2024年电力辅助服务行业专题报告：“破壁”的启承，完善火电价值拼图

一、辅助服务——从吹风到纲领到落地展望

（一）辅助服务的三步走：从吹风到纲领到落地

从吹风到纲领文件到市场规则落地，今年预计是辅助服务的政策大年。从能源局去 年三季度和今年一季度新闻发布会吹风辅助服务，到2月7日发布纲领性文件健全辅 助服务市场价格机制，再到预计今年出台用于实操的辅助服务市场规则。辅助服务 的政策进度超出市场预期，展望未来的政策脉络，我们认为一方面是从全国纲领到 地方细则，另一方面是从电价机制到市场建设，辅助服务政策预计将贯穿全年。

辅助服务种类多元，目前政策主要聚焦解决消纳较为核心的调峰、调频和备用。辅 助服务旨在维持电力系统稳定，应对消纳等问题带来的冲击。此次健全价格机制通 知主要围绕有功平衡的调峰、调频、备用，有条件的地区摸索爬坡。针对调峰来看， 在部分风光出力突出，但用电低负荷时段，需要一些机组如火电等适度降低出力保 障电力系统稳定运行，为了补偿此部分机组的固定成本，国家出台了容量电价等机 制，而对于更进一步的负荷率降低至基准线以下时需要额外补偿，我们认为辅助服 务的价格机制也是由此展开。

即便在辅助服务尚未全面展开，但2023年上半年已经形成278亿市场规模。根据国 家能源局第三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，从 类型上看，以调峰补偿为主，2023H1调峰补偿167亿元，占比60%；调频和备用补 偿合计99亿元，占比35%。从来源来看，部分试点辅助服务的省份是主体，目前仍 并未铺设至全国。从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿254亿元，占总费 用的91.4%，已超过22年全年补偿费用的80%。火电龙头华能国际在中报业绩交流 会议中提到，上半年获得15亿元辅助服务收入，已超过去年全年14亿元的水平。

（二）辅助服务通知解读：在通往全面现货的途中，促进新能源大并网

本次通知以是否现货连续运行作为分界，来谋定调峰辅助服务的支付模式和价格传 导机制。具体来看，本次通知旨在满足新能源的大规模并网，围绕调峰、调频、备用 三个动作进行交易机制设立和价格上限确立，且多次将现货市场连续运行作为价格 确立和传导的条件。我们梳理核心思路如下：（1）现货市场是包含辅助服务、容量 电价等在内的终极定价方式，但目前绝大部分省份尚不具备条件，因此才需要出台 各自相应的细则；（2）针对现货市场不能连续运行的地区，原则上不向用户侧传到 辅助服务成本，并且考虑“谁受益、谁承担”的总体原则，预计风光将作为承担主体，火电、新型储能、抽蓄及其他水电则作为受益主体；（3）每个动作都提出了各 自独立的价格上限机制，而并非辅助服务统一打包价；（4）留给各省六个月时间完 成价格机制建立，因为涉及动作较多，价格设置差异较大，也反映了价格机制建立 的复杂性和落地的迫切性。

对于上述核心观点，我们进行展开，首先是市场较为关心的支付主体。政策以现货 市场连续运行作为界定，但目前我国仅有山西转为现货市场正式运行，按照去年11 月发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》目标来看，现货市场能 够连续省份数量仍然相对有限（我们在第二节详细展开）。且即便是现货市场连续 运行，用户侧承担辅助服务成本也主要是因辅助服务动作而减少发电的“机会成本”。 因此整体来看，我们认为绿电作为支付主体基本上是确定的，而火电我们认为是目 前较为有效且经济的辅助服务提供方，能够参与辅助服务报价的新型储能以及抽蓄 是支付主体，按照目前的构成来看，我们仍预计火电的参与占比将超80%。

其次是不同动作的价格构成机制，此次政策给出了明确。针对调峰主要是充分的市 场竞争，各供应主体进行报价，经历了部分省份的试点后，我们认为机制相对比较 清晰，定价可根据市场化结果产生并且可以边际调控，反而建立市场交易体系是关 键，从纳入主体上也提及了公平准入、获得容量电价的主体要参与辅助服务报价。 调频和备用则分别给出了计算公式，我们认为落地的难度不大，主要是系数的选择 后续或需要进行更多摸索和探索。从存量的辅助服务交易结构来看，调峰也是最主 要的市场。

比较容量电价和辅助服务电价，支付主体、考核及价格设置机制均有不同或待证实。 与容量电价机制的方案提到的用户侧承担容量电价不同，辅助服务的支付主体大比 例预计直接为新能源运营主体；同时容量电价的价格设置是刚性的、仅比例系数可 以调整、并通过考核机制进行发放的限制，预计或与调频和备用机制类似（即设置 参数并提出考核条件），但调峰辅助服务电价或充分市场化，波动性或较强，市场对 价格的接受度也较高。

（三）辅助服务的展望：结合欧盟的能源启示，先定价再市场化交易

在风光加速建设的过程中，欧洲的能源结构发生趋势性变革。根据Ember数据，欧 盟的风光发电量占比从2000年的1%迅速提升至2022年的22%，成为第一电力来源。 又由于绿电发电的不稳定性，消纳问题在绿电占比提升过程中日益突出。在此过程 中我们看到辅助服务体系加速建设，用于保障系统稳定性及资源充足性；多级市场 化的交易机制协调配合促进新能源消纳。

从机制上来看，欧盟上述问题的解决方案包括：（1）辅助服务市场保障系统稳定性 及资源充足性；（2）多级市场协调配合促进新能源消纳。一方面，欧盟引入辅助服 务市场实现能源供应安全和可持续发展。其中，容量机制通过经济激励使发电厂能 够在需要时用于发电，保障资源充足性，并分为固定补偿和市场化机制；除容量外 的辅助服务由平衡市场整合，主要通过平衡新能源功率预测误差，实现实时消纳， 达到电力系统平衡和动态稳定性。而伴随着欧盟电力行业监管放松，以现货和期货 市场作为主体的电力市场化交易被视为促进可再生能源消费的进阶，成为了最终承 载电能量成本、容量成本、辅助服务成本的综合载体。

尽管长期来看现货是终极解决方案，但行政定价或分市场交易仍是目前的较优方案。 以欧盟的容量机制为例，从基于价格的行政指导到基于数量的市场化交易，历时近 10年。在基于价格的机制中，决策者设定价格形成指导，价格较难产生偏离，更容 易保障电力系统的稳定运行。当然从终极发展条件来看，欧盟全域容量机制也于2018 年前后全面转向基于数量的市场化交易机制。我们认为针对新能源大规模并网的冲 击期，电力系统的稳定性更需要保障，这也是我们更加看重容量、辅助服务、电能量 各自分市场交易的主要理由。

二、辅助服务——“系统的破壁”承前启后

（一）电改金字塔的节奏重申：先改电价、再推市场、最终电力恒等式

基于引言的“系统的破壁”和前文对辅助服务的分析，我们再次重申“电改金字塔”。 电改的节奏是，2023看容量电价、2024看煤电联动+调峰电价+分时电价、2025看环 境溢价+现货及辅助服务市场。我们认为电改是个金字塔结构，因为电价要素是交易 的基础，电力成本的统一是交易的目标。

（1）从电价的要素来看（2023-2024），2023年容量电价落地后，辅助服务将得到 度量，此外近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策、以及煤电联动也是推进的方 向（尤其是若今年浮动比例上下限不重新调整，市场化交易出的煤价上浮比例就将 反映煤电联动的事实），金字塔的价格底座已经稳固，2025年环境溢价也有望落地；

（2）从市场的要素来看（2024-2025），中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场 交易规则已经出台、其交易试点也将推广，而重点的辅助服务市场价格机制的建设 当前已加速，同时伴随容量电价推行久期拉长后，预计相关容量、辅助服务市场化 建设速度也将加快；

（3）从金字塔的顶端的电力恒等式来看（2026及以后）：我们认为伴随绿电环境溢 价的体现和各类辅助服务市场的落地推广，最终现货市场将全面铺开，最终将形成 电力的统一价格形态，充分反映发电价值、环境价值、调节价值，甚至是更具体的 时间错配和空间错配。

我们认为辅助服务市场的过渡意义重大。相比于现货市场直接决定现货交易比例和 绿电纳入比例而言，我们认为辅助服务市场通过赋予价格的形式是更加温和的手段。 现货市场的交易机制是通过电源侧和用电侧的直接签约确定价格，但其中绿电的占 比若较高则会导致负电价等现象、若较低又无法反映现货价值。辅助服务市场是电 源侧的供需交易，主要交易的是消纳需求。

（二）系统的破壁节奏正盛，电价端改革逐步完成

系统的破壁政策逐步落地，一方面我们聚焦电价端的改革加速。容量电价落地后， 电价侧的改革目前重点聚焦在辅助服务、分时电价和煤电联动。

（1）容量电价方面，自去年11月容量电价全国性纲领文件落地后，已有26个省份出 台细则，逐步完备中。煤电容量电价机制主要是通过统一全国性的煤电机组固定成 本，对于补偿比例进行30%、50%的两档要求，并提出2026年起，将各地通过容量 电价回收固定成本的比例提升至不低于50%；从电费分摊上，容量电费属于电网系 统运行费用，每月由工商业用户按用电比例分摊，且要求煤电机组保证设备可靠性， 才可获取容量费用；煤电机组需执行电网调度指令，可按照申报最大出力执行，否 则将扣除部分或全部容量电费。

（2）辅助服务电价纲领性文件落地，各省将陆续完善细则，并拟出台辅助服务交易 规则。继各个区域此前分批出台的区域电力辅助服务管理实施细则（或征求意见稿） 对辅助服务的探索后，此次辅助服务电价即将落地，预计补偿的机制和价格体系都 将得到统一和确认。更进一步的，在电价机制落地后，辅助服务市场交易规则预计 也将新鲜出炉，2024年是辅助服务政策落地的纲领年和细化年，同时火电的灵活性改造也将大大加速。

（3）煤电联动目前已小有端倪，进一步收窄现货煤敞口，提升盈利稳定性。2023年 11月23日广东电力交易中心印发《关于广东电力市场2024年零售交易合同范本的修 编说明》，其中修编增加煤电联动浮动单价范围0-5分/千瓦时。尽管从结果来看，2024 年参选煤电联动的比例不足0.1%，但我们认为这是良好的开始。此外，浙江亦拟推 动月度煤电联动，我们认为煤电联动预计可有效传导现货煤价波动对火电发电盈利 带来的影响，改革仍将在途。

（4）分时电价政策发布密集，且峰谷价差进一步拉开，通过引导需求侧平衡电力供 需。2022年12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期 合同签订履约工作的通知》指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市 场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差。 2023年年末至今多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力向终端中小工 商业客户传导。为了适应新能源大规模发展带来的电力供应特性的变化，多数省份 增加深谷、尖峰时长，或优化时段划分、峰谷价差拉阔。若分时电价逐步落地，意味着终端用电侧对于电价的感知能力提升，若叠加市场化交易或电网的价格传导机制， 预计也将对电源侧价格形成影响。

（5）环境溢价提及频率较低，当前经济仍处于慢速恢复，期待未来兑现。从目前的 辅助服务支付主体来看，绿电对于大多数省份来说是核心支付来源，一方面尽管组 件价格回落，但目前受煤价回落影响，各省的电量电价也逐步下降，考虑辅助服务 支出后，尽管绿电的商业模型会逐步清晰，但我们认为仍需环境溢价出现保障绿电 的内部收益率，目前仅有部分省份涉及溢价。我们看好经济逐步恢复、海外碳关税 催化等场景下的环境溢价逐步体现。

另一方面，市场化方面主要聚焦现货市场，从目前来看连续结算试运行省份仍较为 有限。根据2023年11月发改委、能源局发布的《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》，其中明确福建2023年底前开展长周期结算试运行；浙江2024年6月 前启动现货市场连续结算试运行；辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、 陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行等，有序扩大现货市场建设范围。 2023年12月27日，山西电力市场经过32个月的连续运行后，成为我国第一个正式运 行的现货市场。因此对于大多省份而言，目前现货市场的覆盖程度仍然有限，辅助 服务市场的推进仍是核心方案。

（三）测算综合辅助服务市场空间 3880 亿元，终端电价预计保持稳定

含容量在内的综合辅助服务预计市场空间近4000亿元。早在《电改系列之框架篇-系 统的“破壁”》中，我们设计了电力大模型：终端电价=∑各电源发电成本*发电量占 比+发电企业合理利润+电网输配成本及合理利润+调峰等综合辅助服务成本及合理 利润。其中综合辅助服务成本=需要消纳绿电电量*∑各类型调节成本*占比+合理利 润。我们测算2030年我国需要消纳绿电电量为1.47万亿千瓦时、占当年绿电电量的 49%，对应综合辅助服务市场空间为3880亿元，若平摊到全部绿电上、对应度电成 本为0.129元。

综合考虑各类成本，预计终端电价仍将保持相对稳定。若基于煤价保持当前价格稳 定但长协煤履约比例保持高位的情况下，考虑综合辅助服务后2030年用电成本仅为 0.655元/度，即在考虑消纳成本、绿电环境溢价、碳排放后，终端电价仍能保持相对 稳定。而期间单位绿电综合辅助服务成本由2023年的0.068元/度升至2030年0.129元 /度、大幅增长88.8%，即用电成本增幅有限，辅助服务市场将做出一轮利润的再分 配，系统的破壁将正式完成。

三、辅助服务——火电三电价的重要拼图

（一）容量电价、电量电价、辅助服务电价塑造火电新商业模型

容量电价、电量电价、辅助服务电价成为火电的三要素价格机制，将重塑火电模型。 我们重申火电的电价构成，容量电价回收固定成本（折旧）、电量电价回收变动成本 （煤价）、辅助服务回收调节成本（消纳）。能源局一季度新闻发布会对此进行了表 述。此电价机制一方面持续的证明了容量电价、电量电价和辅助服务电价的独立运 行机制，打破传统基于燃煤标杆基准价上下浮动的价格帽；更重要的是通过上述三 个电价的各自体系搭建，火电盈利稳定性将逐步增强，对于煤价的周期波动显著缓 解。

从电量电价来看，预计可以合理反应用煤成本。当前现货煤价企稳、长协煤比例提 升可以进一步给电量电价的回落塑造空间。若进一步考虑煤电联动的推行，预计电量电价的盈利将得到充分稳定。展望 2024 年，进口煤低基数效应结束，但通过我们 测算预计火电发电量同比持平，预计电煤需求相对平稳；当前港口库存仍处高位。 叠加长协煤比例提升，我们认为电厂综合用煤成本将保持平稳。

从容量电价来看，若在电量部分基本盈亏平衡下，当前的容量补偿就有望保障煤电 机组7%ROE水平。从容量电价来看，度电支付水平稳定，机制也是反应固定成本的 设置方案。按照机组固定费用330元/千瓦·年、补偿比例30%、机组建设成本3500 元/千瓦计算，当发电部分基本盈亏平衡时（对应上网电价0.42元/千瓦时，标煤采购 单价955元/吨），对于一个100GW煤电机组的公司来说，容量补偿有望带来每年99 亿元的容量收入增量，对应税后利润约74亿元，ROE保持在7%左右的水平。

从辅助服务电价来看，火电将作为调峰主体进行辅助服务行为报价，此部分亦较为 稳定，且可以进一步增厚盈利水平。尽管目前辅助服务的价格机制尚不明晰，但从 存量的辅助服务收入来看，火电2023年上半年已获得度电0.86分的收入贡献。未来 全国辅助服务市场化程度逐步提升，我们认为该部分收入贡献亦将提高，且更重要 的是与用煤成本脱钩。展望火电的未来，我们认为盈利稳定性提升的同时、火电或 将享受高ROE的红利期。

（二）辅助服务催化火电三部曲，短期净资产修复、长期公用事业化

辅助服务将继续催化火电的三部曲行情，提升盈利能力的稳定性。我们此前提出火 电行情三部曲，分别是（1）2023年12月末起各省2024年的中长期电价陆续出炉， 整体来看电价保持同比持平；（2）2024年1月的年报业绩预告，论证现货煤价上涨 但长协比例提升的情况下的四季度度电盈利情况、以及减值的水平；（3）2024年4 月陆续披露的一季报验证容量电价实施后的执行情况，一季度的度电盈利将得到验 证，同时看好部分公司分红提升。此次的辅助服务进一步的对三部曲形成延伸，火 电季度高盈利水平的年化能力大幅提高，盈利将进一步稳定。

短期来看，若盈利稳定，则火电将修复净资产。过去几年由于煤价飙升且长协履约 不足，火电公司的报表严重缩水，在央国企负债率的考核要求下，部分公司甚至通 过发行永续债等权益性工具维持经营。我们以10家火电公司所有者权益-永续债指标 来看，其中由于绿电盈利和股权融资带来部分增厚，但是剔除永续债后在2020年呈 现显著下降（所有者权益-永续债为4895亿元）。以华能国际为例，公司披露2023年三季度末所有者权益为1564亿元，火电、绿电、水电、生物质净资产分别为841、688、 13、9亿元（合计1551亿元），但公司永续债的规模已经增加至797亿元，火电真实 净资产已大幅回落。

我们于1月14日发布专题报告《火电的当下与未来——从净资产修复到公用事业化》， 构建用于修复净资产的剔除分红可支配现金流=【净利润-永续债利息】来衡量火电 公司修复能力。净利润通过前述判断分析，我们认为火电盈利能力有望延续2023年 二三季度水平，即经营正常后全年利润考虑二三季度业绩年化（归母净利润同理）。 再不考虑分红的情况下，华能国际修复净资产的能力为138.27亿元/年，所选10家火 电公司合计能力达750.72亿元/年。

在此基础上，考虑公司会根据分红承诺/章程并视具体情况进行分红及减值影响，我 们构建可支配现金流=【剔除分红可支配现金流-减值-现金分红】来衡量修复能力， 其中现金分红基于季度归母净利润年化、扣除永续债利息（假设为3.5%）、扣除减 值作为基数。我们看到股息率（倒数第三列）和净资产的实际增厚水平（倒数第一 列）是火电公司的核心价值度量。除此之外，现金流方面的改善亦将加速负债端的偿还，隐含的财务费用下降亦可对于净利润形成补充。火电公司的短期核心价值在 于净资产的修复速度，同时减值行为亦可对此模型进行修正，决定了火电的市值天 花板。

长期来看，我们认为火电的公用事业化进程将加速。我们在去年 11 月发布的 2024 年度策略中《公用事业化》中使用盈利稳定性、股息率、ROE 三个维度评判火电的 公用事业化进程：对标稳定性、高股息、高盈利特性成为最具公用事业属性的水电 板块，火电历史盈利稳定性由于燃料成本波动而较差，但当前受长协履约率提升和 净资产基数低等因素影响 ROE 水平较高（图中气泡大小）。（1）伴随电价落地及长 协比例提升，火电的季度盈利年化能力将得到体现；（2）伴随容量电价、辅助服务 电价、煤电联动等改革加速，火电的盈利更多挂钩机组存续价值以及消纳价值，盈 利利将逐步稳定，分红率及股息率提升亦可期，将走向公用事业化。

公用事业化将重塑火电的商业模型。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心， 重心在于判断煤价和电价对盈利的波动。但是立足容量电价落地的时点，未来火电 公司的盈利将拆分为电量利润（煤电联动下逐步稳定）、容量利润、辅助服务利润， 分别反应煤电联动、折旧成本、调节价值，盈利稳定性将大幅提升。2023年二、三 季度高业绩的年化能力正持续得到确认，火电的公用事业的属性将在未来得到持续 增强，未来又可进一步形成分红的预期，火电的公用事业化即将来临。

（三）绿电装机加速且集中度提升，辅助服务助力商业模型完备

看似辅助服务由绿电运营商支付，但我们认为绿电环节亦持续改善。光伏产业链上 游价格趋势仍呈现明显下降。根据PVinfoLink数据，硅料、组件价格持续回落，2月 7日多晶硅致密料价格为68元/kg，较过去12个月高点下降70.4%，182mm单晶组件 现货价格降至0.90元/片，较过去12个月高点下降49.2%。展望未来，我们认为伴随 组件价格的下降以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期。

硅料价格下降释放产业链下游利润，预计将有效加快新增装机投产节奏。测算不同 投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首 年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限 15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.5元/W时，项目资本金IRR为7.5%，若单 位投资降低0.5元/W至4.0元/W，IRR提升2.7pct至10.2%。

但同时，过去制约 IRR 的配储压力在辅助服务市场的交易下或得到缓解，绿电公司 的盈利水平将得到明确。过去假设配储比例 15%，配储时长 2 小时，储能电池容量 单价 1.7 元/Wh，折算功率单价 5.1 元/W，项目生命周期内更换一次储能、成本折现 后 1.11 元/W，则配置储能将提升光伏项目 20%-30%左右单位投资成本。在常规光 伏项目单位投资 4 元/W 时，考虑储能后资本金 IRR 为 5.6%，相比无储能时降低 4.6pct。但我们认为更经济的火电调峰将成为主流的消纳手段，尽管目前相关价格还 未得到明确，但我们认为绿电项目的消纳成本将得到明确，盈利模型清晰，助力绿 电装机增长。

期待装机加速、消纳问题解决、电价理顺，绿电估值修复可期。龙源电力、三峡能 源从上市之初的 30 倍以上市盈率回落至当前 20 倍左右，剔除利润增长不及预期因 素后，市盈率已不足 20 倍。2023 年初国资委副主任强调，要推动央企新能源产业 发展形成“一盘棋”，避免“一哄而上”、过度竞争，新能源将步入高质量发展阶段。 伴随分时电价的推进、容量电价的出台和后续辅助服务等政策的持续加深，风光调 峰成本将得到进一步明确，消纳问题改善的同时电价靴子也将逐步落地。伴随组件 价格的回落，我们看好绿电装机进一步加速，估值探底结束，逐步走向公用事业化。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）