观点：青海电力市场管理委员会发布通知调整调峰辅助服务市场价格上限并加强辅助服务市场与现货市场衔接 [1] 一、调峰辅助服务市场价格上限调整 - 陕西、宁夏、青海调峰交易不再分档，火电深度调峰申报价格上限调整如下： - 陕西：(0,50%)机组负荷率上限0.3545元/千瓦时 [2][10] - 宁夏：(0,50%)机组负荷率上限0.2595元/千瓦时 [2][10] - 青海：(0,50%)机组负荷率上限0.3247元/千瓦时 [2][10] - 宁夏虚拟电厂调峰交易上限暂保持0.19元/千瓦时 [2][13] - 青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时 [3][13] 二、辅助服务市场与现货市场衔接 - 电力现货市场未运行期间，调峰辅助服务市场按规则运行 [4][13] - 结算试运行期间调峰辅助服务不予补偿 [4][13] - 现货市场连续运行后调峰辅助服务市场原则上不再运行，功能融入现货市场 [4][13] 执行要求 - 通知自发布之日起执行，要求电力调度及交易机构升级技术支持系统并规范流程 [13]

远景率先推出"内循环+外循环"场景化双循环解决方案，包含峰谷套利、容需管理优化、能量时移、需 求侧响应、现货交易与辅助服务六大盈利增长引擎。 在工商储系统中，同一度电应用于峰谷套利、需量管理或辅助服务等不同场景时，其创造的经济价值存 在显著差异。远景的技术突破在于，通过动态优化智能决策路径，基于实时电价与负荷需求，精准匹配 最高价值应用模式，破解行业峰谷套利策略单一痛点，实现每度电价值的场景化倍增。这背后是将软件 和算法转化为工商储收益的"炼金术"。 远景工商储能柜可搭载自研微网协同控制器，可与云端EnOS能量管理平台进行秒级实时交互，"云边 端"协同智能控制策略实现在峰谷差套利之外，还能实现能量时移、需量优化等策略，从而最大化本地 用电收益。 远景EnOS虚拟电厂一键聚合多源资产，参与电力现货市场交易、接入需求响应及调频、调峰等辅助服 务市场，创造多重政策补贴与市场化收入。 "在不确定的电价政策与市场环境中，只有真正理解客户需求、具备系统能力与平台思维的玩家，才能 穿越周期，创造长期价值。远景为用户提供了可量化、可预见的投资价值，用确定性之力护航工商业储 能项目的长期稳盈。"远景科技集团首席可持续发展官、零 ...

静待博弈下的新平衡- 电力行业 2025 年中期策略 20250604 摘要 受 136 号文影响，电力行业从粗放式发展转向高质量发展，绿电交易市 场将更注重质量，火电角色转变为电力供应的兜底和调峰，煤价下跌显 著提振火电盈利能力。 煤价维持低位，北方大型火电厂如京能、华电一季度业绩亮眼，二季度 煤价同比跌幅大，火电总体业绩保持增速；水电方面，一季度蓄水良好， 二季度雅砻江来水情况良好，水电竞股表现出色。 绿电脱碳政策预期温和，风光装机容量已成常态，火电竞争格局逐步转 向调节性作用，发电利用小时数下降，但仍承担压舱石角色，2025 年 后新增用电需求主要由非化石能源满足。 煤炭价格下跌显著提升火电盈利能力，北方港口 5,500 大卡动力煤指数 探底至 620 元/吨，每度电煤耗降低有望拉大盈利空间，市场采购比例 高、电韧性强的企业业绩乐观。 容量电价机制和调峰辅助服务费用提升火电企业收益保障，预计 2026 年起容量电价回收固定成本比例将提升至 50%-70%，容量收入占营收 比例也将提升，增强火电业绩稳定性。 Q&A 电力公用事业板块在中期投资策略方面有哪些变化和影响？ 今年（2025 年）6 月 1 日之 ...

政策背景与意义 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《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建设进入新阶段 [1] - 新能源装机占比超43%，其波动性对电网安全提出挑战，传统计划模式无法满足需求，需通过市场化手段激发多主体协同调节潜力 [10] - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1][24] 市场机制演进 - 我国电力辅助服务机制历经三阶段：无偿服务阶段（2006年前）、计划补偿阶段（2006-2014年）、部分品种市场化阶段（2014年至今） [12][13][14] - 东北调峰市场试点通过竞价交易实现调峰资源优化配置，辅助服务补偿规模年均增长35% [14] - 《规则》将爬坡服务纳入市场范畴，丰富电力辅助服务市场品种 [14][30] 核心价值与成效 - 市场化辅助服务收益激励煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%-80% [16] - 电力辅助服务市场年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点，2024年底新能源利用率超96% [16] - 2024年电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45%，华北区域通过跨省备用市场应对300万千瓦电力缺口 [17] 市场机制创新 - 拓宽市场主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体 [6][29] - 建立"谁受益、谁承担"的费用传导机制，现货市场连续运行地区由用户及非市场化电量分摊费用 [7][20] - 强化电能量市场与辅助服务市场衔接，推动联合出清模式，实现注册准入、交易时序等环节协同 [8][30] 市场规范与监管 - 明确主体准入要求，需具备可观、可测、可调、可控能力，通过注册审核确保技术性能达标 [19] - 建立覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险的全链条防控机制，要求风险预警与应急处置 [8][30] - 加强全流程市场监管，通过信息披露、监测预警等方式保障市场公平透明 [31]

电力辅助服务市场背景与挑战 - 截至2024年底新能源装机容量突破14.5亿千瓦，占电力总装机的43%，"双高"特征（高比例新能源+高比例电力电子设备）导致系统安全运行成本增加、调节需求激增 [2] - 传统电能量市场难以体现电能商品多元价值，无法充分挖掘系统灵活调节潜力 [2] - 电力辅助服务（调峰、调频、备用、爬坡等）是维持电力系统安全稳定运行不可或缺的组成部分 [2] - 欧美经验显示辅助服务市场需与电能量市场协同，并根据能源结构变革等外部环境动态调整 [2] 中国电力辅助服务市场发展历程 - **垂直一体化阶段（2002年前）**：辅助服务与发电量捆绑，采用"全电价统一补偿"结算模式 [3] - **计划补偿阶段（2002-2014）**：厂网分开后通过"两个细则"实现发电侧零和交叉补偿，按"补偿成本和合理收益"原则运作 [3] - **市场化探索阶段（2014年后）**：新能源波动性倒逼市场化手段，首个区域电力调峰服务市场启动，以市场化方式补偿调峰服务 [3] 《电力辅助服务市场基本规则》核心内容 - 构建"电能+辅助服务"多维市场体系，为新型电力系统提供制度保障 [4] - 明确市场框架结构、辅助服务品种定义、费用疏导机制（"谁提供谁获利，谁受益谁承担"）及新型主体准入规则 [5] - 覆盖12章67条细则，规范市场成员、交易品种、费用补偿、跨区衔接等全流程，支持储能、虚拟电厂等新型主体参与 [6] 《规则》五大重点方向 - **顶层设计**：明确建设目标与路径，允许地方按现货市场进展灵活选择交易品种 [7] - **统一规范**：将辅助服务分为有功控制、无功控制和事故处置三大类，统一各品种定义与交易标准 [7] - **费用传导**：制定费用构成与计算方法，明确用户侧传导及跨省跨区分摊机制 [8] - **新型主体参与**：赋予储能、车网互动等主体公平地位，释放源网荷储调节潜力 [8] - **流程标准化**：从方案制定到正式运行全流程规范，确保市场建设有序推进 [8]

《电力辅助服务市场基本规则》核心观点 - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，通过市场化方式优化调节资源配置，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1] - 市场化改革有利于优化能源资源配置，激励发电、售电、电力用户及新型经营主体参与，提升电力供应保障能力，适应高比例新能源接入的新型电力系统 [2] - 《规则》推动省级与区域市场深度融合，构建全国统一辅助服务市场，并支持"双碳"背景下新能源大规模增长的需求 [2] 市场体系建设意义 - 奠定法制与政策基础：严格依据《能源法》《电力法》，界定电力辅助服务概念及范畴，遵循"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则 [3] - 拓宽市场主体范围：纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体，统一规范准入与退出流程 [3] - 细化市场设立指导：从技术规范、需求分析、实施细则编制到新品种设立流程提供全面框架，确保规则统一性与完备性 [3] 市场机制设计亮点 - 补偿分摊机制：价格由市场形成，明确调峰、调频、备用和爬坡费用产生机制，按"谁受益、谁承担"原则传导分摊费用 [4] - 市场衔接融合：规范辅助服务市场与电能量市场在注册、交易时序、出清等环节的衔接，因地制宜推进有序发展 [4] - 计量与结算规范：明确结算方式，要求电网企业、调度机构等公开透明处理费用计算与结算依据 [4] 风险防控与安全保障 - 明确市场风险类型，规范运营机构的风险预警及处置预案制定流程，要求调度机构按安全第一原则应急处置并记录上报 [5]

电力辅助服务市场基本规则核心观点 - 电力辅助服务从"计划补偿"转向"市场驱动"，为新型电力系统构建提供制度保障 [1] - 市场化激励机制破解能源转型中灵活性资源短缺、调节能力不足等关键问题 [1] - 构建"煤电转型—新能源消纳—系统安全"三位一体的价值闭环 [1] - 电力辅助服务市场将成为新型电力系统的"价值中枢" [5] 能源转型关键突破 - 煤电功能转型：煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%~80% [1] - 新能源高效消纳：年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点 [1] - 新能源累计装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，同比增长23.8% [1] - 新能源利用率超过96% [1] - 系统安全强化：电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45% [2] 市场机制六大支柱 - 主体准入要求：明确辅助服务提供主体需具备可观、可测、可调、可控能力 [3] - 市场建设机制：电力调度机构提出需求，新品种需经三阶段验证 [3] - 交易品种体系：包括调峰、调频、备用和爬坡服务 [3] - 费用传导机制：按"谁受益、谁承担"原则建立 [4] - 市场协同机制：实现电能量与辅助服务市场在注册准入、交易时序等环节协同 [4] - 风险防控体系：覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险 [4] 市场成效与案例 - 华北区域通过跨省备用市场应对"7·20"特大暴雨引发的300万千瓦电力缺口 [2] - 市场化调节释放消纳空间，有效保障新能源消纳 [1][2] - 推动能源结构清洁化与电力系统韧性同步提升 [1][5]

《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）针对辅助服务市场的总体原则、设立流程、品种 功能、交易组织、费用结算、市场衔接、风险防范、监管评估等全流程提出了针对性要求，通过构建统 一规范的电力辅助服务市场体系，更好发挥电力辅助服务保安全、促消纳、助转型作用。 《规则》共十二章六十七条，重点明确电力辅助服务市场建设管理路径，支持各类具备提供电力辅助服 务能力的经营主体平等参与电力辅助服务市场，明确市场设立原则，规范市场建设流程，统一市场品 种，明确费用传导方式及市场衔接思路，强化电力辅助服务市场中的计量结算、信息披露、风险防控、 监督管理要求等。《规则》具有以下亮点： 市场管理规范有序。《规则》厘清了各级政府部门及运营机构的职责界面，加强了对电力辅助服务市场 事前需求论证及风险防控、事中规范开展与关键记录、事后应急处置与监督评估的全流程管控。明确电 力辅助服务市场建设提出建设需求并进行分析论证、制定方案征求意见后报审实施，相关参数应合理确 定，新品种设立应当依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，指导各地市场建设规范有序、有据 可依。 市场建设因地制宜。《规则》在电力辅助服务市场需求分析、费用疏导、省/区 ...