全国统一电力市场建设进展 - 全国统一电力市场体系加快构建 形成品类多元功能完善的电力市场 包含省内交易和省间交易 年度月度交易和日内实时交易 电能量和调峰调频备用等辅助服务品种 实现跨电网经营区常态化交易 [1] 电力市场规则体系完善 - 全国统一电力市场规则基本完备 构建"1+6"基础规则体系 以电力市场运行基本规则为基础 以电力中长期现货辅助服务三大交易规则为主干 市场注册计量结算信息披露作支撑 解决各地市场规则碎片化差异化问题 打破地方保护和省间壁垒 实现售电公司一地注册全国共享 [2] 电力市场规模与主体发展 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增长至"十四五"23.8万亿千瓦时 实现翻倍以上增长 占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年稳定在60%以上 相当于每3度电中2度通过市场交易形成 [3] - 发电侧煤电新能源发电气电核电水电全面入市 用户侧全部工商业用户进入市场 独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [3]

电力辅助服务市场基本规则发布 - 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》，旨在推进全国统一电力市场建设，规范市场运营管理[1] - 电力辅助服务定义为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，由可调节电力资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务[1] - 按照"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原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[1] 市场发展现状 - 全国已有16个省建立调峰市场，15个省建立调频市场，2个省建立爬坡市场，6个区域分别建立调频、备用、调峰等市场[1] - 2024年全国调峰市场中标电量达1204亿千瓦时，对促进新能源消纳发挥重要作用[1] - 电力辅助服务发展经历了无偿服务（2006年前）、计划补偿（2006-2014年）、部分品种市场化（2014年至今）三个阶段[2] 市场创新与主体扩展 - 将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体纳入辅助服务市场[2] - 强调各类具备提供电力辅助服务能力的经营主体平等参与市场，激发用户侧灵活调节潜力[2] - 作为全国统一电力市场"1+N"基础规则体系重要组成部分，实现中长期、现货、辅助服务的统一衔接[2] 后续实施计划 - 将指导各地制定实施细则，确保与《基本规则》要求一致[2] - 推动电力辅助服务市场与现货市场做好衔接[2]