2025发电行业电力辅助服务市场

2025发电行业电力辅助服务市场引言电力辅助服务——新型电力系统的“稳定器”与“平衡器”在“双碳”目标驱动下，中国能源结构正经历历史性变革风电、光伏等新能源装机容量快速增长，2024年全国新能源发电量占比已突破28%，预计2025年将超过35%然而，新能源的波动性、间歇性特征（如光伏出力受光照影响、风电出力受风速波动影响）对电力系统的安全稳定运行提出了严峻挑战在此背景下，电力辅助服务作为保障电网“发-输-配-用”各环节协同、提升系统灵活性的关键手段，其市场价值日益凸显电力辅助服务是指为维持电力系统安全、稳定、经济运行，除发电、输电、售电外的各类配套服务，主要包括调峰、调频、备用、电压支持、黑启动等类型2025年，随着新能源渗透率持续提升、电力市场化改革深化，辅助服务市场将从“政策驱动”转向“市场主导+政策引导”的双轮驱动模式，市场规模、参与主体、服务类型均将迎来结构性变化本报告基于行业实践与政策动态，从市场现状、驱动因素、挑战与趋势等维度展开分析，为行业参与者提供决策参考

一、2025年电力辅助服务市场发展现状

1.1市场规模与增长态势从“补充”到“核心”的跨越

1.

1.1整体市场规模突破500亿元，增速超20%近年来，随着新能源并网规模扩大，辅助服务需求呈爆发式增长根据中电联《2024年电力行业发展报告》，2024年全国电力辅助服务市场交易规模达380亿元，较2023年增长25%；其中，调峰服务占比最高（42%），调频服务增长最快（增速38%）预计2025年，市第1页共12页场规模将突破500亿元，年复合增长率达22%，主要得益于新能源配套储能、虚拟电厂等新型主体的加入，以及辅助服务市场化定价机制的完善从细分服务类型看，调频服务和调峰服务仍是市场主力调频服务2024年市场规模约105亿元，2025年预计达150亿元，占比提升至30%这是因为新能源电站缺乏转动惯量（传统火电机组的惯性响应），需通过储能、飞轮等装置提供快速调频支持，而2024年国内储能装机已达60GW，调频性能逐步成熟调峰服务2024年规模160亿元，2025年预计达210亿元，占比42%随着“双碳”目标推进，煤电灵活性改造加速，2024年全国煤电调峰机组占比已达75%，但仍难以满足新能源大规模并网后的调峰需求，燃气发电、新型储能成为重要补充

1.

1.2市场主体结构多元化，独立服务商崛起传统市场中，辅助服务主要由发电企业（火电、水电）主导，占比超80%2025年，市场主体将呈现“三足鼎立”格局发电企业火电（灵活性改造后参与调峰、备用）、新能源电站（加装储能参与调频）、水电（季节性调峰）仍是主力，占比约60%储能企业锂电池储能（短时调频）、液流电池储能（长时调峰）、抽水蓄能（系统级调峰）等专业化储能商快速入场，2025年市场份额预计达25%独立服务商虚拟电厂（聚合分布式光伏、储能、可控负荷）、需求响应服务商（引导用户错峰用电）等新兴主体逐步成熟，2025年市场份额将突破10%第2页共12页典型案例华东某虚拟电厂运营商通过聚合区域内5万户工商业用户和100MW分布式光伏，参与实时调频市场，2024年交易收益达

1.2亿元，成为辅助服务市场的新变量

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1.3区域市场分化显著，“三北”与“华东”领跑受新能源资源禀赋、电网结构影响，辅助服务市场呈现区域差异“三北”区域（西北、华北、东北）新能源装机占比超50%，调峰、备用需求突出，2024年市场规模约150亿元，占全国39%；其中，西北新能源基地（如甘肃、新疆）因风光出力波动大，调频服务占比达35%华东区域（含长三角）经济发达、用电负荷高，且新能源与传统电源协同需求强，2024年市场规模达120亿元，占全国32%；上海、江苏等地试点“日前+实时”双市场结算，调频服务价格较2023年上涨18%其他区域华中、华南、西南区域市场规模逐步提升，2025年预计分别达80亿元、70亿元、50亿元，主要受新能源消纳压力和迎峰度夏/冬需求驱动

1.2市场运行机制从“行政指令”到“市场化交易”的转型

1.

2.1政策框架逐步完善，市场化改革加速落地2024年国家能源局发布《电力辅助服务管理办法（修订征求意见稿）》，明确“2025年全面放开辅助服务市场准入，实现多元主体平等参与”政策核心变化包括定价机制从“成本加成”转向“边际成本+市场竞争”，例如调频服务价格由日前申报、实时偏差考核决定，2024年华东试点中，储能调频报价较火电低12%-15%，倒逼传统电源优化成本第3页共12页考核机制强化“谁受益、谁承担”原则，新能源电站因出力波动导致电网安全风险的，需支付辅助服务费用，2024年西北区域对弃风弃光超5%的新能源电站征收“系统调节费”，推动其主动参与调峰

1.

2.2交易模式创新“日前-日内-实时”三级市场协同为提升辅助服务响应速度，多地试点“三级市场”交易模式日前市场提前1-2天申报次日调峰、备用需求，价格相对稳定（如华北区域日前调峰价格约300元/MWh）；日内市场调整日前计划，应对负荷波动（如华东区域日内调频价格波动幅度达±20%）；实时市场5分钟级调整出力，快速响应电网需求（如广东实时调频价格可达1000元/MWh，为日前价格的3倍）这种“阶梯式”交易模式，既保障了系统稳定性，又通过价格信号引导市场主体优化资源配置

1.

2.3市场主体行为从“被动参与”到“主动博弈”随着市场化程度提升，各主体策略更趋理性火电厂通过灵活性改造（如深度调峰至30%额定负荷）降低启停成本，2024年国内煤电灵活性改造机组超

1.2亿kW，参与调峰市场的收益较2023年提升25%；新能源电站加装“虚拟同步机”（VSG）提升惯性响应能力，2025年预计超30%的新能源电站具备15分钟级调频能力，降低对储能的依赖；储能企业采用“峰谷套利+辅助服务”复合模式，2024年某储能商通过参与调峰和调频市场，综合收益率达12%，高于单一套利模式第4页共12页

1.3典型区域市场案例以华东调频试点为例华东区域作为全国经济核心区，其电力系统对辅助服务的精度和效率要求最高2024年，华东能源监管局启动调频市场改革试点，主要措施包括主体准入允许储能电站、虚拟电厂、新能源电站以“聚合商”身份参与，打破传统火电厂垄断；价格机制采用“基础服务费+偏差考核”模式，储能调频基础价

0.5元/kWh，实时偏差超±5%的部分按10倍价格考核；调度协同建立“AGC（自动发电控制）-AVC（自动电压控制）-PSS（电力系统稳定器）”一体化调度平台，实现多资源协同响应试点成效显著2024年试点区域调频响应时间从3秒缩短至

1.5秒，新能源电站参与度提升至45%，系统频率合格率从

99.8%提升至

99.95%但仍存在问题储能电站容量不足（仅满足5%的实时调频需求）、价格波动大（单日最大涨幅达50%），需进一步优化市场设计

二、2025年电力辅助服务市场驱动因素分析

2.1新能源高比例并网系统灵活性需求刚性增长

2.

1.1波动性与不确定性倒逼辅助服务升级新能源出力的“随机波动”和“爬坡率限制”（如光伏从0%到100%出力需30分钟以上）对电网调频、调峰提出高要求调频需求新能源电站缺乏转动惯量（传统火电机组惯性响应时间约2-3秒），需储能、飞轮等装置提供“快速响应”（响应时间＜500ms），2025年全国新能源配套储能需求将达200GW，其中90%用于调频；第5页共12页调峰需求新能源大发时段（如正午、午夜）需火电机组“深度调峰”（出力降至30%以下），2025年全国新能源调峰需求缺口将达150GW，相当于新增3000万kW常规电源的调峰能力

2.

1.2新能源消纳压力推动辅助服务市场化“十四五”期间，“三北”新能源基地外送通道建设加速，但部分通道存在“送端调峰不足”问题例如，甘肃酒泉-湖南特高压通道，2025年输送新能源将达30GW，需配套调峰服务20GW为保障外送通道安全，国家电网要求新能源电站与储能、火电厂签订“调峰联动协议”，2025年市场化调峰交易规模预计达180亿元

2.2新型电力系统转型政策与技术双轮驱动

2.

2.1“双碳”目标下，辅助服务成为能源结构调整的关键抓手《2030年前碳达峰行动方案》明确提出“提升电力系统灵活性，完善辅助服务市场”2025年，辅助服务市场将承担两大核心任务促进新能源消纳通过调峰、备用服务，将弃风弃光率从2024年的3%降至1%以下；推动传统电源转型倒逼煤电从“基荷电源”向“调峰电源”转变，2025年煤电灵活性改造投资将超1000亿元，带动辅助服务市场规模增长

2.

2.2技术突破降低辅助服务成本，提升市场可行性近年来，辅助服务相关技术快速迭代储能成本下降锂电池储能系统成本从2020年的

1.5元/W降至2024年的

0.8元/W，预计2025年达

0.6元/W，储能参与调峰的经济性显著提升；第6页共12页虚拟电厂聚合技术成熟通过AI算法优化分布式资源调度，某虚拟电厂聚合100MW光伏、50MW储能和200MW工商业负荷，调峰响应时间达5分钟，接近传统火电厂水平；数字孪生技术应用电网企业通过数字孪生模拟新能源出力、负荷波动，提前24小时生成辅助服务需求计划，2024年华东电网数字孪生调度系统试运行后，辅助服务交易效率提升30%

2.3用户侧参与度提升需求响应成为辅助服务新增长点随着电力市场化改革推进，用户侧需求响应潜力逐步释放需求响应机制完善多地试点“可中断负荷”“尖峰电价”政策，引导用户在用电高峰削减负荷，2024年全国需求响应资源达50GW，可提供调峰服务10GW；用户参与积极性提高2024年某电商平台通过需求响应削减负荷50MW，获得辅助服务收益800万元，用户侧从“被动接受”转向“主动参与”；“源网荷储一体化”项目落地如浙江某工业园区通过建设20MW光伏、10MW储能和智能负荷管理系统，实现“自发自用+辅助服务”一体化运营，综合收益提升20%

三、2025年电力辅助服务市场面临的主要挑战

3.1市场机制与规则从“初步建立”到“成熟完善”的过渡难题

3.

1.1定价机制仍存扭曲，成本回收与价格信号矛盾突出当前辅助服务定价仍以“成本加成”为主，未完全反映市场供需关系第7页共12页储能调频价格偏低2024年储能调频价格约

0.5元/kWh，低于其度电成本（

0.6-

0.7元/kWh），导致储能企业参与积极性不足，部分储能电站处于“零收益”状态；调峰价格区域差异大西北调峰价格约200元/MWh，而华东达350元/MWh，价格信号无法引导资源跨区域优化配置，加剧“弃风弃光”与“调峰不足”并存的矛盾

3.

1.2监管体系滞后，跨区域协同与数据共享不足辅助服务市场涉及发电企业、电网公司、用户、储能商等多主体，需统一监管标准跨区域协同难新能源跨省外送通道的辅助服务责任划分不清晰，如甘肃新能源外送湖南，调峰责任归属甘肃还是湖南？2024年因责任划分不清导致的纠纷超10起；数据共享障碍电网企业与市场主体的数据接口不统一，新能源出力预测精度不足（2024年日前预测偏差率约15%），导致辅助服务交易计划频繁调整，增加市场主体成本

3.2技术与成本从“单点突破”到“系统集成”的瓶颈

3.

2.1储能技术瓶颈制约服务能力尽管储能成本下降，但技术短板仍显著能量密度与功率密度矛盾高能量密度的锂电池（如三元锂电池）功率密度低（＜2C），难以满足短时调频需求；高功率密度的飞轮（功率密度＞10C）成本高（约

1.2元/W），2025年市场渗透率不足10%；极端天气适应性差高温、低温环境下，储能电池充放电效率下降10%-20%，2024年寒潮导致华北某储能电站停运3天，直接损失超500万元第8页共12页

3.

2.2新能源电站辅助服务能力改造难度大多数新能源电站未预留辅助服务接口，改造成本高惯量响应改造传统新能源电站无转动惯量，需加装虚拟同步机（VSG），单GW改造费用约2000万元，部分企业因成本高推迟改造；爬坡率提升光伏电站从0%到100%出力需30分钟，需加装储能或动态无功补偿装置，单GW投资约1500万元，中小新能源企业难以承担

3.3系统安全与可靠性从“单一稳定”到“多元协同”的风险

3.

3.1多类型资源协同调度难度大新能源、储能、传统电源的动态匹配复杂风光出力叠加风险2025年夏季“风光大发”时段，西北某区域新能源出力达80GW，占全网负荷60%，储能需快速响应（5分钟内），但当前储能聚合商调度响应时间平均达8分钟，导致系统频率波动超±

0.2Hz；多电源故障连锁反应若某区域火电机组因故障停运，需新能源+储能快速填补缺口，但两者出力波动特性不同，易导致“二次调频失败”

3.

3.2信息通信技术（ICT）安全隐患凸显辅助服务依赖“源-网-荷-储”协同调度，ICT安全成为关键数据泄露风险新能源出力预测数据、储能充放电计划等敏感信息若被泄露，可能被不法分子利用操纵市场；网络攻击威胁2024年某虚拟电厂调度系统遭勒索软件攻击，导致区域调频服务中断2小时，经济损失超3000万元

四、2025年电力辅助服务市场未来发展趋势与建议

4.1市场发展趋势预测从“规模扩张”到“质量提升”第9页共12页

4.

1.1市场规模持续增长，细分服务差异化发展整体规模预计2025年达550亿元，2030年突破1000亿元，年复合增长率超13%；细分服务调频服务因新能源渗透率提升，2025年规模达180亿元，占比32%，从“短时调频”向“惯量支撑+虚拟同步机”延伸；备用服务随着极端天气频发，备用服务需求激增，2025年规模达80亿元，占比15%，“有偿备用”模式逐步普及；电压支持服务新能源低电压穿越能力弱，2025年SVG（静止无功发生器）、STATCOM（静止同步补偿器）等设备需求增长50%，市场规模达60亿元

4.

1.2商业模式创新从“单一交易”到“综合服务”“辅助服务+碳交易”融合火电厂通过深度调峰减少煤耗，可获得碳减排收益，2025年某煤电企业通过调峰+碳交易，综合收益提升15%；辅助服务产品证券化将调频、调峰等服务打包成金融产品，通过区块链技术实现“分时交易”，降低中小企业参与门槛；“源网荷储一体化”服务用户侧参与辅助服务，可享受电价优惠，如某工业园区通过参与调峰，电价从

0.8元/kWh降至

0.6元/kWh

4.

1.3技术深度融合AI+数字孪生重塑市场格局AI调度算法优化通过机器学习预测新能源出力、负荷波动，辅助服务响应时间从10分钟缩短至2分钟，2025年AI调度系统普及率将超60%；第10页共12页数字孪生电网应用构建“物理电网+数字电网”双闭环，提前模拟辅助服务效果，2025年华东、华南区域将实现全数字孪生调度；边缘计算技术落地在新能源电站侧部署边缘计算节点，实现辅助服务“本地决策、实时响应”，响应延迟从100ms降至20ms

4.2行业发展建议多方协同破解瓶颈

4.

2.1政策层面完善市场机制，强化顶层设计优化定价机制建立“成本+竞争+激励”的混合定价模型，对储能调频、虚拟电厂等新兴服务类型给予价格补贴（如

0.1元/kWh），保障合理收益；健全跨区域协同机制成立国家电力辅助服务监管中心，统一责任划分、数据共享标准，解决跨省外送通道辅助服务纠纷；完善激励政策对辅助服务技术研发（如长时储能、虚拟同步机）给予税收减免（如研发费用加计扣除175%），推动技术突破

4.

2.2企业层面技术创新与合作共赢发电企业火电企业加快灵活性改造（目标2025年改造机组占比超80%），新能源企业加装VSG、储能装置，提升辅助服务能力；储能企业重点突破长时储能技术（目标2025年成本降至

0.5元/W），与新能源企业共建“风光储一体化”项目，降低出力波动；服务商虚拟电厂企业加强与中小微用户合作，通过“保底收益+超额分成”模式聚合资源，提升市场竞争力

4.

2.3用户层面引导参与需求响应，构建“源网荷储”生态推广“分时电价+需求响应”拉大峰谷价差（如峰段电价

2.0元/kWh，谷段

0.3元/kWh），引导用户错峰用电；建立用户参与激励机制对削减负荷超10%的用户给予

0.1元/kWh补贴，2025年需求响应资源目标达100GW；第11页共12页推动“微电网+辅助服务”试点在工业园区、社区建设微电网，实现“自发自用+辅助服务”一体化运营，提升用户参与积极性

4.

2.4监管层面强化安全保障，防范系统性风险建立ICT安全标准制定《电力辅助服务数据安全指南》，要求企业部署加密技术、入侵检测系统，防范网络攻击；完善应急响应机制建立“极端天气下辅助服务应急调度预案”，2025年前完成全国30个重点区域的应急演练；加强市场监管打击“恶意报价”“数据造假”等行为，对违规主体实施信用惩戒，维护市场秩序结论以辅助服务市场为支点，撬动新型电力系统转型2025年，电力辅助服务市场将迎来“量质齐升”的关键发展期新能源高比例并网带来刚性需求，市场化改革提供制度保障，技术创新注入发展动力尽管面临定价机制、技术瓶颈、安全风险等挑战，但随着政策完善、企业创新与用户参与，辅助服务市场将从“补充性服务”成长为“支撑新型电力系统安全稳定运行的核心环节”未来，行业需以“系统思维”推动协同发展发电企业需从“发电主体”向“综合服务商”转型，电网企业需从“调度者”向“协调者”转变，用户需从“被动接受者”向“主动参与者”升级唯有多方联动、优势互补，才能让电力辅助服务市场真正成为能源结构转型的“催化剂”，为“双碳”目标实现提供坚实支撑电力辅助服务市场的明天，不仅是技术与市场的较量，更是责任与智慧的融合在这场变革中，每个行业参与者既是见证者，更是建设者——唯有携手共进，方能构建安全、稳定、高效的新型电力系统，点亮绿色低碳的未来第12页共12页。