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]