“从我们自己的数据来看，东北地区2019年半年时间的风电分摊费用已经超过2018年全年。”作为一家新能源企业市场营销部的负责人，看着飙升的电力辅助服务分摊费用，王森（化名）感到颇为无奈。

2019年上半年，东北地区的黑龙江、吉林和辽宁三省发电量为244.2亿千瓦时，同比增长14.1%，弃风电量减少3.9亿千瓦时。（东北地区还包括蒙东地区，上半年内蒙古弃风电量减少32.6亿千瓦时，弃风率由16.7%下降至8.2%）

尽管上半年发电量增长，弃风电量下降，但是对于很多像王森一样的东北地区风电运营商而言，还没来及感受多发电的喜悦，却更为深切的感受到了来自电力辅助服务（主要为调峰）的巨大压力。

记者从另外一家黑龙江风电运营商处了解到，截至9月末，公司电力辅助服务所分摊的费用高达4969万元，去年同期的费用仅为1800万元，同比增加176%。

11月5日，国家能源局综合司发布《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，上半年东北区域的补偿费用为24.9亿元，同比增长69.4%，其中调峰补偿费用为24.5亿元，同比增长73.8%。

图：全国光伏、风电电力辅助服务补偿费用与分摊情况(亿元)

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，综合下来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。

目前，电力辅助服务补偿费用的来源87.7%来自发电机组分摊费用，11.41%来自考核等其他费用。在这样的分摊机制下，作为新能源的风电、光伏由于其间歇性的特点，在储能成本居高不下的背景下，进入电力系统后只能被动承担，在电力辅助服务上愈发的入不敷出。

弃风率下降后的烦恼

“今年补偿费用增长了很多，很大原因是由于风电多发，火电少发造成的。以第一季度为例，风电发电量同比增长了20%，火电则减少7%。”上述黑龙江风电运营商的负责人孙磊（化名）告诉记者，“从发电量来看，我们风场前九个月的发电量达到7.8亿千瓦时，同比增加3000万千瓦时。”

数据显示，2019年上半年，黑龙江风电发电量为74.7亿千瓦时，同比增长18.6%，弃风率达到历史最低的2%，利用小时数为1243小时，同比增长了144个小时。

而仅仅在三年前的时候，东北地区还正深陷在弃风旋涡中。2016年上半年，黑龙江、吉林和辽宁弃风率分别高达23%、39%和19%。

而导致东北地区弃风问题突出的原因就在于其电源结构。2016年前，东北地区电源结构中火电占比70%，风电占比20%，水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，导致弃风严重。2016年10月，东北电力辅助服务市场被确定为国家电力体制改革专项试点，试图解决东北地区调峰资源紧缺难题。

2017年1月1日，《东北电力辅助服务市场运营规则》首次面世，在执行半年后，东北地区弃风率得到大幅改善，黑龙江、吉林和辽宁弃风率分别下降至16%、24%和9%。截至2019年上半年，三省的弃风率下降至2.0%、3.3%和0.6%。

毋庸置疑，东北地区弃风率的下降要归功于东北电力辅助服务市场，但是由于补偿费用高企，只出不进的风电企业承受着分摊的巨大压力。

运行近十一个月之后，东北能源监管局在2017年10月27日发布关于《调整完善电力辅助服务市场运营规则》，规则指出，东北电力辅助服务市场运行中发现，风电企业非供热期分摊费用约为供热期的数倍，未能准确体现出东北供热期调峰资源稀缺程度，也导致新能源受益与分摊的费用明显不匹配。对此，《补充规定》将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用。

图：东北地区实时深度调峰报价方式和价格机制

孙磊告诉记者，近年来东北火电在调峰补偿上收益巨大。例如半夜时，也就是电力系统的负荷低谷阶段，火电的报价非常高，而此时风力强劲，风电想要发电不得不承担火电的高报价。有些火电厂在重视了这项工作以后，个别电厂甚至于第一个季盈利便高达5000万元。

在上半年全国电力辅助服务补偿费用中，调峰补偿费用最高，达到50.09亿元，占总补偿费用的38.44%。东北区域则是调峰补偿力度最大的地区，在月均补偿费用排名中中，辽宁月均费用最高，月均超过1.8亿元，而黑龙江和吉林则分列第二名和第四名。

图：全国调峰市场月均补偿费用情况

全电量分摊下的困惑

2019年1月1日，东北能监局印发《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》，针对深度调峰补偿机制，新的运营规则提出，一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用，基本延续之前的补充规定。二是考虑到东北地区光伏发展迅猛，对电力系统调峰已经产生明显影响，因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴。

2019年7月1日，在东北电网经过半年模拟运行后，《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》正式启动试运行并实际结算。

事实上，对于补偿费用的分摊，王森有着自己的疑问，费用分摊无可厚非，但是现在并不平衡。新能源计算如果按照全电量来分摊，有一些资源不好的地区并没有从中受益却要承担分摊的费用。此外，目前补偿费用的分摊并不是按月公布，分配到每一个风场并没有给出详细的计算方式，多少是受益电量并不清晰。

“目前，鉴于储能经济性仍然不足，因此新能源无法主动参与电力辅助服务市场，参与调峰调频的市场，只出不进。”王森表示，“目前，东北区域的风电度电分摊费用已经超过3分钱，而且从今年7月份开始，光伏也纳入分摊，虽然可以一定程度缓解风电的费用分摊压力，但对于光伏也是不利的影响。”

电力辅助服务市场是促进新能源消纳的重要手段，但是作为新能源在应对辅助服务市场上似乎并没有太多的办法。一方面只能在新项目投资决策开始时便充分考虑辅助服务市场的影响；另一方面则是加强技术及科研研究，探索新能源与储能、微电网等途径的结合，优化新能源参与辅助服务市场的主动性进而提升新能源参与辅助服务市场的能力。

2019年之前，风电项目仍然可以获得国家补贴，不管是限电，还是弃风大大改善之后的电力辅助服务分摊费用，风电项目或许只是利润的进一步压缩。但是在2019年之后，风电以及刚刚加入电力辅助服务补偿费用分摊行列的光伏将面临来自平价上网更为严峻的的挑战。

2019年5月23日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》，在项目信息汇总表中，黑龙江、吉林以及辽宁三省，风电共计25个项目，装机容量219万千瓦，占比48.6%；光伏共计55个项目，装机容量284万千瓦，占比19.2%。

孙磊告诉记者，目前针对东北地区平价上网的风电项目在实时深度调峰费用分摊上有所优惠，只收取80%的分摊费用。但是如果分摊费用不减半，除非是选择风资源特别好的地方，否则平价上网的风电项目基本不挣钱。