电力辅助服务及储能行业研究：市场化势在必行_千亿市场有望开启.docx

电力辅助服务及储能行业研究：市场化势在必行_千亿市场有望开启HYPERLINK"http://quote.eastmoney.com/SZ000750.html"\h1、什么是电力辅助服务，市场空间有多大？1.1、政策推动电力辅助服务市场化2021年12月21日，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》、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。电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，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。HYPERLINK"http://quote.eastmoney.com/SZ300832.html"\h修订《电力辅助服务管理办法》的目的是推动构建新型电力系统，规范电力辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设。国家能源局市场监管司答记者问中提到，近年来我国电力行业电源结构、网架结构发生重大变化，电力装机规模持续扩大，清洁能源发展迅猛，辅助服务市场建设面临新的挑战。系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需要；仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求；跨省跨区交易电量规模日益扩大，省间辅助服务市场机制和费用分担原则有待完善；新型储能、电动汽车充电网络等新产业新业态也亟须市场化机制引导推动发展。电力辅助服务市场的健康有序发展是实现“双碳”目标的必要保障，顶层设计的完善有助于提高电力辅助服务市场化水平。“双碳”目标下的新型电力系统可再生能源发电和分布式发电占比将逐渐提高，供需双方的稳定性和可预测性均会降低，使得系统平衡的过程变得越发复杂。为保障电力系统稳定、高效、安全运行，电力辅助服务已变得越来越重要。电力辅助服务市场的建设显著增加了可再生能源消纳水平，但“行政主导”型的市场机制存在着辅助服务激励扭曲的问题。据国家能源局答记者问，修订的《电力辅助服务管理办法》通过完善用户分担共享新机制，通过市场来提升需求侧调节能力，健全市场形成价格新机制的方式来降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。从山西调频辅助服务市场化试点看，调频市场的运行显著提高了供给质量，证明了通过市场配置资源的有效性。因此我们认为辅助服务市场化会坚定不移地向前推进。1.2、现状：国内辅助服务费用主要为调峰调频备用，辅助服务来源主要为火电修订的《电力辅助服务管理办法》对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式，包含在用户用电价格中，并在交易电价中单独列支。国内电力市场辅助服务补偿费用从结构上看以调峰、调频、备用为主，合计占比超90%，2019年上半年占上网电费比例达1.47%，调峰和备用同比增长较高。根据国家能源局公布的数据，2019年上半年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，较2018年上半年参与的发电企业增加1036家，同比增长29%；装机容量增加1.25亿千瓦，同比增长10%；补偿费用增加60.22亿元，同比增长86%；补偿费用占上网电费的比例也有显著提升，从2018年上半年的0.87%提升至1.47%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰、调频及备用为最主要的服务类型，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（与2018年上半年区别为西北区域一次调频也计入补偿范围，其调频为AGC加一次调频，其他区域调频为AGC）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%。2019年上半年补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，南方区域和东北区域较2018年上半年增长较多，分别为37.2亿元和10.2亿元。西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.27%，华中区域占比最低，为0.36%。据国家能源局公布数据，南方区域补偿费用增长最多的为广东，调频、调峰、备用依次增加2.68/2.88/26.61亿