意见稿提出，充分利用多元融合高弹性电网推进“源网荷储”一体化，按照“谁受益、谁承担”的原则，充分挖掘包括电储能装置、电动汽车（充电桩）、负荷侧调节资源、负荷聚合商、虚拟电厂、抽水蓄能电站等第三方独立主体参与提供电力辅助服务。位于发电侧的储能装置可独立参与或由所属发电企业代理参与市场。

辅助服务种类包含调峰、旋转备用、一次调频、二次调频等，参与电力辅助服务补偿价格上限：低谷电价时段填谷调峰400元/兆瓦时，高（尖）峰电价时段填谷调峰500元/兆瓦时，削峰调峰500元/兆瓦时，旋转备用15元/兆瓦时，一次调频120元/兆瓦时，二次调频60元/兆瓦时，无功报价的上限价格按照投资建设成本确定，暂定为60元/千乏。将根据市场运行情况适时予以调整。

提供调频服务期间的主体，一次调频效果性能或AGC综合性能指标小于规定值0.6，将取消当日相应的一次/二次调频补偿。

市场化用户按照其实际市场化电量占当月全社会用电量比例，并乘以分摊系数ku（暂定0.5），分摊第三方独立主体辅助服务费用，剩余部分的费用纳入发电侧。

此外，文件附件中列出了储能用户基线负荷计算方法。

文件如下：

2021年5月20日

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