如何正确认识调峰辅助服务的市场定位

调峰是指发电机组为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务，按照出力调整范围可分为基础调峰和有偿调峰。调峰作为我国特有的电力辅助服务品种之一，历史上随辅助服务机制改革几经变迁，发展至今已在各地区形成了不同的调峰辅助服务市场。随着我国电力市场化改革的不断推进，当前调峰市场的存在问题也逐步显现，如何正确看待调峰辅助服务在市场中的定位，如何进一步推动调峰辅助服务与现货市场相适应是亟需解决的问题。

调峰市场的由来和历史沿革

回顾调峰辅助服务的发展历程，可基本归纳为从无偿提供到计划补偿、再到市场化探索的两个转变过程。

2002年厂网分开改革之前，我国电力系统调度采用“电网分级调度、准军事化管理”的模式。电力系统需要的调峰辅助服务由调度运行人员根据系统需要，在我国垂直一体化的电力体制下，这一阶段基本是无偿提供调峰辅助服务的。

厂网分开改革之后，发电与电网企业的组织运营模式发生转变，发电主体多元化，且发电环节成为主要辅助服务提供者，原有的辅助服务分配和调用机制难以适应新形势需要，自此我国开始逐步建立辅助服务补偿机制。

2006年，原国家电力监管委员会出台了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号），对并网发电厂所提供的辅助服务进行规范，并规定“有偿调峰贡献量依据深度调峰损失的电量及启停调峰的次数分别计算”，费用统一由发电侧分摊。2011年，原华北电监局率先发布并网发电厂辅助服务管理细则，随后各区域原电监局相继印发本区域的“两个细则”，明确了调峰辅助服务“按需调用、择优调用”。我国电力调峰辅助服务由此进入计划补偿阶段。

随着新能源的大规模并网，传统电力系统调节手段应对调峰需求越显乏力，原有的辅助服务计划补偿模式已不能满足电网运行需求。2014年10月，东北率先启动运行电力调峰辅助服务市场，这是国内首次以市场方式开展电力调峰辅助服务的尝试。2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”）提出以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知，要求进一步还原电力商品属性，完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。随后，我国多个省份及地区开始了电力辅助服务的市场化探索。

现有调峰市场存在的问题

为了适应电力市场化改革的节奏，各地区对调峰辅助服务机制进行了积极探索，并取得了一定的成效。但是，现行的调峰辅助服务市场依然没有做到真正意义上的市场化，在主体准入、补偿及限价标准和费用分摊方面均存在问题。

准入方面：既限制某些主体准入，又对特殊主体扶持

调峰市场对多种类型电源设置准入门槛。调峰辅助服务市场自启动以来，在助力新能源消纳的过程中发挥了重要作用，但部分区域省间调峰市场均只允许特定类型机组参与，或明令禁止某类主体参与市场。例如东北地区仅允许火电机组参与调峰，抽水蓄能机组则仅能参与华东、华中地区省间调峰市场，西北地区还对参与调峰的火电机组容量作出要求。部分省内调峰也有类似的情况，河南只允许燃煤火电参与调峰市场、江苏只规定火电及核电机组参与深度调峰，宁夏则对参与市场的火电机组单机容量提出了要求。由于准入的限制，导致多种电源类型无法参与到调峰市场的竞争中来，调峰市场参与主体单一。

部分主体在调峰市场中获得特殊优待。华东地区在“两个细则”中提及，电储能在深度调峰过程中，基本调峰下限与火电机组一致，补偿标准却取火电机组的最高档160元/兆瓦时。华中地区电力辅助服务管理实施细则中提及储能电站参与深度调峰，对其充电电量按照300元/兆瓦时标准进行补偿，导致出现了火电机组向电储能支付调峰费用的情况。在鼓励储能参与调峰的同时，应当以价格信号引导主体主动“低储高放”，而不是对其额外设置有利补偿标准，差异化对待市场主体。

补偿以及限价标准方面：缺乏科学合理和统一的定价、限价原则

不同类型电源的补偿标准并不一致，出现“同质不同价”的现象。以南方电网“两个细则”为例，不同类型电源机组分档比例设定以及价格均不相同，燃煤、生物质机组在调峰市场中获得的最高补贴标准比核电机组高出50%，然而不管机组是烧煤还是利用核裂变，发的都是“同质”的电来参与调峰市场，不应再设置“不同价”来进行补贴。此外，各梯级之间补偿标准差异较大，发电机组深度调峰，最高补贴标准是最低补贴标准的12倍（补偿标准详见表1），华东则达到了16倍，补贴标准跨区间过渡不平滑。

表1 南方区域电网不同类型机组参与深度调峰补偿标准

调峰辅助服务费用限价过高，导致电力系统整体运行经济性下降。深度调峰是为了促进新能源出力消纳，然而调峰辅助服务费用限价如果过高，则可能导致调峰换取新能源出力后总成本增加，得不偿失。机组降至30%额定出力参与深度调峰时，安徽的报价上限为800元/兆瓦；东北调峰市场，2021年将深度调峰交易第一档报价上限由0.4元/千瓦时提升至0.5元/千瓦时，且机组负荷率只需要低于40%，报价上限便达到了1000元/兆瓦时，调峰辅助服务费用规模庞大，占据辅助服务费用总规模的三分之二左右。市场限价应该经过一定的成本测算，算清经济账，既要满足提供主体的意愿，又要考虑用户电价承受能力，保证价格相对稳定并且不会使辅助服务费用规模过大。

分摊方面：调峰辅助服务费用分摊标准不明确，分摊主体不合理

部分地区存在通过调整分摊公式参数控制分摊费用，人为控制分摊费用规模的问题。以东北地区为例，其调峰费用并非按照市场主体实际发电量分摊，而是先对电量进行修正，然后再分摊。风电场实际发电量需经过三个系数(修正系数d、修正系数p、修正系数z)调整得到修正后的发电量，并以此电量为基准参与分摊。而前推五年，只需要乘两个系数（修正系数d、修正系数p）。其中，修正系数d与是否为供热期有关，这项的设置夹杂了对费用分摊的主观操控。另外，东北地区对各分摊主体设置了分摊金额上限，当发电企业调峰支付费用达到上限后，调峰服务用费仍存在缺额时，缺额部分由调峰服务提供方在其获得费用中削减。可以看到，深度调峰市场分摊费用时存在人为操控和核减费用规模的情况，提供服务的主体因为缺额问题补偿费用被核减。

调峰辅助服务费用分摊标准不一，并且存在向用户侧疏导的情况。目前，各个省份调峰辅助服务费用分摊情况各不相同且标准不一。湖北在调峰辅助服务市场中，将火电机组分摊费用依实际负荷率的不同引入分摊系数，分三档“阶梯式”加大分摊比重，而水电、新能源则仅需根据交易时段发电量占比进行分摊。个别地区迫于成本压力，向用户侧分摊调峰辅助服务费用。浙江月均分摊费用在100万元左右，宁夏今年7月通过辅助服务市场向用户侧疏导储能顶峰服务费用，总费用规模约800万余元；除此之外，另有多个省份有意后续向用户侧疏导辅助服务费用，调峰费用总规模缺乏规范，分摊标准不一。非现货地区由于用户已经在峰谷电价中承担了调峰的成本，若再参与分摊调峰辅助服务费用，实则是为调峰二次付费，这是不合理的。

调峰市场的发展建议

调峰辅助服务市场在发挥平衡电力作用的同时，也带来准入主体混乱、补偿标准不均、分摊对象不合理等问题。为了在电力市场运行规律和市场经济规律下，让调峰更好地服务我国高质量发展，给出以下四点建议。

推进电力现货市场建设，利用现货电价信号替代调峰服务

调峰交易本质上是计划形式下的产物，在市场机制尚不完善阶段，调峰辅助服务作为一种“补丁”措施，发挥了一定的作用，但随着电力体制改革的不断深化，利用现货市场的价格信号来引导发电机组出力变化，从而取代“调峰”，是未来市场进一步建设的方向。各地区应当根据自身实际情况，切实推进电力现货市场、电力中长期市场、容量补偿市场建设，以市场化的手段实现电力系统发用电平衡，有效替代调峰辅助服务。

明确准入标准，促进市场主体公平竞争

在市场化环境下，市场不应该限制辅助服务提供者的类型，既不能歧视某一类型主体也不应该对某一类主体有特殊照顾。准入标准的构建应该以结果为导向，只要可以实现调节的电源便不应拒绝其参与调峰市场，不因其电气一、二次侧的性能而多加限制。特别应放开新能源参与调峰市场，允许可再生能源以弃风、弃光、弃核方式参与调峰。用户侧可以拥有可中断负荷，难道风光就不能拥有可中断发电吗？所以，应进一步明确辅助服务市场准入标准，一视同仁，促进各市场主体间公平竞争。

按照调峰边际机组成本合理确定补偿和限价标准

对于补偿标准，应按照技术中立原则，根据提供的实际效果，通过一定测算，明确调峰边际机组成本，并以此为基准，设定统一标准对各机组提供的调峰辅助服务进行定价，尽力实现“同质同价”。同时，不应将限价作为市场操控手段，应改变限价确定方式，合理设定统一的限价标准。由于调峰实质上是以其他类型电源降出力来换取新能源出力，为了避免总成本进一步增加，调峰市场的报价上限不应超过新能源能够获得的最大收益，即限价原则上不超过标杆上网电价。限价标准合理制定以后，不随意更改限价，也不得通过事后调整结算公式方式变相调整限价。

合理划分调峰费用分摊范围和比例，并减少对市场的干预

调峰费用的分摊主体需要进一步合理划分。首先，用户侧不应该分摊调峰费用，也不应获得调峰辅助服务的补偿。开展现货的地区应利用电能量市场的价格信号来实现调峰。在未开展现货的地区，用户侧作为一个整体，用峰谷电价对用电进行调节，发电侧作为一个整体，用调峰进行调节。用户侧的调峰在已经享受峰谷电价优惠的前提下，不应再进行二次补偿，更不能让发电侧分摊用户侧调峰的费用。另外，调峰费用不应按电源类型强制分摊，而应该“谁使用了调峰服务，谁来付费”。例如某一风电场出力曲线与负荷峰谷贴合的很好，该风电场对调峰有正向贡献，便不应再因为自己的电源类型而分摊调峰费用。在各电源分摊比例方面，应该根据统一、科学的标准界定，不应按照主观意志随意设定分摊系数，事后再干预市场结果。

调峰辅助服务从诞生至今，在维持电力系统安全稳定运行中发挥了不可替代的作用。现有调峰辅助服务市场虽然仍存在一些不足，但这些瑕疵也是电力市场化改革道路上必经之坎坷。面向未来，调峰辅助服务市场也应不畏艰难，积极适应电力现货市场加速建设的节奏，助力我国统一电力市场体系建设。

来源：电联新媒