德邦证券近日发布研报认为,发改委、能源局明确辅助服务市场价格机制,激励电力系统灵活调节能力更好地发挥作用,辅助服务市场有望迎来快速发展,我们认为火电运营商及灵活性改造技术提供方将率先受益,同时《通知》提出研究适时推动水电机组参与有偿调峰,水电运营商有望获得超预期收益。
2月7日,国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》,不断完善辅助服务价格形成机制,推动辅助服务费用规范有序传导分担,充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。预测23H1火电度电辅助服务补偿达8.62元/Mwh。预计随着辅助服务细则的逐步落地,辅助服务规模有望进一步扩大,叠加容量电价政策,火电运营的稳定性将持续增长,价值有望重塑,相关运营主体和灵活性改造技术提供方有望受益。
充分考虑与现有市场机制衔接,推动新能源长远发展。《通知》主要有两大亮点:(1)充分考虑与现有市场机制的有序衔接,《通知》既考虑辅助服务市场与中长期市场、现货市场等现有市场机制的衔接。明确在现货市场连续运行地区,不再运行调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场,而是通过优化峰谷价差等方式,引导市场实现调峰功能;在现货市场未连续运行的地区,原则上新能源机组暂不作为有偿调峰服务提供主体。(2)《通知》明确,各地在确定调峰辅助服务价格机制时,要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。当前国内不少地区的调峰价格高达0.6-1元/度,以高价消纳度电价值0.3元左右的新能源。当消纳成本远超新能源自身收益水平时,也使新能源在部分时段发电积极性不足。我们认为,新政实施后,将使新能源在合理消纳的同时满足经济性要求,推动新能源长远发展以及实现资源优化配置。
辅助服务规模快速提升,火电价值更加凸显。根据国家能源局,2023年上半年,全国电力辅助服务费用共278亿元(2019年同期为130亿元),占上网电费1.9%(2019年同期为1.5%);从辅助服务品种看,调峰补偿费用占比达到六成,为167亿元;调频补偿为54亿元,占比19.4%;备用补偿为45亿元,占比16.2%;火电企业是提供辅助服务的主力,共获补偿254亿元,占比达91.4%,我们测算23H1火电度电辅助服务补偿达8.62元/Mwh。预计随着辅助服务细则的逐步落地,辅助服务规模有望进一步扩大,叠加容量电价政策,火电运营的稳定性将持续增长,价值有望重塑,相关运营主体和灵活性改造技术提供方有望受益。
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