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2024-02-27 10:06:55 泛能电力交易-刘老师2024年2月7日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），自2024年3月1日起实施。《通知》对调峰、调频、备用等辅助服务市场交易和价格机制进行了规范和明确。
重点措施摘录及解读如下：
01 优化调峰辅助服务交易和价格机制
（一）完善调峰市场交易机制。
电力现货市场连续运行的地区：
-完善现货市场规则，适当放宽现货市场限价，引导实现调峰功能。
-调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
-风电、光伏：原则上不参与调峰
-水电：研究适时推动参与有偿调峰
-其他机组：按规则申报分时段出力及价格，通过市场确定出清价格和中标调峰出力
区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
解读：现货价格可以引导调峰，用现货市场取代调峰市场，具体措施包括放宽现货市场限价。
（二）合理确定调峰服务价格上限。
各地统筹，原则上，调峰服务价格上限≤当地平价新能源项目的上网电价。
02 健全调频辅助服务交易和价格机制
（三）规范调频市场交易机制。
调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。
调频费用=出清价格×调频里程×性能系数
（四）合理确定调频服务价格上限。
调频性能系数=调节速率×调节精度×响应时间，或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。
原则上，性能系数≤2，调频里程出清价格≤0.015元/kW。
03 完善备用辅助服务交易和价格机制
（五）规范备用市场交易机制。
备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。
备用费用=出清价格×min{中标容量,实际备用容量}×中标时间。
（六）合理确定备用服务价格上限。
原则上，备用服务价格上限≤当地电能量市场价格上限。
04 规范辅助服务价格传导
（七）合理确定辅助服务需求。
可结合当地实际，探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限。
不得事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准。
（八）健全辅助服务费用传导机制。
用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。
电力现货市场未连续运行的地区：原则上，不向用户侧疏导辅助服务费用。
电力现货市场连续运行的地区：原则上，由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。
解读：未入市新能源将承担辅助服务分摊费用。
（九）规范辅助服务费用结算。
由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。各品种辅助服务补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。
05 强化政策配套
（十）推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。
各地按照国家有关规定确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定。
已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。
对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。
（十一）加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接。
（十二）健全辅助服务价格管理工作机制。
国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导，制定辅助服务价格相关政策；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定。国家能源局派出机构会同省级价格主管部门按照国家有关规定，提出辖区内辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、市场限价标准、费用疏导方式等实施方案，征求当地能源、电力运行等部门意见后，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。
各地要对照本通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，抓紧完善辅助服务价格政策和交易规则等，本通知下发后六个月内按程序重新明确辅助服务价格机制和水平。
（十三）加强市场监测和监督检查。
