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2021年12月27日发布

事件

12月24日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，时隔十五年，两个文件针对电力辅助服务的提供主体、交易品种以及补偿与分摊机制都做了补充深化，有望开启我国电力辅助服务市场顶层设计的新架构。我们认为，新版“两个细则”的落地，将对储能行业的发展形成实质性利好，此前因成本传导不畅、盈利模式不清等问题造成的行业发展缓慢、市场竞争劣币驱逐良币等困境，将逐步得到改善。

评论

1、明确新型储能的独立市场主体地位，丰富辅助服务交易品种，从市场地位和商业模式上理顺独立储能电站投资逻辑。

根据新版《办法》对电力辅助服务的定义，辅助服务提供主体包括发电侧并网主体、新型储能、及能够响应电力调度指令的可调节负荷，进一步明确了新型储能作为独立市场主体的地位，与此前《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件的精神基本一致；同时《办法》进一步丰富了辅助服务的交易品种，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，增加辅助服务的收益，从市场地位和商业模式上理顺独立储能电站的投资逻辑。

2、“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则下，更符合参与方利益，有助于辅助服务成本的疏导。

《办法》要求辅助服务应按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，制定针对不同辅助服务品种、不同服务对象的差异化补偿、分摊与考核机制，建立用户参与的分担共享机制，改变过去主要由发电企业承担补偿费用的情况，未来将由发电企业、电力用户等所有并网主体共同分摊，更符合当下参与方的实际诉求和利益，有利于传导辅助服务成本，鼓励储能电站建设。

3、后续各地将重新修订现行管理实施细则和市场交易规则，确定电力辅助服务价格。

根据国家能源局回复记者内容，现阶段我国辅助服务费用（含调峰）约占全社会总电费的1.5%，根据国际经验，该比例一般在3%以上，未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前我国电力辅助服务的补偿和分摊费用由固定补偿和市场化形成两种方式构成，后续各地将对现行的电力辅助服务管理实施细则（固定补偿）和电力辅助服务市场交易规则（市场化形成）重新修订，确定具体的辅助服务品种和价格标准，报国家能源局后执行。

4、对于新能源发电企业，或将增加补偿、考核费用，配置储能积极性和经济性提高。

对于存量的新能源电站来说，由于新能源发电的波动性，“两个细则”下未来补偿分摊和考核费用或将上升，将推动存量电站向更加电网友好性转型，如配置有功功率自动控制系统（AGC、APC）、或通过租赁/共享配置储能等；对于新建的新能源电站来说，未来补偿和考核费用的成本支出或将纳入项目收益率测算模型中考量，有助于提高新能源项目配置储能的积极性和经济性，进而保障电网系统的安全稳定运行，为我国能源结构的顺利转型保驾护航。

投资建议

储能电站商业模式的理顺有望带动国内储能行业快速发展及新能源渗透率的进一步提升，建议关注阳光电源、锦浪科技、固德威、宁德时代、信义储电等逆变器、锂电和储能标的，以及新能源发电板块相关标的。

风险提示

相关政策落地不及预期；储能发展不及预期。