《公用事業行業海外能源啟示錄之美國市場：電能市場弱化周期輔助服務增收穩盈-240813（40頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用事業行業海外能源啟示錄之美國市場：電能市場弱化周期輔助服務增收穩盈-240813（40頁）.pdf（40頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1 1/4040 Table_Page 深度分析|公用事業 證券研究報告 海外能源啟示錄之美國市場海外能源啟示錄之美國市場 電能市場弱化周期，輔助服務增收穩盈電能市場弱化周期，輔助服務增收穩盈 核心觀點核心觀點：發電發電業務：業務：盈利脫鉤燃料周期，供需確定利潤空間盈利脫鉤燃料周期，供需確定利潤空間。2008 年美國頁巖氣革命開始，天然氣供給的增加疊加燃氣發電低建造成本等優勢下，天然氣發電迅速擠占燃煤發電份額，并于 2015 年成為第一主力電源，2022 年末天然氣發電量占比已達 43%、燃煤發電降至 16%；同時風光發電亦有序發展，截至 202

2、2 年末風光發電量占比升至 14%左右。伴隨高波動的新能源占比陸續提升，美國電力市場改革完成經濟性向可靠性的轉變。以以 PJM 市場為例市場為例，發電盈利可拆分為發電量+機組容量兩部分，電價順燃料周期調整及電力供需平衡后，測算發電利潤率處于24%（度電 0.1-0.3 美分）；容量部分伴隨低建造成本的天然氣發電增加后，當前度電增厚在 0.91.2 美分。伴隨美國市場逐步完善，2009-2015 年卡爾派電力（2018 年私有化退市）EBITDA 利潤率穩定在 22%。輔助服務：輔助服務：風光高比例強化輔助服務需求，備用調頻收入倍增風光高比例強化輔助服務需求，備用調頻收入倍增。美國并不單獨運行調

3、峰市場，主要利用電能量現貨交易完成調峰服務主要利用電能量現貨交易完成調峰服務，而備用、調頻服務結算價格均考慮電能市場機會成本的影響。以高風光接入以高風光接入比例的比例的 CAISO 市場為例，市場為例，風光發電占比突破 15%后，2016、2017 連續兩年氣電備用+調頻收入翻倍增長，當前氣電備用當前氣電備用+調頻收入折至度調頻收入折至度電約穩定在電約穩定在 0.1 美分美分/度度；測算對調峰至測算對調峰至 50%負荷的氣電機組實際形成負荷的氣電機組實際形成了約了約 11.5 美分美分/度的削峰補償度的削峰補償。我們總結深度調峰盈利的三因素：（1）峰谷價差拉闊峰谷價差拉闊：2016 年至今CA

4、ISO市場峰谷價差由 102%增至 250%；（2）燃料價格下行燃料價格下行：低負荷運行將造成氣耗提升，低燃料成本縮小單位變化；（3）峰價時段增多峰價時段增多：單位時間調峰補償力度加大。我國啟示：我國啟示：電改推動綜合輔助服務電改推動綜合輔助服務千億空間，關注千億空間，關注新能源送出及消納突新能源送出及消納突出地區出地區。2 月輔助服務電價綱領性文件落地，提出半年內各地上報“實操方案”，預計落地在即。我們測算2030年綜合輔助服務市場空間3880億元，火電作為輔助服務提供主體，勢必顯著受益。我們認為，有望出臺較高補償的省份可能主要位于新能源的送出或消納中心：送端而言，2024 年上半年青海、甘

5、肅等 15 個省市區風光發電量占比超 15%；受端來看，保消納、保供電雙重壓力的省份，會更有動力提升輔助服務補償標準，如非水可再生能源消納責任持續提升的江蘇、浙江等。同時參考CAISO調峰市場對低效機組的出清，預計大容量機組有望充分受益。輔助服務落地在即，火電商業模式革新、綠電有望建設加速輔助服務落地在即，火電商業模式革新、綠電有望建設加速。輔助服務落地加速火電三部曲，關注高 ROE+高分紅+低估值兼備的華電國際 H、浙能電力、華潤電力、廣州發展，高股息申能股份，高成長國電電力、皖能電力，低估值中國電力，關注靈活性改造青達環保；綠電龍頭三峽能源、龍源電力等。風險提示。風險提示。改革不及預期；煤

6、價超額上漲；綠電裝機進度低預期。行業評級行業評級 買入買入 前次評級 買入 報告日期 2024-08-13 相對市場表現相對市場表現 分析師：分析師：郭鵬 SAC 執證號：S0260514030003 SFC CE No.BNX688 021-38003655 分析師：分析師：姜濤 SAC 執證號：S0260521070002 021-38003624 分析師：分析師：許子怡 SAC 執證號：S0260524010002 021-38003618 請注意，姜濤,許子怡并非香港證券及期貨事務監察委員會的注冊持牌人，不可在香港從事受監管活動。相關研究：相關研究：電改系列之輔助服務:“破壁”的啟承完

7、善火電價值拼圖 2024-02-19 電改系列之容量電價:“破壁”的開端 2023-11-12 歐盟能源啟示錄（二）:輔助服務演繹之路穩定盈利、重塑價值 2023-10-09 -20%-13%-6%0%7%14%08/2310/2301/2403/2406/2408/24公用事業滬深300 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2 2/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 重點公司估值和財務分析表重點公司估值和財務分析表 股票簡稱股票簡稱 股票代碼股票代碼 貨幣貨幣 最新最新 最近最近 評級評級 合理價值合理價值 EPS(元元)PE(x)EV/EBITDA(x)R

8、OE(%)收盤價收盤價 報告日期報告日期（元（元/股）股）2024E 2025E 2024E 2025E 2024E 2025E 2024E 2025E 華能國際 600011.SH CNY 7.36 2024/08/01 買入 9.05 0.70 0.80 10.51 9.20 2.14 2.01 7.90 8.60 華能國際電力股份 00902.HK HKD 4.60 2024/08/01 買入 5.28 0.70 0.80 6.06 5.28 1.23 1.15 7.90 8.60 華電國際 600027.SH CNY 5.50 2024/03/31 買入 8.40 0.65 0.74

9、8.42 7.39 2.78 2.60 9.30 10.00 華電國際電力股份 01071.HK HKD 4.04 2024/03/31 買入 5.19 0.65 0.74 5.73 4.98 1.89 1.76 9.30 10.00 國電電力 600795.SH CNY 5.51 2024/04/16 買入 6.07 0.43 0.48 12.81 11.48 2.06 1.89 14.40 14.60 中國電力 02380.HK HKD 3.64 2024/05/21 買入 3.96 0.36 0.46 10.11 7.91 1.96 1.73 8.00 9.70 華潤電力 00836.H

10、K HKD 22.25 2024/03/22 買入 27.28 3.03 3.38 7.34 6.58 2.41 2.07 15.50 15.60 浙能電力 600023.SH CNY 6.50 2024/05/04 買入 7.53 0.65 0.70 10.00 9.29 4.35 4.16 12.20 12.30 申能股份 600642.SH CNY 8.04 2024/05/04 買入 9.76 0.81 0.91 9.93 8.84 3.69 3.42 10.90 11.50 皖能電力 000543.SZ CNY 8.46 2024/04/17 買入 10.05 0.94 1.08 9

11、.00 7.83 3.74 3.30 14.00 14.70 廣州發展 600098.SH CNY 6.23 2024/04/30 買入 9.12 0.61 0.70 10.21 8.90 3.42 2.98 8.10 8.90 青達環保 688501.SH CNY 11.72 2024/05/07 買入 23.92 0.96 1.34 12.21 8.75 8.01 6.04 12.20 15.00 三峽能源 600905.SH CNY 4.72 2024/05/09 買入 5.25 0.29 0.33 16.28 14.30 4.98 4.48 9.40 9.90 龍源電力 00916.H

12、K HKD 7.06 2019/10/29 買入 5.81 0.94 1.06 6.89 6.11 6.06 5.76 10.20 10.60 數據來源：Wind、廣發證券發展研究中心 備注：表中估值指標按照最新收盤價計算 fYeZdXdXfY8XeUbZaQ8QaQsQrRoMrNlOnNvNkPpOnRbRpPzQNZsOtNNZnPyQ 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3 3/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 目錄索引目錄索引 引言：電能市場弱化周期，輔助服務增收穩盈.6 一、發電業務：盈利脫鉤燃料周期，供需確定利潤空間.6（一）美國電力市場化改革

13、回顧：由經濟性到可靠性.6（二）PJM 市場經驗：電價順燃料周期波動，火電利潤掛鉤供需博弈.10（三）卡爾派電力：市場化交易穩固 EBITDA 利潤率.17 二、輔助服務：掛鉤新能源消納，逢確定性成長機遇.20（一）風光高比例強化輔助服務需求，推動火電備用、調頻收入倍增.20（二）利好深調的三因素：峰谷價差拉闊、燃料價格下行、峰價時段增多.26 三、中國市場：千億輔助服務空間，關注風光占比+機組容量.30（一）電改推動綜合輔助服務，測算 2030 年近 4000 億元市場空間.30（二）關注新能源送出及消納突出地區，大容量機組有望充分受益.33 四、投資建議.37 五、風險提示.38 識別風險

14、，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 4 4/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖表索引圖表索引 圖 1：2022 年末美國風光發電量占比升至 14%.6 圖 2：凈發電量中樞回落的同時，美國首先展開了針對經濟性的電力市場化改革 7 圖 3：美國相繼形成了 10 大電力批發市場.7 圖 4：美國工業用電價格先降后升，并逐漸企穩.9 圖 5：美國氣電取代煤電成為主力電源.9 圖 6：美國亨利中心天然氣現貨價格先升后降.9 圖 7：測算美國氣電燃料+碳排放成本高于煤電.9 圖 8：PJM 電力市場演進歷程簡化.11 圖 9：PJM 電能量市場以中長期交易為主.12 圖 1

15、0：PJM 市場火電發電業務盈利模式.12 圖 11：PJM 邊際出清機組由以煤為主轉為以氣為主.13 圖 12：PJM 現貨電價與燃料價格基本同向波動.13 圖 13：脫鉤燃料周期后，火電發電利潤率主要由電力供需博弈確定.14 圖 14：PJM 西部中心日前峰時電力期貨價格（月度）順天然氣價格周期波動.15 圖 15：聯合循環燃機的單位投建成本僅約為超臨界煤機的 25%（單位：美元/千瓦）.16 圖 16：卡爾派電力以氣電裝機為主.18 圖 17：卡爾派電力覆蓋多個競爭性電力批發市場.18 圖 18：卡爾派電力歷史沿革.18 圖 19：20002006 年卡爾派電力裝機增長超 3 倍.18

16、圖 20：激進擴產后卡爾派電力機組利用率大幅下行.18 圖 21：卡爾派電力 EBITDA 利潤率逐漸平穩在約 22%.19 圖 22：PJM 市場主要輔助服務品種概覽.20 圖 23：PJM 備用、調頻服務報價機制：疏導成本、體現利潤.21 圖 24：火電占 PJM 同步備用收入比重基本超 70%.21 圖 25：火電、儲能約各占 PJM 調頻收入的 50%.21 圖 26：2023 年 PJM 市場天然氣機組備用、調頻收入折度電約 0.0273 美分/度 22 圖 27：CAISO 備用+調頻規模約占風光發電的 50%.23 圖 28：風光發電量增長推動備用、調頻規模同步擴張.23 圖 2

17、9：2016 年后 CAISO 市場日前調頻價格大幅增長.23 圖 30：2016 年后 CAISO 市場日前備用價格大幅提升.23 圖 31：測算 CAISO 市場調頻總收入逐漸超過備用總收入.24 圖 32：近年 CAISO 市場氣電備用+調頻收入折度電約穩定在 0.1 美分/千瓦時.24 圖 33：測算 20172022 年 CAISO 市場谷時最低電價不足覆蓋氣電燃料成本.26 圖 34：2022 年美國部分投建早的低效燃氣機組容量因子已低于 40%.27 圖 35：近七年 CAISO 市場一直保持較大的峰谷價差.27 圖 36：2023 年四季度 CAISO 峰價較谷價上浮達 250

18、%.27 圖 37：西門子 9F 級聯合循環天然氣機組氣耗曲線.28 圖 38：加州獨立電力提供商的平均用氣成本.28 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 5 5/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖 39：2023H1 全國電力輔助服務費用達 278 億元.32 圖 40：2023H1 火電為輔助服務費用補償主體.32 圖 41：測算 2030 年輔助服務空間近 4000 億元.32 圖 42：各省風光發電量占省內發電量比重（含 2023 全年、2024 上半年）.33 圖 43：主要電力龍頭裝機結構匯總（2023 年，其中華潤電力數據截至 2023H1）

19、.37 表 1：美國電力市場化改革標桿政策/市場機制.8 表 2：美國天然氣發電、煤電度電燃料及碳排放成本測算.10 表 3：電能量、金融輸電權、輔助服務、容量拍賣市場等四大細分市場逐步建立并完善.11 表 4：PJM 電能量現貨市場火電機組利潤率與電力供需情況測算.13 表 5：PJM 市場天然氣機組容量收入測算.15 表 6：美國不同類型發電機組的投建和運維成本梳理.16 表 7：PJM 市場煤、氣電機組容量收入對年平均固定成本的覆蓋率.17 表 8：卡爾派電力盈利穩定性測算（EBITDA 口徑）.19 表 9：PJM 市場不同機組調頻性能打分（2023 年）.22 表 10：CAISO

20、市場天然氣機組備用、調頻收入測算.25 表 11：測算 20162020 年 9F 級聯合循環燃氣機組采取不同發電策略時的日均凈利潤（電價按 CAISO 分時電價）.28 表 12：2018 年用氣成本較高、峰時電價時段數亦較少.29 表 13：測算 20162020 年 CAISO 市場對調峰至 50%負荷的燃氣機組的削峰補償.29 表 14：建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知聚焦調峰調頻備用，并闡述價格傳導機制.30 表 15：此前各區域煤電深度調峰補償各異.31 表 16：測算 2030 年綜合輔助服務空間為 3880 億元.32 表 17：分省份非水可再生能源電力消納責任權重及其同

21、比變動（標紅數據為 2023年用電量前十省份數值）.34 表 18：不同容量機組深度調峰的盈利性測算.35 表 19：分省份發電數據和公司市占率梳理（部分）.36 表 20：重點推薦公司盈利預測與估值（收盤價日期：2024/8/13）.37 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 6 6/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 引言引言：電能市場弱化周期，輔助服務增收穩盈電能市場弱化周期，輔助服務增收穩盈 天然氣發電占比迅速提升、風光占比穩步發展天然氣發電占比迅速提升、風光占比穩步發展，市場不斷完善下火電實現發電，市場不斷完善下火電實現發電+調節調節價值價值。2008

22、年美國頁巖氣革命開始（主要為鉆井開采技術進步），天然氣供給的增加疊加燃氣發電低建造成本等優勢下，天然氣發電迅速擠占燃煤發電份額，并于2015年成為第一主力電源，2022年末天然氣發電量占比已達43%、燃煤發電降至16%；同時伴隨清潔能源意識的不斷增強，美國風光發電亦有序發展，截至2022年末風光發電量占比升至14%左右。美國共形成10大區域電力市場，我們以運行時間較長、發展較為完善的PJM市場以及高風光占比的加州CAISO市場為例進行研究，火電企業電量部分伴隨高度市場化盈利脫鉤燃料周期，風光發電占比突破風光發電占比突破15%后，后，備用備用+調頻收入翻倍增長，折度電穩定在調頻收入翻倍增長，折度

23、電穩定在0.1美分美分/千瓦時千瓦時；美國主要利用電能量現貨交易完成調峰服務，測算對調峰至測算對調峰至50%負荷的氣電機組實際形成了約負荷的氣電機組實際形成了約11.5美分美分/度的削峰補償。度的削峰補償。圖圖 1：2022年末年末美國美國風光發電量占比升至風光發電量占比升至14%數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心 一、一、發電業務：盈利脫鉤發電業務：盈利脫鉤燃料周期燃料周期，供需確定利潤空間供需確定利潤空間（一）（一）美國電力市場化改革回顧：由經濟性到可靠性美國電力市場化改革回顧：由經濟性到可靠性 19782000年年：提升用電經濟性是美國電力市場化改革的第一條主線。提升用電經濟性是美國

24、電力市場化改革的第一條主線。美國傳統的電力供應商為發、輸、配、售一體化的公用事業公司，且往往在當地具有壟斷地位。在發電量高增時，垂直一體化+壟斷的商業模式能獲得較大的規模效應、從而降低用電成本，但但當發電量增速放緩、規模效應轉弱時，引入競爭當發電量增速放緩、規模效應轉弱時，引入競爭機制、優化資源配置機制、優化資源配置將進一步將進一步壓降壓降用能成本、支撐經濟發展。用能成本、支撐經濟發展。1978年，美國凈發電量增速已從1955年的16%回落至4%，且恰逢石油危機引發對能源安全問題的思考，因而美國國會同年推出了公共事業監管法案（Public Utility Regulatory Policies

25、 Act，PURPA），要求公用事業公司必須收購獨立發電商（IPP）和合格電力設施生產者(QF)所生產的電力（以上兩類主體表內均無輸電線路），并必須為在其專營區域以外的用戶提供無歧視的輸電服務，發電側發電側的競爭機制由此引入。的競爭機制由此引入。51%16%17%43%10%4%0%12%24%36%48%60%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022煤電天然氣發電核電風電太陽能發電其他 識別風險，發現價值

26、請務必閱讀末頁的免責聲明 7 7/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 2：凈發電量中樞回落的同時，美國首先展開了針對經濟性的電力市場化改革凈發電量中樞回落的同時，美國首先展開了針對經濟性的電力市場化改革 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 確立競爭機制的關鍵是構建電力批發市場，打破輸電權壟斷確立競爭機制的關鍵是構建電力批發市場，打破輸電權壟斷成為突破點成為突破點。1996年，FERC（美國聯邦能源管理委員會）發布888和899號命令要求公用事業公司向所有用戶開放輸電線路，輸電線路的平權強化了發電廠商基于發電成本和效率的競爭。1997年，美國首個競爭性電力批發

27、市場PJM市場成立，此后美國此后美國相繼成立了相繼成立了7大競爭性電力批發市場大競爭性電力批發市場，考慮原有的3個競爭性較弱的傳統電力批發市場（東南、西南、西北市場），美國共形成10大區域電力市場。圖圖 3：美國相繼形成了美國相繼形成了10大電力批發市場大電力批發市場 數據來源：FERC，廣發證券發展研究中心 2000年以后：提高電力可靠性成為美國電力市場化改革的第二條主線。年以后：提高電力可靠性成為美國電力市場化改革的第二條主線。伴隨加州電力危機的爆發、用電結構清潔化轉型的開始，美國電改的重心由經濟性目標轉向了可靠性目標，如何在市場機制和能源轉型的背景下形成穩定可靠的電力供應是核心關切，在此

28、期間，容量、輔助服務市場不斷完善。容量市場方面，容量市場方面，美國主要形成了美國主要形成了兩兩種建設思路：種建設思路：一是形成了高度競爭的容量拍賣市場，確定未來的容量需求體量和價格，以PJM、NYISO、ISO-NE市場為代表；二是不運行-5%0%5%10%15%20%美國凈發電量同比增速 1978：美國凈發電量增速回落至 4%，同年美國電力市場化改革開始 1955：凈發電量增速達16%高點，美國經濟處于二戰后高速發展期 1997：美國凈發電量增速回落至 1%左右，PJM電力市場成立 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 8 8/4040 Table_PageText 深度分析|公用事

29、業 正式的容量市場，對可靠性容量投建的激勵依托峰時基本不設上限的高電價來完成，以ERCOT市場為代表（得州市場）。輔助服務市場方面，輔助服務市場方面，在調頻服務中反映機組性能溢價、明確電化學儲能可以參加輔助服務市場成為兩大標桿政策。表表 1：美國電力市場化改革標桿政策美國電力市場化改革標桿政策/市場機制市場機制 年份年份 部門部門/市場市場 具體法案具體法案/市場機制市場機制 主要成果主要成果 具體內容具體內容 以提高用電經濟性為主線（以提高用電經濟性為主線（19782000）1978 美國國會 公共事業監管法案 在發電側引入競爭 要求發、輸、配、售一體化壟斷的公用事業公司必須收購獨立發電商（

30、IPP）和合格電力設施生產者(QF)所生產的電力，必須為在其專營區域以外的用戶及供電公司提供無歧視的輸電服務，并授權 FERC 負責電力監管 1996 FERC No.888&899 命令 打破輸電權壟斷 888 號命令要求所有具有輸電線路的公用事業公司向供電公司和所有批發用戶提供無歧視的輸電權；889 號命令要求所有輸電線路所有者向監管部門開放輸電信息，并將信息上傳到 OASIS 系統 1997 PJM PJM 電力市場 美國第一個競爭性電力批發市場 在建立競爭性的電力批發市場前，美國有三個傳統的競爭性較弱的電力批發市場，分別是東南、西南、西北市場，PJM 市場是美國首個競爭性的電力批發市場

31、，此后美國相繼形成了共 7 個競爭性的電力批發市場 1999 FERC No.2000 命令 提高電網系統運行效率 鼓勵各輸電公司自愿加入區域傳輸組織（RTO）以提高電力可靠性為主線（以提高電力可靠性為主線（2000現在現在）1.容量市場建設的完善容量市場建設的完善 2006 NYISO 遠期容量市場（FCM）為投建新機組提供足夠激勵、保障容量充裕 提前三年通過拍賣的形式來采購足夠的容量資源，采用遞減時鐘方法進行拍賣，即從較高價開始報價，且新投建機組可以選擇 5 年的容量價格鎖定期（2009 年）2007 PJM 可靠性定價容量市場（RPM）為投建新機組提供足夠激勵、保障容量充裕 提前三年通過

32、拍賣的形式采購足夠的容量資源，并設置不超過 3 次的追加拍賣。采用可靠性定價模型（RPM）進行最終定價，充分考慮地區傳輸限制對容量定價的影響。打破了以往 CCM 市場（容量信用市場，1999 年成立）對機組投資激勵不足的現象，在設計上明確將容量市場作為供電方的重要收入來源 2008 ISO-NE 遠期容量市場（FCM）為投建新機組提供足夠激勵、保障容量充裕 該市場旨在提前三年通過拍賣的形式購買足夠的容量資源，以滿足地區未來、尤其是高峰時段的電力需求，并允許有足夠的時間來構建新的容量資源，且新機組可以選擇 5 年的價格鎖定期（2014 年延長為 7 年）-ECROT 稀缺定價機制 通過極端高的峰

33、時電價回收固定成本 不運行競爭性的容量拍賣市場，僅依靠電力供給不足時的極端高電價來幫助運營商回收固定成本。主要規定：第一，當電網備用資源低于某個閾值時，會觸發批發電價加成機制，最高電價可達 5000 美元/兆瓦時（2021 年底新規，折人民幣約 33.5 元/度）；第二，若發現發電商已通過尖峰電價獲得足夠收益，則啟動另一套價格機制，報價上限=max(2000,50 倍天然氣價格指數)2.輔助服務市場建設的完善輔助服務市場建設的完善 2011 FERC No.755 命令 為機組調頻提供性能溢價 在調頻服務基于容量報價的基礎上，加入里程報價，即對機組精準完成調頻指令的獎勵（體現為機組實際調頻里程

34、與指令要求的一致程度），提高了調頻的補償力度 2018 FERC No.841 命令 擴大輔助服務參與主體 明確電化學儲能可以參加輔助服務、電能量、容量市場，并規定了 0.1MW 的最小容量要求，此前抽水蓄能已經參與競爭性電力批發市場多年 3.其他其他 2020 FERC No.2222 命令 提高電網靈活性 明確小型分布式資源（DER）可以通過聚合商（將小容量資源打包捆綁）參 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 9 9/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 加電力批發市場，DER 包括分布式光伏、電動汽車充電設備等 數據來源：FERC，PJM，NYISO，IS

35、O-NE，EIA，S&P Global，北極星售電網，廣發證券發展研究中心 電改往往始于最小化用電成本的經濟性需求，因此市場常擔心電價下降。但從美國經驗看，電力市場化改革并不必然導致電價下調。長期電價變動需要考慮：長期電價變動需要考慮：電力結構演變、可靠性需求對發電收入的增厚等。在美國電力結構演變、可靠性需求對發電收入的增厚等。在美國1996年正式構建電力年正式構建電力市場后，市場后，市場化程度較好的工業市場化程度較好的工業電價先降后升。電價先降后升。整體來看，美國工業電價分為三個演進階段：（1）1996年美國開始正式建設電力批發市場后,競爭機制的強化導致部分高成本的低效電力產能出清，體現體現

36、為電價的下降為電價的下降。（2）2000年以后伴隨燃料成本更貴的天然氣發電逐步取代煤電成為主力電源，主要反映主要反映邊際成本的邊際成本的電能量價格開始大幅上行電能量價格開始大幅上行；同時電力供需矛盾突出、弱化電網穩定性的新能源不斷入網，可靠性價值同樣提振電價可靠性價值同樣提振電價。（3）2008年美國頁巖氣革命開始，氣價大幅回落，但換算為相同熱值后天然氣單價仍遠高于煤炭，即使考慮氣電熱效率優于煤電，其度電燃料成本依然略高于燃煤發電，體體現為電價現為電價的高位企穩。的高位企穩。在運營成本（燃料+碳排放）不占明顯優勢的情況下，氣電在美國大范圍普及，一方面為其清潔性、另一方面考慮為遠低于煤電的投建成

37、本（約相當于煤電建設成本的遠低于煤電的投建成本（約相當于煤電建設成本的1/3-1/4）。圖圖 4：美國工業用電價格先降后升，并逐漸企穩：美國工業用電價格先降后升，并逐漸企穩 圖圖 5：美國美國氣電取代煤電成為主力電源氣電取代煤電成為主力電源 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心 圖圖 6：美國亨利中心天然氣現貨價格美國亨利中心天然氣現貨價格先升后降先升后降 圖圖 7：測算美國測算美國氣電燃料氣電燃料+碳排放碳排放成本高于煤電成本高于煤電 數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心 數據來源：EIA，Wind，廣發證券發展研究中心 456789美國工業電價

38、/（美分/千瓦時）51%49%42%30%22%16%17%20%25%34%38%43%21%19%19%20%19%19%0%1%3%6%9%10%0%0%0.0%1%3%4%0%20%40%60%80%100%200020052010201520202022煤電天然氣發電核電風電太陽能發電其他03691215美國亨利中心天然氣現貨價/（美元/百萬英熱）2.69 2.74 2.95 2.94 2.66 2.50 2.60 2.67 2.69 3.04 3.87 2.85 3.59 4.19 2.85 2.48 2.80 2.99 2.50 2.17 4.47 6.25 0246810201

39、2 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022煤電燃料+碳排放成本/（美分/千瓦時）氣電燃料+碳排放成本/（美分/千瓦時）2008：美國頁巖氣革命開始：美國頁巖氣革命開始 電價電價開始回升開始回升 電價電價逐漸企穩逐漸企穩 俄烏戰爭推高氣俄烏戰爭推高氣價，電價短暫升價，電價短暫升高高 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1010/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 2：美國天然氣發電、煤電度電燃料美國天然氣發電、煤電度電燃料及碳排放及碳排放成本測算成本測算 2012 2013 2014 2015 2

40、016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1.燃料單價/（美元/百萬英熱）發電用煤 2.89 2.77 2.74 2.58 2.40 2.31 2.31 2.26 2.11 2.13 2.74 發電用天然氣 3.42 4.33 5.00 3.23 2.87 3.37 3.55 2.89 2.40 5.20 7.21 2.熱耗/（英熱/千瓦時）煤電 10498 10459 10428 10495 10493 10465 10481 10551 10655 10583 10689 天然氣發電 8039 7948 7907 7869 7863 7803 7811 7725

41、7725 7689 7740 3.燃料成本/（美分/千瓦時）=燃料單價 熱耗/104 煤電 2.50 2.45 2.47 2.33 2.21 2.16 2.16 2.13 2.05 2.10 2.52 天然氣發電 2.75 3.44 3.95 2.54 2.26 2.63 2.77 2.23 1.85 4.00 5.58 4.碳排放成本/（美分/千瓦時）美國 RGGI 碳拍賣結算價（美元/噸）1.93 2.92 4.78 6.11 4.47 3.42 4.42 5.43 6.41 9.47 13.46 煤電 0.19 0.29 0.48 0.61 0.45 0.34 0.44 0.54 0.6

42、4 0.95 1.35 天然氣發電 0.10 0.15 0.24 0.31 0.22 0.17 0.22 0.27 0.32 0.47 0.67 5.燃料+碳排放成本/（美分/千瓦時）煤電 2.69 2.74 2.95 2.94 2.66 2.50 2.60 2.67 2.69 3.04 3.87 天然氣發電 2.85 3.59 4.19 2.85 2.48 2.80 2.99 2.50 2.17 4.47 6.25 數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心（二）（二）PJM 市場經驗：電價順燃料周期波動，火電利潤掛鉤供需博弈市場經驗：電價順燃料周期波動，火電利潤掛鉤供需博弈 PJM市場是美國首

43、個、同時也是美國最大的競爭性電力批發市場，負責13個州及華盛頓特區的電力系統運行，其市場運行經驗具有標桿意義。按照交易標的的不同，PJM電力市場可以拆分為4大細分市場，分別是電能量市場（電能量市場（1997年年建立）、金融輸電權市場（建立）、金融輸電權市場（1999年建立）、容量市場（年建立）、容量市場（1999年建立）年建立）、輔助服、輔助服務市場（務市場（2000年）年）。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 11 11/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 8：PJM電力市場電力市場演進歷程簡化演進歷程簡化 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 表表

44、 3：電能量、金融輸電權、輔助服務、容量拍賣市場等四大細分市場逐步建立并完善電能量、金融輸電權、輔助服務、容量拍賣市場等四大細分市場逐步建立并完善 年份年份 核心成果核心成果 具體內容具體內容 1.電能量市場 1997 開始建立電能量現貨市場 初步建立了基于發電成本報價的電能量現貨市場 1998 引入節點邊際報價法（LMP）正式提出了節點邊際報價法，核心主要有兩點：（1）不同的用電位置因為電網傳輸限制會產生不一樣的現貨電價。（2）發電商按要求申報自己意愿提供的發電量以及所需電價，并在現貨市場中競價，最終確認的電價是在恰好滿足全部用電需求下，邊際出價者的報價 2000 建立日前電能量現貨市場 引

45、入日前電能量市場，發電廠商得以提前一天確認收入、發電量，也有利于平穩電價 2.金融輸電權市場 1999 引入月度金融輸電權拍賣（FTR）由于電網傳輸系統的限制，提前簽訂好的中長期雙邊協議可能并沒有辦法在實時出清，因為點對點的固定傳輸需求可能會因為輸電線擁堵而不被電網運營商批準。為了補償用戶需要在現貨市場購電而可能產生的損失，特規定拍得金融輸電權的用戶可以獲得/需要支付在選定的輸電路徑上、電力交付點和接收點兩端的現貨價格差異（由于擁堵造成）。金融輸電權拍賣每月舉行 2003 引入年度 FTR 拍賣、FTR 雙邊交易市場（1）引入年度金融輸電權拍賣，盈余的輸電權會在每月進行追加拍賣。（2）在年度拍

46、賣中拍得的金融輸電權也可以通過雙邊交易轉售，提高了 FTR 的流動性 3.容量市場 1999 初步建立容量市場（CCM）建立日度、月度、多月的容量市場，但是一個自愿平衡市場，負荷聚合商（類似我國的售電商）可以按照需求采購容量 2007 建立基于可靠性報價的容量拍賣市場（RPM）（1）原有的自愿采購容量的 CCM 市場不能給予機組足夠的激勵去再投資，所采購容量僅覆蓋PJM 市場總裝機容量的 10%（2）新的基于可靠性報價的容量拍賣市場具有三個特點：一是前瞻性（提前 3 年進行拍賣），二是不同地點有不同的容量價格（CCM 市場是統一容量價格），三是負荷聚合商被要求強制履行容量采購義務 4.輔助服務

47、市場 2000 建立調頻市場 調頻市場是 PJM 運營的第一個輔助服務市場，目的是平滑電網頻率的波動，電價包括發電商出 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1212/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 價以及機會成本（事后核算）2002 建立旋轉備用市場 連接到電網的機組可能會被安排提供旋轉備用服務，以保證電網系統內有足夠的備用電源以應對停機問題（后更名為同步備用）2012 區分快、慢兩種調頻信號 將調頻分為 RegA（傳統且振蕩較慢的信號）和 RegD（振蕩較快的信號）。在這個新的市場設計中，發電商申報調頻服務時可以選擇遵循 RegA 或 RegD 數據來源

48、：PJM，廣發證券發展研究中心 備注：本表為“PJM 電力市場演進歷程簡化”的具體闡釋 我們可以從火電發電業務的盈利模式中窺見其利潤波動的來源。發電盈利可拆分為兩大部分，分別來自發電量和機組容量發電量和機組容量，其中發電量部分利潤受燃料周期因素影響較大，達到相對平穩的關鍵是電價順燃料周期調整，當燃料價格能及時傳導至電價中，則則伴隨電力供需逐漸平衡，伴隨電力供需逐漸平衡，電量電量盈利趨穩；盈利趨穩；容量部分利潤波動除與電力供需因素相關外，還與電網內能穩定提供基荷的機組（主要是火電）的平均投建成本相關，類似地，當電力供需缺口逐漸收斂、基荷機組結構當電力供需缺口逐漸收斂、基荷機組結構穩定，穩定，容量

49、盈利亦趨穩。容量盈利亦趨穩。特別地，特別地，PJM市場發電量以中長期交易為主。市場發電量以中長期交易為主。20082018年，現貨電量占比在25%左右、中長期電量占比則在75%左右。以中長期交易為主的電量結構更有利于平滑短期供需失衡造成的電價波動，從而穩定電量盈利，PJM中長期交易的具體模式會在后文展開。圖圖 9：PJM電能量市場以中長期交易為主電能量市場以中長期交易為主 圖圖 10：PJM市場火電發電業務盈利模式市場火電發電業務盈利模式 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 現貨市場：現貨市場：PJM電能量現貨市場脫鉤燃料周期相對較易，每日交易可以使

50、得燃料成本及時傳導至電價端，關鍵在于報價機制的科學性：第一，關鍵在于報價機制的科學性：第一，PJM電能現貨市場是基于實時的可變成本報價（對火電機組而言主要是燃料成本）；第二，第二，發電側報價上限較高（1美元/千瓦時），電價基本屬于自由浮動；第三，第三，將邊際出清機組的報價作為統一的現貨電價，這可以保證所有出清機組的可變成本均得到回收。從市場的實際運行經驗來看，PJM現貨市場的設計是合理的，其電能價格與燃料價格基本同向波動?？紤]到現貨電價是以主要邊際出清機組為錨確定的現貨電價是以主要邊際出清機組為錨確定的，我們將PJM電能量現貨價與燃料成本的關系拆分為兩個階段：當當PJM邊際出清機邊際出清機組以

51、煤電為主時（組以煤電為主時（2016年前），可發現電價順煤價波動；當邊際出清機組以氣年前），可發現電價順煤價波動；當邊際出清機組以氣82%85%81%76%77%76%74%73%75%71%69%0%20%40%60%80%100%20082009201020112012201320142015201620172018現貨電量中長期電量 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1313/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 電為主電為主時（時（2016年后），電價順氣價波動。年后），電價順氣價波動。圖圖 11：PJM邊際出清機組邊際出清機組由以煤為主轉為以氣為主由

52、以煤為主轉為以氣為主 圖圖 12：PJM現貨電價與燃料價格基本同向波動現貨電價與燃料價格基本同向波動 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 數據來源：PJM，EIA，Wind，廣發證券發展研究中心 電能量現貨市場脫鉤燃料周期后，發電盈利將主要取決于電力供需狀況。電能量現貨市場脫鉤燃料周期后，發電盈利將主要取決于電力供需狀況。當電力需求增加超過電力供給增加時，發電利潤率將隨之上升；反之則反。我們可以通過測算PJM市場發電利潤率和電力供需之間的相關關系來驗證這一結論，主要過程如下：（1）利潤率：）利潤率：發電側會同時給出價格報價和成本報價，價格報價是發電商的意愿出價，成本報價則是發電商的真實成本

53、，所以我們將【（價格報價-成本報價）/價格報價】作為利潤率的合理測度。（2）供需：）供需：我們將【上年末PJM市場新增發電機組 上年末PJM市場退役發電機組】作為當年電力供給變動的測度，將【當年平均每小時發電量 去年平均每小時發電量】作為當年電力需求變動的測度。（3）供需力量相對強弱：）供需力量相對強弱：我們定義【供給凈增加=供給變動 需求變動】并將其作為供需力量相對強弱的測度。經過測算，我們發現：20182023年，PJM市場發電利潤率變動與供給凈增加變動呈現高度負相關關系，且當供需矛盾逐漸緩解、供需變化相對同步時，發當供需矛盾逐漸緩解、供需變化相對同步時，發電利潤率基本處于電利潤率基本處于

54、24%區間。區間。表表 4：PJM電能量現貨市場火電機組利潤率與電能量現貨市場火電機組利潤率與電力供需情況測算電力供需情況測算 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 1.利潤情況 價格、成本報價差額/（美元/兆瓦時）2.6 4.6 1.6 0.5 1.7 3.3 0.7 價格報價/（美元/兆瓦時）31.0 38.2 27.3 21.8 39.8 80.1 31.1 利潤率-測算值 8%12%6%2%4.2%4.1%2%利潤率同比變動（利潤率同比變動（pct）4%-6%-3%2%-0.1%-2%2.電力供給情況 上年 PJM 市場新增發電機組/MW 5,421 5

55、,244 12,826 3,862 2,557 3,990 4,978 上年 PJM 市場退役發電機組/MW 396 8,392 5,523 5,456 3,255 1,308 6,164 供給增加/MW 5,026-3,148 7,304-1,594-698 2,682-1,186 0%20%40%60%80%100%2004200720102013201620192022氣電煤電其他 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1414/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 3.電力需求情況 平均每小時發電量/MW 90,944 94,236 93,433 90,9

56、46 93,644 94,368 92,457 需求增加/MW 3,292-803-2,487 2,698 724-1,911 4.供需力量對比 供給凈增加供給凈增加/MW -6,440 8,107 893-3,396 1,958 725 供給凈增加凈增加累計值/MW -6,440 1,667 2,560-837 1,121 1,846 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 備注：價格、成本報價均為 PJM 披露的當年實時平均價（按發電量加權計算），由于火電機組為邊際出清機組，所以實時平均的價格、成本報價基本可以反映火電機組的收入和可變成本 圖圖 13：脫鉤燃料周期后，火電發電利潤率主要由電

57、力供需博弈確定脫鉤燃料周期后，火電發電利潤率主要由電力供需博弈確定 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 中長期市場：中長期市場：中長期電能量市場脫鉤燃料周期的難點在于協商電價的動態調整。中長期電能量市場脫鉤燃料周期的難點在于協商電價的動態調整。中長期合約的初衷是避免供需狀況大幅變動導致的電價風險，從而提前協商電價。但是預先鎖定電價卻使得發電盈利重新和燃料成本掛鉤，因此中長期市場必須具備合理對沖燃料成本變動的機制，方能脫鉤燃料周期，這一點與相對高頻交易的現貨市場只需科學報價機制是不同的。PJM市場并沒有運行競價性質的中長期市場，而主要采用雙邊差價合約、電力主要采用雙邊差價合約、電力期貨合約來

58、履行中長期市場職能。期貨合約來履行中長期市場職能。其中部分雙邊差價合約是可以按照燃料成本或指定的指數來調整電價；電力期貨則因為交易的高頻性，因而可以較快地在期貨價格上反映燃料成本的提升。PJM市場并不組織期貨交易，美國主要的電力期貨交易場所包括：紐約商品交易所、ICE美國期貨交易所、Nodal交易所等。我們對比了PJM西部中心日前峰時電力期貨價格（月度）和美國NYMEX天然氣期貨價格的走勢，發現二者呈現出了高度的正相關性且時延較小，說明發電運營商可以有效利用電力期貨市場來對沖已簽署的中長期電力銷售合約的燃料風險敞口。12%6%2%4%4%2%-7,000-5,000-3,000-1,0001,

59、0003,0000%4%8%12%16%201820192020202120222023利潤率_測算值（左軸）（供給凈增加-需求凈增加）累計值/（MW，右軸）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1515/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 14：PJM西部中心日前峰時西部中心日前峰時電力期貨價格電力期貨價格（月度）（月度）順順天然氣價格天然氣價格周期波動周期波動 數據來源：Trading View，Wind，廣發證券發展研究中心 容量收入是火電機組發電盈利的壓艙石容量收入是火電機組發電盈利的壓艙石。傳統能源發電的燃料成本較高，僅依靠電能量市場的利潤會使得

60、投資支出的回收周期過長，而容量收入在獲取時因為沒有額外的可變成本支出，可直接增厚發電利潤。此外，容量收入并不受燃料周期的影響，可緩解火電利潤的周期波動。我們測算了PJM市場20152022年天然氣機組的容量拍賣收入，并將其折至氣電全部發電量，由此得到了容量拍賣收入對氣電發電利潤的增厚程度，可以發現：20192022年容量收入對氣電度電利潤的增厚程度基本平穩，在年容量收入對氣電度電利潤的增厚程度基本平穩，在0.91.2美美分分/千瓦時千瓦時，但中樞出現明顯下移，從，但中樞出現明顯下移，從2015年的年的1.7美分美分/千瓦時降低至千瓦時降低至2022年年的的0.9美分美分/千瓦時。千瓦時。表表

61、5：PJM市場天然氣機組容量收入測算市場天然氣機組容量收入測算 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1.容量拍賣結果 容量拍賣價格（美元/兆瓦*天）146 138 133 159 136 111 132 103 中標總容量/兆瓦 168,147 177,450 180,242 177,897 176,339 175,369 174,289 160,497 年度容量總收入/億美元 90 89 88 103 87 71 84 61 2.天然氣機組容量收入 天然氣機組占中標容量比重 34%36%37%40%42%46%46%48%天然氣機組容量收入/億美元

62、 30 32 32 42 37 32 39 29 3.氣電容量收入增厚發電利潤=天然氣機組容量收入/天然氣機組總發電量 天然氣機組總發電量/GWh 184,083 217,215 219,205 259,051 302,117 322,505 314,885 335,974 氣電利潤增厚/（美分/千瓦時）1.7 1.5 1.5 1.6 1.2 1.0 1.2 0.9 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 我們考慮燃氣機組度電容量收入的下移主要有兩點原因：（我們考慮燃氣機組度電容量收入的下移主要有兩點原因：（1）供需：）供需：PJM容量拍賣市場提前三年采購未來所需容量，其價格受到未來電力供需缺

63、口預期的影響（峰值負荷缺口越大，則出清價格越高），所以當電力供需矛盾弱化時，容量拍賣價格下移，從而壓降機組容量收入。根據我們先前對PJM市場電力供0.00.81.62.43.24.04050607080901002023-022023-042023-062023-082023-102023-122024-022024-042024-062024-08PJM電力期貨收盤價（2024-09交割）/（美元/兆瓦時，左軸）PJM電力期貨收盤價（2024-11交割）/（美元/兆瓦時，左軸）PJM電力期貨收盤價（2025-02交割）/（美元/兆瓦時，左軸）NYMEX天然氣期貨收盤價/（美元/百萬英熱，右軸

64、）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1616/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 需情況的測算，20192022年，電力供需變化相對同步，且總體看供給增加超過需求增加，則氣電度電容量收入也相應減少。（2）平均投建成本：）平均投建成本：發電廠商主要根據機組的固定成本在容量市場中報價，所以當低固定成本機組占比提升時，容量價格同樣會收窄，進而擠壓全市場的容量收入。根據PJM披露，自2018年開始，氣電就取代煤電成為PJM市場的第一大電源，而從氣、煤電主流機型的造價來看，聯合循環燃氣機組的單位投建成本僅為超臨界煤機的1/4-1/3左右。圖圖 15：聯合循環燃機的單位

65、投建成本僅約為超臨界煤機的聯合循環燃機的單位投建成本僅約為超臨界煤機的25%（單位：美元（單位：美元/千瓦）千瓦）數據來源：Wind，TradingViews，廣發證券發展研究中心 容量拍賣機制或將加速容量拍賣機制或將加速PJM市場煤電出清。市場煤電出清。我們考慮機組固定成本的主要部分為投建成本、固定運維成本，所以我們將投建成本攤至每年（假設煤機、燃機、核電、水電、風電、光伏實際壽命分別為52、27、80、100、25、25年，假設依據見下表備注），并加上固定運維成本，進而得到了不同機組在2016、2019、2023年的固定成本測度，取平均值后作為各機組在20152022年固定成本支出的參照。

66、將容量價格與年平均固定成本做商后我們發現：PJM市場市場容量收入僅容量收入僅能覆蓋超臨界煤機能覆蓋超臨界煤機約約3040%的固定成本支出，且覆蓋率不斷下探（的固定成本支出，且覆蓋率不斷下探（22年為年為31%）。）。若考慮對高碳排放的煤機加裝碳捕獲若考慮對高碳排放的煤機加裝碳捕獲和存儲和存儲設施，則覆蓋率會更低。設施，則覆蓋率會更低。同時，對于煤、氣電等邊際出清機組而言，充分競爭后電量利潤率也不會太高，均無法很好補償機組的固定成本支出，那么相對高投建成本的煤機或將因容量補償不足而自發退出市場。表表 6：美國不同類型發電機組的投建和運維成本梳理：美國不同類型發電機組的投建和運維成本梳理 投建成本

67、/（美元/千瓦）固定運維成本/（美元/千瓦）可變運維成本/（美元/兆瓦時）年平均固定成本=投建+固定運維 機組類型 2016 2019 2023 2016 2019 2023 2016 2019 2023 煤電 超臨界 3636 3676 4103 42 41 62 5 5 6 121 超臨界+30%碳捕獲和存儲 5084 4558/70 54/7 7/155 超臨界+95%碳捕獲和/7346/87/14 228 3636367641031041102189589094483609001800270036004500201620192023超臨界煤機聯合循環燃機（CC）燃氣輪機（CT）識別風險

68、，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1717/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 存儲 氣電 聯合循環（CC）1041 1021 895 11 13 14 3 2 3 49 燃氣輪機（CT）890 944 836 12 12 7 14 5 1 43 核電 先進核電（AN）5945 6041 7861 100 122 156 2 2 3 209 水電 水力發電/5316 7073/30 34/0 0 94 風電 陸風 1877 1471 1438 40 31 36 0 0 0 99 海風/4375 3689/110 154/0 0 293 光伏 固定式光伏 2671/2

69、3/0/130 跟蹤式光伏 2589 1313 1502 23 15 20 0 0 0 91 數據來源：EIA，中電聯，廣發證券發展研究中心 備注：美國氣電、風電、光伏的投建、運維成本為 EIA 披露的主流技術相應成本的平均值；計算固定成本時對不同類機組運行壽命進行了假設，其中煤電壽命假設為 52 年，主要參考中電聯煤電機組靈活性運行與延壽運行研究，其中提及“美國退役機組平均服役時間長達 52 年”，其余類型機組因為還未大規模退役、沒有確切的運行數據，故按照其技術壽命進行假設 表表 7：PJM市場市場煤、氣電機組容量收入對年平均固定成本的覆蓋率煤、氣電機組容量收入對年平均固定成本的覆蓋率 20

70、15 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 煤電 超臨界 44%42%40%48%41%34%40%31%超臨界+30%碳捕獲和存儲 34%33%31%37%32%26%31%24%超臨界+95%碳捕獲和存儲 23%22%21%25%22%18%21%16%氣電 聯合循環（CC）109%103%99%118%101%83%98%77%燃氣輪機（CT）123%117%112%134%115%94%112%87%數據來源：PJM，EIA，廣發證券發展研究中心（三）卡爾派電力：市場化交易穩固（三）卡爾派電力：市場化交易穩固 EBITDA 利潤率利潤率 規模大、傳統能源

71、發電平臺、主要參與批發電力交易。規模大、傳統能源發電平臺、主要參與批發電力交易?？柵呻娏Τ闪⒂?984年，后成為美國最大的獨立電力提供商之一，主營業務為天然氣發電（氣電裝機占比基本超95%），覆蓋CAISO、ERCOT、PJM等多個電力批發市場，電力交易市場化程度較高。1996年公司于紐交所成功上市，成為當時全美最大的獨立電力提供商IPO案。2000年后卡爾派電力開始大舉擴產，導致在部分市場出現產能過剩情形，連累公司在2004、2005年凈利潤大幅虧損，并最終于2005年申請破產重整。2008年完成重組后，卡爾派電力盈利開始修復并企穩。2018年卡爾派電力被Energy Capital Pa

72、rtners等收購，從而私有化退市。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1818/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 16：卡爾派電力卡爾派電力以氣電裝機為主以氣電裝機為主 圖圖 17：卡爾派電力覆蓋多個競爭性電力批發市場卡爾派電力覆蓋多個競爭性電力批發市場 數據來源：SEC，廣發證券發展研究中心 數據來源：Calpine，廣發證券發展研究中心 備注：截至 2024 年 5 月 圖圖 18：卡爾派電力歷史沿革卡爾派電力歷史沿革 數據來源：SEC，Calpine，廣發證券發展研究中心 圖圖 19：20002006年卡爾派電力裝機增長超年卡爾派電力裝機增長超

73、3倍倍 圖圖 20：激進擴產后卡爾派電力機組利用率大幅下行：激進擴產后卡爾派電力機組利用率大幅下行 數據來源：SEC，廣發證券發展研究中心 數據來源：SEC，廣發證券發展研究中心 備注：容量因子=實際發電量/最大可能發電量 伴隨美國電力市場逐漸成熟，卡爾派電力伴隨美國電力市場逐漸成熟，卡爾派電力EBITDA利潤率穩定在約利潤率穩定在約22%。我們將對卡爾派電力的盈利分析拆分為兩階段：（1）20002006年：年：此階段美國競爭性電力批發市場建設剛剛起步（1997年85%97%97%97%97%15%3%3%3%3%0%20%40%60%80%100%20002004200820122015天然

74、氣發電地熱能發電612192227262506121824302000200120022003200420052006裝機容量/GW72%39%30%40%50%60%70%80%2000200120022003200420052006平均容量因子 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1919/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 PJM作為首個競爭性電力市場成立），市場機制仍未完善，卡爾派電力EBITDA利潤率受加州電力危機影響短暫沖高后又大幅回落，波動性較強。（2）20092015年：年：此階段美國電力市場建設逐步成熟。2007年前后年前后NYISO、PJM

75、、ISO-NE等電力等電力交易中心交易中心陸續推出了容量拍賣市場，有效增厚了陸續推出了容量拍賣市場，有效增厚了燃氣燃氣機機組的度電利潤，其他組的度電利潤，其他電力電力市場也逐步完善了市場也逐步完善了各自的各自的容量容量激勵激勵機制。我們將此作機制。我們將此作為美國電力市場化改革邁入成熟期的標志。為美國電力市場化改革邁入成熟期的標志。經過測算，此階段卡爾派電力的EBITDA利潤率基本穩定在22%?？柵呻娏Φ慕洜I數據說明：市場化交易可以有效平抑燃料市場化交易可以有效平抑燃料周期周期對火電盈利的對火電盈利的影響，從而使得火電盈利波動與電力供需影響，從而使得火電盈利波動與電力供需呈現呈現高度相關性。

76、而當電力供需相對高度相關性。而當電力供需相對平衡時，公司層面的火電盈利平衡時，公司層面的火電盈利亦亦會趨于平穩。會趨于平穩。圖圖 21：卡爾派電力卡爾派電力EBITDA利潤率逐漸平穩在約利潤率逐漸平穩在約22%數據來源：SEC，廣發證券發展研究中心 表表 8：卡爾派電力卡爾派電力盈利穩定性測算（盈利穩定性測算（EBITDA口徑）口徑）階段1.美國競爭性電力市場起步初期、公司破產重整前 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1、營業收入/億美元 24 67 74 89 86 101 67 2、成本及費用/億美元 16 54 62 78 81 94 56 2.1、燃

77、料成本/億美元 6 12 18 26 36 46 32 2.2、機組運維、電力外采成本/億美元 8 39 41 48 39 41 19 2.3、銷售、一般和管理費用/億美元 1 2 2 3 2 2 2 2.4、其他/億美元 1 2 2 2 4 4 3 3.EBITDA/億美元 8.2 13.0 11.6 11.2 5.5 6.7 10.6 4.度電 EBITDA/（美分/度）3.6 3.0 1.6 1.6 0.7 0.8 1.3 5.EBITDA 利潤率 34%19%16%13%6%7%16%階段2.美國競爭性電力市場步入成熟期、公司破產重整后 2009 2010 2011 2012 2013

78、 2014 2015 1、營業收入/億美元 65 65 68 55 63 80 65 2、成本及費用/億美元 50 51 55 42 48 61 50 2.1、燃料、電力外采成本/億美元 39 40 44 30 37 49 38 2.2、機組運維成本/億美元 9 9 9 9 9 10 10 34%19%16%13%6%7%16%22%22%20%24%23%24%23%0%8%16%24%32%40%2000 2001 2002 2003 2004 2005 20062009 2010 2011 2012 2013 2014 2015EBITDA利潤率階段階段 1 階段階段 2 識別風險，發現

79、價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2020/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 2.3、銷售、一般和其他管理費用/億美元 2 2 1 1 1 1 1 2.4、其他/億美元 1 1 1 1 1 1 1 3.EBITDA/億美元 14.2 14.5 13.3 13.1 14.5 19.4 14.7 4.度電 EBITDA/（美分/度）1.7 1.6 1.5 1.2 1.4 1.9 1.3 5.EBITDA 利潤率 22%22%20%24%23%24%23%數據來源：SEC，廣發證券發展研究中心 二、二、輔助服務：掛鉤新能源消納，輔助服務：掛鉤新能源消納，逢確定性成長機遇逢確定

80、性成長機遇（一）（一）風光高比例風光高比例強化輔助服務需求強化輔助服務需求，推動推動火電火電備用、調頻收入倍增備用、調頻收入倍增 美國市場化交易的輔助服務主要有備用、調頻、調峰。其中備用、調頻服務在其中備用、調頻服務在單獨的輔助服務市場交易，調峰服務則在電能量現貨市場通過峰谷價差完成補單獨的輔助服務市場交易，調峰服務則在電能量現貨市場通過峰谷價差完成補償償。（。（1）備用）備用服務服務：掛鉤電網調度方的預測誤差。：掛鉤電網調度方的預測誤差。新能源發電量具有一定的隨機性，不可能完全精準預測，所以新能源并網會增大電網在日前預調度時的預測誤差，從而需要預留更多備用機組。（2）調頻服務：掛鉤新能源發電

81、的）調頻服務：掛鉤新能源發電的波動性。波動性。新能源發電具有周期波動性和瞬時波動性周期波動性和瞬時波動性，周期波動指新能源發電在不同時段有不同的輸出功率且不可控（如午時日照充足、夜間風力較強），瞬時波動指天氣突變導致輸出功率在瞬時的強烈抖動。新能源能源發電的波動性新能源能源發電的波動性會造成電網頻率的不穩定、危會造成電網頻率的不穩定、危及及輸電線路的可靠性。輸電線路的可靠性。（3）調峰服務：）調峰服務：掛鉤新掛鉤新能源發電的間歇性。能源發電的間歇性。新能源發電功率在日內是非均勻分布的，因而具有間歇性，其中光伏發電的間歇性最為明顯。此時需要調節性電源在電力需求少、新能源在電力需求少、新能源發電多

82、時降低機組負荷率，在電力需求多、新能源發電少時上調機組負荷率。發電多時降低機組負荷率，在電力需求多、新能源發電少時上調機組負荷率。圖圖 22：PJM市場主要輔助服務品種概覽市場主要輔助服務品種概覽 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 PJM市場備用、調頻報價采用全成本補償機制，并給出市場備用、調頻報價采用全成本補償機制，并給出價格價格上浮空間。上浮空間。備用服務采用兩部制價格，由容量報價+電能量市場機會成本組成；調頻采用三部制價格，由容量報價+調頻里程價格+電能量市場機會成本組成。備用、調頻服務的最終結算價均考慮了電能市場機會成本的影響。備用、調頻服務的最終結算價均考慮了電能市場機會成本的

83、影響。此類機會成本主要體現在兩個方面：第一，輔助服務和發電業務本質都會形成對一定機組 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2121/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 容量的占用，而被調度進行備用、調頻服務可能會錯失電能市場的更高收益；第二，備用、調頻是在低負荷工況下運行，即使完成輔助服務后被調度進行發電，亦會因爬坡損失一定的收益。所以，結算時對機會成本的考量能更好地激勵機組參與備用、調頻。圖圖 23：PJM備用、調頻服務備用、調頻服務報價機制：疏導成本、體現利潤報價機制：疏導成本、體現利潤 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 PJM備用、調頻市場以火電為

84、主要參與電源。備用、調頻市場以火電為主要參與電源。備用服務方面，備用服務方面，以同步備用（機組同時在電能量市場發電）為主，20192023年火電占同步備用比重基本超70%，其中燃氣機組超50%。調頻服務方面，調頻服務方面，火電、儲能約各占調頻收入的50%?；痣姍C組在慢信號調頻領域更有優勢?；痣姍C組在慢信號調頻領域更有優勢。按照調頻響應速度的快慢，PJM市場將調頻服務拆分為RegA（慢信號）、RegD（快信號），慢信號是為具有爬坡速率限制但無發電量約束的傳統能源設計的，快信號是為可快速爬坡但有發電量約束的儲能電源設計的。從PJM市場披露的2023年不同機組調頻性能打分中亦可看出：在慢信號上，火電

85、機組性能更佳；在快信號上，儲能電源性能較優。在慢信號上，火電機組性能更佳；在快信號上，儲能電源性能較優。圖圖 24：火電占火電占PJM同步備用收入比重基本超同步備用收入比重基本超70%圖圖 25：火電、儲能約各占火電、儲能約各占PJM調頻收入的調頻收入的50%數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 52%63%68%60%63%9%17%13%11%5%4%4%2%3%12%0%20%40%60%80%100%20192020202120222023燃氣機組燃油機組燃煤機組其他42%36%42%44%38%11%11%8%10%10%25%34%32%2

86、3%25%19%17%18%21%21%3%2%1%2%5%0%20%40%60%80%100%20192020202120222023燃氣燃煤電化學儲能抽水蓄能需求側響應 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2222/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 9：PJM市場不同機組調頻性能打分（市場不同機組調頻性能打分（2023年）年）調頻信號分類 機組大類 分電源 調頻性能打分范圍 5160 6170 7180 8190 91100 RegA-慢 火電 柴油 0%0%0%10%90%天然氣 0%0%2%65%33%蒸汽煤機 0%4%18%69%9%儲能 抽

87、水蓄能 0%0%1%53%46%電化學儲能/RegD-快 儲能 電化學儲能 0%0%0%30%70%抽水蓄能 0%18%0%40%42%火電 天然氣 0%0%6%60%34%柴油 0%0%3%52%45%蒸汽煤機/數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 由于風光發電量占比較由于風光發電量占比較低低，當前當前PJM備用、調頻市場對火企的增收效應并不明備用、調頻市場對火企的增收效應并不明顯。顯。我們用【備用、調頻服務收入/發電量】來測度燃氣機組度電收入的增厚程度。經過測算，2023年PJM市場天然氣機組備用、調頻收入約為0.0273美分/千瓦時（折0.192分人民幣/度），較2019年提高50%（

88、對應風光發電量占比提高1.7pct至4.9%），度電增厚中樞有所上移但絕對值并不大，考慮為PJM市場風光發電量基數仍然較小、輔助服務需求未顯著提升。圖圖 26：2023年年PJM市場天然氣機組備用、調頻市場天然氣機組備用、調頻收入折度電約收入折度電約0.0273美分美分/度度 數據來源：PJM，廣發證券發展研究中心 注：相同口徑下，2022 年僅披露前 9 月調頻、備用市場數據，所以當年發電量也相應調整為 22年前 9 月數據進行計算 為了更好地量化高比例風光并網對傳統能源企業備用、調頻收入的影響，我們進一步觀察了CASIO（加州）電力市場（加州）電力市場的運行情況。電力結構方面，電力結構方面

89、，2022年CAISO市場的風光發電量占比超25%，天然氣發電量占比約為33%，新能源發電已成為加州市場的第二大電源。備用、調頻市場設計方面，備用、調頻市場設計方面，CASIO市場與PJM市場基本一致，其中備用服務按照是否同步發電拆分為旋轉、非旋轉備用，調頻服務按照調頻方向拆分為向上、向下調頻。0.0182 0.0112 0.0315 0.0689 0.0273 3.2%3.8%4.2%4.6%4.9%3.0%3.4%3.8%4.2%4.6%5.0%0.0000.0160.0320.0480.0640.08020192020202120222023備用+調頻PJM風光發電量占比 22年天然氣價

90、格暴漲帶動電價大幅上揚，通過“機會成本補償”拉升輔助服務收入 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2323/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 新能源發電對CAISO備用、調頻市場的影響具有一定的階躍特征階躍特征，體現為：當CAISO市場風力、光伏發電量占比達15%（2016年）后，備用、調頻在規模上備用、調頻在規模上與風光發電量實現了強聯動，價格中樞則出現了明顯上移。與風光發電量實現了強聯動，價格中樞則出現了明顯上移。具體而言，量：量：20172022年備用、調頻規模占風光發電量比重穩定在50%左右。強聯動下備用、調頻規模將掛鉤風光發電量，從而迎來相對確定性

91、的成長空間。價：價：20102015年，雖然CAISO市場風光發電量占比從5%提升至12%，但備用、調頻日前價格基本保持平穩甚至小幅下降，但伴隨2016年CAISO市場風光發電量占比達15%，備用、調頻日前價格顯著提升，1520年間實現了約年間實現了約23倍的增倍的增長，長，而而同期電能同期電能日前日前價格價格僅僅提升提升了了17%。圖圖 27：CAISO備用備用+調頻規模約調頻規模約占占風光發電的風光發電的50%圖圖 28：風光發電量增長推動備用、調頻規模風光發電量增長推動備用、調頻規模同步同步擴張擴張 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 備注：備用、調頻規模按照所占用的電源容量計量

92、 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 圖圖 29：2016年后年后CAISO市場市場日前日前調頻價格大幅增長調頻價格大幅增長 圖圖 30：2016年后年后CAISO市場市場日前日前備用價格大幅提升備用價格大幅提升 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 趨勢上看，趨勢上看，CAISO市場市場調頻收入逐漸超過備用收入。調頻收入逐漸超過備用收入。按照CAISO披露的調頻、備用服務出清容量、日前及實時平均報價，我們可以測算得20172022年CAISO調頻、備用服務總收入，其中調頻總收入由17年的0.62億元上升至22年的1.40億元，備用總收

93、入則基本保持在約1億美元上下波動。調頻與備用規模調頻與備用規模增長的驅動因素不同：增長的驅動因素不同：調頻需求調頻需求掛鉤風力、光伏發電的波動性，即風光發電量提升，波動性就會被放大、從而增加調頻收入。備用需求備用需求掛鉤風光的預測誤差，伴隨運行數據不斷增多、預測技術持續進步，預測誤差會逐漸收斂。51%55%47%52%47%47%45%48%51%54%57%60%201720182019202020212022備用+調頻規模/風光發電量規模22942668242528322915312717%19%21%22%25%26%0%6%12%18%24%30%0140028004200560070

94、00201720182019202020212022平均每小時備用+調頻容量/（MW，左軸）平均每小時風光發電容量/（MW，左軸）風光發電量占比（右軸）3.13 10.97 5.50 13.10 036912152014201520162017201820192020向下調頻/（美元/兆瓦）向上調頻/（美元/兆瓦）3.68 9.50 0.50 3.61 036912152014201520162017201820192020旋轉備用/（美元/兆瓦）非旋轉備用/（美元/兆瓦）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2424/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖

95、31：測算測算CAISO市場調頻總收入逐漸超過備用總收入市場調頻總收入逐漸超過備用總收入 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 備注：總收入按照量價模型進行測算。量：CAISO 披露了調頻、備用每小時平均出清容量，由此可得全年出清容量；價：CAISO 披露了調頻、備用年平均日前、實時價格，加權可得平均出清價，1922 年權重采用披露值，并假設 1718 年日前、實時權重分別為 92%、9%我們測算了CAISO市場燃氣機組在20122022年的備用、調頻收入，并將其折至度電，由此判斷火電參與備用、調頻服務對度電收入的增厚程度。經過測算，我們發現：在風光發電量占比達15%前，由于消納需求不明

96、顯、氣電備用+調頻收入增長并不顯著，而當當CAISO風光發電占比突破風光發電占比突破15%后，后，2016、2017連連續兩年氣電備用續兩年氣電備用+調頻收入翻倍增長調頻收入翻倍增長，后因為加州更傾向采用電化學儲能解決風光消納問題，氣電的備用、調頻服務滲透率有所下滑，但受益輔助服務價格總體拉高，氣電備用氣電備用+調頻收入折至度電約穩定在調頻收入折至度電約穩定在0.1美分美分/千瓦時千瓦時（折（折0.7分人分人民幣民幣/度）度）。圖圖 32：近年近年CAISO市場市場氣電備用氣電備用+調頻收入折度電約穩定在調頻收入折度電約穩定在0.1美分美分/千瓦時千瓦時 數據來源：CAISO，廣發證券發展研究

97、中心 0.62 1.40 1.08 1.09 0.00.40.81.21.62.0201720182019202020212022調頻收入/億美元備用收入/億美元0.0290.0160.0240.0280.0560.1190.1150.0920.1170.0940.1050%6%12%18%24%30%0.0000.0300.0600.0900.1200.15020122013201420152016201720182019202020212022備用+調頻收入折度電/（美分/千瓦時）CAISO市場風光發電量占比階躍階躍平穩平穩 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2525/4040

98、 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 10：CAISO市場天然氣機組備用、調頻收入測算市場天然氣機組備用、調頻收入測算 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1.氣電平均每小時參與輔助服務容量/MW 向下調頻 121 129 190 261 196 155 208 187 248 354 222 向上調頻 89 93 146 170 157 117 84 91 77 58 32 旋轉備用 197 116 158 162 153 274 242 225 238 214 271 非旋轉備用 727 691

99、819 801 708 734 867 675 863 787 844 2.備用、調頻服務加權平均報價/（美元/兆瓦，按出清容量加權）向下調頻 4.49 3.54 4.01 3.25 9.01 7.87 12.73 13.2 11.43 12.84 12.81 向上調頻 6.63 5.56 6.23 5.7 11.25 12.89 13.17 14.62 13.73 8.33 12.66 旋轉備用 4.26 3.7 4.28 4.01 5.5 10.96 9.45 8.84 9.51 5.95 9.71 非旋轉備用 1.48 0.38 0.33 0.64 0.4 4.3 3.16 1.48 3

100、.6 2.05 3.57 3.氣電備用、調頻總收入/億美元 向下調頻 0.05 0.04 0.07 0.07 0.16 0.11 0.23 0.22 0.25 0.4 0.25 向上調頻 0.05 0.05 0.08 0.08 0.16 0.13 0.1 0.12 0.09 0.04 0.04 旋轉備用 0.07 0.04 0.06 0.06 0.07 0.26 0.2 0.17 0.2 0.11 0.23 非旋轉備用 0.09 0.02 0.02 0.04 0.02 0.28 0.24 0.09 0.27 0.14 0.26 合計 0.27 0.15 0.23 0.26 0.41 0.78

101、0.77 0.59 0.81 0.69 0.78 4.其他重要參數 燃氣機組發電量 925 942 949 933 730 653 670 650 696 740 742 美元兌人民幣匯率 6.313 6.193 6.143 6.228 6.642 6.752 6.617 6.898 6.898 6.452 6.726 5.氣電備用、調頻服務收入折度電/（美分/度）向下調頻 0.0052 0.0042 0.0070 0.0080 0.0213 0.0164 0.0346 0.0333 0.0358 0.0538 0.0336 向上調頻 0.0056 0.0048 0.0084 0.0091 0

102、.0213 0.0203 0.0144 0.0179 0.0134 0.0057 0.0048 旋轉備用 0.0080 0.0040 0.0063 0.0061 0.0101 0.0403 0.0299 0.0268 0.0286 0.0151 0.0311 非旋轉備用 0.0102 0.0025 0.0025 0.0048 0.0034 0.0424 0.0358 0.0135 0.0392 0.0191 0.0355 合計 0.0290 0.0155 0.0242 0.0280 0.0561 0.1193 0.1148 0.0915 0.1169 0.0937 0.1050 6.氣電備用、

103、調頻服務收入折度電/（分人民幣/度）向下調頻 0.033 0.026 0.043 0.05 0.141 0.11 0.229 0.23 0.247 0.347 0.226 向上調頻 0.035 0.03 0.051 0.057 0.141 0.137 0.096 0.123 0.093 0.037 0.033 旋轉備用 0.05 0.025 0.038 0.038 0.067 0.272 0.198 0.185 0.197 0.097 0.209 非旋轉備用 0.065 0.015 0.015 0.03 0.023 0.286 0.237 0.093 0.27 0.123 0.239 合計 0

104、.183 0.096 0.148 0.174 0.373 0.806 0.759 0.631 0.807 0.604 0.706 CAISO 風光發電量占比 5%-11%12%15%17%19%21%22%25%26%數據來源：CAISO，Wind，廣發證券發展研究中心 備注：CAISO 同時披露了備用、調頻的日前、實時報價，其中 20122018 年日前、實時價格權重按照 92%、8%估計、20192022年則按照 CAISO 實際披露值計算；美元匯率按照中國人民銀行公布的美元兌人民幣匯率中間價 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2626/4040 Table_PageText

105、深度分析|公用事業 （二二）利好深調的三因素利好深調的三因素：峰谷價差拉闊、燃料價格下行、峰價時段：峰谷價差拉闊、燃料價格下行、峰價時段增多增多 利潤最大化目標驅動下火電會自然形成調峰行為。利潤最大化目標驅動下火電會自然形成調峰行為。美國并不單獨運行調峰市場，而而主要利用電能量現貨主要利用電能量現貨交易交易完成調峰完成調峰服務服務，本質，本質是是利用利用分時電價影響分時電價影響靈活性電靈活性電源的源的發電行為發電行為。1.谷時降負荷：谷時降負荷：新能源發電本身具有零邊際成本的特點，因而在風力、光伏發電出力較高、負荷側需求不旺時，系統內電價會自然壓降，形成谷價。過低的過低的谷價甚至無法覆蓋火電公

106、司的燃料成本，谷價甚至無法覆蓋火電公司的燃料成本，則火電將則火電將在谷時降負荷減虧，形成削在谷時降負荷減虧，形成削峰行為。峰行為。我們根據EIA公布的加州聯合循環燃氣機組的平均熱耗、加州獨立電力提供商的用氣成本，結合CAISO披露的平均分時電價，測算了每年谷時最低電價相對氣電燃料成本的缺口，在2122年氣價高漲時，此類缺口分別高達1.9、1.7美美分分/千千瓦時瓦時。2.峰時升負荷：峰時升負荷：在以風力、光伏為主的新能源出力減弱、負荷側需求提高時，電力系統需要調度更多的火電來完成電力供應，更多的高成本機組出清會推高更多的高成本機組出清會推高峰時電價，峰時電價，火電將選擇火電將選擇會升負荷會升負

107、荷調峰擴大盈利調峰擴大盈利。圖圖 33：測算測算20172022年年CAISO市場谷時最低電價不足覆蓋氣電燃料成本市場谷時最低電價不足覆蓋氣電燃料成本 數據來源：EIA，CAISO，廣發證券發展研究中心 備注：CAISO 每年披露分時段電價均值，圖中以公布的分時電價最低值作為谷時最低電價；IPP 指獨立電力供應商（表內無輸電線）當新能源不斷入網、調峰行為增多時，峰谷價差不斷拉闊。當新能源不斷入網、調峰行為增多時，峰谷價差不斷拉闊。機組調峰增多將導致發電量的縮減、進而減少發電總收入，同時也會因低負荷運行而損失發電效率、提高成本，這部分的損失可通過峰時電價補償，從而在電網系統內維持足夠的靈活性電源

108、、促進新能源消納。根據EIA數據，2022年部分投建早、發電效率低的氣電機組容量因子（類似負荷率）已降低至40%以下，這類機組只會調度去滿足峰時負荷峰時負荷；而即使是投建晚、發電效率高的優質氣電，容量因子也僅為66%（同期核電、地熱發電的容量因子分別為93%、69%）。此類機組在此類機組在被調度發電時，會傾向于報高價，以覆蓋因低負荷運行造成的損失被調度發電時，會傾向于報高價，以覆蓋因低負荷運行造成的損失，并，并體現峰體現峰時時供需偏緊的額外溢價供需偏緊的額外溢價，從而拉升從而拉升峰時電價。峰時電價。2016年以后，伴隨新能源發電高比例并網，CAISO市場峰谷價差不斷拉大，2023Q4峰價較谷價

109、上浮比例高達250%（16年為102%）。0.193(0.318)(0.555)(0.278)(0.369)(1.937)(1.735)(3.0)(2.3)(1.6)(0.9)(0.2)0.52016201720182019202020212022燃料成本缺口/（美分/KWh）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2727/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 34：2022年年美國部分投建早的美國部分投建早的低效低效燃氣機組燃氣機組容量因子已低于容量因子已低于40%數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心 備注：圖中為不同類型燃氣機組的容量因子（=實際發電量

110、/最大理論發電量）；CCGT 為聯合循環燃氣機組，其中 CCGT#3 為投運于 20142022 年機組、CCGT#2 為投運于 19992013年機組、CCGT#1 為投運于 19801998 年機組；ICE 為內燃機；ST 為蒸汽輪機；SCGT 為簡單循環燃氣輪機 圖圖 35：近七年近七年CAISO市場一直保持較大的峰谷價差市場一直保持較大的峰谷價差 圖圖 36：2023年四季度年四季度CAISO峰價較谷價上浮達峰價較谷價上浮達250%數據來源：CAISO，廣發證券發展研究中心 備注：CAISO 未披露 2023 年度數據，所以用 2023Q4 數據替代；圖中價格為日前現貨市場電價 數據來

111、源：CAISO，廣發證券發展研究中心 備注：CAISO 未披露 2023 年度數據，所以用 2023Q4 數據替代；圖中價格為日前現貨市場電價 利用CAISO披露的分時電價數據，結合西門子9F級聯合循環天然氣機組（400MW）在不同負荷率下的氣耗曲線，我們試圖量化我們試圖量化CAISO市場利用電能市場利用電能現貨交易形成的調峰激勵?，F貨交易形成的調峰激勵。具體過程為：（1）發電策略：發電策略：我們定義氣電僅在電價能覆蓋發電成本時選擇高負荷發電為調峰策略，調峰策略又分兩種，分別是盈利時滿發盈利時滿發+虧損時帶虧損時帶50%負荷發電、盈利時滿發負荷發電、盈利時滿發+虧損時帶虧損時帶20%發電發電；

112、對標；對標策略是中高負荷穩燃（策略是中高負荷穩燃（測算了測算了恒定提供恒定提供90%、80%負荷負荷時的盈利情況時的盈利情況）。（2）發電成本：發電成本：我們認為氣電發電成本可拆分為燃料成本、折舊成本、固定運維成本、可變運維成本、其他成本。其中：其中：度電燃料成本度電燃料成本=氣耗購氣成本，氣耗0306090120150峰時電價/（美元/兆瓦時）平均電價/（美元/兆瓦時）谷時電價/（美元/兆瓦時）102%212%176%174%279%266%140%250%0%60%120%180%240%300%峰價較谷價上浮程度僅被用于滿足峰時負荷 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2828

113、/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 按照西門子9F級聯合循環燃機的氣耗進行測度，購氣成本則參考EIA披露的加州獨立發電商的平均用氣成本；折舊、固定運維、可變運維成本折舊、固定運維、可變運維成本參照EIA公布的聯合循環燃氣機組的相應參數測算（第一章第二節有詳細數據），機組服役年限假設為27年、折舊采用直線折舊法，最終折舊、固定運維、可變運維成本分別假設為0.63、0.22、0.28美美分分/千千瓦時瓦時；其他成本其他成本參照卡爾派電力數據估測，假設為0.089美美分分/千千瓦時瓦時。（3）凈利潤）凈利潤=（分時電價（分時電價-發電成本）出發電成本）出清容量。清容量。經過

114、測算，我們經過測算，我們有兩點發現：第一，有兩點發現：第一，20162020年西門子9F燃氣機組采用“盈“盈利時滿發利時滿發+虧損時帶虧損時帶50%、20%負荷發電”策略的負荷發電”策略的日均日均凈利潤凈利潤基本基本超過穩定輸超過穩定輸出出90%、80%負荷的發電策略負荷的發電策略，說明CAISO市場利用峰谷電價形成的調峰激勵較為有效。第二，第二，電價可以覆蓋氣電發電成本的時段主要分兩段，一段集中于一段集中于晨間晨間78點左右、另一段集中于點左右、另一段集中于1623點前后點前后，這充分體現了新能源發電、尤其是光伏發電的間歇性。圖圖 37：西門子：西門子9F級聯合循環天然氣機組氣耗曲線級聯合循

115、環天然氣機組氣耗曲線 圖圖 38：加州獨立電力提供商的平均用氣成本：加州獨立電力提供商的平均用氣成本 數據來源：西門子 9F 級燃氣-蒸汽聯合循環機組深度調峰能力探究，廣發證券發展研究中心 備注：橫軸表示負荷率=（實際負荷/最大負荷）數據來源：EIA，廣發證券發展研究中心 表表 11：測算測算20162020年年9F級聯合循環燃氣機組級聯合循環燃氣機組采取不同發電策略時的日均凈利潤（電價按采取不同發電策略時的日均凈利潤（電價按CAISO分時電價）分時電價）2016 2017 2018 2019 2020 盈利時滿發、虧損時帶 50%低負荷運行/美元 14319 33513 33121 4470

116、3 39008 盈利時滿發、虧損時帶 20%低負荷運行/美元 11355 31525 27173 40995 36817 恒定輸出 90%負荷/美元 11249 25235 27924 38590 30841 恒定輸出 80%負荷/美元 6858 18529 19489 30200 23687 數據來源：CAISO，西門子 9F 級燃氣-蒸汽聯合循環機組深度調峰能力探究，EIA，SEC，廣發證券發展研究中心 從測算結果中我們亦可看出：在2018年，盈利時滿發、虧損時帶20%低負荷運行策略的日均凈利潤要低于恒定輸出90%負荷策略，這實質上反映了決定機組這實質上反映了決定機組深調凈利潤的因素并不僅

117、深調凈利潤的因素并不僅是是峰谷價差。峰谷價差。機組負荷率低至50%及以下即為深度調峰，驅動機組深調主要看三大因素：一驅動機組深調主要看三大因素：一是是峰時電價上浮比例，峰時電價上浮比例，在電價無法覆蓋發電成本（滿發）時降負荷運行雖然能61436253641465266656770913333500070009000110001300015000100%90%80%70%60%50%20%熱耗/（kJ/KWh）2.683.334.553.53.185.2710.23036912152016201720182019202020212022加州IPP平均用氣成本/（美元/百萬英熱）識別風險，發現價值

118、 請務必閱讀末頁的免責聲明 2929/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 通過少發電減虧，但亦會導致氣耗增加、推高成本。所以足夠高的峰時電價才能使調峰策略的發電凈利潤超過中高負荷穩燃策略。二是二是燃料燃料價格，價格，低負荷運行造成的氣耗提升會被高燃料價格放大，從而壓縮凈利潤。三是峰時電價時段三是峰時電價時段數數，較多的峰價時段代表了更高的調峰補償。所以，雖然雖然2018年保持著較高的年保持著較高的峰谷價差，但當年卻是歷年用氣成本最高、峰時電價時段數最少的年份，所以峰谷價差，但當年卻是歷年用氣成本最高、峰時電價時段數最少的年份，所以當年當年虧損時深調至虧損時深調至20%較

119、保持較保持90%負荷穩定輸出負荷穩定輸出策略策略并不具備凈利潤優勢。并不具備凈利潤優勢。同時，由于9F級聯合循環機組的發電效率較高，超低負荷運行額外增加的燃料成本并不能通過峰價很好疏導，因此虧損時帶20%負荷策略實現的凈利潤在歷年均小于帶50%負荷策略，調峰本質上還是對低效機組的出清。調峰本質上還是對低效機組的出清。表表 12：2018年用氣成本較高、峰時電價時段數亦較少年用氣成本較高、峰時電價時段數亦較少 2016 2017 2018 2019 2020 峰時電價上浮比例 1.49 1.83 1.70 1.61 1.87 用氣價格/（美元/百萬英熱）2.68 3.33 4.55 3.50 3

120、.18 峰時電價時段數/段 11 10 10 13 10 數據來源：CAISO，EIA，廣發證券發展研究中心 備注：峰時電價上浮比例=峰時平均電價/谷時平均電價，其中峰時平均電價指該能覆蓋 9F 級聯合循環燃機（優質氣電）滿發時成本的時段的平均電價，谷時平均電價即為其余時段的平均電價 在電能現貨市場中，調峰激勵實際是通過調峰策略相對中高負荷穩燃策略的盈利差體現的，我們將此類盈利差折至少發電量（調峰策略相對中高負荷穩燃策將此類盈利差折至少發電量（調峰策略相對中高負荷穩燃策略）略）上，即可間接得到調峰服務單價。更進一步，我們利用目前廣東現貨電價利用目前廣東現貨電價中樞（中樞（350元元/兆瓦時）對

121、歷年加州現貨電價進行調整兆瓦時）對歷年加州現貨電價進行調整，以使得我們對CAISO調峰服務單價的測算能對中國市場形成更強的借鑒意義。通過對比盈利時滿發、虧損時帶50%負荷運行策略和恒定輸出80%負荷策略間的盈利情況，我們發現：20162020年年CAISO市場對調峰至市場對調峰至50%負荷的氣電機組實際形成了負荷的氣電機組實際形成了約約11.5美美分分/千千瓦時的瓦時的削峰削峰補償補償。表表 13：測算測算20162020年年CAISO市場對調峰至市場對調峰至50%負荷的燃氣機組的削峰補償負荷的燃氣機組的削峰補償 2016 2017 2018 2019 2020 凈利潤：盈利時滿發、虧損時帶

122、50%低負荷運行/美元 14319 33513 33121 44703 39008 凈利潤：恒定輸出 80%負荷/美元 6858 18529 19489 30200 23687 盈利差/美元 7460 14984 13632 14503 15321 少發電量/兆瓦時 680 880 880 280 880 度電削峰補償/（美分/千瓦時）1.10 1.70 1.55 5.18 1.74 匯率 6.642 6.752 6.617 6.898 6.898 電價調整系數 1.65 1.32 1.09 1.26 1.23 度電削峰補償/（分人民幣/千瓦時）12.05 15.18 11.19 45.06

123、14.72 數據來源：CAISO，西門子 9F 級燃氣-蒸汽聯合循環機組深度調峰能力探究，EIA，SEC，Wind，廣發證券發展研究中心 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3030/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 三、三、中國市場中國市場：千億千億輔助服務輔助服務空間空間，關注風光占比關注風光占比+機組容量機組容量（一）（一）電改推動綜合輔助服務，測算電改推動綜合輔助服務，測算 2030 年近年近 4000 億元市場空間億元市場空間 輔助服務電價綱領性文件落地，各省輔助服務電價綱領性文件落地，各省將陸續將陸續完善細則，并擬出完善細則，并擬出臺臺輔助服務交

124、易規則輔助服務交易規則。2024年2月國家發改委、能源局發布 關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知，本次通知以是否現貨連續運行作為分界，來謀定調峰輔助服務的支付模式和本次通知以是否現貨連續運行作為分界，來謀定調峰輔助服務的支付模式和價格傳導機制。價格傳導機制。我們梳理核心思路如下：（1）現貨市場是包含輔助服務、容量電價等在內的終極定價方式，但目前絕大部分省份尚不具備條件，因此才需要出臺各自相應的細則；（2）針對現貨市場不能連續運行的地區，原則上不向用戶側傳到輔助服務成本，并且考慮“誰受益、誰承擔”的總體原則，預計風光將作為承擔主體，火電、新型儲能、抽蓄及其他水電則作為受益主體；（3）每個

125、動作都提出了各自獨立的價格上限機制，而并非輔助服務統一打包價；（4）留給各省六個月時間完成價格機制建立，因為涉及動作較多，價格設置差異較大，也反映了價格機制建立的復雜性和落地的迫切性。表表 14：建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知聚焦調峰調頻備用，并闡述價格傳導機制建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知聚焦調峰調頻備用，并闡述價格傳導機制 總體思路 加強電力輔助服務市場與中長期市場、現貨市場等統籌銜接，合理設置有償輔助服務品種，規范輔助服務計價等市場規則。按照“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務價格形成機制，推動輔助服務費用規范有序傳導分擔。1.調峰 完善市場交易

126、機制 電力現貨市場連續運行的地區電力現貨市場連續運行的地區，完善現貨市場規則，適當放寬市場限價，引導實現調峰功能，調峰及頂峰、調峰容量等具有類似功能的市場不再運行。電力現貨市場未連續運行的地區，電力現貨市場未連續運行的地區，原則上風光不作為調峰提供主體，研究適時推動水電參與有償調峰，其他機組在現貨市場未運行期間按規則自主申報分時段出力及價格，市場競爭確定出清價格和調峰出力。合理確立價格上限 按照新能源項目消納成本不高于發電價值的原則，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目按照新能源項目消納成本不高于發電價值的原則，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。的上網電價。2

127、.調頻 規范市場交易機制 調頻市場原則上采用基于調頻里程的單一制價格機制。通過市場競爭確定出清價格和中標調頻容量。調頻費用根據出清價格、調頻里程、性能系數三者乘積計算。調頻費用根據出清價格、調頻里程、性能系數三者乘積計算。合理確立價格上限 調頻性能系數由調節速率、調節精度、響應時間三個分項參數乘積或加權平均確定，分項參數以當地性能最優煤電機組主機（不含火儲聯合機組）對應的設計參數為基準折算。原則上性能系數最大不超過2，調頻里程出清價格上限不超過每千瓦 0.015 元。3.備用 規范市場交易機制 備用市場原則上采用基于中標容量和時間的單一制價格機制。各機組按規則申報備用容量及價格，通過市場競爭確

128、定出清價格、中標容量和時間。備用費用根據出清價格、中標容量、中標時間三者乘積計算。備用費用根據出清價格、中標容量、中標時間三者乘積計算。合理確立價格上限 統籌考慮提供備用服務的機會成本（因預留備用容量、不發電而產生的損失）等因素，合理確定備用服務價格上限，原則上備用服務價格上限不超過當地電能量市場價格上限。規范價格傳導 合理確定輔助服務需求 各地要以保障電力系統安全穩定運行為目標，科學測算確定輔助服務需求?？山Y合當地實際探索開展爬坡等輔助服務機制。不得采用事后調整結算公式等方式，確定輔助服務費用規模和價格標準。健全輔助服務費用傳導機制 由用戶側承擔的輔助服務成本，應當為電能量市場無法補償的因提

129、供輔助服務而未能發電帶來的損失。由用戶側承擔的輔助服務成本，應當為電能量市場無法補償的因提供輔助服務而未能發電帶來的損失。電力現貨市場未連續運行的地區，原則上不向用戶側疏導輔助服務費用。電力現貨市場未連續運行的地區，原則上不向用戶側疏導輔助服務費用。電力現貨市場連續運行的地區，符合上述要求的調頻、備用輔助服務費用（不含提供輔助服務過程中產 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3131/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 生的電量費用），原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，分擔比例由省級價格主管部門確定。其他需由經營主體承擔的輔助服務費用

130、，按程序報批。規范輔助服務費用結算 由用戶承擔的輔助服務費用納入系統運行費用，隨電費一同結算，電力現貨市場連續運行的地區采用“日清月結”模式。各品種輔助服務補償、分攤、考核費用應單獨計算，并在結算單中單獨列示。強化政策配套 推動各類經營主體公平參與輔助服務市場 已獲得容量電費的經營主體，應當參加輔助服務市場報價。對同時具備發電和用電身份的經營主體，在放電、充（用）電時分別按發電主體、用電主體參與輔助服務市場，同等接受各類考核。加強輔助服務市場與中長期市場、現貨市場等統籌銜接 各地要統籌輔助服務市場和中長期市場、現貨市場規則制定，加快輔助服務市場建設，盡快實現調頻、備用等輔助服務市場規范高效運行

131、，滿足新能源大規模并網的系統安全需求。滿足新能源大規模并網的系統安全需求?，F貨市場連續運行的地區，推動輔助服務市場和現貨市場聯合出清。提供輔助服務過程中產生的電量，按照現貨市場價格或中長期交易規則結算。健全輔助服務價格管理工作機制 各地要對照本通知要求，系統梳理輔助服務市場運行和收費情況，抓緊完善輔助服務價格政策和交易規則等，本通知下發后六個月內按程序重新明確輔助服務價格機制和水平。數據來源：發改委、能源局、廣發證券發展研究中心 此前各區域煤電深度調峰補償各異，預計輔助服務電價未來將得到進一步的統一此前各區域煤電深度調峰補償各異，預計輔助服務電價未來將得到進一步的統一。根據國家能源局各區域監管

132、局，此前各區域電力輔助服務管理實施細則中（或征求意見稿），華中、華北、東北、華東、南方區域對煤電深度調峰補償分別為250700、100250、2001000、20320、2471188元/兆瓦時，同時部分省份還有獨立的補償細則，總體調峰補償力度差異較大。我們預計本次綱領性文件的落地，各省市區將陸續完善細則，輔助服務電價有望在相對統一的框架內展開。表表 15：此前此前各區域煤電深度調峰補償各異各區域煤電深度調峰補償各異 區域區域 文件名稱文件名稱 具體內容具體內容 華中 華中區域電力輔助服務管理實施細則 燃煤機組深度調峰補償：45%負荷率50%為 250 元/兆瓦時，40%負荷率45%為350

133、元/兆瓦時，35%負荷率40%為 500 元/兆瓦時，30%負荷率35%為 600 元/兆瓦時，負荷率30%為 700 元/兆瓦時（湖南給予 1.2 倍調整系數）華北 華北區域電力并網運行管理實施細則征求意見稿 對火電機組因電網運行需要或新能源消納需求提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量，機組出力在 50%-40%額定容量部分，按照 100 元/兆瓦時進行補償；機組出力在40%額定容量以下部分按照 250 元/兆瓦時進行補償。東北 東北電力輔助服務市場運營規則 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價，非供熱期報價在 200500 元/兆瓦時，供

134、熱季在 4001000 元/兆瓦時。華東 華東區域電力輔助服務管理實施細則（模擬運行稿）常規燃煤發電機組負荷率在 50%60%補償 20 元/兆瓦時，負荷率在 40%50%補償 40 元/兆瓦時，負荷率在 30%40%補償 160 元/兆瓦時，負荷率在 30%以下補償 320 元/兆瓦時 南方 南方區域電力輔助服務管理實施細則 深度調峰出力在額定容量 40%50%之間的，按照 R5（不同省市區為 49.599，下同）元/兆瓦時的標準補償；出力在額定容量 30%40%之間的，按照 8R5 元/兆瓦時的標準補償；出力在額定容量 30%以下的，按照 12R5 元/兆瓦時的標準補償。數據來源：國家能源

135、局各區域監管局，廣發證券發展研究中心 從規模上看，從規模上看，即便在輔助服務尚未全面展開，但即便在輔助服務尚未全面展開，但2023年上半年已經形成年上半年已經形成278億市場億市場規模。規模。根據國家能源局第三季度新聞發布會，2023年上半年全國電力輔助服務費用共278億元，從類型上看，以調峰補償為主，2023H1調峰補償167億元，占比60%；識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3232/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 調頻和備用補償合計99億元，占比35%。從來源來看，部分試點輔助服務的省份是主體，目前仍并未鋪設至全國。從輔助服務提供主體來看，主要是火

136、企獲得補償254億元，占總費用的91.4%，已超過22年全年補償費用的80%。圖圖 39：2023H1全國電力輔助服務費用達全國電力輔助服務費用達278億元億元 圖圖 40：2023H1火電為輔助服務費用補償主體火電為輔助服務費用補償主體 數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心 數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心 測算測算2030年年綜合輔助服務預計市場空間近綜合輔助服務預計市場空間近4000億元。億元。早在 電改系列之框架篇-系統的“破壁”中，我們設計了電力大模型：終端電價=各電源發電成本*發電量占比+發電企業合理利潤+電網輸配成本及合理利潤+調峰等綜合輔助服務成本及合理利潤。其

137、中綜合輔助服務成本=需要消納綠電電量*各類型調節成本*占比+合理利潤。我們測算2030年我國需要消納綠電電量為1.47萬億千瓦時、占當年綠電電量的49%，對應綜合輔助服務市場空間為3880億元，若平攤到全部綠電上、對應度電成本為0.129元。圖圖 41：測算測算2030年輔助服務空間近年輔助服務空間近4000億元億元 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 表表 16：測算：測算2030年綜合輔助服務空間為年綜合輔助服務空間為3880億元億元 2021 2022 2023 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 綜合輔助服務成本（億元）綜合輔助服務

138、成本（億元）165 464 785 1230 1696 2233 2645 3116 3446 3880 需要消納的綠電電量（億度）900 2154 3558 5204 6936 8652 10371 12023 13350 14724 需要消納的綠電占總綠電比例 12%24%31%37%40%43%45%47%48%49%火電靈活性改造調峰（元/度）0.16 0.19 0.20 0.20 0.21 0.21 0.20 0.19 0.18 0.17 33 52 100 167 33 42 54 54 46 43 95 45 126 148 261 278 0601201802403002017

139、E2018A2019E2023H1我國電力補償費用結構我國電力補償費用結構/億元億元調峰調頻備用其他254億元91%24億元9%火電企業獲得補償其他165 464 730 1327 1797 2360 2727 3210 3494 3880 0.02 0.05 0.07 0.09 0.10 0.12 0.12 0.13 0.13 0.13 0.000.020.050.070.100.120.1408001600240032004000202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E綜合輔助服務成本（億元）單位綠電綜合輔助服務成本（元/度，右軸）識

140、別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3333/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 火電靈活性改造調峰占比%95%94%94%92%88%86%80%78%72%70%抽蓄度電成本（元/度）0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 抽蓄占比%2%2%2%2%5%5%10%10%15%15%電化學儲能度電成本（元/度）0.62 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 電化學儲能占比%2%3%3%4%5%6%7%8%9%10%新型儲能度電成本（元/度）1.2 1.2 1.0 1.

141、0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 新型儲能占比%1%1%1%2%2%3%3%4%4%5%單位綠電綜合輔助服務成本（元單位綠電綜合輔助服務成本（元/度）度）0.022 0.051 0.068 0.086 0.099 0.112 0.116 0.122 0.124 0.129 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 備注：20212023 年均為測算擬合值（二）（二）關注新能源送出及消納突出地區，大容量機組有望充分受益關注新能源送出及消納突出地區，大容量機組有望充分受益 由于各地新能源建設進度不一，省間輔助服務市場也未完全打通，預計各省輔助服務補償力度短期內會存在較大差異。我們

142、認為，有望我們認為，有望出臺較高出臺較高補償的省份可能補償的省份可能主要主要位于新能源的送出或消納中心。位于新能源的送出或消納中心。送端來說，送端來說，主要參考主要參考風光發電量占比指標。風光發電量占比指標。根據CAISO市場經驗，當風光發電量占比超過15%時，備用+調頻規模、報價均出現階躍，電能量現貨市場峰谷價差也大幅拉闊，體現了電網運行成本的系統性抬高。根據國家統計局數據，2024年上半年青海、甘肅、吉林、黑龍江、河北等12個省份的風光發電量占比已超過15%臨界點，廣西、山東、河南等9個省份的風光發電量占比處1015%區間。為減少棄風、棄光率，新能源送端大省除提高外送電占比外（受特高壓輸電

143、線建設周期約束），還應促進本地消納，從而催化當地的輔助服務需求、提振補償力度。受端來說，受端來說，可以主要關注國家能源局每年公布的各省非水可再生能源電力消納考核指標，并結合各省用電量大小進一步區分。我們認為，具有保消納、保我們認為，具有保消納、保供電雙重壓力的省份，會供電雙重壓力的省份，會更更有動力有動力提升提升輔助服務補償標準輔助服務補償標準。我們梳理了2025年非水可再生能源消納責任超過15%（預期目標），且用電量位于全國前十的省份，共有6大省份滿足前述標準，分別為河南、內蒙古、河北、安徽、山東、江蘇。圖圖 42：各省各省風光發電量占省內發電量比重（含風光發電量占省內發電量比重（含2023

144、全年、全年、2024上半年上半年）數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 0%9%18%27%36%45%20232024M62024H1風光發電量占比風光發電量占比 15%2024H1風光發電量占比處風光發電量占比處1015%識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3434/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 17：分省份非水可再生能源電力消納責任權重及其同比變動分省份非水可再生能源電力消納責任權重及其同比變動（標紅數據為（標紅數據為2023年用電量前十省份數值）年用電量前十省份數值）非水可再生能源電力消納責任權重 同比變動 2018 2019 2020

145、 2021 2022 2023 2024 2025E 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 黑龍江 15%18%20%20%22%23%30%30.0%3%3%0%2%1%7%0%吉林 15%16%19%21%22%24%30%30.0%1%3%3%1%1%7%0%寧夏 18%18%20%22%23%25%30%30.0%0%2%2%1%1%6%0%青海 19%23%25%25%26%27%30%30.0%4%2%-1%2%1%3%0%河南 9%10%13%18%20%21%28%29.3%1%3%6%2%1%7%1%甘肅 15%17%17%18%20%22%

146、28%28.8%3%-1%2%2%1%6%1%內蒙古 18%18%17%20%21%22%27%28.3%0%-2%3%1%1%5%1%山西 13%14%16%19%20%22%27%27.8%1%3%3%1%1%5%1%北京 11%14%15%18%19%20%24%25.1%3%2%3%1%1%4%1%河北 11%14%13%16%18%19%24%25.0%3%-1%4%2%1%5%1%湖南 9%12%9%14%15%16%23%23.8%3%-3%5%1%1%7%1%天津 11%14%14%16%18%19%22%23.5%3%1%2%2%1%4%1%遼寧 10%10%13%14%15

147、%16%21%22.3%0%3%1%1%1%5%1%陜西 9%11%12%15%17%19%21%21.8%2%2%3%2%1%2%1%安徽 10%11%13%14%15%17%20%21.6%1%2%2%1%1%4%1%山東 9%10%11%13%15%16%20%20.8%1%1%2%2%1%4%1%云南 12%12%15%15%15%17%18%19.4%0%4%0%0%2%1%1%江西 7%7%9%12%13%15%18%19.3%1%2%3%1%1%4%1%海南 5%5%7%8%9%11%18%18.8%1%2%2%1%1%7%1%湖北 8%9%8%10%11%13%18%18.8%

148、2%-1%2%1%1%5%1%貴州 5%5%6%9%10%11%17%17.8%1%1%3%1%1%6%1%廣西 4%5%7%10%11%13%17%17.8%1%3%3%1%1%4%1%江蘇 6%7%8%11%12%13%16%17.4%1%1%3%1%1%3%1%新疆 12%12%11%13%13%13%14%14.8%0%-2%2%1%-1%1%1%浙江 5%7%8%9%10%11%12%13.6%2%1%1%1%1%1%1%福建 5%5%6%8%9%10%12%12.8%1%1%2%1%1%2%1%四川 4%4%6%6%7%8%10%10.8%0%3%0%1%1%2%1%重慶 2%3%

149、4%4%5%7%9%10.3%1%1%1%1%1%3%1%廣東 4%4%5%5%6%8%9%10.3%0%1%1%1%1%2%1%上海 3%3%4%4%5%6%8%9.3%1%1%0%1%1%2%1%數據來源：國家能源局，EESIA，Wind，廣發證券發展研究中心 注：非水可再生能源電力消納責任權重=省內非水可再生能源用電量/省內總用電量 從機組容量來看，從機組容量來看，同一深度調峰補償標準下，同一深度調峰補償標準下，大容量機組盈利性更佳。大容量機組盈利性更佳。首先，首先，當機組被調度深調后，其收入由調峰收入和低負荷發電收入兩部分組成。其次，其次，深調降低了機組的發電效率，進而提升了單位燃料成

150、本，但這種影響在不同容量機組影響間是不一樣的：（1）相同負荷率下，大容量機組的煤耗往往低于小容量機組，所以相同負荷率下，大容量機組的煤耗往往低于小容量機組，所以在盈虧平衡點上有更充裕的負荷率下降空間；在盈虧平衡點上有更充裕的負荷率下降空間；（2）根據國網山東電力公司發布的 不同電力市場機制下煤電機組深度調峰能耗分析研究，我們發現在相同負荷率降幅下，我們發現在相同負荷率降幅下，大容量機組的煤耗增幅要大容量機組的煤耗增幅要明顯明顯低于小容量機組。低于小容量機組。換言之，大容量機組在深調時會擁 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3535/4040 Table_PageText 深度分析|

151、公用事業 有更大的成本優勢，進而獲得更好的盈利表現。我們分別測算了百萬千瓦、60萬千瓦、30萬千瓦（超臨界）、30萬千瓦（亞臨界）燃煤機組在45%、40%負荷率下深調1小時的凈利潤、凈利率，核心假設如下：核心假設如下：（1）深度調峰補償標準深度調峰補償標準按華中能監局相關規定計算（第三章第一節，表14）。（2）不同容量機組的煤耗曲線不同容量機組的煤耗曲線參照國網山東電力公司發布的不同電力市場機制下煤電機組深度調峰能耗分析研究，其中45%負荷率負荷率下，百萬千瓦、60萬千瓦、30萬千瓦（超臨界）、30萬千瓦（亞臨界）燃煤機組標煤耗分別假設為291、316、330、362克克/千瓦時千瓦時；40%

152、負荷率負荷率下，百萬千瓦、60萬千瓦、30萬千瓦（超臨界）、30萬千瓦（亞臨界）燃煤機組標煤耗分別假設為295、321、335、371克/千瓦時。（3）廠用電率廠用電率亦會因低負荷運行而增加，我們根據 兩點法確定供電煤耗-負荷特性曲線研究中給出的經驗公式估測不同負荷率下的廠用電率：P=k P0，k=4.24e(-3.7P/P0)+0.89，其中P為廠用電率、k為調整系數，我們假設滿負荷下廠用電率為5%（P0），則可遞推得到45%、40%負荷率下的廠用電率分別為負荷率下的廠用電率分別為8.5%、9.3%。（4）電價及用煤成本：）電價及用煤成本：電價假設為0.4元/千瓦時。購煤成本按照70%長協、

153、30%現貨測算，現貨煤、長協煤價格分別假設為850、705元/噸（5500k）。經過測算，我們驗證了先前對不同容量機組深調盈利性的論述：機組容量和深調凈利潤呈現出非常明顯的正相關關系。當深調至當深調至40%負荷率時，百萬千瓦、負荷率時，百萬千瓦、60萬千瓦、萬千瓦、30萬千瓦（超臨界）、萬千瓦（超臨界）、30萬千瓦（亞臨界）燃煤機組可分別實現萬千瓦（亞臨界）燃煤機組可分別實現19.2%、13.7%、10.7%、3.1%的凈利率。的凈利率。表表 18：不同容量機組深度調峰不同容量機組深度調峰的盈利性測算的盈利性測算 場景一：深調至45%負荷率 場景二：深調至40%負荷率 百萬千瓦 60萬千瓦 3

154、0萬超臨界 30萬亞臨界 百萬千瓦 60萬千瓦 30萬超臨界 30萬亞臨界 收入分部 1、總收入/元 180816 114339 62045 61158 183762 116202 63055 62155 1.1、調峰收入/元 12750 8063 4375 4313 35700 22575 12250 12075 1.2、低負荷發電收入/元 168066 106277 57670 56846 148062 93627 50805 50080 1.2.1、上網電價/（元/度）0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 1.2.2、發電量/兆瓦時 459 290 158 15

155、5 408 258 140 138 1.2.3、廠用電率 8.5%8.5%8.5%8.5%9.3%9.3%9.3%9.3%1.2.4、上網電量/兆瓦時 420 266 144 142 370 234 127 125 成本分部（含費用）2、總成本/元（含費用）165037 111280 62564 66394 148472 100247 56312 60222 2.1、燃料成本/元 127255 87359 49557 53532 114770 78906 44705 48740 2.1.1、標煤耗/（克/度）291 316 330 362 295 321 335 371 2.2、靈活性改造攤銷

156、/元 1063 701 407 442 1063 701 407 442 2.2.1、折舊年限/年 20 20 20 20 20 20 20 20 2.2.2、利用小時數/小時 4800 4600 4300 3900 4800 4600 4300 3900 2.3、其他成本 36720 23220 12600 12420 32640 20640 11200 11040 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3636/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 2.3.1、度電其他成本 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 利潤分

157、部 3、凈利潤/元 15779 3060-519-5236 35289 15955 6743 1933 4、凈利率 8.7%2.7%-0.8%-8.6%19.2%13.7%10.7%3.1%5、度電利潤/（分/度）3.438 1.054-0.330-3.773 8.649 6.184 4.816 1.400 數據來源：華中能監局，不同電力市場機制下煤電機組深度調峰能耗分析研究，兩點法確定供電煤耗-負荷特性曲線研究，Wind，廣發證券發展研究中心 基于以上邏輯，我們認為在輔助服務補償機制完善過程中，滿足以下條件的公司有望率先受益：第一，在新能源消納壓力較大省份布局了更多的火電裝機。第一，在新能源

158、消納壓力較大省份布局了更多的火電裝機。我們首先梳理了新能源發用電的省域數據，以風光發電量占比15%、非水可再生能源用電量考核目標15%、用電量排名全國前十等三大指標去刻度新能源消納壓力，其次我們整理了主要央國企電力龍頭的分省份火電裝機市占率【=公司各省份火電裝機容量/各省份6000千瓦以上火電裝機容量】，可以發現：（1）河北、內蒙古等兩省能滿足我們用以刻度新能源消納壓力的全部指標，在此二省中大唐發電的火電裝機市占率居前。（2）江蘇、浙江、山東、黑龍江、遼寧等15省可以滿足我們用以刻度新能源消納壓力的其中兩個指標，在前述省份中華能國際、華電國際、國電電力等公司火電裝機市占率居前。第二，火電裝機結

159、構中大容量、高參數機組占比較高。第二，火電裝機結構中大容量、高參數機組占比較高。我們整理了主要火電央國企2023年末的火電裝機結構（華潤電力數據截至2023H1），其中國投電力、華潤電力、國電電力、中國電力的百萬千瓦火電機組占比靠前。表表 19：分省份發電數據和公司市占率梳理（部分）分省份發電數據和公司市占率梳理（部分）新能源發用電省域數據 分省份公司火電裝機市占率（2022A）省份 風光發電量占比（2024H1）非水可再生能源用電量考核目標（2025E）是否用電量排名前十（2023A）華能國際 華電國際 國電電力 大唐發電 國投電力 中國電力 華潤電力 黑龍江 26%30%12.37%10.

160、08%吉林 31%30%11.00%遼寧 19%22%17.08%16.58%4.30%6.83%河北 25%25%7.21%4.80%5.52%21.00%9.96%甘肅 33%29%5.19%8.65%天津 9%24%8.77%9.71%5.59%6.33%21.10%山西 16%28%3.39%0.89%3.98%3.37%2.81%0.89%山東 14%21%15.13%16.56%4.41%1.02%河南 14%29%9.05%3.63%3.86%6.82%江蘇 11%17%9.31%12.93%3.38%12.08%上海 3%9%17.17%0.01%重慶 4%10%21.73%7

161、.29%3.65%14.45%浙江 7%14%8.84%6.16%14.53%1.75%4.12%湖南 15%24%9.76%17.47%5.10%2.32%湖北 10%19%9.51%19.24%0.43%12.97%江西 12%19%19.63%13.28%6.61%安徽 7%22%2.05%8.37%17.87%6.56%10.01%4.44%福建 8%13%10.70%8.53%6.85%9.76%識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3737/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 廣東 7%10%4.90%4.09%0.66%7.86%0.11%4.34

162、%云南 20%19%27.36%3.91%海南 8%19%42.43%9.33%北京 1%25%24.33%12.75%1.32%廣西 15%18%0.76%11.61%7.25%四川 7%11%13.06%6.53%內蒙古 24%28%7.05%7.54%3.08%貴州 11%18%1.58%3.48%3.48%數據來源：國家能源局，Wind，廣發證券發展研究中心 圖圖 43：主要電力龍頭裝機結構主要電力龍頭裝機結構匯總（匯總（2023年，其中華潤電力數據截至年，其中華潤電力數據截至2023H1）數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 四、投資建議四、投資建議 輔助服務落地在即，火電商業模

163、式革新、綠電有望建設加速。輔助服務落地加速火電三部曲，關注高ROE+高分紅+低估值兼備的華能國際H、華電國際H、浙能電力、華潤電力、廣州發展，高股息申能股份，高成長國電電力、皖能電力，低估值中國電力，關注靈活性改造青達環保；綠電龍頭三峽能源、龍源電力H等。表表 20：重點推薦公司盈利預測與估值重點推薦公司盈利預測與估值（收盤價日期：（收盤價日期：2024/8/13）公司代碼公司代碼 公司名稱公司名稱 市值市值/億元億元 最新收盤價最新收盤價 元元/股股 單位單位 PE 倍倍 歸母凈利潤歸母凈利潤/億元億元 2023A 2024E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 20

164、26E 600011.SH 華能國際 1,155.38 7.36 CNY 14.31 10.57 9.21 8.22 84.46 109.33 125.50 140.51 00902.HK 華能國際 電力股份 722.11 4.60 HKD 10.82 6.06 5.28 4.71 84.46 109.33 125.50 140.51 600027.SH 華電國際 562.52 5.50 CNY 11.62 8.51 7.39 6.41 45.22 66.12 76.14 87.74 01071.HK 華電國際 電力股份 413.19 4.04 HKD 8.95 5.73 4.98 4.32

165、45.22 66.12 76.14 87.74 600795.SH 國電電力 982.74 5.51 CNY 13.23 12.70 11.41 9.76 56.09 77.36 86.16 100.71 00836.HK 華潤電力 1,070.32 22.25 HKD 6.84 7.34 6.58 5.78 110.03 145.81 162.67 185.05 02380.HK 中國電力 450.27 3.64 HKD 10.43 10.02 7.92 6.42 30.84 44.93 56.82 70.19 21.7%19.1%26.6%14.6%66.4%26.7%28.6%0%20%

166、40%60%80%100%華能國際華電國際國電電力大唐發電國投電力中國電力華潤電力1000MW及以上6001000MW300600MW300MW以下 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3838/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 600023.SH 浙能電力 871.57 6.50 CNY 9.48 9.93 9.26 8.67 65.20 87.81 94.16 100.56 600642.SH 申能股份 393.50 8.04 CNY 9.08 9.89 8.84 7.70 34.59 39.80 44.50 51.14 000543.SZ 皖能電力 1

167、91.78 8.46 CNY 9.93 9.06 7.89 6.97 14.30 21.16 24.32 27.50 600098.SH 廣州發展 218.48 6.23 CNY 11.50 10.24 8.88 7.80 16.38 21.33 24.61 28.02 688501.SH 青達環保 14.42 11.72 CNY 23.75 12.25 8.77 6.78 0.87 1.18 1.65 2.13 600905.SH 三峽能源 1,350.92 4.72 CNY 17.42 16.17 14.34 12.87 71.81 83.54 94.19 104.97 00916.HK

168、龍源電力 590.20 7.06 HKD 7.25 6.89 6.11 5.46 62.49 78.60 88.66 99.19 數據來源：盈利預測來自個股最新報告，廣發證券發展研究中心 五、風險提示五、風險提示 改革不及預期：改革不及預期：電力市場改革持續推進，火電收入端逐漸由原來的電量電價為主，變為電量電價、容量電價、輔助服務電價三者共同定價，目前容量電價政策已出臺，輔助服務市場正在推進，若輔助服務政策進度或力度不及預期，將影響火電收入，也將影響綠電公司裝機進度。煤價超額上漲：煤價超額上漲：由于火電公司盈利水平受動力煤價格影響較大，雖預計未來一段時間內，隨著煤炭行業下游需求的放緩和新增產能

169、的增加，我國煤炭市場供求整體形勢將相對寬松，煤炭價格將處于平穩態勢，但也不排除煤炭價格的再次大幅上漲擠壓火電公司的盈利空間，帶來盈利水平波動的風險。綠電裝機進度低預期：綠電裝機進度低預期：綠電公司的成長性主要來自裝機成長，目前消納問題日益突出，電力市場化改革持續推進，分布式光伏逐漸進入市場，風光資源也存在限制，綠電建設速度可能放緩，若綠電裝機進度低預期，將影響綠電成長性。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3939/4040 Table_PageText 深度分析|公用事業 廣發證券環保及公用事業研究小組廣發證券環保及公用事業研究小組 郭 鵬：首席分析師，華中科技大學工學碩士。姜 濤

170、：資深分析師，武漢大學金融工程碩士，武漢大學經濟學學士，2019 年加入廣發證券發展研究中心。陳 龍：資深分析師，新加坡管理大學應用金融學碩士，廈門大學生態學學士，2021 年加入廣發證券發展研究中心。榮 凌 琪：高級分析師，帝國理工學院金融科技碩士，同濟大學金融學學士，2021 年加入廣發證券發展研究中心。許 子 怡：高級分析師，碩士，畢業于香港城市大學，2022 年加入廣發證券發展研究中心。陳 舒 心：高級分析師，新加坡國立大學碩士，2022 年加入廣發證券發展研究中心。郝 兆 升：高級分析師，復旦大學金融碩士，中央財經大學經濟學學士，2022 年加入廣發證券發展研究中心。陳 嘉 晟：研究

171、員，耶魯大學碩士，2024 年加入廣發證券發展研究中心。劉 恒 君：研究員，同濟大學碩士，2024 年加入廣發證券發展研究中心。廣發證券廣發證券行業投資評級說明行業投資評級說明 買入：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤10%以上。持有：預期未來12 個月內，股價相對大盤的變動幅度介于-10%+10%。賣出：預期未來12 個月內，股價表現弱于大盤10%以上。廣發證券廣發證券公司投資評級說明公司投資評級說明 買入：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤15%以上。增持：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤5%-15%。持有：預期未來12 個月內，股價相對大盤的變動幅度介于-5%+5%。賣出：

172、預期未來12 個月內，股價表現弱于大盤5%以上。聯系我們聯系我們 廣州市 深圳市 北京市 上海市 香港 地址 廣州市天河區馬場路26 號廣發證券大廈47 樓 深圳市福田區益田路6001 號太平金融大廈 31 層 北京市西城區月壇北街 2 號月壇大廈 18層 上海市浦東新區南泉北路 429 號泰康保險大廈 37 樓 香港灣仔駱克道 81號廣發大廈 27 樓 郵政編碼 510627 518026 100045 200120-客服郵箱 法律主體法律主體聲明聲明 本報告由廣發證券股份有限公司或其關聯機構制作，廣發證券股份有限公司及其關聯機構以下統稱為“廣發證券”。本報告的分銷依據不同國家、地區的法律、

173、法規和監管要求由廣發證券于該國家或地區的具有相關合法合規經營資質的子公司/經營機構完成。廣發證券股份有限公司具備中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格，接受中國證監會監管，負責本報告于中國（港澳臺地區除外）的分銷。廣發證券（香港）經紀有限公司具備香港證監會批復的就證券提供意見（4 號牌照）的牌照，接受香港證監會監管，負責本報告于中國香港地區的分銷。本報告署名研究人員所持中國證券業協會注冊分析師資質信息和香港證監會批復的牌照信息已于署名研究人員姓名處披露。重要重要聲明聲明 投資對不依據內 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 4040/4040 Table_PageText 深度分析|公用

174、事業 廣發證券股份有限公司及其關聯機構可能與本報告中提及的公司尋求或正在建立業務關系，因此，投資者應當考慮廣發證券股份有限公司及其關聯機構因可能存在的潛在利益沖突而對本報告的獨立性產生影響。投資者不應僅依據本報告內容作出任何投資決策。投資者應自主作出投資決策并自行承擔投資風險，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者口頭承諾均為無效。本報告署名研究人員、聯系人（以下均簡稱“研究人員”）針對本報告中相關公司或證券的研究分析內容，在此聲明：（1）本報告的全部分析結論、研究觀點均精確反映研究人員于本報告發出當日的關于相關公司或證券的所有個人觀點，并不代表廣發證券的立場；（2）研究人員

175、的部分或全部的報酬無論在過去、現在還是將來均不會與本報告所述特定分析結論、研究觀點具有直接或間接的聯系。研究人員制作本報告的報酬標準依據研究質量、客戶評價、工作量等多種因素確定，其影響因素亦包括廣發證券的整體經營收入，該等經營收入部分來源于廣發證券的投資銀行類業務。本報告僅面向經廣發證券授權使用的客戶/特定合作機構發送，不對外公開發布，只有接收人才可以使用，且對于接收人而言具有保密義務。廣發證券并不因相關人員通過其他途徑收到或閱讀本報告而視其為廣發證券的客戶。在特定國家或地區傳播或者發布本報告可能違反當地法律，廣發證券并未采取任何行動以允許于該等國家或地區傳播或者分銷本報告。本報告所提及證券可

176、能不被允許在某些國家或地區內出售。請注意，投資涉及風險，證券價格可能會波動，因此投資回報可能會有所變化，過去的業績并不保證未來的表現。本報告的內容、觀點或建議并未考慮任何個別客戶的具體投資目標、財務狀況和特殊需求，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的投資建議。本報告發送給某客戶是基于該客戶被認為有能力獨立評估投資風險、獨立行使投資決策并獨立承擔相應風險。本報告所載資料的來源及觀點的出處皆被廣發證券認為可靠，但廣發證券不對其準確性、完整性做出任何保證。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。廣發證券不對因使用本報告的內容而引致的損失承擔任何責任，除非法律

177、法規有明確規定?？蛻舨粦员緢蟾嫒〈洫毩⑴袛嗷騼H根據本報告做出決策，如有需要，應先咨詢專業意見。廣發證券可發出其它與本報告所載信息不一致及有不同結論的報告。本報告反映研究人員的不同觀點、見解及分析方法，并不代表廣發證券的立場。廣發證券的銷售人員、交易員或其他專業人士可能以書面或口頭形式，向其客戶或自營交易部門提供與本報告觀點相反的市場評論或交易策略，廣發證券的自營交易部門亦可能會有與本報告觀點不一致，甚至相反的投資策略。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，可隨時更改且無需另行通告。廣發證券或其證券研究報告業務的相關董事、高級職員、分析師和員工可能擁有本報告所提及證券

178、的權益。在閱讀本報告時，收件人應了解相關的權益披露（若有）。本研究報告可能包括和/或描述/呈列期貨合約價格的事實歷史信息（“信息”）。請注意此信息僅供用作組成我們的研究方法/分析中的部分論點/依據/證據，以支持我們對所述相關行業/公司的觀點的結論。在任何情況下，它并不（明示或暗示）與香港證監會第5 類受規管活動（就期貨合約提供意見）有關聯或構成此活動。權益披露權益披露(1)廣發證券（香港）跟本研究報告所述公司在過去12 個月內并沒有任何投資銀行業務的關系。版權聲明版權聲明 未經廣發證券事先書面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、刊登、轉載和引用，否則由此造成的一切不良后果及法律責任由私自翻版、復制、刊登、轉載和引用者承擔。系因此者應當考慮存潛利益沖突而獨性產生影響僅容