一
【民生电新】电力辅助服务新政点评
1. 【核心在于理顺商业模式&跑通经济性，推动储能等辅助服务供给端发展】
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。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，辅助服务的需求量快速增长，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）。
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：a. 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。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. 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。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。
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）。
民生电新：邓永康/叶天琳/郭彦辰/王一如/李京波/李佳
二
周末两个细则点评：
12月24日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》。新版《规定》和《办法》延续了以前的框架，适应了新能源大规模发展和电力市场改革加快的现实需要，《规定》主要对各并网主体在安全稳定方面提出需要满足的硬性要求，《办法》主要是确立并网主体提供辅助服务的分摊与激励机制。
【要求更高了】除了调峰调频，《规定》增加了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种。因此对并网侧主体要求更高了。
【范围更大了】扩大了辅助服务主体范围。除了调度范围内的发电厂，《办法》将主体扩大到能够响应电力调度指令的新型储能，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。
【付费方明确了】按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则。为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。
【电力用户分担共享】电力用户可以通过独立参与或委托代理的方式，参与辅助服务分担与共享。既需要分摊辅助服务费，不再是发电侧的“零和游戏”；又可以通过参与辅助服务共享收益。
两个细则将极大促进电网稳定运行相关的辅助服务迅速发展，也有利于辅助服务成本快速下行。间歇性的发电方式和电力用户为这一过程付费，也会享受到发展瓶颈得到解决的好处。
建议关注：抽水蓄能标的文山电力、粤水电，火电灵活性改造青达环保、杭锅股份、龙源技术、东方电气，新型储能及充电桩等方向。
三
广东22年绿电交易溢价6分，绿电溢价常态化️ 中信建投建投新能源
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广东电力交易中心日前发布2022双边协商交易及可再生能源电力年度交易结果，其中绿电成交电量6.79亿千瓦时，成交均价0.51489元/千瓦时，较广东省燃煤基准电价0.453元/千瓦时溢价6分多，较22年燃煤交易电价溢价1.69分。
根据此前《广东省能源局发布关于做好2022年电力市场年度交易工作的通知》，可再生能源参与绿电交易分月上限为该机组该月平均利用小时的50%，按照6分钱的溢价测算，最高能提升光伏0.87个百分点，风电1个百分点全投资IRR。
这是自江苏年度绿电交易溢价7分钱以后，又一省份绿电交易实现溢价，标志着绿电在9月份试点后，已经迎来全国范围的常态化交易。
我们认为，从广东交易结果看，绿电不仅仅是跟随煤电涨价，而较煤电溢价更高，体现了绿电在碳排放及能耗双控方面的优势。对于运营商而言，绿电交易溢价将直接增加运营盈利，利好当期利润；对于设备商而言，绿电溢价促使下游运营商增加设备需求，扩大设备规模。
#建议关注
运营商：【三峡能源】、【中广核新能源】、【林洋能源】、【江苏新能】
光伏：【隆基股份】、【晶澳科技】、【天合光能】、【美股组件龙头】
风电：【明阳智能】、【运达股份】、【金雷股份】、【大金重工】等
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#中信建投新能源
朱玥/万炜
四
事件12 月 24 日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，时隔十五年，两个文件针对电力辅助服务的提供主体、交易品种以及补偿与分摊机制都做了补充深化，有望开启我国电力辅助服务市场顶层设计的新架构。我们认为，新版“两个细则”的落地，将对储能行业的发展形成实质性利好，此前因成本传导不畅、盈利模式不清等问题造成的行业发展缓慢、市场竞争劣币驱逐良币等困境，将逐步得到改善。
评论1、明确新型储能的独立市场主体地位，丰富辅助服务交易品种，从市场地位和商业模式上理顺独立储能电站投资逻辑。根据新版《办法》对电力辅助服务的定义，辅助服务提供主体包括发电侧并网主体、新型储能、及能够响应电力调度指令的可调节负荷，进一步明确了新型储能作为独立市场主体的地位，与此前《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件的精神基本一致；同时《办法》进一步丰富了辅助服务的交易品种，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，增加辅助服务的收益，从市场地位和商业模式上理顺独立储能电站的投资逻辑。
2、“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则下，更符合参与方利益，有助于辅助服务成本的疏导。《办法》要求辅助服务应按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，制定针对不同辅助服务品种、不同服务对象的差异化补偿、分摊与考核机制，建立用户参与的分担共享机制，改变过去主要由发电企业承担补偿费用的情况，未来将由发电企业、电力用户等所有并网主体共同分摊，更符合当下参与方的实际诉求和利益，有利于传导辅助服务成本，鼓励储能电站建设。
3、后续各地将重新修订现行管理实施细则和市场交易规则，确定电力辅助服务价格。根据国家能源局回复记者内容，现阶段我国辅助服务费用（含调峰）约占全社会总电费的 1.5%，根据国际经验，该比例一般在 3%以上，未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前我国电力辅助服务的补偿和分摊费用由固定补偿和市场化形成两种方式构成，后续各地将对现行的电力辅助服务管理实施细则（固定补偿）和电力辅助服务市场交易规则（市场化形成）重新修订，确定具体的辅助服务品种和价格标准，报国家能源局后执行。
4、对于新能源发电企业，或将增加补偿、考核费用，配置储能积极性和经济性提高。对于存量的新能源电站来说，由于新能源发电的波动性，“两个细则”下未来补偿分摊和考核费用或将上升，将推动存量电站向更加电网友好性转型，如配置有功功率自动控制系统（AGC、APC）、或通过租赁/共享配置储能等；对于新建的新能源电站来说，未来补偿和考核费用的成本支出或将纳入项目收益率测算模型中考量，有助于提高新能源项目配置储能的积极性和经济性，进而保障电网系统的安全稳定运行，为我国能源结构的顺利转型保驾护航。
投资建议储能电站商业模式的理顺有望带动国内储能行业快速发展及新能源渗透率的进一步提升，建议关注阳光电源、锦浪科技、固德威、宁德时代、信义储电等逆变器、锂电和储能标的，以及新能源发电板块相关标的。
风险提示相关政策落地不及预期；储能发展不及预期。
五
中信建投电新朱玥：关于近期涉及新能源几则“传言”的回应声明
1、今日午盘分布式光伏、风电、电网设备、绿电跳水，主要受市场传言影响，传言内容为①“国家不再搞整县推进了，理由是不搞大跃进”
②“目前最大影响是电网的配网投资，预计配网投资会从1.7万亿降到1.5万亿，具体仍在测算中”
2、我们回应如下
①根据我们的了解（历史上我们对宏观政策方向预测的准确率为100%）， 分布式光伏发展整体思路，发展方式，整体节奏，政策文件导向和#此前没有任何边际变化，”不搞分布式光伏，整县推进”判断为谣言可能性大。国家对新能源的发展信心坚定，过程中要做好竞争不垄断，工作不暂停，近期对于停止分布式光伏备案行为持续进行纠偏。
②我们预计，几年分布式光伏总体体量在25GW左右，其中户用17-18GW，分布式工商业8GW左右，明年大概率是50%-100%增长空间
③电网投资我们之前一直强调，淡化总量重视结构，整体十四五国家电网投资在2.3-2.5万亿左右，综合增速10%-15%，配电网、二次、数字化转型、直流输电是结构性重点，维持观点不改变，由分布式推出电网投资变化也是无稽之谈。
④维持强烈看多分布式光伏方向：正泰电器、晶科科技、天合光能、晶澳科技等，强烈看多电网结构化投资转型：国电南瑞、许继电气、派瑞股份、时代电气等，看好绿电方向：吉电股份、上海电力（公用）、林洋能源等
六
【长江电新】户用&分布式推进更新
1、市场有关于整县推进政策波动的传闻，我们未了解到相关说法，全国户用和分布式推广仍在快速进行。
2、更重要的在于，户用和分布式已经进入到市场化推进阶段，更多由收益率驱动，趋势明确不会变化：
1）户用市场，整县政策已经成功将发电集团大范围引入，本质在于户用IRR高，也能够成为扩充企业光伏装机的重要组成；相关企业在户用市场的开发是市场化的开发，商业模式非常成熟且可持续。
2）工商业市场，随着能耗双控的加严和工商业电价的上升，工商业分布式发展必要性也在不断提升。
因此，整县推进在政策上无需波动，户用和分布式在行业趋势上将愈演愈烈；对应的新型电力系统改造升级趋势也无需担忧。
3、综上，我们继续坚定推荐户用、分布式和新型电力系统相关标的。龙头公司层面，正泰电器户用推进不断提速，单月建档量8-900MW，明年6GW落地确定性较高，商业模式也已证实打通；同时，电网层面也无须担心，国电南瑞订单四季度出现提速，最新新签订单增长15%左右（1-9月增长12%），基本面景气确定。
七
【中金电新公用环保】电力辅助服务细则修订，利好灵活调节资源
近日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》 和《电力辅助服务管理办法》 （简称“两个细则”），是2006年以来的首次修订。电力辅助服务是指为了维持电力系统安全稳定运行，由发电和用户等主体提供的各类服务，在新能源渗透率提升的背景下重要性逐渐凸显。
理顺电力辅助服务费用分摊机制，打破发电侧“零和博弈”僵局，辅助服务市场规模有望扩大。目前多地开展的辅助服务市场中，火电调峰收入由新能源和不具备调节能力的电源承担，限制了辅助服务交易规模。此次明确外来电和用户参与辅助服务费用分摊，加上各省电网代理购电价格中已将辅助服务费用项单列（广东0.006元/kWh、浙江0.0044元/kWh），我们认为有望达到辅助服务费用“开源增支”效果，减轻新能源调峰费用分摊压力，同时扩大辅助服务市场规模。
源网荷储协同互动，多元主体共促新型电力系统构建。除传统电源外，新版细则将风光、新型储能、抽水蓄能、用户可调节负荷纳入主体范围。结合辅助服务费用疏导机制打通，我们认为需求侧响应、新型储能、抽水蓄能有望直接参与辅助服务市场获得收益。
电力辅助服务品种全面升级，着力解决新能源电网消纳痛点。除传统调峰、调频外，新版细则新增转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种。1）更适应新型电力系统的运行特点，能够解决新能源带来的电网消纳挑战。2）能够为具备调节能力的资源创造额外价值，例如传统机组和抽蓄可提供转动惯量；储能可提供爬坡等。
我们认为灵活调节资源有望优先受益于辅助服务机制创新：1）火电转型新能源电力运营商有望受益于火电辅助服务收入增加和新能源分摊费用减少；2）抽水蓄能和火电灵活性改造设备商东方电气；3）电化学储能，推荐：锂电产业链-宁德时代、亿纬锂能、德方纳米；电池热管理-科创新源（未覆盖）；电路保护-良信股份、中熔电气（未覆盖）。
欢迎交流：曾韬/曲昊源/刘佳妮/王颖东
八
【浙商电新】今天新能源相关板块波动较大，我们观点和更新如下：
今天电网、分布式、绿电板块波动较大，跟一则市场传言关系较大：①国家不再搞整县推进了，理由是不搞大跃进。②目前最大影响是电网的配网投资，预计配网投资会从1.7万亿降到1.5万亿，具体仍在测算中。
1、至于分布式：发改委、能源局近期政策文件三番五次强调要推进东中南部地区风电光伏就近开发消纳，就在上周末的全国能源工作会议上还着重前排强调，因此分布式大的方向肯定没有任何问题。其次，我们再重点强调下：户用和分布式持续快速发展的根本是经济性驱动（工商业电价高，户用现金流好，均属于典型IRR和现金流双高项目），而非简单的政策鼓励。
2、 至于整县推进：第一批整县推进中，676个县进行了报送，预计总装机容量在150-200GW（200-300MW每县），并鼓励在2023年底前进行。部分整县推进重量不重质、人为垄断等不规范现象确需规范，市场担心的推迟整县进程，和政策精神“竞争不垄断、工作不暂停”不符。至于传言所说“不搞整县推进”肯定是无稽之谈。
3、 至于电网投资：南方电网十四五电网投资5200亿元（6700亿是包含了基建投资等），同比增长近18%+，其中配网投资3300亿元，占63.5%。国网十三五实际电网投资2.38万亿，我们判断其十四五规划在2.5-8万亿之间（肯定比之前的3500亿美金要高，因为国网董事长已经多次内部会议强调滚动预算，碳中和，隔壁又这么给力的情况下，没理由太低...），最终数值大概率相比十三五增长在5-15%之间，总量实现更高增长有待商榷，但配网补短板、智能化提能力结构化的方向没问题，部分电力电子器件、特高压（柔直）等新能源消纳相关也会不错。
4、至于配网投资：南网十四五配网投资占比63%，已经作出了表率。分布式光伏接入困难现象已经在多地出现，且在上海的某些新小区装大功率充电桩也涉及业主承担增容费了，整体来说配网已经成为明显需要“补短板”的电网环节，所以重配网这个逻辑不大可能会有变化。
5、我们认为：整县和配网最好的结合点恰恰是合理根据各地电网容量富余程度，合理进行整县规范，综合提升配网的利用效率，实现经济最大化。
浙商电新 邓伟
九
【招商电新】光伏更新
1）有传整县推进取消，这种比较高层政策，发了再撤回的可能性比较小；
2）在没有整县推进的时候，分布式发展的也很好。
