事件：1月25日， 国家能源局举行新闻发布会并回答记者提问。国家能源局市场监管司副司长刘刚在新闻发布会上表示，将完善电力辅助服务市场制度。研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用。还在会同发改委有关司局推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。
　　点评：
　　电力辅助服务市场规范统一与辅助服务费用向用户侧分摊为重点工作，有望提振火电灵活性改造积极性。2021 年国家能源局出台新版“两个细则”，明确了辅助服务补偿费用由发电企业和市场化用户等共同分摊的改革方向，但当前补偿费用主要还是由发电侧进行分摊。而火电灵活性改造除了会增加企业改造的固定成本，同时会导致供电煤耗上升、机组寿命缩减、提高运营成本。辅助服务费用在发电侧的“零和博弈”直接压制企业自主改造动力。我们认为，未来伴随辅助服务费用逐渐由发电侧向用户侧进行分摊，辅助服务费用有望实现增量收取，存量机组进行灵活性改造，获得调峰收益的积极性有望得到提振。
　　当前辅助服务市场机制框架基本成型，辅助服务费用结构以深度调峰为主。2021 年以来各省陆续出台分省辅助服务细则，量化调峰与补偿标准，辅助服务市场规模进一步扩大。2023 年上半年，全国电力辅助服务费用278 亿元，与2019 年上半年130.31 亿元的改造费用相比大幅提升。分结构来看，市场化补偿费用占比73.4%、固定补偿费用26.6%；调峰补偿167 亿元，占比60%，调频补偿54 亿元，占比19.4%。2022 年煤电企业辅助服务获得补偿收益约320 亿元，而2023年上半年火电企业已经获得补偿收益254 亿元， 辅助服务市场参与主体得到进一步受益。
　　灵活性改造节奏加快，“十四五”大概率超预期完成改造目标。《电力发展“十三五”规划》要求“十三五”期间完成共计 2.2 亿千瓦的煤电灵活性改造项目，但实际仅完成1.62 亿千瓦，改造进度不及预期。2020年以来，伴随各省辅助服务市场补偿机制的完善，火电灵活性改造意愿显著增强。根据电规院数据，2021-2022 年完成灵活性改造规模1.88 亿千瓦，已经超过“十四五”目标的90%，改造节奏正在不断加快。
　　“应改尽改”假设下，或还有6 亿千瓦的灵活性改造空间。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”新建机组全部实现灵活性制造，因此灵活性改造的机组体量为2020 年的存量煤电装机10.8 亿千瓦。由于大容量机组发电效率高，改造方向主要为节能提效，因此百　　万千瓦级以下机组为改造重点。我们假设100 万千瓦级以下容量机组占比约89%，存量待改造机组容量为9.6 亿千瓦，扣除已改造完成部分，存量可进行火电灵活性改造规模为6.11 亿千瓦。假设锅炉本体改造（燃烧、制粉、宽负荷脱硝改造）成本约为 1000 万~2000 万元/台、热电解耦改造成本范围在879~1383 元/kW（单位新增调峰能力改造成本），则存量煤电应改尽改的假设下，本体改造费用总额为109-217 亿元，热电机组热电解耦改造费用为773-1217 亿元。
　　灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力，具有改造核心技术的公司有望受益。不同煤电机组改造路线不同，对于纯凝机组，重点是实现低负荷状态下的稳燃与宽负荷脱硝；对于热电联产机组，改造关键在于实现“热电解耦”，一方面进行机组本体改造，通过降低汽轮机出力水平减少发电；另一方面通过增加热储能设备，如热水罐储能、电锅炉固体储能等。青达环保于2018 年进入清洁能源消纳领域，水侧调节全负荷脱硝技术已经达到国际领先水平。2022 年全负荷脱硝业务收入占比22%，同比增长37%，为公司业绩的主要增长点；华光环能获得中科院热物理研究所“煤粉预热燃烧技术”独家技术授权，该技术既煤种适应性强、可以实现锅炉在10%-20%负荷下的稳定运行，同时还能有效减少NOx 排放，技术优势明显，待调试成功后有望实现订单的快速放量；龙源技术的等离子点火技术兼具灵活运行和节能降碳，将持续受益火电灵活性改造；西子洁能通过参股火电调峰调频龙头企业赫普能源25%股权、收购电极锅炉龙头企业兰捷能源51%股权，切入火电灵活性改造业务，有望持续为公司贡献业绩。
　　投资建议：本次发布会再次强调了电力辅助服务在电力系统绿色转型中的重要作用，未来或将进一步推动辅助服务市场全国统一，辅助服务费用向用户侧分摊也将成为发展趋势，有利于进一步疏导调峰成本，鼓励发电企业进行深度调峰改造，利好火电灵活性改造的相关标的：青达环保、华光环能、龙源技术、西子洁能；同时电改提速背景下，容量电价政策落地，现货市场有望全面铺开，辅助服务市场建设有望进一步推进，火电运营商有望同时获得现货尖峰电价，辅助服务收益和容量电价补偿三方面额外收益。利好火电运营商：国电电力、华能国际、华电国际、皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A等；
　　风险提示：火电灵活性改造进程缓慢，政策落地不及预期；辅助服务市场发展滞后；电厂盈利情况不佳导致实施改造的资金不足。
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