2019年上半年，电力辅助服务市场规模增长86%。2019年11月5日，国家能源局发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》(以下简称《通报》)，公布了我国2019年上半年电力辅助服务的相关情况。2019年上半年，我国电力辅助服务总费用规模达到130.31亿元，同比增长85.95%，费用在上网电费总额中的比例达到1.47%，同比增加0.64个百分点。
市场化改革覆盖范围进一步增加，多个新增省份启动改革。截至2018年底，国内已经启动市场化运行的省份包括有辽宁、吉林、黑龙江、广东、山东等省份，2019年又有河南、青海、新疆、江苏等省份启动或完善了辅助服务市场化运行的机制。电力辅助服务市场化改革机制范围的进一步扩大，也是辅助服务补偿费用规模提高的重要原因之一，也将为电力体制改革中电力市场化交易改革奠定基础。目前，全国8个省份的电力现货市场已经启动，对应地区的辅助服务市场化改革也已启动。
调峰、备用费用大幅提高，助力新能源消纳。2019年上半年，调峰费用共50.09亿元，同比增长100.3%;备用费用47.41亿元，同比增长141.6%。从比例上看，调峰、备用的费用在总费用中的比例进一步提高。其中，调峰费用比例从2017年下半年的27%提高到了38%，备用费用比例在2018年调峰费用快速提高的过程中，比例有所下降，但是2019年部分省份的备用服务市场化之后重新提高到了36%的比例。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网具有非常重要的意义，调峰、备用补偿费用的大幅提高，意味着出让了更多的发电空间，也反映了火电机组提供服务的价格上升趋势，体现了供需问题。随着辅助服务市场化，服务费用更加合理，刺激出了更多服务资源，进而持续推动解决新能源的弃电问题。
弃电率进一步快速下降，辅助服务市场化省份表现亮眼。2019年上半年我国弃风率进一步下降，一、二季度全国弃风率分别下降至4.00%、4.70%，东北三省弃电率领先全国水平，一季度辽宁、黑龙江、吉林弃电高发期也分别将至0.7%、2.6%、4.3%。此外，去年4月份启动调峰市场的甘肃一二季度弃电率分别将至9.5%、10.1%，同比分别下降了10、10.4个百分点，弃电率水平大幅下降。这一结果也基本验证了我们对于辅助服务与新能源消纳之间的判断，也就是辅助服务市场的规模提升，将会全面带动新能源消纳水平的提高。
新能源持续受益，分摊比例进一步提高。近四个半年度，风电费用分摊比例从10%提高到了24%;光伏费用分摊比例从3%提高到9%。新能源分摊比例的提高，从资金流的角度看实现了新能源补贴火电的效果。我们认为，电力辅助服务市场化改革已见成效，在全国范围内推行的速度正在加快。随着电网平衡运行体制机制(辅助服务市场化改革)的完善，将会刺激出更多的调节资源，助力电网新能源消纳天花板进一步提高。
一、辅助服务市场化规模增长85%，调峰补偿费用增长翻倍
2019年11月5日，国家能源局发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》(以下简称《通报》)，公布了我国2019年上半年电力辅助服务的相关情况。2019年上半年，我国电力辅助服务总费用规模达到130.31亿元，同比增长85.95%，费用在上网电费总额中的比例达到1.47%，同比增加0.64个百分点。
费用总额、占比大幅提高，市场化改革功不可没。国家能源局从2017年二季度开始，官方披露我国电力辅助服务相关情况，分别以通报方式通报了2017年二季度、三季度，2018年上半年，2018年全年的电力辅助服务情况。从这些通报的情况看，2017年至今所涵盖的发电企业、装机容量、费用环比同比均保持了快速增长。可以看出，电力辅助服务的覆盖范围已经显著提高，涉及的装机容量也达到了1370GW。根据《通报》，2019年上半年，通过辅助服务市场产生的补偿费用共45.63亿元，在全部补偿费用中占比提高到了35%。其中，通过调峰辅助服务市场产生的补偿费用共39.28亿元，通过调频辅助服务市场产生的补偿费用共6.36亿元。截至2018年底，国内已经启动市场化运行的省份包括有辽宁、吉林、黑龙江、广东、山东等省份，2019年又有河南、青海、新疆、江苏等省份启动或完善了辅助服务市场化运行的机制。
图表 2 2019年国内电力辅助服务最新进展
资料来源：国家能源局及其派出的地方监管机构，华创证券整理
图表4 2018年全国电力辅助服务市场建设进程加快
资料来源：国家能源局及其派出的地方监管机构，华创证券
调峰、备用费用大幅提高，助力新能源消纳。2019年上半年，调峰费用共50.09亿元，同比增长100.3%;备用费用47.41亿元，同比增长141.6%。调峰、备用是为电力系统提供平衡和调节实时供需的最主要两个服务品种，也是电力系统稳定的最主要调节手段。调峰服务是火电机组压减出力，且在出力低于额定功率一定比例时提供的服务，因为火电机组出力过低时发电效率降低、对设备有所冲击加速老化，所以要对其进行一定的经济补偿。备用服务具体分为旋转备用、非旋转备用，是指火电机组(或其他发电主体)处于运行但不出力的状态，用于应对电网紧急情况而快速提供出力的服务。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网具有非常重要的意义，调峰、备用补偿费用的大幅提高，意味着出让了更多的发电空间，也反映了火电机组提供服务的价格上升趋势。随着辅助服务市场化，服务费用更加合理，刺激出了更多服务资源，帮助解决了新能源的弃电问题。
从费用比例上看，调峰、备用费用比例进一步提高。从比例上看，调峰、备用的费用在总费用中的比例进一步提高。其中，调峰费用比例从2017年下半年的27%提高到了38%，备用费用比例在2018年调峰费用快速提高的过程中，比例有所下降，但是2019年部分省份的备用服务市场化之后重新提高到了36%的比例。
分区域来看，东北地区的调峰费用占比最高，达到了97%。从季度环比上看，今年一季度的调峰费用也保持了大幅增长，其中刚刚启动辅助服务费用的蒙东电网区域费用增幅达到235%。黑龙江调峰费用同比增加108%，辽宁调峰费用同比增加40%。东北地区，在供热季存在大量的热电联产机组为保供暖无法压减出力的情况。市场化改革后，众多机组进行了技术改造，具备了“热电解耦”运行的能力，从而在保供热的基础上，压减出力为风电出让发电空间，同时赚取调峰服务费用。
图表 13 2019年上半年东北电网分省辅助服务市场补偿费用情况(单位：GW，亿元)
资料来源：国家能源局，华创证券整理
二、新能源持续受益，分摊比例进一步提高
根据补偿费用的结算规则，调峰辅助服务费用的分摊由调峰时段非调峰发电主体的发电量决定。风电的负荷曲线与电网负荷曲线基本反向，因此在调峰时段反而发电功率更大，因此风电所需分摊的费用比例高于自身的发电量比例，这也是风电大比例渗透后弃电率始终高于光伏的原因之一。从补偿费用上看，风电分摊费用比例较大，也是这一原因的结果。
新能源分摊比例提高，实现“补贴”火电效果。从绝对额上看，2019年上半年风电分摊费用26.72亿元，同比增长102%。从比例上看，近四个半年度，风电费用分摊比例从10%提高到了24%。这一主要原因在于，首先东北地区等率先启动调峰市场的地区，便是此前风电弃风率较高的区域，市场化改革主要为应对风电的消纳问题;其次，市场化改革后，调峰报价受供需影响进一步走高，从而导致了分摊费用总盘子的提高。此外，光伏分摊费用比例随着辅助服务分摊范围的纳入，也提高到了9%，较去年同期增长了6个百分点。新能源分摊比例的提高，从资金流的角度看实现了新能源补贴火电的效果。
三、风电行业改善突出，同时打开新能源发电板块成长天花板
弃电率进一步快速下降，辅助服务市场化省份表现亮眼。2019年上半年我国弃风率进一步下降，一、二季度全国弃风率分别下降至4.00%、4.70%，东北三省弃电率领先全国水平，一季度辽宁、黑龙江、吉林弃电高发期也分别将至0.7%、2.6%、4.3%。此外，去年4月份启动调峰市场的甘肃省，在今年一、二季度弃电率分别降至9.5%、10.1%，同比分别下降了10、10.4个百分点，弃电率水平大幅下降。这一结果也基本验证了我们对于辅助服务与新能源消纳之间的判断，也就是辅助服务市场的规模提升，将会全面带动新能源消纳水平的提高。
可以看出，当前电力系统辅助服务的主要需求，便是新能源发电带来的调峰、备用需求。市场化改革后，调峰、备用的价格提高，也反映出了服务的“供需矛盾”。我们认为，电力辅助服务市场化改革的进程仍在加速，参考国际成熟市场下的辅助服务费用比例，国内电力辅助服务的市场规模仍将提高，未来三年将有翻倍的空间，形成300~400亿/年的辅助服务市场。这一市场的形成，将会为火电厂、储能等多种主题创造新的商业模式，未来也将为风电、光伏的配套储能打开市场空间(缓解分摊费用)。
我们认为，电力辅助服务市场化改革已见成效，在全国范围内推行的速度正在加快。随着电网平衡运行体制机制(辅助服务市场化改革)的完善，我国电网新能源消纳能力将会有大幅提高，从而避免15年以来的弃风问题。因此我们继续看好风电、光伏的发展空间，特别是2020年、2021年陆上、海上风电的政策截止时间造成的抢装行情。风电、光伏产业链板块核心标的：金风科技、运达股份、明阳智能、通威股份、隆基股份。
原标题：辅助服务费用规模大幅增长，助力新能源消纳
