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