西北监管局明确陕西、宁夏、青海辅助服务市场中调峰交易不再分档，并调整了调峰辅助服务市场价格上限，具体政策要点如下：
一、核心政策调整
取消调峰交易分档
陕西、宁夏、青海三地辅助服务市场中的调峰交易不再分档，市场规则统一，减少因分档带来的复杂性和不确定性，提升市场运行效率。
调整调峰服务价格上限
火电深度调峰：申报价格上限按不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整，压缩火电企业调峰收益空间，倒逼其通过灵活性改造（如提高启停能力、缩短启停周期）维持竞争力。
宁夏虚拟电厂：调峰交易申报价格上限暂保持0.19元/千瓦时，其他类型调峰交易参照火电深度调峰执行。
青海储能调峰：电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时，保障储能设备收益空间，推动储能行业从“被动配套”转向“主动服务”。
二、政策影响分析
对火电企业的影响
挑战：调峰收益可能减少，部分机组可能退出市场；需加大灵活性改造投入，面临资金压力。
机遇：可通过参与调频、备用等辅助服务市场获得更多收益，辅助服务有望成为重要收入来源。
对储能行业的影响
收益保障：明确价格机制，增强市场预期，帮助投资者测算项目回报。
市场转型：储能从“配角”转向“主动服务”，通过市场交易提供调峰能力，摆脱政策依赖。
现货市场联动：政策为储能参与调频、现货响应、容量市场等多元价值实现提供制度基础，减少对“峰谷套利”单一模式的依赖。
对新能源消纳的影响
降低消纳成本：调峰服务价格上限调整后，新能源企业分摊压力减轻，促进清洁能源高比例接入。
提升系统灵活性：激励火电、储能等灵活调节资源参与系统调节，提高电力系统综合调节能力。
三、政策意义与展望
完善电力辅助服务市场
取消分档定价，消除火电辅助服务“倒挂”现象，确保新能源在调度中的优先使用。
构建公平竞争机制，使各类调节资源在同一市场框架下参与竞价，提高系统调峰效率和资源配置质量。
推进电力市场化改革
为辅助服务市场与电力现货市场的有序衔接夯实制度基础，促进电力市场化改革的纵深发展。
推动经营主体响应现货市场价格信号参与削峰填谷，调峰市场功能融入现货市场实现。
行业可持续发展
储能行业市场化激励机制的建立，有助于行业摆脱对政策补贴的依赖，形成长期稳定的盈利模式。
火电企业通过灵活性改造和参与多元辅助服务市场，实现转型升级，适应新型电力系统发展需求。
