投资要点
　　复盘发现新一轮电改下围绕“源网荷储”的投资机会应运而生：1）2021年，风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力、华润电力、中国电力等年涨幅达137%、230%、244%；2）2022年，受益于山东、贵州等地试点火电容量电价，以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升，主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9月涨幅达到108%；3）2022年，由于全球“缺电”+能源危机，主要储能设备公司派能科技、南网科技等最大区间涨幅达356%、508%；4）2023年，由于《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷侧管理办法（征求意见稿）》的出台，虚拟电厂产业链标的国能日新、安科瑞、威胜信息、南网能源、泽宇智能等绝对收益显著。
　　新一轮电改背景：绿电占比大幅提升+动力煤价格高企。为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。深刻理解新型电力系统是“源网荷储一体化”的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷。
　　本轮电改电价市场化趋势下，利好稳定电源火电、水电、核电：电力市场化趋势确定，2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升。我国主要电源侧品种火电、水电、核电、绿电，其中火电的市场化比例达100%，其余水电、核电、绿电的市场化趋势确定，而市场化趋势下，叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在，我们预计未来2年水电、核电的电价中枢或呈现小幅微涨，绿电的电价中枢或呈现小幅微跌。
　　他山之石：PJM市场优先出清新能源，有利于促进新能源消纳。以美国PJM市场为代表的集中式市场以“中长期差价合同+全电量竞价现货市场”为核心特征，差价合同类似于“期货合同”，本质上属于金融合约。PJM电力市场以节点边际电价作为市场出清价格，发电企业若申报高于边际成本的价格有可能不中标，若低于边际成本的价格，可能拉低统一出清价格损害自身收益；集中式市场能够有效引导企业基于边际成本报价。一般情况下发电机组按边际成本由低到高排序是：新能源发电、水电、核电、低能耗煤电、气电等，除燃气机组外，与节能发电的排序一致。
　　风险提示：电价波动风险；电改政策不及预期的风险等
　　

研究报告全文：证券研究报告行业深度报告公用事业电价行业深度报告从电力体制改革趋势看产业投资机会2023年10月08日增持维持证券分析师袁理执业证书S0600511080001TableSummaryTableTag021-60199782投资要点yuanldwzqcomcn复盘发现新一轮电改下围绕源网荷储的投资机会应运而生12021证券分析师唐亚辉年风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力华润电执业证书S0600520070005力中国电力等年涨幅达13723024422022年受益于山tangyhdwzqcomcn东贵州等地试点火电容量电价以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9行业走势月涨幅达到10832022年由于全球缺电能源危机主要储能设备公司派能科技南网科技等最大区间涨幅达3565084公用事业沪深300122023年由于电力需求侧管理办法征求意见稿电力负荷侧管10理办法征求意见稿的出台虚拟电厂产业链标的国能日新安科86瑞威胜信息南网能源泽宇智能等绝对收益显著420新一轮电改背景绿电占比大幅提升动力煤价格高企为何我国约-226-4-6亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题原因在202210102023242023612023926于当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机转向提高电网消纳能力降低尖端负荷深刻理解新型电力系统是源网荷储一体化的电力系统电相关研究源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中由于风光受到天气影电力现货市场基本规则试响非常大发电的连续性无法保证用电侧随着电动车智能家居屋行发布我国电改进程加速顶光伏家用储能等设备的广泛运用终端负荷多元化趋势显著电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷2023-09-24高股息来水恢复电价微升本轮电改电价市场化趋势下利好稳定电源火电水电核电电力市场化趋势确定2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升我国主水电具备超额收益要电源侧品种火电水电核电绿电其中火电的市场化比例达1002023-09-17其余水电核电绿电的市场化趋势确定而市场化趋势下叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在我们预计未来2年水电核电的电价中枢或呈现小幅微涨绿电的电价中枢或呈现小幅微跌他山之石PJM市场优先出清新能源有利于促进新能源消纳以美国PJM市场为代表的集中式市场以中长期差价合同全电量竞价现货市场为核心特征差价合同类似于期货合同本质上属于金融合约PJM电力市场以节点边际电价作为市场出清价格发电企业若申报高于边际成本的价格有可能不中标若低于边际成本的价格可能拉低统一出清价格损害自身收益集中式市场能够有效引导企业基于边际成本报价一般情况下发电机组按边际成本由低到高排序是新能源发电水电核电低能耗煤电气电等除燃气机组外与节能发电的排序一致风险提示电价波动风险电改政策不及预期的风险等117东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告内容目录1我国电力体制改革的背景和复盘411源网荷储下的新型电力系统512电力交易市场及主要政策613重点电改政策的时间线714重点电改政策与华电国际复盘92从电改趋势看产业投资机会1121电改趋势一容量市场建立利好火电抽蓄和气电1122电改趋势二电价市场化趋势确定利好稳定性电源1223电改趋势三需求侧响应和负荷管理重要性提升利好虚拟电厂和综合能源服务商1224电改趋势四辅助服务市场电费比例提升为新型储能提供盈利来源133他山之石海外成熟电力市场启示美国PJM市场144风险提示16217东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告图表目录图12019年-至今秦皇岛港5500大卡煤炭价格单位元吨4图2源网荷储下的新型电力系统发展趋势5图3我国电力辅助服务分类7图4我国重要电改时间和政策情况梳理9图5火电容量电价政策与华电国际股价复盘图10图62022年市场化电量占比全社会电量608单位亿千瓦时12图7满足5峰值负荷的虚拟电厂投资仅为火电的18-1713图8PJM电力市场交易流程图14图9美国PJM市场组织结构图15图10日前与实时电能市场节点边际电价LMP对比16表12023-2025年我国不同电源装机量预测单位万千瓦6表22023-2025年我国尖峰负荷测算平衡表单位亿千瓦11表3水电燃气发电煤电的灵活性对比11表42023年上半年辅助服务市场费用情况13317东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告1我国电力体制改革的背景和复盘1背景上一轮电改2015年3月国务院下发关于进一步深化电力体制改革的若干意见电改9号文标志着我国电力市场化改革开启这也是第一次我国开始尝试电力行业市场化改革上一轮改革的核心思路是管住中间放开两端顾名思义电价分为上网电价输配电价和终端销售电价管住中间的输配电价让发电端用户端充分市场化上一轮改革的突出贡献在于建设了中长期的电能量交易市场本轮新型电力系统下的新电改本轮自2020年以来开启的从地方到全国性的电力体制改革的试点和推广本质上是由于新型电力系统下新型电源风电光伏储能负荷侧等多主体出现情况下带来的新型电力系统下的电力体制改革动力煤价格高企2021年以来动力煤价格高企2022年动力煤秦皇岛港5500大卡价格一度突破2000元吨当前截至2023年9月19日动力煤价格达到960元吨火电厂在当前电价水平下亏损经营2复盘发现新一轮电改下孕育了多样的投资机会12021年风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力华润电力中国电力等年涨幅达13723024422022年受益于山东贵州等地试点火电容量电价以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9月涨幅达到10832022年由于全球缺电能源危机主要储能设备公司派能科技南网科技等最大区间涨幅达35650842023年由于电力需求侧管理办法征求意见稿电力负荷侧管理办法征求意见稿的出台虚拟电厂产业链标的国能日新安科瑞威胜信息南网能源泽宇智能等绝对收益显著图12019年-至今秦皇岛港5500大卡煤炭价格单位元吨1800171700160014001200960001000101500800600475004002021-03-042019-03-042019-05-042019-07-042019-09-042019-11-042020-01-042020-03-042020-05-042020-07-042020-09-042020-11-042021-01-042021-05-042021-07-042021-09-042021-11-042022-01-042022-03-042022-05-042022-07-042022-09-042022-11-042023-01-042023-03-042023-05-042023-07-042023-09-042019-01-04数据来源Wind东吴证券研究所417东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告11源网荷储下的新型电力系统把握新型电力系统下的投资机会深刻理解电改的趋势核心出发点在于深刻理解不同时间源网荷储端核心矛盾2021年国家能源局提出新型电力系统的核心在于四要素源网荷储站在当前时点风光配储不一定是一个正确的路径同时储能在充电模式下是荷在放电模式下是源因此源网荷储也是源网荷实现新型电力系统的绿色低碳是一个漫长的过程需要不断用价格的方式进行引导核心原则是安全经济图2源网荷储下的新型电力系统发展趋势数据来源东吴证券研究所绘制为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题原因在于当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机转向提高电网消纳能力降低尖端负荷深刻理解新型电力系统是源网荷储一体化的电力系统电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中由于风光受到天气影响非常大发电的连续性无法保证用电侧随着电动车智能家居屋顶光伏家用储能等设备的广泛运用终端负荷多元化趋势显著电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷517东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告表12023-2025年我国不同电源装机量预测单位万千瓦2020202120222023E2024E2025E发电装机容量220204002376920025640500284456313036723931904615yoy9557947871094676506风电281650032848003654400415440044044004654400yoy3471661131376057占比128138143146145146当年新增725000468300369600500000250000250000光伏253560030656003920400532040060204006720400yoy242209279357132116占比115129153187198211当年新增4938005300008741001400000700000700000火电124624001296780013323900140239001472390015023900yoy484127535020占比566546520493485471当年新增566700505400356100700000700000300000水电370280039092004135000434175045588384786779yoy345658505050占比168164161153150150其中抽水蓄能314900375700432055496863571393657102yoy40193150150150150占比141617171921核电498900532600555300599724653699712532yoy246843809090占比232222212222数据来源国家能源局东吴证券研究所12电力交易市场及主要政策火电调峰调频价值得到挖掘全国性火电容量电价呼之欲出我国终端销售电价上网电价输配电价含辅助服务费用其他主要是政府性基金及附加上网电价为发电企业的直接收入来源在本轮电改前上网电价主要按照发电量计算而电改趋势下上网电价将陆续反映其备用调峰调频价值也就是引入容量电价概念上网电价将陆续从原先的单一电量电价逐步转变为容量电量的两部制电价阶段2023年及以前我国抽水蓄能气电执行两部制电价反映容量电价2022年4月开始山东贵州等地推出火电的容量电价补偿机制以来火电的调峰调频辅助服务价值得到各地挖掘全国性的火电容量电价呼之欲出617东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告我国主要电力交易市场1电能量市场对应到电价上电量电价的概念主要分为中长期交易市场和现货电能量市场中长期交易市场也就是由电网牵头的月度和年度电价合同各省对于中长期交易设置了不低于前一年用电量的80-90的要求因此每年11月的年度电价合同以及各省的月度的电网代购电价格是最好的反应我国电价趋势的数据另外剩余的电量约10的比例通过现货电能量市场交易现货电能量市场包括省间和省内市场2辅助服务市场辅助服务市场主要是为了满足电力系统稳定运行而生的市场辅助服务费用在2023年以前是通过计入输配电价向用户端收取2023年5月第三监管周期省级电网输配电价落地将辅助服务费用从输配电价中剥离单独核算我国辅助服务市场以调峰调频为主备用黑启动为辅2021年12月国家能源局印发电力辅助服务管理办法的通知定义电力辅助服务分为有功平衡服务无功平衡服务和事故应急及恢复服务3容量市场容量电价是现货市场和辅助服务市场补充容量电价将更多得反映稳定电源的调峰调频价值2023年以前我国仅抽水蓄能和气电拥有容量电价2022年4月以来山东贵州等地陆续推出容量电价补偿试点为火电参与调峰调频找到商业模式当前2023年9月全国性火电容量电价呼之欲出我国火电也将迎来两部制电价图3我国电力辅助服务分类数据来源国家发改委东吴证券研究所13重点电改政策的时间线我国上一轮和本轮电改最重要的两个最高纲领分别为2015年3月的关于进一步717东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告深化电力体制改革的若干意见电改9号文和2023年7月的关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见新一轮电改核心要解决新能源发电占比逐年提高过程中源网荷储各个主体的价格机制疏导近3年来全国性的重点电力政策梳理一现货市场12021年5月国家发改委关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知出台推动新能源项目10预计电量通过市场化交易竞争上网该政策也是对于加快我国电力现货市场建设的重要通知当前我国已经形成14个一二批的电力现货区域市场22023年9月国家发改委电力现货市场基本规则试行出台是国家层面首个电力现货交易规则电力用户可以根据自己的需求在市场上购买或出售电力不需要与发电企业进行事先协商电力现货市场为促进可再生能源的消纳有重要作用二煤电上网电价12021年10月国家发改委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知发布将燃煤发电市场化交易浮动范围由上浮不超过10下浮不超过15扩大调整为上下浮不超过20高耗能企业不受上浮20的限制政策执行以来煤电电价持续上涨2022年多地电价顶格上浮22023年7月深改委关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见这也是新一轮电改下的最高纲领煤电全国性容量电价政策也有望在最高纲领下出台煤电有望迎来两部制电价定价火电调峰调频作用得到价格体现三输配电价2023年5月国家发改委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知发布也意味着我国的电改在输配电电价环节进一步深化本轮的输配电价核定的核心变化在于3点1将辅助服务费用从输配电价中剥离进行单独核算更加明确了输配电价的核定范围也为辅助服务费用的预期增长埋下伏笔2区分不同电压等级的容量电价利好大工业用户有利于降低尖峰负荷3进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴四电力需求侧管理2023年5月国家发改委电力需求侧管理办法征求意见稿电力负荷管理办法征求意见稿颁布建立并完善了需求响应的价格机制提高各地需求侧响应能力到2025年各省需求侧响应能力达到最大用电负荷的3-5年度最大用电负荷峰谷差率超过40的省份达到5或以上817东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告图4我国重要电改时间和政策情况梳理数据来源国家发改委东吴证券研究所14重点电改政策与华电国际复盘本轮华电国际的股价上涨关键驱动因素在于火电容量电价的政策改革2022年4月伴随着存量火电装机第一大省山东提出给予火电容量电价补偿度电00991元催化了市场对火电盈利模式的关注2022年Q3由于四川水电汛期不出力国家发改委树立了我国火电的支撑性电源作用并强调2223年审批8000万千瓦火电装机并保证24年投产8000万火电装机2022年11月中电联提出电价应当由电能量价格容量价格辅助服务费用绿色环境价格输配电价格政府性基金和附加构成2023年7月中央深改委审议通过关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见我国新型电力系统下的电改最高纲领出台917东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告图5火电容量电价政策与华电国际股价复盘图750深改委审议通过关于2022年Q3水电汛期枯水发改委树立火深化电力体制改革加快700电支撑性电源作用保证2223年核准构建新型电力系统的指8000万千瓦24年投产8000万千瓦导意见6506005502022年4月山东省发改委提出给予火电容量500电价补偿费用00991元全国性火电容量电价政度并向用户侧收策有望出台核定容量4502022年11月中电联提出电价取电价范围预期在100230应当由电能量价格容量价元KW年400格辅助服务费用绿色环境价格输配电价格政府性基金和350附加构成300数据来源国家发改委Wind东吴证券研究所1017东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告2从电改趋势看产业投资机会电改围绕电源侧电网侧负荷侧开展1电源侧调峰调频火电水电气电核电在碳中和过程中电源侧的核心思路是寻找灵活性电源不同发展阶段不同的电源将会承担主体电源作用当前2023年关注全国性火电容量电价的出台对火电盈利性的补偿作用2电网侧抽水蓄能辅助服务市场建立抽水蓄能是电网侧调峰调频最经济性大功率的首选伴随着风电光伏占比提升电网侧调峰调频需求也会呈现高速增长电网的辅助服务市场电费占比也会逐年提升3负荷侧虚拟电厂工商业储能氢储能负荷侧关注虚拟电厂工商业储能的规模化应用关注氢储能的技术突破表22023-2025年我国尖峰负荷测算平衡表单位亿千瓦尖峰负荷测算平衡表2020202120222023E2024E2025E核心假设尖峰负荷107711911290137014661569尖峰负荷增长率2310683627070风电出力056066073083088093假设20出力光伏出力000000假设0火电出力124612971332140214721502假设100水电出力222235248261274287假设60核电出力050053056060065071假设100总稳定电源157516501709180618991954尖峰负荷增长远超稳定尖峰负荷总稳定负687275767780负荷增长尖峰负荷缺荷电现象将更加常态化数据来源国家能源局东吴证券研究所21电改趋势一容量市场建立利好火电抽蓄和气电当前我国运用两部制电价的电源主体是抽水蓄能和气电火电全国性容量电价政策呼之欲出容量电价的建立是电源侧参与调峰调频的价格体现火电容量电价的确定原则是把原先的基准电价进行了更细致的拆分更有利于明确各电源在系统中的权利和义务现有定价机制下火电厂极易受上游煤炭涨价的影响出现巨额亏损2021年以来我国动力煤价格的高企导致火电企业经营受损而火电容量电价可以将固定成本的压力向下游传导通过减轻企业负担来保障电力投资正常进行属于为火电企业托底的政策在容量电价机制下火电的业绩确定性有望大幅提高火电行业的估值体系有望得到重塑表3水电燃气发电煤电的灵活性对比调控时效性调控幅度机组爬坡速率水电较好装机容量的0-100最快50-100min燃气较好装机容量的0-100较快常规20min1117东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告煤电一般装机容量的50-100较慢常规1-2min数据来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究东吴证券研究所22电改趋势二电价市场化趋势确定利好稳定性电源电力市场化趋势确定2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升我国主要电源侧品种火电水电核电绿电其中火电的市场化比例达100其余水电核电绿电的市场化趋势确定而市场化趋势下叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在我们预计未来2年水电核电的电价中枢或呈现小幅微涨绿电的电价中枢或呈现小幅微跌图62022年市场化电量占比全社会电量608单位亿千瓦时100000709000060806080000700005045506000042103910405000030203040000259130000190020200001010000002016201720182019202020212022全社会用电量市场化交易电量占比右轴数据来源中电联东吴证券研究所23电改趋势三需求侧响应和负荷管理重要性提升利好虚拟电厂和综合能源服务商十四五电网的核心矛盾在于尖端负荷而虚拟电厂是降低尖峰负荷的最经济方式根据国家电网的测算通过火电厂实现电力系统削峰填谷满足5的峰值负荷需要投资4000亿而通过虚拟电厂仅需投资500-600亿元虚拟电厂的成本仅为火电厂的18-17电网数字化进程进入智慧化阶段为实现虚拟电厂的负荷调控配电网的产业链开关建筑充电桩等均需增加信息传输模块虚拟电厂的提出主要为了整合各种分布式能源和可控负荷及储能装置等通过分布式电力管理系统将电网中分布式电源可控负荷和储能装置聚合成一个虚拟的可控集合体参与电网的运行和调度协调智能电网和1217东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告分布式电源间的矛盾充分挖掘分布式能源为电网和用户所带来的效益虚拟电厂不是传统意义上的发电厂而是相当于一个电力智能管家在光伏等分布式能源有间歇性时通过储能装置把它们组织起来形成稳定可控的大电厂处理虚拟电网与大电网的关系图7满足5峰值负荷的虚拟电厂投资仅为火电的18-174000500-600火电厂虚拟电厂投资金额亿元数据来源国家电网东吴证券研究所24电改趋势四辅助服务市场电费比例提升为新型储能提供盈利来源随着新能源占比的逐年提升辅助服务费用也会逐年提升未来新型储能将主要在辅助服务市场上找到盈利来源按照国家能源局的定义电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行保障电能质量促进新能源消纳由市场运营机构统一组织采购调用的调峰调频备用等系统调节服务这也意味着随着新能源装机容量和发电量的逐年提升电力辅助服务费用也会逐年提升2023年上半年全国实现电力辅助服务费用278亿元占比上网电费的19参考海外2015年美国PJM市场和英国市场数据可再生能源占比分别达到527辅助服务费用占比电量电费258随着辅助服务费用的提升也将为新型储能找到商业模式新型储能上关注新技术的突破和规模化商业应用关注工商业储能和氢储能表42023年上半年辅助服务市场费用情况按结构市场化补偿费用204亿元占比734固定补偿费用74亿元占比266按类型调峰补偿167亿元占比600调频补偿54亿元占比194备用补偿45亿元占比162按主体火电企业获得254亿元占比914数据来源中电联东吴证券研究所1317东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告3他山之石海外成熟电力市场启示美国PJM市场PJM电力市场主要分为中长期市场日前市场和实时市场PJM有义务负责电能辅助服务输电服务容量备用等服务的结算PJM工作人员主要负责负荷预测发电机组的计划和协调运行双边交易及现货电力市场其根本目的是为了满足控制区内电力负荷的需求当前PJM运行的市场有1中长期市场双边市场容量市场FTR拍卖市场2日前市场电能市场计划备用市场这两个市场联合优化同时出清3小时前市场调频市场同步备用市场PJM规定同一电源既可以参与日前计划备用市场和同步备用市场也可以参与日前计划备用市场和调频市场但是同一电源不能同时参与同步备用市场和调频市场即不允许调频替代备用也不能同时参与日前计划备用市场同步备用市场和调频市场图8PJM电力市场交易流程图数据来源美国PJM电力市场及对广东电力改革的启示东吴证券研究所容量市场费用由所在区域的统一容量出清价格进行结算成本由当地的负荷聚合商付费分摊美国PJM电力市场是运营最为成功的电力市场之一其在设计之初也是无容量市场仅有电量市场的但也有设计与容量市场具有类似功能的容量责任政策PJM市场根据市场主体所需负荷预测和发电侧发电容量进行计划分配要求用电主体购买足够的发电容量来保证发电的充裕性这也是PJM容量市场的雏形美国PJM容量市场最初为容量信用市场后演变为可靠性定价容量市场包括1个基本拍卖市场3个增量拍卖市场和1个持续的双边市场PJM容量市场中的主市场为基本拍卖市场拍卖设置的合同时间通常在3年PJM容量市场的组织流程主要包括制定容量需求曲线组织拍卖结算等几个环节PJM市场中新能源一般不单独参与容量市场通常将间歇性资源储能资源等资源聚集起来作为聚集资源参与容量市场进行成本负荷分摊1417东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告图9美国PJM市场组织结构图数据来源美国PJM电力市场及对广东电力改革的启示东吴证券研究所PJM市场优先出清新能源有利于促进新能源消纳以美国PJM市场为代表的集中式市场以中长期差价合同全电量竞价现货市场为核心特征差价合同类似于期货合同本质上属于金融合约PJM电力市场以节点边际电价作为市场出清价格发电企业若申报高于边际成本的价格有可能不中标若低于边际成本的价格可能拉低统一出清价格损害自身收益集中式市场能够有效引导企业基于边际成本报价一般情况下发电机组按边际成本由低到高排序是新能源发电水电核电低能耗煤电气电等除燃气机组外与节能发电的排序一致1517东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分行业深度报告图10日前与实时电能市场节点边际电价LMP对比数据来源美国PJM电力市场及对广东电力改革的启示东吴证券研究所4风险提示1电价波动的风险随着电力市场的进一步市场化电价将更多地受到供需关系燃料价格等因素的影响这可能导致电价出现大幅波动对电力生产和消费双方都带来不确定性影响电力行业的稳定发展2电改政策推动与执行不及预期的风险随着电力市场改革的深入可能会遇到政策反复或与现有政策产生冲突等阻力导致政策执行不及预期1617东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分免责及评级说明部分免责声明东吴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研究报告仅供东吴证券股份有限公司以下简称本公司的客户使用本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户在任何情况下本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议本公司及作者不对任何人因使用本报告中的内容所导致的任何后果负任何责任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在法律许可的情况下东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务市场有风险投资需谨慎本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更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报告的版权归本公司所有未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式翻版复制和发布经授权刊载转发本报告或者摘要的应当注明出处为东吴证券研究所并注明本报告发布人和发布日期提示使用本报告的风险且不得对本报告进行有悖原意的引用删节和修改未经授权或未按要求刊载转发本报告的应当承担相应的法律责任本公司将保留向其追究法律责任的权利东吴证券投资评级标准投资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力相对基准表现的预期A股市场基准为沪深300指数香港市场基准为恒生指数美国市场基准为标普500指数新三板基准指数为三板成指针对协议转让标的或三板做市指数针对做市转让标的具体如下公司投资评级买入预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在15以上增持预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于5与15之间中性预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-5与5之间减持预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-15与-5之间卖出预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在-15以下行业投资评级增持预期未来6个月内行业指数相对强于基准5以上中性预期未来6个月内行业指数相对基准-5与5减持预期未来6个月内行业指数相对弱于基准5以上我们在此提醒您不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准我们采用的是相对评级体系表示投资的相对比重建议投资者买入或者卖出证券的决定应当充分考虑自身特定状况如具体投资目的财务状况以及特定需求等并完整理解和使用本报告内容不应视本报告为做出投资决策的唯一因素东吴证券研究所苏州工业园区星阳街5号邮政编码215021传真051262938527公司网址httpwwwdwzqcomcn