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