公用行业行业事项点评：辅助服务价格机制新规落地，电力市场化改革再进一程

（以下内容从信达证券《公用行业行业事项点评：辅助服务价格机制新规落地，电力市场化改革再进一程》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
事件：2月7日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，规范了调峰、调频、备用服务等三类辅助服务的定价原则。对此我们点评如下：
政策主要明确辅助服务价格机制，规范调峰、调频、备用服务定价原则
（1）调峰：引导与现货市场衔接，调整调峰价格上限。现货市场连续运行的地区适当放宽市场限价，不再运行调峰等类似功能；非现货市场地区风电光伏原则上不作为调峰主体，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
（2）调频：采用基于调频里程的单一制价格机制。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。合理确定价格上限，原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
（3）备用服务：采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
新规充分体现出改革的市场化原则，且加强辅助服务市场与电能量市场的衔接
从市场规划角度看：明确辅助服务市场与电能量市场的关系与区别，完善电力价格形成机制。辅助服务费用主要指所提供的服务价格，相关服务费用理应仅限于服务本身，而因辅助服务产生的电能量变动理应通过电能量市场价格进行计算。《通知》规定用户承担的辅助服务成本为“电能量市场无法补偿的，因提供辅助服务而未能发电带来的损失”，即辅助服务费用仅补偿“服务成本”，不包含“电能量成本”。辅助服务补偿思路逐步在公平公正原则下理顺明晰，电力价格形成机制得以完善，电力辅助服务市场作为电力市场体系的重要组成部分也将加强与电能量市场的衔接。
从服务提供方角度看：调降调峰辅助服务价格上限，以市场化手段和经济性原则引导消纳成本合理化。《通知》重点要求调峰服务价格上限原则上不高于当地新能源项目上网电价，这是在电改政策中首次明确“新能源消纳成本不应高于发电价值”的市场化原则。政策通过完善辅助服务市场交易机制，以市场规则的形式和经济性最优的原则确定新能源合理消纳水平，标志新能源并网消纳进入新阶段。过去新能源“保量保价”的保障性收购模式将受到消纳成本上限的约束，新能源弃风弃光率或将面临进一步抬升的风险。
从费用分摊角度看：费用分摊基于市场化原则，现货和非现货地区因地制宜。《通知》明确非现货地区用户侧不参与辅助服务费用分摊，而现货地区用户用电量和非市场交易电量参与费用分摊。其费用分摊的基本原则同时结合“谁受益谁承担”的市场化原则和“基准价包含发电机组应承担的辅助服务费用”的底层逻辑。作为参与现货市场交易的用户侧，依照“谁受益谁承担”的市场化原则理应承担辅助服务费用分摊，而未参与现货市场交易的上网电量按照政府定价模式的价格，其理应包含辅助费用，因故需要承担部分成本分摊。
辅助服务费用总规模短期有望缩小，但火电灵活性改造需求预计有望长期提升
由于部分调峰需求由现货市场实现、以及部分地区辅助服务限价影响，辅助服务费用总规模短期将缩小。根据国家能源局2023年三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。由于现货市场连续运行的地区，将通过现货来实现调峰功能；其他地区的调峰价格上限也有所限制（原则上不高于当地新能源项目上网电价），因此我们认为短期辅助服务费用的总规模将缩小。长期来看，随着高比例新能源接入电力系统，辅助服务需求有望持续增长，辅助服务费用总量长期或将呈扩张趋势。
对发电运营商的影响：火水核电有望受益，风光消纳或将短期承压。短期内火电机组获得的调峰补偿收益可能有所下降，但受益于现货市场全国推广、且现货市场价格弹性高于固定调峰补偿，火电机组的调节性价值有望得到更市场化的体现。且调峰需求或将随新能源渗透率的提高而持续增加，因此火电作为调峰功能的主要提供者有望长期获益。水电及核电作为辅助服务费用的分摊方，受益于短期内度电分摊成本的降低，且本次《通知》首次提出“研究适时推动水电机组参与有偿调峰”，未来水电的调节性价值也有望得到市场化体现。风光方面，由于消纳水平将受到经济性原则的约束，弃风弃光率或将在短期内有所提升。
对火电灵活性改造的影响：火电功能定位转型趋势明确，短期内辅助服务费用规模缩减不影响灵活性改造需求。火电从以提供电量为主的主体电源向支撑性、调节性电源的定位转变，有望成为新型电力系统的建设发展的趋势。虽然此次《通知》对调峰辅助服务价格有所限缩，但《通知》亦明确引导现货市场与调峰逐步融合，且2023年11月出台的煤电容量电价政策同样对煤电机组的最大出力调用提出考核。因此，相关电改政策持续从现货电能量、辅助服务、容量电价机制等多角度要求火电机组具备灵活性调节功能，我们认为短期内调峰限价调整不影响火电灵活性改造的积极性。根据电规院数据，2021-2022年完成灵活性改造规模1.88亿千瓦，已经超过“十四五”目标的90%。我们认为“十四五”火电灵活性改造在“应改尽改”原则下大概率将大幅超额完成。
投资建议：本次《通知》规范了调峰、调频、备用服务定价原则，标志着电力市场化改革再进一程。我们认为火水核电有望受益，火电灵活性改造积极性不受影响，而风光消纳或将进一步承压。建议关注：1）火电：国电电力、华能国际、华电国际、皖能电力、浙能电力、申能股份等；2）水电：长江电力、国投电力、华能水电、川投能源；3）核电：中国核电、中国广核；4）灵活性改造：华光环能、青达环保、龙源技术、西子洁能。
风险提示：各省政策细化及执行情况不及预期；辅助服务费用大幅下降但现货市场放宽限价的幅度不及预期；水电参与有偿调峰的后续政策延缓出台。