电力辅助服务市场规则发布，灵活性调节资源储能运营、虚拟电厂或优先受益

2024-11-03 19:52 陕西

据国家能源局消息，国家能源局于10月8日公开征求《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》意见。

上述意见稿主要将规范电力辅助服务市场运营管理，优化各类辅助服务价格形成/费用传导机制，推动完善电力辅助服务市场建设。

本次政策为前期通知的初步落地版本，今年2月发改委与能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确辅助服务价格机制。业内人士认为，此次政策为辅助服务政策的初步国内统一落地版本，未来后续各省份有望据此制定省内针对性细则。

此次内容明确了电力辅助服务市场主体、服务类型、费用方式。其中，虚拟电厂及储能，参与主体要求具备可观、可测、可调、可控能力，包括火电、水电、储能、虚拟电厂等，独立主体地位是参与交易的前提，储能和虚拟电厂盈利模式得到保障。服务类型包括有功控制服务、无功控制服务和事故处置类服务，黑启动等事故处置类服务亦被提及。

辅助服务费用确认与前期无异，性能指标是差异化重点，调峰服务费用根据市场竞争确定，或出清价格和启停次数计算。调频服务费用为调频里程、性能系数、出清价格三者乘积。备用服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积。爬坡服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积。调节速度及达成时间影响辅助服务收益。

限制辅助服务上限或可规范新能源承担成本，灵活性调节资源受益更明显。调峰价格方面，上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，或协助降低新能源电站辅助服务成本，提高储能和虚拟电厂等灵活性调节资源的市场参与度积极性。从提供主体的收入角度来看，虽然辅助服务费用可能较之前有所下降，不能超过新能源项目的发电价值，但火电机组预计会相机决策参与辅助服务市场，在新能源满发或者不发时提供性价比更高的辅助服务。储能与虚拟电厂等具有“发用一体”性质的主体，未来有望通过成本优势增厚运营利润。

储能领域主要内容包括：价格结算规则进一步明确：储能经营主体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。独立储能分摊辅助服务费用：独立储能需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。

需求端看，当前国内大储项目收入仍以容量租赁为主，辅助服务收入系重要新增收入来源，各省辅助市场运行后将明显提振大储（特别是独立储能）项目 IRR，内生性配储需求有望释放。供给端看，本次文件明确储能参与辅助市场电价与现货市场挂钩，对储能电站实际运营能力要求提升，或推动竞争要素由“成本”向“产品+服务+成本”转变，头部公司产品迭代与规模优势或持续放大。

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