1、 敬請參閱最后一頁特別聲明 1 展望容量機制推廣，為傳統保供電源火電投資與盈利結構改善帶來利好。推薦“火轉綠”龍頭華能國際等。展望調節補償市場化，為源網側調節資源建設帶來利好。推薦火電靈活性改造脫硝設備龍頭青達環保、抽水蓄能運營商南網儲能、儲能溫控設備商申菱環境等。展望需求側開發“0”到“1”過程。推薦綜合能源及工商業儲能運營商南網能源、蘇文電能。（完整推薦見文內）。海外共識：建立平衡機制，發揮電能量/輔助服務市場作用。海外成熟電力市場的調度通過電力市場交易實現，市場成員實際發電量與合約發電量之間的差別一般通過“實時市場”進行結算，其平衡機制通常由電能量+輔助服務組成，表現為：（1）設置較寬的

2、現貨市場電能量出清價格；（2）為不同輔助服務品種設置差異化市場模式。海外分歧 1：集中式 VS 分散式市場模式。根本差異：（1）現貨全電量競價 VS 偏差電量競價。市場模式影響調節資源收入結構，集中式市場更有利于賺取電能量收益；（2）出清模型對網絡約束/機組技術約束的考慮。集中式市場犧牲自由度、減少了實際交割時電網/機組運行參數的限制與隱患；而分散式市場平等對待各類主體，更有利于需求側資源發揮。海外分歧 2：容量補償存在的必要性。容量補償是以增量事前成本換取用能安全，對兩者平衡點判斷差異帶來選擇差異，用能安全訴求降序依次為美國 PJM、得州 CAISO、德國市場：（1）美國 PJM 市場容量拍

3、賣前置：基于 VRR曲線的 BRA 市場價為錨，引導傳統電源投資決策；（2）得州稀缺定價機制：設置極高出清價格上限給予保供機組事后補償、篩除高彈性用電需求；（3）德國逐級平衡基團+儲備電廠：虛擬電廠調動多類分布式資源實現小尺度平衡，歐洲跨境大電網+電網自儲備電廠作為托底保障。國內現狀：源網側補償政府定價、需求側管理方興未艾。目前多數省份已實行政府指導定價模式的調峰/調頻/備用等輔助服務補償機制、個別省份設置了政府指導定價模式下的容量電價機制；各省需求側管理目標開始提出。適應我國國情的電力市場化道路：完成發輸配售分離：回溯歷次電力體制改革，均圍繞電網職能的明確，當前發輸配售分離已接近完成。往后看

4、將進一步縮小購售電規模、并使調節資源調度市場化。建設可明確電能量/輔助服務價格信號的集中式市場，主因：（1）市場建設初期各類主體仍不成熟，分散式報價能力有限；（2）可給予更明確的價格信號。存在 2 個仍待發展的方向：（1）類比海外市場機會成本定價法，拉大現貨價格上下限；（2）電能量與輔助服務聯合出清。這將利好賺取峰谷套利收益的儲能類調節資源。建設可明確調節資源成本回收的容量市場，基于 3 類現實背景：（1）我國當前電量/負荷增速仍較高；（2）由計劃向市場化過渡初期極端電價容忍度有限；（3）源荷分離規劃下高度互聯的電網體系建成尚需時日。這將利好火電及火電靈活性改造（不同于海外氣電，考慮多出的靈活

5、性改造成本符合國內情況）。電力市場化推進節奏不及預期；電力市場化推進帶來市場交易難度增大、量價風險增大；保供電源、調節資源需求不及預期風險等。敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 1、海外電力市場發展的共識與分歧.5 1.1 共識：建立平衡機制，發揮電能量/輔助服務市場作用.5 1.2 分歧 1：集中式 VS 分散式市場模式.7 1.3 分歧 2：調節資源容量補償之爭.10 1.3.1 PJM：容量拍賣前置.10 1.3.2 得州：稀缺定價機制.14 1.3.3 德國：逐級平衡基團+儲備電廠.14 2、國內現狀：源網側補償政府定價、需求側管理方興未艾.17 3、向市場化邁進，探索適應

6、我國國情的選擇.20 3.1 發輸配售分離，基礎工作已接近完成.20 3.2 建設集中式市場，明確電能量/輔助服務價格信號.21 3.3 建設容量市場，明確調節資源成本回收.22 4、投資建議.27 5、風險提示.29 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：電力實時平衡特點決定平衡機制的必要性.5 圖表 2：海外電力市場普遍存在平衡市場.5 圖表 3：電能量（現貨）與輔助服務構成平衡市場上的主要交易標的.6 圖表 4：海外電力現貨市場普遍設置較寬的價格區間.6 圖表 5：兩類市場模式差異比較匯總.7 圖表 6：兩類市場模式根本差異（1）中長期與現貨市場銜接方式.7 圖表 7：兩類市場模式根本差異（2）出

7、清模型對網絡約束/機組技術約束的考慮.8 圖表 8：市場模式差異，導致美/英抽蓄電站收入構成有別.8 圖表 9：加州/得州儲能建設極具吸引力，至 22 年末存量電化學儲能裝機占美國總裝機 71%.9 圖表 10：加州風光電量合計滲透率超 25%.9 圖表 11：1820 年加州儲能配比落后于新能源裝機.9 圖表 12：加州“鴨子曲線”演變為“峽谷曲線”，谷時凈負荷需求急劇下降.10 圖表 13：當前加州 2 小時及以上能量型儲能占比 75%.10 圖表 14：加州典型儲能電站電能量收益情況.10 圖表 15：PJM 容量拍賣包括多個市場，最早開始于交付前 3 年.11 圖表 16：容量需求曲線

8、 VRR 提供投資決策的價格信號.11 AUiZaVjU9UaUxUcVqNaQdN9PoMnNpNmPeRoOqPiNmNsQaQoPqQvPsQuMuOtRwP 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 17：氣電機組為容量市場賣方主體.11 圖表 18：RPM 市場機制下，容量電價周期性變動.12 圖表 19：容量費用占比近幾年呈下行趨勢.12 圖表 20：容量電價（下方）與實時市場節點電價（上方）區域分布接近.12 圖表 21：當前 PJM 市場 1 小時及以下電化學儲能占比 88.5%.13 圖表 22：兩個市場電化學儲能功能定位具有顯著差異.13 圖表 23：10M123M15 期間快速

9、調頻服務供大于求，價格僅常規調頻服務的一半.13 圖表 24：快速調頻資源占比超過 30%將無益于系統調頻需求.13 圖表 25：稀缺定價機制特點在于引入極高的市場出清價格上限（美元/MWh）.14 圖表 26：2M21 得州寒流期間實時電價觸及出清價格上限.14 圖表 27：歐洲多數地區未采用容量電價機制.15 圖表 28：歐洲具有高度完善的跨境耦合電力市場.15 圖表 29：德國 Next Kraftwerke 虛擬電廠資源池總容量達到 1120 萬千瓦.16 圖表 30：德國 Next Kraftwerke 虛擬電廠資源池包含資產示意圖.16 圖表 31：新能源裝機提升（尤其是光伏），本

10、身可削減午間凈負荷.17 圖表 32：電網自有儲備電廠資源可調度，作為系統供需平衡的最后抓手.17 圖表 33：靈活性調節資源理想的各類補償來源.18 圖表 34：633 號文明確抽蓄電站在每個監管周期內獲取固定容量電價（反映計劃性）.18 圖表 35：云南、山東火電容量補償采用浮動區間/分時系數（部分反映市場化）.19 圖表 36：甘肅、內蒙電化學儲能容量補償計價方式有別，設置上限（部分反映市場化）.19 圖表 37：需求側管理文件征求意見稿主要內容.20 圖表 38：發輸配售分離的電力產業鏈結構符合市場化需要.21 圖表 39：國內現貨試點省份大多選取集中式市場模式.22 圖表 40：山東

11、/浙江存量分布式光伏占光伏總裝機比例遠超全國水平.22 圖表 41：山東/浙江增量分布式光伏占光伏總裝機比例達 70%以上.22 圖表 42：美國近 5 年風光新增電量貢獻率為 122.8%（億千瓦時）.23 圖表 43：德國近 5 年電量負增長（億千瓦時）.23 圖表 44：國內電量增長仍顯著、風光新增電量尚未做存量替代.23 圖表 45：19/20/22 年國內用電最高負荷增速高于全年電量增速（負荷于左軸，億千瓦；YOY 于右軸）.23 圖表 46：近三年有效容量供給充裕度呈下降趨勢.24 圖表 47：23 年最高負荷不同增速假設下，5M23 裝機有效容量對應供需差進一步降低.24 圖表

12、48：火電投資迎來新周期.24 圖表 49：22 年用電高峰期華東曾出現省間現貨高價.25 圖表 50：歐洲國家大多采用分區/系統定價.25 圖表 51：國內現貨試點省份大多采取節點定價.25 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 圖表 52：電網投資近幾年落后于電源投資.26 圖表 53：我國源荷分離規劃要求跨省跨區輸電線路及市場建設.26 圖表 54：華東/華南省份峰谷價差+放電量補貼總價相對較高.27 圖表 55：建議關注公司 EPS 及 PE 情況（更新至 2023/7/10 收盤價）.29 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 1 1.1 1 共識：共識：建立平衡機制，建立平衡機制，發揮電能量發揮電

13、能量/輔助服務市場作用輔助服務市場作用 電力運行特點要求實時平衡。電力系統是全世界最大的人造系統，支撐了電能的生產、傳輸與消費，包括發電（生產）、輸電（輸送）、配電（分配）、用電（消費）四個環節。由于電能不能大量存儲，電能供需應保持實時平衡，不平衡將引致電力系統失穩、崩潰，乃至大停電。當前發電側新能源占比提升、用電側充電樁等新型負荷占比提升，為系統平衡帶來挑戰。圖表圖表1 1：電力實時平衡特點決定平衡機制的必要性電力實時平衡特點決定平衡機制的必要性 來源：國金證券研究所 海外成熟電力市場普遍設置平衡機制。在我國，電網調度部門負責統籌電力電量平衡，實現發用電平衡，保證供用電安全與經濟運行。海外成

14、熟電力市場的調度則通過電力市場交易實現調度過程，市場管理者將市場交易結果轉化為對市場成為的調度指令。市場成員實際發電量與合約發電量之間的差別一般通過“實時市場”進行結算，建立市場化平衡機制。實時市場的平衡機制通常由電能+輔助服務兩個市場構成，前者即電力現貨市場（包含調峰，因調峰本質是通過短時電力調節使發電出力跟蹤負荷的變化）、后者是輔助服務市場。圖表圖表2 2：海外海外電力電力市場市場普遍存在平衡普遍存在平衡市場市場 國家和地區 現貨市場細分 交易標的 美國 PJM 日前市場 電能+備用 日內市場 電能+備用 平衡市場 容量 英國 日前交易 電能 平衡機制 容量+電能與輔助服務 北歐 日前市場

15、 電能 日內市場 電能 平衡市場 電能與輔助服務 澳洲 交易日現貨市場 電能 平衡市場 電能與輔助服務 德國 日前市場 電能 日內市場 電能 平衡市場 電能與輔助服務 來源：電力市場設計中集中模式和分散模式的比較、國金證券研究所 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 圖表圖表3 3：電能量（現貨）與電能量（現貨）與輔助服務輔助服務構成平構成平衡市場上的主要交易標的衡市場上的主要交易標的 來源：全國能源信息平臺、國金證券研究所 為準確反映價格信號，海外電力市場通常為電能量市場設置較寬的價格區間：設置較高的價格上限：采用機會成本定價法，即將用戶的失負荷價值或停止用電所產生的損失確定為價格上限。因此，現貨市

16、場價格上限達到正常平均批發電價的 2030倍，在兩個采用稀缺定價機制的市場得州ERCOT/澳洲AEMO 進一步拉高到30倍以上。不設下限或設置極低的“負電價”：考慮新能源機組零邊際成本的事實，且有利于增加消費者福利。圖表圖表4 4：海外海外電力電力現貨市場普遍設置較寬的價格區間現貨市場普遍設置較寬的價格區間 來源：全國能源信息平臺、AEMO、國金證券研究所 為實現效用/經濟性最大化，電力實操也為不同輔助服務品種設置差異化市場模式。強制提供：同步發電機組接入同時提供的輔助服務，如一次調頻、一定范圍的無功調節等；長期合約：針對黑啟動、無功調節等對機組有特殊能力要求或具有一定本地化特征的輔助服務品種

17、，通過雙邊協商或招標方式確定輔助服務提供商；有組織的競爭性市場：二次調頻、備用等供應相對充足、需求隨時間變化的輔助服務品種（注：在典型集中式電力市場如美國、澳大利亞，該市場與電能量現貨市場耦合，聯合優化出清）。-20000200040006000800010000歐洲電力交易所美國PJM/MISO市場美國得州ERCOT市場澳大利亞AEMO市場價格下限（歐元/MWh）價格上限（歐元/MWh）敬請參閱最后一頁特別聲明 7 1 1.2.2 分歧分歧 1 1：集中式：集中式 V VS S 分散分散式式市場模式市場模式 囿于各國電網能力條件的不同，海外成熟市場會根據自身情況選擇集中式市場或分散式市場。集

18、中式市場考慮電網約束，適用于電網卡口比較嚴重、電力供需比較緊張的地區；分散式市場要求區域電網布局完善，供需充足。兩類市場的差異在多個層面影響市場運行規則，進而影響各類市場主體（包括調節資源）盈利模式。圖表圖表5 5：兩類市場模式差異比較匯總兩類市場模式差異比較匯總 集中式市場 分散式市場 根本差異 1：中長期與現貨銜接方式 中長期金融合約+現貨市場中全電量競價 中長期實物合約+現貨市場中偏差電量競價 根本差異 2：網絡約束/機組技術約束考慮時點 日前考慮約束 日前無約束出清 根本差異引出的市場比較 現貨價格更能反映供需，電能量收益確定性更高，且具備電能量/輔助服務聯合優化出清能力 每日偏差電量

19、規模、電價不確定性更高，電能量收益不確定性更高 系統經濟效率更高 市場自由度更高，需求側資源發揮空間更大 市場主體參與難度相對較低 對市場主體參與能力要求更高 來源：電力市場設計中集中模式和分散模式的比較、國金證券研究所 根本差異（1）：中長期與現貨市-場銜接方式不同。集中式市場采用金融合同性質的中長期差價合約，并于現貨市場上全電量競價；分散式市場采用實物合同性質的中長期合約，現貨市場上僅偏差電量競價。圖表圖表6 6：兩類兩類市場市場模式模式根本差異（根本差異（1 1）中長期與現貨市場銜接方式中長期與現貨市場銜接方式 來源：電力市場設計中集中模式和分散模式的比較、國金證券研究所 根本差異（2）

20、：出清模型對網絡約束/機組技術約束的考慮。分散式市場在日前出清模型中不考慮電力網絡模型與機組運行參數，采用無約束出清方式，盡量保證電力商品的流動性（適用于電力供需相對寬松、電網互聯程度較高的歐洲）；而集中式市場將可能出現的網絡阻塞、機組技術約束提前考慮，犧牲自由度、但也減少了實際交割時來自電網與機組運行參數的限制與隱患（適用于電網由私人建設、互聯程度較低的美國）。敬請參閱最后一頁特別聲明 8 圖表圖表7 7：兩類市場模式根本差異（兩類市場模式根本差異（2 2）出清模型對網絡約束出清模型對網絡約束/機組技術約束的考慮機組技術約束的考慮 國家和地區 市場體系 出清模型 市場模式 美國 PJM 日前

21、市場 物理網絡模型與機組運行參數 集中式市場 日內市場 物理網絡模型與機組運行參數 平衡市場 無約束出清 英國 日前交易 無約束出清 分散式市場 平衡機制 物理網絡模型與機組運行參數 北歐 日前市場 價區間聯絡線傳輸極限 集中式市場 日內市場 連續競價撮合交易 分散式市場 平衡市場 物理網絡模型與機組運行參數 澳洲 交易日現貨市場 市場預出清+實時市場出清 集中式市場 平衡市場 機組運行參數 德國 日前市場 無約束出清 分散式市場 日內市場 連續競價撮合交易 平衡市場 無約束出清 來源：電力市場設計中集中模式和分散模式的比較、國金證券研究所 由根本差異（1）所引發的調節資源收入結構差異：分散式

22、市場賺取電能量收益難度更大。以抽蓄電站為例，雖然輔助服務市場收益占比均達到了 50%以上，但在美國這類集中式市場，抽蓄電站根據其提供的功能，參與電能量市場（體現調峰填谷功能）所獲收益的占比更高；而在英國這類分散式市場，抽蓄電站通過簽訂場外中長期合約實現成本回收（主要和英國國家電網），主因：（1）平衡機制市場規模穩定性較弱：分散式市場上雙邊交易電量占總電量 90%以上，僅有 10%偏差電量進入現貨階段，約有 3%5%電量進入平衡市場，每日平衡市場上的交易量波動較大。（2）平衡機制市場價格穩定性較弱：較小市場規模下供需擾動更突出，峰谷價格信號不如集中式全電量競價市場明晰。尤其在新能源大發時段，富余

23、的均為零邊際成本的新能源電量，容易出現長時段的負電價，無法提供套利空間。圖表圖表8 8：市場模式差異，導致美市場模式差異，導致美/英抽蓄電站收入構成有別英抽蓄電站收入構成有別 來源：國外典型電力市場抽水蓄能電價機制及主要啟示、國金證券研究所 集中式市場給電化學儲能帶來更大的電能量收益空間，促進儲能裝機。從美國/英國抽蓄電站電能量收益占比的差異可知集中式市場的確更有助于儲能設施峰谷套利，這同樣適用于以電化學儲能為代表的新型儲能。美國兩大儲能市場加州與得州均采用集中式市場模式，可較好地參與電能量市場（其中得州是美國目前唯一以電能量收益作為主要盈利模式的地區）。因此，至 22 年末存量電化學儲能裝機

24、占美國總裝機 71%。敬請參閱最后一頁特別聲明 9 圖表圖表9 9：加州加州/得州儲能建設極具吸引力，至得州儲能建設極具吸引力，至 2 22 2 年年末末存量電化學儲能裝機占美國總裝機存量電化學儲能裝機占美國總裝機 7 71%1%來源：EIA、國金證券研究所 加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”的啟示：分布式高占比地區、光/儲建設步調錯位地區，電能量收益空間進一步放大、儲能需求巨大。（1）新能源電量已做“存量替代”，光/儲建設步調難以一致。20102020 年美國加州累計儲能裝機量占全美約 54%，期間采用經濟激勵手段鼓勵儲能裝機、為達到削峰填谷的目的。但從當前情況看，峰谷波動不降反升，主因較低的

25、用電需求增速疊加高比例新能源裝機，加州新能源電量已處于“存量替代”階段。（2）分布式項目占比高，拉低谷時凈負荷曲線。當前加州 2 小時及以上能量型儲能占比75%，在 19/20 年調頻需求快速上升帶來相關收益的提升（這是集中式市場上電能量與輔助服務市場聯合優化出清帶來的結果），進入 21 年后電能量收益占比重回 30%以上。圖表圖表1010：加州風光電量合計滲透率超加州風光電量合計滲透率超 25%25%圖表圖表1111：1 1820820 年加州儲能配比落后于新能源裝機年加州儲能配比落后于新能源裝機 來源：EIA、國金證券研究所 來源：EIA、國金證券研究所 54%17%29%加州CAISO得

26、州ERCO其他市場0%5%10%15%20%25%30%0100002000030000400005000060000發電量-風電（左軸，GWh）發電量-光伏（左軸，GWh）風+光電量滲透率（右軸）0%10%20%30%40%50%0510152025累計裝機-風電（左軸，GW）累計裝機-光伏（左軸，GW）風+光裝機滲透率（右軸）儲能/風光裝機配比（右軸）敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表1212：加州“鴨子曲線”演變為“峽谷曲線”，谷時凈負加州“鴨子曲線”演變為“峽谷曲線”，谷時凈負荷需求急劇下降荷需求急劇下降 圖表圖表1313：當前加州當前加州 2 2 小時及以上能量型儲能占比小時及

27、以上能量型儲能占比 7 75%5%來源：國際電力網、國金證券研究所 來源：EIA、國金證券研究所 圖表圖表1414：加州加州典型典型儲能儲能電站電能量電站電能量收益收益情況情況 來源：BNEF、國金證券研究所 由根本差異（2）帶來的結果是：網絡約束更少、交易自由度更高的歐洲市場，更適合在虛擬電廠組織下，分布式資源和負荷資源發揮靈活響應作用。相關內容將于后文對德國市場的分析中進一步說明。1 1.3.3 分歧分歧 2 2：調節資源容量：調節資源容量補償之爭補償之爭 僅依靠電能量市場與輔助服務市場能否實現電力平衡？在海外電力市場上也存在對這一問題的不同理解。這兩類市場均以實際出力作為補償依據，而未能

28、反映增量調節資源潛在出力能力的價值。換言之，除設置特殊機制（如稀缺定價機制）外，增量調節資源僅依靠上述兩類市場難以獲取必要的價值回報，容量補償機制/市場由此形成。1 1.3 3.1.1 P PJMJM：容量拍賣前置：容量拍賣前置 為更好實現用能穩定、價格穩定的目標，并反映電能量市場/輔助服務市場未能體現的資源價值，PJM 建立本地化、拍賣前置的容量市場。本地化：考慮輸電約束，容量拍賣細分在 27 個子區域分別進行；拍賣前置：考慮不同時點對未來實際容量供需的判斷修正，容量拍賣細分為交付前 3年（即基本拍賣市場 BRA，可變資源需求曲線 VRR 由市場運營商 PJM 繪制）、前 20 個月/前 1

29、0 個月/前 3 個月（即 3 個追加拍賣市場，市場主體提交報價）以及 1 個持續進行的雙邊市場。市場化程度逐步遞增。PJM 容量市場主體同時包括發電側、需求側兩類資源，電力用戶最終為系統冗余買單。市場賣方：現有+規劃發電資源、現有+規劃需求側資源等；80.5998.42840816.6140.305001,0001,5002,0002,5003,000加州CAISO市場電化學儲能裝機量(MW)0%5%10%15%20%25%30%35%40%0123456789102017A2018A2019A2020A13Q21電能量收益（日前市場）電能量收益（實時市場）電能量收益占比 敬請參閱最后一頁特

30、別聲明 11 市場買方：市場運營商 PJM 先行支付，并以地區可靠性費用形式向負荷聚合商收取，傳導至電力用戶（負荷聚合商也同時可作為賣方）；交易標的：在需要調用時可實際出力的發電容量或可降低的等效用電負荷。圖表圖表1515：P PJMJM 容量拍賣包括多個市場，最早開始于交付前容量拍賣包括多個市場，最早開始于交付前 3 3 年年 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 基于 VRR 曲線的 BRA 市場價格成為錨，可引導傳統電源投資決策。VRR 曲線反映不同冗余度要求下的容量需求，橫軸代表預期的系統冗余度情況，縱軸代表 BRA 市場價格（市場價格=新建機組在電能量/輔助服務市場以外未能回收

31、的成本*系數）。A/B/C 三點系統冗余度依次增加，對應 BRA 市場價格依次降低，對擬投建電源的態度從刺激投資到抑制投資。目前新建氣電為 PJM 市場容量提供主體（煤機考慮碳排影響在成本上不具優勢，市場化定價下自然淘汰）。圖表圖表1616：容量需求曲線容量需求曲線 VRRVRR 提供投資決策的價格信號提供投資決策的價格信號 圖表圖表1717：氣電機組為容量市場賣方氣電機組為容量市場賣方主體主體 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 容量電價隨傳統電源投資周期變動，容量費用近5 年占批發電價比例區間為5%25%。經歷 CCM 向 RPM 容量市

32、場的升級，在 20062011 年間容量電價逐年攀升，大量機組投建。而由于拍賣前置接近 3 年，一定程度上平滑了容量過剩與短缺的波動周期，當前處于容量電價下行周期。敬請參閱最后一頁特別聲明 12 圖表圖表1818：RPMRPM 市場機制下，容量電價周期性變動市場機制下，容量電價周期性變動 圖表圖表1919：容量費用占比近幾容量費用占比近幾年呈下行趨勢年呈下行趨勢 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 容量電價與實時市場節點電價區域分布接近，反映供需。PJM 實時市場上節點定價機制清晰反映了電力供需的區域分布情況，由于電網跨區傳輸能力的限制，導致

33、負荷中心華盛頓特區電價最高。與之對應，該區域起到保供作用的氣電容量電價也更高，反映出容量市場與電能量市場在供需關系上存在一致性。圖表圖表2020：容量電價容量電價（下下方）方）與實時市場節點電價與實時市場節點電價（上上方）方）區域分布接近區域分布接近 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 11.8911.279.4510.958.030%5%10%15%20%25%0204060801001202018A2019A2020A2021A2022A電能量費用輸配電費用容量費用其他容量費用占比 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 以確保用能穩定、價格穩定為目標，不同于對傳統電源的支持、電化學儲能處

34、境尷尬。PJM 市場曾要求儲能放電時長達 10 小時方可進入容量市場，即長時儲能方可作為傳統保供機組的替代，這導致當前 PJM 市場 1 小時及以下電化學儲能占比 88.5%，儲能主要以功率型而非能量型參與市場。圖表圖表2121：當前當前 P PJMJM 市場市場 1 1 小時及以下電化學儲能占比小時及以下電化學儲能占比 8 88.5%8.5%圖表圖表2222：兩個市場電化學儲能功能定位具有顯著差異兩個市場電化學儲能功能定位具有顯著差異 來源：EIA、國金證券研究所 來源：EIA、國金證券研究所 PJM 市場上電化學儲能提供調頻輔助服務為主，且早年間已出現市場飽和。電化學儲能是優秀的調頻資源，

35、但持續提供調頻服務的時間有限，在系統需要調節的時候儲能可能反向充放電，給系統增加調頻負擔。這類快速調頻資源占總調頻資源的 30%時市場出現飽和，在 2015 年某些月份中快速調頻資源占比高達 70%，使其承受價格風險。PJM 于 2015 年末調低快速調頻資源效益因子，儲能運營商投資積極性受損。圖表圖表2323：10M123M1510M123M15 期間快速調頻服務供大于求，價格僅常期間快速調頻服務供大于求，價格僅常規調頻服務的一半規調頻服務的一半 圖表圖表2424：快速調頻資源快速調頻資源占比超過占比超過 3 30%0%將無益于系統調頻需求將無益于系統調頻需求 來源：PJM 市場監管文件、國

36、金證券研究所 來源：PJM 市場監管文件、國金證券研究所 從美國 FERC 841 命令和多個市場比較看，以電化學儲能為代表的新型儲能獲容量補償需明確資源屬性、價值基準。FERC 841 作為鼓勵新型儲能與其他調節資源平等競爭的支持性文件，要求設計市場參與模式，只要其技術條件達到，就有資格提供容量、能量和輔助服務并獲得相應補償。而實際落地涉及的討論包括：明確資源屬性：類發電資產 VS 輸電資產。類似國內對抽蓄電站長期以來“為電網服務”、“公共性資源”的認識，美國中西部電力市場 MISO 將儲能設備作為備選輸電資產納入年度輸電線路規劃，通過輸電設備成本回收機制獲得穩定收益；而其他市場如加州 CA

37、ISO 則致力于同時體現其發電/輸電雙重角色。明確容量價值基準：容量收益=容量價格（元/MW）*容量價值（MW）。目前甘肅容量補償文件為火電調節容量價值做了明確劃分，而電化學儲能容量價值暫未明確。美國經驗包括：（a）基于最長放電時長，例如 MISO 和 SPP 市場將最長放電 4 小時的儲能價值定為 1，則放電 2 小時對應價值為 0.5；（b）基于帶負荷能力 ELCC 法，即增量儲能可提供的負荷增量；（c）基于邊際可靠性影響 MRI 法，即增量儲能給系統冗余帶來的310.322.615.52.41小時及以下12小時24小時4小時以上050100150200250300350PJM市場電化學儲

38、能裝機量(MW)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%加州CAISO市場PJM市場1小時及以下12小時24小時4小時以上 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 提升?？偨Y來看，以電化學儲能為代表的新型儲能獲取容量補償還是遵循“按效果付費，調節能力為王”。1 1.3 3.2.2 得州得州：稀缺定價機制：稀缺定價機制 容量市場的弊端：增量事前成本。從 PJM 經驗看，無論是針對傳統電源還是新型儲能的容量補償設置，都是為了規避可能出現的電力短缺事件而支付事前成本，這使得用戶在非尖峰時段存在超出邊際機組成本的費用。稀缺定價機制基于價格發現原理，是理論上最富有經濟性的補償方式，但同

39、樣存在兩大弊端。優勢：冗余成本降低。得州采用單一電能量市場，但設置 9000 美元/MWh 的極高出清價格上限。（1）當用電負荷低于系統有效容量：電價由邊際機組成本決定；（2）當用電負荷超過系統有效容量，電力供應方通過提高稀缺電價篩除彈性較高的電力需求。圖表圖表2525：稀缺定價機制特點在于引入極高的市場出清價格上限稀缺定價機制特點在于引入極高的市場出清價格上限（美元（美元/MWhMWh）來源：RMI 報告電力市場與電價改革通向零碳電力增長和新型電力系統的必由之路、國金證券研究所 弊端之一：價格波動風險較大。2M21 得州寒流期間稀缺定價機制生效，實時電價觸及出清價格上限。該事件發生后出現了居

40、民用戶收到高額電費賬單、售電公司破產等負面影響。弊端之二：對于保供資源的建設無法起到事前支持的作用。稀缺定價時刻的不確定性影響前期投資決策過程中的盈利測算。圖表圖表2626：2M212M21 得州寒流期間實時電價觸及出清價格上限得州寒流期間實時電價觸及出清價格上限 來源：Energyonline、國金證券研究所 1 1.3 3.3.3 德國：德國：逐級平衡基團逐級平衡基團+儲備儲備電廠電廠 2015 年 7 月，德國聯邦經濟與能源部發布適應能源轉型的電力市場白皮書，開啟德國電力市場 2.0，明確了堅持市場化的原則，明確了不采用容量市場模式。從地0100020003000400050006000

41、70008000900010000PJM市場得州ERCOT市場PJM市場得州ERCOT市場010002000300040005000600070008000900010000實時價格（美元/MWh）日前價格（美元/MWh）敬請參閱最后一頁特別聲明 15 理分布來看，歐洲大陸當前接近一半的地區采用無容量價格機制。圖表圖表2727：歐洲多數地區未采用容量電價機制歐洲多數地區未采用容量電價機制 來源：ACER，RMI 報告電力市場與電價改革通向零碳電力增長和新型電力系統的必由之路、國金證券研究所 電力市場 2.0 實踐路徑（1）：更強的市場機制。在單一電能量市場的背景下，繼續釋放準確的價格信號給市場

42、參與者提供重要信息。電力市場 2.0 實踐路徑（2）：靈活有效的電力供應（建立在電網高度互聯的前提之上）“電力平衡基團”是德國電力供需平衡的重要一環。遵循“自下而上”的思路，先依托虛擬電廠在小范圍內實現平衡，無法實現時逐級擴大范圍在輸電網控制區平衡、在國內跨區域平衡（德國采取分區定價機制）、在歐洲大電網平衡。歐洲日前電力現貨市場跨境耦合已有近 20 年發展歷史。最早始于 06 年，經歷基礎的區域電價耦合（PCR）、到多區域電價耦合（MRC）、跨境耦合的日內市場成立，目前已覆蓋歐洲 19+4 個國家，跨境互濟提供了電力供需平衡保障，并使得本國對于冗余電力設施的儲備要求降低。圖表圖表2828：歐洲

43、具有高度完善的跨境耦合電力市場歐洲具有高度完善的跨境耦合電力市場 來源：Next Kraftwerke 官網、國金證券研究所 逐級保障下，德國虛擬電廠可發揮空間巨大。其中最為出色的代表是 Next Kraftwerke公司。這是歐洲最大的虛擬電廠運營商，是歐洲電力交易市場 EPEX 認證的能源交易 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 商。1622 年間其資源池內掌握總容量已從 200 萬千瓦擴大至 1120 萬千瓦。資源池品種繁多，分布式發電資源占主流。與國內目前分布式光伏、生物質等發電資源由專門的運營商運營不同，德國諸多電源側資源均歸由虛擬電廠實現調度。Next Kraftwerke 公司共掌握

44、 17 種可調用資源，包括生物質/沼氣發電/水電等高靈活性電源，以及電動汽車電池、熱泵、家用儲能設施、屋頂光伏等小規模分布式電源，也包括需求響應。圖表圖表2929：德國德國 Next KNext Kraftwerkeraftwerke 虛擬電廠資源池總容量達到虛擬電廠資源池總容量達到 1 1120120 萬千瓦萬千瓦 來源：Next Kraftwerke 官網、國金證券研究所 圖表圖表3030：德國德國 NexNext Kt Kraftwerkeraftwerke 虛擬電廠資源池虛擬電廠資源池包含資產包含資產示意圖示意圖 來源：Next Kraftwerke 官網、國金證券研究所 電力市場 2

45、.0 實踐路徑（3）：備用電廠作為托底保障（建立在需求增速疲弱的前提之上）一方面，在用電增速總體疲弱的前提下，希望通過新能源裝機的提升，尤其是光伏裝機的提升，在長期自然削減午間時段的峰值凈負荷（類似結果也同樣在加州“峽谷曲線”中體現）；另一方面，希望建立不同于容量市場的容量儲備。這些儲備電廠不參與電力市場、不會影響市場競爭和價格形成，主要是一些淘汰的煤電機組，本質上將其作為電網輸電資產，作為系統供需平衡的最后抓手。0200040006000800010000120002016A2017A2018A2019A2020A2021A2022A德國Next Kraftwerke虛擬電廠資源池總容量（M

46、W）敬請參閱最后一頁特別聲明 17 圖表圖表3131：新能源裝機提升（尤其是光伏），本身可削減午間凈負荷新能源裝機提升（尤其是光伏），本身可削減午間凈負荷 來源：適應能源轉型的電力市場、國金證券研究所 圖表圖表3232：電網自有儲備電廠資源可電網自有儲備電廠資源可調度調度，作為系統，作為系統供需供需平衡的最后抓手平衡的最后抓手 來源：國金證券研究所 各類補償盼落地，市場化定價盼推進。經靈活性改造，火電定位由傳統基荷電源轉向保供/調節電源，與抽水蓄能、電化學儲能等新型儲能共同組成了新型電力系統中的調節資源。從補償的組成來看：分為電能量補償（體現調峰價值）、輔助服務補償（調頻、備用、黑啟動及其他輔

47、助服務）、容量補償。從補償的定價方式來看：將經歷政府定價到市場定價的發展過程。敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表3333：靈活性調節資源理想的各類補償來源靈活性調節資源理想的各類補償來源 來源：國金證券研究所 調峰/調頻：當前處于多數省份實行、政府指導定價階段：調峰輔助服務價格區間約為 0.20.8 元/KWh，調頻輔助服務價格區間約為 520 元/MW。容量補償：當前處于部分省份實行、政府指導定價階段（類比智利、阿根廷、秘魯、西班牙等國家）。抽水蓄能：5M21 發布的 633 號文確定了全國范圍內的抽水蓄能均采用優化后兩部制電價（容量電價+電量電價），5M23各電站核價落地。定價依據經

48、營期內資本金IRR 6.5%，該價格于輸配電價第三監管周期內固定（2023-2025）。圖表圖表3434：6 63333 號文明確抽蓄電站在每個監管周期內獲取固定容量電價（反映計劃性）號文明確抽蓄電站在每個監管周期內獲取固定容量電價（反映計劃性）年份 發布部門 政策 政策內容 2021 發改委 關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發改價格 2021 633 號）實行優化后兩部制電價：1）容量電價：容量電費納入輸配電價回收（第三輪輸配電價改革后于電價組成中單獨列示），各省級電網、特定電源分攤；輔助服務收益抽蓄電站可共享 20%；容量電價核定辦法明確，經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定

49、 2）電量電價：現貨市場運行前上網電價按當地燃煤機組標桿上網電價執行、抽水電價按燃煤機組標桿上網電價的 75%執行，鼓勵通過競爭性招標采購，確定抽水電價；現貨市場運行后抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算 來源：發改委官網、國金證券研究所 火電：云南“指導價+浮動區間”VS 山東“基準價*分時系數”。當前針對火電參與保供/調節的容量補償僅在云南、山東等對火電依賴度提升或電力市場建設步伐較快的省份有所實踐，且在初期主要采用政府定指導價的模式。為更好地還原電力商品屬性，云南省在固定價格基礎上設置了 30%的價格浮動區間，山東省引入時間變量。敬請參閱最后一頁特別聲明 19 圖表圖表3535：云

50、南、山東火電容量補償采用浮動區間云南、山東火電容量補償采用浮動區間/分時系數（部分反映市場化）分時系數（部分反映市場化）省份 容量補償機制 容量價格計算 云南 不分時段，提供浮動空間 試行期先按照煙煤無煙煤額定裝機容量的 40%參與燃煤發電調節容量市場交易，并根據市場供需變化動態調整 買賣雙方在 220 元/千瓦*年上下浮動 30%區間范圍內自主協商形成 山東 分時段差異化補償。按不同季節、不同時段使用不同系數容量補償=（K1、K2）x 基準容量電價 冬季（1、12 月）春季（2 月-5 月）夏季（6 月-8 月）秋季（9 月-11 月）谷時段（10：00-16：00）K1=0.3 基準容量電

51、價 0.0991 元/KWh 深谷時段（12：00-14：00）0.1 峰時段（16：00-22：00）K2=1.7 尖峰時段（16：00-19：00）2.0 來源：云南省燃煤發電市場化改革實施方案、國網山東公司、國金證券研究所 注：山東夏季不執行深谷電價，火電容量補償=（用戶購電量*容量電價）*可用容量占比 電化學儲能：補償主要針對提供調峰功能的獨立儲能電站，但目前真正以容量（MW）為計價單位的只有少數省份如甘肅，多數省份以錨定放電量來補償、或按投資額折算一次性補助。圖表圖表3636：甘肅、內蒙電化學儲能容量補償計價方式有別，設置上限（部分反映市場化）甘肅、內蒙電化學儲能容量補償計價方式有別

52、，設置上限（部分反映市場化）省份 政策文件 容量價格計算 計價方式 甘肅 甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按 300 元/(MW 日)）以容量計價，符合容量補償實際定義 內蒙古 內蒙古自治區支持新型儲能發展的若干政策（2022-2025 年）建立市場化補償機制，納入自治區示范項目的獨立新型儲能電站享受容量補償，補償上限 0.35 元/千瓦時，補償不超過 10 年 以放電量計價 來源：各省政府官網、國金證券研究所 需求側管理目標提出：電力需求側管理應貫徹落實節能資源、保護環境的基本國策，加強全社會用電管理，優化配置電力資源，守牢

53、能源電力安全底線。用電環節實施需求響應、節約用電、電能替代、綠色用電、智能用電、有序用電，推動電力系統安全降碳、提效降耗。同時，管理辦法提出健全和完善電力需求側管理法律規范綜合保障體系的重要性。新增需求響應章節。提出通過經濟激勵為主的措施，引導電力用戶資源調整用電行為來提高電力系統靈活性。有序用電工作強化電力安全底線思維：在各類措施后若仍無法滿足電力電量供需平衡，通過行政措施和技術方法依法依規控制淘汰類、限制類、高耗能、高排放、低水平企業的用電負荷，維護供用電秩序平穩運行。拓寬節約用電、綠色用電的發展內容，增加了電能替代章節。節約用電辦法促進用戶提高能源利用效率和電力系統的有效節能降碳；電能替

54、代辦法通過鼓勵市場化、智能化等手段，以市場需求為導向，構建并支持綠色電力消費模式；綠色用電維持綠色電力供需互動，提升可再生能源消納利用水平；辦法還強調信息通信技術與用電技術的融合應用，推動提升電力需求側管理智能化水平。敬請參閱最后一頁特別聲明 20 圖表圖表3737：需求側管理文件征求意見稿主要內容需求側管理文件征求意見稿主要內容 電力需求側管理應貫徹落實節約資源、保護環境的基本國策，堅持統籌發展和安全，守牢能源電力安全底線。需求響應 積極拓寬需求響應主體范圍、加快構建需求響應資源庫。提升需求響應能力：2025 年，各省需求響應能力達到用電負荷的 3%-5%；2023 年，形成規?；囋囆枨箜?/p>

55、應能力。全面推進需求側資源參與電力市場常態化運行，建立完善需求側資源與電力運行調節的銜接機制與價格機制，充分發揮服務機構的資源整合能力。節約用電 實施考核評價制度，實行年度評價，統籌考核。加強綠色設計、維運和能源計量審查，提升能源利用效率、降低能耗。鼓勵發展綜合能源服務產業促進節電降碳。電能替代 提升電能替代項目的靈活互動能力和可再生能源消納水平。實施電能替代新增電力電量節約指標完成情況考核中予以合理扣除。呼吁電網企業加強電能替代配套電網建設，鼓勵社會資本積極參與相關項目。綠色用電 綠證作為可再生能源電力消費的憑證。促進綠電就近消納。推動配電網增容及線路改造和智能化升級，提升配電網規?；尤敕?/p>

56、布式電源、柔性負荷的能力，推進電網運行方式向源網荷儲互動、分層分區協同控制轉變。智能用電 創新探索智能用電新模式新業態，推進數字經濟 與電力經濟融合，培育電力經濟新增長點。鼓勵建設各級各類能源電力數據中心，整合電網企業、電力用戶、電力需求側管理服務機構等的用電數據資源，逐步實現多源異構用電數據的融合和匯聚。有序用電 電力運行主管部門應結合實際，按照有保有限原則，制定有序用電方案。并引導、激勵電力用戶。電網企業依托新型電力負荷管理系統開展負荷精準調控，各地負荷監測能力應逐步達到本地區最大用電負荷 70%以上，負荷控制能力應逐步達到本地區最大用電負荷的 20%以上。保障措施 根據需求側資源參與電力

57、市場等的需要，完善有關市場機制與規則。來源：需求側管理文件征求意見稿、國金證券研究所 3.13.1 發輸配售分離，基礎工作已接近完成發輸配售分離，基礎工作已接近完成 電網作為輸配電基礎設施的建設運營主體、系統運行調度主體，剝離利益相關業務是電力市場化建設的基礎，縱觀海外市場初期也大多經歷類似的過程?；厮莞母镩_放以來的歷次電力體制改革，均圍繞電網職能的明確：2002 年廠網分離改革：2002 年，國務院出臺 電力體制改革方案（簡稱“5 號文”），明確按照“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的原則，開始試點建設競爭性電力市場。2015 年配售分開改革：2015 年，國務院出臺關于進一步深化電

58、力體制改革的若干意見(簡稱“9 號文”)，提出了包括發電計劃放開、電價放開、配售電放開的“四放開、一獨立、一加強”的改革計劃，售電主體形成。2021 年進一步完善電力市場化建設：2021 年，國家發改委先后發布關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（簡稱“1439 號文”）和關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知（簡稱“809 號文”），取消工商業目錄銷售電價，改為“基準價+上下浮動”，且浮動區間擴大為上下不超過 20%；推動工商業用戶進入市場；鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網企業通過市場化方式代理購電。2023 年第三輪

59、輸配電價改革：明確電網“成本加成+合理收益”的收益模式。敬請參閱最后一頁特別聲明 21 圖表圖表3838：發輸配售分離的電力產業鏈結構符合市場化需要發輸配售分離的電力產業鏈結構符合市場化需要 來源：國金證券研究所 往后看，圍繞進一步明確電網職能的改革方向或將包括：（1）鼓勵工商業用戶進入市場、繼續縮小電網代理購電規模（以低成本非市場電如水電、核電來匹配居民、農業用戶的用電需求）；（2）對各類調節資源的調度趨于市場化。由前文對我國調節資源補償現狀的整理可知，當前仍處于政府指導定價為主階段，缺乏市場化定價使得系統運行調度主體（電網）在調用調節資源過程中也難以實現市場化。未來，調度規則還將進一步明確

60、。3.23.2 建設建設集中式市場集中式市場，明確明確電能量電能量/輔助服務輔助服務價格信號價格信號 我們認為集中式市場模式在國內推廣的可能性更高，目前現貨試點省份也基本都采用這一模式。原因 1：更適合電力市場化早期階段。集中式/分散式市場的選擇本質是“自下而上”的自由度和“自上而下”的效率之間的權衡，我國處于市場化建設初期，各類市場主體參與市場的經驗仍欠缺、并不具備自主定價交易的能力。原因 2：集中式市場在價格發現、電能量/輔助服務聯合優化出清降低系統總成本方面有著更高的效率；同時將對網絡約束、機組約束的考慮前置，系統運行穩定性更高。我們認為從國內現貨試點情況看，集中式市場有望進一步發展。發

61、展方向 1：充分體現集中式市場價格發現能力。機會成本定價法 VS 會計成本定價法，電能量市場價格上下限有待拉大。不同于海外電力市場數十倍于平均成交價的價格上下限，我國現貨試點省份采用會計成本定價法，投標價格上限普遍略高于或等于電網內最大發電成本（蒙西除外），下限普遍為零（山東、浙江除外）。這一規則符合我國電力行業公用事業屬性的定位，主要出于限制電廠超額收益、規避電廠惡性競爭的目標，但難以準確還原市場實際供需矛盾。我們認為，隨著市場成熟度提升，各類金融性合約建立同樣有助于實現上述目標，現貨價格區間有望拉大，向山東、蒙西兩個示范性市場看齊。敬請參閱最后一頁特別聲明 22 圖表圖表3939：國內現貨

62、試點國內現貨試點省份省份大多選取集中式市場模式大多選取集中式市場模式 國內省份 市場模式 市場出清限價 山西(2021.04-)中長期差價合約+全電量集中競價 01500 元/兆瓦時 山東(2021.12-)-1001500 元/兆瓦時 浙江(2021.03-05.12)-2001200 元/兆瓦時 甘肅(2021.05-)40650 元/兆瓦時 四川 豐水期 75253.76 元/兆瓦時 枯水期 中長期實物合約+平衡機制 385.15577.73 元/兆瓦時 福建(2020.08-)日前部分電量集中競價+實時平衡機制 118511 元/兆瓦時 廣東(2021.11-)中長期差價合約+全電量集

63、中競價 01500 元/兆瓦時 蒙西(2022.06-)中長期差價合約+日前預出清+實時市場 0-5000 元/兆瓦時 江蘇(2021.07)中長期差價合約+全電量集中竟價 3001500 元/兆瓦時 安徽 中長期差價合約+全電量集中競價 150900 元/兆瓦時 河南 中長期差價合約+全電量集中競價 01500 元/兆瓦時 江西 中長期差價合約+全電量集中競價 0-1500 元/兆瓦時 來源：現貨市場試運行省份市場規則、國金證券研究所 負荷中心分布式發展積極性高，類比加州案例，電能量實際價差有望拉大。近期國家能源局提出“開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作”，試點評估省份分布式

64、項目比例普遍已較高。類比加州案例，峰谷價差或將進一步拉大、提供工商業儲能套利空間。當前類似山東以集中式模式組織的現貨市場中，發電側全電量競價、用戶側由于負荷特性穩定，則每日高峰時段/低谷時段可產生穩定、可預期的高峰/低谷價格信號，本身也是適合于套利的市場模式。圖表圖表4040：山東山東/浙江存量分布式光伏占光伏總裝機比例遠超浙江存量分布式光伏占光伏總裝機比例遠超全國水平全國水平 圖表圖表4141：山東山東/浙江增量分布式光伏占光伏總裝機比例達浙江增量分布式光伏占光伏總裝機比例達7 70%0%以上以上 來源：國家統計局、國金證券研究所 來源：國家統計局、國金證券研究所 發展方向 2：充分體現集中

65、式市場電能量/輔助服務聯合優化出清優勢。隨著現貨市場鋪開，一方面取消“中國特色”的調峰輔助服務類別，使其合并進入電能量市場；另一方面以現貨價格作為標桿，將參與輔助服務的機會成本作為其獲得的市場化對價。3.3.3 3 建設建設容量市場容量市場，明確調節資源成本回收明確調節資源成本回收 我們認為從初期政府定價到逐步市場化，走容量補償的道路更符合當下國情，主因：（1）電量/負荷增速較高，仍需刺激傳統電源投資階段；（2）由計劃逐步向市場化過渡，我國短期對極端電價容忍度仍有限；（3）源荷分離規劃下，高度互聯的電網體系建成尚需時日，需求管理仍有待發展。原因 1：電量/負荷需求視角看，與歐美不同，我國增速仍

66、可觀。上文所分析的美國/德國傳統電源電量貢獻近 5 年總體呈下行趨勢，這是由于電量需求增速趨于平緩。而反觀國內，除 21 年外，近年來國內均呈現最高負荷增速總電量增速GDP 增速，且0%20%40%60%80%100%3Q214Q211Q222Q223Q334Q22存量裝機占比-全國存量裝機占比-浙江存量裝機占比-山東0%20%40%60%80%100%120%3Q214Q211Q222Q223Q334Q22增量裝機占比-全國增量裝機占比-浙江增量裝機占比-山東 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 傳統電源電量仍處于正增長階段。圖表圖表4242：美國近美國近 5 5 年風光新增電量貢獻率為年風光新

67、增電量貢獻率為 1 122.8%22.8%（億千瓦（億千瓦時）時）圖表圖表4343：德國近德國近 5 5 年電量負增長（億千瓦時）年電量負增長（億千瓦時）來源：IEA、國金證券研究所 來源：IEA、國金證券研究所 圖表圖表4444：國內電量增長仍顯著、風光新增電量尚未做存量替國內電量增長仍顯著、風光新增電量尚未做存量替代代 圖表圖表4545：1 19/20/229/20/22 年國內用電最高負荷增速高于全年電量年國內用電最高負荷增速高于全年電量增速（負荷于左軸，億千瓦；增速（負荷于左軸，億千瓦；Y YOYOY 于右軸）于右軸）來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 國內

68、保供形勢測算結果印證“十四五”總體電力緊平衡。結論：近三年有效發電容量與最高負荷之間的供需差正在縮小。迎峰度夏降至，高溫預期下最高負荷或將進一步攀升且可能提前到來，對用能安全提出挑戰。假設：（1）供給側：假設各類電源有效容量系數分別為：火電/核電 100%、水電 50%、風電 10%、光伏 0%，裝機容量的時間切面選取當年最高負荷所在月份；（2）需求側：最高負荷+10%備用空間。0%2%4%6%8%10%12%0510152018A2019A2020A2021A2022A用電最高負荷YOY-用電最高負荷YOY-總用電量 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 圖表圖表4646：近三年有效容量供給充裕度

69、呈下降趨勢近三年有效容量供給充裕度呈下降趨勢 圖表圖表4747：2 23 3 年最高負荷不同增速假設下，年最高負荷不同增速假設下，5 5M23M23 裝機有效容裝機有效容量量對應供需差進一步降低對應供需差進一步降低 來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 用能安全是新型電力系統建設的基礎，保供要求不會放松。因此，明確固定投資回收方式是確保建設進度的關鍵要素。從 PJM 經驗來看，成熟市場上電力供需緊張地區的機組應獲得更高的容量補償。國內此輪火電擴建由“自下而上”的規劃主導，目前僅在電力緊張度高、對火電依賴顯著提升的云南等地明確了容量補償機制，其余地區補償機制有待落地。關

70、注中美主力電源煤電與氣電存在差異，還需考慮存量煤機靈活性改造成本。氣電自身調節速率更快、調節深度更深，而煤機需經過額外改造方可實現相同效果?？紤]不可承受的頻繁啟停成本，完成改造以增強出力可控性是競逐容量市場煤機的必由之路，而改造行為本身只會降低其在電能量/輔助服務市場上的收益，增加未回收成本，從而會拔高容量補償價格。圖表圖表4848：火電投資迎來新周期火電投資迎來新周期 來源：Wind、國金證券研究所 原因 2：不同于得州市場，我國對極端電價容忍度有限。國家電力調度控制中心數據顯示 22 年省間現貨市場交易總量約 278 億千瓦時，江浙滬三地為主要外受電地區，合計占比 46.7%。在高峰期 3

71、Q22 安徽、浙江購電均價距平率超 100%，出現了相對極端的電價。這一事件后續引發了關于追溯調整省內發電企業電價的討論、也推動了今年對該市場價格帽的設置。由此，我們判斷稀缺定價機制造成電價劇烈波動的后果是較難接受的。-1.0 2.0 3.0 4.0-5.0 10.0 15.0 20.020182019202020212022供給-最高負荷當月有效容量（左軸，億千瓦）需求-最高負荷+10%備用（左軸，億千瓦）供需差（右軸，億千瓦）-0.5 1.0 1.514.014.515.015.516.016.517.07%7.5%8%9%10%供給-最高負荷當月有效容量（左軸，億千瓦）需求-最高負荷+1

72、0%備用（左軸，億千瓦）供需差（右軸，億千瓦）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0001,2001,4001,6001,800火電投資完成額（左軸，億元）YOY（右軸）敬請參閱最后一頁特別聲明 25 圖表圖表4949：2222 年用電高峰期華東曾出現省間現貨高價年用電高峰期華東曾出現省間現貨高價 來源：北極星售電網、國金證券研究所 注：距平率=（某區或省某季度購電均價-該季度全部省份購電均價）/該季度全部省份購電均價 原因 3：不同于德國市場，我國網絡阻塞客觀存在。市場定價機制可部分反映電網阻塞情況，目前積極發揮需求側靈活性調節能力的主要是歐洲市

73、場，大多采取系統定價機制或分區定價機制，同一區域內電價相同，本質反映該地區電網互聯程度較高。而反觀美國 PJM 與國內現貨試點省份主要采用節點定價機制，表明系統阻塞真實存在。圖表圖表5050：歐洲國家大多采用分區歐洲國家大多采用分區/系統定價系統定價 圖表圖表5151：國內現貨試點省份大多采取節點定價國內現貨試點省份大多采取節點定價 國家和地區 市場體系 價格機制 美國 PJM 日前市場 節點邊際價格 日內市場 節點邊際價格 平衡市場 全網邊際價格 英國 日前交易 系統邊際價格 平衡機制 上調部分:按日前市場報價支付 下調部分:報價和市場統一出清價格的價差 北歐 日前市場 分區邊際價格 日內市

74、場 掛牌 平衡市場 系統邊際價格 澳洲 交易日現貨市場 分區邊際價格+發電側單邊競價 平衡市場 招標 德國 日前市場 區域邊際價格 日內市場 掛牌 平衡市場 招標 國內省份 價格機制 山西(2021.04-)節點電價 山東(2021.12-)節點電價 浙江(2021.03-05.12)節點邊際電價 甘肅(2021.05-)分區電價 四川 豐水期 系統邊際電價 枯水期 系統邊際電價 福建(2020.08-)系統邊際電價 廣東(2021.11-)節點電價 蒙西(2022.06-)節點電價 江蘇(2021.07)節點電價 安徽 節點電價 河南 節點電價或分區電價 江西 節點電價 來源：國家統計局、國

75、金證券研究所 來源：國家統計局、國金證券研究所 電網投資落后于電源投資，需求側發揮調節作用需基礎設施支持。電網建設從規劃到落地周期相比電源建設更長，導致當前電網投資/電源投資比例失衡。一方面，相比于源網側調節資源而言，需求側發揮調節作用并不能降低外送電網的建設需求，無法緩解長線外輸的阻塞問題或利用率不足問題。類比歐洲跨境耦合電力系統，這要求我們進一步加大各個電壓等級的省間互濟能力。另一方面，類比德國配電網占比高達 98%（數據來源于電聯新媒德國電力市場設計的得失與啟示），增量配電網、智能電表等基礎設施鋪開也是需求側發揮調節作用的前提。-150%-100%-50%0%50%100%150%黑龍江

76、電網吉林電網北京電網河北電網冀北電網山東電網天津電網安徽電網江蘇電網上海電網浙江電網河南電網湖北電網湖南電網江西電網甘肅電網寧夏電網青海電網陜西電網四川電網重慶電網東北華北華東華中西北西南3Q22省間現貨購電均價距平率 敬請參閱最后一頁特別聲明 26 圖表圖表5252：電網投資電網投資近幾年落后于電源投資近幾年落后于電源投資 來源：Wind、國金證券研究所 圖表圖表5353：我國源荷分離規劃要求跨省跨區輸我國源荷分離規劃要求跨省跨區輸電線路及市場建設電線路及市場建設 來源：國金證券研究所 綜上所述，我們認為更大范圍推廣容量補償更符合當下國情，增量成本作為最核心阻礙有望消除，時機已成熟。短期看：

77、燃煤成本下降騰出消化冗余成本的空間。年初以來受國內產能擴張+進口煤到岸增多，在水電出力不足、火電需求旺盛的背景下煤價依然相比去年有較明顯下滑，帶來燃料成本的下降，進而逐步傳導至價格端（23 年價格下行風險有限，主要影響反映在 24 年）。此時推廣容量補償，終端用戶價格感知相對弱一些。長期看：新能源裝機占比提升，由于其零邊際成本特點，長期帶低平均電價，騰出消化冗余成本的空間。歐美批發市場平均電價 10 年前后對比普遍下降約 20%，新能源這類低成本電源的大量接入，本身也帶來了終端用能成本下降的福祉，對冗余成本接受度逐步提升。需求側“0 到 1”的投資機會仍值得關注。如前所述，集中式市場建設推進。

78、需求側首推工商業儲能。峰谷價差普遍拉大反映平抑波動的調節性資源有存在必要。當前部分省份通過基于放電電價補貼的形式推動工商業儲能的裝機，例如浙江省部分市考慮補貼后的價差高達1.8 元/KWh，廣東、湖南、江蘇、安徽等省份考慮補貼后的價差也具有優勢。此外，這些省份多為華東/華南外受電省份，從經濟性角度出發，工商業儲能起到平抑波動作用，將有助于減少高峰時段省間高價購電量，因此本身也具有廣泛推廣的動力。0%50%100%150%200%250%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000電網投資/電源投資（右軸）電源投資完成額（左軸，億元）電網投資完成額（左軸，億

79、元）敬請參閱最后一頁特別聲明 27 圖表圖表5454：華東華東/華南省份峰谷價差華南省份峰谷價差+放電量補貼總價相對較高放電量補貼總價相對較高 來源：CNESA、各地政府官網、國金證券研究所 從國外的實踐來看，虛擬電廠技術已經發展了三代：VPP1.0：以分布式電源的集中式匯聚與協調為核心，主要面向電網內部服務。VPP2.0：以源荷聚集協調為核心，增加了負荷側資源匯聚功能，除了為電網運營商服務，也參與現貨市場和輔助服務市場等市場化交易。VPP3.0：多元資源的聚集，只要有調節能力的負荷側資源都可接入，探索形成新的商業模式和協作生態，甚至增加區塊鏈、DAO 等新的技術要素。虛擬電廠獲政策/技術支持

80、，制約因素有望逐項解除。主體地位有望明確。虛擬電廠作為新一級調度系統，本質上與電網調度功能有所重合。在我國統一大電網的國情之下，虛擬電廠作為單獨主體在市場運行需處理好與地方電網之間的調度權問題。此次管理辦法（征求意見稿）提出建立和完善需求側資源與電力運行調節的銜接機制，逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，再次確立了虛擬電廠的主體地位?，F貨市場鋪開、價格信號有望完善。虛擬電廠可發揮的作用之一是需求側管理。但目前我國電力現貨市場仍未全面鋪開，峰谷價差尚不足以刺激用戶產生需求側響應。此次管理辦法（征求意見稿）提出推進需求側資源參與電力市場常態化運行，也預示著電力市場改革節奏將進一步加快。功

81、率預測/負荷預測算法、控制算法有望完善。虛擬電廠對可再生能源預測和負荷需求預測的準確性有很高的要求。由于天氣條件、設備性能等因素的不確定性，提高預測準確性仍然是難點。預測技術的改進將有助于更精確地調度和優化分布式能源資源，提高虛擬電廠的運行效率。當前，行業需求逐漸剛性，由現貨價格風險倒逼新能源企業為更準確的功率預測買單，將帶動技術的發展（如華為云盤古氣象大模型），虛擬電廠運營商同樣受益。推薦邏輯（1）：展望容量機制推廣，為傳統保供電源火電投資帶來利好。從 PJM市場經驗看：容量補償是對電能量/輔助服務市場未能覆蓋成本的體現、同時反映當地保供壓力。建議關注火電存量規模較大，且同時在西北大基地省份

82、（火電利用小時數先行下降、成本回收壓力增大）與沿海負荷中心（保供壓力較大地區）布局的龍頭企業：華能國際；以及區域性火電龍頭江蘇國信。華能國際是“火電轉型綠電”龍頭企業。截至 22 年底，公司中國境內火電可控發電裝機容量達到 1.07 億千瓦。隨著容量機制的推廣，盈利結構有望向更穩定的方向轉變。同時，公司電廠具備區域布局優勢，在中國境內分布在二十六個省、自治區和直轄市，其中包括沿海沿江經濟發達的負荷中心、也包括西北大基地省份；電廠分布有-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.0022平均峰谷價

83、差（左軸，元/KWh）放電量補貼（左軸，元/kWh）YOY-1/2/3M23均值（右軸）敬請參閱最后一頁特別聲明 28 利于多渠道采購煤炭，穩定供給。江蘇國信是江蘇省地方火電龍頭企業。截至 22 年底，公司控股火電裝機容量 1443.7萬千瓦。煤機分布在江蘇、山西兩省，接近沿海負荷中心和動力煤主產地，資產質量較高。推薦邏輯（2）：展望調節補償市場化，為源網側調節資源建設帶來利好。建議關注新增火電+火電靈活性改造設備標的：青達環保。公司是火電靈活性改造脫硝設備的龍頭企業，同時拓展蓄熱設備業務（熱電廠在改造過程中涉及熱電解耦，需配套儲熱方案）。公司傳統業務產品包括除渣設備、低溫煙氣余熱深度回收系統

84、，用于火電煤耗降低及達標排放。隨著火電投資迎來新的高峰，傳統業務增速再次擴大；同時，預期靈活性改造行業需求仍將擴大，對應公司靈活性改造業績持續釋放。建議關注抽水蓄能運營標的：南網儲能。進入運營期后抽蓄電站具有類水電的商業模式，在長周期內獲取穩定的現金流回報。此輪核價落地，自 633 號文后首次明確了 IRR 6.5%托底收益的保障。在完成重大資產置換及發行股份購買資產后，南網旗下文山電力公司置出了原購售電、電力設計及配售電主業的相關資產，并置入了抽水蓄能和新型儲能運營的新業務，并正式更名為“南網儲能”。重組后公司成為市場上儲能運營最純標的之一。根據公司計劃，將在“十四五”期間新增投產抽蓄 60

85、0 萬千瓦（約占“十四五”總規劃量 20%）、電網側獨儲 200 萬千瓦（約占“十四五”預測總裝機量 30%）。建議關注抽水蓄能設備標的：浙富控股。抽水蓄能電站建設涉及的中游設備與水電站相同，包含水輪機、發電機、水泵、主變壓器、壓縮空氣系統等環節。浙富水電具有 50 余年水電研發與制造經驗，是中國最大的民營水電設備制造商及水電開發一體化服務供應商，也是中國三大水電設備制造企業之一。抽蓄設備招標時點一般為開工后 34 年，21 年 633 號文發布刺激抽蓄建設加速，我們預計公司水電設備訂單有望迎來高增。建議關注電化學儲能溫控設備標的：申菱環境。公司是國內專用空調龍頭企業，歷史證明公司對時代風口的

86、判斷敏銳，當前定增加碼儲能溫控高景氣賽道，定增擴產方案于 1M23 獲批，產能預計 24/25 年釋放。公司具有較強的新場景定制能力及能耗控制能力，有望在長期競爭中脫穎而出。推薦邏輯（3）：展望需求側管理“0 到 1”過程，為需求側資源開發帶來利好。建議關注綜合能源運營、工商業儲能運營標的：南網能源。公司深耕節能服務，構建了覆蓋節能設計、改造、服務等環節的綜合節能服務體系；近年來開拓新能源及建筑節能業務，成為綜合能源運營（含工商業儲能運營）龍頭。電力需求側管理獲政策支持后，公司節約用電、負荷側用電管理、工商業儲能運營等方向均受益。建議關注配電網設備、工商業儲能運營標的：蘇文電能。公司拓展 EP

87、C+O（運營）+S（軟件），布局變電站、光伏/風電、儲能、充電樁、數字能源、電網 6 類業務板塊，持續建設一站式電能服務商。增量配電網成本可疏導+電力需求側管理獲政策支持，利好公司主業發展。敬請參閱最后一頁特別聲明 29 圖表圖表5555：建議關注建議關注公司公司 E EPSPS 及及 P PE E 情況情況（更新至（更新至 2 20 02 23/7/103/7/10 收盤價收盤價）EPS（元/股）市盈率 PE 22A 23E 24E 25E 22A 23E 24E 25E 華能國際-0.47 0.60 1.02 1.25 N.A.16.07 9.39 7.68 江蘇國信-0.09 0.61

88、0.81 1.01 N.A.12.39 9.37 7.50 青達環保 0.69 0.94 1.39 1.91 32.38 23.65 16.05 11.70 南網儲能 0.03 0.54 0.60 0.75 381.33 21.11 19.17 15.21 浙富控股 0.43 0.35 0.38 0.44 9.88 12.30 11.06 9.72 申菱環境 0.67 1.13 1.62 2.06 52.31 30.93 21.63 17.04 南網能源 0.13 0.22 0.33 0.45 53.77 31.50 20.93 15.63 蘇文電能 2.34 2.29 3.05 3.97 2

89、4.42 24.98 18.76 14.40 來源：Wind、國金證券研究所 注：除華能國際、青達環保、申菱環境外，其余公司數據均采用 wind 一致預期 電力市場化推進節奏不及預期風險。電力市場化是發現電力商品供需矛盾、發現各類保供電源和調節資源價值的關鍵制度演變，電力市場是投資運營成本疏導和合理收益獲得的來源。若國內電力市場化政策釋放不及預期，或將影響相關保供/調節資源投資發展的積極性。電力市場化推進帶來的市場交易難度增大、量價風險增大。無論是分散式還是集中式的市場組織模式，相比于政府定價模式，均對市場參與主體的交易策略提出更高要求，且價格波動性增大。若相關保供/調節資源不具備成熟的交易策

90、略和經驗或將對經營業績產生不利影響。保供電源、調節資源需求不及預期風險。源網荷側調節資源均對整個電力系統提供消納能力，調節資源的需求一方面來源于發電側新能源裝機帶來的出力高波動性，另一方面來源于負荷側三產及城鄉居民用電占比提升、用電設備多樣化帶來的用電波動性升高。若電力需求不及預期，則新能源裝機可能不達預期，由此對系統整體調節資源的需求也將不達預期；同時，對火電等尖峰保供電源的需求也將不達預期。敬請參閱最后一頁特別聲明 30 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%

91、；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。敬請參閱最后一頁特別聲明 31 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告

92、的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何

93、地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計

94、或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未

95、考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-60753903 傳真：021-61038200 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 7 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806