导读：上期我们拆解了虚拟电厂如何在现货市场报量报价套利。本期聚焦另一条更稳健的收益线——辅助服务市场。调频、调峰、备用……这些词汇在政策文件里随处可见，却让不少运营商摸不着头脑：究竟哪个品种适合我？怎么报价？收益能有多少？本文从国家顶层规则出发，横向比较十余个省级市场，给出可落地的操作框架。

一、政策背景：辅助服务市场为何成为VPP的第二战场？

1.1 系统侧：新能源大规模并网带来”调节真空”

过去十年，风电、光伏装机飞速增长。截至2025年底，全国新能源装机规模突破14亿千瓦，占总装机比例超过50%。然而，风光资源的”靠天吃饭”特性，给电网调度带来了前所未有的挑战：

• 调峰压力：
  
  午间光伏大发、夜间风电出力，但负荷曲线并不与之同步，系统需要大量可快速调节的资源来填补峰谷落差；
• 调频压力：
  
  传统火电机组的频率响应能力（旋转惯量）是天然的频率调节器，而新能源大量替代火电后，系统惯性持续下降，电网频率稳定越来越依赖主动调节；
• 备用压力：
  
  极端天气、设备故障导致的突发功率缺口，需要随时待命的备用容量。

这三大调节需求，催生了庞大的辅助服务市场。根据2023年数据，全国电力辅助服务费用已超过600亿元/年，比2019年同期翻了一倍多，占电费总量比例升至约2.2%。随着新能源占比进一步提升，这一规模到2030年预计将突破2000亿元。

1.2 政策侧：顶层框架从”补偿制”跨入”市场化”

辅助服务市场的发展历程可以用三个关键节点概括：

两份最新顶层文件内容如下：

《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，2024年3月1日起执行）：确立”谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”原则；明确调频里程价格上限不超过0.015元/kWh，性能系数上限不超过2；调峰价格上限不高于当地平价新能源上网电价；备用价格上限不超过电能量市场价格上限。

**《电力辅助服务市场基本规则》**（发改能源规〔2025〕411号，2025年4月29日发布，有效期五年）：这是首部辅助服务市场专项”基本规则”，与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》并列为三大交易品种顶层设计。核心突破在于：首次明确储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体的平等市场地位，赋予其与传统发电企业同等的参与权利。

1.3 VPP侧：辅助服务是比现货更稳定的收益底仓

对虚拟电厂运营商而言，辅助服务市场与现货市场的定位截然不同：

• 现货市场：
  
  收益弹性大，但需要精准的价格预测能力，价格波动风险高；
• 辅助服务市场：
  
  收益来自系统调节需求，需求相对确定，尤其是调频市场——系统调频需求全天候存在，储能类VPP一旦具备快速响应能力，可以享受稳定的里程补偿收益。

两类市场形成互补：辅助服务打底仓，现货套取超额收益，是目前主流VPP商业模式的基本逻辑。

二、辅助服务核心品种精读

《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）将辅助服务品种划分为四大类：

2.1 调频服务：VPP最适合的主战场

定义：减少电网频率偏差，通过AGC（自动发电控制）或APC（自动功率控制）调整有功出力。分为：

• 一次调频：
  
  响应频率偏差，自动调整出力（毫秒级）；
• 二次调频：
  
  响应AGC指令，实现分钟级功率调节；
• 爬坡辅助：
  
  快速响应净负荷短时大幅变化，秒级到分钟级。

为什么调频是VPP的主战场？

储能资源最核心的优势恰好是调频所需的：响应速度快（毫秒级）、调节精度高（±1%以内）、可双向调节（充放兼顾）。这些特性让储能型VPP在性能指标竞争中大幅优于火电机组，直接反映到调频性能系数（K值）上。

调频收益计算公式：

调频费用 = 出清价格 × 调频里程 × 性能系数（K值）

K值是最关键的杠杆变量：性能越优秀，K值越高，收益成倍放大。

各地调频里程价格横向对比（2025年）：

关键提示：内蒙古、山西等早期建立市场的省份，在2024年国家上限出台前已形成较高价格，现有规则明确”按程序修订”，短期内高价格仍可维持。

四可能力是准入前提：提供调频服务的VPP，必须具备可观测（遥测）、可测量（计量）、可调节（控制指令下发）、可控制（执行）四项基础能力。这四项能力的认证是参与辅助服务市场的硬门槛。

2.2 调峰服务：从”刚需”走向”淡出”

定义：跟踪系统负荷峰谷变化，调整发用电功率，包括设备启停。

政策走向是本专题最重要的判断之一：发改价格〔2024〕196号和发改能源规〔2025〕411号均明确指出——现货市场连续运行的地区，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行，调峰功能转由现货市场的电能量价格信号来实现。

这意味着：调峰市场是过渡性安排，随着现货市场逐步扩大，各省调峰市场将陆续退出。

当前仍在运行的调峰市场（以现货未连续结算地区为主）：

负荷类VPP参与调峰的注意事项：四川细则明确，负荷类虚拟电厂不参与低谷调峰市场（低谷调峰主要是需要充电/减少发电，负荷类本身就是用电主体，逻辑上不适合参与低谷填谷的充电侧竞争）。负荷类VPP更适合参与迎峰度夏的削峰需求响应。

2.3 备用服务：容量电费的另一个来源

定义：预留调节能力，在系统需要时于规定时间内调整有功出力。

两种备用类型：

• 旋转备用（热备用）：
  
  在线机组预留可快速加减的容量，响应时间秒级到分钟级；
• 非旋转备用（冷备用）：
  
  停机或离线资源，响应时间10分钟以上。

费用计算：

备用费用 = 出清价格 × 中标容量 × 中标时间

VPP参与备用服务，需要在指定时段预留一定的调节容量（不实际充放电），当系统需要时快速响应。这种模式不消耗储能循环次数，对延长储能寿命非常有利。

当前备用市场价格参照：福建旋转备用补偿在现货期间约50元/MWh，非现货期间约10元/MWh；部分省份尚未单独建立备用市场，相关费用并入电能量结算。

2.4 爬坡服务：新兴品种，潜力巨大

定义：应对可再生能源波动导致的系统净负荷短时大幅变化。这是随着新能源渗透率提高新出现的需求。

目前建立爬坡市场的省份仅有2个（甘肃和山西），其余地区处于酝酿阶段。但随着新能源占比持续提升，爬坡市场的建设速度将大幅加快，预计2027年前将有10个以上省份建立。

对VPP而言，爬坡服务与调频服务的资源需求相似，储能型VPP天然具备优势。

2.5 需求响应：辅助服务的”孪生兄弟”

严格来说，需求响应（Demand Response，DR）属于负荷管理范畴，但在实际操作中，绝大多数省份将其纳入广义辅助服务体系统筹管理，VPP运营商通常同时参与两类市场。

需求响应补偿标准横向对比：

三、各省辅助服务市场参与路径

3.1 国网区域：按省级市场独立参与

目前全国16个省建立了调峰市场、15个省建立了调频市场，但各省规则差异显著。以下是几个主要市场的参与路径：

山东（全国调频市场最具代表性之一）：

• 调频市场处于试运行阶段，储能中标容量上限18%；
• 按”基准价+浮动”模式报价，基准价15元/MW，最高上浮50%；
• 性能考核：K值≥0.6（试运行），AGC可用率≥90%；
• VPP参与：聚合单元须通过山东电网调度技术支持系统接入，4可能力验收。

浙江（调频市场成熟度最高之一）：

• 调频里程出清上限15元/MW（约0.015元/kWh）；
• 采用”日前报价、时前出清”模式；
• 与现货市场深度融合，调频与电能量市场独立出清，未来推进联合出清；
• VPP须完成浙江电力交易中心注册，通过数字能力证书认证。

湖南（调频与调峰并行，特色”局部响应”）：

• 调频里程报价4~15元/MW，储能中标比例上限40%；
• 调峰补偿上限450元/MWh；
• 独特的”局部电力需求响应”机制：针对单条线路/单个变电站过载，精准调节，比全网响应补偿标准更高；
• 运营商须具备售电资质（全国少见的严格门槛）。

四川（辅助服务与现货衔接探索最新案例）：

• 川监能市场〔2025〕126号，2025年12月正式发布；
• 现货试结算期间，暂停与调峰市场同类功能，辅助服务与现货初期独立运行，后续探索联合优化；
• 独立储能及VPP调峰价格上限350元/MWh，优先出清顺序：独立储能 > VPP > 燃气 > 燃煤；
• VPP调频准入：
  
  负荷可调容量≥5MW，秒级响应，调节速率≥10%/分钟，日调节次数≥50次。

3.2 南方区域（广东为核心）

南方区域辅助服务市场以广东为代表，依托南方区域现货市场框架，2025年6月28日启动连续结算。

• VPP同时可参与调峰辅助服务市场和现货市场，二者并行；
• 发电类VPP以报量报价方式全电量出清；
• 广州市辅助服务有功补贴≤3.5元/kWh（广州市工信局补贴，叠加南网市场收益）；
• 能力测试认定是前置条件，分”发电类”和”负荷类”分别认证。

3.3 华北区域

华北区域同时存在区域级和省级辅助服务市场：

• 华北调峰辅助服务市场：
  
  京津唐征求意见稿（2025年11月）调峰上限370元/MWh；
• 华北APC调频市场：
  
  可用时间补偿10元/小时，调节深度补偿2.5元/MW（北京篇已详述）；
• 华北启停调峰：
  
  100MW以下1000元/MW·次，100MW以上1750元/MW·次；
• VPP参与须通过华北调度技术支持系统接入，满足毫秒级响应要求。

四、注册流程与参与条件

4.1 参与辅助服务市场的基础条件

根据发改能源规〔2025〕411号和各省细则，VPP参与辅助服务市场须具备：

一、主体资格要求

• 原则上具备法人资格（或取得法人授权）；
• 依法取得电力业务许可证（符合豁免政策的除外）；
• 在所在省电力交易机构完成市场注册。

二、技术能力要求（四可）

三、各辅助服务品种的专项准入要求

4.2 注册流程（通用步骤）

以下以”储能型VPP参与调频市场”为例，梳理通用注册流程：

第一步：运营商主体注册 向省电力交易中心提交注册申请材料，包括营业执照、电力业务许可证（或豁免证明）、运营商平台技术方案（含四可能力证明）。时限：通常5-15个工作日审核。

第二步：聚合资源接入 与资源方签署聚合协议，完成终端控制设备安装；按要求接入省级调度技术支持系统（DTS），实现数据贯通。时限：依资源规模，约1-3个月。

第三步：能力校核/认证测试 由调度机构或电力交易中心组织实测，验证响应时间、调节精度、AGC可用率等关键指标。不同省份侧重不同：

• 浙江：大数据历史分析+实测双认证；
• 广东：能力测试认定（必须，前置条件）；
• 山西：AGC测试，核定K值；
• 四川：功能验收测试，核定VPP技术参数。

第四步：市场注册生效 通过能力测试后，提交注册生效申请，交易机构公示（通常7天），公示无异议后正式生效。

第五步：申报与出清 按各省规定时间提交日前/日内调频/调峰容量和价格申报，接受市场出清结果，按调度指令执行，完成结算。

4.3 常见坑点与避坑建议

坑一：现货市场与辅助服务时段冲突

部分省份（如四川）规定，VPP在参与现货市场的时段内，不得同时申报辅助服务。运营商须建立精细的时段管理策略，提前规划现货交易与辅助服务的时间分配。

坑二：调频市场储能比例上限

湖南（40%）、山东（18%试运行）等省份设有储能调频中标比例上限，运营商入市时机和容量规划需考虑市场饱和风险。

坑三：K值考核期限制

调频市场通常有连续考核机制，若连续几日AGC可用率不达标，可能被暂停市场资格。系统运维能力是调频收益的底线保障。

坑四：调峰市场向现货市场迁移的时间窗口

调峰市场是过渡性安排，运营商应在享受调峰补偿的同时，积极布局现货市场能力，避免调峰市场退出后收益断档。

五、收益测算与商业模式

5.1 收益来源结构

VPP参与辅助服务市场的收益来源可分为三层：

第一层：辅助服务主收益

• 调频里程补偿（核心，日产生）
• 调峰服务补偿（峰谷周期性产生）
• 备用容量补偿（按中标容量计，持续产生）

第二层：辅助服务叠加收益

• 需求响应激励（季节性，迎峰度夏/迎峰度冬）
• 运营商技术服务费（向资源方收取，约5-20%分成）

第三层：间接收益

• 绿证/CCER：部分省份储能放电可申报绿证
• 碳市场：部分省份（上海）明确VPP碳普惠机制路径

5.2 案例一：山西10MW储能型VPP——调频市场模型

基本假设：

• 资源：10MW/20MWh储能电站，通过VPP平台聚合；
• 市场：参与山西二次调频市场（全国最成熟的储能调频市场之一）；
• 参数：调频里程价格取基准价0.12元/kWh，K值按1.2计（储能优势），日有效调频里程按8小时×2MW估算（典型储能调频利用水平）；

年收益测算：

注：实际收益受市场出清价格、K值水平、利用小时数影响较大；山西市场一次调频开放后，调频收益弹性显著提升，高K值（>1.5）储能项目年收益可达200-300万元区间。

5.3 案例二：湖南10MW混合型VPP——调峰+需求响应双轮

基本假设：

• 资源：5MW储能（调峰）+ 5MW可中断工业负荷（需求响应）；
• 市场：湖南调峰辅助服务市场+需求响应市场；
• 湖南调峰补偿上限450元/MWh，但实际出清价格按250元/MWh估算（竞争因素）；
• 需求响应：全省年均开展10次，补偿约0.5元/kWh；

年收益测算：

注：湖南市场调峰收益受丰水期（5-9月）水电大发、调峰需求相对较低影响，实际开展次数有限；枯水期（11-3月）调峰需求显著增加，是收益高峰期。

5.4 调频市场投资回报概览

根据各省市场数据综合测算，参与调频市场的储能型VPP投资收益率（仅辅助服务部分）大致范围：

六、解读与建议

6.1 辅助服务市场的三大结构性变化

变化一：从”补偿制”到”市场化”，价格弹性扩大

2025年《电力辅助服务市场基本规则》正式确立市场化定价为主方向。这意味着：过去”固定补偿吃大锅饭”的时代正在终结，未来各省价格差异将主要体现在竞争程度和供需关系上，而非政策保护。运营商需要真正建立市场化报价能力。

变化二：调峰市场长期萎缩，调频市场持续扩大

现货市场扩围是不可逆趋势。预计到2027年，全国完成连续结算的省份将突破15个，届时超过一半的现有调峰市场将被关闭。押注调峰市场的运营商必须同步布局调频和现货，否则将面临收益断崖式下降。

变化三：VPP主体地位从”参与者”变为”平等主体”

过去各省细则对VPP的参与方式多有限制（如”报量不报价”、”比例上限”等），2025年新规则明确赋予新型主体平等市场地位，各省将据此更新实施细则。预计2026-2027年，将有更多省份为VPP打开调频、备用市场的完整通道。

6.2 对运营商的实操建议

策略建议一：优先布局调频市场，以调频收益覆盖平台运营成本

调频市场是目前辅助服务市场中确定性最高的收益来源，日产生、不受季节限制。建议调频市场成熟省份（内蒙古、山西、甘肃、浙江）优先进入，以调频收益建立商业模式可行性基准。

策略建议二：调峰市场短期把握，中期布局现货过渡

当前调峰补偿标准普遍偏高（四川350元/MWh、湖南450元/MWh），但市场窗口期有限。建议2026年前在现货市场未启动的省份积极参与调峰，同时平行准备现货市场资质，以便平稳切换。

策略建议三：差异化布局区域，避免市场饱和

部分省份储能调频比例上限明确（湖南40%、山东18%），先进入者占据更优出清位置。建议优先选择储能竞争相对不激烈、VPP准入规则清晰的省份率先落地。

策略建议四：注重四可能力的持续投入

调频市场的竞争本质是技术竞争，K值每提升0.1，年收益可增加5-10%。运营商应持续优化储能BMS（电池管理系统）和EMS（能量管理系统），在合规基础上追求最优K值表现。

策略建议五：关注跨省辅助服务机会

《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）专门设置跨省跨区辅助服务条款，河北跨省调频（京津唐电网）补偿比省内高10-20%，广西被明确鼓励跨省交易。跨省辅助服务是高阶运营商的差异化竞争方向。

6.3 下期预告

【第17期 | 专题篇】中长期合约：绿电交易 + 虚电套餐组合

在调频、调峰、现货三大市场之外，中长期市场是VPP实现收益平滑与稳定化的关键工具。绿电交易溢价如何通过VPP机制传导？”年度双边协商+月度集中竞价”组合套餐怎么设计？什么样的VPP资源组合最适合参与绿电交易？下期将全面梳理。