辅助服务价格机制新规落地，电力市场化改革再进一程

根据提供的研报内容进行总结归纳，主要关注点如下：

行业事项与政策背景

• 政策概述：国家发改委和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》，旨在规范电力辅助服务的定价原则，包括调峰、调频、备用服务。

电力辅助服务定价原则

1. 调峰服务：

   • 引导与现货市场衔接，设置价格上限，原则上不高于当地新能源项目上网电价。
   • 非现货市场地区，风电光伏原则上不作为调峰主体，按照成本不高于发电价值的原则确定价格上限。

2. 调频服务：

   • 采用基于调频里程的单一制价格机制，考虑出清价格、调频里程、性能系数三者，价格上限原则上不超过每千瓦0.015元。

3. 备用服务：

   • 采用基于中标容量和时间的单一制价格机制，价格上限不超过当地电能量市场价格上限。

市场化与衔接性改进

• 市场规划：明确辅助服务市场与电能量市场的关系与区别，完善电力价格形成机制，强调辅助服务费用仅限于服务成本。
• 费用分摊：区分现货和非现货地区，强调市场化原则下的费用分摊，确保用户承担与收益相匹配的服务成本。

短期与长期影响

• 短期影响：辅助服务费用总规模预计会缩小，尤其是调峰补偿减少，反映现货市场对调峰功能的替代效应。
• 长期展望：随着新能源接入增加，辅助服务需求将持续增长，费用总量预计将扩大。

对发电运营商的影响

• 火电与水电：火电灵活性改造需求预计长期提升，水电的调节性价值有望得到市场化体现。
• 风光消纳：新能源消纳成本受经济性原则约束，弃风弃光率可能增加。

投资建议

• 推荐关注火电、水电、核电及灵活性改造相关的公司，如国电电力、华能国际等。

风险提示

• 各省政策执行情况不确定性。
• 辅助服务费用下降风险。
• 水电参与有偿调峰政策的不确定性。

结论

此次政策的发布标志着电力市场化改革的深化，旨在通过优化辅助服务定价机制，促进电力市场的健康发展。重点关注电力辅助服务的市场化进程和发电运营商的转型趋势，特别是火电灵活性改造的潜力。