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]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，填补电力辅助服务市场顶层设计空白，推动从"计划补偿"向"市场驱动"转型 [1] - 该规则是继电力中长期交易、电力现货市场规则后，电力市场化改革的关键举措，为新型电力系统建设注入市场化动能 [1] - 规则首次构建全国统一框架，明确市场成员、交易品种、费用传导等核心机制，解决省级规则差异导致的跨省资源调配难题 [5] 电力辅助服务的功能与重要性 - 电力辅助服务包括调峰、调频、备用、爬坡等，是维持电力系统安全稳定运行的"调节器"，重要性不亚于发电与输电主环节 [2] - 具体应用场景包括风电大发时火电调峰、储能电站调频、火电预留备用能力应对负荷突变等 [2] - 新能源高比例并网后，系统灵活性需求激增，传统火电、水电调节能力不足，需调动源网荷储全环节资源 [3] 新能源发展对电力系统的影响 - 截至2024年底，中国新能源发电装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，风光新能源进入大规模高比例发展阶段 [3] - 高比例新能源并网导致系统惯性下降、调节能力不足，西班牙和葡萄牙大范围停电事故凸显此类风险 [4] - 规则旨在解决新能源波动引发的系统调节痛点，如江苏煤电平均调峰深度达31%，调节能力5100万千瓦 [8] 新型市场主体参与机会 - 规则首次将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业纳入经营主体，打破部分省份新型主体入市无章可循的局面 [6] - 2023年江苏实现450万千瓦新型储能集中调用，2024年新型主体参与电力辅助服务市场规模有望突破300亿元 [7] - 车网互动成为新方向，南方电网跨五省区联动测试中，超10万辆次新能源汽车参与，互动电量超50万千瓦时 [9] 市场机制与经济效益 - 规则遵循"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化价格形成机制，激发可调节资源参与积极性 [7] - 火电企业定位从"电量供应商"转向"系统调节商"，通过市场化补偿实现收入多元化，如江苏火电调峰市场已常态化运行 [7][8] - 电力辅助服务市场未来将与电能量市场深度融合，形成完整电力市场体系 [9]

截至2024年底，全国电力装机容量首次突破30亿千瓦大关，风电与光伏装机超过14亿千瓦。河北、吉 林、江西等11个省份的新能源超过常规电源成为当地第一大电源。（韩萌） （来源：央广网客户端） 目前，我国电力辅助服务市场基本实现全国覆盖，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、 省级辅助服务市场体系。部分地区积极引导独立储能、虚拟电厂等新型主体参与辅助服务市场。 中国电力企业联合会电力发展研究院能源研究部主任韩超： 《电力辅助服务市场基本规则》是咱们国 家第一次出台国家层面的电力辅助服务的市场基本规则，它能够促进加快形成市场化的电力系统灵活性 资源配置的新局面，来匹配我们未来高比例的新能源供给消纳的一些新的对系统调节的要求。 据中央广播电视总台中国之声《新闻和报纸摘要》报道，国家发展改革委、国家能源局近日联合发布 《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场 核心基本规则全面建成。 ...

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]

电力辅助服务市场顶层设计落地 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，优化价格形成机制，健全费用传导机制，构建统一规范的市场体系 [2] - 《规则》推动全国统一电力市场建设、提升新能源消纳利用水平、加快培育电力领域新质生产力 [2] 积极推动全国统一电力市场建设 - 《规则》是国家层面首个电力辅助服务市场化规则，为全国统一电力市场规则体系奠定基础 [3] - 破除省间壁垒，统一省级规则，明确市场成员、市场设立、市场品种等内容 [3] - 设立"市场衔接"章节，推动调频、备用、爬坡等有功辅助服务与现货市场联合出清，优化资源配置 [4] 有效提升新能源消纳利用水平 - 2024年底新能源装机占比已突破40%，新能源消纳面临压力 [5] - 扩大经营主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型主体 [5] - 拓展辅助服务市场边界，引入爬坡等市场化品种，形成"秒级—分钟—小时"全时间尺度调节需求 [6] 加快培育电力领域新质生产力 - 《规则》将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场主体，赋予与传统发电企业同等市场地位 [7] - 为地方新型经营主体入市提供设计纲领，推动新型主体常态化入市 [7] - 构建"能量市场+辅助服务市场"双轮驱动盈利模式，拓宽新型经营主体价值维度 [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 ...

新能源装机与电力系统挑战 - 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43% [2] - 新型电力系统呈现高比例新能源和高比例电力电子设备"双高"特征导致安全运行成本增加和调节需求激增 [2] - 电能量市场难以充分体现电能商品多元细分价值且无法有效挖掘系统灵活调节潜力 [2] 电力辅助服务定义与发展历程 - 电力辅助服务包括调峰调频备用爬坡等服务是维持系统安全稳定运行不可或缺的环节 [2] - 垂直一体化阶段(2002年前)采用全电价统一补偿无单独辅助服务机制 [3] - "厂网分开"计划阶段(2002-2014)通过"两个细则"实现发电侧零和交叉补偿 [3] - 市场化探索阶段(2014年后)启动区域调峰服务市场以市场化手段激励调节资源参与 [3] 《电力辅助服务市场基本规则》核心内容 - 明确市场框架结构建立辅助服务品种定义共识设计"谁提供谁获利谁受益谁承担"费用传导机制 [5] - 允许储能虚拟电厂等新型主体入市设计多品种交易释放系统灵活调节能力 [5] - 包含12章67条规范市场成员品种功能费用分担市场衔接等全流程要求 [6] - 重点支持新型主体参与统一费用补偿原则明确跨区市场衔接思路 [7] 规则五大创新方向 - 顶层设计：构建市场建设框架细化设计方式允许按需选择交易品种 [8] - 统一规范：按功能分有功控制无功控制事故处置三类规范定义与交易方式 [8] - 费用传导：明确费用构成与计算方法制定补偿标准及用户侧传导机制 [9] - 主体扩容：赋予储能虚拟电厂等公平地位激发源网荷储各环节调节潜力 [9] - 流程标准化：覆盖从方案制定到正式运行全流程确保市场建设有序可行 [9]