本文来自：郭丽丽的研究札记 作者：郭丽丽
本周专题
2021年12月21日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》。本周我们对电力辅助服务市场的发展历程以及成本收益进行梳理和测算，并对市场后续发展进行展望。
核心观点
▍新能源装机高增带来消纳需求，电力辅助服务重要性凸显
截至2021年10月底，我国可再生能源发电累计装机容量达到10.02亿千瓦，占全国发电总装机容量的比重达到43.5%。新能源发电具有随机性、波动性的特点，电力辅助服务在保障系统稳定安全运行方面重要性日益凸显。
▍多品种电力辅助服务，为电网安全保驾护航
电力辅助服务主要分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等；无功平衡服务包括自动电压控制以及调相运行等；事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动等。目前调峰、调频及备用为我国电力辅助服务市场最主要的类型，占比超过90%。
▍我国电力辅助服务市场发展历程回顾
我国辅助服务市场发展经历了2006年以前的无偿服务、2006年至2014年的计划补偿、2015年至2017年的市场化探索到2017年以后的市场化进程加速4个阶段。截至2020年底，全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网启动电力辅助服务市场。国家能源局预计全国范围内2021年增加系统调峰能力9000万千瓦，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时，减少近1亿吨二氧化碳排放。
▍我国辅助服务市场收益成本测算及规模预估局
调峰收益及分摊成本方面，据2020年1月-2021年6月陕西和宁夏两地的辅助服务市场数据测算，陕西的调峰收益约为0.36元/千瓦时，宁夏的调峰收益约为0.56元/千瓦时。陕西的风电度电分摊成本在0.008元左右，光伏度电分摊成本在0.014元左右；宁夏的风电度电分摊成本约为0.0176元，光伏度电分摊成本约为0.026元。
新版《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》的发布，对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制等内容进行了补充深化，辅助服务市场规模有望进一步扩大，我们预估2025年我国电力辅助服务市场规模有望达到1160.9亿元。
▍投资建议
在碳达峰、碳中和背景下，为加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，保障系统稳定、高效、安全运行，电力辅助服务重要性日益凸显。我国辅助服务市场目前仍以调峰、调频和备用为主。新版“两个细则”出台后将加快辅助服务市场化改革，我们预估2025年我国辅助服务市场规模将达到1160.9亿元左右。具体标的方面，具体标的方面，火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】；新能源运营商建议关注【龙源电力】【金开新能】【吉电股份】【三峡能源】【福能股份】等。
▍风险提示：政策推进不及预期、用电需求不及预期、电价下调的风险、煤炭价格波动的风险等。
正文
1. 电力辅助服务市场成本与收益分析
2021年12月21日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，自2006年以来对辅助服务管理规则进行首次修订。本周我们对电力辅助服务市场的发展历程以及成本收益进行梳理和测算，并对市场后续发展进行展望。
1.1. 高比例可再生能源并网推动电力辅助服务改革加速
1.1.1新能源装机高增带来消纳需求，电力辅助服务重要性凸显
在碳达峰、碳中和的愿景下，我国风电、光伏等可再生能源的装机比重不断提升。据国家能源局数据，截至2021年10月底，我国可再生能源发电累计装机容量达到10.02亿千瓦，比2015年底实现翻番；占全国发电总装机容量的比重达到43.5%，比2015年底提高10.2个百分点。
加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，意味着电力系统将日趋低碳化（可再生能源发电）和去中心化（分布式发电）。而可再生能源发电具有随机性和波动性，据《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》介绍，风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性。这意味着高比例可再生能源接入的系统的平衡过程变得越发复杂。为保障系统稳定、高效、安全运行，电力辅助服务重要性日益凸显。
1.1.2. 多品种电力辅助服务，为电网安全保驾护航
定义：根据国家能源局最新印发的《电力辅助服务管理办法》，电力辅助服务指由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。
分类：电力辅助服务主要分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务三大类。
有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务。
无功平衡服务即电压控制服务，包括自动电压控制以及调相运行等。
事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。
从电力辅助服务补偿费用的结构上看，目前调峰、调频及备用为我国电力辅助服务市场最主要的类型，占比超过90%。以2019年上半年为例，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频补偿费用总额27.01亿元，占总补偿费用的20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%；调压补偿费用5.51亿元，占比4.23%；其他补偿费用0.29亿元，占比0.22%。
调峰服务将逐渐被现货市场取代。对标国外成熟市场的辅助服务品种，一大区别在于国外电力辅助服务市场并没有调峰品种，而是通过现货市场的实时市场或者平衡机制来实现。在国家发改委今年发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号）中也已明确要求“现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场”。随着电力体制改革的不断深化，现货市场建成运行以后，现货市场的电价将引导发电机组出力变化，从而取代调峰。
1.1.3. 电力辅助服务市场发展历程回顾:从无偿到有偿，从计划到市场
我国电力辅助服务市场发展经历了2006年以前的无偿服务、2006年至2014年的计划补偿、2015年至2017年的市场化探索到2017年以后的加速市场化4个阶段。
“无偿服务”阶段：2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制；2002年厂网分开后，各发电厂分属于不同的利益主体，无偿提供电力辅助服务难以协调各方利益。
“计划补偿”阶段：2006年出台的“两个细则”提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。这在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于发电企业的激励作用相对有限。
市场化探索阶段：2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，各地积极开始电力辅助服务市场化探索。2019年年初，东北电力辅助服务市场首次增设旋转备用交易品种，实现了辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。
在市场化推进下，我国辅助服务市场发展迅速。以全国首个区域级调频辅助服务市场---覆盖广东、广西和海南三省的南方区域电力辅助服务市场为例，截至2021年6月，广西调峰辅助服务市场累计为清洁能源消纳腾出5.4亿千瓦时发电空间，有效避免弃水、弃风、弃光5亿千瓦时；广西平衡的燃煤电厂和核电厂100%参与市场，调峰机组从市场中累计收益2303万元。在海南，调峰辅助服务市场启动结算试运行以来，累计为清洁能源腾出1.47亿千瓦时的消纳空间，相当于一座装机容量为10万千瓦的光伏电站一年的发电量。据国家能源局预计，2021年全国范围内将增加系统调峰能力9000万千瓦，相当于90座百万千瓦级抽水蓄能电站，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时，减少近1亿吨二氧化碳排放。
2021年12月，国家能源局发布新版《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，自2006年以来对辅助服务管理规则进行首次修订。新版“两个细则”重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化，辅助服务市场化改革再次提速。
新版“两个细则”的出台加快了各省的改革步伐。按照2006版《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，一次调频属于基本辅助服务，由发电机组义务提供，不进行补偿。新版《电力辅助服务管理办法》并未对提供基本辅助服务的品种进行明确指定，一次调频服务收费具备政策可能性。2021年12月30日，山西省能源监管办发布《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，正式提出独立储能电站一次调频服务报价范围为5-10元/MW，报价的最小单位是0.1元，这有利于借助市场化机制拓宽储能的收益范围，促进储能行业的健康发展。
1.2. 市场化改革加速，2025年市场规模或超千亿
1.2.1. 调峰辅助服务交易机制及成本收益分析
补偿基准：前文提到，目前我国电力辅助服务市场以调峰、调频及备用为主，其中调峰辅助服务分为基本（无偿）调峰辅助服务以及有偿调峰辅助服务。火电机组负荷率高于有偿调峰基准值时为无偿调峰，不享受补偿；根据电网运行需要，按照电网调度指令通过调减出力至有偿调峰基准值以下所提供的辅助服务为深度调峰服务。有偿调峰基准值是一个体现市场供求关系的动态平衡点，我国大多数地区对基准状态的确定都是按负荷率进行的，比如出力在50%以上的调峰认为是无偿调峰，出力低于50%需要额外补偿。根据各省能源行业实际情况的不同，有偿调峰基准值会有所不同。目前，大多数地区将基准负荷率水平定在50%左右。山东将基准负荷率设定在70%；而福建将燃煤火电机组定为60%。
定价方式：各省调峰辅助服务市场深度调峰交易大多采用阶梯式、分机组的报价方式，按照机组负荷率分为若干档位，每档为一个报价区间，并进行限价。
市场费用分摊机制：各省调峰市场中的深度调峰补偿费用一般由各市场主体按一定规则进行分摊，其差异主要体现在计算分摊比例是用发电量还是上网电费，是用全部发电量还是有偿调峰基准值以上部分的发电量。例如，华北市场按照“谁提供、谁受益、谁使用、谁承担”的基本原则，以省网为单位进行分摊和支付，每15分钟时段清算、每日统计、每月进行结算；山东深度调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、核电厂、送入山东的跨省区联络线等按照深度调峰时段的发电量比例进行分摊，其中火电厂按照全电量参与分摊。
截至2020年底，全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网已经启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖。我们根据国家能源局西北监管局发布的宁夏和陕西两地2020-2021年月度电力辅助服务市场结算情况及数据，对陕西和宁夏电力辅助服务市场的深度调峰补偿以及市场分摊情况进行分析，并以此为依据估算两个市场风电和光伏的承担调峰的度电成本和火电机组进行深度调峰的度电收益。（其中利用小时数假设为两地2020年的实际光伏和风电利用小时数）
从分摊费用上看，2020年1月至2021年6月，陕西辅助服务市场风电平均分摊成本为595.16万元/月，低于光伏电站的平均分摊成本941.89万元/月；宁夏辅助服务市场的风电和光伏电站分摊成本相差较小，分别为2875.19万元/月和2770.43万元/月。此外，宁夏市场的风电分摊成本具有较大的波动性，2020年5月的分摊费用为6913.21万元，是2021年同期的3倍以上。
从度电分摊成本上看，2020年1月-2021年6月，宁夏的风电和光伏度电分摊成本的均值分别为0.0176元/千瓦时和0.0261元/千瓦时，陕西的风电和光伏度电分摊成本的均值分别为0.0082元/千瓦时和0.0139/千瓦时，并且风电和光伏对于深度调峰的度电分摊成本均呈现较大波动。从能源类型比较，光伏的平均度电分摊成本高于风电；从地区来看，陕西的风光调峰分摊压力低于宁夏。
从度电调峰收益上看，2020年1月-2021年6月，陕西的度电调峰收益约为0.36元/千瓦时，宁夏的度电调峰收益约为0.56元/千瓦时，调峰收益的波动性显著低于风光度电分摊成本。
1.2.2. 我国辅助服务市场规模预估
国外辅助服务市场已经较为成熟。在费用分摊方面，国外典型市场中电力用户均承担了部分或者全部辅助服务费用。我们对国外典型市场的运行特点进行分析总结，并以此为依据对我国辅助服务市场规模进行预估。
据国家能源局数据，2019年上半年全国电力辅助服务市场补偿费用共130.31亿元，现阶段我国包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，并且该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。考虑到国外辅助服务市场在成本分摊方面大多实现由发电企业与用户共同承担甚至全部传导给终端用户，与之相比我国辅助服务的市场化仍需要进一步完善，预估到2025年我国辅助服务占终端电费比例为2%左右。据中电联预测，2025年我国全社会用电量预计为9.5万亿千瓦时，若电价维持在2019年平均销售电价0.611元/kwh，我们预计2025年我国电力辅助服务市场规模有望达到1160.9亿元。
1.3. 投资建议
在碳达峰、碳中和背景下，为加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，保障系统稳定、高效、安全运行，电力辅助服务重要性日益凸显。我国辅助服务市场目前仍以调峰、调频和备用为主。新版“两个细则”出台后将加快辅助服务市场化改革，预估2025年我国辅助服务市场规模将达到1160.9亿元。具体标的方面，火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】；新能源运营商建议关注【龙源电力】【金开新能】【吉电股份】【三峡能源】【福能股份】等。
2. 环保公用投资组合
3. 重点公司外资持股变化
截至2021年12月31日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.21%、0.51%、1.62%、2.58%和17.83%。较年初（1月2日）分别变化+1.76、+0.16、-0.56、-0.69和-5.15个百分点，较上周分别变化-0.01、+0.07、+0.01、0.00和-0.02个百分点。
截至2021年12月24日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.22%、0.44%、1.65%、2.61%和17.86%。较年初（1月2日）分别变化+1.77、+0.09、-0.53、-0.66和-5.12个百分点，较上周分别变化+0.08、+0.06、+0.04、+0.00和-0.03个百分点。
报告来源：天风证券股份有限公司
报告发布时间：2022年1月6日
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