德邦证券发布研究报告称，发改委、能源局明确辅助服务市场价格机制，激励电力系统灵活调节能力更好地发挥作用，辅助服务市场有望迎来快速发展，预计随着辅助服务细则的逐步落地，辅助服务规模有望进一步扩大，叠加容量电价政策，火电运营的稳定性将持续增长，价值有望重塑，相关运营主体和灵活性改造技术提供方有望受益。同时《通知》提出研究适时推动水电机组参与有偿调峰，水电运营商有望获得超预期收益。
重点推荐：火电龙头，资产优质的华能国际(600011.SH);水电龙头长江电力(600900.SH);积极布局火电灵改和光热发电的西子洁能(002534.SZ);把握灵改关键环节，全负荷脱硝领军企业青达环保(688501.SH)。建议关注：火电运营商国电电力(600795.SH)、华电国际(600027.SH)、皖能电力(000543.SZ);水电运营商华能水电(600025.SH)、川投能源(600674.SH)、国投电力(600886.SH)。
事件：2月7日，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，《通知》明确按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。
德邦证券观点如下：
优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，明确统一计价规则。
《通知》明确优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，对影响辅助服务价格形成的交易机制作出原则性规定，统一明确计价规则：(1)调峰市场：推动调峰市场与现货市场融合，规定电力现货市场连续运行的地区，调峰及具有类似功能的市场不再运行，同时明确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)调频市场：统一调频服务计价公式，原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算，规定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)备用市场：明确备用市场的价格机制，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。(4)价格传导机制：明确电力现货市场连续运行的地区，用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失;电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。
充分考虑与现有市场机制衔接，推动新能源长远发展。
《通知》主要有两大亮点：(1)充分考虑与现有市场机制的有序衔接，《通知》既考虑辅助服务市场与中长期市场、现货市场等现有市场机制的衔接。明确在现货市场连续运行地区，不再运行调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场，而是通过优化峰谷价差等方式，引导市场实现调峰功能;在现货市场未连续运行的地区，原则上新能源机组暂不作为有偿调峰服务提供主体。(2)《通知》明确，各地在确定调峰辅助服务价格机制时，要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。当前国内不少地区的调峰价格高达0.6-1元/度，以高价消纳度电价值0.3元左右的新能源。当消纳成本远超新能源自身收益水平时，也使新能源在部分时段发电积极性不足。该行认为，新政实施后，将使新能源在合理消纳的同时满足经济性要求，推动新能源长远发展以及实现资源优化配置。
辅助服务规模快速提升，火电价值更加凸显。
根据国家能源局，2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元(2019年同期为130亿元)，占上网电费1.9%(2019年同期为1.5%);从辅助服务品种看，调峰补偿费用占比达到六成，为167亿元;调频补偿为54亿元，占比19.4%;备用补偿为45亿元，占比16.2%;火电企业是提供辅助服务的主力，共获补偿254亿元，占比达91.4%，该行测算23H1火电度电辅助服务补偿达8.62元/Mwh。预计随着辅助服务细则的逐步落地，辅助服务规模有望进一步扩大，叠加容量电价政策，火电运营的稳定性将持续增长，价值有望重塑，相关运营主体和灵活性改造技术提供方有望受益。
风险提示：政策推进不及预期，煤价超额上涨，新能源发展不及预期。
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