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。
