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1、證券研究報告：電力設備|深度報告 2023 年 10 月 30 日 市場有風險，投資需謹慎 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 行業投資評級行業投資評級 強于大市強于大市|維持維持 行業基本情況行業基本情況 收盤點位 7225.14 52 周最高 10605.04 52 周最低 6990.61 行業相對指數表現行業相對指數表現（相對值）（相對值）資料來源：聚源，中郵證券研究所 研究所研究所 分析師:王磊 SAC 登記編號:S1340523010001 Email: 研究助理:楊帥波 SAC 登記編號:S1340123060006 Email: 近期研究報告近期研究報告 電力現貨市場加速推進，虛擬

2、電廠迎來發展良機-2023.9.20 電力現貨市場系列報告電力現貨市場系列報告 1 1：簡析簡析負電價現象及獨立負電價現象及獨立儲能經濟性儲能經濟性 投資要點投資要點 負電價現象表明系統靈活性不足，發電靈活性不足，需求方對價格反應不夠靈敏，沒有足夠的儲能進行套利。電力現貨市場加速，電力現貨市場加速，20232023 年年 1010 月月 1212 日國家能源局和發改委日國家能源局和發改委聯聯合發布關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知合發布關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知，其中主要內容：（1）轉正機制，我們預計在試點進展比較靠前的省份有望轉正（例如山西、山東等）；（2）明確省級、區域

3、級、省間電力現貨試運行時間節點；（3）新能源 2030 年全面參與市場交易；新能源占比較高省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例；分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源參與市場；（4）參與主體，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體，同時探索推動新能源+儲能等新方式；（5）費用分攤：現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導，隨著未來輔助服務費用逐步向用戶側疏導，用戶側電價會有所升高；（6）價格上限：應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限：設置可參考當地新能源平均變動成本。（7）探索建立容量機制。目前目前 2 2 大趨勢大趨勢：（：（1 1）價格上下限

4、會逐步放開）價格上下限會逐步放開（新能源電力入（新能源電力入市）市），虛擬電廠和獨立儲能的，虛擬電廠和獨立儲能的 I IRRRR 會提升；（會提升；（2 2）輔助服務費用向用戶）輔助服務費用向用戶側傳導，用戶側電費承壓側傳導，用戶側電費承壓。投資建議投資建議 電力現貨的加速建設，系統靈活性不足的地區價格上下限可能會有所擴大，虛擬電廠是提升系統靈活性的有效手段，價差的擴大有利于提升虛擬電廠的盈利性，建議關注#國能日新、朗新科技、金智科技、經緯股份；其次利好獨立儲能運營商，建議關注#萬里揚 最后利好分布式電源，建議關注#晶科科技、芯能科技。風險提示：風險提示：電力市場機制推進不及預期的風險；研報使

5、用的信息數據更新不及時的風險。-27%-22%-17%-12%-7%-2%3%8%13%18%2022-102023-012023-032023-062023-082023-10電力設備滬深300 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 2 目錄 1 1 負電價現象及中國儲能利用率低問題負電價現象及中國儲能利用率低問題 .4 4 1.1 1.1 負電價現象和原因負電價現象和原因 .4 4 1.2 1.2 負電價的展望負電價的展望 .6 6 1.3 1.3 獨立儲能電站概述獨立儲能電站概述 .7 7 2 2 日本電改與中國新型電力系統日本電改與中國新型電力系統 .1010 2.1 2.1 日本電改下的

6、電力現貨市場值得學習日本電改下的電力現貨市場值得學習 .1010 2.22.2 中國電力現貨市場建設加速，新型主體有望受益中國電力現貨市場建設加速，新型主體有望受益 .1111 3 3 獨立儲能經濟性有望提升獨立儲能經濟性有望提升 .1717 3.1 3.1 獨立儲能商業模式獨立儲能商業模式 .1717 3.2 3.2 獨立儲能經濟性分析（獨立儲能經濟性分析（100MW/200MWh100MW/200MWh 獨立電站）獨立電站）.1919 4 4 投資建議投資建議.2121 5 5 風險因素風險因素.2121 4UfWoYeXvZFYhUpY6MbP6MoMqQmOpMjMmNmMlOnOpO

7、bRpOoOvPmQrOuOoOnM 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 3 圖表目錄圖表目錄 圖表圖表 1 1：20222022 年國內部分現貨市場電價情況年國內部分現貨市場電價情況 .4 4 圖表圖表 2 2：歐洲各國歐洲各國 20222022 年電力消費數據年電力消費數據 .5 5 圖表圖表 3 3：歐洲各國出現負電價的小時數歐洲各國出現負電價的小時數 .5 5 圖表圖表 4 4：2019H12019H1-2023H12023H1 各地區批發電價為負的小時數和可再生能源發電量占比各地區批發電價為負的小時數和可再生能源發電量占比 .5 5 圖表圖表 5 5：20192019-2023H120

8、23H1 各地區電價日均標準差及可再生能源發電量占比各地區電價日均標準差及可再生能源發電量占比 .6 6 圖表圖表 6 6：中國儲能等效利用率偏低中國儲能等效利用率偏低 .7 7 圖表圖表 7 7：電網側儲能應用主要場景對比電網側儲能應用主要場景對比 .7 7 圖表圖表 8 8：2022 2022 年各地獨立儲能電站新增裝機情況年各地獨立儲能電站新增裝機情況 .8 8 圖表圖表 9 9：各地獨立儲能政策及裝機情況各地獨立儲能政策及裝機情況 .8 8 圖表圖表 1010：日本電改日本電改 .1111 圖表圖表 1111：日本電力系統日本電力系統 .1111 圖表圖表 1212：日本統一電力大市場

9、（電力批發市場日本統一電力大市場（電力批發市場 JEPXJEPX）.1111 圖表圖表 1313：中國電力現貨市場的探索中國電力現貨市場的探索 .1313 圖表圖表 1414：20172017-20232023 年市場化交易電量及占比年市場化交易電量及占比 .1414 圖表圖表 1515：20222022 年電力市場分類型交易電量年電力市場分類型交易電量 .1414 圖表圖表 1616：新能源參與電力現貨市場模式（新能源參與電力現貨市場模式（“報量不報價報量不報價”+“報量報價報量報價”）.1414 圖表圖表 1717：全國各地區分伏并網情況（截止全國各地區分伏并網情況（截止 2023H120

10、23H1）.1515 圖表圖表 1818：國內試點地區電力現貨市場申報價格上下限國內試點地區電力現貨市場申報價格上下限(元元/MWh)/MWh).1616 圖表圖表 1919：20232023 年部分省份需求側響應補貼政策年部分省份需求側響應補貼政策 .1717 圖表圖表 2020：部分省份獨立儲能電站收益模式部分省份獨立儲能電站收益模式 .1818 圖表圖表 2121：2019H12019H1 各區域電力輔助服務補償費用占上網費用比例情況各區域電力輔助服務補償費用占上網費用比例情況 .1818 圖表圖表 2222：2019H12019H1 和和 2023H12023H1 電力輔助服務補償費用

11、構成電力輔助服務補償費用構成 .1818 圖表圖表 2323：各類儲能技術度電成本各類儲能技術度電成本 .1919 圖表圖表 2424：山東獨立儲能電站山東獨立儲能電站 .2020 圖表圖表 2525：獨立儲能電站假設條件與收益測算獨立儲能電站假設條件與收益測算 .2020 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 4 1 1 負電價現象及中國儲能利用率低問題負電價現象及中國儲能利用率低問題 1.1 1.1 負電價負電價現象現象和原因和原因 全球范圍：2007 年，德國電力日內交易市場首次引入負電價。奧地利、法奧地利、法國、瑞士分別在國、瑞士分別在 20082008 年、年、20102010 年和年和

12、 20132013 年引入負電價年引入負電價，國內：2019 年 12 月 11 日 13 時，山東電力現貨日前市場出現了-40 元/兆瓦時的出清價格，這也是國內首次出現負電價國內首次出現負電價。負電價現象表明系統靈活性不足，發電靈活性不足，需求方對價格反應不夠靈敏，沒有足夠的儲能進行套利；同時負電價可以為投資和能源技術提供價格信號來提高系統靈活性。圖表圖表1 1：20222022 年國內部分現貨市場電價情況年國內部分現貨市場電價情況 省份 年均價(元/MWh)年時點最低價格 年時點最高價格 燃煤發電基準價 現貨均價相對燃煤基準價上浮比例 年分時平均日內峰谷差 廣東廣東 556.59 0 14

13、81.36 453 22.87%195.4 山西山西 389.27 0 1500 332 17.25%504.8 山東山東 366.52-100 1500 394.9-7.19%415.3 甘肅甘肅-河東河東 428.1 0 800 297.8 43.75%219.9 甘肅甘肅-河西河西 366.23 0 800 297.8 22.98%268.8 蒙西蒙西-呼包呼包東東 451.64-0.8 1891 282.9 59.65%536.9 蒙西蒙西-呼包呼包西西 457.97-70.86 1785 282.9 61.88%548.3 省間省間 631.94 34.89 6015 資料來源：蘭木

14、達電力現貨，RMI，中郵證券研究所 負電價產生的原因主要有（1）電池的應變能力有限，還與能源結構和電網結構相關；（2）調頻備用電廠不能輕易中止運行，以保持電網穩定；（3）可再生能源的補貼政策未能精準契合市場需求。其中電廠靈活性低：德國聯邦網絡監管局 2016-2018 期間多次普查，熱電耦合（地區供熱和蒸汽供應）是首要原因（4555%），自備發電是第二原因，停開機的成本和調頻備用是其他主要原因。虛擬電廠能有效提升系統靈活性虛擬電廠能有效提升系統靈活性。丹麥風電占比超 50%，遠超德國的 20%，但負電價與德國處于同一水平，說明丹麥的可再生能源消納和負荷控制非常好。請務必閱讀正文之后的免責條款部

15、分 5 圖表圖表2 2：歐洲各國歐洲各國 20222022 年電力消費數據年電力消費數據 圖表圖表3 3：歐洲各國出現負電價的小時數歐洲各國出現負電價的小時數 資料來源：LowCarbonPower，中郵證券研究所 資料來源：歐洲能源轉型中的負電價問題思考 郭欣，中郵證券研究所 圖表圖表4 4：20192019H1H1-20232023H H1 1 各地區各地區批發電價為負的小時數和可再生能源批發電價為負的小時數和可再生能源發電量占比發電量占比 注：日本電力批發市場最低限價為 0，因此，日本數據為電價為 0 的小時候數據。資料來源：IEA，中郵證券研究所 需求側靈活性資源和儲能均受益于市場體制

16、的變革需求側靈活性資源和儲能均受益于市場體制的變革。電力系統規模通常是滿足峰值負荷，因此主要激勵需求側降低峰值和波動。例如，歐洲各國的電費結構有利于高“滿負荷”小時的基礎負荷缺乏靈活性，因此一些行業為了21.66%7.95%0.09%33.06%52.35%21.72%10.13%4.13%4.14%0.26%5.50%11.50%-20%0%20%40%60%80%100%德國法國瑞士愛爾蘭丹麥西班牙風電太陽能生物燃料核能水力地熱能燃煤天然氣凈進口其他050100150200250300350400德國法國瑞士愛爾蘭丹麥201720182019202020212022 請務必閱讀正文之后的免

17、責條款部分 6 不偏離基本負荷，在負電價期間也不一定消費，而虛擬電廠則可以通過數字化和聚合負荷需求提升需求響應的價格敏感性提升需求響應的價格敏感性。負電價、價差和波動性的增大，儲能套利空間持續改善。負電價、價差和波動性的增大，儲能套利空間持續改善。圖表圖表5 5：2 2019019-2023H12023H1 各地區電價日均標準差及可再生能源發電量占比各地區電價日均標準差及可再生能源發電量占比 資料來源：IEA，中郵證券研究所 1.2 1.2 負電價的展望負電價的展望 新能源保障利用小時數：歷史棄風棄光嚴重，國家進行保障性購電。根據中國能源報，2015 年全國棄光率 12.6%，2016Q1 全

18、國棄風率 26%，同比上升7pcts，三北地區棄風率接近 40%。新能源合理利用小時數：主要與補貼有關。保障利用小時數是可以低于合理利用小時數，例如陜西風電保障為 1700h，而合理利用小時數為 1800h。隨著電力市場化進程的推進，越來越多的省份出臺了低于國家保障小時數的“省內保障小時數”。隨著風光產業技術持續升級，利用小時數將持續上升，同時保障性利用小時數的逐步下降甚至消失（例如 2022 年山西已經沒有保障性利用小時數），新能源將逐步提升電力市場的參與度（在新疆、內蒙、山西等新能源富集?。▍^），請務必閱讀正文之后的免責條款部分 7 最低保障收購年利用小時之外的電量已進入市場化交易）。若電

19、力系統的靈活性保持不變，這會導致“負電價”現象的增加。雖然 2023 年電力中長期簽約延續“雙 90%”，市場化電力用戶全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量 90%的要求，燃煤發電企業的月度及以上周期合同簽約電量比例不低于上一年實際發電量的 90%，但對新能源占比較高省份可以放寬（例，甘肅 2023 年年度長協簽約電量 767.07 億千瓦時，新能源年度長協簽約電量為 232.55 千瓦時，占比 30%。）1.3 1.3 獨立儲能電站獨立儲能電站概述概述 配儲利用率低，獨立儲能可參與電力市場交易配儲利用率低，獨立儲能可參與電力市場交易。根據中電聯 2022 年 11 月的新能源配儲能運行情

20、況調研報告，目前國內儲能的等效利用率偏低，新能源配儲的等效利用率為 6.1%。根據山東多部門發布關于開展我省配建儲能轉為獨立儲能試點工作的通知，與獨立儲能相比，配建儲能未進入電力市場，缺乏盈利模式，無法享受電力市場紅利，參與電網調峰的積極性、主動性不高，2023H1 山東獨立儲能可基本實現每天一充一放，利用小時數達 533 小時，而配建儲能利用小時數為 192 小時、僅為獨立儲能的 1/3。雖然關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知提出探索“新能源+儲能”等方式進入電力市場，但這依然需要市場機制的逐步建立，因此我們預計現階段提升配儲的利用率，更合適的辦法是允許其成為獨立儲能參與電力市場交易。

21、圖表圖表6 6：中國儲能等效利用率偏低中國儲能等效利用率偏低 圖表圖表7 7：電網側儲能應用主要場景對比電網側儲能應用主要場景對比 獨立儲能獨立儲能 替代型儲能替代型儲能 定義 獨立儲能是以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，納入電力并網運行及輔助服務管理的儲能電站 替代型儲能是延緩或替代電網輸變電設備的儲能電站 建設 地點地點 根據具體的需求和應用場景而定，建設地點較為靈活 電網側的關鍵節點，負荷中心地區、臨時性負荷增加地區、階段性供電可靠性需求提高地區等 主要 作用作用 提供調峰、調頻、系統備用、黑啟動等輔助服務 延緩輸配電擴容升級/替代偏遠地區基本供電/替代保障供電等 收益

22、方式方式 提供電力輔助服務收益/電力現貨交易收益/容量租賃收益等 提供電力輔助服務/將替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等 資料來源：中電聯，中郵證券研究所 資料來源：中電聯中電聯電動交通與儲能分會，中郵證券研究所 6.10%15.30%14.80%28.30%0%5%10%15%20%25%30%新能源配儲火電配儲電網儲能用戶側儲能平均利用率 12.2%請務必閱讀正文之后的免責條款部分 8 獨立儲能建設景氣度提升獨立儲能建設景氣度提升，主要集中在山東、山西等地，主要集中在山東、山西等地。2022 年并網投運+啟動項目總規模達 16.5GW/35GWh。2022 全年并網投運電站 38 座

23、，總規模3GW/6GWh；啟動施工建設和 EPC/設備招標的電站 109 座，總規模 13.6GW/29GWh。2022 年公開宣布但未進入實質階段的獨立式儲能電站 142 座，總規模28.3GW/67.6GWh。圖表圖表8 8：2022 2022 年各地獨立儲能電站新增裝機情況年各地獨立儲能電站新增裝機情況 資料來源：清潔能源博覽會，中郵證券研究所 各地區獨立儲能政策頻出，政策主要分類為：（1）鼓勵獨立儲能發展建設；（2）鼓勵共享儲能的發展；（3）鼓勵獨立儲能參與電力現貨交易，山東是我國第一個支持獨立儲能參與現貨市場的省份，山東、山西、甘肅、青海、廣東等 5 個省份明確了獨立儲能參與現貨市場

24、的規則細則；（4）鼓勵獨立儲能參與電力輔助服務市場，2018 年起，我國已有 20 個省份明確了儲能可以參與電力輔助服務的規則，目前主要是調峰與調頻（但調峰市場的功能將由電力現貨市場取代，例如，蒙西電力現貨）；（5）給予獨立儲能補貼支持，補貼方式包括放電補貼、容量補貼、投資補貼等。圖表圖表9 9：各地獨立儲能政策各地獨立儲能政策及裝機情況及裝機情況 序號 地區 政策名稱 政策聚焦 發展情況 1 山東 1.關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施 投資建設 在建 8 座、裝機861MW/1726MWh;累計投運9 座、裝機2.山東省電力現貨市場交易規則(試行)3.山東省電力并網運行管理實施

25、細則(2023 年修訂版)山東省電力輔助發展運營 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 9 服務管理實施細則(2023 年修訂版)505.95MW/1011.3MWh 2 湖南 1.關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 投資建設 在建 5 座、裝機600MW/1200MWh;累計投運9 座、裝機308.45MW/916.9MWh 2.湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則 發展運營 3 寧夏 1.寧夏“十四五”新型儲能發展實施方案 2.關于開展 2022 年新型儲能項目試點工作的通知 投資建設 在建 4 座、裝機550MW/1100MWh;累計投運3 座、裝機 400MW/800MWh 3.

26、寧夏電力輔助服務市場運營規則 4.自治區發展改革委關于加快促進儲能健康有序發展的通知 發展運營 4 江蘇 1.江蘇省十四五新型儲能發展實施方案 投資建設 在建 8 座、裝機501.32MW/900.4MWh;累計投運 4 座、裝機143.88MW/259.6MWh 2.江蘇電力輔助服務(調峰)市場交易規則 3.蘇州市吳江區分布式光伏規?；_發實施方案 4.關于無錫高新區(新吳區)關于節能降碳綠色發展的政策意見 發展運營 5 湖北 1.關于征集新型儲能示范試點項目的通知 投資建設 在建 8 座、裝機461.55MW/914.6MWh 2.湖北電力調頻輔助服務市場交易規則(征求意見稿)發展運營 6

27、 安徽 1.安徽省新型儲能發展規劃(20222025 年)投資建設 在建 7 座、裝機441.5MW/735.8MWh;累計投運 1 座、裝機20.85MW/20MWh 2.安徽電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)3.合肥市進一步促進光伏產業高質量發展若干政策實施細則 4.蚌埠市光伏建筑應用試點城市專項資金使用管理辦法 發展運營 7 青海 1.青海電力市場管理實施細則(初稿)2.青海電力輔助服務市場運營規則(試行)發展運營 累計投運 3 座、裝機232MW/464MWh 8 山西 1.山西省可再生能源發展“十四五”規劃 投資建設 在建 1 座、裝機200MW/200MWh 2.山西省電力市場規

28、則匯編(試運行 V12.0)3.山西電力一次調頻市場交易實施細則(試行)4.關于印發太原市招商引資若干措施的通知 發展運營 9 河北 1.全省電網側獨立儲能布局指導方案 投資建設 累計投運 8 座、裝機112.95MW/415.25MWh 10 河南 1.加快我省新型儲能發展的實施意見(征求意見稿)投資建設 累計投運 16 座、裝機100.8MW/100.8MWh 2.河南電力調峰輔助服務交易規則(試行)發展運營 11 遼寧/累計投運 1 座、裝機100MW/400MWh 12 福建 1.福建省“十四五”能源發展專項規劃 投資建設 在建 1 座、裝機100MW/200MWh 2.福建電力市場運

29、營基本規則(試行)發展運營 13 甘肅 1.甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)投資建設 累計投運 1 座、裝機60MW/240MWh 2.甘肅電力現貨市場建設方案(結算試運行暫行 V2.2)發展運營 14 廣東 1.廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見 投資建設 在建 1 座、裝機70MW/140MWh;累計投運 4座、裝機 30MW/62MWh 2.廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案 3.廣東調頻輔助服務市場交易實施細則 4.深圳市福田區支持戰略性新興產業和未來產業集群發展若干措施 5.關于印發肇慶高新區節約用電支持制造業發展補貼資金申報指南的通知 發展運營 15 浙江 1.關

30、于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見 投資建設 在建 4 座、裝機27.5MW/68MWh;累計投運 4座、裝機 78MW/156MWh 2.浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則(試行)(征求意見稿)3.溫州市關于推動新能源高質量發展的若干政策(征求意見稿)4.舟山市普陀區清潔能源產業發展專項資金實施管理辦法 5.杭州市蕭山區電力保供三年行動方案(20222024)6.海鹽縣貫徹承接落實方案(征求意見稿)發展運營 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 10 7.海寧市發展和故革局關于加快推動新型儲能發展的實施意見(征求意見稿)8.關于加快推動婺城區新型儲能發展的實施意見 9.諸暨市整

31、市推進分布式光伏規?；_發工作方案(修訂稿)16 天津 1.天津濱海高新區促進新能源產業高質量發展辦法 發展運營 累計投運 1 座、裝機10MW/10MWh 17 海南/在建 1 座、裝機5MW/10MWh 18 新疆 1.關于加快推進新能源及關聯產業協同發展的通知 2.新疆獨立儲能參與中長期交易實施細則(征求意見稿)投資建設/3.關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知 4.新疆電力輔助服務市場運營規則征求意見稿)發展運營 19 內蒙古 1.內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見 2.內蒙古自治區支持新型儲能發展的若干政策(20222025 年)投資建設/3.

32、內蒙古自治區支持新型儲能發展的若干政策(20222025 年)發展運營 20 四川 1.關于將儲能設施納入四川自動發電控制輔助服務市場試運行的通知 2.成都市能源結構調整十條政策措施 3.成都市發展和改革委員會關于申報 2022 年生態文明建設儲能領域市級預算內基本建設投資項目的通知 發展運營/21 重慶 1.重慶電力調頻輔助服務市場運營規則 2.重慶兩江新區支持新型儲能發展專項政策 3.銅梁區支持新型儲能發展八條措施(試行)發展運營/22 西藏 1.西藏電力輔助服務管理實施細則 2.西藏電力并網運行管理實施細則 發展運營/23 廣西 1.廣西新型儲能發展規劃(20232030 年)2.加快推

33、動廣西新型儲能示范項目建設的若干措施(試行)投資建設/24 江西 1.關于做好新型儲能項目全過程管理工作的通知 投資建設/2.江西電力調頻輔助服務市場運營規則 發展運營 25 北京 1.北京市“十四五”新型儲能電站發展專項規劃十四五中后期新型儲 能電站擬建項目征集 投資建設/2.關于公開征集朝陽區 2022 年節能減碳項目的通知 發展運營 26 貴州 1.貴州省新型儲能項目管理暫行辦法(征求意見稿)投資建設/2.貴州電力調峰輔助服務市場交易規則(修訂版)發展運營 27 吉林 1.吉林省新能源產業高質量發展戰略規劃(20222030 年)投資建設/28 云南 1.云南黑啟動輔助服務市場交易規則(

34、試行)發展運營/資料來源：中電聯中電聯電動交通與儲能分會,中郵證券研究所 2 2 日本電改與中國新型電力系統日本電改與中國新型電力系統 2.1 2.1 日本電改日本電改下的電力現貨市場下的電力現貨市場值得學習值得學習 放開兩頭，管住中間，建議統一大市場放開兩頭，管住中間，建議統一大市場，日本電改經驗可借鑒，日本電改經驗可借鑒。日本是在保持輸配電和電網調度一體化的基礎上，通過發電側和用戶側引入競爭的方式推進電改，這與中國 2015 年電改的核心思想“放開兩頭，管住中間”具 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 11 有較高的一致性；日本電改的日本電改的核心核心是是建立統一大電網建立統一大電網（之前區

35、域系統甚至使用不同頻率，如東日本電網為 50Hz,西日本電網為 60Hz），這與中國的電改目標非常類似（到到 20252025 年，全國統一電力市場體系初步建成年，全國統一電力市場體系初步建成）。2017 年，日本將傳統電力市場統一以 kW 體現價值的體系改為 4 類（1）電能源（kWh 價值）、（2）容量（kW 價值）、（3）調節量（kW 價值）（運行系統靈活性和安全性）和（4）其他（外部價值），并分別設計了對應的電力市場。圖表圖表1010：日本電改日本電改 資料來源：投資新型儲能產業 胡宇晨等，中郵證券研究所 2020 年日本第五輪電改的結束，日本建立起競爭性的電力批發市場，形成了日前市場

36、、日內市場以及遠期市場的多市場交易體系。圖表圖表1111：日本電力系統日本電力系統 圖表圖表1212：日本統一電力大市場（電力批發市場日本統一電力大市場（電力批發市場 J JEPXEPX）資料來源：投資新型儲能產業 胡宇晨等，中郵證券研究所 資料來源：投資新型儲能產業 胡宇晨等，中郵證券研究所 2.2 2.2 中國電力現貨市場建設加速，新型主體有望受益中國電力現貨市場建設加速，新型主體有望受益 中國電力現貨市場建設持續加速。2023 年 9 月 8 日國家能源局和發改委聯合發布電力現貨市場基本規則（試行），這是首部關于電力現貨市場的頂層文件，虛擬電廠、獨立儲能等新型主體被確定虛擬電廠、獨立儲能

37、等新型主體被確定。2023 年 10 月 12 日國家能源局 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 12 和發改委聯合發布關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知，重點內容如下：（1）轉正機制，我們預計在試點進展比較靠前的省份有望轉正（例如山西、山東等）；（2）明確省級、區域級、省間電力現貨試運行時間節點；（3）新能源 2030 年全面參與市場交易；新能源占比較高省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例；分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源參與市場；（4）參與主體，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體，同時探索推動新能源+儲能等新方式；（5）費用分攤：現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務

38、費用可向用戶側疏導，隨著未來輔助服務費用逐步向用戶側疏導，用戶側電價會有所升高；（6）價格上限：應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限：設置可參考當地新能源平均變動成本。（7）探索建立容量機制。請務必閱讀正文之后的免責條款部分 13 圖表圖表1313：中國電力現貨市場的探索中國電力現貨市場的探索 廠網分開前電力現貨市場的初步探索 省內電力現貨市場起步 1998 年，上海、浙江、山東、遼寧、吉林和黑龍江 6省市進行“廠網分開、競價上網”試點 2002 年后試點工作名存實亡，2004 年 5 月終止試點 2002 年后區域電力現貨市場的新嘗試 區域競價市場 2002 年開始推

39、動東北、華北和南方區域電力市場試點 均未進入長周期正式運營 2015 年電改之后電力現貨市場建設全面加速 省間電力現貨市場雛形 2017 年“跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易市場”試運行，2021 年國家能源局正式批復 緩解棄風、棄風、棄光的”三棄“問題 新一輪省內電力現貨市場建設 2017 年選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅 8 個地區作為第一批試點；2021 年選擇遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北作為第二批試點 第一批試點原則上 2022 年開展長周期連續試運行；第二批試點原則上 2022H1 前啟動現貨試運行；其他地區 2022Q1 上報電力現貨市場

40、建設方案 頂層文件 2023 年 9 月 8 日，國家能源局和發改委聯合發布電力現貨市場基本規則（試行）；2023 年 10 月 12 日，國家能源局與發改委聯合發布關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知 1、轉正機制：各省區域、省間現貨市場連續運行一年以上，并依據市場出清結果進行調度生產和結算的，可按程序轉入正式運行。2、明確省級、區域級、省間電力現貨試運行時間節點：第一批：（1）浙江（2024 年 6 月前啟動現貨市場連續結算試運行）（2）福建（2023 年底前開展長周期結算試運行）（3）四川（探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制）第二批：遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北等力

41、爭在 2023 年底前開展長周期結算試運行；非試點地區：（1）河北南網、江西、陜西等力爭在 2023 年底前開展長周期結算試運行；（2）其他地區（除西藏外）力爭在 2023 年底前具備結算試運行條件；區域市場：（1）南方區域：在 2023 年底前啟動結算試運行；（2）京津冀：力爭 2024 年 6 月前啟動模擬試運行；（3）長三角：2023 年底前建立長三角電力市場一體化合作機制；省間市場：2023 年底前具備連續開市能力；3、新能源 2030 年全面參與市場交易；新能源占比較高省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例；分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源參與市場；4、參與主體，推動儲

42、能、虛擬電廠虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體，同時探索推動新能源+儲能等新方式；5、費用分攤：現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導；6、價格上限：應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限：設置可參考當地新能源平均變動成本；7、探索建立容量機制。資料來源：北極星火力發電網、中國電力網、電力現貨市場加速推進，虛擬電廠迎來發展良機-2023 年 9 月 20日王磊等，中郵證券研究所 隨著新能源逐步入市，市場交易電量隨著新能源逐步入市，市場交易電量將持續增加將持續增加。根據中電聯，2022 年，市場化交易電量占比占全社會用電量比重為 60.8%，其中省內市場交易電量占

43、全部市場化電量 80.3%。根據頭豹研究院預計，2030 年，中國電力現貨交易市場規模預計突破六千萬億千瓦時，現貨交易占總電力交易比重突破 30%。請務必閱讀正文之后的免責條款部分 14 圖表圖表1414：20172017-20232023 年市場化交易電量及占比年市場化交易電量及占比 圖表圖表1515：2 2022022 年電力市場分類型交易電量年電力市場分類型交易電量 資料來源：中電聯，RMI，中郵證券研究所 資料來源：北極星火力發電網，中郵證券研究所 目前新能源參與電力現貨市場的主要模式有 2 種，“報量不報價”+“報量報價”，前者提升利用率，后者能充分反應價格及公平性。圖表圖表1616

44、：新能源參與電力現貨市場模式（新能源參與電力現貨市場模式（“報量不報價”“報量不報價”+“報量報價”“報量報價”）省份 新能源參與電力現貨市場的現狀 山西“報量不報價”（V13 版可以選擇報量報價模式，需待具備條件后實施），平價、扶貧等未入市的新能源場站，可自愿選擇參與市場。廣東“報量報價”，現階段試點選擇省內 220 千伏及以上電壓等級的中調調管的風電、光伏發電企業參與電力現貨市場交易。甘肅“報量報價”，新能源特許權場站、分布式及扶貧光伏等政策允許的特殊發電項目依據其預測發電能力優先出清，不參與市場結算。蒙西“報量報價”，除扶貧及分布式新能源外，其余新能源發電機組全電量參與現貨市場。山東“報

45、量報價”，參與中長期交易的新能源電站全電量參與現貨市場；未參與中長期交易的新能源電站預測出力的 10%參與現貨市場出清 浙江 完全不參與，作為市場邊界條件，按照核定上網電價結算（最新一般浙江電力現貨市場征求意見稿是探索逐步建立新能源參與現貨市場）資料來源：新浪財經，君合，北極星火力發電網，中郵證券研究所 山東、江蘇、浙江等地分布式光伏占比較大山東、江蘇、浙江等地分布式光伏占比較大，同時山東的現貨市場發展走在全國前列，國家推動分布式能源參與電力市場，因此我們預計山東的分布式推進電力交易會走在前面。隨著參與電力交易的新能源增加，電價的波動性可能會進一步加大，虛擬電廠可以有效提升用戶側的經濟性（價格

46、響應速度更靈敏）。0%10%20%30%40%50%60%70%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,000201720182019202020212022 2023E市場交易電量（億kWh）占全社會用電量的比例 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 15 圖表圖表1717：全國各地區分伏并網情況（截止全國各地區分伏并網情況（截止 2 2023H1023H1）資料來源：北極星火力發電網，國家能源局，中郵證券研究所 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 16 部分部分電力現貨市場價格上下限有望打開電力現貨市場價格上下限有望打開。蒙西電力市場是全國首個“單軌制”市

47、場，覆蓋全部電力用戶和幾乎全部電源，它將電力申報價格上限提升到5 元/kWh，是其他試點省份的 3 倍以上。國家能源局和發改委文件中電力現貨價格上限：應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，2023 年部分地區需求側補貼價格遠超 1.5 元/kWh。圖表18：國內試點地區電力現貨市場申報價格上下限(元/MWh)試點地區 申報價格上下限 廣東 0-1500 山東-801300 浙江-200800(聯合循環分軸燃機的汽機不報價，燃機報價上限 1200)甘肅 40650 四川 火電競價周期 385.15577.73，水電競價周期 75253.72 蒙西 05000 山西 01500 福建

48、 118511 省間 03000 資料來源：從到蒙西電力市場設計 溫宇晴，電力現貨市場實務 國家電力調度控制中心，山東發改委，甘肅省電力交易中心，澎湃新聞，中郵證券研究所 注：浙江、四川、山西、福建的數據截止日期為 2022 年 6 月，廣東是南方區域電力現貨市場的起點 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 17 圖表圖表1919：2 2023023 年部分省份需求側響應補貼政策年部分省份需求側響應補貼政策 省份 時間時間 主要內容主要內容 貴州 2023 年 7 月 11 日 電力用戶直接或由負荷聚合商代理參與交易；響應時長：原則上響應時長不低于 1 小時。虛擬電廠響應能力1000kW 響應價格

49、：響應價格上限為 1.5 元/千瓦時。單個需求響應資源響應能力1000kW,響應時長1h 福建廈門 2023 年 6 月 29 日 電力用戶：響應負荷能力200kW 負荷聚合商：聚合響應負荷能力1000kW 用戶需求響應補貼=實際響應負荷量響應時間 x 補貼價格系數響應速度系數 x 補償基準價格 補償基準價格：4 元/kWh 補貼價格系數和響應速度系數分別為 01、13 湖南 2023 年 6 月 26 日 當全網電力供應缺口不超過 200 萬千瓦時，優先啟動削峰需求響應，如需求響應不能覆蓋電力供應缺口，則缺額部分同步組織有序用電 在省電力公司營銷系統中獨立立戶、單獨計量的直供終端電力用戶可直

50、接或由負荷集成商代理參與需求響應。按響應時段內響應負荷進行補償，每次補償價格不高于 10 元/千瓦 浙江建德 2023 年 6 月 25 日 采用 A-F 級錯避峰方案 2023 年全市有序用電方案共安排負荷 25.3 萬千瓦，分 6 級執行。A 級方案：4.22 萬千瓦；B 級方案：8.43 萬千瓦；C 級方案：12.65 萬千瓦；D 級方案：16.86 萬千瓦；E 級方案：21.08 萬千瓦；F級方案：25.30 萬千瓦 廣東 2023 年 5 月 19 日 日前邀約發布時間調整為 D-3 日 24:00 前，申報截止時間調整為 D-1 日 11:00,出清時間調整為 D-1 日 12:0

51、0 靈活避峰需求響應補償收益暫按日前邀約的 保底價格 1.5 元/kWh 執行 河北 2023 年 4 月 6 日 電力用戶：具有電網企業獨立用戶編號的高壓用戶 負荷聚臺商：單戶運行容量在 1000 千伏安及以下，聚合削峰能力 5000kW 實時需求啊應容量補償：8 元/kW 月 電量補償：日前啊應電量補償：按照出清價格進行補償；日內響應電量補償：提前 4 小時響應按照出清及價格 1.3 倍進行補償，提前 2 小時級響應按照出清價格 2 倍進行補償；實時響應電量補償：按照出清價格 3 倍進行補償。云南 2023 年 4 月 27 日 電力用戶：響應能力1000kW 負荷聚合商：響應能力1000

52、kW 諸能運營商；儲能資源總充放電功 率5000kW,持續時長 2h,4h 內響應能力。實時響應補貼：全年統一 2.5 元/kWh,每天不多于3 次。每次個超過 3 小時 邀約型響應：削峰類：0-5 元/kWh;填谷類：0-1 元/kWh 甘肅 2023 年 4 月 21 日 電力用戶：響應能力1000kW，響應時間1h;負荷聚合商：響應能力5000kW,，響應時間1h 需求響應市場補償費用按照“誰受益、誰承擔”的原則，按月在相關市場主體間分攤或返還。四川 2023 年 4 月 19 日 需求側市場化響應以每小時可響應 容量為交易標的，需求響應價格的 上下限暫定為 3 元/千瓦時和 0 元/千

53、瓦時。優先將四川電網尖峰電價增收資金等作為市場主體需求側市場化響應收益的資金來源。若資金不足則另行疏導。天津 2023 年 1 月 11 日 單個工業用戶單次申報響應量3000KWh,非工業用戶單次申報響應量600KWh,負荷集成商，聚合總響應能力6000KWh 邀約型填谷需求響應補貼價格 1 元/kwh 資料來源：國際能源網，中郵證券研究所 3 3 獨立儲能經濟性有望提升獨立儲能經濟性有望提升 3.1 3.1 獨立儲能獨立儲能商業模式商業模式 現階段獨立儲能的商業模式主要是 3 種（1）電力現貨市場套利（2）電力輔助服務市場(3)容量租賃/補貼，但具體商業模式和各地政策有光。請務必閱讀正文之

54、后的免責條款部分 18 圖表圖表2020：部分省份獨立儲能電站收益模式部分省份獨立儲能電站收益模式 獨立儲能電站 收益模式 推廣程度 無電力現貨交易地區 調峰補償 全國普遍推廣 調峰補償+容量租賃 湖南、寧夏等 含電力現貨交易地區 電力現貨交易+調頻補償 山西推進中 電力現貨交易+容量租賃+容量補償 山東推進中 電力現貨交易+容量租賃+輔助服務+容量市場 待落地 資料來源：儲能與電力市場，北極星電力網，畢馬威，中郵證券研究所 其中，其中，我國電力輔助服務主要是調峰與調頻，東北、西北和南方的輔助服我國電力輔助服務主要是調峰與調頻，東北、西北和南方的輔助服務補償費用占上網電費總額占比最高務補償費用

55、占上網電費總額占比最高。根據國家能源局，2023 年上半年，全國電力輔助服務費用共 278 億元，占上網電費 1.9%，我們預計未來輔助服務費用將逐步分攤至用戶側。圖表圖表2121：2019H12019H1 各區域電力輔助服務補償費用占上網費用各區域電力輔助服務補償費用占上網費用比例情況比例情況 圖表圖表2222：2019H12019H1 和和 2 2023H1023H1 電力輔助服務補償費用構成電力輔助服務補償費用構成 資料來源：觀研天下，中郵證券研究所 資料來源：觀研天下，中郵證券研究所 目前的峰谷差下，儲能盈利較為困難。山東的年分時平均峰谷差僅略高于0.4 元/kWh，而鋰離子電池度電成

56、本及 0.49-0.68 元/kWh。0.92%2.71%3.27%0.49%0.36%3%0%1%1%2%2%3%3%4%華北東北西北華東華中南方0%10%20%30%40%50%60%70%調峰調頻備用其他2019H12023H1 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 19 圖表圖表2323：各類儲能技術度電成本各類儲能技術度電成本 分類 儲能類型 裝機規模 投資成本(元/Wh)度電成本(元/kWh)電化學儲能 鋰離子電池 1.3-1.7 0.49-0.68 鈉離子電池 1.1-1.5 0.67-0.88 液流電池(全釩)100MW/500MWh 2.5-3.9 0.71-0.95 物理 儲能

57、 飛輪儲能 2MW/0.4MWh 10-15 元/W 壓縮空氣儲能 100MW 以上 5-6 元/W 0.45-0.5 資料來源：2023 中國虛擬電廠產業發展白皮書 中國化學與物理電源行業協會，中郵證券研究所 注：鈉離子電池成本為規?；慨a理論投資成本 3.2 3.2 獨立儲能獨立儲能經濟性分析（經濟性分析（1 100MW00MW/200MW200MWh h 獨立電站）獨立電站）共性假設：建設成本、運維市場均相同。1.山東地區（調頻服務和電力現貨市場套利目前只能調頻服務和電力現貨市場套利目前只能 2 2 選選 1 1）根據山東電力交易中心，共有 8 個儲能電站參與電力市場交易，參與現貨交易

58、2 億度電。若不考慮壓縮空氣儲能及后兩個儲能電站，截止 2023 年 1 月29 日，5 個電站參與市場天數為 1590 天。假設 2 億度電是儲能電站在現貨市場的發電量，則儲能電站調用次數為則儲能電站調用次數為0 0.63.63 次次/d/d。目前每 kWh 單次調用成本 0.98 元/次，山東電力現貨市場價差為0.53-0.63 元/kWh。100MW/200MWh 電站，山東容量補貼約 330 萬/年，容量租賃2400 萬/年。假設不考慮運維費用及補貼下降，IRR 為 3.8%。根據蘭木達數據，實際峰谷價差套利目前只能做到 50%左右，其次隨著新能源電力進入市場，2 充 2 放策略很難。

59、請務必閱讀正文之后的免責條款部分 20 圖表圖表2424：山東獨立儲能電站山東獨立儲能電站 圖表圖表2525：獨立儲能電站假設條件與收益測算獨立儲能電站假設條件與收益測算 電站名稱 儲能技術類型 功率容量（MW）能量容量（MWh）受理時間 留格國投儲能電站 鋰離子電池 101 202 2022/2/25 藤源華電儲能電站 鋰離子電池 101 202 2022/2/25 關家三峽儲能電站 鋰離子電池 100 200 2022/2/25 全福華能儲能電站 鋰離子電池 100 200 2022/3/10 孟家諾能儲能電站 鋰離子電池 100 200 2022/5/13 肥城中儲儲能電站 壓縮空氣 1

60、0 100 2022/7/11 古路臺陽儲能電站 鋰離子電池 100 200 伏羲中廣儲能電站 鋰離子電池 100 200 儲能電站調用次數 次/d 0.63 充放電時長 h 2 充電電價（13-14 點）元/MWh-80 放電電價（18-19 點）元/MWh 447551.6 價差 元/kWh 0.6 項目造價 元/Wh 2.25 項目運營周期 年 10 總調用次數 次 2296 單次調用成本 元/次 0.98 電力現貨市場套利 萬元 2755 儲能租賃價格 元/kWhy 150 租賃比例%80%租賃收益 萬元 2400 容量補償 萬元 330 資料來源：EESA，中郵證券研究所 資料來源：

61、EESA，山東電力現貨市場 2023 年 1 月結算試運行工作日報，中郵證券研究所 2.浙江地區（暫時無法電力現貨套利暫時無法電力現貨套利）（1）容量補貼：前 3 年分別為 2000、1800、1600 萬元（浙江暫時沒有容量租賃指導價，此處暫不計入）；（2）調峰收益：參考浙江省第三方主體參與電力輔助服務市場交易規則(試行)，填谷補貼不高于 320 元/MWh，頂峰補貼不高于 1000 元/MWh；假設年運行 300 次；注：注：調峰與現貨市場套利調峰與現貨市場套利 2 2 選選 1 1 調頻收益：參考根據 2021 年 46 月第四次結算時，調頻容量平均出清價格為 117 元/MWh，平均調

62、頻里程出清價格為 8.85 元/MW，調頻容量按 15%額定裝機出力 15MW，每天中標 12h，一年按 350 天計算:調頻容量出清價 100 元/MWh;調節里程出清價 8 元/MW:（3）現貨市場套利：按 350 次充放，10 年壽命，峰谷價差為 583.9 元/MWh。我們計算浙江地區獨立儲能 IRR 為 7.6%。請務必閱讀正文之后的免責條款部分 21 4 4 投資建議投資建議 電力現貨的加速建設，系統靈活性不足的地區價格上下限可能會有所擴大，虛擬電廠是提升系統靈活性的有效手段，價差的擴大有利于提升虛擬電廠的盈利性，建議關注#國能日新、朗新科技、金智科技、經緯股份；其次利好獨立儲能運

63、營商，建議關注#萬里揚；再次利好分布式電源，建議關注#晶科科技、芯能科技。5 5 風險風險因素因素 （1）電力市場機制推進不及預期的風險電力市場機制推進不及預期的風險。目前國內電源側、電網側儲能的IRR 較低，電力市場機制改革有助于大儲形成多種盈利模式，若機制改革進度不及預期，則大儲的低 IRR 可能會影響裝機規模。（2）研報使用的信息數據更新不及時的風險研報使用的信息數據更新不及時的風險。請務必閱讀正文之后的免責條款部分 22 中郵證券投資評級說明中郵證券投資評級說明 投資評級標準 類型 評級 說明 報告中投資建議的評級標準：報告發布日后的 6 個月內的相對市場表現，即報告發布日后的 6 個

64、月內的公司股價（或行業指數、可轉債價格）的漲跌幅相對同期相關證券市場基準指數的漲跌幅。市場基準指數的選?。篈 股市場以滬深 300 指數為基準；新三板市場以三板成指為基準；可轉債市場以中信標普可轉債指數為基準；香港市場以恒生指數為基準；美國市場以標普500 或納斯達克綜合指數為基準。股票評級 買入 預期個股相對同期基準指數漲幅在 20%以上 增持 預期個股相對同期基準指數漲幅在 10%與 20%之間 中性 預期個股相對同期基準指數漲幅在-10%與 10%之間 回避 預期個股相對同期基準指數漲幅在-10%以下 行業評級 強于大市 預期行業相對同期基準指數漲幅在 10%以上 中性 預期行業相對同期

65、基準指數漲幅在-10%與 10%之間 弱于大市 預期行業相對同期基準指數漲幅在-10%以下 可轉債 評級 推薦 預期可轉債相對同期基準指數漲幅在 10%以上 謹慎推薦 預期可轉債相對同期基準指數漲幅在 5%與 10%之間 中性 預期可轉債相對同期基準指數漲幅在-5%與 5%之間 回避 預期可轉債相對同期基準指數漲幅在-5%以下 分析師聲明分析師聲明 撰寫此報告的分析師（一人或多人）承諾本機構、本人以及財產利害關系人與所評價或推薦的證券無利害關系。本報告所采用的數據均來自我們認為可靠的目前已公開的信息，并通過獨立判斷并得出結論，力求獨立、客觀、公平，報告結論不受本公司其他部門和人員以及證券發行人

66、、上市公司、基金公司、證券資產管理公司、特定客戶等利益相關方的干涉和影響，特此聲明。免責聲明免責聲明 中郵證券有限責任公司（以下簡稱“中郵證券”）具備經中國證監會批準的開展證券投資咨詢業務的資格。本報告信息均來源于公開資料或者我們認為可靠的資料，我們力求但不保證這些信息的準確性和完整性。報告內容僅供參考，報告中的信息或所表達觀點不構成所涉證券買賣的出價或詢價，中郵證券不對因使用本報告的內容而導致的損失承擔任何責任?？蛻舨粦员緢蟾嫒〈洫毩⑴袛嗷騼H根據本報告做出決策。中郵證券可發出其它與本報告所載信息不一致或有不同結論的報告。報告所載資料、意見及推測僅反映研究人員于發出本報告當日的判斷，可隨時

67、更改且不予通告。中郵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頭寸并進行交易，也可能為這些公司提供或者計劃提供投資銀行、財務顧問或者其他金融產品等相關服務。證券期貨投資者適當性管理辦法于 2017 年 7 月 1 日起正式實施，本報告僅供中郵證券客戶中的專業投資者使用，若您非中郵證券客戶中的專業投資者，為控制投資風險，請取消接收、訂閱或使用本報告中的任何信息。本公司不會因接收人收到、閱讀或關注本報告中的內容而視其為專業投資者。本報告版權歸中郵證券所有，未經書面許可，任何機構或個人不得存在對本報告以任何形式進行翻版、修改、節選、復制、發布，或對本報告進行改編、匯編等侵犯知識產權的

68、行為，亦不得存在其他有損中郵證券商業性權益的任何情形。如經中郵證券授權后引用發布，需注明出處為中郵證券研究所，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節或修改。中郵證券對于本申明具有最終解釋權。請務必閱讀正文之后的免責條款部分 23 公司簡介公司簡介 中郵證券有限責任公司，2002 年 9 月經中國證券監督管理委員會批準設立，注冊資本 50.6 億元人民幣。中郵證券是中國郵政集團有限公司絕對控股的證券類金融子公司。公司經營范圍包括：證券經紀；證券自營；證券投資咨詢；證券資產管理；融資融券；證券投資基金銷售；證券承銷與保薦；代理銷售金融產品；與證券交易、證券投資活動有關的財務顧問。此外，公司還具有：

69、證券經紀人業務資格；企業債券主承銷資格；滬港通；深港通；利率互換；投資管理人受托管理保險資金；全國銀行間同業拆借；作為主辦券商在全國中小企業股份轉讓系統從事經紀、做市、推薦業務資格等業務資格。公司目前已經在北京、陜西、深圳、山東、江蘇、四川、江西、湖北、湖南、福建、遼寧、吉林、黑龍江、廣東、浙江、貴州、新疆、河南、山西、上海、云南、內蒙古、重慶、天津、河北等地設有分支機構，全國多家分支機構正在建設中。中郵證券緊緊依托中國郵政集團有限公司雄厚的實力，堅持誠信經營，踐行普惠服務，為社會大眾提供全方位專業化的證券投、融資服務，幫助客戶實現價值增長，努力成為客戶認同、社會尊重、股東滿意、員工自豪的優秀企業。中郵證券研究所 北京 郵箱： 地址：北京市東城區前門街道珠市口東大街 17 號 郵編：100050 上海 郵箱： 地址：上海市虹口區東大名路 1080 號郵儲銀行大廈 3樓 郵編：200000 深圳 郵箱： 地址：深圳市福田區濱河大道 9023 號國通大廈二樓 郵編：518048