行业研证券研究报告究＃industryId＃电力新型电力＃体tit系le＃电价篇：推荐＃investSuggestion＃(维＃持）四类电价机制多层次互补，适应新型电力体系变化investS＃createTime1＃2023年10月5日uggesti行onChan投资要点业＃分e析ma师ilA：uthor＃ge＃＃summary＃深蔡屹⚫电力体制改革及电力市场建设：国内历史上经历了三轮电力体制改革，市场度caiyi@xyzq.com.cn逐步替代计划成为电力资源配置的主要手段。站在当前时点，我国提出建立研S0190518030002以新能源为主体的新型电力体系，从“源网荷储”四环节提高系统运行的稳定性，同时加快建设全国统一电力市场，研究制定“1+N”规则。电力市场建设方究＃研a究ss助Au理tho：r＃面，美国PJM电力批发市场较为成熟，2021年其电能量、容量、辅助服务市报朱理显场成本分别占比62%、17%、2%，相应电价分别占比59.6%、16.4%、1.3%。参考PJM机制，电力市场可根据不同电力价值进行划分，例如电能量价值、告zhulixian@xyzq.com.cn容量价值、灵活性价值、绿色价值、金融衍生价值等。其中电能量价值即每发一度电所获收益，为电价主要部分；容量价值反映电力系统容量供应充裕性，促进回收固定发电成本以激励电源投资；灵活性价值于辅助服务市场中体现，帮助解决实时电力不平衡问题；绿色价值即绿色产品的溢价，如绿电、绿证交易价格。⚫电能量市场：以中长期交易为主（规避风险），现货交易为辅（发现价格）。按时间可分为年长协、月长协、现货，按区域可分为省内、省间。其中中长期交易规模占市场化电量比例维持80%左右，且2022年以来各省年长协电价普遍明显上浮。现货定价随行就市且不受±20%涨跌幅限制，故电的商品属性得以加强；在现货交易较成熟的省份中，2022年广东以0.5566元/度的年均现货电价居于首位，蒙西、甘肃河东上浮比例均大幅超20%。此外，省间现货交易活跃，2022年试运行期间累计交易电量278亿度，电价于8月升至近2.2元/度；其中火电电量占比最高（52%），成交均价亦最高（1.38元/度）。⚫容量市场：山东、云南等省份先行探索，容量补偿机制亟待推向全国。三种典型的容量成本回收机制包括稀缺定价、容量市场、容量补偿；稀缺定价通过放宽电能量价格上限、缺电时允许出现短时极高尖峰电价，市场监管要求极高；容量市场以市场竞争方式形成机组可用容量价格，对现货市场运营条件要求较高；容量补偿以行政手段制定补偿价格，费用向用户侧疏导；考虑到国内电力市场建设有待完善、用户侧电价承受能力有限，容量补偿或为我国当前主要政策方向。此前，山东、云南等省已探索当地容量补偿机制，1）山东参与电力现货的机组（火电、新能源、独立储能等）根据可用容量从市场化用户侧收取补偿费用（按含税0.0991元/度的标准形成资金池），并引入补偿峰谷系数；2）云南对燃煤机组最大及最小发力之间的可调节容量进行补偿，价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间内协商形成，并由部分新能源企业承担。我们从容量电价定义出发，针对单位千瓦火电机组发电固定成本进行测算，全国平均火电容量补偿约310元/kw·年。由于未做灵活性改造前，火电机组最小出力一般为50%-60%，故获补贴的容量占比或为40-50%，若50%装机获补贴，则全国平均火电容量补偿约155元/kw·年；对应截至2023年7月底煤电装机规模1147GW，容量补偿总规模约1777亿元/年。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告⚫辅助服务市场：伴随电力系统实时供需偏差扩大，市场空间有望打开。辅助服务市场可补充实时电量偏差或运行中的特殊事故，包括有功平衡、无功平衡、事故应急恢复三类，其中有功平衡分为调峰、调频等，是国内目前主要运行的品种。截至2023年6月底，全国参与辅助服务的机组规模约20亿千瓦，占总装机比例约74%；上半年辅助服务费用共278亿元，占总上网电费1.9%，其中火电获补偿254亿元，占比91.4%，调峰/调频/备用补偿分别占比60.0%/19.4%/16.2%。随着各电网、各省陆续发布新版“两个细则”，电力辅助服务主体及品种进一步扩大；参考国际经验，国家能源局提出辅助服务费用一般占全社会电费3%以上；我们假设2030年辅助服务费用占总上网电费达3%，在平均电价不变的情况下，测算其补偿规模近1200亿元。⚫绿色市场：可再生能源环境价值凸显，看好政策引导下的交易规模扩张。国内清洁能源可通过绿证、绿电交易以及CCER兑现环境价值，其消费需求主要源于企业完成可再生能源消纳责任权重以及规避高额海外碳关税。2023年8月，国家发改委、财政部、能源局明确可再生能源电力绿证核发全覆盖，其证电分离的特性可实现绿电调度与交易的分割，有助于进一步活跃绿色消费市场。此外，绿电交易保持溢价状态，其中广东2023年绿电成交均价551.15厘/千瓦时，同比+10.9%，较其基准电价上浮21.7%，环境溢价均价为21.21厘/千瓦时。⚫投资建议：综上所述，随着电力体制改革不断深化，电力市场及电价机制有望进一步完善，容量电价、辅助服务市场的建立有望增强火电等调节电源的盈利稳定性，体现其托底、灵活性作用，建议关注火电产业链标的（包括运营商、火电设备以及灵活性改造相关企业等）；此外，绿证&绿电交易的推进有望增强清洁能源项目盈利性，亦为未来辅助性服务提供新的收入来源，建议关注绿证放量后的清洁能源运营商。⚫风险提示：电力体制改革不及预期、电量电价大幅下降、煤价大幅波动、清洁能源装机增长不及预期、原材料价格上行、宏观经济风险。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-2-行业深度研究报告目录1、中美电力系统均由纵向一体逐渐走向市场化............................................-6-1.1、美国电改复盘：2/3地区形成竞争性批发市场，电价以两部制为主.....-6-1.2、我国电改复盘：发用两侧市场改革深化，目前以“新型电力体系”及“全国统一电力市场”建设为主线............................................................................-9-2、电力市场体现电能量、容量、辅助服务、绿色四类价值.........................-15-2.1、电能量市场：中长期市场为主力军，现货电价增强电的商品属性....-19-2.2、容量市场：部分省份先行探索，容量补偿机制亟待推向全国...........-26-2.3、辅助服务市场：当前调峰&调频服务为主，未来市场空间广阔.........-33-2.4、绿电、绿证&CCER：可再生能源环境价值凸显，看好政策引导下的交易规模扩张....................................................................................................-38-3、上述电力市场下火电灵活性改造盈利测算..............................................-45-4、投资建议...............................................................................................-51-5、风险提示...............................................................................................-51-图目录图1、美国电力体制改革进程.......................................................................-6-图2、2022年美国电力市场格局..................................................................-7-图3、美国电力竞争性零售市场....................................................................-7-图4、美国PJM市场现行电价机制..............................................................-8-图5、世界各国居民用电价格对比（元/千瓦时）..........................................-9-图6、世界各国商业用电价格对比（元/千瓦时）..........................................-9-图7、我国电力体系改革复盘.....................................................................-10-图8、2002年电力改革示意图：厂网分开、配电独立核算、三段式电价....-11-图9、2015年新一轮电力体制改革针对2002年改革的空白领域提出.........-11-图10、第二轮电改与第一轮电改对比：改善的方向可分为“三放开、一独立、深化研究、三强化”........................................................................................-12-图11、改革起因：市场煤、计划电难以传导..............................................-13-图12、核心内容改革前后对比...................................................................-13-图13、第三轮电力市场化改革前后商业模式：引入交易中心和代理购电机制-13-图14、我国新型电力系统构建“三步走”及各阶段任务示意图.......................-14-图15、电力市场“1+N”基础规则制度..........................................................-15-图16、电力市场的分类..............................................................................-15-图17、PJM市场涵盖范围广泛...................................................................-16-图18、PJM市场分类及成本占比...............................................................-16-图19、PJM电力负荷中电力来源方式及比例..............................................-16-图20、PJM合约、现货市场交易电量占比.................................................-16-图21、PJM日前、实时市场定价时间轴....................................................-17-图22、电力市场平衡调节（以调频为例）..................................................-17-图23、四种RTOs容量市场运行机制各异.................................................-17-图24、PJM近7年分类平均电价占比........................................................-18-图25、PJM近7年分类平均电价趋势（美元/MWh）.................................-18-图26、FCEM计划下电力市场机制............................................................-18-图27、ICCM计划下电力市场机制.............................................................-18-图28、市场化电力价值分类.......................................................................-19-图29、月度全国交易电量及占用电量比重（亿千瓦时）.............................-19-图30、全国市场化交易电量累计值及同比（亿千瓦时）.............................-19-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-3-行业深度研究报告图31、2022年电力市场交易类别及占比....................................................-20-图32、月度中长期直接交易电量及占比（亿千瓦时）................................-20-图33、年度中长期交易电量（亿千瓦时）..................................................-20-图34、中长期电能量市场交易机制分类.....................................................-20-图35、电力现货市场试点地图...................................................................-21-图36、重点省份2022年年均现货电价与上浮比例（元/MWh）..................-23-图37、重点省份2022年季度现货电价趋势（元/MWh）............................-23-图38、重点省份2022年平均分时峰谷价格及价差（元/MWh）..................-23-图39、省间现货电力交易试运行开展情况..................................................-24-图40、2022年省间现货交易月均价及环比（元/兆瓦时）...........................-24-图41、2022年不同电源省间现货交易电量及占比（亿千瓦时）.................-24-图42、2022年不同电源现货成交均价（元/千瓦时）..................................-24-图43、2022年7-11月分区域购售电量占比................................................-24-图44、2022年7-11月分区域购售电额占比................................................-25-图45、2022.7.16国家电网跨区跨省送受电情况..........................................-25-图46、2022年山西电力现货月均价（元/MWh）........................................-25-图47、山东2023年4.29-5.3现货市场价格（元/MWh）.............................-25-图48、2022年7月起各月浙江省电力交易中心全电力市场损益清算结果（亿元）..................................................................................................................-26-图49、容量补偿机制下火电机组成本回收模式...........................................-27-图50、山东省容量补偿政策发展历程.........................................................-29-图51、山东省容量补偿机制运作模式.........................................................-29-图52、简化的容量电价制定过程图解.........................................................-30-图53、各地&全国平均火电容量电价水平（元/度）（覆盖100%固定成本）-31-图54、各地&全国平均用户侧度电容量费用及其占用户侧电价比重情况（元/度）（覆盖100%固定成本）.............................................................................-32-图55、各地&全国平均火电容量电价水平（元/度）（覆盖50%固定成本）..-32-图56、各地&全国平均用户侧度电容量费用及其占用户侧电价比重情况（元/度）（覆盖50%固定成本）...............................................................................-33-图57、辅助服务分类.................................................................................-33-图58、辅助服务费用补偿分类...................................................................-34-图59、各区域/省开展的辅助服务市场类型.................................................-34-图60、2023上半年不同辅助服务类型补偿比例..........................................-35-图61、2023上半年不同辅助服务补偿结构比例..........................................-35-图62、2019年上半年各区域辅助服务补偿及电费占比（亿元）.................-35-图63、2019年上半年各区域不同类型辅助服务补偿占比............................-35-图64、绿电交易运作模式概况...................................................................-40-图65、自2021年9月绿电交易启动以来全国绿电省内交易规模变化情况（亿千瓦时）.......................................................................................................-41-图66、广东电力交易中心绿电交易结果（亿千瓦时）................................-42-图67、广东省绿电交易环境溢价均价情况（厘/千瓦时）............................-42-图68、江苏电力交易中心绿电交易结果（亿千瓦时）................................-42-图69、CCER各试点城市/省份累计成交量.................................................-43-图70、可再生能源环境价值的实现途径.....................................................-43-图71、火电机组深度改造调峰过程............................................................-46-图72、火电机组深度改造调峰示意图.........................................................-46-图73、机组深度调峰煤耗..........................................................................-47-图74、机组寿命损耗率与机组负荷率拟合曲线...........................................-47-图75、火电灵活性改造成本测算方法.........................................................-47-图76、火电灵活性改造项目盈利测算框架..................................................-48-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-4-行业深度研究报告表目录表1、中美民工商用电价格对比....................................................................-9-表2、“全国电力交易中心”提出脉络............................................................-14-表3、2022-2023年各省年度交易电价（元/度）..........................................-21-表4、第一、二批电力现货市场试点现况....................................................-22-表5、各类发电容量充裕性保障机制的优缺点比较......................................-27-表6、国家发改委、能源局多次提及容量补偿机制......................................-28-表7、部分省份因地制宜出台容量补偿相关政策.........................................-28-表8、各类电力辅助服务品种补偿机制.......................................................-34-表9、辅助服务相关政策梳理.....................................................................-36-表10、我国辅助服务费用补偿规模保守测算：2030年规模近1200亿元.....-38-表11、绿电、绿证、CCER三种机制比较..................................................-38-表12、绿电交易、绿证关键政策要点梳理..................................................-39-表13、绿色溢价与补偿成本对于集中式光伏资本金IRR敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）......................................-44-表14、绿色溢价与补偿成本对于集中式光伏年均ROE敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）......................................-44-表15、绿色溢价与补偿成本对于陆上风电资本金IRR敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）..........................................-44-表16、绿色溢价与补偿成本对于陆上风电年均ROE敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）..........................................-45-表17、火电灵活性改造典型技术方案及对应改造成本区间.........................-46-表18、机组参数假设.................................................................................-49-表19、财务相关指标假设..........................................................................-49-表20、灵活性改造投资成本与容量&调峰补偿对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为投资成本（元/千瓦），纵轴为补偿电价（元/千瓦时）.......................-50-表21、市场电价上浮比例与容量&调峰补偿对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为上浮比例（%），纵轴为补偿电价（元/千瓦时）...................................-50-表22、深度调峰负荷率与深度调峰时长对机组调峰后利用小时数的敏感性测算，横轴为深度调峰时长占比（%），纵轴为深度调峰负荷率（%）..................-50-表23、深度调峰负荷率与深度调峰时长对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为深度调峰时长占比（%），纵轴为深度调峰负荷率（%）.............................-51-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-5-行业深度研究报告报告正文1、中美电力系统均由纵向一体逐渐走向市场化1.1、美国电改复盘：2/3地区形成竞争性批发市场，电价以两部制为主美国以实现跨州区域电力市场为目标逐步推进电力市场化改革，形成了多个以调度交易一体化为特征的区域电力市场。以发电环节的竞争性放开、输电系统的无歧视开放、区域竞争性电力市场建设为改革主线。从重组地区垄断性电力公司、无歧视开放输电系统、在电网准入放开与趸售市场交易大幅增长的背景下成立独立系统运营商（ISO）与区域输电运营商（RTO），到加州电力危机后加强跨州电力协调，发布《标准电力市场设计法案》（SMD），纠正州际输电服务歧视。目前形成联邦政府、州政府两级监管体系框架，下属10个区域电力市场，约60%的电量通过市场机制竞争形成，其余40%仍垄断运营。图1、美国电力体制改革进程构建独立系统运营商构建区域输电运营商组织的区域电力市场组织的区域电力市场构建发电侧竞争的地区电力市场要求发电公司发输电鼓励成立区域输电运鼓励各RTO/ISO实现业务分离，所属电网营商(RTO)，保障输较为统一的一体化电允许部分机组作为独无歧视开放，并由独电独立性的同时，有力市场交易模式立发电运营商按照边立系统运营商（ISO）管理跨州区域电网的际发电成本参与发电统一运营职能2003年竞争标准市场设计1996年1999年1978年888/889号令2000号令框架发布《公用事业监管政策法》1992年1997-1998年2001年《能源政策法》各地ISO成立RTO获批允许所有机组作为德州、加州、纽约州、MISO和PJM的独独立发电商参与发中西部相继成立独立系立系统运营商被批电竞争统运营商（ISO），建准为区域输电运营立各自区域市场模式商资料来源：《国内外电力市场建设的对比、建议与启示》，全国能源信息平台，网易，兴业证券经济与金融研究院整理➢美国电力体系架构美国区域电力市场中，目前有7个由ISO/RTO调度的竞争性批发市场，和3个区域电力平衡市场。美国有约2/3地区形成了竞争性批发市场，分别归属7个ISO/RTO调度，其余地区中，西部于2014年和2021年分别开始运营WEIM（CAISO管理）和WEIS（SPP管理）两个区域电力平衡市场，东南部则于2022年成立了新的双边电力批发市场SEEM，目的主要为将此前没有纳入ISO/RTO管辖范围的区域也引入电力交易市场。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-6-行业深度研究报告图2、2022年美国电力市场格局资料来源：FERC，兴业证券经济与金融研究院整理除竞争性批发市场外，美国部分地区开始探索竞争性零售市场。目前美国的竞争性零售市场，多是向用户开放购电选择权，即用户可以选择向售电公司购买电力（即参与竞争性零售市场），也可仍然向公用事业公司购买电力（即不参加竞争性零售市场）。目前，德州（TX）和东北部部分地区市场化程度较高，而加州（CA）、乔治亚州（GA）、俄勒冈州（OR）已向部分用户开放购电权，目前市场化程度仍较低。图3、美国电力竞争性零售市场资料来源：EPA，兴业证券经济与金融研究院整理➢美国电价机制美国批发电价≈容量电价（收回固定成本）+能量电价（收回可变成本），总体看批发电价与天然气价格挂钩。美国销售电价主要由发电价格（批发市场电价）、输电价格、配电价格和政府性基金构成，各环节电价形成机制主要取决于电力市场化程度。美国7个ISO/RTO竞争性批发市场地区中，4个地区（PJM\MISO\ISO-NE\NYISO）采用两部制定价，即批发电价主要由容量电价和能量价格组成；请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-7-行业深度研究报告CAISO设立了容量义务机制；另外2个地区（ERCOT\SPP）仅有能量市场。在两部制定价中，发电厂在能量市场收回可变成本（包括燃料费用、可变运营费用），在容量市场收回固定成本（包括固定资产投资、融资费用、固定运营费用）。此外，为保证电网的可靠性，通常需要辅助服务市场来解决实时电力的不平衡问题。总体来看，批发电价与天然气价格挂钩，因为容量电价短期内较稳定，而能量电价与天然气价格挂钩（节点边际定价机制中，电力市场成交价格为满足负荷需求的最后一单位机组的报价，而因为水电、新能源几乎没有可变成本，核电、煤电可变成本也较低，通常最后一单位出清机组为燃气机组）。图4、美国PJM市场现行电价机制美国电价批发电价输电电价配电电价政府性基金容量电价能量电价现货市场合约市场集中竞价节点边际定双边合约价（LMP）资料来源：中国能源网，中国电力企业管理，《美国标准电力市场的主要设计思想及其对我国电力市场设计的启迪》，兴业证券经济与金融研究院整理对比我国与美国电价水平可以发现，我国民用电价与商用电价明显低于美国，而工业电价近年高于美国0.05-0.1元/度不等。全球范围内，我国居民、商业平均电价亦处于较低区间。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-8-行业深度研究报告表1、中美民工商用电价格对比国家工业用电（元/度）商业用电（元/度）居民用电（元/度）2021年中国0.560.630.51美国0.460.720.882022年12月中国0.670.710.51美国0.600.871.042023年6月中国0.640.700.51美国0.590.921.15资料来源：EIA，各地发改委，北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理注：中国工业、商业、居民用电电价分别由各地发改委公布的1-10kv大工业用电价格、不满1kv的工商业用电价格和第一档居民电价算数平均得出；美国数据经2021年、2022年12月、2023年6月平均汇率换算为人民币图5、世界各国居民用电价格对比（元/千瓦时）图6、世界各国商业用电价格对比（元/千瓦时）65.567.56.4654.3664.9943.494.533.1732.6421.701.561.641.040.770.511.50.870.700.71100德国意大利英国日本法国美国韩国中国德国意大利英国日本法国美国韩国中国资料来源：GlobalPetrolPrices，EIA，各地发改委，兴业证券资料来源：GlobalPetrolPrices，EIA，各地发改委，兴业证券经济与金融研究院整理经济与金融研究院整理注：数据截至2022年12月，经当期平均汇率换算为人民币注：数据截至2022年12月，经当期平均汇率换算为人民币1.2、我国电改复盘：发用两侧市场改革深化，目前以“新型电力体系”及“全国统一电力市场”建设为主线与美国类似，我国亦在纵向上将发输配售四个环节进行分离，整体经历了三轮电力体制改革，在发电和售电环节引入竞争，在具有自然垄断特性的输配电环节实行更有效的监管，市场逐步取代计划成为电力资源配置的主要手段。此外，站在当前时点，双碳背景下我国提出建立以新能源为主体的新型电力体系，从“源网荷储”四环节提高电力系统运行的稳定性与灵活性，同时加快建设全国统一电力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，通过价格信号反映电力、备用、灵活性以及输配通道等的资源稀缺性，助力大规模可再生资源消纳。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-9-行业深度研究报告图7、我国电力体系改革复盘5号文9号文1439号文2021.10.11发电2002.2.102015.3.15市场竞争格局形成市场竞争主体多元化完善价格传导机制强管制输电自然垄断强管制培育多元化主体完善管理，有序竞争售电一体化资料来源：硕电汇，兴业证券经济与金融研究院整理➢第一轮：1985年鼓励电力投资主体多样化→2002年5号文厂网分离+三段式电价为解决电力建设资金不足、电力短缺问题，1985年国家出台鼓励电力投资主体多样化的方案，从中央的“一家办电”改为“集资办电”，并打破单一电价模式，开始培育按市场规律定价的机制。2002年，我国正式开启第一轮电改，国务院发布《电力体制改革方案》，按照“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则进一步扩大电力市场经济改革的范围：（1）厂网分开/主辅分离：将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，成立国家电网、南方电网两家电网公司，华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团以及四家辅业集团公司。（2）输配分开：电网企业可暂不进行输配分开的重组工作，但需逐步对配电业务实行内部财务独立核算。（3）竞价上网：引入“三段式电价”定价机制（上网电价、输配电价、销售电价），其中，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-10-行业深度研究报告图8、2002年电力改革示意图：厂网分开、配电独立核算、三段式电价首先划分为发电企业电网企业“厂网分开”电力企业发、输、配、售一体化垄断经营电网企业输配可暂不分开《电力体制改革方案》“配电独立核算”配电内部财务独立核算划分为上网电价输配电价“三段式电价”电价资料来源：北极星输配电网，兴业证券经济与金融研究院整理销售电价➢第二轮：2015年放开两头+管制中间2003-2007年我国出现电力持续短缺问题，首轮电力市场化改革进展缓慢，核心在于电力定价权仍由政府掌握。2015年3月，中共中央、国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，同年11月国家发改委发布6个电力体制改革配套文件，标志着新一轮电力体制改革全面铺开。图9、2015年新一轮电力体制改革针对2002年改革的空白领域提出2002年电改后需要进一步2015年新一轮电改相关文完善的领域件输配电管理机制《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》交易机制电力规划《关于推进输配电价的实践意见》《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》市场化定价机制售电侧《关于有序放开发用电计划的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》燃煤自备电厂规范化《关于推进售电侧改革的实施意见》发展《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》资料来源：国家发改委，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理第二轮电改的要点为“放开两头，管制中间”，针对售电市场放开和输配电价核定两大目标展开。具体措施主要为：（1）放开两头：在发用两侧形成竞争电价、有序放开公益性和调节性电力计划以外的发用电计划、有序向社会资本放开配售电业务，其中燃煤发电标杆电价机制于2019年改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。（2）管制中间：电网的收益模式由赚取购销差价转变为按照政府核定的输配电价请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-11-行业深度研究报告收取过网费。其中，输配电价按“准许成本加合理收益”原则、分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。图10、第二轮电改与第一轮电改对比：改善的方向可分为“三放开、一独立、深化研究、三强化”厂网分开完成三放开输配以外的竞争性环节电价主辅分离基本完成一独立向社会资本放开配售电业务输配分离未完成公益性和调节性以外的发用电计划竞价上网未完成推进交易机构相对独立，规范运行2002年第一轮电改2015年第二轮电改深化研究继续深化区域电网建设三强化和输配体制研究政府监管电力统筹规划电力安全高效运行和可靠供应资料来源：北极星电力网，前瞻产业研究院，《新一轮电力体制改革方案解读》，兴业证券经济与金融研究院整理➢第三轮：2021年燃煤发电电量全部进入市场，建立新型电力体系及全国统一电力市场2021年以来由于煤炭价格持续上涨，“市场煤、计划电”的模式下发电企业大幅亏损，发电企业发电动力不足导致全国出现缺电问题。2021年10月，国家发改委针对性发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，开启本轮电改。本轮措施如下：（1）发电侧：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，其中高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。（2）用户侧：推动工商业用户进入市场，取消工商业目录销售电价；居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。其中，工商业用户参与市场基本通过三种途径：直接参与交易、售电公司代理以及由电网企业代理购电。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-12-行业深度研究报告图12、核心内容改革前后对比图11、改革起因：市场煤、计划电难以传导资料来源：北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理图13、第三轮电力市场化改革前后商业模式：引入交易中心和代理购电机制发上网电价输电电价配电电价售电电价电输配售用电电户主电政府定价体政府定价市场化改革不参与交易用户优先购电输配电网企业（政府定价）直接交易发电场内交易交场内交易售工商大用户厂工商小用户易电委托、集合需求中公心司电力流向交易关系资料来源：前瞻产业研究院，兴业证券经济与金融研究院整理同时，本轮电改提出新型电力体系概念，建设“源网荷储”四环节灵活性资源。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展作出了系统阐述，首次提出构建新型电力系统，与实现双碳目标绑定。2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定“三步走”发展路径——加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045年-2060年），从“源网荷储”四环节建立灵活性资源，在新能源装机大规模并网的背景下保障电力系统运行的稳定性与安全性。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-13-行业深度研究报告图14、我国新型电力系统构建“三步走”及各阶段任务示意图资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，兴业证券经济与金融研究院整理此外，全国统一电力市场体系加快建设，逐步细化全国电力交易中心相关规范。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》正式发布，提出积极建设全国电力交易中心，探索研究全国电力市场基础交易规则，健全多层次电力市场交易体系。2023年7月北京市政府再次提出《北京市贯彻落实加快建设全国统一大市场意见的实施方案》，积极争取全国电力交易中心在京落地，同月国家能源局召开2023年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议，强调将全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度。表2、“全国电力交易中心”提出脉络时间文件内容2022年1月国家发改委、国家能源局《关于加快建设1）加快建设国家电力市场；全国统一电力市场体系的指导意见》2）建立地方交易中心：充分发挥北京、广州交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省区市场交易机制；3）建立全国交易中心：推动组建全国电力交易中心，引入发电企业、售电公司、用户等市场主体和战略投资者。2022年4月《中共中央国务院关于加快建设全国统一健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电大市场的意见》力交易中心。2023年7月北京市政府《北京市贯彻落实加快建设全积极争取全国电力交易中心在京落地，探索研究全国电力国统一大市场意见的实施方案》市场基础交易规则，健全多层次电力市场交易体系。资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-14-行业深度研究报告图15、电力市场“1+N”基础规则制度南方区域电力市场运营规则1中长量期交电易能现货交电易能量市场结算信理息实披施露细管则......N对电力中长指导开展现建立电力市指导电力市期交易的相货电能量市场结算，包场信息披露关问题进行场交易，包括电力批发了规定，包括日前电能市场价及电括市场主体、量市场、实力零售市场价格机制等时电能量市的统一结算场的组织实内容施等资料来源：中国能源研究会核能专委会，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理2、电力市场体现电能量、容量、辅助服务、绿色四类价值如上一章复盘，我国电力体制已经过几轮改革，在其背景下，电力供需双方交易的市场亦不断优化，本章我们由四类电力市场（电能量市场、容量市场、辅助服务市场、绿色市场）具体展开。市场分类上，按交易规模可分为批发与零售市场，其中批发电力市场为主体，零售电力市场交易体量较小，多为售电公司与用户自主开展；按交易品种可分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电权市场、绿色市场等；按交易时间/区域可分为中长期、现货市场/省内、省间市场；按竞争模式/市场性质，又可分为单边、双边市场/实物、金融市场。图16、电力市场的分类按交易时间/地域分按竞争/性质分单边市场按交易对象分省间现货市场双边市场省内现货市场电能量市场省内中长期市场电力实物市场省间中长期市场电力金融市场批容量市场售电公司发输电权市场电力用户市场辅助服务市场绿色市场零售市场资料来源：北极星售电网，中电联，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-15-行业深度研究报告国际上，美国PJM电力批发市场较为成熟，国内电力市场改革可参考其模式。PJM运营着全球最大的电力批发市场，具体包括电能量市场、容量市场、辅助服务市场、金融输电权市场。其中，电能量市场规模最大，2021年其成本占PJM批发电力市场总成本的62%，主要分为合约市场（双边合同和自行供应）以及现货市场（日前市场和实时市场），前者占电能量交易的70%以上；在中长期的合约市场中，发电方与用电方协商确定电量、电价，用以规避现货市场价格波动风险，而日前市场、实时市场则可弥补预测负荷与上一市场交易量的偏差。此外，同年容量市场占PJM市场成本的17%、辅助服务市场占比2%。图17、PJM市场涵盖范围广泛图18、PJM市场分类及成本占比19%2%17%62%电能量市场容量市场辅助服务市场其他资料来源：MonitoringAnalytics，兴业证券经济与金融研究院资料来源：PJM，兴业证券经济与金融研究院整理整理备注：数据范围为2021年图19、PJM电力负荷中电力来源方式及比例图20、PJM合约、现货市场交易电量占比100%100%80%80%23.2%25.0%26.7%29.3%23.9%26.7%27.7%24.8%24.7%58.9%58.8%59.9%59.2%60%60%40%40%27.5%28.8%24.8%24.7%20%20%14.4%13.5%15.3%16.1%0%0%2018201920202012201320142015201620172018201920202017合约市场现货市场双边合同现货市场自行供应资料来源：MonitoringAnalytics，兴业证券经济与金融研究院资料来源：PJM，MonitoringAnalytics，兴业证券经济与金融整理研究院整理交易机制方面，自行供应合约指PJM区域电力公司与其自身负荷服务端签订合约，双边合约即不同区域公用事业公司之间的电力交易；现货市场中，日前市场提前发布按小时分段的报价，实时市场间隔5分钟实时报价。容量市场提前三年进行容量竞拍，叠加每年一次竞拍保证高峰电力供应。辅助服务市场负责即时平衡电量市场供需缺口，主要包括调频、备用两个品种，与电能量市场联合优化出清。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-16-行业深度研究报告图22、电力市场平衡调节（以调频为例）图21、PJM日前、实时市场定价时间轴资料来源：PJM，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Enerdynamics，兴业证券经济与金融研究院整理图23、四种RTOs容量市场运行机制各异资料来源：USGAO，兴业证券经济与金融研究院整理电价方面，除2020年外，历年PJM批发市场电量电价均占总电价一半以上，受燃气价格上涨影响，2022年电量电价占比高达76.1%。此外，因为容量市场存在报价上限，且电力体系充裕性逐步提升（峰值容量需求下降），限制了发电机组容量电价；从2020年开始，容量电价被输配电价反超，于2023年上半年跌至5.12美元/MWh，同比降低53.8%。辅助服务相关费用占比历年稳定于1%-2%之间。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-17-行业深度研究报告图24、PJM近7年分类平均电价占比图25、PJM近7年分类平均电价趋势（美元/MWh）100%1.4%1.3%1.4%1.6%1.3%1.0%1.6%8080%21.2%20.9%22.4%21.2%16.4%7.6%9.6%7060%14.4%31.9%6017.9%15.2%20.6%26.9%21.6%5055.1%4040%76.1%3058.2%2061.4%54.3%59.6%1020%48.8%00%电量电价输配电价容量电价辅助服务电量电价输配电价容量电价辅助服务其他资料来源：MonitoringAnalytics，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：MonitoringAnalytics，兴业证券经济与金融研究院整理绿色市场方面，PJM计划改革电能量市场及容量市场，纳入清洁能源交易机制。两种市场改革计划分别为1）远期清洁电量市场（FCEM），即在电量市场引入类似绿证的清洁能源属性积分（CEACs）进行远期可再生能源属性交易，电量、容量、辅助服务市场仍正常交易；2）综合清洁容量市场（ICCM），即同时交易CEACs及绿电容量，电量与辅助服务市场同上。而PJM现有绿证市场（REC）及零排放信誉市场（ZEC），通过交易平台/经纪人进行买卖。图26、FCEM计划下电力市场机制图27、ICCM计划下电力市场机制资料来源：PJM，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：PJM，兴业证券经济与金融研究院整理注：carve-outbuyers为分散买家，E&AS为电量及辅助服务，注：carve-outbuyers为分散买家，E&AS为电量及辅助服务，UCAP为未出力容量UCAP为未出力容量参考美国PJM机制，电力市场可根据不同的电力价值进行划分，例如，电能量价值、容量价值、灵活性价值、绿色价值、金融衍生价值等。其中，电能量为电力市场的基本标的，其价值即每发一度电所获收益，反映电能量供需关系；容量反映电力体系的充裕性，其价值体现为托底保供机组提供备用容量的成本；灵活性价值在辅助服务市场中体现，在新能源机组出力不稳定情况下解决实时电力的不平衡问题；绿色价值即绿电溢价，如绿电、绿证交易价格。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-18-行业深度研究报告图28、市场化电力价值分类电能量价值电能量市场每发一度电的收益，通过中长期、现货电能量交易，是电价主要部分市场容量价值容量市场体现为电力系统供应容量充裕度，促进回收固定发电成本，激励电源建设投资化电力灵活性价值辅助服务市场解决实时电力的不平衡问题，保障电力体系灵活性价值绿色价值绿色市场绿电产品的溢价，如绿电、绿证资料来源：中国能源报，中国电力，《电力容量成本回收机制建设路径探讨》，兴业证券经济与金融研究院整理回到国内，当前市场化交易电量整体提升，中长期市场为“压舱石”。自2022年起，我国市场化交易电量占全社会用电量比例保持60%左右，其中长协电量占据大头。中长期交易是电力市场主体规避市场风险、平抑市场价格、保障电力供应的重要手段；国家能源局强调2023年市场化电力用户年度长协至少涵盖上一年用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年长协签约电量高于上一年用电量的90%。图29、月度全国交易电量及占用电量比重（亿千瓦图30、全国市场化交易电量累计值及同比（亿千瓦时）时）600080%600005254345%500070%400068.7%58.8%40%300060%200050%500002065428344316633778735%100040%4000030%300003191330%020%25%10%0%20%200001632415%10%100005%00%全国交易中心交易电量交易电量占全社会用电量比重（右轴）市场化交易电量yoy（右轴）资料来源：iFinD，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理2.1、电能量市场：中长期市场为主力军，现货电价增强电的商品属性电能量市场即买卖电量的市场，以中长期电力交易为主（规避风险），现货交易为辅（发现价格）。2022年各省中长期交易电量持续同比增长，占总交易电量比例维持80%左右，成交价格多在当地燃煤基准电价基础上明显上浮，例如浙江、海南2022年年度交易电价均上浮20.0%，江苏、广东2023年年度交易电价分别上浮19.4%、19.6%。中长期电能量交易可按时间分为年长协和月长协；按交易区域可分为省内交易和省间交易。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-19-行业深度研究报告➢年长协电量占绝大部分，其定价总体参考“煤电联动”机制，在各地燃煤发电基准电价的基础上在上下20%的区间内浮动，以煤价中枢预测为该部分电价浮动比例定调，辅以供需关系考量，总体采用锁量锁价的方式，明确各月年长协电量比例，企业的生产计划稳定性较高；➢月长协即月度交易价格，在上月末进行下月交易，定价逻辑在年长协电价的基础上加大考虑电力供需关系的权重，调价周期较快。图31、2022年电力市场交易类别及占比按交易周期按交易区域直接交易（12.2%）年度电量交易省间交易（19.7%）外送交易（86.9%）中长期市场月度电量交易发电权交易绿电交易（78.81%）市场化交易（60.8%）直接交易（95.2%）电网代理购电省内交易（80.3%）发电权交易其他现货及其他（21.19%)抽水电量交易其他交易资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理图32、月度中长期直接交易电量及占比（亿千瓦时）图33、年度中长期交易电量（亿千瓦时）450090%4500078%80%90%40000202179%400080%3500077%3000080%350070%2500070%2000060%300060%1500050%1000040%250050%30%500020%200040%010%0%150030%2022100020%50010%00%2019-06201920202019-082019-102019-122020-042021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-072022-092022-112023-012023-032023-052023-07中长期直接交易电量占市场化交易电量比重（右轴）长协交易电量长协占比（右轴）资料来源：iFinD，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理图34、中长期电能量市场交易机制分类资料来源：国家发改委，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-20-行业深度研究报告表3、2022-2023年各省年度交易电价（元/度）省份2022年年度交易价格当地基准电价上浮比例20.00%浙江0.49840.415320.00%19.99%海南0.51580.429819.98%19.36%河北0.43730.364418.90%16.86%重庆0.47560.39649.72%江苏0.46670.3910上浮比例陕西0.42150.354519.35%19.63%广西0.49160.4207广东0.49700.4530省份2023年年度交易价格当地基准电价江苏0.46660.3910广东0.55390.4630资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理现货电能量市场按时间可分为日前、日内和实时市场，受电力供需关系影响较大，电价较中长期交易更具弹性。不同于中长期电价仅能上下浮动20%，电力现货价格不受上述幅度限制，其中省间现货市场申报价格上限为3元/度，确定方式均随行就市，受电力供需关系影响较大。我国正稳步推进现货市场建设，首批8个电力现货试点均已实现长周期连续试运行，第二批6个试点及非试点省份（如江西、陕西、宁夏等）亦陆续开展模拟试运行或结算试运行，初步建立反映实时电力供需的价格机制。图35、电力现货市场试点地图资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-21-行业深度研究报告表4、第一、二批电力现货市场试点现况国家现货试点政策时间机构政策文件内容2017.8国家发改委、《关于开展电力现货市场建设试点选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个国家能源局工作的通知》地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。2021.5国家发改委、《关于进一步做好电力现货市场建电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省国家能源局设试点工作的通知》市为第二批电力现货试点。按照用户侧参与现货市场结算设计方案。《电力现货市场基本规则（征求意第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行；2022年3月2022.11国家能源局见稿）》、《电力现货市场监管办法底前，参与中长期交易的用户侧应全部参与现货交易。第二批试点地区原则上（征求意见稿）》在2022底前启动现货市场试运行。地方最新政策内容批次地区试点启动情况南方（以广2019年5月启动现货结算试运行，自2021年11月起连续结算运行超过一年东起步）蒙西2019年6月，现货模拟试运行正式启动，2022年6月1日启动新一轮现货市场连续结算试运行浙江2019年5月30日启动模拟试运行，2021年12月1日第五次结算试运行正式启动第一批山西2022年3月31日，在全国率先实现连续平稳试运行一周年山东2021年12月1日启动第五次结算试运行，至今连续结算试运行已超20月福建2019年6月启动试运行，2020年8月18日正式转入不间断结算试运行四川2019年6月启动模拟试运行，2022年1月4日启动电力现货市场长周期连续结算试运行甘肃2020年4月成为全国率先完成为期一个月长周期结算试运行的省份上海2022年7月22日-2022年7月28日，首次模拟试运行江苏2022年7月1日-7日完成首次电力现货市场结算试运行，9月23-29日开展第二次结算试运行安徽2022年3月30日，安徽电力现货市场模拟试运行正式启动，2023年3月28日-30日第一次结算试运行第二批辽宁2022年6月20日成功开展第一次模拟试运行，9月22日第二次正式模拟试运行。2023年1月5-7日完成第一次结算试运行工作河南2022年6月28日-7月4日日前和实时市场全周期试运行。11月16日至23日完成第一次短周期调电（结算）试运行湖北2022年7月1日-7月7日现货市场模拟试运行。10月31日-11月6日第二次现货模拟试运行资料来源：国家能源局，电联新媒，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理各省现货电价差异明显，普遍高于燃煤基准价。不同省份/区域在不同时段的现货电价存在显著差异，我们选取了现货交易较成熟的省份，其中2022年广东以556.59元/MWh平均电价居于最高位。各地区现货价格（山东含容量补偿费用）相对燃煤基准价均明显上涨，广东涨幅超过20%、蒙西涨幅在60%左右。季度电价方面，广东价差最大，达324.48元/MWh；分时电价方面，山西、内蒙的峰谷价差较大，均超500元/MWh，广东较为稳定，价差为195.4元/MWh。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-22-行业深度研究报告图36、重点省份2022年年均现货电价与上浮比例图37、重点省份2022年季度现货电价趋势（元（元/MWh）/MWh）60055760%62%70%800744.9645860%50042845250%700第3季度40038936740%山东30023%39%36630%600蒙西-呼包西554.2320%504.0917%19%10%420.48第4季度2000%500甘肃-河东-10%第2季度100-20%400山西-7%蒙西-呼包东3000200年均现货电价燃煤发电基准价上浮比例（右轴）第1季度广东甘肃-河西资料来源：《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，兰木达资料来源：《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，兰木达电力现货公众号，兴业证券经济与金融研究院整理电力现货公众号，兴业证券经济与金融研究院整理图38、重点省份2022年平均分时峰谷价格及价差（元/MWh）800700600536.9548.3500504.8400415.3300268.8200195.4219.91000山东山西甘肃-河东甘肃-河西蒙西-呼包东蒙西-呼包西广东平均分时最低价格平均分时最高价格分时平均峰谷差资料来源：《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，兰木达电力现货公众号，兴业证券经济与金融研究院整理省间现货交易需求居高，促进电力资源余缺互济。自2022年初，省间电力现货交易开展自2天至半年度的结算试运行，目前正开展整年度连续结算试运行。2022年试运行期间，累计省间现货交易电量278亿千瓦时，单日最大成交电量达3.19亿千瓦时，省间电价于8月达高峰近2200元/兆瓦时，超过3倍年均价。分电源看，省间现货交易中火电占比最高达52%，光伏发电仅占5%；火电机组全年成交均价亦最高，为1.38元/千瓦时、光伏仅0.20元/千瓦时。今年7月，国调中心宣贯《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，将省间电力现货市场申报价格上限从10元/千瓦时降至3元/千瓦时。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-23-行业深度研究报告图39、省间现货电力交易试运行开展情况资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图40、2022年省间现货交易月均价及环比（元/兆瓦图41、2022年不同电源省间现货交易电量及占比（亿时）千瓦时）资料来源：《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，兰木达16052%60%电力现货公众号，兴业证券经济与金融研究院整理14012050%10031%40%80水电6030%12%20%40205%10%光伏00%风电火电省间现货交易电量占比（右轴）资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图42、2022年不同电源现货成交均价（元/千瓦时）图43、2022年7-11月分区域购售电量占比1.670%1.3861%1.460%1.250%140%0.830%27%27%28%0.60.3920%17%15%0.290.40.209%光伏6%8%0.210%西南1%00%0%火电0%水电风电东北华北华东华中西北2022年现货成交均价购电量占比售电量占比资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-24-行业深度研究报告图44、2022年7-11月分区域购售电额占比图45、2022.7.16国家电网跨区跨省送受电情况80%71%资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理70%60%50%44%40%31%30%20%13%15%10%3%4%0%4%7%8%0%华北华东华中西北西南0%东北购电费用占比售电收入占比资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理新能源出力特性与区域性电力紧缺成为影响现货电价的重要因素。一方面，新能源出力集中在日间，而负荷端的高峰一般发生于傍晚至晚间，由此形成的错配影响净负荷曲线；另一方面，国内用电高峰通常为夏冬两季，若夏季西南来水偏枯且沿海需求旺盛，则区域性电力供需缺口或快速放大。以山东和浙江为例，2023年5月山东电力现货市场曾连续21小时负电价刷新纪录，5月1日实时市场峰谷价差高达426.09元/兆瓦时；主要原因是节假日电力负荷下降与风光大发下的电力供需错配；此外，2022年迎峰度夏期间，浙江由于电力紧缺大量购入高价省间现货电量，7、8月全电力市场损益清算分别为-49.9、-38.4亿元。图46、2022年山西电力现货月均价（元/MWh）图47、山东2023年4.29-5.3现货市场价格（元/MWh）资料来源：《电力现货价格年度分析报告（2022年）》，兰木达1200电力现货公众号，兴业证券经济与金融研究院整理注：红色折线为环比增长率，橙色折线为电价同比增长率10008006004002000-2001234567891011121314151617181920212223244月29日4月30日5月1日5月2日5月3日资料来源：光伏们，兴业证券经济与金融研究院整理注：横轴单位为时，纵轴单位为元/兆瓦时请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-25-行业深度研究报告图48、2022年7月起各月浙江省电力交易中心全电力市场损益清算结果（亿元）2022-72022-82022-92022-102022-112022-122023-10-10-4.43-1.67-8.38-7.34-7.36-20-30-40-38.4-50-49.9-60全电力市场损益清算结果资料来源：浙江省电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理2.2、容量市场：部分省份先行探索，容量补偿机制亟待推向全国由于单一的电能量市场难以补偿发电机组的固定成本，建立容量成本回收机制以实现合理经济补偿成为必然之选。国外在实践中已形成三种典型的容量成本回收机制，分别为：稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿机制，其中，容量补偿机制最适配于我国电力市场发展现状。➢稀缺定价机制：允许出现短时尖峰电价，考验用户侧电价承受能力。稀缺定价机制旨在仅通过电能量市场为发电机组固定成本提供经济补偿，具体做法为放宽电能量市场的价格上限，在电力供应短缺时允许出现短时极高的尖峰电价。显然，完全放任电价由供需决定与我国电价政策基调相背离，亦对市场监管提出极高要求，目前在我国尚不具备推行的现实条件。➢容量市场机制：以市场竞争方式形成容量价格，要求电力市场发展相对完善。容量市场机制通过引入市场竞争，将机组可用装机容量作为交易标的并确定其容量补偿价格。由于容量市场机制设计相对复杂，对现货市场运营条件要求较高，目前难以构建并应用于我国电力市场。➢容量补偿机制：以行政手段制定容量补偿价格，为现阶段我国的最优解。容量补偿机制下，政府或特定机构直接制定容量补偿价格，产生的容量补偿费用一般由电力用户分摊，并由相关发电企业获得以回收其固定成本。考虑到我国电力市场尚不完善、用户侧电价承受能力较弱等现实因素，建设容量补偿机制或将成为我国保障系统容量充裕性的重点政策方向。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-26-行业深度研究报告表5、各类发电容量充裕性保障机制的优缺点比较机制类型价格稳定性政策评估对电能量市场影响适用条件实施难易市场机制健全完善稀缺定价现货价格大幅波动；存在机制简单；无需额外机制；市场力较少或无影响极高电价冲击监管难容量市场价格较平稳机制较复杂；须建立规则复杂的容扭曲电能量市场价格市场机制健全完善量市场；对监管要求高容量补偿价格较平稳机制较简单；须制定补贴量价标扭曲电能量市场价格市场初期准；对监管有一定要求资料来源：黄海涛等《发电容量充裕性保障机制国际实践与启示》，兴业证券经济与金融研究院整理图49、容量补偿机制下火电机组成本回收模式固定资产折旧固定成本财务费用通过容量补偿回收火电机组成本运维费用等其他成本变动成本燃料费用等通过电能量收入回收资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理部分省份先行探索容量补偿机制，全国性容量电价指导政策出台时机逐渐成熟。2020年以来，我国山东、云南等地根据各自省份情况，陆续以不同方式探索建立容量补偿机制，但中央层面暂时尚未出台相关指导性意见。考虑到各地政策实践为全国性容量电价政策的制定积累了一定经验，且今年国家发改委在两会期间明确提出研究建立发电侧容量补偿机制，后续政策释放值得期待。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-27-行业深度研究报告表6、国家发改委、能源局多次提及容量补偿机制时间发布单位文件名称主要内容2023.09国家发改委《电力现货市场基本各省（区、市）/区域要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量国家能源局规则（试行）》补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。开展现货市场的地区，要做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时，可探索建立容量市场2023.03国家发改委《关于2022年国民经研究建立发电侧容量补偿机制。济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》2022.01国家发改委《关于加快建设全国因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况，建立市场化国家能源局统一电力市场体系的的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方指导意见》式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。资料来源：国家发改委官网，国家能源局官网，兴业证券经济与金融研究院整理表7、部分省份因地制宜出台容量补偿相关政策时间发布省份文件名称补偿原则主要内容补偿费用收取方式补偿对象2022.12云南《云南省燃煤发燃煤发电企业最大发电能力和最省内燃煤发电企业1）先期鼓励未自建新型储能设施或未电市场化改革实小发电能力之间的可调节空间参购买共享储能服务达到装机规模10%施方案（试行）》与调节容量市场交易，试行期先按的风电和光伏发电企业（含已建成项烟煤无烟煤额定装机容量的40%目），自行向省内燃煤发电企业购买系参与燃煤发电调节容量市场交易统调节服务；（褐煤发电企业暂不参与），并根2）未自建新型储能设施、未购买共享据市场供需变化动态调整。燃煤发储能服务且未购买燃煤发电系统调节电调节容量价格由买卖双方在服务的新能源项目上网电价按清洁能220元/千瓦·年上下浮动30%区间源市场交易均价的90%结算，结算差范围内自主协商形成。额资金纳入电力成本分担机制。2022.10青海《青海电力现货现阶段，对参与电力市场的批发市直接参与青海电力按照容量补偿电价按月向批发市场用2022.09甘肃市场容量补偿实场用户（含售电公司和批发用户）现货市场竞价的火户、电网企业代理购电用户收取容量施细则（初稿）》和电网企业代理购电用户的实际电机组、新能源（风电费用电量收取容量补偿电费，由机组电、光伏）场站和储按照各自补偿容量的比例进行分能电站调峰容量市场补偿费用在调峰能力未享。降至额定容量50%以下的火电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机《甘肃省电力辅针对火电机组灵活性改造成本和火电机组、电网侧组、新能源电场、水电厂、市场化电力助服务市场运营电网侧储能的投资建设成本，按调储能设施用户之间进行分摊，其中用户按当月暂行规则》（征求节能力（容量）进行竞价获取补偿实际用电量比例分摊，发电侧按当月意见稿）修正电量比例分摊。2022.03山东《关于电力现货山东容量市场运行前，参与电力现参与电力现货市场根据《山东省电力现货市场交易规则市场容量补偿电货市场的发电机组容量补偿费用的发电机组(试行)》，用户侧容量补偿费用=容量价有关事项的通从用户侧收取，电价标准暂定为每补偿电价全网所有市场化用户月度知》千瓦时0.0991元（含税）。用电量2020.11广东《广东电力市场按照容量度电分摊标准按月向售参与广东电力市场用户侧容量电费：售电公司容量电费=容量补偿管理办电公司（含直接参与批发市场的大化交易并获得与用售电公司当月价差中长期合约外电量法（试行，征求意用户）收取容量电费，并根据市场户侧直接交易资格见稿）》机组有效容量占市场机组总有效的省级及以上调度×容量度电分摊标准。售电公司容量度容量比例补偿给各机组。机构调管的燃煤、电分摊标准根据广东电力市场化机组燃气发电机组投资建设成本及市场运行情况测算。资料来源：各省政府官网，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-28-行业深度研究报告山东明确规定发电机组容量补偿电价，补偿机制近年来持续完善。2020年6月，山东省发改委在《山东省电力现货市场交易规则（试行）》中首次提出“以容量补偿方式补偿发电机组固定成本”。2022年1月，山东省对容量补偿机制中的机组月度可用容量作出定义，其中，火电机组根据容量贡献分配总补偿金额；新能源电站按市场化有效发电容量计算；储能电站按充放电容量计算。2022年3月，容量补偿电价正式明确，参与电力现货市场的发电机组的容量补偿费用按照0.0991元/千瓦时（含税）的电价标准从用户侧收取。其后，山东省在2022年7月引入容量补偿峰谷系数，并于同年11月引入深谷和尖峰系数及执行时段，补偿机制逐步完善。截至2022年底，山东电力交易中心完成市场化电量3714亿千瓦时，自成立以来年均增长速度53.5%，我们保守假设2023年市场化交易电量达到4000亿千瓦时，则山东省2023年容量补偿费用总量为396.4亿元。图50、山东省容量补偿政策发展历程《关于电力现货市场容量补偿电《关于发布2023年容量补偿分时峰价有关事项的通知》：山东容量谷系数及执行时段的公告》：明确《山东省电力现货市场交易规则（试行）》：市场运行前，参与电力现货市场2023年不同季节容量补偿分时峰谷综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状的发电机组容量补偿费用从用户系数K1、K2取值及执行时段，并引态等因素,以容量补偿方式补偿发电机组固侧收取，电价标准暂定为每千瓦入深谷和尖峰系数及执行时段。规定成本。发电容量补偿费用按照省发展改革时0.0991元（含税）。定谷系数0.3，深谷系数0.1，峰系数委核定的容量补偿电价（元/度）向用户侧收1.7，尖峰系数2.0。取，每月结算一次。2020.062022.012022.032022.072022.11《山东省电力现货市场交易规则（试行）《关于进一步做好2022年下半年山东省（2022年试行版V1.0）》：对容量补偿电力现货市场结算试运行工作有关事项机制中的机组月度可用容量作出补充，的通知》：新增可调节负荷分时零售套定义了直调公用火电机组、地方公用电餐和峰谷系数，峰系数150%-200%，谷厂及并网自备电厂、新能源电站和独立系数0-50%。储能设施的月度可用容量。资料来源：国家能源局山东监管办公室，山东省政府官网，北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理图51、山东省容量补偿机制运作模式发电侧（暂不含外电、核电）用户侧直调公用火电机组月度可用容量=∑直调机组火电机组日可用容量市场化交易电量根据机组月度可地方公用电厂及并月度可用容量=（含电网代理）用容量占比分配网自备电厂（∑地方公用电厂及并网自备补偿费用电厂日可用容量）/当月总天数容量补偿电价0.0991元/度（含税）电量乘以电价，日清月结形成资金池新能源电站月度可用容量=月度市场化有效发电容量独立储能设施月度可用容量=λSE×（有效充放电容量）/2。λSE初期暂定为采用分时系数法，规定不同季节不同时段的峰谷系数（总量不变）1.0资料来源：山东省政府官网，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-29-行业深度研究报告云南设立煤电调节容量市场，首创针对燃煤机组的容量电价。2022年12月，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》印发，提出建立燃煤发电调节容量市场。政策鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务，否则其上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算。试行期间，煤电机组按额定装机容量的40%参与调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与）。容量电价方面，政策限定买卖双方可在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内经自主协商形成容量价格。按云南省截至2023年7月的火电装机容量1533.84万千瓦计算，在均以40%的装机容量参与容量市场交易的假定下，云南省容量市场规模预计在9.45-17.55亿元区间内。➢我国各地及全国平均火电容量电价的理论值测算：考虑到容量补偿机制的目的主要是帮助发电机组回收其固定成本，我们对火电容量补偿电价的测算过程如下：1）对于单位千瓦火电机组，假设其固定成本（包括投资成本、运维费用、利息支出）可通过容量电价机制获得完全补偿，即火电度电容量电价=固定成本/对应期间内发电量；2）某一地区火电容量补偿规模=火电机组度电容量电价×该地区在对应期间内火电总发电量；3）假定容量补偿费用由全社会参与市场的电力用户按照用电量比例分摊，则用户侧容量费用=容量补偿规模/该地区全社会市场化用电量。图52、简化的容量电价制定过程图解固定资产折旧运维费用单位千瓦火电机单位千瓦火电机组单位千瓦火电机组固定成本度电容量电价组发电量年均利息支出用户侧容量费用对应地区全社会对应地区容量补单位千瓦火电机组对应地区火电机市场化用电量偿规模度电容量电价组总发电量资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理按照以上方式，我们可以根据2022年不同省份以及全国平均火电利用小时数、火电发电量以及市场化用电量，测算得出目前各省&全国的理论火电容量电价以及相应的用户侧容量费用。对单位千瓦火电机组的基本假设如下：1）火电装机建造成本：3500元/千瓦；2）运维费用及其他费用：参考建投能源2020-2022年成本分拆，不考虑员工薪酬的情况下约95元/千瓦·年；请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-30-行业深度研究报告3）残值率：10%；4）折旧年限：20年；5）资本金比例及贷款利率：资金结构为30%权益资金与70%债务融资，贷款利率为4.0%，还款年限15年；6）用电量中市场交易占比：60%。从容量电价定义出发，不考虑员工薪酬的情况下，根据测算结果全国平均火电容量补偿为310元/kw·年（对应2022年发电量，电价约为0.070元/度），平均用户侧容量费用约为0.080元/度（由市场交易用户承担）。西南、东北区域由于火电利用率较低，故其容量电价较高；宁夏、内蒙古、山西等地的理论容量电价在当前其用户侧用电价格中占比较高。参考云南容量电价市场政策，煤机最大发电能力与最小发电能力之间的可调节空间参与容量市场交易，由于未灵活性改造前我国火电机组最小出力一般为50%-60%，故获补贴的容量占比或为40-50%。根据测算，若50%装机获容量补贴，全国平均火电容量补偿为155元/kw·年（对应2022年发电量，电价约0.035元/度），平均用户侧容量费用约为0.040元/度（由市场交易用户承担）。图53、各地&全国平均火电容量电价水平（元/度）（覆盖100%固定成本）0.110.10310.10.09390.090.09100.08990.080.070.08540.08530.060.08390.08060.08010.07970.07880.07620.07500.07440.07330.07160.07080.07050.07010.06970.06890.06700.06560.06490.06410.06410.06320.06290.06180.06090.06040.05资料来源：北极星售电网，中国电力知库，兴业证券经济与金融研究院测算注：用户侧电价采用各地2023年8月工商业用户单一制10千伏电压等级下用电价格，其中，北京市、广东省、陕西省、河北省、内蒙古自治区电价分别采用城区、珠三角五市、不含榆林地区、河北南网、蒙西电网区域内对应类别电价请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-31-行业深度研究报告图54、各地&全国平均用户侧度电容量费用及其占用户侧电价比重情况（元/度）（覆盖100%固定成本）0.1630%0.14620.140.135125%0.120.125520%0.10.11470.11240.11000.10740.10190.10130.09880.09530.080.08040.07960.079215%0.060.07640.07500.07490.07260.072210%0.06820.06710.06460.06380.05920.05820.05770.05770.04580.040.03290.020.02670.02125%00%用户侧度电容量费用容量费用占用户侧电价比重（右轴）资料来源：北极星售电网，中国电力知库，兴业证券经济与金融研究院测算注：用户侧电价采用各地2023年8月工商业用户单一制10千伏电压等级下用电价格，其中，北京市、广东省、陕西省、河北省、内蒙古自治区电价分别采用城区、珠三角五市、不含榆林地区、河北南网、蒙西电网区域内对应类别电价图55、各地&全国平均火电容量电价水平（元/度）（覆盖50%固定成本）0.0550.05160.050.04690.0450.04550.04500.040.04270.04270.0350.04200.04030.04000.03980.03940.03810.03750.03720.03670.03580.03540.03520.03500.03490.03450.03350.03280.03250.03210.03200.03160.03150.03090.03050.03020.030.025资料来源：北极星售电网，中国电力知库，兴业证券经济与金融研究院测算注：用户侧电价采用各地2023年8月工商业用户单一制10千伏电压等级下用电价格，其中，北京市、广东省、陕西省、河北省、内蒙古自治区电价分别采用城区、珠三角五市、不含榆林地区、河北南网、蒙西电网区域内对应类别电价请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-32-行业深度研究报告图56、各地&全国平均用户侧度电容量费用及其占用户侧电价比重情况（元/度）（覆盖50%固定成本）0.0816%0.07310.070.067614%0.060.062712%0.0510%0.05740.05620.05500.05370.05090.05060.04940.04770.04020.03980.03960.03820.03750.03740.03630.03610.040.03410.03350.03230.03198%0.030.02960.02910.02880.02886%0.02290.020.01644%0.010.01340.01062%00%用户侧度电容量费用容量费用占用户侧电价比重（右轴）资料来源：北极星售电网，中国电力知库，兴业证券经济与金融研究院测算注：用户侧电价采用各地2023年8月工商业用户单一制10千伏电压等级下用电价格，其中，北京市、广东省、陕西省、河北省、内蒙古自治区电价分别采用城区、珠三角五市、不含榆林地区、河北南网、蒙西电网区域内对应类别电价2.3、辅助服务市场：当前调峰&调频服务为主，未来市场空间广阔辅助服务可提高电力系统灵活性，有助于平衡电力实时供需。随着新能源渗透率提高和负荷需求复杂多变，电力供需难以准确预测，运行偏差需要辅助服务市场进行资源平衡，灵活调节电力送受。辅助服务包括有功平衡、无功平衡、事故应急恢复服务三类，其中有功平衡分为调峰、调频、备用等服务，是我国目前主要运行的辅助服务品种。图57、辅助服务分类资料来源：北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理辅助服务市场即上述服务的交易市场，可补充电能量市场的电量偏差或运行中出现的特殊事件。当前，我国辅助服务市场正处于探索建设阶段，形成辅助服务市场+固定补贴并行的过渡模式。其中，各省普遍建设运行了区域内调峰、调频辅助请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-33-行业深度研究报告服务市场，部分区域开展了区域备用辅助服务市场。2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦；煤电企业获得辅助服务补偿收益约320亿元。图58、辅助服务费用补偿分类图59、各区域/省开展的辅助服务市场类型资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理表8、各类电力辅助服务品种补偿机制电力辅助服务分类具体品种补偿方式固定补偿参考因素有功平衡服务一次调频义务提供、固定补偿、市场化方式（集电网转动惯量需求和单体惯量大小无功平衡服务中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡事故应急及恢复服务二次调频商）献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳调峰定过程中实际贡献量备用转动惯量社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投爬坡资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有自动电压控制功发电量损失调相稳定切机义务提供、固定补偿、市场化方式（公按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维稳定切负荷开招标/挂牌/拍卖、双边协商）护的成本的原则稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本用户损失负荷成本黑启动投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用资料来源：国家能源局《电力辅助服务管理办法》，兴业证券经济与金融研究院整理国内7成机组均参与辅助服务，火电为辅助服务费用补偿主体。截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦，占比约74%。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%；其中火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%；市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；调峰/调频/备用补偿分别占总费用的60.00%/19.40%/16.20%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-34-行业深度研究报告图61、2023上半年不同辅助服务补偿结构比例图60、2023上半年不同辅助服务类型补偿比例26.60%4.40%16.20%19.40%60.00%73.40%调峰调频备用其他市场化补偿费用固定补偿费用资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理2021年12月，国家能源局出台《电力辅助服务管理办法》，细化规定了各类电力辅助服务品种补偿机制。随后南方电网、华东电网、华北电网、西北电网、东北电网、华中电网均发布新版“两个细则”模拟运行稿，提出扩大电力辅助服务主体、丰富电力辅助服务品种、深度挖掘传统电源潜力等。在政策指引下，各省建立当地辅助服务补偿机制，补偿细则不尽相同。按区域来看，2019年上半年全国电力辅助服务补偿共130.31亿元，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占当地上网电费比重最高，达3.27%，华中区域占比最低，为0.36%。图62、2019年上半年各区域辅助服务补偿及电费占图63、2019年上半年各区域不同类型辅助服务补偿比（亿元）占比503.00%3.5%100%453.27%3.0%80%402.71%352.5%302.0%60%25201.5%40%150.92%0.49%1.0%0.5%1020%50.36%00.0%华北东北西北华东华中南方0%东北西北华东华中南方华北补偿费用电费占比（右轴）调频调峰备用调压其他资料来源：国家能源局，中国电力网，兴业证券经济与金融资料来源：国家能源局，中国电力网，兴业证券经济与金融研究院整理研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-35-行业深度研究报告表9、辅助服务相关政策梳理时间地区/单位政策文件主要内容国家层面2023.9国家发改委《电力现货市场基本规则1）现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，国家能源局（试行）》调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。2）现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再2022.05国家发改委《关于促进新时代新能源设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。国家能源局高质量发展的实施方案》3）现货市场运行地区，辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担。完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能2022.01国家发改委《关于加快建设全国统一热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。国家能源局电力市场体系的指导意推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅见》助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。2021.12国家能源局《电力并网运行管理规1）进一步扩大辅助服务提供主体；2）强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的定》、《电力辅助服务管理原则，确定补偿方式和分摊机制；3）建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制；4）新纳入跨省跨区电力辅助服务机制。办法》2023.05华中《华中区域电力辅助服务区域电网层面2023.05西北管理实施细则（征求意见2023.04东北稿）》、《华中区域电力并网新型储能调峰补偿：电力调度机构结合系统调峰需要调用，下达调度计划（含调度指2022.09华东运行管理实施细则（征求意令）要求储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为H3×3002022.09华北见稿）》（元/兆瓦时）。2022.06南方2023.09湖北《西北区域电力并网运行新型储能一次调频服务补偿按照一次调频月度动作积分电量150分/万千瓦时（15元管理实施细则（征求意见/kWh）补偿。新型储能并网主体月可用率达到98%以上，每提高1%补偿1分/万千瓦稿）》、《西北区域电力辅助（0.1元/kW）。新型储能在AGC指令下，实际最大放电功率加上最大充电功率计算调服务管理实施细则（征求节容量，按0.2分/万千瓦（0.02元/kW）补偿。黑启动：新能源场站（风电场、光伏电意见稿）》站）及新型储能电站每月2分/万千瓦（0.2元/kW），对并网主体的补偿最高不超过最高300分/月（30万元/月）补偿。《东北区域电力运行管理新增有偿调峰、无功调节、黑启动、有偿一次调频及虚拟惯量响应、爬坡等辅助服务新实施细则》、《东北区域电力品种；装设AGC装置的机组、储能电站，如果AGC可用率达到98%以上，按AGC可辅助服务管理实施细则》用时间每台次（电站）每小时补偿20元；在投入调频模式期间，对参与系统频率调整和ACE控制的发电侧并网主体、新型储能进行补偿，每万千瓦时补偿1200元。《华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行新型储能有偿一次调频补偿标准数值为400元/兆瓦时，AGC基本补偿标准数值为360稿）》、《华东区域电力并网元/兆瓦·月，深度调峰补偿标准为160元/兆瓦时，可调节负荷削峰补偿标准取800元/运行管理实施细则（模拟运兆瓦时，可调节负荷调峰补偿标准取240元/兆瓦时，可中断负荷旋转备用补偿标准取行稿）》1000元/兆瓦时。《华北区域电力并网运行管理实施细则（征求意见对火电机组因电网运行需要或新能源消纳需求提供深度调峰服务造成的比基本调峰少稿）》、《华北区域电力辅助发的电量，机组出力在50%-40%额定容量部分，按照100元/MWh进行补偿；机组出服务管理实施细则（征求意力在40%额定容量以下部分按照250元/MWh进行补偿；火电机组单机容量在100MW见稿）》以下（含100MW）的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000元/MW。单机容量在《南方区域电力并网运行100MW以上的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1750元/MW。管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%~50%之间的，按照R5（元/兆瓦则》时）的标准补偿；在额定容量30%~40%之间的，按照8×R5（元/兆瓦时）的标准补偿；在额定容量30%以下的，按照12×R5（元/兆瓦时）的标准补偿。《湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则（征地方层面求意见稿）》规则适用于湖北省内开展的电力调峰辅助服务交易，包括深度调峰交易、启停调峰交易、顶峰（削峰）调峰交易等。深度调峰交易采用“日前报价，边际出清”的交易机制，组织燃煤机组、新型储能、虚拟电厂同台竞价，按照价格优先、时间优先的原则依次出清。报价相同时，按照虚拟电厂、新型储能、燃煤机组的顺序依次出清。虚拟电厂削峰请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-36-行业深度研究报告非保供时期报价上限1000元/兆瓦时，保供时期报价上限2000元/兆瓦时。填谷报价上限600元/兆瓦时。《云南调频辅助服务市场云南调频市场未中标且未被调用的发电单元AGC调节容量补偿标准按照4元/兆瓦时，2023.08云南运营规则（2023年征求意见中标或因电网安全需要被调用的发电单元AGC调节容量补偿标准按照5元/兆瓦时进稿）》行补偿。调频里程申报价格上限8元/兆瓦，调频里程申报价格下限3元/兆瓦。一次调频辅助服务补偿：独立新型储能电站一次调频功率变化限幅不小于50%额定有功功率，补偿标准为100元/兆瓦。有偿无功辅助服务补偿：按照30元/兆瓦时进行补《山东省电力并网运行管偿，抽水蓄能机组暂不参与无功辅助服务补偿和分摊。AVC辅助服务补偿：AVC补偿2023.07山东理实施细则》、《山东省电力标准取0.1元/兆瓦时，抽水蓄能机组暂不参与AVC辅助服务补偿和分摊。黑启动辅助辅助服务管理实施细则》服务补偿：黑启动电源按照30万元/次进行补偿，因电网故障提供实际黑启动服务，按照1000万元/次进行补偿。转动惯量响应辅助服务补偿：小扰动补偿标准为72元/兆瓦，大扰动补偿标准100元/兆瓦。快速调压辅助服务补偿：补偿标准为72元/兆瓦。独立储能提供深度调峰辅助服务，竞价上限0.55元/kWh，调用时长不低于1小时。因2023.04新疆《新疆电力辅助服务市场电力保供、电网安全等原因经电力调度机构调度参与调峰的独立储能、配建储能，初期运营规则（征求意见稿）》补偿标准0.35元/kWh，调用时长不低于1小时。用户侧灵活性资源提供调峰辅助服务，调峰能力不低于10MW，调峰时长不低于1小时。独立储能提供调频辅助服务，装机容量不低于10MW，里程申报价格为0-15元/MW，容量补偿价格市场初期5元/MW。《甘肃省电力辅助服务市火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿，补偿标准上限最2022.09甘肃场运营暂行规则》（征求意高3600元/MW·日；电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，补偿标准上限见稿）300元/MW·日。《福建省电力调频辅助服将常规机组参与调频服务的里程补偿报价上限提高了25%，运用市场化方式提高常规2022.04福建务市场交易规则（试行）机组参与调频市场的积极性；新规则明确机组参与调频市场过程中，满足深度调峰市（2022年修订版）》场、启停调峰市场参与标准时，可获得相应的调峰补偿。2021.09山东《山东电力辅助服务市场试运行初期，储能设施有偿调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行。储能示范应用项目运营规则(试行)(2021年修参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元/兆瓦时给予补偿。订版)(征求意见稿)》2020.12青海《青海省电力辅助服务市“共享储能调峰”的交易模式分为双边协商交易和市场竞价交易，且两种模式交易后储能场运营规则》（征求意见稿）电站仍可用剩余电力参与电网调峰，已并网的共享储能电站项目电网调用调峰价格为0.5元/kWh。2020.11江西《江西省电力辅助服务市鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。根据火电调峰报价，最低档不超过场运营规则（试行）》0.2元/kWh，最高档不超过0.6元/kWh。资料来源：国家能源局，各省发改委、能源局，北极星储能网、索比光伏网、北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理⚫我国辅助服务未来空间测算：以一年为周期、在全国范围内，对辅助服务费用规模进行测算，根据平均电价及全社会用电量增长的预测倒推总电费规模，并根据国家能源局相关发布会回复，2023年上半年辅助服务费用278亿元，占上网电费1.9%，参考国际经验，辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上。我们假设2030年辅助服务费用占总上网电费3%，从而推算未来辅助服务补偿费用规模，在平均电价不变的情况下，测算2030年辅助服务费用补偿规模近1200亿元，辅助服务费用比例随着新能源大规模接入有望不断提升。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-37-行业深度研究报告表10、我国辅助服务费用补偿规模保守测算：2030年规模近1200亿元2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E119343全社会用电量（亿度）9069194318980911020151060951103391147534.00%0.00%yoy（%）5.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%385084.00%平均上网电价yoy（%）0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%3.00%总上网电费（亿元）292633043431651329173423435603370271155yoy（%）5.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%辅助服务占上网电费比重（%）1.90%2.00%2.10%2.20%2.40%2.60%2.80%辅助服务补偿费用（亿元）5566096657248229261037资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院测算注：2023年辅助服务补偿费用=上半年补偿费用2，根据已披露的上半年补偿费用比重1.9%推算总上网电费。2.4、绿电、绿证&CCER：可再生能源环境价值凸显，看好政策引导下的交易规模扩张在全球高度重视气候治理的背景下，可再生能源的环境价值凸显。在我国，可再生能源电力消费的需求主要来自于两方面：（1）完成可再生能源消纳责任权重；（2）出口企业规避高额海外碳关税。根据我国现行制度设计，可再生能源发电项目可通过绿电交易、绿证交易以及CCER兑现其环境价值。表11、绿电、绿证、CCER三种机制比较机制政策目标核心特点需求来源推行区域交易规则覆盖面目前不支持交易绿电凭证引导绿色消费，推动“证电合一”自愿需求全国，但受电力传覆盖全国可再生电绿色能源发展输容量和电力市场力交易机制约束绿证引导绿色消费，促进“证电分离”自愿需求和可再全国可认购，只能交易覆盖全国可再生电消纳利用，完善补贴生能源配额考核一次力机制需求覆盖全国各类减排项目CCER加强温室气体排放控自愿碳市场中碳市场履约需求全国，目前交易由可多次交易，手续制，补充完善碳市的交易标的（抵消机制，上各试点交易所组织费1.5%-7.5%（但限5%）和自愿需发放流程较长）场，调动全社会参与减排积极性求资料来源：王心昊等《可交易减排价值权证比较分析和衔接机制研究》，兴业证券经济与金融研究院整理绿电&绿证交易政策陆续出台，鼓励绿电出现溢价：➢国家发改委、能源局于2021年5月发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，重点指出有序推动新能源参与电力市场，引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。➢此后颁布的《绿色电力交易试点工作方案》正式明确了绿电交易定义与交易框架，鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，同时将高于核定上网电价的收益分配给发电企业。➢在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，重点提出探索开展绿色电力交易，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-38-行业深度研究报告➢绿证方面，2023年8月，国家发改委、财政部、能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。表12、绿电交易、绿证关键政策要点梳理政策名称发布时点发布单位主要内容2021.05✓《关于进一步做好电力现货市场提出尽快建立绿色电力交易市场，并推动绿色电力交建设试点工作的通知》国家发改委、国家能源局✓易。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易《关于2021年新能源上网电价政2021.06✓竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障策有关事项的通知》国家发改委收购小时数。✓2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，同时可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，✓以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。交易产品：初期为风电和光伏发电企业上网电量，条✓件成熟时扩大至符合条件的水电。✓交易类型：独立的中长期交易框架，初期开展年度为周期的交易，鼓励市场主体之间签订5-10年的长期购《绿色电力交易试点工作方案》2021.09国家发改委、国家能源电协议。局、国家电网、南方电网绿电优先：发电企业参与绿色电力交易的对应合同优先执行。✓交易模式：a、直接交易购买，主要面向省内市场，由电力用户或售电公司通过直接交易方式向省内绿色电✓力企业购买绿电；b、向电网企业购买，若为补贴新能✓源电站，则该交易电量不领取补贴，亦不计入合理利用小时。《省间电力现货交易规则（试2021.11国家电网✓定价机制与溢价：发电企业与用户双边协商、集中撮行）》合的方式市场化形成。鼓励交易价格高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，高出部分的收✓益分配给发电企业。✓绿电消纳约束（需求端约束）：提出将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司作为刚性约束的预期。✓绿证交易：对参与绿电交易的新能源发电主体核发绿证，在流通环节将绿色属性标识和权益凭证直接赋予《促进绿色消费实施方案》2022.01国家发改委✓绿电产品，实现绿证和绿电的同步流转，从而充分还原2022.01绿色电力的商品属性。《关于加快建设全国统一电力市✓优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参场体系的指导意见》与省间电力现货交易。✓鼓励绿电消费：a：新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控✓制要求。b：鼓励行业龙头企业、大型国企、跨国公司消费绿电，✓推动外向型企业较多、经济承受能力较强地区逐步提高绿电消费比例。国家发改委、国家能源局✓c、加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业绿电消费占比。d、绿电保障：电网保供能力许可时，对绿电消费比例较高的用户实施需求侧优先保障。e、市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。f、与碳排放的关系：研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性。中长期交易：建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。现货交易：鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-39-行业深度研究报告✓开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。✓交易产品：符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆风、集中式光伏，后续放开，可能逐步范围扩大至水电。✓购电方：电力用户和售电公司，电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策可以作为购售电主体参与绿电交易，后续引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。✓交易方式：协商交易、挂牌交易、竞价交易。《南方区域绿色电力交易规则✓绿证：绿证是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏（试行）》2022.02南方电网等绿色电力上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，1个绿证对应1MWh结算电量。✓售电主体：a、平价电站或自愿退出国补的原补贴电量，b、若为补贴新能源电站，则该交易电量不领取补贴，亦不计入合理利用小时。✓绿电价格：能量价格+环境溢价，能量价格按保障电站收益为原则定价，环境溢价为绿色电力成交价格减去电力用户所在省区绿电基准电价或竞争性配置所形成电价的差值。✓绿证：绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。《关于做好可再生能源绿色电力国家发展改革委、财政✓对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电证书全覆盖工作促进可再生能源2023.08（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质部、国家能源局电力消费的通知》发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。《北京电力交易中心绿色电力交2023.08北京电力交易中心✓参与绿电交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新易实施细则（修订稿）》能源企业。优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内，以及主动放弃补贴的风电和光伏电量参与交易。稳步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与绿电交易。✓绿电交易方式：绿电交易主要包括省内绿电交易和省间绿电交易，组织方式主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等，可根据市场需要进一步拓展，应实现绿色电力产品可追踪溯源。✓交易价格：绿电交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌、集中竞价交易等方式形成。绿电交易价格应充分体现绿电的电能价值和环境价值，市场主体应分别明确电能量价格与绿电环境价值。数据来源:中国政府网，国家发改委，国家能源局，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理图64、绿电交易运作模式概况国家可再生能源信息管理中心发放绿证现阶段主要为（平价或补贴强度市场运初期主要为具有绿电消费需求的较低的）集中式陆上风电、光伏市场营机构市场用电企业逐步扩大至符合条件的水电及其售电主体注册（绿色注册购电主体逐步引导电动汽车、储能等新兴他可再生能源发电企业市场主体参与交易电力交交易结算易机构）结算资料来源：北极星电力网，国家发改委，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-40-行业深度研究报告绿电交易规模扩张，2023年1-7月全国省内绿电交易量同比+136%。根据中电联数据，2023年1-7月，全国绿电省内交易电量累计达210亿千瓦时，同比增加121亿千瓦时，同比增长136%。北京电力交易中心在光伏行业2022年发展回顾与2023年形势展望研讨会上表示，随着绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破，预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超500万张。图65、自2021年9月绿电交易启动以来全国绿电省内交易规模变化情况（亿千瓦时）7061.56050.75041.539.14030.928.430.83019.318.819.521.22012.915.116.814.714.811.9101.22.51.83.12.63.50资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理全国绿电交易规模现有交易框架下，绿电保持溢价状态，且有望在中长期维度内维持。在2021年9月进行的首批绿电交易试点中，全国共成交79.35亿千瓦时绿电，成交价格较当地电力中长期交易价格增加3-5分/千瓦时。此类溢价于后续绿电交易中依旧维持，广东及江苏2023年绿电年度交易均量价齐升，其中，广东2023年绿电年度交易成交电量15.63亿千瓦时，同比+130.2%；成交均价551.15厘/千瓦时，同比+10.9%，较广东省基准电价上浮21.7%，环境溢价均价为21.21厘/千瓦时。在政策推动下，绿电已出现实质性溢价情况，随着未来绿电交易政策逐步完善以及海外碳关税陆续落地，绿电溢价有望于中长期维度内维持。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-41-行业深度研究报告图66、广东电力交易中心绿电交易结果（亿千瓦时）1825%15.6320%161415%121010%86.795%60.020.260.250.300.700.800.700.500.500.660.560.270.380.581.191.230.891.200.770.71420%0广东省绿电成交规模广东省绿电电价较基准电价上浮幅度（右轴）资料来源：广东电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理图67、广东省绿电交易环境溢价均价情况（厘/千图68、江苏电力交易中心绿电交易结果（亿千瓦瓦时）时）302020.0%17.7419.1422.2621.2323.8618251619.5%21.211419.0%2017.6112109.2418.5%158101111.29.87618.0%10417.5%17.0%520.050.530.680.72002022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年长协2023年长协广东省绿电交易环境溢价均价江苏省绿电成交规模江苏省绿电电价较基准电价上浮幅度（右轴）数据来源：广东电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：江苏电力交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理CCER重启在即，可再生能源收益机制有待理顺。CCER作为我国实现碳中和的重要工具，可以由控排企业购买以抵消一定比例范围内的碳配额。由于CCER交易价格一般低于碳配额，而二者可以一比一抵消，因此，CCER在对碳配额交易形成补充的同时，也能够降低控排企业的履约成本。自2017年3月发改委暂缓CCER项目备案以来，仅有存量CCER交易，根据广州碳排放权交易中心数据，截至2023年9月10日，上海、广东、天津三地的CCER累计成交量位列前三。2023年6月，生态环境部在例行新闻发布会上表示力争今年年内尽早重启CCER，可再生能源发电企业在CCER市场中的收益机制有待进一步理顺。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-42-行业深度研究报告图69、CCER各试点城市/省份累计成交量图70、可再生能源环境价值的实现途径2000017455绿证交易18000上海1600072726785可再生能源环境价绿电交易14000广东天津值的实现途径12000483510000北京3713284715438642298000四川深圳福建湖北重庆6000400020000CCER累计成交量CCER交易数据来源：兴业证券经济与金融研究院整理数据来源：广州碳排放权交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理备注：数据截至2023年9月10日➢新能源项目收益测算（考虑获取绿色溢价及参与分摊容量补偿费用）绿证已全面覆盖可再生能源，其证电分离的特性能够实现绿电调度与交易的分割，有助于进一步活跃绿色消费市场。据智汇光伏统计，目前风电、光伏的无补贴绿证交易价格集中于30~50元/张，2023年1~7月均价为42.4元/张，由于一张绿证代表1MWh，故绿证可带来绿色收益0.03~0.05元/kWh。而同时，参考云南容量补偿机制，新能源需向省内煤电企业购买系统调节服务、分担容量成本；随着风光并网带来的电力体系容量裕度下行，其或需承担部分容量市场及辅助服务市场的补偿费用。我们认为绿色溢价的加快确立，一方面有助于保障新能源机组盈利性，另一方面亦成为绿电企业购买调节服务的收入来源。我们对国内集中式光伏、陆上风电进行项目全生命周期测算，具体假设如下：1）资金结构与融资成本：资金结构为30%权益资金与70%债务融资，贷款利率为4.0%，还款年限15年；2）利用小时数：光伏/风电项目全年利用小时数假设中枢为1300/2200小时；3）单位装机建造成本：集中式光伏/陆上风电项目分别为3500/6000元/千瓦；其中除光伏组件以外的其他成本为2000元/千瓦，组件为可变成本，光伏组件成本假设中枢约为1500元/千瓦（约1.5元/瓦）；除风机以外的其他成本为3500元/千瓦，风机为可变成本，风机成本假设中枢为2500元/千瓦；4）上网电价：采用全国平均燃煤基准电价（0.367元/千瓦时，含增值税）；5）税率：增值税税率13%，所得税率15%，所得税享受“三免三减半”政策；6）税金及附加：每年营业收入的5%；7）折旧年限以及项目残值：折旧年限假设20年、项目残值率假设为10%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-43-行业深度研究报告表13、绿色溢价与补偿成本对于集中式光伏资本金IRR敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）绿色溢价0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.05011.1%11.6%12.0%12.5%12.9%13.4%13.8%0.0009.4%9.8%10.2%10.7%10.7%11.1%11.6%12.0%12.5%12.9%13.4%10.2%10.7%11.1%11.6%12.0%12.5%12.9%0.0058.9%9.4%9.8%10.2%9.8%10.2%10.7%11.1%11.6%12.0%12.5%9.4%9.8%10.2%10.7%11.1%11.6%12.0%0.0108.5%8.9%9.4%9.8%8.9%9.4%9.8%10.2%10.7%11.1%11.6%8.5%8.9%9.4%9.8%10.2%10.7%11.1%0.0158.1%8.5%8.9%9.4%8.1%8.5%8.9%9.4%9.8%10.2%10.7%7.6%8.1%8.5%8.9%9.4%9.8%10.2%0.0207.6%8.1%8.5%8.9%7.2%7.6%8.1%8.5%8.9%9.4%9.8%6.8%7.2%7.6%8.1%8.5%8.9%9.4%0.0257.2%7.6%8.1%8.5%0.0306.8%7.2%7.6%8.1%0.0356.3%6.8%7.2%7.6%0.0405.9%6.3%6.8%7.2%0.0455.5%5.9%6.3%6.8%0.0505.1%5.5%5.9%6.3%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：绿电补偿成本即因其出力不稳定性所分担的电力系统容量成本以及辅助服务费用表14、绿色溢价与补偿成本对于集中式光伏年均ROE敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）绿色溢价0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.0500.00011.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%13.6%14.0%14.4%14.8%15.2%0.00510.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%13.6%14.0%14.4%14.8%0.01010.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%13.6%14.0%14.4%0.01510.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%13.6%14.0%0.0209.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%13.6%0.0259.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%13.2%0.0308.9%9.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%12.8%0.0358.5%8.9%9.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%12.4%0.0408.1%8.5%8.9%9.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%12.1%0.0457.7%8.1%8.5%8.9%9.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%11.7%8.9%9.3%9.7%10.1%10.5%10.9%11.3%0.0507.3%7.7%8.1%8.5%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：绿电补偿成本即因其出力不稳定性所分担的电力系统容量成本以及辅助服务费用表15、绿色溢价与补偿成本对于陆上风电资本金IRR敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）绿色溢价0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.0500.00010.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%12.8%13.2%13.6%14.1%14.5%0.0059.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%12.8%13.2%13.6%14.1%0.0109.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%12.8%13.2%13.6%0.0158.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%12.8%13.2%0.0208.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%12.8%0.0258.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%12.3%0.0307.5%8.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%11.9%0.0357.1%7.5%8.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%11.4%0.0406.7%7.1%7.5%8.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%11.0%0.0456.3%6.7%7.1%7.5%8.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%10.6%0.0505.8%6.3%6.7%7.1%7.5%8.0%8.4%8.8%9.3%9.7%10.1%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：绿电补偿成本即因其出力不稳定性所分担的电力系统容量成本以及辅助服务费用请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-44-行业深度研究报告表16、绿色溢价与补偿成本对于陆上风电年均ROE敏感性测算（横轴为绿色溢价：元/千瓦时；纵轴为补偿成本：元/千瓦时）绿色溢价0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.05014.7%15.1%15.6%16.0%16.4%16.9%17.3%0.00012.9%13.4%13.8%14.2%14.2%14.7%15.1%15.6%16.0%16.4%16.9%13.8%14.2%14.7%15.1%15.6%16.0%16.4%0.00512.5%12.9%13.4%13.8%13.4%13.8%14.2%14.7%15.1%15.6%16.0%12.9%13.4%13.8%14.2%14.7%15.1%15.6%0.01012.0%12.5%12.9%13.4%12.5%12.9%13.4%13.8%14.2%14.7%15.1%12.0%12.5%12.9%13.4%13.8%14.2%14.7%0.01511.6%12.0%12.5%12.9%11.6%12.0%12.5%12.9%13.4%13.8%14.2%11.2%11.6%12.0%12.5%12.9%13.4%13.8%0.02011.2%11.6%12.0%12.5%10.7%11.2%11.6%12.0%12.5%12.9%13.4%10.3%10.7%11.2%11.6%12.0%12.5%12.9%0.02510.7%11.2%11.6%12.0%0.03010.3%10.7%11.2%11.6%0.0359.8%10.3%10.7%11.2%0.0409.4%9.8%10.3%10.7%0.0458.9%9.4%9.8%10.3%0.0508.5%8.9%9.4%9.8%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：绿电补偿成本即因其出力不稳定性所分担的电力系统容量成本以及辅助服务费用3、上述电力市场下火电灵活性改造盈利测算在构建新型电力系统的过程中，火电所承担的职责逐步转向电源托底。一方面，为其他电源让渡出力空间产生机会成本，火电利用小时数中枢整体下滑、电能量收益下降；另一方面，由于火电需要更大比例地承担调峰调频等辅助服务职责，灵活性要求大幅提高。两者均将提升火电的总体运行成本，机组应在容量市场及辅助服务市场获取相应收益，以弥补机组的固定成本、灵活性改造成本。国家发改委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦。➢灵活性改造原理：火电灵活性对于调峰幅度、爬坡速率、启停速率等能力具有较高要求，目前国内灵活性改造的核心是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标。其中降低最小出力，即参与深度调峰为当前主要的改造目标。火电机组的调峰过程包含两个阶段，如下图，1）基本调峰：区间为机组最大出力𝑃𝑚𝑎𝑥到改造前最小技术出力𝑃𝑎；2）深度调峰：区间为机组改造前最小技术出力𝑃𝑎到改造后投油稳燃最小出力𝑃𝑐。根据中电联统计，目前我国煤电机组最小出力一般为50%-60%，冬季供热期仅能低至75-85%。参考火电灵活性改造试点项目数据，改造后，纯凝机组最低技术出力可达额定容量30%-35%（增加20%-25%的额定容量调峰能力），部分机组可低至20%-25%；热电联产机组最低技术出力可达额定容量40%-50%，部分“热电解耦”改造最小技术出力可进一步降低。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-45-行业深度研究报告图72、火电机组深度改造调峰示意图图71、火电机组深度改造调峰过程资料来源：《考虑辅助服务收益的储能与火电机组灵活性改造资料来源：《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益协调规划方法》，兴业证券经济与金融研究院整理研究》，兴业证券经济与金融研究院整理➢灵活性改造成本分析：煤电灵活改造及运行成本主要包括改造前期投资成本、深度调峰的机会成本及电量成本。技术路线不同导致成本差异化，火电调峰容量改造单价500-1500元/kW。煤电机组分为纯凝机组和热电联产机组，两者灵活性改造的技术路线有所不同。对于纯凝机组，改造包括对锅炉、汽轮机等主机设备及控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；对于热电联产机组，由于受到供热负荷的制约，随着抽汽供热量增加，电力调峰能力削弱，可通过进一步改变原有发电与供热间的耦合关系，即热电解耦来释放机组运行灵活性。火电机组调峰容量改造成本约500-1500元/kW，热电联产机组灵活性改造投资成本约300-500元/kW。表17、火电灵活性改造典型技术方案及对应改造成本区间机组类型典型改造技术方案改造成本（元/千瓦）（1）磨煤机改造；（2）低负纯凝机组荷稳燃、脱硝技术；（3）汽500-1500机系统适应性改造（1）汽轮机旁路供热；（2）热电联产机组低压缸零出力；（3）高背压300-500改造；（4）电极锅炉；（5）固体储热；（6）储热水罐资料来源：中电联，《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理深度调峰成本包括机会成本、增加的煤耗成本、设备损耗成本、投油及环境附加成本等。1）深度调峰机会成本即机组调峰运行少发电产生的损失，同时考虑随调峰深度增加，机组供电煤耗明显的提升，特别是进入深度调峰区间后，供电煤耗增速进一步加快。2）长时间深度调峰和大范围负荷率变动，产生机组疲劳，引起设备损耗增速。3）机组在投油深度调峰阶段运行时，锅炉和水循环系统将无法稳请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-46-行业深度研究报告定运行，需要通过投油稳燃确保机组稳定运行，此过程机组燃油会产生污染物，增加排污费等环境附加成本。图73、机组深度调峰煤耗图74、机组寿命损耗率与机组负荷率拟合曲线资料来源：《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》，资料来源：《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益兴业证券经济与金融研究院整理研究》，兴业证券经济与金融研究院整理具体测算方法如下：图75、火电灵活性改造成本测算方法火电机灵活性改造的单位容量投资成本1）改造投资成本A：机组改造前最小技术出力到改造后投油稳燃最小出力区间灵灵活性改造后减少的年发电收益活灵活性改造后减少的年煤耗成本性改2）深度调峰机会成本B：造总成本煤耗成本年环境附加成本3）深度深度调峰可变成本C：机组年损耗成本年增运维成本年投油成本资料来源：《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究》，兴业证券经济与金融研究院整理备注：虽灵活性改造后机组供电煤耗提升，但因发电量下降，总年耗成本减少。（1）改造投资成本𝑨：𝐴=𝑘(𝑃𝑎−𝑃𝑐)，其中𝑘为火电机灵活性改造的单位容量投资成本；（2）深度调峰机会成本𝑩，即机组灵活性后参与调峰运行少发电产生的年损失：𝐵=∆ℎ−∆𝑓，其中∆ℎ为灵活性改造后减少的年发电收益、∆𝑓为灵活性改造后减少的年煤耗成本；机组年发电收益ℎ=𝑀𝑔𝑟𝑖𝑑×𝑊，其中𝑀𝑔𝑟𝑖𝑑为上网电价，𝑊为机组年上网电量；机组煤耗成本𝑓在机组不同出力值对应不同值，𝑓=𝑀𝑐𝑜𝑎𝑙×𝑇，请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-47-行业深度研究报告其中𝑀𝑐𝑜𝑎𝑙为动力煤价格，𝑇为机组某出力值下实际耗煤量；（3）深度调峰可变成本𝑪=𝒇+𝒅+𝒆+𝒈+𝒎：煤耗成本𝑓、机组年损耗成本𝑑在机组不同出力值下变化；年投油成本𝑒=𝑀𝑜𝑖𝑙×𝑊𝑜𝑖𝑙、年环境附加成本𝑔=𝑀𝑒𝑣×𝑊𝑜𝑖𝑙，其中𝑀𝑜𝑖𝑙为油价、𝑊𝑜𝑖𝑙为机组在投油深度调峰阶段的总耗油量、𝑀𝑒𝑣为投油环境附加费；年增运维成本𝑚包括人工及维修等运维成本。➢测算框架及核心假设图76、火电灵活性改造项目盈利测算框架年投资成本机组调峰运行少发电火电机组灵活性改造的产生的年损失年成本年增损耗成本新建火电机组年成本项目成本年投油成本机组年运维成本上网电量电费年收入项目收益年环境附加成本机组年燃料成本容量补偿&辅助服务年收入资料来源：《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究》，兴业证券经济与金融研究院整理参考论文《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究--付蔷》中的案例，以某600MW纯凝机组灵活性改造为例进行测算。假设该机组进行灵活性改造前其年利用小时数为4000小时；改造后，假设机组深度调峰负荷率为30%，占总运行时长的20%，参与调峰后全年利用小时数为3440小时，以简化测算模型。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-48-行业深度研究报告表18、机组参数假设项目（单位）取值参考资料机组容量（MW）600火电机组装机建造成本（元/千瓦）3500灵活性改造单位容量投资成本𝑘（元/千瓦）1050参考《促进风电消纳的火电灵活性改造深度机组常规调峰最小技术出力负荷率50%及经济效益研究》假设机组深度调峰投油稳燃极限出力负荷率20%机组单位时间耗油量（吨/小时）0.24燃油产生的单位环境附加费用（元/吨）448动力煤价𝑀𝑐𝑜𝑎𝑙（元/吨）859长协煤基准价（675元/吨）换算成标煤价格油价𝑀𝑜𝑖𝑙（元/吨）7861今年国内柴油市场均价（截至9月19日）含税上网电价𝑀𝑔𝑟𝑖𝑑（元/千瓦时）0.367全国平均燃煤标杆电价市场电价上浮比例20%假设市场价顶格上浮机组运维费用（元/千瓦·年）193参考建投能源近三年成本拆分，考虑职工薪酬机组常规运行时年利用小时数（小时）4000参考近年火电利用小时数趋势非深度调峰机组出力均煤耗（克/千瓦时）300测算得出资料来源：《促进风电消纳的火电灵活性改造深度及经济效益研究》，Wind，北极星能源网，中国政府网，兴业证券经济与金融研究院整理➢盈利敏感性测算基于以上案例中对纯凝机组灵活性改造后的投资&运行总成本测算，我们进一步对其全生命周期项目盈利性进行敏感性分析：表19、财务相关指标假设取值30%项目（单位）4%资本金比例5%贷款利率13%WACC5%增值税税率20税金及附加10%15折旧年限（年）25%残值率还款年限所得税率资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理（1）灵活性改造投资成本与容量&调峰补偿的敏感性测算请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-49-行业深度研究报告表20、灵活性改造投资成本与容量&调峰补偿对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为投资成本（元/千瓦），纵轴为补偿电价（元/千瓦时）投资成本5007009001100130015000.000.6%0.4%0.2%0.0%-0.2%-0.4%3.8%3.5%3.2%0.024.6%4.3%4.0%7.5%7.2%6.9%11.3%10.9%10.6%0.048.5%8.2%7.9%15.1%14.7%14.2%18.9%18.4%17.9%0.0612.5%12.1%11.7%22.6%22.1%21.6%0.0816.5%16.0%15.5%0.1020.4%19.9%19.4%0.1224.4%23.8%23.2%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：假设电量电价仍顶格上浮（2）市场电价上浮比例与容量&调峰补偿的敏感性测算：当容量&调峰补偿能够完全覆盖机组固定成本以及灵活性调节成本后，电量电价将回归“覆盖可变成本”角色，伴随煤价中枢回归均值，当前市场电价上浮比例或有所收窄。表21、市场电价上浮比例与容量&调峰补偿对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为上浮比例（%），纵轴为补偿电价（元/千瓦时）上浮比例0%5%10%15%20%0.00-13.9%-10.4%-6.9%-3.5%0.0%-3.2%0.3%3.8%0.02-10.1%-6.6%0.6%4.1%7.5%4.4%7.8%11.3%0.04-6.3%-2.9%8.2%11.6%15.1%11.9%15.4%18.9%0.06-2.5%0.9%15.7%19.2%22.6%0.081.2%4.7%0.105.0%8.5%0.128.8%12.2%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算（3）调峰后利用小时数（受深度调峰负荷率及深度调峰时长影响）与容量&调峰补偿的敏感性测算：随着火电参与调峰的深度提升、调峰时长增加，火电为其他电源让利的空间扩大、整体利用小时数下行，故其在电能量市场能够获取的收益进一步被压缩，理应在容量市场以及调峰市场获取更多补偿。表22、深度调峰负荷率与深度调峰时长对机组调峰后利用小时数的敏感性测算，横轴为深度调峰时长占比（%），纵轴为深度调峰负荷率（%）深度调峰10%15%20%25%30%35%40%时长占比20%3680352033603200304028802720325031002950280025%3700355034003300316030202880335032203090296030%372035803440340032803160304035%37403610348040%376036403520资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-50-行业深度研究报告表23、深度调峰负荷率与深度调峰时长对机组年均ROE的敏感性测算，横轴为深度调峰时长占比（%），纵轴为深度调峰负荷率（%）深度调峰10%15%20%25%30%35%40%时长占比20%14.8%11.0%7.3%3.5%-0.3%-4.1%-7.9%4.8%1.3%-2.2%-5.7%25%15.4%11.9%8.3%6.2%2.9%-0.3%-3.6%7.5%4.5%1.5%-1.4%30%15.9%12.7%9.4%8.8%6.1%3.3%0.6%35%16.4%13.5%10.5%40%17.0%14.2%11.5%资料来源：兴业证券经济与金融研究院测算备注：假设市场电价顶格上浮，容量&调峰补偿为0.05元/度4、投资建议综上所述，随着电力体制改革不断深化，电力市场及电价机制有望进一步完善，容量电价、辅助服务市场的建立有望增强火电等调节电源的盈利稳定性，体现其托底、灵活性作用，建议关注火电产业链标的（包括运营商、火电设备以及灵活性改造相关企业等）；此外，绿证&绿电交易的推进有望增强清洁能源项目盈利性，亦为未来辅助性服务提供新的收入来源，建议关注绿证放量后的清洁能源运营商。5、风险提示➢电力体制改革不及预期：容量电价体系、辅助服务市场建立等进度不及预期为最大风险之一；➢电量电价大幅下降：电量电价下降影响火电运营商业绩水平；➢煤价大幅波动：煤价大幅波动影响火电运营商盈利能力，进而影响其作为重要灵活性电源发挥调节作用；➢清洁能源装机增长不及预期：新能源机组投产不及预期影响“双碳”进程，核电等清洁能源装机增长不及预期降低电源侧灵活性；➢原材料价格上行：绿电装机成本、储能成本等上升，降低相应项目的经济性及开发积极性；➢宏观经济风险：宏观经济与电力需求、体制改革、基础设施建设等均高度相关，经济运行波动造成多环节影响。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-51-行业深度研究报告分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。投资评级说明投资建议的评级标准类别评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%和行业评级（另有说明的除外）。评级标准增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～15%之间为报告发布日后的12个月内公司股价（或行中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间业指数）相对同期相关证券市场代表性指数股票评级相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%减持的涨跌幅。其中：沪深两市以沪深300指数无评级由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确为基准；北交所市场以北证50指数为基准；定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级新三板市场以三板成指为基准；香港市场以推荐相对表现优于同期相关证券市场代表性指数恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳行业评级中性相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平斯达克综合指数为基准。回避相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数信息披露本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录www.xyzq.com.cn内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。使用本研究报告的风险提示及法律声明兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。，本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934年美国《证券交易所》第15a-6条例定义为本「主要美国机构投资者」除外）。本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。特别声明在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。兴业证券研究上海北京深圳地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦地址：北京市朝阳区建国门大街甲6号SK大厦地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T215层32层01-08单元座52楼邮编：200135邮编：100020邮编：518035邮箱：research@xyzq.com.cn邮箱：research@xyzq.com.cn邮箱：research@xyzq.com.cn请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-52-