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辅助服务市场现阶段主要开展调频辅助服务交易。推动第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易，推进备用等辅助服务的市场化，并在限价和运行等方面做好衔接，具备条件时与现货电能量市场融合或联合出清。(第三方独立主体：独立储能电站、虚拟电厂、电力用户、负荷聚合商等)点击查看原文

4730万元，单价0.946元/W；中标候选人第 3 名正泰新能，投标报价4370万元，单价0.874元/W。据悉，本项目在招标时明确N型单玻综合单价最高限价（含税）1.00元/瓦；N型双玻综合单价最高限价
名上迈(镇江)新能源，投标报价730万元，单价1.46元/W；中标候选人第 3 名赛拉弗，投标报价810万元，单价1.62元/W；本项目在招标时轻质光伏组件综合单价最高限价（含税）2.00元/瓦。

现货市场规则，适当放宽市场限价，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。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与
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

特点，加快推进完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑电力供需情况，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用
。国家能源局派出机构应会同各地能源主管部门充分考虑新型储能特点，加快推进完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑电力供需情况，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿