截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，其中风电装机2.1亿千瓦、光伏发电装机2.04亿千瓦，双双突破“2万亿”大关。随着大规模风、光能源并网,发电侧的灵活性、可控性变差，据分析，风电、光伏在电力系统中比例到达一定比例（15%-20%）后，每高一个百分点，对电力系统的调峰要求都是质的改变。但是我国大部分地区电力系统运行灵活性不足，系统亟需较大比例灵活电源改善调峰电源结构，缓解系统调峰压力。从长期来看，这各问题将成为我国进一步推动清洁能源消纳和能源低碳转型的重大挑战。
一、我国灵活性调峰电源不足
目前我国电源结构中，灵活性电源占比较小。在新能源比例最高的“三北”地区，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间；而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用；燃煤机组、水电机组等传统的调峰方式也将难以应对日益增大的峰谷差。以内蒙古为例，拥有丰富的风电资源，风电开发也走在全国前列，由于本地消纳有限，外送通道又不畅，内蒙古弃风问题成为关注焦点。但令人始料未及的是，2018年内蒙古反而出现供电不足的现象，当地诸多工业大户被限电。究其原因，就是因为前期为保障新能源上网，关停了大量的煤电机组，当由于气象原因风电、光伏停止出力时，托底的在运煤电机组又爬坡能力不足，进而导致电力用户间歇式限电。
从全国资源特性和现有技术条件的角度来看，煤电是最为经济可靠和最具开发潜力的灵活性电源。而且，煤电机组本身就具有设计负荷区间，在未来几年持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态，也为深度调峰创造了条件。但是我国煤电机组的调峰能力不足，目前纯凝煤电机组调峰能力大约50%，热电联机组调峰能力只有约30%。而丹麦、德国能达到70%以上，说明煤电灵活性改造大有潜力可挖。
2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，规划要求“十三五”期间，热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右，合计2.2亿千瓦，主要集中在三北地区。但根据电力交易中心的数据显示，截至目前，全国完成灵活性改造的煤电机组仅仅5000多万千瓦，不足规划的1/4。这是由于对提供灵活性服务电源的激励长期缺乏，发电侧灵活调节能力、调节意愿都严重不足。
2020年4月8日，山西省能源局《关于加快推进煤电机组灵活性改造的通知》，提出“受新冠疫情影响，2020年1-2月份，全省用电负荷长期低位徘徊，在省内煤电机组最小方式运行的情况下，仍出现了6.6亿千瓦时的弃电量，电源测调峰能力与新能源消纳的矛盾持续加深。要求火电企业加快改造，主动承担灵活性改造的义务，确定改造计划，并且要求2020年底各发电集团煤电机组改造容量不低于本集团的新能源装机容量。”可见电力系统的灵活性不足已经是新能源消纳的现实难题。
二、调峰补偿的政策脉络
调峰问题，简单来说就是谁多发电、谁少发电的问题。调峰分为深度调峰和启停调峰。厂网分开之前，所有电厂都是电力车间，发多发少调度决定，电力系统没有调峰辅助服务的概念，只是企业内部使用的技术手段而已。厂网分开以后，电力车间变成独立的企业，自然不打算再任凭差遣。发电企业调峰调频徒增成本而没有收益，由于缺乏明确的规则，有的企业承担得多，有的企业承担得少，承担多的企业自然有怨言。在这样的背景下，“两个细则”诞生了。
（一）“两个细则”出台，确定补偿机制
2006年，当时的国家电监会颁布了《发电厂并网运行管理规定》和� | 
