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]

文 | 国家发展改革委 4月29日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《电力辅助服务市场基本规则》，规则规定了储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等 新型经营主体可参与电力辅助服务市场，电力辅助服务市场品种主要包括调峰服务、调频服务、备用服务、爬坡服务等。 电力辅助服务市场是指经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相应收益的市场运行机制。 市场成员： 经营主体、电网企业和市场运营机构等。 经营主体： 发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。 费用产生机制 调峰服务费用 根据出清价格、中标调峰出力和实际调峰出力计算，或者出清价格和启停次数计算。 调频服务费用 根据调频里程、性能系数、出 清价格等要素计算。 备用服务费用 根据中标容量、中标时间、出清价格等要素计算。 爬坡服务费用 根据中标容量、中标时间、出清价格等要 素计算。经营主体提供辅助服务过程中产生的 电能量费用 按照电能量市场规则结算。 费用传导机制 按照"谁受益、谁承担"原则，结合电力现货市场建设情况，建立电力辅助服务费用传导机制。 电力现货市场未连续运行的地区 ，原则上不 ...