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1、證券研究報告行業深度報告公用事業 東吳證券研究所東吳證券研究所 1/17 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 電價行業深度報告 從電力體制改革趨勢看產業投資機會從電力體制改革趨勢看產業投資機會 2023 年年 10 月月 08 日日 證券分析師證券分析師 袁理袁理 執業證書：S0600511080001 021-60199782 證券分析師證券分析師 唐亞輝唐亞輝 執業證書：S0600520070005 行業走勢行業走勢 相關研究相關研究 電力現貨市場基本規則（試行）發布，我國電改進程加速 2023-09-24 高股息+來水恢復+電價微升，水電具備超額收益 202

2、3-09-17 增持（維持）Table_Tag Table_Summary 投資要點投資要點 復盤發現復盤發現新一輪電改新一輪電改下圍繞“源網荷儲”的投資機會應運而生下圍繞“源網荷儲”的投資機會應運而生：1）2021年，風電光伏運營商大力投資帶來了主流的綠電企業龍源電力、華潤電力、中國電力等年漲幅達 137%、230%、244%；2）2022 年，受益于山東、貴州等地試點火電容量電價，以及 2022Q3 四川來水不足導致火電重要性再度提升，主要火電企業華電國際也從 2022 年 4 月到 2022 年 9月漲幅達到 108%；3）2022 年，由于全球“缺電”+能源危機，主要儲能設備公司派能科

3、技、南網科技等最大區間漲幅達 356%、508%；4）2023 年，由于電力需求側管理辦法（征求意見稿）、電力負荷側管理辦法（征求意見稿）的出臺，虛擬電廠產業鏈標的國能日新、安科瑞、威勝信息、南網能源、澤宇智能等絕對收益顯著。新一輪電改背景：新一輪電改背景：綠電占比大幅提升綠電占比大幅提升+動力煤價格高企動力煤價格高企。為何我國約為何我國約26億千瓦的發電裝機卻無法解決約億千瓦的發電裝機卻無法解決約13億的尖峰負荷缺電問題？原因在億的尖峰負荷缺電問題？原因在于：當前電網的核心矛盾是尖峰負荷而非發電裝機。于：當前電網的核心矛盾是尖峰負荷而非發電裝機。新型電力系統轉型的矛盾從大幅增加風電光伏電源裝

4、機，轉向提高電網消納能力+降低尖端負荷。深刻理解新型電力系統是“源網荷儲一體化”的電力系統，電源側從傳統火電向風電光伏為主的發展過程中，由于風、光受到天氣影響非常大，發電的連續性無法保證；用電側隨著電動車、智能家居、屋頂光伏、家用儲能等設備的廣泛運用，終端負荷多元化趨勢顯著；電源側和用電側的重大變化均對電網造成了超額沖擊和負荷。本輪電改電價市場化趨勢下，利好穩定電源火電、水電、核電本輪電改電價市場化趨勢下，利好穩定電源火電、水電、核電：電力市場化趨勢確定，2016-2022 年我國市場交易電量占比逐年提升。我國主要電源側品種火電、水電、核電、綠電，其中火電的市場化比例達 100%，其余水電、核

5、電、綠電的市場化趨勢確定，而市場化趨勢下，疊加尖峰負荷下高峰時期用電荒或將長期存在，我們預計未來 2 年水電、核電的電價中樞或呈現小幅微漲，綠電的電價中樞或呈現小幅微跌。他山之石：他山之石：PJM 市場優先出清新能源，有利于促進新能源消納。市場優先出清新能源，有利于促進新能源消納。以美國 PJM 市場為代表的集中式市場以“中長期差價合同+全電量競價現貨市場”為核心特征，差價合同類似于“期貨合同”，本質上屬于金融合約。PJM 電力市場以節點邊際電價作為市場出清價格，發電企業若申報高于邊際成本的價格有可能不中標，若低于邊際成本的價格，可能拉低統一出清價格損害自身收益；集中式市場能夠有效引導企業基于

6、邊際成本報價。一般情況下發電機組按邊際成本由低到高排序是：新能源發電、水電、核電、低能耗煤電、氣電等，除燃氣機組外，與節能發電的排序一致。風險提示：風險提示：電價波動風險；電改政策不及預期的風險等 -6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%2022/10/102023/2/42023/6/12023/9/26公用事業滬深300 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 2/17 內容目錄內容目錄 1.我國電力體制改革的背景和復盤我國電力體制改革的背景和復盤.4 1.1.源網荷儲下的新型電力系統.5 1.2.電力交易市場

7、及主要政策.6 1.3.重點電改政策的時間線.7 1.4.重點電改政策與華電國際復盤.9 2.從電改趨勢看產業投資機會從電改趨勢看產業投資機會.11 2.1.電改趨勢一：容量市場建立，利好火電、抽蓄和氣電.11 2.2.電改趨勢二：電價市場化趨勢確定，利好穩定性電源.12 2.3.電改趨勢三：需求側響應和負荷管理重要性提升，利好虛擬電廠和綜合能源服務商.12 2.4.電改趨勢四：輔助服務市場電費比例提升，為新型儲能提供盈利來源.13 3.他山之石：海外成熟電力市場啟示（美國他山之石：海外成熟電力市場啟示（美國 PJM 市場）市場）.14 4.風險提示風險提示.16 0UlYgYhUbWmUnR

8、nRtO8O8Q6MsQmMoMpMjMqRrRfQoPoOaQmNqQvPrRpOvPmNwP 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 3/17 圖表目錄圖表目錄 圖 1：2019 年-至今秦皇島港 5500 大卡煤炭價格（單位：元/噸）.4 圖 2：源網荷儲下的新型電力系統發展趨勢.5 圖 3：我國電力輔助服務分類.7 圖 4：我國重要電改時間和政策情況梳理.9 圖 5：火電容量電價政策與華電國際股價復盤圖.10 圖 6：2022 年市場化電量占比全社會電量 60.8%（單位：億千瓦時）.12 圖 7：滿足 5%峰值負荷

9、的虛擬電廠投資僅為火電的 1/8-1/7.13 圖 8：PJM 電力市場交易流程圖.14 圖 9：美國 PJM 市場組織結構圖.15 圖 10：日前與實時電能市場節點邊際電價（LMP）對比.16 表 1：2023-2025 年我國不同電源裝機量預測（單位：萬千瓦）.6 表 2：2023-2025 年我國尖峰負荷測算平衡表（單位：億千瓦）.11 表 3：水電、燃氣發電、煤電的靈活性對比.11 表 4：2023 年上半年輔助服務市場費用情況.13 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 4/17 1.我國電力體制改革的我國電力體

10、制改革的背景和復盤背景和復盤 1）背景：背景：上一輪電改：上一輪電改：2015 年 3 月，國務院下發關于進一步深化電力體制改革的若干意見（電改 9 號文），標志著我國電力市場化改革開啟，這也是第一次我國開始嘗試電力行業市場化改革，上一輪改革的核心思路是“管住中間，放開兩端”，顧名思義，電價分為上網電價、輸配電價和終端銷售電價，管住中間的輸配電價，讓發電端、用戶端充分市場化。上一輪改革的突出貢獻在于建設了中長期的電能量交易市場。本輪新型本輪新型電力系統下的新電改：電力系統下的新電改：本輪自 2020 年以來開啟的從地方到全國性的電力體制改革的試點和推廣本質上是由于新型電力系統下，新型電源風電光

11、伏、儲能、負荷側等多主體出現情況下，帶來的新型電力系統下的電力體制改革。動力煤價格高企：動力煤價格高企：2021 年以來動力煤價格高企，2022 年動力煤秦皇島港 5500 大卡價格一度突破 2000 元/噸，當前（截至2023 年 9 月 19 日）動力煤價格達到 960 元/噸，火電廠在當前電價水平下虧損經營。2）復盤發現，復盤發現，新一輪電改下孕育了多樣的投資機會：新一輪電改下孕育了多樣的投資機會：1）2021 年，風電光伏運營商大力投資帶來了主流的綠電企業龍源電力、華潤電力、中國電力等年漲幅達 137%、230%、244%；2）2022 年，受益于山東、貴州等地試點火電容量電價，以及

12、2022Q3 四川來水不足導致火電重要性再度提升，主要火電企業華電國際也從 2022 年 4 月到 2022 年 9 月漲幅達到 108%；3）2022 年，由于全球“缺電”+能源危機，主要儲能設備公司派能科技、南網科技等最大區間漲幅達 356%、508%；4）2023 年，由于電力需求側管理辦法（征求意見稿）、電力負荷側管理辦法（征求意見稿）的出臺，虛擬電廠產業鏈標的國能日新、安科瑞、威勝信息、南網能源、澤宇智能等絕對收益顯著。圖圖1：2019 年年-至今秦皇島港至今秦皇島港 5500 大卡煤炭價格（單位：元大卡煤炭價格（單位：元/噸）噸）數據來源：Wind，東吳證券研究所 475.00 1

13、,015.00 1,717.00 960.00 4006008001,0001,2001,4001,6001,8002019-01-042019-03-042019-05-042019-07-042019-09-042019-11-042020-01-042020-03-042020-05-042020-07-042020-09-042020-11-042021-01-042021-03-042021-05-042021-07-042021-09-042021-11-042022-01-042022-03-042022-05-042022-07-042022-09-042022-11-0420

14、23-01-042023-03-042023-05-042023-07-042023-09-04 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 5/17 1.1.源網荷儲下的新型電力系統源網荷儲下的新型電力系統 把握新型電力系統下的投資機會、深刻理解電改的趨勢，核心出發點在于深刻理解把握新型電力系統下的投資機會、深刻理解電改的趨勢，核心出發點在于深刻理解不同時間源網荷儲端核心矛盾。不同時間源網荷儲端核心矛盾。2021 年國家能源局提出新型電力系統的核心在于四要素：“源”“網”“荷”“儲”，站在當前時點，“風光配儲”不一定是一個正確

15、的路徑，同時儲能在充電模式下是荷，在放電模式下是源，因此源網荷儲也是源網荷。實現新型電力系統的綠色低碳是一個漫長的過程，需要不斷用價格的方式進行引導，核心原則是安全+經濟。圖圖2：源網荷儲下的新型電力系統發展趨勢源網荷儲下的新型電力系統發展趨勢 數據來源：東吳證券研究所繪制 為何我國約為何我國約26億千瓦的發電裝機卻無法解決約億千瓦的發電裝機卻無法解決約13億的尖峰負荷缺電問題？億的尖峰負荷缺電問題？原因原因在于：在于：當前當前電網的核心矛盾是尖峰負荷而非發電裝機。電網的核心矛盾是尖峰負荷而非發電裝機。新型電力系統轉型的矛盾從大幅增加風電光伏電源裝機，轉向提高電網消納能力+降低尖端負荷。深刻理

16、解新型電力系統是“源網荷儲一體化”的電力系統，電源側電源側從傳統火電向風電光伏為主的發展過程中，由于風、光受到天氣影響非常大，發電的連續性無法保證；用電側用電側隨著電動車、智能家居、屋頂光伏、家用儲能等設備的廣泛運用，終端負荷多元化趨勢顯著；電源側和用電側的重大變化均對電網電網造成了超額沖擊和負荷。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 6/17 表表1：2023-2025 年我國不同電源裝機量預測（單位：萬千瓦）年我國不同電源裝機量預測（單位：萬千瓦）2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 發電裝

17、機容量發電裝機容量 220204.00 237692.00 256405.00 284456.31 303672.39 319046.15 yoy 9.55%7.94%7.87%10.94%6.76%5.06%風電風電 28165.00 32848.00 36544.00 41544.00 44044.00 46544.00 yoy 34.7%16.6%11.3%13.7%6.0%5.7%占比占比 12.8%13.8%14.3%14.6%14.5%14.6%當年新增當年新增 7250.00 4683.00 3696.00 5000.00 2500.00 2500.00 光伏光伏 25356.0

18、0 30656.00 39204.00 53204.00 60204.00 67204.00 yoy 24.2%20.9%27.9%35.7%13.2%11.6%占比占比 11.5%12.9%15.3%18.7%19.8%21.1%當年新增當年新增 4938.00 5300.00 8741.00 14000.00 7000.00 7000.00 火電火電 124624.00 129678.00 133239.00 140239.00 147239.00 150239.00 yoy 4.8%4.1%2.7%5.3%5.0%2.0%占比占比 56.6%54.6%52.0%49.3%48.5%47.

19、1%當年新增當年新增 5667.00 5054.00 3561.00 7000.00 7000.00 3000.00 水電水電 37028.00 39092.00 41350.00 43417.50 45588.38 47867.79 yoy 3.4%5.6%5.8%5.0%5.0%5.0%占比占比 16.8%16.4%16.1%15.3%15.0%15.0%其中：抽水蓄能其中：抽水蓄能 3149.00 3757.00 4320.55 4968.63 5713.93 6571.02 yoy 4.0%19.3%15.0%15.0%15.0%15.0%占比占比 1.4%1.6%1.7%1.7%1.

20、9%2.1%核電核電 4989.00 5326.00 5553.00 5997.24 6536.99 7125.32 yoy 2.4%6.8%4.3%8.0%9.0%9.0%占比占比 2.3%2.2%2.2%2.1%2.2%2.2%數據來源：國家能源局，東吳證券研究所 1.2.電力交易市場及主要政策電力交易市場及主要政策 火電調峰調頻價值得到挖掘，全國性火電容量電價呼之欲出?；痣娬{峰調頻價值得到挖掘，全國性火電容量電價呼之欲出。我國終端銷售電價=上網電價+輸配電價（含輔助服務費用）+其他（主要是政府性基金及附加）。上網電價為發電企業的直接收入來源，在本輪電改前，上網電價主要按照“發電量”計算，

21、而電改趨勢下，上網電價將陸續反映其“備用調峰調頻”價值，也就是引入“容量電價”概念，上網電價將陸續從原先的單一電量電價逐步轉變為“容量+電量”的兩部制電價階段。2023 年及以前，我國抽水蓄能、氣電執行兩部制電價，反映容量電價，2022 年 4 月開始山東、貴州等地推出火電的容量電價補償機制以來，火電的調峰調頻輔助服務價值得到各地挖掘，全國性的火電容量電價呼之欲出。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 7/17 我國主要我國主要電力交易市場：電力交易市場：1）電能量市場：電能量市場：對應到電價上電量電價的概念，主要分為中長

22、期交易市場和現貨電能量市場。中長期交易市場也就是由電網牽頭的月度和年度電價合同，各省對于中長期交易設置了不低于前一年用電量的 80%-90%的要求，因此每年 11月的年度電價合同以及各省的月度的電網代購電價格是最好的反應我國電價趨勢的數據。另外剩余的電量約 10%的比例通過現貨電能量市場交易，現貨電能量市場包括省間和省內市場。2）輔助服務市場：輔助服務市場：輔助服務市場主要是為了滿足電力系統穩定運行而生的市場，輔助服務費用在 2023 年以前是通過計入輸配電價向用戶端收取，2023 年 5 月第三監管周期省級電網輸配電價落地，將輔助服務費用從輸配電價中剝離單獨核算。我國輔助服務市場以調峰、調頻

23、為主，備用、黑啟動為輔。2021 年 12 月國家能源局印發電力輔助服務管理辦法的通知，定義電力輔助服務分為有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務。3）容量市場容量市場：容量電價是現貨市場和輔助服務市場補充，容量電價將更多得反映穩定電源的調峰調頻價值。2023 年以前我國僅抽水蓄能和氣電擁有容量電價，2022 年 4 月以來山東、貴州等地陸續推出容量電價補償試點，為火電參與調峰調頻找到商業模式，當前（2023 年 9 月）全國性火電容量電價呼之欲出，我國火電也將迎來兩部制電價。圖圖3：我國電力輔助服務分類我國電力輔助服務分類 數據來源：國家發改委，東吳證券研究所 1.3.重點電改政策的

24、時間線重點電改政策的時間線 我國上一輪和本輪電改最重要的兩個最高綱領分別為 2015 年 3 月的關于進一步 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 8/17 深化電力體制改革的若干意見（電改 9 號文）和 2023 年 7 月的關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見。新一輪電改核心要解決新能源發電占比逐年提高過程中，源、網、荷、儲各個主體的價格機制疏導。近 3 年來全國性的重點電力政策梳理：一：現貨市場一：現貨市場 1）2021 年 5 月，國家發改委 關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知出臺，推動新能

25、源項目 10%預計電量通過市場化交易競爭上網；該政策也是對于加快我國電力現貨市場建設的重要通知，當前我國已經形成14個一二批的電力現貨區域市場。2）2023 年 9 月，國家發改委電力現貨市場基本規則（試行）出臺，是國家層面首個電力現貨交易規則，電力用戶可以根據自己的需求在市場上購買或出售電力，不需要與發電企業進行事先協商。電力現貨市場為促進可再生能源的消納有重要作用。二、煤電上網電價：二、煤電上網電價：1）2021 年 10 月，國家發改委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知發布，將燃煤發電市場化交易浮動范圍由“上浮不超過 10%，下浮不超過 15%”擴大調整為“上下浮不超過 20

26、%，高耗能企業不受上浮 20%的限制”，政策執行以來，煤電電價持續上漲，2022 年多地電價頂格上浮。2）2023 年 7 月，深改委關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見，這也是新一輪電改下的最高綱領，煤電全國性容量電價政策也有望在最高綱領下出臺，煤電有望迎來兩部制電價定價，火電調峰調頻作用得到價格體現。三、輸配電價三、輸配電價 2023 年 5 月，國家發改委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知發布，也意味著我國的電改在輸配電電價環節進一步深化。本輪的輸配電價核定的核心變化在于 3 點：1）將輔助服務費用從輸配電價中剝離進行單獨核算，更加明確了輸配電價的核定范圍，也

27、為輔助服務費用的預期增長埋下伏筆；2）區分不同電壓等級的容量電價，利好大工業用戶，有利于降低尖峰負荷；3）進一步減少不同用戶類別之間的交叉補貼。四、電力需求側管理四、電力需求側管理 2023 年 5 月，國家發改委電力需求側管理辦法（征求意見稿）、電力負荷管理辦法（征求意見稿）頒布，建立并完善了需求響應的價格機制，提高各地需求側響應能力，到 2025 年，各省需求側響應能力達到最大用電負荷的 3%-5%，年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到 5%或以上。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 9/17 圖圖4：我國

28、重要電改時間和政策情況梳理我國重要電改時間和政策情況梳理 數據來源：國家發改委，東吳證券研究所 1.4.重點電改政策與華電國際復盤重點電改政策與華電國際復盤 本輪華電國際的股價上漲關鍵驅動因素在于火電容量電價的政策改革。本輪華電國際的股價上漲關鍵驅動因素在于火電容量電價的政策改革。2022 年 4月，伴隨著存量火電裝機第一大省山東提出給予火電容量電價補償度電 0.0991 元，催化了市場對火電盈利模式的關注；2022 年 Q3 由于四川水電汛期不出力，國家發改委樹立了我國火電的支撐性電源作用，并強調 22/23 年審批 8000 萬千瓦火電裝機，并保證 24年投產 8000 萬火電裝機；202

29、2 年 11 月，中電聯提出，電價應當由“電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加”構成；2023 年 7月，中央深改委審議通過 關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見，我國新型電力系統下的電改最高綱領出臺。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 10/17 圖圖5：火電容量電價政策與華電國際股價復盤圖火電容量電價政策與華電國際股價復盤圖 數據來源：國家發改委、Wind，東吳證券研究所 2022年4月，山東省發改委提出給予火電容量電價補償費用0.0991元/度，并向用戶側收取

30、。2022年Q3水電汛期枯水，發改委樹立火電支撐性電源作用，保證22/23年核準8000萬千瓦，24年投產8000萬千瓦。2022年11月，中電聯提出電價應當由“電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加”構成。深改委審議通過關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見全國性火電容量電價政策有望出臺，核定容量電價范圍預期在100230元/KW 年。300%350%400%450%500%550%600%650%700%750%請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 11/17 2.從

31、電改趨勢看產業投資機會從電改趨勢看產業投資機會 電改圍繞電源側、電網側、負荷側開展。電改圍繞電源側、電網側、負荷側開展。1）電源側調峰調頻：）電源側調峰調頻：火電+水電+氣電+核電。在碳中和過程中電源側的核心思路是尋找靈活性電源，不同發展階段不同的電源將會承擔主體電源作用，當前（2023 年）關注全國性火電容量電價的出臺對火電盈利性的補償作用。2）電網側：）電網側：抽水蓄能+輔助服務市場建立。抽水蓄能是電網側調峰調頻最經濟性、大功率的首選，伴隨著風電光伏占比提升，電網側調峰調頻需求也會呈現高速增長，電網的輔助服務市場電費占比也會逐年提升。3）負荷側：）負荷側：虛擬電廠+工商業儲能+氫儲能。負荷

32、側關注虛擬電廠、工商業儲能的規?；瘧?，關注氫儲能的技術突破。表表2：2023-2025 年我國尖峰負荷測算平衡表年我國尖峰負荷測算平衡表（單位（單位：億千瓦）：億千瓦）尖峰負荷測算平衡表尖峰負荷測算平衡表 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 核心假設核心假設 尖峰負荷尖峰負荷 10.77 11.91 12.90 13.70 14.66 15.69 尖峰負荷增長率尖峰負荷增長率 2.3%10.6%8.3%6.2%7.0%7.0%風電出力風電出力 0.56 0.66 0.73 0.83 0.88 0.93 假設 20%出力 光伏出力光伏出力 0 0 0 0 0 0

33、假設 0 火電出力火電出力 12.46 12.97 13.32 14.02 14.72 15.02 假設 100%水電出力水電出力 2.22 2.35 2.48 2.61 2.74 2.87 假設 60%核電出力核電出力 0.50 0.53 0.56 0.60 0.65 0.71 假設 100%總穩定電源總穩定電源 15.75 16.50 17.09 18.06 18.99 19.54 尖峰負荷增長遠超穩定負荷增長，尖峰負荷缺電現象將更加常態化 尖峰負荷尖峰負荷/總穩定負總穩定負荷荷 68%72%75%76%77%80%數據來源：國家能源局，東吳證券研究所 2.1.電改趨勢一：容量市場電改趨勢

34、一：容量市場建立，利好火電、抽蓄和氣電建立，利好火電、抽蓄和氣電 當前我國運用兩部制電價的電源主體是抽水蓄能和氣電，火電全國性容量電價政策當前我國運用兩部制電價的電源主體是抽水蓄能和氣電，火電全國性容量電價政策呼之欲出。呼之欲出。容量電價的建立，是電源側參與調峰調頻的價格體現，火電容量電價的確定原則是把原先的基準電價進行了更細致的拆分，更有利于明確各電源在系統中的權利和義務?，F有定價機制下，火電廠極易受上游煤炭漲價的影響出現巨額虧損，2021 年以來我國動力煤價格的高企導致火電企業經營受損，而火電容量電價可以將固定成本的壓力向下游傳導，通過減輕企業負擔來保障電力投資正常進行，屬于為火電企業托底

35、的政策。在容量電價機制下火電的業績確定性有望大幅提高，火電行業的估值體系有望得到重塑。表表3：水電、燃氣發電、煤電的靈活性對比水電、燃氣發電、煤電的靈活性對比 調控時效性調控時效性 調控幅度調控幅度 機組爬坡速率機組爬坡速率 水電水電 較好 裝機容量的 0%-100%最快（50%-100%/min）燃氣燃氣 較好 裝機容量的 0%-100%較快（常規 20%/min）請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 12/17 煤電煤電 一般 裝機容量的 50%-100%較慢（常規 1-2%/min）數據來源：中國電力系統靈活性的多元

36、提升路徑研究，東吳證券研究所 2.2.電改趨勢二：電價市場化趨勢確定，利好穩定性電源電改趨勢二：電價市場化趨勢確定，利好穩定性電源 電力市場化趨勢確定，電力市場化趨勢確定，2016-2022年我國市場交易電量占比逐年提升。年我國市場交易電量占比逐年提升。我國主要電源側品種火電、水電、核電、綠電，其中火電的市場化比例達 100%，其余水電、核電、綠電的市場化趨勢確定，而市場化趨勢下，疊加尖峰負荷下高峰時期用電荒或將長期存在，我們預計未來 2 年水電、核電的電價中樞或呈現小幅微漲，綠電的電價中樞或呈現小幅微跌。圖圖6：2022 年市場化電量占比全社會電量年市場化電量占比全社會電量 60.8%（單位

37、：億千瓦時）（單位：億千瓦時）數據來源：中電聯，東吳證券研究所 2.3.電改趨勢三：需求側響應和負荷管理重要性提升，利好虛擬電廠和綜合電改趨勢三：需求側響應和負荷管理重要性提升，利好虛擬電廠和綜合能源服務商能源服務商 十四五電網的核心矛盾在于尖端負荷，而虛擬電廠是降低尖峰負荷的最經濟方式。十四五電網的核心矛盾在于尖端負荷，而虛擬電廠是降低尖峰負荷的最經濟方式。根據國家電網的測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足 5%的峰值負荷需要投資 4000 億，而通過虛擬電廠僅需投資 500-600 億元，虛擬電廠的成本僅為火電廠的 1/8-1/7。電網數字化進程進入智慧化階段，為實現虛擬電廠的負荷調

38、控，配電網的產業鏈開關、建筑、充電樁等均需增加信息傳輸模塊。虛擬電廠的提出主要為了整合各種分布式能源和可控負荷及儲能裝置等，通過分布式電力管理系統將電網中分布式電源、可控負荷和儲能裝置聚合成一個虛擬的可控集合體，參與電網的運行和調度，協調智能電網和19.00%25.91%30.20%39.10%42.10%45.50%60.80%0%10%20%30%40%50%60%70%01000020000300004000050000600007000080000900001000002016201720182019202020212022全社會用電量市場化交易電量占比（右軸）請務必閱讀正文之后的免責

39、聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 13/17 分布式電源間的矛盾，充分挖掘分布式能源為電網和用戶所帶來的效益。虛擬電廠不是傳統意義上的發電廠，而是相當于一個電力“智能管家”。在光伏等分布式能源有間歇性時，通過儲能裝置把它們組織起來，形成穩定、可控的“大電廠”，處理虛擬電網與大電網的關系。圖圖7：滿足滿足 5%峰值負荷的虛擬電廠投資僅為火電的峰值負荷的虛擬電廠投資僅為火電的 1/8-1/7 數據來源：國家電網，東吳證券研究所 2.4.電改趨勢四：電改趨勢四：輔助服務市場電費比例提升，為新型儲能提供盈利來源輔助服務市場電費比例提升，為新型儲能提供

40、盈利來源 隨著新能源占比的逐年提升，輔助服務費用也會逐年提升隨著新能源占比的逐年提升，輔助服務費用也會逐年提升，未來新型儲能將主要在，未來新型儲能將主要在輔助服務市場上找到盈利來源輔助服務市場上找到盈利來源。按照國家能源局的定義，電力輔助服務是指為維護電力系統安全穩定運行、保障電能質量、促進新能源消納，由市場運營機構統一組織采購調用的調峰、調頻、備用等系統調節服務。這也意味著隨著新能源裝機容量和發電量的逐年提升，電力輔助服務費用也會逐年提升。2023 年上半年，全國實現電力輔助服務費用278 億元，占比上網電費的 1.9%；參考海外 2015 年美國 PJM 市場和英國市場數據，可再生能源占比

41、分別達到 5%、27%；輔助服務費用占比電量電費 2.5%、8%。隨著輔助服務費用的提升，也將為新型儲能找到商業模式。新型儲能上，關注新技術的突破和規?；虡I應用，關注工商業儲能和氫儲能。表表4：2023 年上半年輔助服務市場年上半年輔助服務市場費用情況費用情況 按結構按結構 市場化補償費用 204 億元，占比 73.4%；固定補償費用 74 億元，占比26.6%按類型按類型 調峰補償 167 億元，占比 60.0%；調頻補償 54 億元，占比 19.4%；備用補償 45 億元，占比 16.2%按主體按主體 火電企業獲得 254 億元，占比 91.4%數據來源：中電聯，東吳證券研究所 4000

42、500-600火電廠虛擬電廠投資金額（億元）請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 14/17 3.他山之石：海外成熟電力市場啟示他山之石：海外成熟電力市場啟示（美國（美國 PJM 市場）市場）PJM電力市場主要分為中長期市場、日前市場和實時市場。電力市場主要分為中長期市場、日前市場和實時市場。PJM 有義務負責電能、輔助服務、輸電服務、容量備用等服務的結算；PJM 工作人員主要負責負荷預測、發電機組的計劃和協調運行、雙邊交易及現貨電力市場，其根本目的是為了滿足控制區內電力負荷的需求。當前當前 PJM 運行的市場有：運行的市

43、場有：1）中長期市場）中長期市場：雙邊市場、容量市場、FTR拍賣市場；2）日前市場：日前市場：電能市場、計劃備用市場，這兩個市場聯合優化、同時出清；3）小時前市場：）小時前市場：調頻市場、同步備用市場。PJM 規定同一電源既可以參與日前計劃備用市場和同步備用市場，也可以參與日前計劃備用市場和調頻市場。但是，同一電源不能同時參與同步備用市場和調頻市場，即不允許調頻替代備用，也不能同時參與日前計劃備用市場、同步備用市場和調頻市場。圖圖8：PJM 電力市場交易流程圖電力市場交易流程圖 數據來源：美國 PJM 電力市場及對廣東電力改革的啟示，東吳證券研究所 容量市場費用由所在區域的統一容量出清價格進行

44、結算，成本由當地的負荷聚合商容量市場費用由所在區域的統一容量出清價格進行結算，成本由當地的負荷聚合商付費分攤。付費分攤。美國 PJM 電力市場是運營最為成功的電力市場之一，其在設計之初也是無容量市場僅有電量市場的，但也有設計與容量市場具有類似功能的容量責任政策。PJM市場根據市場主體所需負荷預測和發電側發電容量進行計劃分配，要求用電主體購買足夠的發電容量來保證發電的充裕性，這也是 PJM 容量市場的雛形。美國 PJM 容量市場最初為容量信用市場，后演變為可靠性定價容量市場，包括 1 個基本拍賣市場、3 個增量拍賣市場和 1 個持續的雙邊市場。PJM 容量市場中的主市場為基本拍賣市場，拍賣設置的

45、合同時間通常在 3 年。PJM 容量市場的組織流程主要包括制定容量需求曲線、組織拍賣、結算等幾個環節。PJM 市場中新能源一般不單獨參與容量市場，通常將間歇性資源、儲能資源等資源聚集起來作為聚集資源參與容量市場，進行成本負荷分攤。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 15/17 圖圖9：美國美國 PJM 市場組織結構圖市場組織結構圖 數據來源：美國 PJM 電力市場及對廣東電力改革的啟示，東吳證券研究所 PJM市場優先出清新能源，有利于促進新能源消納。市場優先出清新能源，有利于促進新能源消納。以美國 PJM 市場為代表的集

46、中式市場以“中長期差價合同+全電量競價現貨市場”為核心特征，差價合同類似于“期貨合同”，本質上屬于金融合約。PJM 電力市場以節點邊際電價作為市場出清價格，發電企業若申報高于邊際成本的價格有可能不中標，若低于邊際成本的價格，可能拉低統一出清價格損害自身收益；集中式市場能夠有效引導企業基于邊際成本報價。一般情況下發電機組按邊際成本由低到高排序是：新能源發電、水電、核電、低能耗煤電、氣電等，除燃氣機組外，與節能發電的排序一致。請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 16/17 圖圖10：日前與實時電能市場節點邊際電價（日前與實時

47、電能市場節點邊際電價（LMP）對比）對比 數據來源：美國 PJM 電力市場及對廣東電力改革的啟示，東吳證券研究所 4.風險提示風險提示 1）電價電價波動的風險：波動的風險：隨著電力市場的進一步市場化，電價將更多地受到供需關系、燃料價格等因素的影響。這可能導致電價出現大幅波動，對電力生產和消費雙方都帶來不確定性，影響電力行業的穩定發展。2）電改電改政策推動與執行不及預期的風險：政策推動與執行不及預期的風險：隨著電力市場改革的深入，可能會遇到政策反復或與現有政策產生沖突等阻力，導致政策執行不及預期。免責及評級說明部分 免責聲明免責聲明 東吳證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投

48、資咨詢業務資格。本研究報告僅供東吳證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）的客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，本公司及作者不對任何人因使用本報告中的內容所導致的任何后果負任何責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。在法律許可的情況下，東吳證券及其所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券并進行交易，還可能為這些公司提供投資銀行服務或其他服務。市場有風險，投資需謹慎。本報告是基于本公司分析師認為可靠且已公開的信息，本公司力求但不保證這些信息的準確性和完整性，也不保證

49、文中觀點或陳述不會發生任何變更，在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本報告的版權歸本公司所有，未經書面許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制和發布。經授權刊載、轉發本報告或者摘要的，應當注明出處為東吳證券研究所，并注明本報告發布人和發布日期，提示使用本報告的風險，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節和修改。未經授權或未按要求刊載、轉發本報告的，應當承擔相應的法律責任。本公司將保留向其追究法律責任的權利。東吳證券投資評級標準東吳證券投資評級標準 投資評級基于分析師對報告發布日后 6 至 12 個月內行業或公司回報潛力相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深

50、300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數，新三板基準指數為三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的），具體如下：公司投資評級：買入：預期未來 6 個月個股漲跌幅相對基準在 15%以上；增持：預期未來 6 個月個股漲跌幅相對基準介于 5%與 15%之間；中性：預期未來 6 個月個股漲跌幅相對基準介于-5%與 5%之間；減持：預期未來 6 個月個股漲跌幅相對基準介于-15%與-5%之間；賣出：預期未來 6 個月個股漲跌幅相對基準在-15%以下。行業投資評級：增持：預期未來 6 個月內，行業指數相對強于基準 5%以上；中性：預期未來 6 個月內，行業指數相對基準-5%與 5%；減持：預期未來 6 個月內，行業指數相對弱于基準 5%以上。我們在此提醒您，不同證券研究機構采用不同的評級術語及評級標準。我們采用的是相對評級體系，表示投資的相對比重建議。投資者買入或者賣出證券的決定應當充分考慮自身特定狀況，如具體投資目的、財務狀況以及特定需求等，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。東吳證券研究所 蘇州工業園區星陽街?5 號 郵政編碼：215021 傳真：（0512）62938527