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《电力辅助服务管理办法》新政解读:源网侧储能有望起量 重点关注三主线【机构评论】

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机制理顺,源网侧储能有望起量

事件:国家能源局发布《电力辅助服务管理办法》

2021年12月21日,国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》,同时对《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)进行了修订并更名为《电力辅助服务管理办法》。

核心在于理顺商业模式&跑通经济性,推动辅助服务供给端(储能等)发展

新政策扩大了辅助服务提供主体范围,强调通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力,加快构建新型电力系统。强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,确定补偿方式和分摊机制。

本次政策将辅助服务分摊主体扩大到上游发电企业+下游用户,由市场化交易形成价格。因此边际来看,短期辅助服务供给不足(也是国家尽快出台该政策的主要考量),后续可以看到储能调峰调频服务对应电价、收益率的提升,由经济性拉动行业放量。

长期看,随着新能源发电比例提高+用电侧波动加大,辅助服务的需求量会快速增长,而在市场机制的作用下,供给端也会配合需求迅速跟上。(根据国家能源局公布数据,现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%,未来有望达到3%甚至更高)。而仅就新能源需要的调频需求看,预计该市场增速不会低于新能源装机增速。

国内源侧储能起量的确定性提升

此前国内部分地区要求风光电站强配储能/给予路条倾斜,但由于经济性未能达到,各地存在招标中标后推迟建设,或储能建好后未并网等情况。本轮政策中:要求新能源电站并网时的一次调频、AGC服务、无功服务能力等满足国家要求,否则并网上存在限制。相较于是否配储,考核指标更侧重于并网电力性能。电站为满足性能要求需自行配置储能/进行机组改造/购买调频服务等。理顺经济性后,电站所配储能可在满足自用后参与辅助服务市场,由终端用户分摊配储成本,跑通商业模式。预计并网要求严格+经济性可获得收益后,国内源侧所配储能起量的确定性将提升。

制可行性+辅助服务项目收益率均有保证

以推行调频服务的广东省为参考,调频服务容量价格在5-15元/MW不等,已并网的调频电站收益率可达10%以上,市场化机制落地及项目经济性已经得到验证。向全国推开后有望推动辅助服务的设备端需求快速起量。

投资建议:源网侧储能有望起量,重点关注三主线

1)具备电网项目经验,具备高EMS性能及运营能力的企业有望获得超额收益,重点关注:宝光股份、智光电气、华自科技;2)辅助服务交易市场对电网端的新增需求主要集中在软件侧,重点关注:国电南瑞、四方股份、许继电气等;3)看好电化学储能产业链,重点关注PSC及储能系统产业链(阳光电源、德业股份、固德威等)、温控供应商(英维克等)、消防设备企业(青鸟消防等)。

风险提示

政策落地执行不及预期等。

事件:能源局发布能源局发布《电力辅助服务管理办法》

2021年12月21日,国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》,同时对《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)进行了修订并更名为《电力辅助服务管理办法》。《规定》重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容进行了修订完善。《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。

点评:核心机制理顺,源网侧储能有望起量

1. 本次新政,核心在于理顺商业模式&跑通经济性,推动辅助服务供给端(储能等)发展

新政策扩大了辅助服务提供主体范围,将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、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、聚合商、虚拟电厂等主体。强调通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力,加快构建新型电力系统,进而促进推动能源低碳转型,推动落实碳达峰、碳中和目标。考虑构建新型电力系统的发展需求,此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。

新政策进一步明确补偿方式与分摊机制,强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,确定补偿方式和分摊机制。老政策下,辅助服务由发电侧集资,形成相对有限的资金池,各服务收入从资金池中分摊(辅助服务成本完全由发电侧承担)。因此在进行测算国内源侧储能经济性时,一直诟病的点在于国内储能调峰、调频等服务的商业模式未理顺,经济性未跑通,难以实现自发快速发展。

本次政策将辅助服务分摊主体扩大到上游发电企业+下游用户,由市场化交易形成价格。因此边际来看,短期辅助服务供给不足(也是国家尽快出台该政策的主要考量),后续可以看到储能调峰调频服务对应电价、收益率的提升,由经济性拉动行业放量。

长期看,随着新能源发电比例提高+用电侧波动加大,辅助服务的需求量会快速增长,而在市场机制的作用下,供给端也会配合需求迅速跟上。(根据国家能源局公布数据,现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%,未来有望达到3%甚至更高)。而仅就新能源需要的调频需求看,预计该市场增速不会低于新能源装机增速。

2.国内源侧储能起量的确定性提升

此前国内部分地区要求风光电站强配储能/给予路条倾斜,但由于经济性未跑通,各地存在招标中标后推迟建设,或储能建好后未并网等情况。本轮政策中:

a. 《电力并网运行管理规定》:要求新能源电站并网时的一次调频、AGC服务、无功服务能力等满足国家要求,否则并网上存在限制。相较于是否配储,考核指标更侧重于并网电力性能。电站为满足性能要求需自行配置储能/进行机组改造/购买调频服务等。

b. 《电力辅助服务管理办法》:如上所述,理顺经济性后,电站所配储能可在满足自用后参与辅助服务市场,由终端用户分摊配储成本,跑通商业模式。

预计并网要求严格+经济性可获得收益后,国内源侧所配储能起量的确定性将提升。

3. 从国内已有试点地区看,机制可行性+辅助服务项目收益率均有保证

以推行调频服务的广东省为参考,调频服务容量价格在5-15元/MW不等,已并网的调频电站收益率可达10%以上,市场化机制落地及项目经济性已经得到验证。向全国推开后有望推动辅助服务的设备端需求快速起量。

4. 投资建议:源网侧储能有望起量

由于国家推行本政策,核心目的在于维系电网运行的稳定+安全性,故市场交易中,具备高响应能力+调频性能的项目可竞得更高溢价。具备电网项目经验,具备高EMS性能及运营能力的企业有望获得超额收益。重点关注:宝光股份、智光电气、华自科技。

辅助服务交易市场对电网端的新增需求主要集中在软件侧,即交易软件系统搭建+各终端对应EMS系统性能提升。重点关注具备核心技术能力突出的电网二次企业:国电南瑞、四方股份、许继电气等。

随国内辅助服务设备端需求快速起量,看好电化学储能产业链,重点关注PSC及储能系统产业链(阳光电源、德业股份、固德威等)、温控供应商(英维克等)、消防设备企业(青鸟消防等)。

5. 风险提示

政策落地执行不及预期等。


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