赚钱还是亏损？电力辅助服务市场好似一团迷局！

赚钱还是亏损？电力辅助服务市场好似一团迷局！鲁文建筑服务网 参与电力辅助服务市场的新能源企业和火电企业几乎都在吐槽分摊费用高，究竟谁吃了亏，谁又占了便宜？在试水电力辅助服务的过程中，应该怎样找寻一个平衡点？ 6月9日，《湖北电力调峰辅助服务市

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参与电力辅助服务市场的新能源企业和火电企业几乎都在吐槽分摊费用高，究竟谁吃了亏，谁又占了便宜？在试水电力辅助服务的过程中，应该怎样找寻一个平衡点？

6月9日，《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》（以下简称《规则》），《规则》中把风电、光伏、水电等清洁能源列为深度调峰费用的分担者。记者调查发现，大多省份在制定电力辅助服务市场的调峰规则时，都会将新能源列入调峰费用的分担者，在华北甚至连充电桩资源也不放过，将其纳入华北电力调峰辅助服务市场并正式结算。

伤不起的新能源发电公司

过去曾经在很长一段时间，辅助调峰是发电企业的义务。据国家能源局2019年统计数据显示，截至2018年底，全国（除西藏外）参与电力辅助服务补偿费用共147.62亿元。其中，发电机组合计分摊118.95亿元，占比为80.58%。

全国光伏、风电电力辅助服务补偿费用与分摊情况(亿元)

刚开始，火电承担了大部分辅助调峰的义务，后续随着风电、光伏等新能源大量涌入，辅助调峰的需求量逐渐增大，相应的新能源发电企业也承担了分摊费用，如此一来风电、光伏的消纳情况好转，但辅助调峰的费用却直线上升。

一位风电运营企业相关负责人接受采访时说，2019年仅前9个月公司承担的辅助调峰的费用已经高达4900多万，虽然弃风率下降让公司发电收入增加，但辅助调峰费用同比增长将近180%，总体算下来公司收入几乎没有增加。

由于风电、光伏这样的电源具备间歇性的特征，参与辅助调峰不像火电那样自由，匹配电化学储能费用又比较高，进入电力系统后只能选择被动承担一些费用，在电力辅助服务方面亏损严重。

亏损的另一个原因还在于有些地方的政策给予火电的调峰补偿和对新能源的补偿计算方式是不同的。从全国来看，在电力辅助服务补偿费用的分摊中，火电最多，为62.65亿元，风电次之，为26.72亿元。但是由于火电获得的补偿费用高达120.62亿元，而风电仅为0.78亿元，以此计算，火电从电力辅助服务中获利57.97亿元，而风电则亏损25.94亿元。

我国电力辅助服务市场的规则虽然延续着谁受益谁承担的原则，但实际操作过程中新能源企业却吃了不少亏。一位不愿透露姓名的专家告诉记者，新能源发电承担的辅助调峰费用如果按照全电量来计算分摊，可能会导致有一些风光资源不好的地区的新能源电厂难以从中受益，却要承担高额的分摊费用，对于新能源发电企业来说有失公允。尤其是风电、光伏即将迎来平价上网的新阶段，这会给新能源发电公司带来更为不利的影响，分摊费用如果不能降下来，这个问题产生的不利影响甚至比新能源补贴拖欠还要严重。

煤电调峰企业也在“哭穷”

在电力辅助调峰领域，新能源企业大呼“分摊费用高，伤不起”的同时，煤电企业同样也在为参与调峰导致亏损而“哭穷”。有业内人士认为，煤电大面积亏损的根本原因，是煤电企业为新能源接入电网系统带来的高成本“买了单”，无偿承担了大量成本。

煤电近年来的亏损的确变得非常严重，从2017年开始，这种亏损已经出现，记者发现，2017年新五大电力集团整体煤电电业务亏损额高达132亿，这种亏损情况在2018年依然延续，几乎半数以上的煤电企业陷入亏损状态。2019年根据麦肯锡风险管理模型初步测算，煤电企业大面积亏损、局部地区电力供应紧张，经济风险系数分别为0.1和0.2。

煤电企业亏损是无可辩驳的事实，但这真的是因为其承担了大量的电力辅助调峰才导致的么？记者认为，未必如此。

煤电企业的亏损很重要的原因是煤炭价格的市场化与发电价格固定化的矛盾引发的，煤电企业与煤炭供应商的长协难以签订，煤炭价格上涨让火电企业的燃料成本高企才是症结所在。

此外，煤电企业因为原有老旧机组的环保系数不够，需要升级改造才能达到标准，这笔费用对于煤电企业来说也相当高昂。根据电厂调研数据及《造价指标》编制原则核算，2×300MW燃煤锅炉烟气污染物“超低排放”改造（采用湿式电除尘技术路线）总工程静态投资为12475万元，单位投资为207.92元/kW。煤电利用小时数逐年下降导致其发电成本升高也是煤电企业亏损的原因之一。

煤电调峰的确此前在没有相应政策出台的时候或许也是造成亏损的原因之一，但随着全国各省市出台了电力辅助调峰的一些政策文件，给予煤电调峰予以补偿，反而让一些煤电企业从中受益。

今年4月2日消息，华能大连电厂一季度调峰收入破亿元，创今年调峰收入最快破亿的纪录。京津唐地区一些煤电厂调峰贡献率大，因而赚取了辅助调峰的补偿费用，个别电厂此项的月度净收入可达700万元。

由此可见，火电参与调峰大多数情况并不是亏本买卖，相反企业反而可以赚上一笔。根据山东省火电调峰统计数据显示，2019年电力集团在辅助调峰方面的收入最高的神华集团每兆瓦的收入高达6911.31元，只有大唐集团在此方面出现亏损，由此可以证明，火电参与调峰导致亏损可能只是个别现象，不能代表全行业的发展状况。

用电侧是否同样需要分摊

涉及新能源消纳、关乎火电企业生存的电力辅助服务市场的规则是否需要进一步调整，习惯于坐享其成的用电侧是否也应考虑承担相应的电力辅助服务的义务？从根本上考虑，用户侧才是导致电力系统负荷峰谷差的根本原因，也是电力系统安全运行最大的受益对象。按照谁受益谁承担的原则，用户侧承担相应的义务似乎也说得通。

业内专家认为，目前我国电力辅助服务市场正在试探中前行的过程中，一些政策的出台也是需要实践来检验。从部分区域检验的成果看，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有补偿模式和力度已经不能满足系统需求。从现阶段出现的一些问题观察，主动参与辅助服务的发电机组奖励不足，被动参与的生存得不到保障是电力辅助服务行业的难点。辅助服务作为一种公共产品，所有系统主体都可以看做受益者，仅由发电侧分摊成本，显失公平。

不过想要马上把用电侧也加入到义务承担的主体中目前缺乏现成的体制机制，可以考虑通过奖惩机制刺激电力用户主动参与到辅助服务市场中来，从根本上减少电力系统对辅助服务的需求压力。

比如通过电力市场化改革，售电公司可以与用电大户妥善协商，客户可以选择在高峰期允许供电中断，自己通过配备储能的方式解决电力供应问题，以此获得更便宜的用电价格，这样对于电网整体的平稳、发电侧调峰压力的减小和用电侧费用的降低都有好处。

此外，大力发展抽水蓄能，让其参与电力调峰的辅助服务也是提高电网稳定性的重要手段。减轻电力调峰、调频等压力，让电网平稳运行需要全社会共同努力，仅靠其中部分企业的努力是不够的，相信随着国内各省出台政策对电力辅助服务系统如何运作进行合理安排，我国电网稳定性会进一步提高，新能源消纳问题也同样能够得以妥善解决。

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