电力辅助服务市场交易
市场交易机制，推动以市场化方式消纳分布式光伏发电电量，建立健全适应各类分布式光伏发电的市场交易机制，推动与集中式新能源发电同等权责分摊电力辅助服务等费用，确保市场主体公平;规范开发模式，明确分布式光伏
服务收益;鼓励储能电站参与电力调峰等所有辅助服务并获取辅助服务收益;鼓励储能电站参与电力现货市场交易，实现峰谷价差套利;鼓励储能电站通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式与新能源发电企业进行中
，自2023年以来，新能源项目决策阶段的经济性分析标准发生了转变，已将市场化交易比例、安全保障费、额外收入及辅助服务的考核费用等纳入考量范围。目前，新能源参与电力市场主要分为中长期市场交易和现货市场交易
有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。二、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
电力市场交易电量规模2800亿千瓦时(区内用户及工商业代理购电预计2713亿千瓦时，网损预计87亿千瓦时)，居民、农业用电228亿千瓦时。二、市场主体发电企业：符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组
用电之外，10千伏及以上全部工商业用户(含限制类)原则上要直接参与市场交易;进一步细化电力用户市场交易单元，若同一用户涵盖多个产品(行业)需要分别参与市场交易,须提交行业认定并明确不同行业电量的计量方式
指标，以系统总成本最小化为目标进行市场出清，即能得到满足安全、绿色目标约束的经济最优容量出清方案。在此基础上，现有电能量市场和辅助服务市场等几乎无需调整，适应新能源大规模发展的新型电力市场体系也将基本
创新商业模式以畅通其入市渠道，建议近期主要以虚拟电厂、负荷聚合商等模式，聚合分布式发电及储能、电动汽车、可调节负荷等资源，以聚合体方式参与电力市场交易，聚合体对外作为单一市场主体参与批发市场交易，对内
开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与
，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次指出“明确新型储能独立市场主体地位，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。”作为独立电力市场参与方
开拓及客户权益;共享收益，接入多项电力市场交易类型，应用电力系统及储能单元调节，参与调峰调频;共享服务，满足能源管理、并网售电、虚拟电厂、需求响应等其他服务。共享储能优势截至目前，已有山东、河南、浙江
，组织山东等地开展电力市场建设综合示范，推动电力中长期、现货、辅助服务有效衔接。深化南方区域电力市场机制，推进京津冀、长三角电力市场建设，推动华中等区域电力市场方案研究，完善跨省跨区市场交易机制，实现
交易电量持续上升。2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效
《电力企业信息披露规定》，《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》正在抓紧制定中。国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家能源局印发了《关于明确煤电容量
