《公用事業行業電力專題系列報告（十四）：新系統的電改機制完善強弱分野-240529（16頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用事業行業電力專題系列報告（十四）：新系統的電改機制完善強弱分野-240529（16頁）.pdf（16頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 Table_MainInfo Table_Title 2024.05.29 新系統的電改：機制完善，強弱分野新系統的電改：機制完善，強弱分野 電力專題系列報告（電力專題系列報告（十十四四）于鴻光于鴻光(分析師分析師)孫輝賢孫輝賢(研究助理研究助理)汪汪玥(研究助理研究助理)021-38031730 021-38038670 021-38031030 證書編號 S0880522020001 S0880122070052 S0880123070143 本報告導讀：本報告導讀：我國我國電力市場化改革電力市場化改革有望有望給予電力商品

2、各項屬性充分定價，護航新型電力給予電力商品各項屬性充分定價，護航新型電力系統長期可系統長期可持續發展持續發展。摘要：摘要：Table_Summary 投資建議：維持“增持”評級。投資建議：維持“增持”評級。我們認為電力市場化改革對各電源的潛在可能影響為：1）火電：行業盈利穩定性提升，機組內部盈利出現分化；2）水電&核電：隱含超額收益期權；3）新能源：短期收益率存在隱憂，長期電改助力行業可持續發展。我們推薦具備競爭優勢的各細分發電領域龍頭公司：1）火電：國電電力、華電國際、華電國際電力股份（H）；2）水電：長江電力、川投能源；3）核電：中廣核電力（H）、中國核電；4）新能源：云南能投。電力市場化

3、電力市場化改革進展：電能量市場逐步完善，其他新興市場初步建改革進展：電能量市場逐步完善，其他新興市場初步建立。立。1）我國中長期電量交易比例已處于較高水平，但交易電價仍受一定約束；2）我國現貨電量市場推進速度逐漸加快，第一批現貨試點省份陸續“轉正”；3）我國輔助服務市場規模逐漸擴大，但市場交易品種仍較為單一；4）抽水蓄能、煤電、部分氣電已執行容量補償電價，但煤電、氣電容量補償標準仍不足以回收固定資產投資成本。電力市場化改革電力市場化改革特性特性：難度逐步提升，進程“越階式”發展難度逐步提升，進程“越階式”發展。長周期來看，我們認為我國電力市場化改革的核心脈絡為：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過

4、市場化手段實現競爭性環節的資源配置。我國電力市場化改革呈現兩大特性：1）電力市場化改革難度逐步提升：2002年電改 5 號文提出改革十六字方針：“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”，其中“廠網分開、主輔分離”已經基本全部完成；2）歷史電力市場化改革進程往往呈“躍階式”發展，由于改革涉及主體結構較為復雜，因此往往需要在“外力”助推下才能實現“越階式”發展。電力市場化改革展望：給予電力商品各項屬性充分定價，護航新型電電力市場化改革展望：給予電力商品各項屬性充分定價，護航新型電力力系統長期可持續發展系統長期可持續發展。我們預計電力市場化改革的潛在可能方向為：1）中長期交易市場：限價幅度逐步放開

5、，新能源入市拉動市場化電量占比進一步提升；2）現貨市場：建設進度加速，逐步成為電力市場體系的核心組件；3）容量電價市場：煤電容量補償比例逐步提升，最終向容量市場電價過渡；4）輔助服務市場：產品種類更加豐富、用戶側逐步納入輔助服務費用分攤方；5）綠電市場：多類市場有望有機統一，市場規模有望持續擴大。風險因素：風險因素：用電需求不及預期，新能源盈利低于預期，電量電價低于預期，煤價超預期，電力市場化推進低于預期等。Table_Invest 評級：評級：增持增持 上次評級：增持 Table_subIndustry 細分行業評級 Table_DocReport 相關報告 公用事業需求高增可期，供需平衡偏

6、緊 2024.05.26 公用事業污染源擴容，催生多行業需求 2024.05.20 公用事業電量增速放緩，水電增速加快 2024.05.18 公用事業用電增速放緩，火電維持低增 2024.05.18 公用事業理解電能需求：超額增速勢難擋 2024.05.15 行業更新行業更新 股票研究股票研究 證券研究報告證券研究報告 公用事業公用事業 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 2 of 16 目目 錄錄 1.新系統的電改：機制完善，強弱分野.3 2.電力市場化改革回顧：市場逐步完善，改革層層遞進.4 2.1.改革脈絡：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過

7、市場化手段實現競爭性環節的資源配置.4 2.2.改革進展：電能量市場逐步完善，其他新興市場初步建立.6 2.3.改革特性：難度逐步提升，進程“越階式”發展.10 3.電力市場化改革展望：給予電力商品各項屬性充分定價，護航新型電力系統.10 3.1.改革目標：電力市場化改革旨在護航新型電力系統.10 3.2.適應新型電力系統的電價體系推演.11 4.潛在受益方向：火電盈利穩定性有望提升，各電源內部出現分化 14 5.風險提示.15 9WaVeUdX9W8XeUbZ7N8Q7NtRmMmOtPfQqQmRlOnOmN9PpOqQMYnOpOMYoOxO 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條

8、款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 3 of 16 1.新系統的電改：機制完善，強弱分野新系統的電改：機制完善，強弱分野 電力市場化改革進展：電能量市場逐步完善，其他新興市場初步建立。電力市場化改革進展：電能量市場逐步完善，其他新興市場初步建立。1）我國中長期電量交易比例已處于較高水平，但交易電價仍受一定約束；2）我國現貨電量市場推進速度逐漸加快，第一批現貨試點省份陸續“轉正”；3）我國輔助服務市場規模逐漸擴大，但市場交易品種仍較為單一；4）抽水蓄能、煤電、部分氣電已執行容量補償電價，但煤電、氣電容量補償標準仍不足以回收固定資產投資成本。電力市場化改革特性：難度逐步提升，進程“越階式”發展

9、。電力市場化改革特性：難度逐步提升，進程“越階式”發展。長周期來看，我們認為我國電力市場化改革的核心脈絡為：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過市場化手段實現競爭性環節的資源配置。我國電力市場化改革呈現兩大特性：1）電力市場化改革難度逐步提升：2002 年電改 5號文提出改革十六字方針：“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”，其中“廠網分開、主輔分離”已經基本全部完成；2）歷史電力市場化改革進程往往呈“躍階式”發展，由于改革涉及主體結構較為復雜，因此往往需要在“外力”助推下才能實現“越階式”發展。電力市場化改革展望：給予電力商品各項屬性充分定價，護航新型電力。電力市場化改革展望：給予電力商品各

10、項屬性充分定價，護航新型電力。我們預計電力市場化改革的潛在可能方向為：1）中長期交易市場：限價幅度逐步放開，新能源入市拉動市場化電量占比進一步提升；2）現貨市場：建設進度加速，逐步成為電力市場體系的核心組件；3）容量電價市場：煤電容量補償比例逐步提升，最終向容量市場電價過渡；4）輔助服務市場：產品種類更加豐富、用戶側逐步納入輔助服務費用分攤方；5）綠電市場：多類市場有望有機統一，市場規模有望持續擴大。投資建議：維持“增持”評級。投資建議：維持“增持”評級。我們認為電力市場化改革對各電源的潛在可能影響為：1）火電：行業盈利穩定性提升，機組內部盈利出現分化；2）水電&核電：隱含超額收益期權；3）新

11、能源：短期收益率存在隱憂，長期電改助力行業可持續發展。我們推薦具備競爭優勢的各細分發電領域龍頭公司：1）火電：國電電力、華電國際、華電國際電力股份（H）；2）水電：長江電力、川投能源；3）核電：中廣核電力（H）、中國核電；4）新能源：云南能投。表表 1：重點公司盈利預測與估值：重點公司盈利預測與估值 代碼代碼 公司公司 收盤價收盤價 （元）（元）EPS PE 評級評級 2023A 2024E 2025E 2023A 2024E 2025E 600795.SH 國電電力 5.45 0.31 0.50 0.56 17 11 10 增持 600027.SH 華電國際 6.75 0.44 0.63 0

12、.64 15 11 11 增持 1071.HK 華電國際電力股份（H）4.28 0.45 0.63 0.64 10 7 7 增持 600900.SH 長江電力 26.71 1.11 1.43 1.51 24 19 18 增持 600674.SH 川投能源 17.83 0.90 1.16 1.21 20 15 15 增持 601985.SH 中國核電 9.80 0.56 0.62 0.67 17 16 15 增持 1816.HK 中廣核電力（H）2.74 0.21 0.25 0.26 13 11 11 增持 002053.SZ 云南能投 12.98 0.52 1.09 1.26 25 12 10

13、 增持 數據來源：Wind，國泰君安證券研究（股價對應 2024 年 5 月 28 日收盤價）行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 4 of 16 2.電力市場電力市場化化改革改革回顧：回顧：市場逐步完善，改革層層遞市場逐步完善，改革層層遞進進 2.1.改革改革脈絡：脈絡：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過市場化手行政指令打破垂直一體化壟斷，通過市場化手段實現競爭性環節的資源配置段實現競爭性環節的資源配置 電力市場化改革電力市場化改革核心脈絡：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過市場化核心脈絡：行政指令打破垂直一體化壟斷，通過市場化手段實現競爭性環節的資

14、源配置手段實現競爭性環節的資源配置。長周期來看，我國電力體制改革主要分為 3 個階段：（1）集資辦電階段（19781987 年）：改革核心目標在于刺激投資；（2）市場主體塑造階段（19882014 年）：逐步建立“政企分開，廠網分離”的市場主體格局；（3）新一輪市場化改革段（2015 年至今）：不斷完善各項市場制度建設，建立適應新型電力系統發展的市場體制機制。圖圖 1：電力市場化改革歷程電力市場化改革歷程 數據來源：國家發改委、國家能源局、葉澤電力市場化改革的回顧與展望，國泰君安證券研究 2002 年以來我年以來我國電力市場改革國電力市場改革經歷三大重要節點：經歷三大重要節點：我們認為自 20

15、02 年以來我國電力市場改革經歷三大重要節點：1）2002 年 5 號文國務院關于印發電力體制改革方案的通知確立“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大電力市場化改革目標；2）2015 年 9 號文關于進一步深化電力體制改革的若干意見標志著新一輪電力體制改革的開啟，核定輸配電價，放開發用電計劃；3）2021 年 1439 號文關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知推動發電端煤電全部市場化交易、售電端工商業用戶全部市場化交易。19781987改革開放后經濟高速發展，電力需求增加，需要解決電力供應嚴重短缺問題，電力建設投資需求加大。中央政府電力建設投入及引入國外資金相對有限，資金缺口

16、大。推行“集資辦電”，解決電力建設資金不足問題。1985年出臺了關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定，電力部提出利用部門與地方聯合辦電、集資辦電、利用外資辦電等辦法來解決電力建設投資，對集資電力項目主要按還本付息的原則核定電價水平，定價機制一定程度結合市場回報等規律。形成了計劃經濟與市場經濟并存的“雙軌制”。隨著電力建設的深入，政府決定擴大市場經濟改革的范圍，目標是在整個電力工業中建立市場經濟體系?！叭珖娏w制改革座談會”上提出“政企分開，省為實體，聯合電網，統一調度，集資辦電”的“二十字方針”和“因地因網制宜”的電力改革與發展方針。2014政企分開改革。1988年華東等五大區域聯合電力

17、公司成立，由能源部直接管理；同時在各省成立了省電力公司，由能源部和省政府管理。1991 年五大區域聯合電力公司改組為五大區域電力集團。1993 年國務院撤消能源部，重組電力工業部。1997 年成立國家電力公司，與電力工業部同時運行，電力工業從形式上實現了政企分開。1998 年電力工業部被撤銷，國家電力公司承接了電力工業部所管的全部資產，作為國務院出資的企業獨立運營，電力工業正式從中央層面實現了政企分開。1998 年國務院出臺關于深化電力工業體制改革有關問題的意見，開始各省電力工業政企分開改革試點工作2001 年全國大部分省份完成了電力工業政企分開改革。國家經濟發展速度相對降低和產業結構調整導致

18、電力需求增長速度降低，我國電力生產能力開始出現新的過剩。電力深化改革成為重點，市場化步伐加快。2015 年中共中央、國務院出臺新的關于深化電力體制改革的九號文件，核心內容為“三放開、一獨立、三強化”。并在電力市場改革方式上作了重大調整，中央政府出政策，省級地方政府組織實施。大力推進以售電市場競爭為核心的電力市場改革，電力市場交易品種多樣化，交易機制結合我國電價政策實際，市場交易范圍和主體數量、規模擴大，促進了風電、光電等新能源消納，降低了電價，市場機制在優化配置資源中的決定性作用日益體現。至今至今第一階段：集資辦電第一階段：集資辦電背背景景主主要要措措施施或或政政策策方方向向198820152

19、0012002 年國家正式啟動電力體制改革后至2014 年時期，電力市場改革除廠網分開。2002 年，國務院出臺關于電力體制改革的 5 號文件，按照確定“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的原則，將原國家電力公司一分為十一，成立國家電網、南方電網兩家電網公司和華能、大唐、國電、華電、中電投五家發電集團和四家輔業集團公司，為發電側市場塑造了市場主體第二階段：市場主體第二階段：市場主體塑造塑造第三階段：市場化第三階段：市場化改革改革2002 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 5 of 16 表表 2：中國電力市場改革關鍵政策歷史回顧中國電力市

20、場改革關鍵政策歷史回顧 環節環節 2002 年年 5 號文號文 2015 年年 9 號文號文 2021 年年 1439 號文號文 發電 市場競爭格局形成 市場競爭主體多元化 完善價格傳導機制 輸配電 一體化尚未分離 強管制 強管制 售電 培育多元化主體 完善管理，有序競爭 數據來源：國務院、國家發改委，國泰君安證券研究 2002 年年 5 號文設立四大改革目標：號文設立四大改革目標：1）廠網分開：）廠網分開：將國家電力公司按照發電和電網兩類業務劃分，分別進行資產、財務和人員重組，形成國家電網、南方電網兩大電網企業公司，以及五大發電集團等發電企業；2）主輔分離：主輔分離：除必要的電力科研機構，有

21、關電力設計、修造、施工等輔助性業務單位要與電網脫鉤，進行公司化改造進入市場，醫療、教育單位實施屬地化管理；3）輸配核算）輸配核算:“十五”期間，電網企業可暫不進行輸配分開的重組，但要逐步對配電業務實行內部財務獨立核算；4）競價上）競價上網：網：放開發電側上網電價市場，建立電力市場運行規則和政府監管體系，初步建立競爭、開放的區域電力市場，實行新的電價機制。改革基本實現廠網分開改革基本實現廠網分開以及以及主輔分離主輔分離目標目標。2002 年 5 號文確立的“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大電力市場化改革目標。其中前兩者“廠網分開”、“主輔分離”目標基本得到實現；而后兩者“輸配分開”、

22、“競價上網”（由于輸電、配電、售電等環節完全由電網壟斷，用戶議價能力較弱，發電側的競價上網亦未見成效）進展較為緩慢。表表 3：2002 年后主要電力體制改革重要事件年后主要電力體制改革重要事件 時間時間 內容內容 2002 年 3 月 國務院批準了電力體制改革方案,成立電力體制改革工作小組,負責組織電力體制改革方案的實施工作。2002 年 12 月 國家電力公司拆分為兩大電網公司和五大發電集團,廠網就此分開。2003 年 3 月 國家電監會成立,開始履行電力市場監管者的職責,實現了政監分開。2003 年 7 月 國務院出臺了電價改革方案,確定電價改革的目標、原則及主要改革措施。2004 年 3

23、 月 電監會、發改委聯合下發的電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法的通知,大用戶直購試點。2004 年 12 月 發改委出臺煤電價格聯動機制措施。2005 年 3 月 發改委制定上網電價管理暫行辦法輸配電價管理暫行辦法和銷售電價管理暫行辦法三個實施辦法。2007 年 12 月 電網主輔分離改革及電力設計、施工單位一體化重組方案出臺,電網主輔分離提上日程。2009 年 7 月 關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知,為直購電試點工作的展開提供了實施細則。數據來源：國務院、國家發改委、國家能源局，國泰君安證券研究 2015 年年 9 號文關于進一步深化電力體制改革的若干意見號文

24、關于進一步深化電力體制改革的若干意見，標志著新標志著新一輪電力體制改革的開啟。一輪電力體制改革的開啟。2015 年 9 號文政策要點可概括為“三放開、一獨立、三強化”，其中：1）“三放開”為按照“管住中間，放開兩頭”原則，有序放開輸配以外的競爭性環節電價；有序向社會資本放并配售電業務；有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；2）“一獨立”為推進交易機構相對獨立；3）“三強化”為進一步強化政府監管；進一步強化電力統籌規劃；進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 6 of 16 改革推動改革推動現貨市場試點現貨市場試

25、點逐步展開逐步展開，輸配電價獨立核算。，輸配電價獨立核算。2015 年 9 號文政策影響：1）用電側的電價競爭市場正式成立，售電公司具備了生存空間；2）2018 年 5 月現貨市場試點工作在廣東首次開展，電力市場化逐漸走向深水區；3）雖然在輸配分離方面未有大的動作，但各省電網輸配電價逐步開始獨立核算。圖圖 2：2015 年年 9 號文在號文在 2002 年年 5 號文基礎上號文基礎上對“競價上網”內容有所細化對“競價上網”內容有所細化 數據來源：國務院，國泰君安證券研究 2021 年年 1439 號文關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通號文關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知

26、知加快市場化節奏，擴大價格浮動區間加快市場化節奏，擴大價格浮動區間。2021 年 1439 號文政策內容主要包括：1）煤電全部市場）煤電全部市場化，交易電價幅度區間擴大化，交易電價幅度區間擴大：燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過“基準價+上下浮動”的市場交易形成上網電價，且燃煤發電市場交易價格上下浮動區間擴大至 20%以內（高耗能企業及電力現貨市場價格不受該浮動區間限制）；2）工商業）工商業用戶用戶全部全部進入市場進入市場化交易化交易：除居民用電、農業用電外的工商業用電需有序全部進入市場，取消原有工商業目錄銷售電價；3）居民、農業用電保持原有目）居民、農業用電保持原有目錄銷售電價政策，低

27、價電源優先用于保障居民、農業用電。錄銷售電價政策，低價電源優先用于保障居民、農業用電。2021 年 1439號文實施后，我國發電端煤電電量、售電端工商業電量市場化全面鋪開，市場化節奏大幅度加快。表表 4：2021 年年 1439 號文號文政策政策要點要點 要點要點 內容內容 有序放開全部燃煤上網電價 燃煤發電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在基準價+上下浮動范圍內形成上網電價。擴大市場交易電價浮動范圍 將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%,擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。推

28、動工商業用戶都進入市場 各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。避免不合理行政干預 各地對電力用戶和發電企業進入電力市場不得設置不合理門檻，不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規定范圍內的合理浮動不得進行干預。數據來源：國家發改委，國泰君安證券研究 2.2.改革進展改革進展：電能量市場逐步完善，：電能量市場逐步完善，其他其他新興市場初步建立新興市場初步建立 中長期市場中長期市場電量電量：市場市場形式基本建立形式基本建立，市場化電量比例較高，市場化電量比例較高。1）2020 年競價上網 5 號文 在原有任務基礎上實現公益性以外的發售電價格由市場形

29、成 9 號文 著重核定 培育售電 完善電力 組建電力 有序放開加強電網 提升供需 積極發展 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 7 of 16 6 月電力中長期交易基本規則建立電力中長期交易規則，截至 2023年我國電力市場化交易比例 61.4%，較 2016 年+42.4 ppts，其中煤電幾乎全部進入電力市場；2）多數省市及地區均對中長期交易電量比例有較為明確的規定。表表 5：部分地區部分地區 2024 年中長期市場電量比例要求年中長期市場電量比例要求 省份省份 中長期比例要求中長期比例要求 江蘇 燃煤機組年度交易電量原則上為上一年度上網電量

30、的 80%左右；保障中長期交易電量不低于市場交易總電量的 90%。廣東 2024 年電力市場規模約為 6000 億千瓦時?？紤]年用電量 500 萬千瓦時及以上的電網代購用戶直接參與市場，安排年度交易規模上限 3200 億千瓦時。廣西 2024 年電力市場規模預計 920 億千瓦時左右，2024 年年度市場電量直接交易規模為 550 億千瓦時。海南 市場化電力用戶（含電網代理購電）/燃煤發電企業年度中長期合約簽約電量不低于上一年度上網電量的80%，通過后續季度、月度、周交易簽訂合同，保障全年中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的90%。湖北 全年總電量規模不設置上限，火電企業年度交易簽約電量

31、為其上一年度實際交易電量（不含電網企業代理購電電量）的 80%。福建 2024 年電力市場直接交易規模約 2160 億千瓦時。直接交易用戶 2024 年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的 80%。燃煤發電企業 2024 年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度實際發電量的 80%，未按要求執行的另行研究處理。電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，直接交易用戶中長期合同簽約電量比例應不低于實際用電量的 95%。云南 2024 年云南省內年度交易簽約電量占上年度用電量的比例超過 90%。遼寧 燃煤火電年度交易合同簽約電量原則上不低于預計年度發電量的 80%。用戶側年度合同簽約比例原則上

32、不低于 60%，全年中長期交易合約電量總和原則上不低于實際用電量的 90%。北京 2024 年，北京市電力市場化交易總電量規模擬安排 840 億千瓦時；2024 年度電力中長期合同簽約比例完成94.55%。天津 天津地區 2024 年電力市場化直接交易電量總規模暫定為 365 億千瓦時(含綠電交易），區外機組交易電量上限為交易電量總規模的 30%。河南 市場化用戶 2024 年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的 70%，通過后續月度、旬、日合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的 90%。發電側市場主體的年度中長期簽約合同電量不低于上一年實際發電量的 70%，全部

33、中長期合同凈簽約量不低于上一年實際發電量的 90%。冀北 直接交易用戶 2024 年年度中長期合同簽約電量應高于上一年用電量的 80%，通過后續月度、月內交易保證中長期交易簽約電量高于上一年用電量的 90%。陜西 2024 年市場化電力用戶（含電網代理購電）年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的 80%，并通過后續月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的 90%。內蒙古 2024 年蒙西區內電力市場交易規模約 2800 億千瓦時，蒙東區內電力市場交易規模約 349 億千瓦時。電力用戶年度交易電量不低于上年度用網電量的 70%；燃煤發電企業 2024 年年度中

34、長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的 80%；新能源場站 2024 年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量或本年度申報年度能力（二者取較大值）的 65%。甘肅 市場化電力用戶年度交易申報計劃電量原則上不超過上年度實際生產經營用電量，上年度實際生產經營用電量可跨年度統計。寧夏 用戶/發電企業年度交易成交電量原則上不低于上年用電量/上網電量的 60%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網電量的 80%。新疆 電網企業以年度代購分月電量預測值的 85%作為購方申報上限，剩余交易需求進入月度市場。數據來源：各地電力交易中心、各地政府官網、北極星電力網，國泰君安證券研究 行業更

35、新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 8 of 16 中長期電量中長期電量電價電價：價格仍受一定程度約束：價格仍受一定程度約束。1）中長期電量市場中的煤電合同電價仍受嚴格限制：各省煤電交易電價基于核定的燃煤標桿電價，并做上下浮動不高于 20%的限制（高耗能企業原則不受此比例限制，但多數省份并未明確高耗能企業名單）；2）市場中仍存在一定優先發電和優先購電用戶（其中優先發電用戶主要包括跨省跨區送電、保障消納的新能源、保障消納水電等，優先購電用戶指按照政府定價優先購電并獲得優先保障的用戶），優先電量電價主要由政府規定?，F貨電量市場：現貨電量市場：推進速度逐漸加

36、快，第一批試點省份陸續“轉正”。推進速度逐漸加快，第一批試點省份陸續“轉正”。1）2017 年 9 月國家發改委將南方（以廣東起步）、山東、山西、蒙西、四川、浙江、福建、甘肅等 8 個地區作為第一批試點；2）2021 年將上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現貨試點；3）截至 2023 年末山西、廣東省明確廣東電力現貨市場轉入正式運行。輔助服務市場：費用規模逐漸擴大，以調峰輔助為主。輔助服務市場：費用規模逐漸擴大，以調峰輔助為主。據國家能源局，1H23 全國電力輔助服務費用達 278 億元，占上網電費的 1.9%（較 1H19提升 0.43 ppts），費用占比持續擴大。

37、1H23 全國輔助輔助服務費用中電力市場調峰補償/調頻補償/備用補償為 167/54/45 億元，占電力輔助服務整體貢獻比重為 60.1%/19.4%/16.2%，調峰輔助服務仍為費用主體。從輔助服務補償主體看，火電是維護電力系統安全穩定運行的重要電源，2023 年上半年火電企業獲得補償 254 億元，占服務總費用的 91.4%。表表 6：輔助服務種類及定義輔助服務種類及定義 種類種類 定義定義 調峰 為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停 一次調頻 當電力系統頻率偏離目標頻率時，常規機組通過調速系統的自動反應、新能源和儲能等并網主體通

38、過快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務 二次調頻 并網主體通過自動功率控制技術，包括自動發電控制(AGC)、自動功率控制(APC)等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求 備用 指為保證電力系統可靠供電，在調度需求指令下，并網主體通過預留調節能力，并在規定的時間內響應調度指令所提供的服務。備用分為旋轉備用和冷備用。轉動慣量 指在系統經受擾動時，并網主體根據自身慣量特性提供響應系統頻率變化率的快速正阻尼，阻止系統頻率突變 爬坡 指為應對可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節速率的

39、并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務。自動電壓控制 指利用計算機系統、通信網絡和可調控設備，根據電網實時運行工況在線計算控制策略，自動閉環控制無功和電壓調節設備，以實現合理的無功電壓分布。數據來源：國家發改委，國泰君安證券研究 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 9 of 16 容量電價：抽水蓄能、煤電、部分氣電已執行容量補償電價。容量電價：抽水蓄能、煤電、部分氣電已執行容量補償電價。1）煤電：）煤電：2023 年 11 月關于建立煤電容量電價機制的通知提出建立煤電容量電價機制，容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并

40、逐步調整，各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。2）抽水蓄能：）抽水蓄能：2021 年 4 月關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見提出政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收。3）氣電：）氣電：以江蘇等地為代表的大部分省份出臺氣電容量價政策，以保障氣電合理收益率。表表 7：2023 年年 11 月關于建立煤電容量電價機制的通知月關于建立煤電容量電價機制的通知政策政策主要內容主要內容 項目項目 主要內容主要內容 總體思路 適應煤電功能加快轉型需要，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，容量電價水平根據轉型進度等實際情況

41、合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。實施范圍 合規在運的公用煤電機組；燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組，不執行容量電價機制。容量電價水平確定 煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定：1）用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦 330 元；2）通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，20242025 年多數地方為 30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為 50%左右；3）2026 年起

42、，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。容量電費分攤 1）煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定；2）新建煤電機組自投運次月起執行煤電容量電價機制；3）各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。容量電費考核 1）煤電機組無法按照調度指令提供申報最大出力的，月內發生兩次扣減當月容量電費的 10%，發生三次扣減 50%，發生四次及以上扣減 100%；2）最大出力未達標情況由電網企業按月統計，相應扣減容量電費。對自然年內月容量電費全部扣減累計發生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格；3）應急備用煤電機組的容量電價，

43、由省級價格主管部門會同能源主管部門按照回收日常維護成本的原則制定，鼓勵采取競爭性招標等方式確定。數據來源：國家發改委，國泰君安證券研究 圖圖 3：我國輔助服務市場規模我國輔助服務市場規模逐漸擴大逐漸擴大 圖圖 4：我國輔助服務市場以調峰服務為主我國輔助服務市場以調峰服務為主 數據來源：國家發展改革委、國家能源局，國泰君安證券研究 數據來源：國家發展改革委、國家能源局，國泰君安證券研究 0.0%0.4%0.8%1.2%1.6%2.0%0501001502002503001H191H23全國電力輔助服務費（億元）占上網電費比重（右，%）39.0%60.1%20.7%19.4%36.0%16.2%4

44、.3%4.3%0%20%40%60%80%100%1H191H23調峰調頻備用其他 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 10 of 16 2.3.改革特性：改革特性：難度逐步提升難度逐步提升，進程“越階式”發展進程“越階式”發展 電力市場化改革電力市場化改革難度難度逐步提升。逐步提升。2002 年電改 5 號文確立了我國電力體制改革十六字方針：“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”。其中行政管制色彩較濃烈、且推進機制較簡單的“廠網分開、主輔分離”已經基本全部完成?！拜斉浞珠_”目標自 2015 年電改 9 號文后變更為“有序放開輸配以外的競爭性

45、環節電價，有序向社會資本放開配售電業務”，但配售電業務發展仍相對緩慢?！案們r上網”方面，我國電能量市場、容量市場、輔助服務市場等均仍處于初期階段。電力市場化改革電力市場化改革進程往往呈“進程往往呈“躍階式躍階式”發展?！卑l展。電力市場化改革涉及主體結構復雜且體量龐大，因此往往需要在“外力”助推下實現“越階式”發展。2002 年 5 號文在“電荒”背景下推出，順利完成“廠網分開、主輔分離”兩項目標；2021 年 1439 號文在全國性“電力緊缺”事件發生期間出臺，快速實現發電側煤電、用電側工商業用戶全部進入市場化交易，并實現中長期市場電量電價“能跌能漲”。表表 8：我國主要電力市場改革的背景及效

46、果我國主要電力市場改革的背景及效果 改革改革時間時間 改革文件改革文件 改革背景改革背景 改革效果改革效果 2002年年 電力體制改革方案(電改“五號文”)20022004 年我國爆發了自 1996 年以來的首次嚴重缺電。此外壟斷經營的體制性缺陷日益明顯，省際之間市場壁壘阻礙了跨省電力市場的形成和電力資源的優化配置。從發電端來看，過去十年的市場化工作應該說開展的比較順利。五大發電集團+其他國有發電企業+地方電力集團+民營及外資等四股力量進行了充分的市場競爭。2015年年 進一步深化電力體制改革的若干意見(電改“九號文”)在首輪電改之后，我國電力系統四個環節只有發電端被放開，其他環節仍被電網企業

47、壟斷。在電力行業盈利情況較好的情況下，電改的目的在于建立獨立的輸配電價，理順價格形成機制，通過市場競爭確定發、售電價，形成完整的電價傳導機制，讓電價反映資源稀缺程度和市場供求關系，從根本上還原價格機制在電力市場中的作用。國家層面成立了北京和廣州兩大國家級電力交易中心，各省成立省級電力交易中心，形成年度長協、月度競價、現貨等多類型交易品種，推進了八個現貨試點市場陸續開展，初步搭建了層次多元、品種多樣的市場交易體系，但是距離實現全國范圍的電力資源優化配置還存在一定差距。2021年年 關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439 號）在 2021 年以來，煤炭價格的持續上

48、漲使得采用“市場煤、計劃電”模式的發電企業遭遇了嚴重的虧損情況。這負面影響導致了發電動力不足的問題，全國性的電力供應出現緊張局面。在用戶側真正建立起“能跌能漲”的價格機制，打破將電力市場化改革與降用戶電價劃等號的思維定勢。有利于市場在電力資源配置中起決定性作用。數據來源：國家發改委、國務院，國泰君安證券研究 3.電力市場化電力市場化改革展望：改革展望：給予電力商品各項屬性充分給予電力商品各項屬性充分定價定價，護航新型電力系統，護航新型電力系統 3.1.改革目標改革目標：電力市場化改革旨在護航新型電力系統電力市場化改革旨在護航新型電力系統 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必

49、閱讀正文之后的免責條款部分 11 of 16 電力市場化改革旨在護航電力市場化改革旨在護航新型電力系統。新型電力系統。據 新型電力系統發展藍皮書，新型電力系統具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征。我們認為未來電力市場化改革的體制機制建設目標，都將圍繞護航新型電力系統特征展開：1）完善電能量市場、容量市場、輔助服務市場建設，為各類電源的容量價值、能量價值、調節價值等充分定價，保障新型電力系統安全高效、柔性靈活、智慧融合；2）加快綠電綠證市場建設，逐步體現綠色電源環境溢價，助力新型電力系統實現清潔低碳。圖圖 5：新型電力系統圖景展望新型電力系統圖景展望 數據來源：新型電力系統發展

50、藍皮書 圖圖 6：新型電力系統四大基本特征新型電力系統四大基本特征 數據來源：新型電力系統發展藍皮書 3.2.適應新型電力系統的電價體系推演適應新型電力系統的電價體系推演 在新型電力系統背景下，我們認為電力體制改革的潛在方向如下：中長期交易市場：中長期交易市場：1）限價幅度）限價幅度或或逐步逐步放寬放寬：2024 年我國燃煤發電市場交易價格仍限制在各省燃煤基準價基礎上下浮動 20%以內，我們認為未來合同限價幅度或有望隨市場化改革進程進一步放開；2）市場化電量）市場化電量比比例例進一步提升進一步提升或或將主要將主要由由新能源入市新能源入市拉動拉動：考慮到我國居民、農業及線損電量與核電、水電發電量

51、大致匹配，且交叉補貼短期內難以消除，我 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 12 of 16 們預計后續市場化電量提升空間或主要來源于新能源電量入市場；3）中）中長期電量合約有望進一步金融化：長期電量合約有望進一步金融化：參考海外電力市場發展經驗，場內交易的電力期貨、期權等套期保值產品能夠在成熟的電力交易體系中幫助企業規避電能量價格波動的風險。表表 9：部分省市現貨市場推行進度：部分省市現貨市場推行進度 種類種類 進程進程 南方區域 2023 年 12 月 1316 日，南方區域電力現貨市場開展為期 4 天的調電試運行，其中 12 月 1516

52、日開展覆蓋南方五?。▍^）以及跨省跨區的結算試運行，這是我國首次實現全區域電力現貨市場結算。廣東 2023 年 12 月 28 日，廣東省發改委、國家能源局南方監管局印發關于廣東電力現貨市場轉正式運行的通知，明確廣東電力現貨市場即日起轉入正式運行。山西 山西電力現貨市場自 2023 年 12 月 22 日起轉入正式運行。山東 山東電力現貨市場于 2021 年 12 月 1 日進入長周期結算試運行，主體多元、競爭有序的電力交易格局基本形成。福建 福建電力現貨市場于 2023 年 12 月 7-21 日完成首次長周期雙邊結算試運行，建立了雙邊型電力現貨市場。甘肅 全國首批 8 個試點省區之一，202

53、3 年不間斷結算試運行。四川 四川于 2020 年 10 月開展了為期一個月的水電現貨市場結算試運行工作，2021 年 12 月 26 日啟動電力現貨市場長周期連續結算試運行。安徽 安徽電力現貨市場于 2024 年 5 月 1 日-5 月 31 日開展 2024 年第一次整月結算試運行。遼寧 遼寧電力現貨市場于 2023 年 9 月 11 日首次啟動長周期試運行，為期 30 天，是東北地區唯一的省級電力現貨市場試點。湖北 湖北電力現貨市場于 2023 年 9 月 1 日起正式開展現貨市場長周期結算試運行，于 2024 年 4 月 16 日開始湖北電力現貨市場第二輪長周期結算試運行。河北南網 河

54、北南網電力現貨市場于 2023 年 12 月 10 日完成歷時 1 個月的長周期結算試運行。重慶 重慶電力現貨市場于 2023 年 11 月完成首次短周期試運行的發電側實際結算。陜西 擬于 2024 年 5 月 14 日至 6 月 14 日開展陜西電力現貨市場第三次結算試運行。浙江 浙江電力現貨市場第六次結算試運行自 2024 年 4 月 9 日啟動。蒙西 蒙西電力市場于 2022 年 6 月 1 日啟動新一輪現貨市場連續結算試運行。寧夏 寧夏電力現貨市場于 2023 年 12 月完成首次短周期結算試運行。青海 2023 年 12 月 6 日，青海電力現貨市場首次開展調電試運行并取得成功。新疆

55、 2023 年 12 月 23 日，新疆電力現貨市場首次開展調電試運行并取得成功。注：不完全統計，統計時點為 2024 年 5 月 28 日 數據來源：國家發展改革委、國家能源局、北極星電力網，國泰君安證券研究 現貨市場：現貨市場：1）現貨市場）現貨市場建設進度加速，逐步成為電力建設進度加速，逐步成為電力市場市場體系體系的核心組的核心組件件：參考海外電力市場經驗，各類型價格市場都需與現貨市場建立連接，因此推進新型電力系統改革必須以成熟的電力現貨市場作為基礎（2023年我國 電力現貨市場基本規則(試行)亦提出“加強現貨市場與中長期市場的銜接”、“做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接”等）

56、，未來各區域現貨市場建設進程有望加速；2）有序推進新能源電量進入現）有序推進新能源電量進入現貨市場交易：貨市場交易：當前仍有大量新能源項目未進入現貨市場交易，加快建設全國統一電力市場體系的指導意見提出 2030 年我國新能源全面參與 行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 13 of 16 市場化交易，我們預計未來新能源有望有序進入現貨市場交易；3）現貨現貨電價結算常見電價結算常見市場市場誤區：誤區：全部電量進入現貨市場并非所有電量都按照現貨市場價格進行交易，參考海外經驗，我們預計按現貨電價結算的電量占比最高不會超過總電量的 20%。容量電價：容量電

57、價：1）煤電容量補償比例有望逐步提升）煤電容量補償比例有望逐步提升：我國目前仍以煤電為主要電源，2023 年 11 月政策明確煤電通過容量電價回收的固定成本比例20242025 年多數省份為 30%左右，2026 年起提升至不低于 50%。為激勵新容量投資建設，我們預計后續隨煤電容量補償比例有望逐步提升至100%；2）新型儲能有望納入容量補償范圍：）新型儲能有望納入容量補償范圍：我們預計新型儲能亦存在給予容量電價的可能性，但新型儲能能夠提供的容量有時間限制（取決于配儲時長），因此預計在獲取容量電價時相比于煤電會有所折扣；3）最終向容量市場電價過渡：最終向容量市場電價過渡：容量補償的行政電價（類

58、似電能量市場的標桿電價體系）體系存在與實際供需關系不匹配的風險，我們預計待電力市場交易機制成熟后我國容量補償電價有望向容量市場電價轉變。表表 10：容量補償機制及容量市場機制比較：容量補償機制及容量市場機制比較：機制機制 類型類型 基本原理基本原理 政策評估政策評估 對電能量市場影響對電能量市場影響 適用適用條件條件 價格穩定性價格穩定性 發電投資引導發電投資引導 實施難易實施難易 容量 市場 將發電容量視為額外的電力商品，通過競爭市場發現價格，實現發電投資優化配置 價格較平穩 保障了發電充裕性；實際中容量需求由SO 確定，易發生投資過度 機制較復雜：需建立規則復雜 的 容 量 市場；監管要求

59、高 扭曲電能量價格；引起市場效率損失(可靠性期權可改善)；影響程度待實踐評估 市 場機 制健 全完善 容量 補償 將發電容量視為額外的電力商品，按長期邊際容量成本定價，引導發電投資優化 價格較平穩；有效抑制電能價格大范圍波動 可抑制周期盈缺，因監管能力實際調控能力易欠過；易分類差別化調控；難反映容量供需動態平衡 機制較簡單，需制定補貼量價標準；監管有一定要求 扭曲電能量價格；引起市場效率損失 市 場初期 數據來源：黃海濤等發電容量充裕性保障機制國際實踐與啟示，國泰君安證券研究 圖圖 7：水電核電與一產、居民及線損電量大體相同水電核電與一產、居民及線損電量大體相同 圖圖 8：1Q24 我國市場化

60、電量占比我國市場化電量占比 61.0%數據來源：Wind、中電聯，國泰君安證券研究 數據來源：中電聯，國泰君安證券研究 04000800012000160002000020192020202120222023水電及核電發電量（億千瓦時）一產、居民及線損電量（億千瓦時）0%10%20%30%40%50%60%70%010000200003000040000500006000020192021202220231Q24市場化交易電量（億千瓦時）全國市場化電量占比（右，%）行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 14 of 16 輔助服務市場：輔助服務市場：

61、1 1）產品種類更加豐富：產品種類更加豐富：我國目前主要的輔助服務產品“調峰服務”和“調頻服務”，其并不能充分解決大量可再生能源進入電力系統后給系統帶來的不穩定性問題，我們預計輔助服務市場或將適當增加爬坡類產品、系統慣性等輔助服務交易品種，滿足系統對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源需求；2）用戶側逐步納入輔助服務費用分）用戶側逐步納入輔助服務費用分攤方：攤方：輔助服務旨在保障電力系統整體的安全靈活運行，因此用戶亦為輔助服務的受益主體，按照“誰受益、誰分擔”的原則，我們預計未來用戶側將逐步分擔一定比例的輔助服務費用。綠電市場綠電市場：多類市場有望有機統一多類市場有望有機統一，市場規模有望持

62、續擴大市場規模有望持續擴大。1Q24 我國綠電交易電量 230 億千瓦時，僅占同期市場化交易總電量的 1.6%，占同期新能源發電量的 7.2%。我們認為綠電市場規?？偭咳韵鄬^少，未來隨著政策持續完善，綠電、綠證、碳排放權等各類交易機制有望充分銜接，體現綠色電力環境溢價的整體市場規模亦有望持續擴大。圖圖 9：全國綠電交易電量占比仍較低全國綠電交易電量占比仍較低 數據來源：中電聯，國泰君安證券研究 4.潛在受益方向：火電潛在受益方向：火電盈利盈利穩定性有望提升，穩定性有望提升，各電源各電源內部出現分化內部出現分化 我們我們預計預計電力市場化改革對于各電源的電力市場化改革對于各電源的可能可能潛在影

63、響如下潛在影響如下：1）水電及核電隱含超額收益期權，火電行業盈利穩定性有望提升，新能源有望獲得長期可持續發展；2）在未來各類電源均充分參與市場化競爭的環境下，我們預計各子電源種類內部亦將出現分化，具備相對比較優勢的機組（火電中具備機組參數優勢、煤炭資源優勢的機組；水電中具備水能資源優勢的大水電；新能源中同一電網消納區域自然資源相對較優質的場站、無需配儲的水火風光一體化項目）有望獲得超額收益。水電水電&核電：核電：隱含超額收益期權隱含超額收益期權。1）理論層面：水電電源屬性較為優質，在電能量市場（非邊際定價機組）、容量市場（能夠提供可靠容量）、輔助服務市場（具備調節能力）、綠電市場（綠色低碳）等

64、方面均有望獲得超額收益；核電在電能量市場（非邊際定價機組）、容量市場（能夠提供0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%0102030405060708090100綠電當月交易（億千瓦時）綠電交易占比（%）行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 15 of 16 可靠容量）有望獲得超額收益；2）實際層面：我國水電、核電發電量基本與電價承受能力較弱的一產及居民用電量匹配，在存在交叉補貼的情況下水電及核電市場化程度或難以大幅提升，此外水電及核電度電盈利已在各類電源中處于較高水平?；痣姡盒袠I盈利穩定性提升，機組內部盈利出現分化?；痣姡盒袠I盈利穩定性提升，機組

65、內部盈利出現分化。1）煤電在電力市場化改革進程中的角色定位將由“主力電源”向“基礎保障性和系統調節性電源并重”轉變，火電有望從容量市場（能夠提供可靠容量）、輔助服務市場（具備調節能力）獲得超額收益；2）電力現貨市場大面積推行后，火電或為大部分時間段的邊際定價機組，而由于不同參數類型的機組在成本曲線中所處位置存在差異，我們預計具備煤炭資源優勢、機組參數優勢的機組或將產生超額收益。新能源：短期收益率新能源：短期收益率存在存在隱憂隱憂，長期，長期電改助力電改助力行業可持續發展。行業可持續發展。1）短周期維度而言，電力市場化改革推進或在短期一定程度上壓制新能源項目收益率（參與電能量市場導致電量電價下滑

66、、是輔助服務費用的凈分攤方、單位裝機容量價值較低、綠電市場并非社會生產必需品等）；2）但長周期維度而言，我們認為電力市場改革的本質目的即為新能源占比較高的新型電力系統發展護航，我們認為電力市場化改革有望推動新能源發電行業長期可持續發展。5.風險提示風險提示（1）用電需求不及預期：用電需求不及預期：若全社會用電需求增長不及預期，行業內各類型電源機組利用率可能低于預期。（2）新能源盈利低于預期：新能源盈利低于預期：新能源為電力行業第二成長曲線的核心來源，若新能源裝機量或單位盈利水平低于預期，行業內公司業績成長性將有所弱化。（3）電量電價低于預期電量電價低于預期：若上網電量電價低于預期，行業內公司發

67、電業務營收和盈利均受影響。（4）煤價超預期：煤價超預期：火電行業盈利中短期對煤價仍較敏感，若煤價超預期上漲，火電行業盈利受損。（5）電力市場化推進電力市場化推進低于預期：低于預期：若容量電價實際執行效果及其他電力市場化改革進度低于預期，行業中長期經營趨勢將受影響。行業更新行業更新 請務必閱讀正文之后的免責條款部分請務必閱讀正文之后的免責條款部分 16 of 16 本公司具有中國證監會核準的證券投資咨詢業務資格本公司具有中國證監會核準的證券投資咨詢業務資格 分析師聲明分析師聲明 作者具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，保證報告所采用的數據均來自合規渠道，分析邏輯基于

68、作者的職業理解，本報告清晰準確地反映了作者的研究觀點，力求獨立、客觀和公正，結論不受任何第三方的授意或影響，特此聲明。免責聲明免責聲明 本報告僅供國泰君安證券股份有限公司（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本公司的當然客戶。本報告僅在相關法律許可的情況下發放，并僅為提供信息而發放，概不構成任何廣告。本報告的信息來源于已公開的資料，本公司對該等信息的準確性、完整性或可靠性不作任何保證。本報告所載的資料、意見及推測僅反映本公司于發布本報告當日的判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可升可跌。過往表現不應作為日后的表現依據。在不同時期，本公司可發出與

69、本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息保持在最新狀態。同時，本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見均不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司、本公司員工或者關聯機構不承諾投資者一定獲利，不與投資者分享投資收益，也不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。投資者務必注意，其據此做出的任何投資決策與本公司、本公司員工或者關聯機構無關。本公司利用信息隔離墻控制內部一個或多個領域、部門或關

70、聯機構之間的信息流動。因此，投資者應注意，在法律許可的情況下，本公司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或期權并進行證券或期權交易，也可能為這些公司提供或者爭取提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務。在法律許可的情況下，本公司的員工可能擔任本報告所提到的公司的董事。市場有風險，投資需謹慎。投資者不應將本報告作為作出投資決策的唯一參考因素，亦不應認為本報告可以取代自己的判斷。在決定投資前，如有需要，投資者務必向專業人士咨詢并謹慎決策。本報告版權僅為本公司所有，未經書面許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發表或引用。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍

71、內使用，并注明出處為“國泰君安證券研究”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。若本公司以外的其他機構（以下簡稱“該機構”）發送本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責。通過此途徑獲得本報告的投資者應自行聯系該機構以要求獲悉更詳細信息或進而交易本報告中提及的證券。本報告不構成本公司向該機構之客戶提供的投資建議，本公司、本公司員工或者關聯機構亦不為該機構之客戶因使用本報告或報告所載內容引起的任何損失承擔任何責任。評級說明評級說明 評級評級 說明說明 1.1.投資建議的比較標準投資建議的比較標準 投資評級分為股票評級和行業評級。以報告發布后的 12 個月內的市場表現為比較標準，報告發布日

72、后的 12 個月內的公司股價（或行業指數）的漲跌幅相對同期的滬深 300 指數漲跌幅為基準。股票投資評級股票投資評級 增持 相對滬深 300 指數漲幅 15%以上 謹慎增持 相對滬深 300 指數漲幅介于 5%15%之間 中性 相對滬深 300 指數漲幅介于-5%5%減持 相對滬深 300 指數下跌 5%以上 2.2.投資建議的評級標準投資建議的評級標準 報告發布日后的 12 個月內的公司股價（或行業指數）的漲跌幅相對同期的滬深300 指數的漲跌幅。行業投資評級行業投資評級 增持 明顯強于滬深 300 指數 中性 基本與滬深 300 指數持平 減持 明顯弱于滬深 300 指數 國泰君安證券研究所國泰君安證券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市靜安區新閘路 669 號博華廣場 20 層 深圳市福田區益田路 6003 號榮超商務中心 B 棟 27 層 北京市西城區金融大街甲 9 號 金融街中心南樓 18 層 郵編 200041 518026 100032 電話（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：