长江证券-环保行业专题报告：火电灵活性改造（三）工具篇，解读电力辅助服务市场-221120

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　　预计“十四五”期间火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五” 
　　我们在此前外发两篇火电灵活性改造专题报告《缘起与节奏》、《技术篇》中对火电灵活性改造的背景、目标、节奏、技术做了详细分析。“十三五”期间我国目标灵活性改造约2.2亿千瓦，但实际完成进度大幅低于预期；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；随着双碳目标推进带来的可再生能源装机规模迅速增加带来的调峰迫切性提升、激励机制的完善、多地将灵活性改造与新能源装机挂钩政策的出台，预计“十四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。其中，电力辅助服务市场是灵活性改造回报机制的重要手段。
　　发展历程：从计划到市场，从点到面电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升
　　电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与实践，目前初步形成了跨区域省间、省多层次辅助服务体系。主要变化趋势包括：1）补偿力度：从计划到市场，力度逐步加大；2）区域范围：从东北市场到涵盖全国6个区域电网和30个省级电网；3）主体范围：从火电厂到包括新型储能、虚拟电厂、传统高载能工业负荷等在内；4）品种范围：从深度调峰需求扩充到启停调峰、爬坡、稳定切机服务等；5）费用分担：从并网电厂承担延伸到电力用户端。
　　新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊
　　2021年底国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，时隔15年重新修订用来应对日益复杂的电源结构和网架结构。此次修订：①扩大了辅助服务市场提供主体；②对服务服务品种重新分类（包括有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务）；③进一步强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制；④逐步将电力用户纳入分担共享机制，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式；⑤新纳入跨省跨区电力辅助服务机制。从各区域辅助服务市场来看，各地区结合实际情况执行具体的有偿调峰基准值、有偿调峰价格档位和报价区间。
　　案例剖析：东北电力市场风电场为每度电增发电量支付成本0.054元
　　在2014年10月至2018年5月底的时间段内：①东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元，有偿调峰辅助服务平均价格0.506元。②全网共有257座风电场参与市场，平均支出金额688万元，风电为此支付费用合计17.69亿元，折合风电为每度电增发电量支付成本0.054元；我们测算风电场每年平均增发小时数约275小时。③全网火电中共用96座火电厂参与调峰辅助服务市场交易：共50座火电厂盈利，平均盈利金额0.63亿元；共46座火电厂净支出，平均净支出金额0.20亿元。
　　投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务
　　2022年外部诸多环境影响下环保板块业绩承压，但美丽中国建设目标下，行业长期需求仍存。当前时点，我们认为可着重布局以下投资线索：1）转型成长：推荐ST龙净、冰轮环境，关注灵活性改造龙头；2）疫后修复：推荐高能环境，关注奥福环保；3）检测服务：推荐军工检测龙头、华测检测、谱尼测试。
　　风险提示
　　1、政策推进力度不及预期风险；2、行业参与者增加，竞争格局恶化风险。