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市场交易电量不断扩大，可能进一步拉低火电平均上网电价水平，对新能源企业保量不保价部分电量盈利空间带来影响;二是当前新能源参与电力辅助服务市场模式尚不明确，以风电、光伏发电为代表的新能源发电企业仅能作为
。市场初期，新能源可以考虑按照报量不报价的形式参与现货交易，作为市场价格接受者优先出清;市场成熟后，结合当地实际有序安排新能源以报量报价形式参与现货市场交易。完善电力辅助服务市场机制，鼓励新能源企业开展

多用电，不仅能达到促进新能源消纳的目的，还可以降低企业用电成本，形成多方受益的良性循环。据了解，甘肃为发挥大范围优化配置资源平台作用，还推动地市层面参与电力辅助服务市场。如甘肃电力需求侧辅助服务
错峰生产用户开展用户侧调峰为例，通过在新能源大发时开启21万千瓦负荷，增加新能源消纳电量约270万千瓦时。用户侧参与电力辅助服务扩围在业内人士看来，用户侧参与调峰辅助服务市场是完善电力市场、促进

。国家能源局去年底通报的《2019年上半年电力辅助服务有关情况》显示，从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%，各地辅助服务市场的辅助服务提供方以火电
建立并完善电力辅助服务市场及市场化电价形成机制，针对灵活性电源、电化学等储能装置出台容量电价，进一步提高灵活性调节电源以及储能装置建设的积极性，持续提高电力系统的调峰能力。此外，风光等新能源本身也

调峰、跨省调峰交易工作，通过市场手段提高电源侧调峰能力，把握电力交易、电力现货和东北电力辅助市场的政策和规则，利用现有输送通道和路径，开展各类电力交易和辅助服务市场，实现电力资源跨省区的优化配置，最大限度为新能源消纳提供空间，减少弃风、弃光情况的发生。