Ø市场成员：1.经营主体（满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、储能、虚拟电厂等。）2.电网企业。3.市场运营机构。
辅助服务种类：1.有功控制服务。包括调峰服务（仅限于现货市场未连续运行地区）、调频服务、备用服务、爬坡服务等。2.无功平衡服务，即电压控制服务。3.事故处置类服务。包括黑启动、转动惯量、切机、切负荷等
Ø费用机制：通过市场交易方式形成辅助服务费用，提供辅助服务过程中产生的电能量费用，按现货市场价格结算，未开展现货市场地区按中长期交易规则结算。按照“谁提供、谁获利”的原则，依据市场规则和出清结果予以补偿。
Ø成本传导机制：按照“谁受益、谁承担”原则分摊。开展现货地区，用户侧疏导成本：电 能量费用与辅助服务费用独立形成，相关辅助服务费用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。未开展现货市场或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。此外，明确独立储能等费用分摊机制。独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。同时规则中明确辅助服务过程中的电能量费用需按现货价格结算，电价波动或提升独立储能等成本风险。
Ø市场衔接：开展电力现货市场地区，调峰、顶峰、调峰容量等不再运行。调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场与现货市场可独立出清，具备条件时推动与现货市场联合出清。
END
具体分析详见国盛证券研究所2024年10月11日发布的
《电力辅助服务市场基本规则》征求意见，持续看好灵活性调节资源
张津铭 执业证书编号：S0680520070001
高紫明 执业证书编号：S0680122080009
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