國家發改委印發《跨省跨區電力應急調度管理辦法（征求意見稿）》

6月13日，國家發改委印發《跨省跨區電力應急調度管理辦法（征求意見稿）》。其中提出：應急調度在受入省的落地側電價，按省間現貨市場結算價格上限或南方區域現貨市場出清價格上限的最高值確定。

受入省落地電價減去送出省上網電價、各環節輸電價格、線損折價后為正的，相關費用納入送出省系統運行費，由送出省用戶和發電企業共同分享，分享比例為80%、20%；受入省落地電價減去送出省上網電價、各環節輸電價格、線損折價后為負的，相關費用納入受入省系統運行費，由受入省用戶分攤。發電企業按送出省市場交易價格加上分享部分進行結算。應急調度輸電價格和線損折價，按照國家價格主管部門核定的標準執行。

按照“誰支援、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，明確應急調度電量、電費在送出省發電和用戶側以及受入省用戶側的分配和分攤辦法。電網企業、電力交易機構要按規定單獨歸集應急調度相關電量、電費。應急調度電量不納入輔助服務費用分攤及偏差電量考核。

國家能源局湖南監管辦公室公開征求湖南電力市場系列規則意見

6月17日，國家能源局湖南監管辦公室公開征求湖南電力市場系列規則意見。提到，經營主體指滿足電力市場要求，具備可觀、可測、可調、可控能力的主體，主要包括火電(含燃煤、燃氣、火儲)水電(含抽水蓄能)、儲能、虛擬電廠等。

其中，湖南省電力調頻輔助服務市場交易實施細則提到，110kV 及以上電壓等級并網的電網側獨立儲能，調頻容量不小于15兆瓦，持續時間不低于1小時。

獨立新型儲能、抽水蓄能、虛擬電廠暫不參與分攤調頻市場服務費。

另外，在調頻市場參數表中提到，綜合調頻性能指標準入門檻為0.3，調頻里程價格申報區間為3元/MW-15元/MW，獨立儲能出清容量上限額定容量，儲能合計中標容量占總需求比例上限30%。

溫州市發展和改革委員會發布《溫州市本級迎峰度夏（冬）電力保供補貼實施方案》（征求意見稿）的公示

6月17日，溫州市發展和改革委員會發布《溫州市本級迎峰度夏（冬）電力保供補貼實施方案》（征求意見稿）的公示，提到，用戶側儲能頂峰補貼根據市級指令在規定時段內使用電化學儲能頂峰放電的工業企業用戶，給予1元/千瓦時的補貼。

值得注意的是，本次政策新增了空調管理補貼，對參與電力緊張時段有效壓降的寫字樓、酒店、大型商超等商業用戶，給予0.2元/千瓦時的補貼。

需求響應補貼，對參與電力緊張時段有效響應的工商業用戶，給予在省級需求響應補貼基礎上補足至4元/千瓦時的補貼。

本政策自2025年6月15日起開始執行，有效期至2026年1月31日止。

海南省發展和改革委員會征求《海南省電力需求響應實施細則（征求意見稿）》意見

6月16日，海南省發展和改革委員會征求《海南省電力需求響應實施細則（征求意見稿）》意見。其中提到，約定型削峰響應按照“一次申報、周期滾動、日前調用”的原則，固定補償價格為1.0元/千瓦時，按照調用電量進行補償。執行需求響應當月，未調用部分享受備用容量補償，補償標準為0.3元/千瓦·月。

日前邀約削峰響應按照單次響應的出清價格和響應電量進行補償，補償單價上限為1.5元/千瓦時。

日內緊急（可中斷負荷）削峰響應按照單次響應的出清價格和響應電量進行補償，補償單價上限為2元/千瓦時。

日前邀約填谷響應按照單次響應的出清價格和響應電量進行補償，補償單價上限為0.3元/千瓦時。

日內緊急填谷響應按照單次響應的出清價格和響應電量進行補償，補償單價上限為0.4元/千瓦時。

需求響應資源包含工業生產領域中生產、輔助、辦公生活等用電負荷，建筑樓宇中的集中式空調、分散式空調等制冷用電負荷，冰蓄冷、儲能設施，電動汽車充電樁、V2G電動汽車等智慧用電設施。鼓勵“兩高”項目資源注冊并優先參與需求響應。

虛擬電廠。具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的負荷聚合商、售電公司或電力用戶均可注冊成為虛擬電廠，實現可調節負荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車等需求側資源的聚合、協調，可聚合資源需通過省級電力負荷管理中心認定，原則上總調節能力不低于1000千瓦。

現階段填谷需求響應不考核執行效果。削峰需求響應期間，若經營主體實際響應容量未達到中標響應容量的50%時，對中標經營主體的無效響應容量進行考核，考核費用按小時計算，具體計算公式如下：各小時考核費用=（中標響應容量×50%-實際響應容量）×出清價格×M（0.5），其中M為懲罰因子，視市場運行情況調整。

陜西省發展和改革委員會、國家能源局西北監管局印發《陜西省服務虛擬電廠建設運營實施方案》

6月16日，陜西省發展和改革委員會、國家能源局西北監管局印發《陜西省服務虛擬電廠建設運營實施方案》，其中提到，虛擬電廠聚合的分布式光伏、儲能等各類調節資源應滿足相應資源種類的涉網技術性能標準及并網管理要求。當電網發生緊急供需失衡或設備重過載等運行安全問題時，虛擬電廠聚合資源應按照調度管理規程、超計劃用電限電及事故限電方案、有序用電方案、應急預案等，承擔電網平衡及安全義務，嚴格執行調度指令，虛擬電廠運營商不得干擾調度指令傳達和執行。

另外，聚合資源應為具有電網企業獨立營銷戶號、在電力交易平臺注冊的經營主體，推動現有虛擬電廠中電網代理購電用戶逐步進入市場。由電力調度機構直接調度管理的發電及儲能資源不納入聚合范圍。

結算方式上，虛擬電廠運營商參與需求響應業務，由負荷管理中心按照約定條款對運營商及聚合電力用戶分別進行補貼費用計算，并將結算結果及依據傳遞至電費結算管理部門。

虛擬電廠運營商參與中長期電能量市場、現貨電能量市場、輔助服務市場，由電力交易機構按照《陜西省發展改革委關于創新支持虛擬電廠參與電力市場高質量發展實施方案》、陜西電力市場有關規則、細則進行結算，并將結算依據推送至電網企業。由電網企業根據電力交易機構提供的結算依據，按月向虛擬電廠運營商和聚合電力用戶出具結算賬單，并按照規定向虛擬電廠運營商和聚合電力用戶收付款。

虛擬電廠運營商應遵守電力需求響應、電能量市場和電力輔助服務市場相關考核規則，承擔相應考核費用。因市場交易結算規則、交易價格等政策性變化或不可抗力引起的偏差，導致結算費用需要調整的，由省電力公司按照相應電力市場交易規則予以退補。

河南省發展和改革委發布《河南電力現貨市場2025年第一次結算試運行工作方案》

6月13日，河南省發展和改革委復函同意開展河南電力現貨市場2025年第一次結算試運行，同時發布了《河南電力現貨市場2025年第一次結算試運行工作方案》。

試運行時間：6月19日～27日開展河南電力現貨市場2025年第一次結算試運行，6月18日開始組織日前市場申報，6月19日、6月20日為調電試運行，調電試運行期間機組組合按照市場出清結果執行，6月21日～27日實施結算。

值得注意的是，本次試運行調電期間，調峰輔助服務市場正常開展，6月18日、19日經營主體應正常申報調峰市場，用于調峰輔助服務市場調用和結算。

經營主體范圍：發電側—所有參與現行中長期交易的統調燃煤發電企業、集中式新能源場站；用戶側—普通市場化電力用戶；獨立儲能、虛擬電廠。

日前申報：

獨立儲能:“報量不報價”參與現貨市場。在日前申報日前運行曲線，上網電量接受儲能電站所在分區的發電側日前現貨價格，下網電量接受日前現貨全網發電側加權平均電價。實時市場按照日前運行曲線調用，上網電量偏差部分按照儲能電站所在分區的發電側實時價格結算，下網電量偏差部分按照實時現貨全網發電側加權平均電價結算。若因自身原因造成實時運行曲線與日前運行曲線不一致，偏差損益由自身承擔;若因電網原因造成實時運行曲線與日前運行曲線不一致，偏差盈利自留，損失按照日前應得收益進行補償。

申報參數：本次試運行，現貨電能量市場申報最低限價為50元/兆瓦時，最高限價為1200元/兆瓦時。后續按照國家要求逐步調整限價范圍。

根據參與電力現貨市場試運行名單顯示，本次共包括12座獨立儲能電站參與。

結算方案：

本次試運行結算期間，獨立儲能在日內根據電網調度，導致充放曲線與日前申報曲線不一致時，在日前曲線和實時曲線進行偏差結算時，總費用低于日前收益的，對減少費用進行補償。計為獨立儲能因電網調整費用補償。

盈虧風險控制：

獨立儲能因現貨價差偏小導致每萬千瓦容量日均電能量收益不足0.765萬元的予以補償。

結算試運行期間，當獨立儲能(每萬千瓦)現貨市場電能量總結算費用小于結算天數與0.765萬元的乘積時，對不足部分予以補償。

青海電力市場管理委員會發布《關于投票表決電力輔助服務市場價格機制等相關事項的通知》

6月11日，青海電力市場管理委員會發布《關于投票表決電力輔助服務市場價格機制等相關事項的通知》。

通知指出，國家能源局西北監管局對電力輔助服務市場價格機制等相關事項進行了明確（審議稿）：調整了調峰輔助服務市場價格上限，提出加強輔助服務市場與現貨市場銜接。

一、調整調峰輔助服務市場價格上限

按不高于當地平價新能源項目的上網電價原則調整調峰輔助服務市場價格上限。陜西、寧夏、青海輔助服務市場中調峰交易不再分檔：

寧夏虛擬電廠調峰交易上限暫保持0.19元/kWh，其他類型的調峰交易申報價格上限參照火電深度調峰交易執行。

青海儲能調峰交易中電網調用儲能的調峰價格暫定0.3247元/kWh。

二、加強輔助服務市場與現貨市場銜接

電力現貨市場未運行期間，電力調峰輔助服務市場按照市場規則運行；結算試運行期間，調峰輔助服務不予補償。在現貨市場連續運行后，原則上調峰輔助服務市場不再運行，推動經營主體響應現貨市場價格信號參與削峰填谷，調峰市場相應功能融入現貨市場實現。