电力市场体系建设优化 - 加强中长期与现货市场交易机制衔接 动态调整中长期交易签约比例要求并完善限价机制 减少趋势性价差影响市场公平交易[3] - 加强电能量与辅助服务市场衔接 推动调频备用等辅助服务与电能量市场联合出清 提升电力系统整体运行经济性[4] - 加强批发与零售市场衔接 通过线上交易平台和零售套餐优化 实现改革红利向终端用户有效传导[4] - 完善新能源入市机制并推动新型主体参与市场 建立可靠容量补偿机制 挖掘各类资源调节潜力服务新型电力系统建设[5] 市场运营管理强化 - 规范市场运营机构信息披露机制 建立全流程标准化管理 强化技术支持系统承载能力[6] - 规范市场干预机制 明确干预启动条件实施主体和处置流程 提升干预透明度减少不合理干预[7] - 强化市场秩序监管 应用穿透式数字化监管方式 维护公平竞争环境保护经营主体权益[7]

电力现货市场建设背景与进展 - 电力现货市场建设实现重大突破 山西 广东 山东 甘肃 蒙西 湖北和浙江七省区现货市场转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 年底前其余省区市现货市场也将陆续转入连续结算试运行 现货市场将基本实现全覆盖[3] - 电力市场优化资源配置 促进新能源消纳利用 保障电力供应安全的作用进一步显现[3] - 为深化能源体制改革 建设全国统一电力市场 国家发展改革委和国家能源局组织编制《电力现货连续运行地区市场建设指引》[3] 《指引》适用范围与编制原则 - 《指引》适用于电力现货市场已转入正式运行和连续结算试运行的省区市电力市场 其他地区可参考借鉴[4] - 编制坚持市场主导 因地制宜 统筹有序 安全可靠基本原则 聚焦省电力市场建设中的重点和共性问题[4] - 从引导规范 鼓励推广 前瞻探索三个方面对各地市场建设分类指导 对成熟举措复制推广 对试点举措鼓励借鉴 对深层次问题鼓励先行先试[4] 市场机制一体化设计 - 优化现货交易机制 提出新能源全面入市下的现货市场机制优化方向 完善各类市场经营主体参与现货市场机制[5] - 加快完善中长期交易机制 动态调整中长期交易签约比例 实现较短时间尺度中长期与现货限价范围贴近[5] - 健全电力辅助服务市场体系 完善调频辅助服务市场 探索建立备用 爬坡辅助服务市场 扩大参与辅助服务市场主体范围[5] - 研究建立基于可靠容量的补偿机制 建立可靠容量的评估机制和补偿机制 条件成熟时探索建立容量市场[5] - 打造规范透明的零售市场 丰富零售市场交易方式 促进批发与零售市场价格传导 提升零售市场透明度[5] 市场规范运营机制 - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 规范电力市场干预机制[6] - 持续提升市场运营能力 完善电力市场信息披露机制 加强市场运营业务流程标准化管理 提升市场技术支持系统水平[6] - 强化电力市场秩序监管 维护公平竞争市场秩序 营造良好外部环境并加强监管方式创新[6] - 强化组织保障 明确地方主管部门 派出机构 市场运营机构组织保障要求[6] 核心制度设计创新 - 推动各类交易品种一体化设计 对中长期 现货 辅助服务 容量等交易品种进行一体化设计 完善中长期交易机制 增加辅助服务交易品种 研究建立可靠容量补偿机制[8] - 促进中长期与现货 电能量与辅助服务 电能量与容量 批发与零售等市场机制有效衔接[8] - 推动各类经营主体同台竞争 坚持技术中立原则 以全面参与市场竞争为目标设计市场机制[8] - 适应新能源全面入市要求 提出日前市场交易组织优化方向 通过用户侧主体和新型经营主体报量报价参与现货市场 激发用户侧参与市场意愿 激活用电侧调节潜力[8] - 支持具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场 提升新型电力系统调节能力[8] - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 细化市场力的监测要素 监测指标 管控措施等内容[9] 政策实施与后续计划 - 国家发展改革委 国家能源局将做好《指引》宣传解读工作 指导电力现货市场连续运行地区有关部门和能源监管机构持续推进电力市场建设[10] - 将密切关注电力现货连续运行各地区电力市场建设情况 根据新形势新要求动态修订《指引》 健全和完善电力市场相关政策 加快建设全国统一电力市场体系[10]

电力辅助服务市场概述 - 电力辅助服务是保障电力系统稳定、促进清洁能源消纳的关键，是能源绿色转型的重要支撑 [1] - 国家相关部委近期出台系列政策，明确电力辅助服务市场在电力市场体系中的核心地位，旨在健全市场化价格机制 [1] - 电力辅助服务分为三大类：有功平衡服务、无功平衡服务和事故恢复类服务 [2] - 随着储能、虚拟电厂等新技术的应用，电力辅助服务的服务主体与服务内涵在不断拓展 [2] 电力辅助服务特性 - 具有公共产品属性，作用覆盖整个电力系统，对维持系统整体稳定至关重要 [3] - 成本构成复杂，因服务类型与技术路径的不同而存在显著差异 [3] - 具有级联特性，同一类辅助服务下的不同品种存在级联关联特性 [3] - 全球电力辅助服务市场呈现高度集中格局，PJM、ERCOT、CAISO等主要市场运营商合计份额约占全球的21% [3] 中国电力辅助服务市场现状 - 起步较晚但市场化进程迅速推进，已设立16个省级调峰市场、15个省级调频市场及2个省级爬坡市场 [4] - 在华东、华北等六大区域层面构建了覆盖调频、备用与调峰等服务的市场机制 [4] - 面临品种定义不一致、市场分割等问题，阻碍资源跨区优化 [5] - 辅助服务与电能量市场出清方式有待耦合，大部分地区仍采用独立出清模式 [6] - 市场化辅助服务品种相对单一，非现货试点区域仍采用固定补偿模式 [7] - 灵活性资源参与不充分，市场潜力远未被充分激活 [8] 政策建议 - 推动顶层设计和实施细则的规范统一，明确辅助服务市场在增强电力系统综合调节能力方面的核心作用 [9] - 推动辅助服务市场与电能量市场的联合出清，通过统一优化精准发现各类服务的真实边际价值 [10] - 因地制宜探索辅助服务新品种，如新能源富集区引入"爬坡"服务，频率波动较大地区推广快速调频服务 [11] - 完善市场机制与报价模式设计，促进灵活性资源参与，构建多层次、多品种的市场机制 [12]

电力市场计量结算基本规则核心观点 - 国家发改委、能源局印发《电力市场计量结算基本规则》，旨在加强全国统一电力市场计量结算管理，维护市场秩序和成员权益 [2][7] - 规则明确电力市场结算包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易三类，结算周期原则上以自然月为单位 [8][9] - 引入"日清月结"模式：现货市场连续运行时按日清分、按月累计结算；非连续运行时按最小交易周期清分后按月结算 [11][12] - 首次将虚拟电厂、新型储能等新型经营主体纳入结算体系，要求以市场主体为单元开展结算 [9] 结算体系架构 结算分类与周期 - 电能量交易结算：现货市场未连续运行时按月结算，连续运行时采用"日清月结"模式 [11][12] - 电力辅助服务结算：按辅助服务市场规则周期清分后按月结算 [12] - 容量交易结算：单独设立结算科目，与其他交易品种独立计算 [11] 计量标准 - 统一度量单位：电量用兆瓦时（保留3位小数）或千瓦时（整数），电费用元（保留2位小数） [12] - 最小结算时段依据计量数据、交易合同、出清结果等确定，每个时段费用单独计算 [10] 市场主体权责划分 电网企业 - 负责电费账单编制发行、资金收付及欠费催缴，需在每月第10个工作日前完成账单发行 [33][42] - 承担计量装置安装维护责任，需建设自动化系统实现远程采集，数据误差超过标准时由产权方承担校核费用 [20][22] 电力交易机构 - 负责汇总基础数据并编制结算依据，每月第5个工作日发布核对版，第8个工作日发布正式版 [38][39] - 需组织零售合同签订，售电公司批发与零售市场费用需分开结算 [34] 发电企业与用户 - 发电企业需在收到电费账单后5个工作日内开具发票，电网企业需在发票开具后5-10个工作日内完成支付 [43][44] - 用户逾期未缴费将纳入征信系统，电网企业可依法中止供电 [35] 特殊情形处理 - 数据异常处理：计量数据缺失时需在下一结算周期补全，追退补追溯期不超过12个月 [26][48] - 争议解决机制：市场主体可通过市场管理委员会调解，或向监管机构申请仲裁 [41][52] 实施安排 - 规则自2025年10月1日起施行，有效期五年，由国家发改委、能源局负责解释 [43][55][56] - 覆盖国家电网、南方电网及华能、大唐等12家大型电力集团，以及各省能源主管部门 [44]

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]

电力辅助服务市场基本规则发布 - 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 [1] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，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 [1] - 部分地区正积极引导独立储能、虚拟电厂等新型主体参与辅助服务市场 [1] 电力市场发展现状 - 截至2024年底，全国电力装机容量首次突破30亿千瓦 [1] - 风电与光伏装机容量超过14亿千瓦 [1] - 河北、吉林、江西等11个省份的新能源装机已超过常规电源成为当地第一大电源 [1] 规则实施意义 - 这是国家层面首次出台电力辅助服务市场基本规则 [1] - 新规则将促进形成市场化电力系统灵活性资源配置新局面 [1] - 有助于匹配未来高比例新能源供给消纳对系统调节的新要求 [1]

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]