华鑫证券研报指出，新能源占比提升带来的灵活性资源缺乏与备用电源必要性提升，将推动辅助服务市场与容量市场持续扩大。2023年底我国灵活性资源占比约17%，距离“十四五”现代能源体系规划提出的24%目标仍有约2.05亿千瓦缺口。我国辅助服务费用占总电费比重不到1%，对比美国PJM（2.5%）和英国（8%）有巨大提升空间。火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能是填补灵活缺口的主要途径，储能容量电价有望出台，设备厂商将受益。
灵活性缺口——17% vs 24%，缺口2.05亿千瓦
2023年底我国灵活性调节电源占比约17%，距离《“十四五”现代能源体系规划》提出的2025年灵活调节电源占比达到24%左右的目标仍有差距，缺口约2.05亿千瓦。灵活性资源构成：煤电灵活性改造约3.5亿千瓦（占比43%）、气电1.22亿千瓦（35%）、抽水蓄能0.509亿千瓦（15%）、新型储能0.226亿千瓦（7%）。
预计到2025年，随着火电灵活性改造持续推进、气电投建和储能装机高速增长，灵活性缺口将收窄至1.89亿千瓦。2030年缺口将进一步收窄至1.22亿千瓦。灵活性资源建设是一个长期过程，需要多种技术路线共同推进。
辅助服务市场——<1% vs 2.5%-8%的空间
我国辅助服务费用占总电费比重不到1%，而美国PJM电力市场可再生能源装机占比5%时辅助服务费用占比约2.5%；英国可再生能源装机占比27%时辅助服务费用占比约8%。随着中国新能源装机占比持续提升（已达36%），辅助服务市场空间巨大。
2024年7月各省系统运行费用拆分显示，辅助服务费用已在部分省份开始向用户侧传导，但规模仍然较小。辅助服务市场交易品种包括调峰市场、调频市场、备用市场、灵活爬坡市场、无功市场、黑启动市场等。2017年至今，随着国家部委持续完善电力辅助服务机制，我国电力辅助服务行业进入市场化加速发展阶段。
容量补偿机制——煤电已建立，储能有望跟进
随着2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》发布，我国煤电容量补偿机制得以确立。除储能以外，气电、抽水蓄能、煤电均已建立相应补偿机制。煤电容量电价按回收固定成本330元/千瓦·年的30%-50%确定，2024-2025年多数地方为100元/千瓦·年。
《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确提出“逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制”。由于新型储能在调节性能和零碳属性方面优于煤电，预计后续储能的容量电价机制仍有较大概率会出台。若储能容量电价按类似煤电的固定成本回收机制建立，将显著改善储能项目经济性。
投资方向——储能设备+火电灵活性改造
灵活性资源建设的方向：火电灵活性改造（近期主力）、抽水蓄能（中期支撑）、新型储能（远期主体）。2023年储能基本建设投资完成额同比增长，电芯价格快速下跌为储能规模化发展创造条件。伴随储能在辅助服务市场与容量市场的盈利提升，储能集成厂商与上游设备（电芯、PCS、温控）厂商有望受益。
各类灵活性资源度电调峰成本差异显著：煤电约0.022元/度（最低）、抽蓄0.031元/度、储能0.021元/度（电芯成本下降后）、气电0.168元/度（最高）。储能在调节性能和零碳属性方面优于其他灵活性资源，随着成本下降和盈利模式完善，有望成为灵活性资源体系的核心组成部分。
表：灵活性调节电源结构与缺口测算| 年份 | 总装机（亿千瓦） | 灵活性资源（亿千瓦） | 占比 | 缺口（亿千瓦） |
|---|
| 2023A | 29.2 | 5.0 | 17% | 2.05 |
| 2025E | 38.0 | 7.2 | 19% | 1.89 |
| 2030E | 54.3 | 11.8 | 22% | 1.22 |
