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政策催化電力輔助服務市場繁榮

近年來，我國電力行業尤其是清潔能源電力發展迅速，電源結構、網架結構發生重大變化，系統規模持續擴大，系統運行管理的複雜性隨之大大增加，對系統安全穩定運行提出了更高要求。

同時，我國電力供應能力總體寬鬆，局部地區棄風、棄光、棄水和系統調峯、北方地區供暖季電熱矛盾等問題突出，建立電力輔助服務市場機制的必要性日益凸顯，補償機制亟需進一步完善。

通常間歇性能源佔比越高、靈活性電源需求越多的電力系統，支付的電力輔助服務成本就越高。當前我國電力輔助服務總費用佔總電費比重較歐美等電力市場還有很大差距。這意味着未來的市場空間還非常大。

數據顯示，2018年，全國(除西藏外)參與電力輔助服務(補償+市場)的發電企業共3530家，涉及裝機容量12.45億千瓦，補償及市場交易費用共146.16億元。5個正式運行的電力輔助服務市場交易費用共36.6億元，佔全國電力輔助服務總費用的25.1%。

從啓動電力輔助服務市場的14個地區來看，各地均結合實際情況，建立了市場基本規則體系，全國電力輔助服務市場化機制正在形成，在促進電力系統安全穩定運行、促進可再生能源消納、提升系統調峯調頻能力和設備利用效率、推動新技術和新設備發展等方面成效已經顯現。

同時，市場主體對電力輔助服務市場的認識有了新的提高。發電企業提供輔助服務由被動轉爲主動，通過靈活性改造等途徑提升提供輔助服務的能力，在服務電力系統的同時獲得收益，由過去的“要我提供”變成“我要提供”。

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變“被動買單”爲“主動補償”

1月22日發佈的《國家能源局關於規範優先發電優先購電的計劃管理的通知》中又再次對清潔能源保障性收購進行了嚴格的規定和計劃。

2018年下半年開始，各地相繼出臺了旨在建立市場化的輔助服務市場、理順電網安全運行成本分攤機制的相關政策文件。

內蒙古電網新能源裝機比例和電量滲透率均居全國前列，同時由於負荷中以大工業爲主，大量間歇性不可控一次能源單向注入電力系統，給電力系統的實時電力平衡以及聯絡線控制帶來了巨大壓力，調峯是內蒙古電網的主要輔助服務需求之一。

2018年十月，國家能源局華北監管局頒佈了《內蒙古電網調峯輔助服務市場運營規則（試行）（徵求意見稿）》。該文中以下幾點值得新能源發電企業注意：

1、調峯輔助服務的供給側爲火電企業（負荷率低於平均火電負荷率的機組）；

2、調峯輔助服務的購買方爲火電企業（負荷率低於平均火電負荷率的機組）+全部新能源企業；

3、調峯報價範圍爲0-0.5元/度；

目前，內蒙古電網發電量80%爲火電，風電+光伏大約爲20%。全網發電量約3000億kwh，則火電發電量爲2400億kwh，風電+光伏爲600億kwh。按照調峯市場運營規則，全網出現棄風棄光時啓動調峯交易。假設不調峯，棄風棄光電量每年按25%估計，則棄風棄光電量爲150億kwh。這部分電量由火電企業調峯讓出，市場運行初期，調峯資源緊缺，假設5%的電廠參與深度調峯，度電調峯價格達到上限0.5元/kwh，則調峯總費用爲75億kwh。這部分費用由未進行深度調峯的火電+全部新能源企業承擔，則風電+光伏承擔調峯總費用約20億；換句話說，新能源企業需花費20億購買150億kwh的發電權，每度電承擔輔助服務費用0.13元。這在補貼逐步下降，電價逐步趨於平價的形勢下，對新能源企業運營管理、技術儲備等方面提出了嚴峻挑戰。

隨着市場逐步走向成熟，新能源企業的運營業績將受以下諸多因素影響：一是網內調峯資源的建設力度和參與主體不斷增加，度電調峯成本也將下降；二是隨着新能源發電滲透率的不斷提高，新能源企業承擔的輔助服務費用比例也將逐步增大；三是新能源電價逐步趨於平價；四是本身新能源成本的不斷下降；總體而言，上述因素交錯在一起，建議新能源企業從以下幾點出發，提高自身經營業績：

1、樹立“大系統”意識，提升可調可控能力，優化涉網性能；

2、密切關注電力輔助服務市場建設動態，適時建設自身輔助服務能力，積極參與輔助服務市場，變“被動買單”爲“主動補償”。

3、在集團公司層面建立電力系統和電力市場運行領域的核心專家隊伍，爲公司提供管理、運營、投資、技術等專業化決策建議。

ps: