电力：《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》点评-发现辅助服务市场价格，补齐电力商品价格体系

事件概述：2月8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》。 电力商品价格体系初步建立：截至2023年底，我国风光合计装机约10.51亿千瓦，占全部装机的36.0%，全国总发电量的15.8%。新能源的快速建设与并网接入对于调峰、调频、备用等辅助服务市场需求不断增加，2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费的1.9%；从类型上看，调峰/调频/备用补偿分别为167/54/45亿元，占比60.0%/19.4%/16.2%。《通知》在《电力辅助服务管理办法》基础上明晰辅助服务市场价格机制，补全了电力商品价格体系，标志着电力商品“电能量+辅助服务+容量”的价格体系初步建立。 优化调峰、健全调频、完善备用服务价格机制，发现辅助服务真实价格：关于调峰市场，《通知》强化电力现货价格发现功能，在现货市场连续运行的省市明确调峰市场以及具备类似功能的顶峰、调峰容量市场逐步退出；对于未连续运行电力现货市场地区，统筹新能源发电价值与消纳成本的平衡，确定调峰辅助服务价格上限按照不高于当地平价新能源项目上网电价；考虑到当前部分地区新能源承担过多的调峰/调频费用，价格规定上限使新能源在承担合理消纳成本同时满足自身收益要求，保证新能源运营商合理收益率。关于调频市场，《通知》明确了调频市场采用统一的基于调频里程的单一制价格机制，调频费用为出清价格、调频里程和性能系数三者乘积，分项参数则是选取每年核定性能最优的机组为基准折算得到。结合调频服务的价值、成本以及提供主体的收益，原则上调频里程性能系数不超过2，调频里程出清价格不超过每千瓦0.015元。《通知》能够引导市场主体有序竞争，维持市场的公平与高效。关于备用服务市场，《通知》合理确定备用服务价格上限，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。将备用辅助服务价格与电能量市场衔接，能够合理的体现出备用辅助服务的真实成本，为发电企业确定机组运行计划提供准确参考，同时优化了全系统的电量与备用在各机组间的分配方式，提高系统运行效率。 规范辅助服务价格传导，各方合理承担能源结构转型成本：在新型电力系统建设中，辅助服务属于系统运行的公共商品，应依据“谁受益、谁承担”的原则合理传导。《通知》要求由用户侧承担的辅助服务成本，应当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；电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用；电力现货市场连续运行的地区，符合要求的辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。《通知》确定了发电侧与用户侧、发电侧内部各电源应当承担的“应有”责任，合理的辅助服务价格传导机制对于新能源发电运营商进一步“减负”。 投资建议：《通知》通过明确的价格机制形成辅助服务真实价格，火电将直接受益完善的辅助服务市场；而合理的成本分摊疏导，新能源在承担合理消纳成本的同时满足收益要求，新能源运营商有望“减负”；《通知》研究适时推动水电机组参与有偿调峰，水电未来有望受益。火电板块推荐申能股份、福能股份，谨慎推荐华电国际、江苏国信、浙能电力、皖能电力；绿电板块推荐三峡能源，谨慎推荐龙源电力、浙江新能、中绿电；水电板块推荐长江电力、黔源电力，谨慎推荐国投电力、华能水电、川投能源。 风险提示：需求下滑；价格降低；成本上升；降水量减少；地方财政压力。 重点公司盈利预测、估值与评级