储能提供辅助服务需按现货价格结算电能量电费，《电力辅助服务市场基本规则》征求意见

储能与电力市场获悉，10月10日，国家能源局综合司发布关于公开征求《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称“基本规则”）意见的通知。

在总体原则上，基本规则指出：按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动完善电力辅助服务市场建设。

包括储能、虚拟电厂在内的经营主体，可以提供电力辅助服务。各类具备提供辅助服务能力的经营主体平等参与辅助服务市场。

辅助服务品种包括有功控制服务、无功控制服务和事故处置类服务。其中有功控制服务包括调峰服务（仅限于现货市场未连续运行地区）、调频服务、备用服务、爬坡服务等。

在费用的形成和补偿结算方面，基本规则指出：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。

电力现货市场连续运行的地区，电力用户参与辅助服务费用分摊。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。

电力现货运行时，调峰辅助服务市场不再运行；调频、备用、爬坡等与电力现货市场独立出清，具备条件时联合出清。

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电力辅助服务市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构等。

其中，经营主体指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、储能、虚拟电厂等。

各类具备提供辅助服务能力的经营主体平等参与辅助服务市场。原则上获得容量电费的经营主体应当参与辅助服务市场提供服务。

提出辅助服务市场建设需求，拟订辅助服务交易品种，制定相关技术规范。

拟定辅助服务市场需求分析报告，报国家能源局派出机构。

根据电力调度机构拟定的辅助服务市场需求分析报告，分析论证其需求合理性。

会同省级价格、能源主管部门制定辖区内辅助服务市场交易品种、交易机制、价格机制、限价标准、费用传导方式等实施方案，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。

会同省价格、能源主管部门组织起草当地辅助服务市场实施细则，依据系统运行需要、辅助服务成本、历史数据调查、模拟测试结果及对电价的影响等，合理确定市场技术参数，并广泛征求意见，经市场管理委员会审议通过后，按程序印发实施。

另外，辅助服务市场应依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，协调做好相关市场运行工作。首次结算试运行和开始正式运行的时间间隔不小于1年。

辅助服务品种从功能上可以分为有功控制服务、无功控制服务和事故处置类服务。

有功控制服务：调峰服务（仅限于现货市场未连续运行地区）、调频服务、备用服务、爬坡服务等。其中：

基本规则指出：稳妥有序推动辅助服务价格由市场形成。

另外，需要注意的是：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。

具体的服务计费方式如下：

按照“谁提供、谁获利”的原则，公平合理给予经营主体辅助服务补偿。

按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，综合考虑经营主体和用户承受能力，建立辅助服务费用传导机制。

电力现货市场连续运行的地区，电能量费用与辅助服务费用独立形成，相关辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门根据具体情况确定。未开展现货市场或电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。

独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，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。

电力现货市场连续运行的地区，调峰、顶峰、调峰容量等各类具有类似功能的市场不再运行。调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场与现货市场可独立出清，具备条件时推动与现货市场联合出清。