31 第五章 辅助服务市场 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 13 新版“两个细则”呼应新型电力系统建设，新增适应新能源发展的辅助服务品种 ...... 32 14 调峰辅助服务融入现货市 调峰辅助服务融入现货市场，调频、备用辅助服务市场化发展，其他辅助服务品种补偿 机制优化调整. ............................................................................................... 33 15 辅助服务供给主体扩维，服务成本开始向下游传导 ................................... ........... 35 16 辅助服务市场利好新型储能，但难以成为其主要收入来源.. .................................. 36 第六章 容量市场与容量补偿机制 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 17

11 市场机制、配套政策及典型实践 11 中国平衡机制建设情况及海外 经验带来的启示 14 2.2 应对超短期灵活性需求提升的 辅助服务市场 15 典型挑战 15 市场机制、配套政策及典型实践 15 中国辅助服务机制建设情况及 海外经验带来的启示 17 2.3 应对多重市场营收风险的保障机制 18 典型挑战 18 市场机制、配套政策与典型实践 方式。第一章介绍了过去十年间全球及中国可再生能 源的发展趋势。第二章梳理了全球可再生能源发展 历程中的关键共性问题和典型市场机制设计。第三章 选取了中国八个典型省（市、地区）电力市场，围绕电 能量、辅助服务、容量和绿电交易四个方面的关键市 场机制进行了总结。在研究的基础上，第四章进一步 讨论了中国绿色电力市场建设的挑战，并提出相关政 策建议与企业建议，为未来市场建设提供参考。 主要发现 ● 量参与市场，亦有省份试点政府授权合约或 长期购电协议等配套机制。 ○ 建立/参与本省/区域的辅助服务市场。推动 调峰市场与现货融合，并鼓励新型主体提供 辅助服务。在参与主体、出清规则、价格区 间等方面，各省调频辅助服务市场存在差 异。部分省份探索了爬坡等辅助服务品种， 或将需求响应纳入辅助服务管理。 ○ 创新设计与开展多样化灵活的交易和消费 机制。包括因地制宜开展省间和省内绿电交

输配电价回归电网业务成本，线损费用和系统运行费用在电费中单列 � � � � � 26 05 煤电容量电价机制出台，重构发用电双方电费结构，支撑煤电角色转型 � � � � 31 06 辅助服务市场价格机制得到规范，新能源和储能主体或需调整市场策略� � � 35 07 新能源市场化交易规模增加，“报量报价”电量继续走低，新能源项目收益 在现有市场规则设计下有保障，但长期面临市场化程度更高的价格冲击 推动电力系统低碳转型、支撑新型电力 系统构建的新任务。 过去一年，电力市场化改革全面推进，电力价格体系得到细化和完善，电力的商品属性进一步还原。在全国层面， 输配电价、电力现货市场、容量电价、辅助服务市场等各方面的政策或规则均在近一年内完成了重要更新，深刻影 响了工商业电力价格组成和价格形成模式（图表1），逐步搭建起面向新型电力系统构建和高比例可再生能源接入 的市场体制和价格体系。 工 一步推动煤电功能由提供电能量 向提供支撑调节能力转型。 建立健全辅助服务市场价格机制，提升电力系统调节能力。2024年2月，国家发展改革委和国家能源局就建立健全 电力辅助服务市场价格机制发布通知，规范全国各省和区域辅助服务市场的服务品种设置、交易机制设计和价格 上限设定，明确各地辅助服务费用的传导机制，促进电能量市场与辅助服务市场的统筹衔接，以适应新型电力系统 发展需要。 落基山研究所

................. 48 7.5 电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价格差异 ................................49 7.6 起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综合能源服务开发................50 7.7 分布式交易平台试点迟迟未定 ....................................... ..................52 8.2 加强对增量配电网开展综合能源服务的扶持和管理 ........................53 8.3 加快推进电能量现货市场和辅助服务市场建设 .................................54 8.4 向增量配电网的综合能源服务潜在用户提供需求引导 ......................54 展合同能源管理的综合能源服务企业资质审核不完善；（4）基于园区增量配电网依靠补 贴运营可再生分布式电源的模式不可持续；（5）电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价 格差异，综合能源服务运营模式受限；（6）起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综 合能源服务开发；（7）分布式交易平台试点迟迟未定；（8）综合能源服务技术储备和 用户能源管控意识仍较弱。 针对基于园区增量配电网的综合能源服务业态面临的挑战，本次研究提出以下建议：

市场、容量市场（或容量补偿）以及辅助服务市场的成熟度。从各地进展来看，现 货市场和容量补偿推进较快的省份，投资收益表现明显优于其他地区。例如山东、 内蒙古等地，现货峰谷价差与容量补偿均已落地，独立储能项目 IRR 可达 7%-16%， 投资吸引力显著提升。辅助服务市场方面，尽管国家已出台相关规则（如 196 号 文 3），但不同地区的品种开放、考核口径和交易机制仍有较大差异，部分省份辅助 服务尚处探索阶段，短期内对收益贡献有限。 分布式）之间存在显著分化。表前市场更侧 重于容量补偿、现货交易与辅助服务的政策支持，是近期政策推动和市场投资的重点。 表后市场则以峰谷套利、需量控制、需求响应和虚拟电厂等多元机制为主，受地区 分时电价、负荷结构和地方激励政策影响较大，经济性和收益表现波动性更强。 随着电力市场化改革深入和区域政策加快落地，储能收益结构由价差套利单一 模式向容量补偿、辅助服务、多元市场收益转变。政策进度快的区域，项目现金流 的确定性有明显提升，也带动社会资本和金融机构积极入场。 本章将依次介绍储能的主要盈利模式、梳理各地政策落实进展，并综合展示不 同省份储能项目的收益结构格局。 10 国家发展改革委 , 国家能源局 . 关于建立健全电力辅助服务市场价格机制 的通知 : 发改价格〔2024〕196 号 [A]. 北京 : 国家发展改革委 , 2024. 15 Green Finance Supporting the Accelerated

280(上浮-15%) 全面豁免 接入220kV及以上 电网，优先参与调 频辅助服务 3360 江苏 250(上浮-24%) 全面豁免 虚拟电厂聚合储能 可额外享受10%容 量补偿 3000 (三)政策对储能项目的核心影响(盈利+合规双维度) 1.盈利层面：从“单腿走路”到“三维盈利”,经济性显著提升 新政建立的“容量电价+电能量市场+辅助服务”三元收益模型，彻底改写行业盈 利逻辑，全国约70%省份独立储能叠加容量电价后从亏损转盈利， 解决“盈利不稳定”痛点， 提供基础现金流保障。 (2)电能量市场：弹性收益，占比30%-40%,2026年用户侧分时电价与现货市 场挂钩，峰谷价差有望扩大至0.8-1.2元/kWh, 套利空间提升。 (3)辅助服务：增值收益，占比10%-20%,调频、调峰、备用等补偿标准提升， 构网型储能收益优势明显。 2.合规层面：门槛提升，“纳规+达标”是前提 省级储能项目库成为唯一入场券，必须纳入省级新型储能项目库，方可备案、接 难以盈利(仅靠容量电价勉强维持)。2026年现货市场价格波动加剧，进一步放大套 利弹性与风险。 4、辅助服务市场规则(权重10%):调频、调压、黑启动等补偿标准，以及调度 调用优先级，决定增值收益空间。具备构网能力的储能电站在调频服务中，响应时间 每缩短100毫秒，补偿系数可提升8%-10%,优质项目辅助服务年收益可达300-1500 万元/100MW。 5、充放电次数限制(权重5%):内蒙古、湖北等省份规定日内全容量充放电≤

全国调节能⼒达到2000万千⽡、2030年达 到5000万千⽡。 技术层⾯ 虚拟电⼚运营需具备聚合调控、交易执⾏和 实时控制等核⼼能⼒，并建⽴安全可靠的技 术平台。 市场⽅⾯ 虚拟电⼚作为独⽴主体进⼊电⼒现货、辅助 服务和需求响应市场，盈利模式涵盖市场交 易收益和政策补贴等。 虚拟电⼚作为新型电⼒系统的重要组成，正在中国迎来快速发展。本⽂对我国虚拟电⼚的发展现状、政策环境、核⼼技术能⼒、市场机制、典型案例及未 在中国电⼒市场体系中，虚拟电⼚已被定位为独⽴的市场主体和经营主体。根据国家能源局发布的《电⼒市场 基本规则（试⾏）》和监管办法，虚拟电⼚在满⾜注册和技术要求后，可以以独⽴主体⾝份参与电⼒中⻓期交 易、现货交易和辅助服务交易等各类电⼒市场。 准⼊条件 具体准⼊条件包括符合电⼒市场会员注册的资质要求，以及相应市场对于容量精度、出清节点等⽅⾯的技术准 ⼊标准。监管机构⿎励各地在虚拟电⼚发展初期适当放宽准⼊⻔槛，并根据运⾏情况逐步优化提⾼。 可以代理分布式电源和⽤⼾在市场中买卖电⼒。这⼀严格的准⼊与测试流程在⼴东等地的细则中已有明确规定，整个 周期约需12个⽉以上。 此外，监管办法还针对虚拟电⼚的市场⾏为制定了考核机制，例如在华北调峰辅助服务市场中，对因虚拟电⼚⾃⾝原 因造成实际执⾏与调度计划偏差超过30%的时段，将取消该时段的调峰费⽤结算。这些措施保证了虚拟电⼚进⼊市场 后的公平和履约可靠性。 运营模式与盈利路径 综合能源服务模式

系统、视频监控系统、调度通讯系统、安全监测系统等；执行层 主要包括生产管理、机电管理、安全管理、经营管理、节能与环 保管理、安全与职业健康管理等；决策层主要包括：智能控制、 智能管理、智能分析、辅助决策等。 8 图 2 选煤厂智能化建设参考技术架构 2.选煤厂智能化建设技术路径 第一阶段：重点开展智能化选煤厂标准建设、关键技术攻关、 基础装备完善工作，适时进行成熟技术推广，开展示范工程建设。 分类、 分析、挖掘、融合处理等功能，实现各系统之间数据的互联互通、融合 共享和时空分析。 （3）智能掘进系统 根据矿井掘进地质条件与工艺要求，因地制宜确定合理的掘 进技术与装备，配套高效的辅助作业系统，逐步实现掘支平行作 业；鼓励应用智能探测、自动定向及导航、巷道断面自动截割成 形、自动锚护、高效除尘等先进技术与装备，使掘进工作面生产 系统具有智能感知、自主决策和自动控制的功能，实现掘进迎头 根据煤层赋存条件、工作面设计参数、产能指标等要求，建 设不同模式的智能化采煤工作面：薄煤层和中厚煤层智能化无人 15 开采模式、大采高工作面人—机—环智能耦合高效综采模式、放 顶煤工作面智能化操控割煤+人工干预辅助放煤模式、复杂条件智 能化+机械化开采模式。其中，条件适宜的薄及中厚煤层实现智能 化少人开采，逐步推广应用采煤机自适应截割、液压支架自适应 支护、智能放顶煤、刮板输送机智能运输、智能供液、综采设备

新能源发电的出力稳定性及可预测性带来严峻挑战，同时极端天气也会增加用电负荷（特 别是温控负荷）的波动性和不确定性，源荷之间的匹配更加困难。省内抽水蓄能调峰资源 匮乏，电源侧、网侧调峰资源潜力有限，辅助服务市场机制尚未完善，省内风光新能源的 全额消纳愈加困难。未来五年，江苏将面临风光新能源的高效消纳和电力安全供应的双重 挑战。“早间、午间、下午、晚间”四个时段的平衡难度加大。预计 2030 年，早间光伏 （2）需求侧资源开发利用的政策不完善。近年来国家出台了一系列政策推动需求侧 管理的文件，但支持政策落实的细则及可落地的配套机制不足，政策多停留在导向层面。 （3）需求侧资源开发利用的市场机制仍待健全。目前，需求侧资源参与电力辅助服 务市场的准入条件、计量校验等规则尚不完善，参与比例较低，缺乏有效的激励机制和市 场机会，需建立可预期、可持续、可观的收益渠道，以推动需求侧资源的常态化运行。 （4）激励措施尚不足以激发用户 万千瓦，日可平移制冷电量潜力达到 2600 万千瓦时 [7]。 3.1.4 用户侧储能 用户侧储能通过充电放电，可以优化用户用电特性，在提升自身用能经济性的同时， 也可以作为一种灵活性资源参与需求响应、辅助服务等，获取额外收益。2023 年，江苏 需求侧资源潜力评估与开发利用路径 | 13 | 发改委印发《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的通知》，提出到 2027 年，全省用户侧新型储能项目规模达到