公用事业行业点评：明确辅助服务价格机制，灵活调节价值或将凸显

事件： 近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（后文简称《通知》），自2024年3月1日起实施。 点评： 明确辅助服务价格机制，更好适应新型电力系统需要 此前辅助服务市场存在辅助服务品种设置不够合理、计价规则不统一、部分地区辅助服务价格过高、工作机制不够规范等问题。本次政策从国家层面统一建立健全电力辅助服务市场价格机制，有助于提升电力系统综合调节能力，更好适应新型电力系统需要，更大力度促进清洁能源消纳和绿色低碳转型。具体来看，调峰方面，《通知》要求按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，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；调频方面，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算，性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。 考虑与各市场的统筹衔接，兼顾规范化与各地进程差异性 《通知》考虑了辅助服务市场与中长期市场、现货市场等的统筹衔接。其提出，电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行；电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。 健全辅助服务费用传导机制，明确用户侧所应承担的费用 《通知》明确，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，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），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，分担比例由省级价格主管部门确定。疏导费用的明确有助于更好地落实“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的原则。 投资建议： 近年来，随着新能源发电规模快速增长，我国电力辅助服务市场发展较快，2023H1电力辅助服务费用共计278亿元，占上网电费的1.9%；其中调峰补偿167亿元，占比60.0%。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，且该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。本次《通知》有望加快辅助服务市场建设，有助于提高市场主体参与积极性，或将提升火电等辅助服务提供主体的经济效益。具体标的方面，建议关注【国电电力】【华电国际】【浙能电力】【华能国际】【皖能电力】【华润电力H】等。 风险提示：政策推进不及预期、宏观经济下行、用电需求不及预期、装机增长不及预期、电价下调、煤炭价格波动等风险