2018年下半年开始，各地相继出台了市场化的电力辅助服务市场相关政策文件。本文以国家能源局华北监管局颁布的《内蒙古电网调峰辅助服务市场运营规则（试行）（征求意见稿）》为例，分析了调峰辅助服务政策对新能源汽车的影响。

随着中国可再生能源装机容量日益提高，促进新能源消纳的同时满足电网安全运行逐渐成为能源局、电网公司以及新能源发电企业尤其关注的问题。1月22日发布的《国家能源局关于规范优先发电优先购电的计划管理的通知》中又再次对清洁能源保障性收购进行了严格的规定和计划。

但由于风电光伏等间歇性电源调节能力差，大量新能源电力馈入电网，给电网带来了巨大的安全运行压力，网内其他常规电源（主要为火电）被迫承担大量的辅助服务义务，这一方面增加了这些发电企业的运行成本，另一方面影响了发电量。这在以发电量为主要创收基础的环境下，直接影响火电企业的经营效益。因此，目前亟须理顺电力系统辅助服务的价格传导机制，本着”谁受益谁买单，谁污染谁治理”的原则，建立市场化的利益分配体系，才能真正还原辅助服务的价值。从各地电监局出具的文件精神看，这部分系统安全成本由之前的火电企业独立承担或承担绝大部分，正在逐步演变为系统内所有的电源共同公平分担，也就意外着新能源电力不再只享受发电权利而不承安全义务了。

2018年下半年开始，各地相继出台了旨在建立市场化的辅助服务市场、理顺电网安全运行成本分摊机制的相关政策文件。内蒙古电网新能源装机比例和电量渗透率均居全国前列，有一定的代表性，本文以内蒙古电网目前试运行的调峰辅助服务政策做简要分析。

受一次能源禀赋、负荷物理特性及空间分布、产业分布结构、电网运行方式和调度机制、电源类型及电气物理特性等诸多因素影响，不同的电力系统对辅助服务的需求会随着时令、地域的不同而变化。内蒙古电网新能源装机比例较高，同时由于负荷成分中以大工业为主，大量间歇性不可控一次能源单向注入电力系统，给电力系统的实时电力平衡以及联络线控制带来了巨大压力，调峰是内蒙古电网的主要辅助服务需求之一。

2018年十月，国家能源局华北监管局颁布了《内蒙古电网调峰辅助服务市场运营规则（试行）（征求意见稿）》。该文中以下几点值得新能源发电企业注意：

调峰辅助服务的供给侧为火电企业（负荷率低于平均火电负荷率的机组）；

调峰辅助服务的购买方为火电企业（负荷率低于平均火电负荷率的机组）+全部新能源企业；

调峰报价范围为0-0.5元/度；

目前，内蒙古电网发电量80%为火电，风电+光伏大约为20%。全网发电量约3000亿kwh，则火电发电量为2400亿kwh，风电+光伏为亿kwh。按照调峰市场运营规则，全网出现弃风弃光时启动调峰交易。假设不调峰，弃风弃光电量每年按25%估计，则弃风弃光电量为150亿kwh。这部分电量由火电企业调峰让出，市场运行初期，调峰资源紧缺，假设5%的电厂参与深度调峰，度电调峰价格达到上限0.5元/kwh，则调峰总费用为75亿kwh。这部分费用由未进行深度调峰的火电+全部新能源企业承担，则风电+光伏承担调峰总费用约22亿；换句话说，新能源企业需花费22亿购买150亿kwh的发电权，每度电承担辅助服务费用0.14元。这在补贴逐步下降，电价逐步趋于平价的形势下，对新能源企业运营管理、技术储备等方面提出了严峻挑战。

随着市场逐步走向成熟，新能源企业的运营业绩将受以下诸多因素影响：一是网内调峰资源的建设力度和参与主体不断增加，度电调峰成本也将下降；二是随着新能源发电渗透率的不断提高，新能源企业承担的辅助服务费用比例也将逐步增大；三是新能源电价逐步趋于平价；四是本身新能源成本的不断下降；总体而言，上述因素交错在一起，建议新能源企业从以下几点出发，提高自身经营业绩：

1.树立“大系统”意识，提升可调可控能力，优化涉网性能；

2.密切关注电力辅助服务市场建设动态，适时建设自身辅助服务能力，积极参与辅助服务市场，变“被动买单”为“主动补偿”。

3.在集团公司层面建立电力系统和电力市场运行领域的核心专家队伍，为公司提供管理、运营、投资、技术等专业化决策建议。

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