2018年下半年開始，各地相繼出臺了市場化的電力輔助服務市場相關政策文件。本文以國家能源局華北監(jiān)管局頒布的《內蒙古電網調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）（征求意見稿）》為例，分析了調峰輔助服務政策對新能源汽車的影響。

　　隨著中國可再生能源裝機容量日益提高，促進新能源消納的同時滿足電網安全運行逐漸成為能源局、電網公司以及新能源發(fā)電企業(yè)尤其關注的問題。1月22日發(fā)布的《國家能源局關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)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(guī)定和計劃。

　　但由于風電光伏等間歇性電源調節(jié)能力差，大量新能源電力饋入電網，給電網帶來了巨大的安全運行壓力，網內其他常規(guī)電源（主要為火電）被迫承擔大量的輔助服務義務，這一方面增加了這些發(fā)電企業(yè)的運行成本，另一方面影響了發(fā)電量。這在以發(fā)電量為主要創(chuàng)收基礎的環(huán)境下，直接影響火電企業(yè)的經營效益。因此，目前亟須理順電力系統(tǒng)輔助服務的價格傳導機制，本著”誰受益誰買單，誰污染誰治理”的原則，建立市場化的利益分配體系，才能真正還原輔助服務的價值。從各地電監(jiān)局出具的文件精神看，這部分系統(tǒng)安全成本由之前的火電企業(yè)獨立承擔或承擔絕大部分，正在逐步演變?yōu)橄到y(tǒng)內所有的電源共同公平分擔，也就意外著新能源電力不再只享受發(fā)電權利而不承安全義務了。

　　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，有一定的代表性，本文以內蒙古電網目前試運行的調峰輔助服務政策做簡要分析。

　　受一次能源稟賦、負荷物理特性及空間分布、產業(yè)分布結構、電網運行方式和調度機制、電源類型及電氣物理特性等諸多因素影響，不同的電力系統(tǒng)對輔助服務的需求會隨著時令、地域的不同而變化。內蒙古電網新能源裝機比例較高，同時由于負荷成分中以大工業(yè)為主，大量間歇性不可控一次能源單向注入電力系統(tǒng)，給電力系統(tǒng)的實時電力平衡以及聯(lián)絡線控制帶來了巨大壓力，調峰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(jiān)管局頒布了《內蒙古電網調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）（征求意見稿）》。該文中以下幾點值得新能源發(fā)電企業(yè)注意：

　　調峰輔助服務的供給側為火電企業(yè)（負荷率低于平均火電負荷率的機組）；

　　調峰輔助服務的購買方為火電企業(yè)（負荷率低于平均火電負荷率的機組）+全部新能源企業(yè)；

　　調峰報價范圍為0-0.5元/度；

　　目前，內蒙古電網發(fā)電量80%為火電，風電+光伏大約為20%。全網發(fā)電量約3000億kwh，則火電發(fā)電量為2400億kwh，風電+光伏為600億kwh。按照調峰市場運營規(guī)則，全網出現(xiàn)棄風棄光時啟動調峰交易。假設不調峰，棄風棄光電量每年按25%估計，則棄風棄光電量為150億kwh。這部分電量由火電企業(yè)調峰讓出，市場運行初期，調峰資源緊缺，假設5%的電廠參與深度調峰，度電調峰價格達到上限0.5元/kwh，則調峰總費用為75億kwh。這部分費用由未進行深度調峰的火電+全部新能源企業(yè)承擔，則風電+光伏承擔調峰總費用約22億；換句話說，新能源企業(yè)需花費22億購買150億kwh的發(fā)電權，每度電承擔輔助服務費用0.14元。這在補貼逐步下降，電價逐步趨于平價的形勢下，對新能源企業(yè)運營管理、技術儲備等方面提出了嚴峻挑戰(zhàn)。

　　隨著市場逐步走向成熟，新能源企業(yè)的運營業(yè)績將受以下諸多因素影響：一是網內調峰資源的建設力度和參與主體不斷增加，度電調峰成本也將下降；二是隨著新能源發(fā)電滲透率的不斷提高，新能源企業(yè)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于平價；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(yè)從以下幾點出發(fā)，提高自身經營業(yè)績：

　　1.樹立“大系統(tǒng)”意識，提升可調可控能力，優(yōu)化涉網性能；

　　2.密切關注電力輔助服務市場建設動態(tài)，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”為“主動補償”。

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