9月 20日，甘肃能源监管办发布《电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）和《热电联产机组发电调峰能力核定管理办法》(试行)，给予火电机组调峰容量补偿，鼓励热电解耦，在调峰容量市场中优先调用配置新型储能、采用热电解耦等先进技术的市场主体。
相较于南网、华东电网等区域电网按照电量给予火电机组调峰补偿，甘肃按照机组容量给予调峰补偿。市场初期，甘肃省火电机组 50%以下调峰容量，按机组额定容量 10%-5%分档纳入补偿。非供热季/纯凝机组补偿标准上限每天在 10-1800元/MW（对应负荷率50%-0%，下同），供热季补偿标准上限每天在 300-3600元/MW（参与区域辅助服务市场的火电机组，当日不享受补偿）。
调峰容量补偿叠加优先出清调用，火电灵活性改造动力有望提升。
1) 价格机制：调峰容量市场采用“单边竞价，边际出清”的模式。对于配置新型储能、采用热电解耦改造等先进技术的市场主体，在参与调峰容量市场时优先出清调用，有望拉动相关设备投资需求。
2) 调峰容量补偿测算：对于火电机组，假设其灵活性改造后最小技术出力从 50%下降至 30%，新增调峰容量投资成本为 500-1500元/KW，则一台 60万千瓦的纯凝机组，灵活性改造投资成本为 0.6-1.8亿元。按照甘肃调峰容量市场补偿标准，当机组出力区间在30%-40%时，按全年 365天测算，全年可获得补偿的上限为4380-7665万元。
费用分摊原则：“谁受益，谁分担”。根据文件要求，调峰容量市场补偿费用在调峰能力未降至额定容量 50%以下的火电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组、新能源电场、水电厂、市场化电力用户之间进行分摊，其中用户按当月实际用电量比例分摊，发电侧按当月修正电量比例分摊。辅助服务结算按“日清月结”原则执行。
值得注意的是，费用分摊主体均设置分摊金额上限，当发电企业辅助服务支付费用达到上限后，辅助服务费用仍存在缺额时，缺额部分由辅助服务提供方在其获得费用中消减。根据文件，对于市场化用户，市场初期，暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为 0.01元／千瓦时。
明确需求侧响应费用分摊和补偿细则。1）服务提供主体：负荷调节能力在 1000千瓦及以上的市场化用户、代理用户负荷调节能力在5000千瓦及以上的负荷聚合商可直接参与需求响应市场。2）市场出清价格采用边际价格。费用分摊主体为火电、新能源、水电厂和市场化用户。削峰响应补偿费用由发用电两侧分月份、按照发/用电量分摊支付；填谷响应补偿费用由发电侧按照月度上网电量分摊支付。
投资建议：行业方面，甘肃给予火电机组调峰容量补偿，同时优先出清调用灵活性改造机组，有望提升火电灵活性改造动力，拉动相关设备投资需求。维持行业“推荐”评级。个股方面，火电运营商建议关注盈利有望改善的华能股份、大唐发电、华电国际、国电电力、华润电力、中国电力；灵活性改造设备商建议关注东方电气、青达环保、西子洁能。
风险提示：重点关注公司业绩改善不如预期、用电需求不及预期、政策变动风险、煤价大幅上涨、灵活性改造进度不及预期。
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