中国储能网讯：近日发布的《国家能源局西北监管局关于明确电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知（审议稿）》（以下简称《通知》）显示，陕西、宁夏、青海辅助服务市场中调峰交易不再分档，火电深度调峰申报价格上限调整，按照不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限。宁夏虚拟电厂调峰交易上限暂保持0.19元/千瓦时，其他类型的调峰交易申报价格上限参照火电深度调峰交易执行。青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时。

在业内人士看来，调峰服务价格上限的调整，有助于提升电力系统的综合调节能力。通过合理设置调峰服务价格上限，可以激励火电机组、储能等灵活调节资源积极参与系统调节，提升电力系统的灵活性和稳定性。

■■促进西北新能源消纳

调峰交易不再分档，意味着市场规则更加统一，减少了因分档带来的复杂性和不确定性。这有助于提高市场运行效率，降低交易成本。对于电力企业来说，简化规则可以减少因分档导致的策略性报价行为，使市场更加公平、透明。此外，统一的调峰交易机制也有助于提高市场参与者的参与意愿，促进市场竞争的公平性和有效性。

厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺对《中国能源报》记者表示，《通知》的发布颇具意义：一是通过取消分档定价消除火电辅助服务存在的“倒挂”现象，确保新能源在调度中的优先使用；二是构建公平竞争机制，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；三是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，推进电力市场化改革的纵深发展。

调峰交易分档取消后，按照不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整。这一调整有助于降低新能源消纳成本，减轻新能源企业的分摊压力，从而促进清洁能源的高比例接入。此外，市场参与者根据实际需求灵活调整调峰能力，从而提升电力系统的综合调节能力。

在业内看来，调峰交易分档取消后，有助于消除因分档带来的不公平竞争现象。通过合理设置调峰服务价格上限，可以确保电力价格的合理性和公平性，促进电力市场的健康发展。

■■或压缩火电调峰收益空间

《通知》的亮点之一是，火电深度调峰申报价格上限调整，按照不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限。

业内认为，对于火电企业来说，调峰交易不再分档，意味着他们需要根据实际需求灵活调整调峰能力，以适应市场变化。

孙传旺认为，对于火电企业而言，取消分档意味着依赖于“高档位”获得调峰补偿的机制不复存在。一方面，缺乏高补偿预期会使火电机组的市场参与积极性下降，部分机组甚至可能会退出调峰市场；另一方面，该举措将倒逼火电企业通过灵活性改造维持市场竞争力，如提高快速启停能力、缩短启停周期、增强调节速率等。

调峰交易取消后，火电企业将面临一系列影响，这些影响既包括挑战，也包含机遇。最大的挑战是调峰服务收益可能减少。过去，火电企业通过参与调峰交易获得额外的补偿收入，尤其是深度调峰服务。取消分档后，调峰服务的价格上限可能不再分档，导致部分火电企业在深度调峰时的收益空间被压缩。

“调峰交易取消后，市场规则更加统一，导致火电企业在调峰市场的竞争更加激烈。特别是在新能源消纳能力提升的情况下，火电企业的调峰需求可能减少。”不愿具名业内人士对记者直言，调峰交易取消后，火电企业需要进一步提升自身的灵活性，以适应新的市场规则。这意味着火电企业需要加大对灵活性改造的投入，如低压缸切除、储热系统等，以降低最小技术出力，提高调峰能力。然而，这些改造需要较大的资金投入，对火电企业的财务状况造成一定压力。

业内人士认为，政策的调整，有助于更加完善电力辅助服务市场，火电企业可以通过参与调频、备用等辅助服务市场获得更多收益。例如，调频服务可以通过快速响应电网需求获得高收益，备用服务则可以通过提供备用容量获得固定补偿。辅助服务有望成为火电企业的重要收入来源。

■■储能转向“主动服务”

《通知》明确，按不高于当地平价新能源项目的上网电价原则调整调峰辅助服务市场价格上限，并取消陕西、宁夏、青海辅助服务市场中调峰交易的分档机制，青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时。

业内认为，这一政策对储能行业具有重要意义。对于储能行业而言，这意味着储能设备在参与调峰服务时，其收益空间将得到保障。特别是具备快速响应能力的电化学储能技术在调峰市场中的竞争力将显著增强。储能企业可以通过灵活调度、快速响应，获得与新能源发电相匹配的收益，从而提升其参与电力辅助服务市场的积极性。

“这是朝着储能市场化方向迈出的关键一步，在新机制下储能将与传统调峰资源在同一市场平台上竞争，有利于打破技术壁垒，实现按能力定价、按价值付费。分档制度往往伴随繁复的补偿规则和调度认定流程。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心副主任冯思遥对《中国能源报》记者表示，取消后，交易机制更加简化透明，尤其有利于中小储能运营商、虚拟电厂聚合商的参与，降低了参与门槛，鼓励更多主体入场。随着多地取消强制储能配建、优化电价机制，储能行业的可持续发展亟须靠市场机制来支撑。这一改革正是为行业建立长期稳定的盈利模式打基础。

冯思遥认为，这项政策的发布对储能行业具有多方面意义，一是明确价格机制，增强了市场预期。青海首次明确电网调用储能调峰的价格为0.3247元/千瓦时，价格虽然是暂定的，但对整个行业而言，是一个重要的收益参考点，帮助投资者更清晰地进行项目回报测算，尤其是在当前全国多地取消储能“强制配建”的背景下，市场化激励机制的建立显得尤为关键。

“二是强化市场角色转型。储能不再只是电站的‘配角’或‘配建义务’，而是通过市场交易提供调峰能力，从‘被动配套’转向‘主动服务’，这标志着行业正逐步摆脱政策依赖，迈向依靠市场机制实现自身价值的发展阶段。”冯思遥表示，三是打通现货市场联动机制。《通知》特别提出加强辅助服务与现货市场的衔接，为储能未来在调频、现货响应、容量市场等方面的多元价值实现提供了制度基础。储能的真正价值，并不局限于调峰，而是在调频、备用、电力现货响应、需求侧管理等多个维度同时体现。政策明确推进与现货市场联动机制，将为未来储能的多元化盈利路径提供制度支撑，这也有助于行业摆脱对“峰谷套利”单一模式的依赖。

随着电力市场改革的不断深化，新型储能将逐步从辅助服务市场向现货市场拓展。此次调峰价格机制的调整，有助于建立更加合理的辅助服务价格体系，为储能参与电力现货市场提供价格参考和市场基础。