辅助服务市场交易入门:调峰调频品种、报价策略与储能参与指南

当风电机组在深夜全力旋转、光伏发电在正午达到峰值，谁来保障电网的频率不偏、电压不降、功率不缺？答案是辅助服务。长期以来，这些电力系统的”稳定器”默默运行，发电企业将其视为成本中心。但随着2025年411号文的落地，辅助服务市场正经历一场深刻变革——调峰、调频、备用、爬坡四大品种全面市场化，储能、虚拟电厂等新型主体平等入场，费用从发电侧向用户侧传导。这意味着，维护电网稳定不再是纯粹的义务，而是一门可以精打细算的生意。本文将带你全面读懂辅助服务市场的交易规则、报价策略与储能参与路径。

一、辅助服务市场全景图：品种、规模与覆盖版图

1.1从”两个细则”到市场化定价

我国电力辅助服务的发展历程，可以划分为三个阶段：无偿服务期、计划补偿期、市场化定价期。早期，火电机组免费提供调峰调频服务，成本隐含在上网电价中。2015年电改启动后，各地陆续出台”两个细则”，建立起按效果补偿的计划机制。2024年2月，发改价格〔2024〕196号文首次系统规范了辅助服务价格机制；2025年4月，发改能源规〔2025〕411号文正式发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着辅助服务全面进入市场化新阶段。

411号文的核心突破体现在三个方面：一是明确品种体系，将辅助服务分为调峰、调频、备用、爬坡等市场化品种，以及无功支持、黑启动等非市场化品种；二是确立定价机制，按效果付费，调频按里程结算、备用按容量时间结算；三是打通费用传导，现货市场连续运行地区的调频、备用费用由用户侧与发电侧共同分担。

图1

1.2 市场规模：402.5亿元的大蛋糕

根据国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》，2024年全国电力辅助服务市场费用达402.5亿元，较2023年的约400亿元继续增长。其中，调峰服务费用330.4亿元，占比82.1%；调频服务费用68.9亿元，占比17.1%；备用服务费用2.9亿元，其他0.3亿元。从费用分摊看，发电侧承担了绝大部分——煤电分摊24%、风电分摊44%、光伏分摊19%、核电分摊8%；而用户侧仅分摊11.1亿元，占比2.8%，平均度电分摊价格为0.0008元/千瓦时。

这组数据揭示了辅助服务市场的两个特征：一是调峰服务是绝对主力，占比超八成，与我国新能源大规模并网带来的消纳压力直接相关；二是用户侧承担比例仍然偏低，随着现货市场全面推进，用户侧分摊比例有望显著提升。

1.3 覆盖版图：16省调峰、15省调频、2省爬坡

截至2024年底，全国已有16个省建立调峰市场、15个省建立调频市场、2个省建立爬坡市场，6个区域分别建立了调频、备用、调峰等市场。调峰市场覆盖省份包括四川、安徽、新疆、河北、湖北、湖南、广东、江苏、浙江、福建、云南、广西、辽宁、甘肃、山东、山西等；调频市场则主要集中在广东、山西、甘肃、山东、湖南、浙江、江苏、福建等电力市场化程度较高的省份。山东和甘肃率先开展爬坡辅助服务试点，探索应对新能源出力快速波动的市场化机制。

图2

值得注意的是，411号文明确要求：电力现货市场连续运行的地区，要完善现货市场规则，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。这意味着，随着现货市场全国推开，调峰市场将逐渐与现货市场融合，辅助服务市场的品种结构将发生根本性变化。

二、调峰市场深度解析：报价机制、结算规则与各省标准

2.1调峰市场的核心逻辑

调峰服务，是指经营主体为跟踪系统负荷的峰谷变化和可再生能源的出力变化，根据调度指令或出清结果调整发用电功率（包括设备启停）所提供的服务。通俗地说，就是在用电低谷时段，火电机组降低出力、储能设施充电、负荷聚合商增加用电，为新能源消纳腾出空间；在用电高峰时段，则反向操作，保障电力供应。

调峰市场的交易标的是调峰容量，以15分钟为最小交易时段。各省根据电网运行需要，按需启动市场。当燃煤机组和燃气机组的基本调峰能力用尽后，若负备用小于100万千瓦且存在清洁能源弃电风险时，即可启动调峰市场交易。

2.2 报价机制：分段报价与价格上限

调峰市场采用“按报价补偿”的价格机制，经营主体申报调峰容量和调峰价格，按报价由低到高排序出清，直至满足调峰容量需求。

不同省份的报价规则存在差异。以四川为例，燃煤机组申报价格上限为350元/兆瓦时，以基本调峰能力对应的最小技术出力为基础，最多分三段报价，每段价格非递减；燃气机组申报价格上限为80元/兆瓦时，不进行分档；独立储能、虚拟电厂申报价格上限同样为350元/兆瓦时，不进行分档。新疆的独立储能调峰补偿标准为0.55元/千瓦时（即550元/兆瓦时），放电按0.25元/千瓦时结算。

196号文对调峰价格设置了统一上限：原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。这一规定旨在防止调峰成本过高导致新能源消纳”得不偿失”。以江苏为例，调峰辅助服务市场价格上限为391元/兆瓦时；陕西、新疆等地原有的0.5元/千瓦时以上报价上限则面临下调。

2.3 结算规则：有效调峰电量与违约考核

调峰费用的结算公式为：调峰补偿费用 = 出清价格 × 有效调峰电量。有效调峰电量设置允许偏差系数，燃煤机组、燃气机组、独立储能为2%，虚拟电厂为20%。若未足额提供调峰服务，需承担违约责任：

违约费用 = max(调度要求电量 × (1-R) – 实际调峰电量, 0) × 出清价格 × 0.5

这一考核机制既保障了电网安全，又给予经营主体合理的容错空间。

2.4 各省调峰补偿标准对比

省份/区域	调峰价格上限	储能补偿标准	备注
四川	350元/MWh	350元/MWh	独立储能上限与火电一致
新疆	550元/MWh	0.55元/kWh充电补偿	放电按0.25元/kWh结算
江苏	391元/MWh	–	196号文后调整上限
南方区域	各地不同	充电补偿标准约0.336-0.454元/kWh	独立储能有前提条件
安徽	市场化出清	–	2024年10月调峰费用1.42亿元

三、调频市场与备用市场：里程计价与容量竞价

3.1 调频市场：按里程付费的精准激励

调频服务是电力系统频率稳定的”第一道防线”。当用电负荷突然增加或新能源出力骤降时，系统频率会下降；反之则上升。调频服务通过自动功率控制技术（AGC、APC等），实时调整有功出力，将频率维持在50±0.2Hz的允许范围内。

调频市场与调峰市场的最大区别在于计价方式。调频费用 = 出清价格 × 调频里程 × 性能系数。其中：

•调频里程：机组实际调节量（上调或下调）的累计值，单位为MW；

•性能系数（K值）：由调节速率、调节精度、响应时间三个参数综合确定，原则上不超过2；

•出清价格：市场竞争形成，196号文规定上限为15元/MW（即0.015元/kW）。

以南方区域为例，2024年调频辅助服务市场年出清均价为11.23元/兆瓦，年调频总里程约1.22亿兆瓦。随着2024年2月独立储能进入市场，市场竞争加剧，呈现出“量增价减”的趋势——平均出清价格同比下降11.9%，提供里程同比提升10%以上。

3.2 调频市场现状：规模有限、价格承压

尽管调频服务的技术门槛较高、单价不低，但其市场规模远小于调峰市场。以甘肃为例，调频辅助服务费用仅占全社会电费的0.8%，十座储能电站争抢年规模不足2亿元的市场。山西某50MW储能电站的调频收益，在196号文实施后从年均1800万元骤降至1100万元。

这揭示了一个现实：调频市场容易饱和，且价格面临政策上限的硬约束。对于储能投资者而言，单纯依赖调频服务难以支撑项目经济性，必须与调峰、容量租赁等品种组合。

3.3 备用市场：从”免费预留”到”有偿竞价”

备用服务是指为满足系统安全运行需要，经营主体通过预留发电能力，在系统运行需要时于规定时间内调整有功出力的服务。备用分为旋转备用（在线可立即响应）、非旋转备用（可在数分钟内启动）和替代备用（可在更长时间内替代故障机组）。

备用市场的计价公式为：备用费用 = 出清价格 × 中标容量 × 中标时间。价格上限原则上不超过当地电能量市场价格上限。目前备用市场规模较小——2024年全国备用费用仅2.9亿元，主要集中在南方区域等市场化程度较高的地区。随着新能源渗透率提升和系统对灵活性资源需求增加，备用市场有望快速增长。

3.4储能参与调频的报价策略

对于储能企业而言，参与调频市场需要把握三个关键点：

第一，性能系数是核心竞争壁垒。储能的响应速度（<2秒）和调节精度（>95%）远超火电机组，天然具备获得高K值的优势。在报价时，应充分利用性能优势，争取更高的性能系数。

第二，关注市场饱和度。在调频市场参与者较少的早期阶段，可以以较高价格申报；随着更多储能进入，需动态调整报价策略。

第三，与调峰市场做好时段衔接。白天新能源大发时段参与调峰消纳，夜间负荷平稳时段参与调频调节，可以实现”一份资产、双重收益”。

四、储能参与辅助服务实操：组合策略、注册流程与收益测算

4.1 组合策略：从单一品种到多品种叠加

储能参与辅助服务的最大优势在于快速响应和多场景适配能力。根据不同地区的市场规则和电源结构，储能可以采取四种核心策略组合：

图3

策略一：调峰+容量补偿（核心策略）。在现货市场未连续运行的地区，这是收益最确定的组合。以新疆为例，独立储能充电时获得0.55元/kWh的调峰补偿，放电按0.25元/kWh结算，同时还可享受容量补偿（2024年标准为0.16元/kWh放电量）。此外，新疆支持独立储能通过容量租赁回收成本，新能源企业和共享储能项目企业可按年度参考价（2023年为300元/千瓦·年）签订10年以上长期租赁协议。

策略二：调频+容量租赁（高价值策略）。在广东等调频价格较高的地区，储能可以争取5-15元/MW的调频里程补偿，同时通过容量租赁获取稳定现金流。这一策略适合调频市场需求旺盛、新能源配储政策明确的区域。

策略三：调峰+调频时段叠加（效率策略）。白天新能源大发时段参与调峰消纳，夜间负荷平稳时段参与调频调节。这一策略的核心是提升设备利用率，但需具备AGC能力且满足市场规则对叠加参与的要求。

策略四：现货+辅助服务全市场参与（进阶策略）。在现货市场连续运行的地区，储能可以参与电能量价差套利，同时在特定时段提供调频、备用服务。这一策略收益上限最高，但对交易能力和风险管控要求也最高。4.2 注册流程与技术门槛

根据411号文和各省份实施细则，独立储能参与辅助服务市场需满足以下条件：

•功率规模：最大充/放电功率不低于5-10兆瓦（各省要求不同，川渝市场为10MW及以上）；

•持续时间：持续充放电时间不低于1-2小时；

•计量要求：具备独立计量装置；

•技术规范：满足电网接入技术规范，具备AGC/APC功能（参与调频时）；

•市场注册：在电力交易机构完成市场注册，取得经营主体资格。

注册流程一般包括：提交申请材料→技术评审→签订并网协议→市场注册→参与交易。整个流程通常需要1-3个月。

4.3 收益测算：100MW/200MWh储能电站

以一个100MW/200MWh的独立储能电站为例，估算其参与辅助服务的年收益（保守情景）：

收益来源	单位收益	年利用水平	年收入（万元）
调峰服务	300元/MWh	200次×100MWh	600
容量补偿/租赁	200元/kW·年	100%	2000
调频服务	10元/MW里程	辅助收益	200-500
合计	–	–	2800-3100

需要指出的是，这一测算基于当前市场规则和价格水平。随着现货市场推进和更多储能入市，调峰、调频价格均面临下行压力。储能项目的经济性将更加依赖于多品种组合能力、交易操作水平和成本控制能力。

五、川渝一体化调峰市场：跨省互济的标杆案例

5.1从水火互济到多品种协同

2025年5月30日，川渝一体化电力调峰辅助服务市场正式启动年度交易。首周即有140余家经营主体参与申报，包括水电企业88家、光伏发电15家、风电企业19家、火电企业11家、新型储能企业6家、抽水蓄能企业1家，累计成交电量332.4万千瓦时。这一数据相当于2024年全年成交总量的三成，充分展现了市场的活力和潜力。

图4

川渝调峰市场的升级亮点体现在三个方面：

一是成交时段更全。新版规则优化了省间省内市场衔接机制，首次实现全时段开市，促成夜间低谷时段成交，改变了以往仅在白天部分时段开市的局限。

二是交易主体更多元。改变了原有的水电、火电单一互济模式，水火风光储和抽蓄均有参与市场申报，形成了真正的多品种协同格局。

三是开市时间更早。 2025年实现市场运行4年来最早开市，较往年大幅提前近一个月，反映出市场需求的增长和规则优化的效果。

5.2跨省互济的价格信号

川渝一体化调峰市场的运行规则明确：在全年范围内全时段按需开展。当某一省级电网预测调峰资源不足或短期内有弃电风险时，相应省级电力调度机构向区域电力调度机构申请，区域电力调度机构及时启动市场。

省（市）内调峰资源优先满足本省（市）内调峰需求，富余能力参加市场交易。这一”先省内、后跨省”的优先级安排，既保障了本地电网安全，又通过价格信号引导资源在更大范围内优化配置。

参与川渝调峰市场的储能门槛为：充电功率10兆瓦及以上，持续充电时间2小时及以上。市场提供方包括燃煤火电机组（100MW及以上）、独立储能、抽水蓄能电站，以及已完成市场注册的虚拟电厂和负荷聚合商。

5.3下一步：向川渝藏一体化迈进

华中能源监管局明确表示，下一步将推进将西藏纳入川渝调峰市场，推动市场向川渝藏日前日内水火风光储多向互济迈进。这意味着川渝调峰市场将从两省市联动扩展为更大范围的区域市场，为储能等灵活性资源提供更广阔的舞台。

六、总结与展望：辅助服务市场的四大趋势

回顾2024-2025年辅助服务市场的演变，可以清晰看到四条主线：

第一，市场融合加速。随着现货市场在20余个省份推进，调峰市场将逐步退出历史舞台，其功能由现货市场的峰谷价差替代。调频、备用、爬坡将成为辅助服务市场的核心品种。储能投资者需要密切关注当地现货市场建设进度，提前调整策略。

第二，新型主体入场。 411号文首次将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等明确列为辅助服务市场的经营主体。截至2024年底，我国电化学储能累计装机已达62.13GW/141.37GWh，这些资产的入市将深刻改变市场竞争格局。

第三，费用向用户侧传导。 2024年用户侧仅分摊2.8%的辅助服务费用，随着现货市场全面运行，用户侧分担比例将显著提升。这一变化体现了”谁受益、谁承担”的市场化原则，也将倒逼用户侧提升用电灵活性和能效水平。

第四，区域市场扩容。从川渝一体化到潜在的川渝藏一体化，辅助服务市场正在从省级向区域级、全国级演进。对储能企业而言，这意味着更大的市场空间，但也对跨区域交易能力和调度协调能力提出了更高要求。

对于计划进入辅助服务市场的储能投资者，建议遵循”摸清规则→选好策略→控制成本→动态调整”的四步走路径。辅助服务市场不是一夜暴富的赛道，而是一场考验专业能力和战略耐心的长跑。但在新型电力系统建设的大潮中，这无疑是储能资产价值变现最重要的舞台之一。

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