调峰是指发电机组为了跟踪负荷的峰谷变化，有计划地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。随着我国电力市场化改革的不断推进，调峰辅助服务市场存在的问题也逐步显现。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，是当前亟需解决的问题。

电力辅助服务市场获多地政策支持

电力辅助服务市场需扩大主体参与范围，加强与电力现货市场统筹衔接。

近日，云南、贵州、山东等省份陆续发布有关参与电力辅助服务市场的交易规则，山东在全国率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助服务交易品种。

云南监管办刚发布的《云南调频辅助服务市场运营规则（2023 年征求意见稿）》提出，要推动建立有效的云南调频辅助服务市场；《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》明确，独立储能、电源侧储能参与电力辅助服务调峰及黑启交易的规则；山东已在全国率先发布了电力爬坡辅助服务市场运行机制。

业内人士认为，新能源大量并网，电力系统对辅助服务的需求越来越强烈，山东爬坡辅助服务是我国不断探索电力辅助服务多元化的尝试，可有效降低电能量价格大幅波动。山东作为全国首批八个电力现货市场建设试点之一，创新建立了全国首个电力现货市场容量补偿机制，具备探索更多电力辅助服务品种的土壤。

配售电专家吴俊宏接受记者采访时表示，爬坡辅助服务是一种典型的电力辅助服务类型，它和调频辅助服务的主要区别在于响应时间。一般调频辅助服务的响应时间是秒级至5分钟以下；爬坡辅助资源在5-15分钟内根据调度指令进行出力。“爬坡辅助服务主要给储能以及第三方独立辅助服务提供商，比如给虛拟电厂等提供一种便于参与辅助服务市场的方式。”

自从2014年我国首个电力调峰辅助市场启动以来，我国在较短时间内建立了较为完善的辅助服务市场体系，电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用等多个品种，因目前处在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频和备用辅助服务市场建设。

国内辅助服务市场存在的问题

辅助服务产品单一，调峰辅助服务不应属于辅助服务

目前我国多数地区辅助服务市场交易品种相对单一。多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停调峰两个品种。另外，现有的所有市场规则均对发电机组下调能力要求明确，但是对机组向上调峰需求未作明确市场定位。在国外的一些电力市场中，通常辅助服务机制的主要品种为调频和备用。在以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场中，发电企业在日前申报相关数据进行报价，ISO通过安全约束机组组合和安全约束经济调度等形成发电计划。不同负荷率水平的发电机组的收益是通过不同时间能量市场实时电价的变化来反映调整。系统负荷较小的谷时段，电价可能较低，而在系统负荷较大的峰时段，电价可能很高，因此调节能力强的机组可以通过在谷时段少发电而在峰时段多发电获得较高的平均电价，调节能力较差的机组如果无法在谷时段减小出力，就要接受较低的电价。实时电价的变化自然引导了发电企业主动参与调峰，也就反映在了基本的能量市场出清中，因此不需要一个额外的调峰产品。当然我国的调峰辅助服务是在缺乏分时的现货市场的情况下的一种特殊的辅助服务。目前大多数省份已经开始了中长期电力交易市场，部分省份开始了现货市场的建设。我国也需要尽快在用户侧输配电价中增加辅助服务相关的项目，以便逐渐理顺相关交易和价格机制。

同时，受制于我国煤电为主的电源结构，我国目前主要的辅助服务产品“调峰”和“调频”并不能充分解决大量可再生能源进入电力系统给系统带来的不稳定性问题，而电网灵活性的提升是促进新能源消纳的核心，电力辅助服务是提高电网灵活性的手段之一。电力辅助服务中的调峰、备用等能力对于可再生能源发电消纳的作用至关重要。美国加州已经引入了“灵活爬坡产品”（FRP，flexible ramping product）来应对可再生能源出力的波动，我国可再生能源消纳较为困难的区域也可以适时引入爬坡类辅助服务产品，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求。

辅助服务费用的分摊不尽合理

目前我国辅助服务成本补偿方式为发电侧承担。现行补偿机制只考虑火电和水电机组参与辅助服务，有偿和无偿的差别是按照是否引起水火发电成本的变化予以区分的，差别划分的不合理，造成无调节能力机组无偿享受了部分有调节能力机组的辅助服务，这本身就是不公平的。辅助服务作为一种公共产品，其作出的贡献由电力系统收益，其引发的成本也应纳入输配电价由全体用户分担。电力市场环境下，发电机组是辅助服务的提供方，而不是成本的分担方。

辅助服务补偿机制推行最初是为了解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，暂时由发电企业承担。然而这种做法没有明确是否考虑辅助服务成本进入上网电价，只把没有参与辅助服务的机组视为少做功的机组，因而需要收取一定的费用去补偿多做功的机组，这是不合理的。目前，辅助服务的费用仍取自发电企业，主要的改良在于调峰和调频等辅助服务产品不再按照性能排序调用，而是划定性能范围，在性能范围内按照价格由低到高调用机组。我国也没有明确如何量化衡量电力调度机构使用辅助服务的效率，包括使用辅助服务的成本是否能够小于消纳不稳定电源带来的红利。辅助服务能够保障的是全系统的安全稳定，因此系统中的所有主体均应是受益主体，辅助服务费用应由所有主体共同分摊。

目前我国电力市场正处于开展现货市场试点的阶段，现货市场的引入可以使得原有的辅助服务市场更有效率，通过发电商之间的竞争优化、用户侧储能和需求响应的加入以及辅助服务产品的价值重新定义评估，可以促进电力系统内各种资源的高效利用，从而降低电力系统整体的成本，这样不仅提供辅助服务能力强的运营商可以获得更多利益，包含辅助服务成本的输配电价也会降低，这将是一个三方互利的前景。

电力辅助服务产品定价交易机制不健全

目前我国东北辅助服务市场中实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分为两档浮动报价。在日内调用时，电力调度机构按照电网运行情况根据日内竞价结果由低到高依次调用，按照统一出清价格结算。山西的调频辅助服务是采用日前按各调频资源的排序价格由低到高确定中标的优先次序的方式确定中标的调频资源。调频在出清或调用时一般对调频性能因素进行考量。在调频标的方面，山西、山东等主要考虑调频容量，广东同时考虑了调频容量和调频里程。总的来看，我国的辅助服务市场产品报价一般采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按需调用、按序调用、价格优先的原则进行调用，最后将调峰费用按照电量或电费比例分摊给对系统调峰辅助服务贡献不大的发电机组。但是，这相当于每种辅助服务产品分开报价，分别进行交易，电力辅助服务市场独立于电能量市场。

在PJM的旋转备用市场结算中，旋转备用的成本包括调节备用服务的报价和机组由于提供调节备用服务而在电能量市场中损失容量的补偿即机会成本。发电机组进行电能生产和提供备用服务是紧密相连的，在提供备用时通常有额外的成本支出，包括投资成本、设备运维成本以及放弃在其他市场中的收益而导致的机会成本等。旋转备用辅助服务的价格主要包括电量成本和容量成本。容量成本是由于发电机组为了作为备用必须预留的容量产生的可能因为不能进入电能量市场从而失去发电机会而失去的收益，即是一种机会成本。电量成本是一旦备用容量被电能量市场实际调用所支付的购买电量的价格。发电机组既可以将发电容量投入到电能量市场，也可以投入到辅助服务市场，这样的选择决定了发电机组在提交备用服务报价时必须充分考虑“机会成本”和提供备用的边际成本。所以由于辅助服务市场和电能量市场的紧密相关性，辅助服务产品的定价和调度应该与电能量市场一起进行。如果不与现货市场联动，辅助服务产品的价值就无从发现。

而我国对于备用辅助服务的补偿机制一般按照不同发电机组的发电量进行补偿，并不能充分体现备用辅助服务产品的价值。因此辅助服务产品的定价和交易应该充分和电能量市场相结合，这样既能够增加辅助服务市场的效率也有利于优化电力系统的运行成本。

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。