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

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1、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。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2.68/2.88/26.61亿元。东北区域各省补偿费用均有一定增长，整体上调频与备用减少5.76亿元和7.73亿元，调峰增加10.36亿元。从2019年上半年各个区域的电力辅助服务补偿费用结构来看，东北区域调峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，南方区域备用补偿力度最大。总体来看，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大。2019年上半年电力辅助服务补偿费用共130.31亿元，来自发电机组分摊114.29亿元，占比为87.71%，电力辅助服务费用和分摊主要为火电。其他还有，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计0.36亿元，新机差额资金0.79亿元，考核等其他费用14.87亿元。从能源类型的角度来看，电力辅助服务补偿费用120.6亿元用于补偿火电，占比95%；62.6亿元分摊费用来自火电，占比56.5%。1.3、对比国外成熟电力市场，国内辅助服务市场未来将取消调峰产品国内辅助服务市场未来将取消调峰产品。国外电力现货市场较成熟，调峰服务通常被纳入电力现货市场而非辅助服务市场，我国由于电力市场发展不充分，调峰产品位于辅助市场。国家能源局2021年发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中明确提出在电力现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场。目前浙江的辅助服务产品不再保留调峰，所以我们判断未来国内辅助服务市场的调峰产品将被取消。国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。如英国电力市场的辅助服务由英国国家电网公司（NGC）负责管理，北欧市场中辅助服务由各国输电运行机构（TSO）管理。国外电力市场明确辅助服务的受益主体，合理确定市场补偿机制，多数选择将辅助服务成本传导给用户。美国PJM市场的设计与组织形式对国内而言有很大的借鉴意义。在市场化的探索中，浙江电力市场设计与规则编制咨询服务中标方为PJM与中国电力科学研究院联合体，广东电力市场在设计时也在很大程度上参考了PJM市场的经验。我们认为在市场化进程中主要会借鉴美国PJM市场的模式。美国PJM电力市场是一个集中调度的竞争性电力批发市场，PJM辅助服务市场建设主要分为3个阶段：电力工业重组期、辅助服务市场体系建设期、辅助服务市场体系完善期。当前美国电力辅助服务市场主要运营5大类辅助服务产品，市场化运营的辅助服务产品主要包含：调频服务、初级备用服务、黑启动服务3类。其中调频与初级备用服务采用集中式市场化交易，与电力市场联合优化运行。参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天14:15之前向PJM提交投标信息，辅助服务市场在实时运行前60min关闭，在此之前发电商可修改投标信息，在此之后至实际运行前发电商可将机组状态设为不可用，退出市场竞争。实时运