事件：2 月8 日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》。

明确辅助服务价格机制，规范调峰、调频、备用服务定价原则。电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，向系统提供的辅助性调节服务，包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。此次政策主要规范三项最主要品种价格机制：

（1）调峰：与现货市场衔接。现货市场连续运行的地区适当放宽市场限价，不再运行调峰等类似功能；未连续运行现货市场地区统筹调峰按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。（2）调频：采用基于调频里程的单一制价格机制。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。合理确定价格上限，原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦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。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。

当前调峰服务占比最大，火电企业为最主要主体直接受益。根据国家能源局2023 年三季度新闻发布会，2023 年上半年全国电力辅助服务费用共278 亿元，占上网电费1.9%，其中调峰补偿167 亿元，占比60.0%；调频补偿54 亿元，占比19.4%；备用补偿45 亿元，占比16.2%。而从市场主体来看，火电企业获得补偿254 亿元，占比91.4%。由于政策规定未连续运行现货市场地区调峰价格上限不得高于当地平价新能源上网电价，或对于所涉地区调峰服务价格及补偿规模短期内有所限制，但考虑到现货市场推进进程加快，长期来看现货价格弹性仍大于固定调峰补偿定价，总体调峰需求兑现价值规模将随新能源装机规模加快而持续提升。

新能源比例提升将持续带动辅助服务需求规模提升和多品种发展，长期利好以火电为代表灵活性电力资源。截至2023 年底，全国全口径发电装机容量29.2 亿千瓦，其中并网风电和太阳能发电合计装机规模达10.5 亿千瓦，同比增长38.6%。根据中电联预计，2024 年新投产发电装机规模将再超3 亿千瓦，并网风电5.3 亿千瓦、并网太阳能发电7.8 亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。新能源比例持续提升，带动辅助服务需求规模不断扩大。据电联新媒不完全统计，2023 年度调峰、调频、备用等主要辅助服务总费用规模接近400 亿元，较2022 年度辅助服务费用上涨了22%，近3 年来年均增长率约为15%。此外，调频和备用服务等更多元品种的定价机制出台，有望完善发展更多品种辅助服务市场，直接利好以火电为代表的灵活性电力资源。

投资建议：全国电力辅助服务市场价格机制出台，有望促进辅助服务政策完善落实，增厚以火电为主要代表的灵活性电力资源参与辅助服务收益。

一是直接利好火电运营商。推荐关注浙能电力、皖能电力、申能电力、建投能源；全国性电力龙头华电国际、国电电力、华能国际。二是长期利好火电灵活性改造主体。推荐青达环保和华光环能。三是关注未来水电机组参与有偿调峰，推荐关注长江电力、华能水电、国投电力、川投能源。

风险提示：政策落地不及预期；火电灵活性改造推进不及预期。