如果不考虑“拉胯”的青海，风、光利用率指标是好于去年的。本月15日，国家能源局发布通知，要求电网公司积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发。因此，今年的新能源的消纳率问题将不再是个问题。现在业内专家对新能源的进一步发展也有了新的观点，即在装机和发电量达到一定规模之后，还是一味追求弃风弃光率的降低，不仅代价高昂，还会带来系统安全稳定问题，应该将工作重点放到提高可再生能源发电占比上。
这样的背景下，近期华北能源监管局印发的《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》遇冷也就不足为奇了。
凡事，预则立、不预则废。尽管当前可再生能源消纳压力不大，但从长远来看，在双碳目标的大背景下，如何保证调峰市场的顺利开展，鼓励调峰资源积极参与，对于电网保安全、系统促发展，具有非常重要的意义。该规则的可取之处至少有如下几点：
1.有利于常规机组灵活性改造的成本疏导
欧美等新能源发电占比较高的国家，有一个共同的特点，就是以气电为主的灵活性电源占比很高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。反观以煤电为主力电源的我国，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比还不到6%。其中，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源却不足3%，调节能力先天不足[1]。
除了发挥大电网的互联互济能力，增加PHS、气电装机之外，对煤电进行灵活性改造是必须的选择。《电力发展“十三五”规划》明确提出，“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦。然而，“十三五”收官在即，截至2019年底，煤电灵活性改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4，且截至目前（2020年12月）情况并无明显改观[2]。
煤电机组进行深调改造，会带来安全性、环保性、经济性的问题。火电机组在深调模式下煤耗增长5%，灵活性改造每获得10万千瓦调峰能力年滚动成本约150万元[3]。下图为660MW机组在不同负荷水平下的发电、供电煤耗曲线[4]，在深调阶段（出力从50%降到30%），煤耗增加51克。
为了引导煤电机组进行灵活性改造并积极参与系统调峰，必须给予足够的回报。
以河北（冀北）、内蒙、山西为大头，华北的新能源比重约30%左右，仅次于西北，如下图所示[5]，消纳问题也很严重。因此，华北地区自2018 年12 月就启动了调峰辅助服务市场，并于2019年9月对运营规则进行了修订。
运营规则中，费用结算是以MWh为单位计量的，调峰电量是火电厂实际被新能源替代的发电量。受到负荷、天气的因素的影响，交易组织次数、规模存在不确定性，因此火电厂调峰收益也会随之而变。2019年1~4月间，电力调峰辅助服务日前市场只交易了76笔[6]。以近期的电力供需关系看，调峰空间不大，火电厂调峰收益难以保障。
灵活性改造费用是实实在在投出去的，但是收益回报却存在较大的不确定性，这也就制约了火电厂进行灵活性改造。
《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》则是按容量给予火电调峰机组回报，华北调峰容量市场按季度开展。火电机组只要中标，就可以每天获取调峰容量费用，具体公式为：
有了华北电力调峰容量市场，火电机组的灵活性改造费用有了一个相对明确的疏导途径，有利于激发火电机组灵活性改造的热情。
2.有利于未来调峰市场与现货容量市场的融合
调峰辅助服务是我国的特色，在国外是没有的，因此不少专家建议用现货能量时长代替调峰市场。但是考虑到我国主力电源为煤电，现货市场电能量价格的波动范围难以覆盖煤电机组的深调成本。
现在，有了调峰容量市场打底，煤电机组就可以与新能源、负荷侧等资源就可以站在同一起跑线上。低出力工况下的煤电机组可以在现货市场与其他资源PK，同时风光新能源也可以参与调峰市场，最终可以促进两个市场的融合。
3.有利于储能的发展
当前阶段，很多人认为储能发展的瓶颈之一是经济性问题，成本偏高。因此，很多项目招标时，尤其是新能源强配项目，都将储能系统报价作为首要考量因素，难免带来安全性问题。
构建新型电力系统，储能不可或缺，尤其在保证系统安全稳定运行的辅助服务领域。由于相关市场机制的缺失，导致衡量储能价值的那杆秤不准，或错位、或失位。价值不能被充分体现、认可，这才是储能目前碰到的最大挑战，绝非成本、安全、寿命等问题。
尽管华北调峰容量市场开展初期，电网侧、常规电源侧、用户侧等储能项目暂不参与调峰容量市场，但还是留了口子：待具备条件时，储能装置报量报价参与调峰容量市场。
储能参与调峰容量市场，有利于成本疏导，尤其是固定成本部分。而在未来的现货能量市场，调峰等辅助服务市场，储能资源可与其他市场主体展开竞争，以回收充电、运维费用等可变成本。
未来参与华北调峰容量市场的资源，应该是有为之进行精准性投资的资源，比如灵活性改造的火电、独立储能电站等。常规电源侧储能属于灵活性改造范畴，应该与火电主体打包参与。
华北能监局对新能源电站配置的储能装置的态度是：优先满足新能源电站自身新能源消纳。换句话说，独善其身就行了，不要求兼善天下。如果确实有余力想做贡献，那就：作为市场主体参与调峰市场，并根据相关规则获得调峰费用。调峰容量市场嘛，就不要参加了，同时豁免相关分摊费用：计算调峰容量市场分摊费用时，扣除其储能装置促进自身新能源电站消纳电量。本段的斜体字，均为规则原话。
需求侧资源，并没有额外的投资，因此不应该参加未来的调峰容量市场。至于用户侧储能，其投资目的多元，如果参加，对灵活性改造的火电、独立储能不公平。实在要参加，应该是以独立市场主体的身份，单独签订并网调度协议，就像独立储能电站一样。
尽管华北调峰容量市场开展初期，仅在京津唐电网组织试运行，但对于我国电力市场建设无疑是一次有意义的尝试。
