火电未来的看点在于辅助服务收入+容量补偿

火电辅助服务收入取费机制详解

火电辅助服务收入的取费方式主要包括价格机制、计价方式和分摊原则三方面，具体如下：

一、价格机制

火电辅助服务的取费主要采用市场化形成和固定补偿两种方式：

市场化形成价格（2023年起成为主流）：通过集中竞价形成价格采用"集中报价、统一边际出清"方式2024年3月1日起实施的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》明确了价格上限

固定补偿（早期阶段）：政府核定补偿标准纳入输配电价体系2020-2022年为补偿阶段

二、具体服务价格标准

1. 调峰服务取费

价格上限：不高于当地平价新能源上网电价

实际报价：山东：深度调峰（负荷率≤40%）0.4元/kWh；启停调峰（机组停机）1元/kWh河南：深度调峰第一档（40%≤负荷率<45%）报价上限暂定为0.2元/kWh东北：实时深度调峰交易报价上限为当地平价新能源项目的上网电价

计价方式：深度调峰服务费 = ∑（第j档深度调峰电量×第j档报价）

2. 调频服务取费

价格上限：调频里程出清价格上限不超过0.015元/千瓦（15元/MW）

实际报价：广东：调频补偿上限达15元/MW甘肃：调频里程报价上限暂定为15元/兆瓦

计价方式：调频收益 = 调频里程 × 里程价格

性能指标：AGC综合性能指标K值（K值越高，收益越大）

3. 备用服务取费

计价方式：备用费用 = 出清价格 × 中标容量 × 时间

三、费用分摊机制

1. 分摊原则

受益者承担：谁受益，谁付费

分层分担模式：省内分摊：由省内发电企业、市场化用户按电量比例分担跨省区分摊：按外送电量与上网电量比例计算（R=Q外送/Q上网×R总费用）

2. 具体分摊方式

(1) 调峰服务分摊

火电、新能源共同分摊：河南：初期暂定火电、新能源分摊比例为2:3东北：调峰补偿费用由省内负荷率高于有偿调峰基准的火电厂及风电场、光伏电站、核电厂共同分摊湖北：火电厂分摊采用"阶梯式"分摊，根据负荷率区间分三档加大分摊比重（负荷率60%以下为第一档，60-70%为第二档，70%以上为第三档，修正系数分别为k1=2、k2=3、k3=4）

(2) 调频服务分摊

调频服务费用由火电、风电、光伏（扶贫光伏除外）承担

新型储能免于分摊

四、典型取费案例

山东深度调峰：某300MW煤电机组参与深度调峰，负荷率从50%降至30%单日调峰电量10万kWh，补偿收益=10万kWh×0.4元/kWh=4万元

广东调频服务：某600MW燃煤机组加装储热系统后，K值从1.2提升至2.5单日调频里程5000MW·次，收益=5000×15元=7.5万元

河南深度调峰：深度调峰服务费 = ∑（第j档深度调峰电量×第j档报价）火电厂分摊金额 = [火电厂修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂、风电场、光伏电站总发电量）]×（深度调峰服务总费用-深度调峰交易总违约金）

五、市场发展趋势

2023年：全国辅助服务补偿费用合计278亿元，占上网电费1.9%

2025年：辅助服务市场规模有望达到3880亿元，其中火电辅助服务市场规模将达到1752亿元

2030年：辅助服务收入在火电企业总营收中的比重将提升至20%-25%

结论

火电辅助服务收入的取费方式以市场化机制为主，价格上限由国家政策规定，具体价格通过市场竞争形成。火电企业获取辅助服务收入的计价方式主要为：

调峰：按深度调峰电量×对应档位价格

调频：按调频里程×里程价格

备用：按出清价格、中标容量和时间计算

费用分摊遵循"受益者承担"原则，由火电和新能源按比例共同承担，部分地区采用阶梯式分摊方式，对负荷率高的火电厂分摊比例更高。随着新能源渗透率提高，火电辅助服务收入占比将持续提升，成为火电企业重要的盈利来源。