[Table_Page]深度分析公用事业证券研究报告欧盟能源启示录（二）[Table_Title]行业评级[Table_Grade]买入辅助服务演绎之路——稳定盈利、重塑价值前次评级买入报告日期2023-10-09核心观点：[Table_Summary]相[Ta对bl市e_P场icQ表uot现e]⚫欧盟的辅助服务经历从“固定补偿”向“市场化交易”演绎的过程。在13%风光加速建设的过程中，欧盟风光发电量占比从2000年的1%迅速提升至2022年的22%(Ember数据)。由于绿电的不稳定性，对可调节性9%电源的需求是提升的，但又由于欧盟在双碳等背景下煤电核电机组新建难度大、且存量机组退役后陆续关停，电力系统的裕度正在下降。因5%此，为了保障系统裕度，容量机制应运而生，欧盟多个国家通过先固定补偿、后市场化交易的手段来为煤电、气电等可调节性电源的消纳成本2%进行补偿。梳理来看，我们认为补贴机制更适用于早期无法形成有效价-2%10/2212/2202/2304/2306/2308/23格的阶段，在政府通过设置容量补贴电价形成了价格的摸索后，16年起更多国家逐步转向基于市场需求的容量交易形态，对我国形成启示。-6%⚫辅助服务进一步提升了火电盈利的稳定性，形成了度电2-6分的贡献。公用事业沪深300从政策来看，部分容量机制明确规定使用火电机组（法国布列塔尼、西班牙），或通过间接手段鼓励火电机组参与容量市场（如意大利、比利[分Ta析bl师e_A：uthor郭]鹏时等），火电是容量机制下的主要贡献增量。我们针对波兰PGE、意大利ENEL、爱尔兰SSE三家公司的火电业务进行了重点分析，在容SAC执证号：S0260514030003量机制落地后，测算得出每度火电EBITDA可增厚人民币约2-6分（根据各国电价进行购买力平价换算），且该部分收入/利润的波动性极低，SFCCENo.BNX688为火电形成了一块稳定的辅助服务盈利来源。021-38003655⚫我国当前辅助服务度电贡献约0.86分，未来可达3分，盈利稳定性将带动火电价值重估。我国当前火电辅助服务正处于快速增长期，今年分析师：guopeng@gf.com.cn上半年火电获得辅助服务收入254亿元，折算至度电增量贡献已达姜涛0.86分。我们测算伴随我国辅助服务省份的扩容和绿电增长带来的需求进一步提升，2030年火电可获得辅助服务总额达1752亿元，折合SAC执证号：S0260521070002度电可达3分。市场过去通常从周期看火电，认为盈利主要挂钩煤价与电价的错期形成的盈利波动，我们认为在电价高位、煤价回落的阶021-38003624段，煤电联动已迎来契机。同时，伴随辅助服务的持续推开，容量机制将逐步形成，火电将从“发电资产”转向“辅助服务资产”，盈利从挂shjiangtao@gf.com.cn钩煤价的波动利润转向挂钩我国绿电占比提升带来的稳定增长的辅助服务利润，稳定性将大大增强，逐步迈向公用事业，价值重估可期。请注意，姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。⚫业绩修复在途、电改重塑价值。在此时点展望，“时间的煤硅”持续演绎，火电用煤成本下降，业绩将加速兑现，同时伴随辅助服务等电改的[相Ta关ble研_Do究cRe：port]2023-09-24加速推进，火电的消纳价值将得到进一步认知，叠加组件价格回落，绿2023-09-21电的装机空间也将打开。关注【全国龙头华能国际(A)/华能国际电力股公用事业行业深度跟踪:不畏2023-09-17份(H)、华电国际(A)/华电国际电力股份(H)、国电电力、大唐发电(A+H)；浮云遮望眼，辅助服务正当区域龙头皖能电力、福能股份；灵活性改造青达环保】。时电力现货市场基本规则解读:⚫风险提示。煤价大幅波动；改革不及预期；绿电装机增长不及预期等。改革加速，辅助服务持续强化识别风险，发现价值公用事业行业深度跟踪:8月1/32二产用电量高增——评估火电当前三点分歧[联Ta系bl人e_C：ontac许ts]子怡021-38003618xuziyi@gf.com.cn请务必阅读末页的免责声明[Table_PageText]深度分析公用事业[重Ta点b公le_司im估p值co和m财]务分析表最新最近合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)货币2023E2024E股票简称股票代码评级9.468.35收盘价报告日期（元/股）2023E2024E2023E2024E2023E2024E华能国际600011.SHCNY7.872023/07/27买入14.970.830.942.101.8710.7010.90华能国际0.830.944.413.890.900.8010.7010.9000902.HKHKD3.662023/07/27买入7.55电力股份华电国际600027.SHCNY5.112023/08/31买入7.770.600.758.556.832.452.169.1010.60华电国际0.600.755.294.221.391.229.1010.6001071.HKHKD3.132023/08/31买入4.81电力股份国电电力600795.SHCNY3.712023/08/31买入5.490.370.4210.148.831.341.2213.1013.8012.969.001.751.545.707.60大唐发电601991.SHCNY2.632023/08/30买入4.380.200.295.824.040.720.635.707.6012.249.682.982.5811.4012.50大唐发电00991.HKHKD1.182023/08/30买入2.000.200.299.536.795.444.1610.0012.3011.459.253.482.889.0010.00粤电力A000539.SZCNY6.002023/09/02买入8.080.490.629.707.241.651.4210.8012.807.506.444.093.6613.1013.20宝新能源000690.SZCNY5.432023/08/17买入8.570.570.8017.7012.6511.738.6713.0015.40皖能电力000543.SZCNY6.222023/08/26买入7.260.540.67上海电力600021.SHCNY8.832023/08/30买入13.620.911.22福能股份600483.SHCNY8.552023/08/26买入14.821.141.33青达环保688501.SHCNY17.252023/04/12买入31.681.271.77数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算，港股EPS单位为人民币识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/32[Table_PageText]深度分析公用事业目录索引一、他山之石：消纳问题日益严峻，辅助服务重要性凸显.................................................6（一）欧盟风光占比提升过程中，新能源消纳问题亦在加剧.....................................6（二）绿电化过程中电力系统容量裕度逐步下降.......................................................8（三）欧盟探索辅助服务与市场化交易机制，其中容量机制值得关注....................10二、殊途同归：欧盟容量机制核心为满足系统安全问题..................................................11（一）容量机制变化呈市场化和高效化特征，火电是主要贡献者...........................11（二）引入容量机制后，测算火电度电利润增厚2~6分钱......................................17（三）需求曲线确定补偿合理区间，龙头企业更易获得较高补偿...........................21三、方兴未艾：国内辅助服务亟待推出，有望挖掘火储价值...........................................23（一）我国辅助服务推行节奏加速，相关政策有望加速落地...................................24（二）测算2030年火储空间近1800亿元，未来成长空间广阔.............................26（三）辅助服务优化业务结构，火电将迎来价值重估..............................................27四、标的推荐：业绩修复在途，电改重塑价值.................................................................30五、风险提示....................................................................................................................30识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/32ZXBYyRrMnOpOrPoNmRrOrQ6MaOaQnPnNnPmPlOoPqQkPmNpP6MqRrMNZrMoMwMsPmO[Table_PageText]深度分析公用事业图表索引图1：欧盟风光发电量占比2022年成为第一电力来源.........................................6图2：欧盟煤电、核电发电量显著减少（亿千瓦时）............................................7图3：欧盟各国弃风弃光率水平呈提高趋势...........................................................8图4：五国平均弃风弃光率已接近5%...................................................................8图5：系统容量裕度逐渐下降................................................................................8图6：欧盟新增/减少煤电、气电、核电装机情况（GW）.....................................8图7：欧盟燃煤电厂老化问题严重.........................................................................9图8：欧盟核电厂老化且开启政治性关停..............................................................9图9：2010-2020年电力现货价格呈现下降趋势...................................................9图10：上游原材料成本波动加剧...........................................................................9图11：二氧化碳排放价格保持高增速.................................................................10图12：煤电机组盈利水平下降............................................................................10图13：欧盟可再生能源消纳问题解决路径..........................................................10图14：平衡市场容量占市场比重低于5%...........................................................11图15：平衡市场价格与现货价格基本一致..........................................................11图16：容量市场占市场比重约15%....................................................................11图17：平均容量市场成本约占现货电价6%以下................................................11图18：欧盟容量机制五种基本类型.....................................................................12图19：容量机制演化的三个方向.........................................................................12图20：容量机制演化趋势....................................................................................12图21：容量机制从“基于价格”转向“基于数量”.....................................................12图22：瑞典风光占比上升、容量需求增加..........................................................13图23：比利时能源结构中核电持续去化..............................................................13图24：转换为基于数量后，容量价格波动持续加剧............................................14图25：机制转换后，容量仍保持相对稳定..........................................................14图26：容量市场整体成本逐年增加.....................................................................14图27：分电源容量市场参与装机量.....................................................................14图28：容量费用机制示意图................................................................................15图29：战略储备机制示意图................................................................................16图30：容量义务机制示意图................................................................................16图31：容量拍卖机制示意图................................................................................16图32：容量期权机制示意图................................................................................16图33：容量机制下火电企业营收分析.................................................................17图34：近年欧盟电价上涨，中国保持相对稳定...................................................18图35：基于购买力平价理论的电力价格调系数...................................................18图36：PGE火电装机规模持续增长....................................................................19图37：容量市场带来人民币30~80亿元额外收入..............................................19图38：引入容量市场后EBITDA快速增长（人民币）.......................................19图39：引入容量市场后度电利润增厚人民币7分钱...........................................19识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/32[Table_PageText]深度分析公用事业图40：火电利用小时数持续提升.........................................................................20图41：容量市场带来人民币25～35亿元额外收入.............................................20图42：引入容量市场后EBITDA快速增长（人民币）.......................................20图43：引入容量市场后度电利润增厚人民币8分钱...........................................20图44：公司装机结构以火电为主.........................................................................20图45：公司参与容量市场机组有限.....................................................................20图46：容量市场带来人民币3～4亿元额外收入.................................................21图47：引入容量市场后度电利润增厚人民币2分...............................................21图48：容量市场需求曲线....................................................................................22图49：容量市场价格主要集中在20-70欧元/兆瓦/年.........................................22图50：意大利大型电力企业有更高容量市场参与度............................................23图51：波兰电力龙头PGE有最高容量市场高参与度.........................................23图52：清洁能源占比日益提高，中国滞后欧盟约5年........................................25图53：欧盟各国推行容量机制的时点各不相同...................................................25图54：欧盟与我国容量政策推行进度对照..........................................................25图55：2023H1全国电力辅助服务费用达278亿元............................................26图56：辅助服务收入中火电占比超90%.............................................................26图57：测算2030年火电综合辅助服务市场达1752亿元...................................27图58：火电的估值体系即将重塑，从挂钩煤价的周期股逐步走向挂钩绿电增长的成长股...................................................................................................................28图59：伴随电改推进，电力公司的辅助服务及绿电利润将稳中有升..................28表1：欧盟发电量及结构情况（部分年份）...........................................................6表2：欧盟风光发电量占比由15%升至20%期间，核电、煤电电量大幅下降......7表3：储备机制和市场机制特征对比...................................................................13表4：储备机制和市场机制不同场景下优势对比.................................................13表5：容量市场的参与主体..................................................................................14表6：欧盟五种容量机制具体特点和优缺点.........................................................17表7：引入容量机制后火电度电利润增厚约2～6分...........................................18表8：VOLL-CONE-RS算法的核心影响因素......................................................22表9：大型企业获得更多容量补偿原因................................................................23表10：我国短期内适合容量费用机制、中长期适合容量市场机制......................23表11：我国容量政策基本框架............................................................................25表12：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元，其中火电为1752亿元..............................................................................................................................27表13：煤电强连动后火+绿度电利润有望保持相对稳定......................................29表14：重点推荐公司盈利预测与估值（收盘价日期：2023/10/09）..................30识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/32[Table_PageText]深度分析公用事业一、他山之石：消纳问题日益严峻，辅助服务重要性凸显（一）欧盟风光占比提升过程中，新能源消纳问题亦在加剧在风光加速建设的过程中，欧洲的能源结构发生趋势性变革。根据Ember数据，欧盟的风光发电量占比从2000年的1%迅速提升至2022年的22%，成为第一电力来源。又由于绿电发电的不稳定性，调峰消纳问题在绿电占比提升过程中日益突出。火电在消纳问题的解决中发挥作用：具备强大调峰能力的气电发电量占比迅速提升（2000年12.6%到2022年19.9%），煤电作为让出电源发电量占比有所回落但又提供了系统的容量裕度。同时我们看到辅助服务体系加速建设，用于保障系统稳定性及资源充足性；多级市场化的交易机制协调配合促进新能源消纳。图1：欧盟风光发电量占比2022年成为第一电力来源欧盟发电结构占比/%风电+光伏核电煤电气电水电35%22.3%28%21%14%7%0%数据来源：Ember，广发证券发展研究中心表1：欧盟发电量及结构情况（部分年份）发电量/亿千瓦时风电+光伏核电煤电气电水电其他合计8099335435432684265992000215870382195231311927062928970895959375827322982320057069308698136023730280728493711140023388287228979201016498637355456583502271227790421055473503280828953201431888186447155672830273527962煤电气电水电其他合计20153672793430.5%12.6%13.3%10.1%100%28.1%17.9%10.7%9.2%100%20205472689223.8%20.0%12.6%9.2%100%24.5%12.6%13.1%9.9%100%20215530735424.5%13.8%11.7%9.9%100%12.8%20.4%12.6%9.8%100%20226230612914.5%19.2%12.1%9.7%100%发电量占比风电+光伏核电20000.8%32.7%20052.4%31.8%20105.5%29.0%201411.2%28.7%201512.7%27.4%202019.7%24.8%202119.1%25.4%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/32[Table_PageText]深度分析公用事业10.1%202222.3%21.9%16.0%19.9%9.8%100%数据来源：Ember，广发证券发展研究中心欧盟风光发电量占比由15%升至20%期间，核电、煤电发电量大幅下降。从增量角度具体来看，根据Ember披露数据，欧盟的风光发电量占比从2018年的14.9%升至2020年的19.7%期间，风光发电量增加100~600亿千瓦时，核电、煤电发电量合计大幅下降400~1800亿千瓦时，具备调峰能力的气电增量呈波动趋势，稳定电源（核电、煤电）受风光电量新增补充需求及退煤、退核影响，电量显著下降。图2：欧盟煤电、核电发电量显著减少（亿千瓦时）2000风电+光伏核电煤电气电水电其他1200400-400-1200-2000数据来源：Ember，广发证券发展研究中心表2：欧盟风光发电量占比由15%升至20%期间，核电、煤电电量大幅下降新增/减少发电量风光发电量占比风电+光伏核电煤电气电核电+煤电合计/亿千瓦时-589-314201411.2%22756-369400-121704-655201512.7%483-252131595-289-352-417201612.7%38-190-465781-1451-72-1787201714.4%528-86-204-111111820-963201814.9%13323-440201917.1%56916-1468202019.7%532-806-981202119.1%58462655202222.3%700-1225261数据来源：Ember，广发证券发展研究中心伴随欧洲风光占比提升，消纳问题逐步凸显。由于风能和太阳能等能源的相对不可预测性，可再生能源的显著增加对电力供应安全性造成一定挑战性。在欧盟大力发展风光能源的前期，欧盟也面临与中国类似的弃风弃光问题。2010-2022年欧盟部分区域风光发电量占比从8.3%到28.9%，弃风弃光率由2.7%升至4.6%（IEA数据），新能源消纳问题凸显。从财务角度来看，项目的经济性直接取决于获取预期能源的能力，过度弃电可能会降低项目回报水平。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/32[Table_PageText]深度分析公用事业图3：欧盟各国弃风弃光率水平呈提高趋势图4：五国平均弃风弃光率已接近5%德国爱尔兰意大利西班牙英国平均弃风弃光率/%平均可再生能源发电量占比/（%，右轴）15%5%35%12%28%4%21%9%3%6%2%14%3%1%7%0%0%0%数据来源：IEA，广发证券发展研究中心数据来源：IEA，广发证券发展研究中心备注：含丹麦、德国、爱尔兰、西班牙、英国（已脱欧）（二）绿电化过程中电力系统容量裕度逐步下降绿电化的过程中呈现了系统容量裕度下降的情况。容量裕度=额定容量-实际使用负载；其中，燃煤、燃气和核电是保证电力系统灵活的主要电源。我们可以将消纳问题理解成系统容量的供需不平衡的结果，从需求端来看，随着可再生能源发电占比提升，风光发电随机性、波动性、间歇性特点下、为保障电力系统的安全性和稳定性，容量需求提高有必然性；从供应端来看，欧盟面临的问题是：（1）可用调峰能源盈利性下降、导致短期市场参与和中长期新机组投建双重问题；（2）机组寿命到期，欧盟各国出于安全性考量有意降低对核电机组的依赖性，导致系统稳定性降低。系统对容量的需求增加，同时可用容量供应减少，由于电力无法大量储存，供需不平衡无法转化为库存而是被动演化成弃风弃光和电价极端波动等问题。图5：系统容量裕度逐渐下降图6：欧盟新增/减少煤电、气电、核电装机情况（GW）煤电气电核电25155-5-15-252000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021数据来源：《ElectricitysecurityintheEuropeanUnion—The数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心conflictbetweennationalCapacityMechanismsandtheSingleMarket》，广发证券发展研究中心容量裕度下降一方面系燃煤电厂正接近其运行寿命的极限，核电厂政治性关停。可燃燃料发电厂在不同年龄区间的分布较为均匀，运行时间最长的主要是燃煤发电厂，燃气电厂运营时间相对较短、尚未有大规模机组退役计划。从GlobalEnergyMonitor预计停止运营时间来看，2020-2030年间有较大容量的燃煤电厂预计结束运营。大多识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明8/32[Table_PageText]深度分析公用事业数核电站已运行20至30年，且欧盟许多国家考虑安全因素和双碳政策影响、正在逐步淘汰核电站。尽管近年来由于能源危机，部分欧盟国家重新启用预计关停的燃煤及核电厂，但中长期来看系统仍面临容量充足性问题。图7：欧盟燃煤电厂老化问题严重图8：欧盟核电厂老化且开启政治性关停25000燃煤电厂新建容量/兆瓦燃煤电厂退休容量/兆瓦核电厂新建容量/兆瓦核电厂退休容量/兆瓦16000200001280015000960010000640050003200019401960198020002020204001960198020002020204019201940数据来源：GlobalEnergyMonitor，广发证券发展研究中心数据来源：GlobalEnergyMonitor，广发证券发展研究中心另一方面，成本端压力增加，碳排放价格持续增长，可调峰的传统燃煤发电的盈利水平受到侵蚀。从收入端来看，批发电价在2020年前维持相对稳定、小幅波动。电价缺乏增长动力，原因包括边际成本低的风光占比增加、电力需求下降以及供需差距扩大等。从成本端来看，煤炭和天然气价格同向变动且波动较大，二氧化碳排放费用保持高增速。稳定收入+增长成本，现有煤电机组盈利水平中枢大幅下降。在此情境下，更需要针对机组形成有效补偿，容量的裕度问题亟待解决。图9：2010-2020年电力现货价格呈现下降趋势图10：上游原材料成本波动加剧电力现货价格价格/（欧元/兆瓦时）API2煤炭价格/（欧元/吨）232500TTF天然气价格/（欧元/兆瓦时，右轴）25025020040020015030015010210120010010050465440343338344150453401005000201520162017201820192020202120222023数据来源：Ember，广发证券发展研究中心数据来源：Bloomberg，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/32[Table_PageText]深度分析公用事业图11：二氧化碳排放价格保持高增速图12：煤电机组盈利水平下降EUA二氧化碳价格/（欧元/公吨）增长率/（%，右轴）25煤电单位价差/（欧元/兆瓦时）1510087200%煤电价差1年中枢/（欧元/兆瓦时，右轴）8081150%18126054100%1194050%4625250%-50%201656856(3)30(10)0201520162017201820192020数据来源：Bloomberg，广发证券发展研究中心数据来源：Bloomberg，ICIS，广发证券发展研究中心（三）欧盟探索辅助服务与市场化交易机制，其中容量机制值得关注从机制上来看，欧盟上述问题的解决方案包括：（1）辅助服务市场保障系统稳定性及资源充足性；（2）多级市场协调配合促进新能源消纳。一方面，欧盟引入辅助服务市场实现能源供应安全和可持续发展。其中，容量机制通过经济激励使发电厂能够在需要时用于发电，保障资源充足性，并分为固定补偿和市场化机制；平衡市场主要通过平衡新能源功率预测误差，实现实时消纳，达到电力系统平衡和动态稳定性。另一方面，随着欧盟电力行业监管放松，市场化电力交易被视为促进可再生能源消费的潜在手段。市场通过新能源补贴等方法直接促进可再生能源消纳，同时使用衍生品工具控制电力市场风险。考虑我国电力体系，我们认为欧盟辅助服务市场的发展更具借鉴意义。由于容量机制整体体量相对较大、在电力系统中凸显重要性，且火电机组又是主要的贡献主题，因此我们重点分析容量机制，以探寻对于我国辅助服务机制的可沿用性，将在第二章对此进行详细解读。图13：欧盟可再生能源消纳问题解决路径数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值供应安全是欧盟能源政策的三大核心目标之一。从短期来看，欧盟使用平衡市场机制确保短期内的系统稳定性，平衡市场体量相对较小，占市场比重低于5%（Regelleistung数据）；价格则与现货价格基本一致。从长期来看，欧盟通过容量市请务必阅读末页的免责声明10/32[Table_PageText]深度分析公用事业场机制保障中长期的资源充足性。容量市场规模约占市场比重15%，在电价结构中具有相对重要的地位；价格则相当于现货电价约6%以下，各国水平差异较大，取决于各国电力系统安全性水平和偏好等。图14：平衡市场容量占市场比重低于5%图15：平衡市场价格与现货价格基本一致平衡市场价格/（欧元/兆瓦时）250现货市场价格/（欧元/兆瓦时）2372002171503830972022101100373344201920202021504302018数据来源：Regelleistung，广发证券发展研究中心数据来源：Bundesnetzagentur，广发证券发展研究中心图16：容量市场占市场比重约15%图17：平均容量市场成本约占现货电价6%以下欧盟容量市场装机/吉瓦欧盟整体装机/吉瓦容量市场成本占现货电价比例/%924.0950.4989.66%5.6%1000901.28005%4.3%6004%3.0%400125.3135.8173.72%200130.21.3%1.3%1%02020202120220%波兰芬兰瑞典意大利0.1%2019法国德国数据来源：ACER，广发证券发展研究中心数据来源：ACER，广发证券发展研究中心二、殊途同归：欧盟容量机制核心为满足系统安全问题（一）容量机制变化呈市场化和高效化特征，火电是主要贡献者欧盟的容量机制从基于价格到基于数量，从非市场化逐步走向市场化。从容量机制发展的趋势及特点来看，价格市场化有助于发现辅助服务的合理定价；容量使用提高能源使用效率；容量市场持续扩大，火电贡献主要增量。该机制从“基于价格”转向“基于数量”。在基于价格的机制中，决策者设定价格，然后让投资者决定在给定价格下愿意投资多少；在基于数量的机制中，决策者确定所需的容量数量，然后让市场来决定价格（拍卖）。但由于欧盟认为容量机制不应扭曲电力市场的价格，而是由市场对其进行合理定价，因此欧盟通过法律2019/943，规定容量市场“酬金是通过竞争性程序确定的”，确定了欧盟全域容量机制转向基于数量机制。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/32[Table_PageText]深度分析公用事业图18：欧盟容量机制五种基本类型数据来源：广发证券发展研究中心图19：容量机制演化的三个方向图20：容量机制演化趋势数据来源：广发证券发展研究中心数据来源：广发证券发展研究中心图21：容量机制从“基于价格”转向“基于数量”数据来源：ACER，广发证券发展研究中心聚焦“基于数量”，容量机制从“储备机制”转向“市场机制”。储备机制指容量机组平时不参与电力市场，仅在危机时启动以满足电力需求；市场机制指机组平时正常参与电力市场，在危机时刻需要满足调度需求。两者各有优劣，在容量要求低、运行时间短的背景下储备机制具有一定优势，在容量要求高、运行时间长的背景下市识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/32[Table_PageText]深度分析公用事业场机制更具优势。近年由于电力系统对容量需求增加，市场机制优势凸显。例如瑞典由于风光占比持续提升，比利时由于能源结构中的核电去化影响系统稳定性，因此容量需求增加，转向市场机制。表3：储备机制和市场机制特征对比储备与市场机制对比机制能源市场影响资源管理方法批准程序机制适用性☆☆☆低容量要求☆☆☆☆☆☆简单高容量要求能源的低效利用储备机制☆复杂解决短期容量需求较快☆☆☆☆☆☆☆能源的高效利用市场机制解决长期容量需求较慢数据来源：ACER，广发证券发展研究中心表4：储备机制和市场机制不同场景下优势对比储备与市场机制不同场景下优势对比机制场景：容量要求低，运行时间短场景：容量要求高，运行时间长储备机制具有成本效益，特别是折旧的设备不为新的投资提供激励；电力市场价格波动过高市场机制增加成本，特别是折旧的设备主动管理、激励新机组的建设；提高资源利用效率数据来源：Svenskakraftnät，广发证券发展研究中心图22：瑞典风光占比上升、容量需求增加图23：比利时能源结构中核电持续去化电气化程度较低-能源使用/TWh核电/%风光/（%，右轴）欧盟的基准情景-能源使用/TWh10电气化程度较低-风光占比/（%，右轴）欧盟的基准情景-风光占比/（%，右轴）6060080%48064%48836048%36624032%24412212016%0002030E2040E0%200020202050E2001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022数据来源：Energimyndigheten，广发证券发展研究中心数据来源：Ember，广发证券发展研究中心从效果来看，基于价格的补偿机制转换为基于数量的市场机制后，价格短期回落而后上涨，而容量保持相对稳定。在此我们仅以爱尔兰为例，容量价格在机制转变初期急剧下降，主要为欧盟认为由于价格并非市场化，基于价格机制下可能存在对于容量的过度补偿；此后，价格大幅上涨主要原因是欧洲能源危机，导致电价水平大幅上行，容量电价水平亦水涨船高。但从整体的要求容量角度来看，波动的幅度并不大。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/32[Table_PageText]深度分析公用事业图24：转换为基于数量后，容量价格波动持续加剧图25：机制转换后，容量仍保持相对稳定容量价格/（欧元/千瓦年）97要求容量/兆瓦7774100800072006960726772048065716400604345678000405600204800040002007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023202420252026数据来源：SEM，SEMO，广发证券发展研究中心数据来源：SEM，SEMO，广发证券发展研究中心备注：以爱尔兰市场为例备注：以爱尔兰市场为例从市场规模来看，火电是容量机制下的主要贡献增量。分电源来看，火电贡献主要增量，其中气电规模和增速最大、其次是煤电；水电、核电以及其他电源容量维持相对稳定。从政策来看，部分容量机制明确规定使用火电机组，例如法国布列塔尼（CCGT）和比利时（CCGT和OCGT）的新产能招标仅针对燃气发电厂；在爱尔兰仅限于火力发电。或在某些情况下只有部分火电厂符合资格（如西班牙），或通过间接手段鼓励火电机组参与容量市场（如意大利、法国、比利时等）。图26：容量市场整体成本逐年增加图27：分电源容量市场参与装机量法国/百万欧元爱尔兰/百万欧元水电/吉瓦核电/吉瓦其他/吉瓦煤炭/吉瓦天然气/吉瓦意大利/百万欧元波兰/百万欧元欧盟/百万欧元8000180火电74.8640067742022480032005275144火电34.4火电36.7火电48.24709108260172160036020212022202302020202120202019数据来源：ACER，广发证券发展研究中心数据来源：ACER，广发证券发展研究中心表5：容量市场的参与主体新建产能比利时新建机组开式循环燃气轮机发电(OCGT)、联合循环燃气轮机发电(CCGT)法国爱尔兰布列塔尼新建机组联合循环燃气轮机发电(CCGT)意大利新建机组火电波兰葡萄牙容量费用市场的参与主体西班牙目标容量付款可以参与辅助服务市场的机组识别风险，发现价值运行储备集中调度机组可用性激励火电可用性激励火电（不含核电）、水电（带储能）请务必阅读末页的免责声明14/32[Table_PageText]深度分析公用事业西班牙投资激励在2016年1月之前进入市场机组西班牙环境激励燃煤电厂西班牙环境激励燃煤电厂（安装二氧化硫过滤器）爱尔兰容量付款所有机组，包括需求侧响应以及外国机组战略储备市场的参与主体比利时战略储备宣布停运的机组、封存或未发电的需求侧响应丹麦战略储备所有机组德国容量储备宣布停运的机组且符合系统相关性要求德国网络储备所有机组德国战略储备波兰寒冷应急储备2016年起有权暂时减免IED排放标准的集中调度发电容量瑞典战略储备发电能力和需求响应，最低需求响应采购义务为25%容量拍卖/容量期权市场的参与主体意大利可靠性义务所有机组，包括需求侧响应以及外国机组爱尔兰可靠性义务所有机组，包括需求侧响应以及外国机组波兰容量市场所有机组，包括需求侧响应容量义务市场的参与主体法国供应商义务所有机组，包括需求侧响应以及外国机组数据来源：EUR-Lex，广发证券发展研究中心欧盟容量机制主要分为五种基本类型（一种为基于价格的定量补贴机制，四种为基于数量的市场化机制）各有优劣和特点，适用于不同国家/地区。具体来看：（1）容量费用即政府定价、直接补贴，机制简易。该机制曾经用于爱尔兰、西班牙和葡萄牙等国家，目前已经不再使用。该机制简单快捷，由政府直接规定补贴金额和数量，效果良好；且每年重新计算补贴金额和规模，月度赋值+年度调整，具有可控和可调节的优势。图28：容量费用机制示意图数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心（2）战略储备机制影响小、具有经济性。战略储备机制指机组平时关停备用、不参与电力市场，仅在危机时开启发电。目前使用该机制的国家包括德国、瑞典、芬兰以及比利时。战略储备机制下，一般2年进行1次拍卖，提前1年进行。由于该机制对于电力系统的条件作用相对有限，因此适合中国消纳问题较小、容量需求较低的地区。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/32[Table_PageText]深度分析公用事业图29：战略储备机制示意图数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心（3）容量义务机制可反映消费者真实需求。该机制运行方式是由下游售电商、输电商以及大型电力消费中，基于自身在高峰时段的电力消耗情况，对于所需容量进行估计并且直接参与容量拍卖，目前仅有法国使用该机制。图30：容量义务机制示意图数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心（4）容量拍卖和（5）容量期权依托市场化机制，有望确定辅助服务合理价格。容量拍卖机制指通过拍卖确定容量补偿价格，对于参与容量市场的机组进行直接补偿。容量期权则是在此基础上叠加电力期权合约，即参与容量市场的机组获得拍卖确定的补偿金额，而在电力价格超出一定水平后机组获得的经济收入由供应商和国家（社会化基金）所有。目前，欧盟国家中使用容量拍卖机制的包括爱尔兰和英国（已脱欧），使用容量期权机制的包括意大利和爱尔兰。图31：容量拍卖机制示意图图32：容量期权机制示意图数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明16/32[Table_PageText]深度分析公用事业表6：欧盟五种容量机制具体特点和优缺点特点优点缺点参与国家可能导致资金缺失的问题德国保留电力，保障供应削弱投资者信心瑞典导致资源的低效使用芬兰战略储备部分发电能力被保留下来以在解决突发高峰需求问题难以有效地使新旧容量竞争比利时价格上涨至阈值时，通过调度对市场运作影响小仍需要市场干预和复杂规则无法鼓励新的投资法国保障电力供应安全依赖双边交易增加垂直整合动机对独立供应商构成障碍英国去中心化，分散履约中央采购商模式需要进行大量的市场干预和波兰制定复杂的规定容量义务大型消费者/电力供应商根据自机制简单&易实施难以调整/撤销意大利我评估的未来消费或供应义价格提供有效市场进出信号需要估计整个市场容量需求爱尔兰中央采购商模式需要进行大量的市场干预和务，分别签订容量合同制定复杂的规难以调整/撤销容量拍卖集中拍卖，市场定价拍卖机制透明公平难以估计整个市场容量需求预先确定总容量，并由独立机价格提供有效市场进出信号构通过拍卖获得鼓励新旧容量竞争集中拍卖，认购期权容量期权批发市场价格大于参考价时行拍卖机制透明公平权，即容量提供者获固定费用价格提供有效市场进出信号鼓励新旧容量竞争（类似看涨期权期权费）机制简单&易实施固定价格，直接补贴容量费用支付给发电厂可用容量的固定信息不对称西班牙价格，金额由独立机构确定，难以计算适当价格水平葡萄牙可能导致过度补偿供应数量由参与者确定数据来源：ACER，广发证券发展研究中心（二）引入容量机制后，测算火电度电利润增厚2~6分钱伴随容量机制落地，欧盟火电企业获得利润增厚，盈利韧性凸显。我们将火电业务的收入分为两种类型：容量收入和电力市场收入。其中，容量机制收入本质是覆盖火电企业折旧摊销成本，因此该部分收入可以补偿固定成本部分；电力市场收入由于边际电价机制，考虑到燃料成本以及碳排放费用等，得以对于可变成本进行补偿。我们测算，引入容量机制后欧盟火电企业度电利润增厚约人民币2～6分钱。图33：容量机制下火电企业营收分析数据来源：EuropeanCommission，广发证券发展研究中心请务必阅读末页的免责声明识别风险，发现价值17/32[Table_PageText]深度分析公用事业“度电利润增加额”测算逻辑如下：度电利润增加额=容量市场收入/发电量；容量市场收入=容量市场价格参与容量市场机组。该测算方式本质是将容量市场收入均摊至每一单位发电量。由于欧盟电价水平和国内差异较大，因此我们使用购买力平价理论对于度电利润增加额进行调节。具体测算逻辑如下：基于购买力平价的电力价格调系数=海外电力价格/国内电力价格；度电利润增加额（本币）=汇率电力价格调系数度电利润增加额（外币）。经测算，2022年波兰PGE、意大利ENEL、爱尔兰SSE度电利润分别增加人民币6.0、6.3、2.1分钱，综合历年来看，度电利润增厚约人民币2～6分钱。尽管各个公司数据时间维度不长，但我们不难看出，此部分超额利润高度稳定，降低了火电的盈利波动。图34：近年欧盟电价上涨，中国保持相对稳定图35：基于购买力平价理论的电力价格调系数中国/（元/千瓦时）波兰/（元/千瓦时）波兰意大利爱尔兰意大利/（元/千瓦时）爱尔兰/（元/千瓦时）5.02.52.04.01.53.01.02.00.5中国电价处于相对低位1.0电价上升主要原因是能源危机导致燃料成本提高0.00.02018201920202021202220182019202020212022数据来源：Ember，广东电力交易中心，广发证券发展研究中数据来源：Ember，广东电力交易中心，广发证券发展研究中心；备注：中国以广东电力现货市场价格为例心；备注：2022年电力价格异常，不计入电价调节系数表7：引入容量机制后火电度电利润增厚约2～6分201820192020202120220.0600.037波兰PGE1.010.90度电利润/（兹罗提/千瓦时）0.046-0.0010.0120.0710.0370.950.720.0380.038度电利润增加额/（兹罗提/千瓦时）1.682.610.0020.0130.0580.060电力价格调系数1.050.0030.0030.910.69调整后度电利润增加额/（元/千瓦时）0.0170.018意大利ENEL度电利润/（欧元/千瓦时）0.001-0.0120.0862.310.011度电利润增加额/（欧元/千瓦时）4.550.063电力价格调系数1.19调整后度电利润增加额/（元/千瓦时）爱尔兰SSE度电利润/（英镑/千瓦时）0.0150.0220.0030.003度电利润增加额/（英镑/千瓦时）2.503.090.0210.019电力价格调系数1.20调整后度电利润增加额/（元/千瓦时）数据来源：Bloomberg，Wind，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/32[Table_PageText]深度分析公用事业波兰以煤炭发电为主，2022年发电量占比约70%，煤电装机容量29GW。波兰PGE（PGEPolskaGrupaEnergetycznaSA/波兰能源集团）是国企背景火电龙头企业，目前有煤电装机容量近13GW。伴随2018年波兰容量机制落地，根据公司年报及Bloomberg数据，计算PGE机组2021~2023年分别获得65.1%、41.3%、38.3%容量市场份额，驱动盈利能力提升。2018年波兰进行关于2021年的容量拍卖，因此自2021年起，PGE获得人民币约30~80亿元（20～40亿兹罗提）的额外容量市场收入。得益于该部分收入，EBITDA快速提升，折度电利润增厚约人民币约7分（0.04兹罗提）。图36：PGE火电装机规模持续增长图37：容量市场带来人民币30~80亿元额外收入燃煤/兆瓦燃气/兆瓦可再生能源/兆瓦其他/兆瓦水电/兆瓦20000容量/兆瓦价格/（元/千瓦年，右轴）1500080012000160001165212040114931055610879640900012000897592974808000火电装机容6000320量14吉瓦4000火电装机容量300016010吉瓦2019202020210002013201420152016201720182021202220232024202520262027数据来源：PGE公司年报，广发证券发展研究中心数据来源：PGE公司年报，广发证券发展研究中心图38：引入容量市场后EBITDA快速增长（人民币）图39：引入容量市场后度电利润增厚人民币7分钱传统能源EBITDA/亿元EBITDA/亿元0.15度电利润/（元/千瓦时）不含容量市场度电利润/（元/千瓦时）2000.111602021:引入容量市场0.07120800.0340(0.01)0(0.05)2018A2019A2020A2021A2022A2018A2019A2020A2021A2022A数据来源：PGE公司年报，广发证券发展研究中心数据来源：PGE公司年报，广发证券发展研究中心备注：利润为EBITDA口径意大利ENEL（Entenazionaleperl'energiaelettrica/国家电力公司）是欧盟最大的电力企业之一，我们对其在意大利的市场业务进行分析。ENEL目前有超过31GW火电容量，全市场火电装机容量51GW。意大利自2022年起正式落地容量市场机制，给予不同类型、不同区域的机组不同的补贴水平。ENEL作为全国性电力企业，各区域均有电厂资源。因此ENEL在引入容量市场后获得人民币约25～35亿元（3～5亿欧元）的额外收入。EBITDA快速增长，折合度电利润增厚人民币约8分（0.01欧元）。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/32[Table_PageText]深度分析公用事业图40：火电利用小时数持续提升图41：容量市场带来人民币25～35亿元额外收入火电装机容量/吉瓦火电利用小时数/（小时，右轴）未授权新建容量/兆瓦504000已授权新建容量/兆瓦现存容量/兆瓦40320015000现存容量/（元/兆瓦年，右轴）600000新建容量/（元/兆瓦年，右轴）302400120004800002043.1042.2238.9536.999000360000160031.0260002400001080030001200000000202220242018A2019A2020A2021A2022A2023数据来源：ENEL公司年报，广发证券发展研究中心数据来源：ENEL公司年报，Terna，广发证券发展研究中心图42：引入容量市场后EBITDA快速增长（人民币）图43：引入容量市场后度电利润增厚人民币8分钱意大利EBITDA/亿元度电利润/（元/千瓦时）意大利度电利润/（元/千瓦时，右轴）0.80不含容量市场度电利润/（元/千瓦时）2000.800.602022:引入1500.60容量市场0.401000.40500.200.2000.000.00-50-0.20(0.20)2018A2019A2020A2021A2022A2018A2019A2020A2021A2022A数据来源：ENEL公司年报，广发证券发展研究中心数据来源：ENEL公司年报，广发证券发展研究中心备注：利润为EBITDA口径爱尔兰SSE（原苏格兰南方能源公司）以火电为主，装机容量超过5GW。爱尔兰容量机制推行时间较长，伴随容量机制持续推行，公司获得人民币约3～4亿元额外收入（3.7～4.4千万英镑）；业绩稳定增长，度电利润增厚约人民币2分（0.002～0.003英镑）。图44：公司装机结构以火电为主图45：公司参与容量市场机组有限水电/兆瓦火电/兆瓦可再生能源/兆瓦容量市场装机容量/兆瓦装机容量/兆瓦1200070006806560096004200529672004320431948002800140024001104104310611048002020202120222014201520162017201820192020202120222019数据来源：SSE公司年报，广发证券发展研究中心数据来源：SSE公司年报，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/32[Table_PageText]深度分析公用事业图46：容量市场带来人民币3～4亿元额外收入图47：引入容量市场后度电利润增厚人民币2分容量市场装机容量/兆瓦拍卖价格/（元/千瓦年，右轴）度电利润/（元/千瓦时）0.24不含容量市场度电利润/（元/千瓦时）1400126250011201048400110410610.1810430.128403005602000.062801000.0000(0.06)201820222019202020212019202020212022数据来源：SSE公司年报，SEMO，广发证券发展研究中心数据来源：SSE公司年报，广发证券发展研究中心备注：利润为EBITDA口径（三）需求曲线确定补偿合理区间，龙头企业更易获得较高补偿基于上述“度电利润增加额”测算逻辑，我们可以将公式重述如下：度电利润增厚=利用小时数容量市场价格容量市场参与率。具体的测算逻辑如下：度电利润增加额=容量市场收入/发电量；容量市场收入=参与容量市场装机量容量价格；参与容量市场装机量=总装机量容量市场参与率；利用小时数=发电量/总装机量。利用小时数影响因素包括机组盈利水平、企业经营战略以及政府政策导向等。容量市场价格虽然由拍卖决定、反映真实的市场安全性偏好以及成本，但政府仍会通过需求曲线对容量和价格进行一定的指引。欧盟使用VOLL-CONE-RS算法确定需求曲线。其中，VOLL（ValueofLostLoad/失负荷价值）指停电造成的经济损失、即市场为电力愿意支付的最高价格；CONE（CostofNewEntry/准入成本）指新机组建设成本基于WACC（加权平均资本成本）折算的年资本开支金额，不同机组的CONE有一定差异；RS（ReliableStandard/可靠性标准）指衡量电力系统安全性的指标，多数国家使用LOLE（LostofLoadExpectation/失负荷概率）指标衡量安全性即电力系统每年无法满足其需求的预计小时数，LOLE=CONE/VOLL。基于VOLL、CONE、LOLE等指标，政府对拍卖的目标容量上下限以及需求曲线的斜率进行约束；政府可以通过调整以上指标参数确定系统所需的容量，确保电力系统运行的稳定性和安全性。由于各国对电力系统安全性的偏好以及容量需求各不相同，因此各国通过不同的拍卖方式和不同的需求曲线设置获得差异化的容量市场价格，大致区间在20-70欧元/兆瓦/年。预计未来中国各区域/省亦可以通过设置不同需求曲线确定差异化的容量市场补贴水平。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/32[Table_PageText]深度分析公用事业图48：容量市场需求曲线图49：容量市场价格主要集中在20-70欧元/兆瓦/年电价需求曲线容量价格（欧元/兆瓦/年）英国波兰意大利爱尔兰法国德国芬兰价格帽100=常数准入成本80成交范围60LOLE（1-Y%）LOLE（1+X%）40拍卖目标容量上下限2002018201920202021202220232024202520262027数据来源：UrządRegulacjiEnergetyki，广发证券发展研究中数据来源：ACER，广发证券发展研究中心心表8：VOLL-CONE-RS算法的核心影响因素需求端：失负荷价值/（欧元/兆瓦时）供应端：准入成本/（欧元/兆瓦/年）安全标准：失负荷小时（小时/年）国家VOLL发电方式CONE最小值CONE最大值国家LOLE瑞典8132褐煤/煤炭610610葡萄牙5.00荷兰68887联合循环燃气轮机3100荷兰4.00法国33000开式循环燃气轮机19118比利时3.00意大利20000需求侧响应0.6164芬兰2.10比利时17340储能电池55694波兰3.00德国12240大型水电46271德国2.77芬兰8000抽水蓄能281281法国2.00希腊6838小型水电337381瑞典0.99捷克4016光伏4547331爱尔兰8.00数据来源：ACER，广发证券发展研究中心机组的容量市场参与度越高，度电利润增厚越多。以意大利和波兰市场为例进行分析，我们发现市场占有率较高的企业容量市场参与率相对较高，即龙头企业有望获得较高的容量补偿。我们推测可能潜在原因如下：欧盟小型企业中纯火电企业比例较小；容量机制的参与有一定复杂性，小型企业获得的收入有限、缺乏参与的动力；小型企业可能无法满足要求，部分国家/地区对于参与机组的容量以及其他环保水平等有所限制，不符合要求的小型企业缺乏经济动力进行改造；国有企业具有政治担当，企业经营战略与国家政策导向匹配。在类似的逻辑下，我们推测国内的大型火电企业有较强的经济动力参与辅助服务市场，且或有机会获得更高的市场参与度。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/32[Table_PageText]深度分析公用事业图50：意大利大型电力企业有更高容量市场参与度图51：波兰电力龙头PGE有最高容量市场高参与度数据来源：TERNA，广发证券发展研究中心数据来源：《Areviewofthe2018Polishcapacitymarketauctions》，Bloomberg，广发证券发展研究中心表9：大型企业获得更多容量补偿原因小型企业中纯火电企业比例较小容量机制的参与有一定复杂性小型企业可能无法满足要求国有火电企业的政治担当小型企业在碳价和能源价格飙涨机组参与容量市场需要系列工容量市场机制对参与机组规模和运海外大型火电公司部分有政府背景时可能被动退出市场，或在容量作，包括申报、资格审核等，营规范性有明确且趋严的要求（如（例如波兰国家电力公司补贴背景下仍主动寻求转型；对相关人力资源的要求较高；排放量要求），不符合要求的小型在火电盈利性持续下滑的背景小型企业每次可申报的机组有企业机组没有经济动力进行整改；PGE），企业经营战略与国家政下，大型火电企业的规模效应为限，人力成本和额外收入不匹策导向匹配，有动力积极参与容量利润提供一定的保障；配，缺乏参与的动力；市场。数据来源：广发证券发展研究中心三、方兴未艾：国内辅助服务亟待推出，有望挖掘火储价值参考欧盟容量机制的特性分析，我们认为我国当前更适用于基于固定成本的容量补偿，远期将逐步向容量市场或更进一步的现货市场方向发展。从短期来看，通过容量费用机制直接规定补贴水平，操作简单方便且效果十分可控。且由于我国地域辽阔，且各省电力结构差异较大，可以通过调节不同的补贴价格水平以确保实现全国电力系统的稳定性目标。此外，在部分消纳压力较小且有较多关停机组的省份，战略储备机制也具有可行性。消纳压力较小的省份/区域缺乏进行提供经济激励解决消纳问题的动力，战略储备机制为一种经济且便捷的选择。从中长期来看，市场化的机制可以反映真实的电力供需，通过市场调节使机组获得合理的补贴水平。我国电力市场化进程持续加速，自2020年起电价从标杆上网电价转变为可浮动的市场化机制电价。未来伴随市场化水平提高，市场有望获得使用容量市场机制的基本要求。表10：我国短期内适合容量费用机制、中长期适合容量市场机制政策特点和中国市场的适用性对市场影响小操作便捷性机制效率对我国的适用性战略储备请务必阅读末页的免责声明识别风险，发现价值23/32[Table_PageText]深度分析公用事业适合消纳压力小、预备关停机组多的省份不适合容量义务（1）消费终端计算容量需求困难；（2）电网安全性不确定容量拍卖适合远期我国辅助服务市场（1）市场化，反应真实供需不适合容量期权（1）我国电力期货市和现货交易市场未完全建成容量费用适合目前我国大部分省份（1）操作简单；（2）效果可控数据来源：广发证券发展研究中心目前国内辅助服务市场机制正在积极推进中，相关政策落地的确定性较强。7月31日，国家能源局2023年三季度网上新闻发布会中，市场监管司副司长刘刚称“为适应建设新型电力系统需要，下一步我们将研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制推动用户侧资源参与系统调节的通知》，并且启动编制电力辅助服务市场基本规则”。9月18日发改委、能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，进一步厘清了容量补偿、辅助服务（容量）市场、现货市场之间的关系，辅助服务的重要性得到持续强化，看好诸如容量费用等形式辅助服务市场政策加快落地。（一）我国辅助服务推行节奏加速，相关政策有望加速落地从欧盟视角来看，中国可再生能源发电量占比约滞后欧盟5年。2018年欧盟清洁能源发电比例超过15%（Ember数据），2019年欧盟发布《关于欧盟内部电力市场的法规》，在第21章明确规定了对容量市场的具体要求。展望国内，根据国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，提出“风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%”，辅助服务机制有望加速落地。此外，欧盟在推出容量市场的全域管理办法之前，各国在不同时间已经开始不同程度的容量市场试点，政策推出后明确了对于容量市场的管理方法，市场规模日益扩大。我国有类似的政策背景，在风光消纳问题凸显的西北地区，2015年就推出了《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（西电监办〔2015〕28号）》，预期全国范围性指导文件有望落地。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/32[Table_PageText]深度分析公用事业图52：清洁能源占比日益提高，中国滞后欧盟约5年2024欧盟中国2022202020222018201620202023E201420182012201020130%20162019欧盟公布推行关于整个调查结果欧盟的市场法案5%10%15%20%25%数据来源：国家能源局，Ember，ACER，广发证券发展研究中心图53：欧盟各国推行容量机制的时点各不相同图54：欧盟与我国容量政策推行进度对照地区区域政策最高行政管理单位政策欧盟2000年前后，欧盟各国2019年欧盟发布《内部开始推进容量市场试点电力市场法规2019/943》；2022年再次修订中国2015年起，区域级政策和省有待推出级政策陆续推出数据来源：ACER，广发证券发展研究中心数据来源：国家能源局，EUR-Lex，广发证券发展研究中心我国目前政策框架雏形已现，初步形成容量补偿机制基本框架。根据9月最新《电力现货市场基本规则(试行)》政策，市场应“结合实际需求探索建立市场化容量补偿机制”，政策演绎路径与此前发布的《电改系列之框架篇-系统的“破壁”》中我们认为我国应率先推动容量/辅助服务相关市场建设的预期一致。表11：我国容量政策基本框架政策内容机制2018煤电应急调峰储备电源是指未纳入年度投产计划，手续合法期权并已基本完成工程建设、煤电应急备用>>《关于煤电应急调峰储备电源管且具备并网发电条件的煤电（热电）机组，在电力、热力供应紧张、电网严重故障以及重理的指导意见》大保电需要时，启动运行发挥应急保障作用，在其他时段停机备用。战略储备2021节煤降耗改造。对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实调峰>>《关于开展全国煤电机组改造升施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电容量付费级的通知》源。“十四五”期间，形成并保持1500万千瓦的应急备用能力。2021调峰指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的《电力辅助服务管理办法》发用电功率调整或设备启停所提供的服务。2023工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/32[Table_PageText]深度分析公用事业《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》2023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补偿机制，用容量市场《电力现货市场基本规则(试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。具备条件时，可探索建立容量市场。行)》未建立容量成本回收机制的地区，原则上市场限价应考虑机组固定成本回收。数据来源：政府官网，广发证券发展研究中心（二）测算2030年火储空间近1800亿元，未来成长空间广阔我国电力辅助服务市场快速增长，2023上半年已接近300亿元。根据国家能源局披露数据，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%。从结构上看，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。图55：2023H1全国电力辅助服务费用达278亿元图56：辅助服务收入中火电占比超90%300调峰调频备用其他火电获得补偿/亿元占比（右轴）30088.8%91.2%92.6%91.4%100%24125480%24045180955424018013560%120435412011240%4210046522019E1672018A2023H160336020%3302018A2019E0%02017E2023H12017E数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心测算十五五末综合辅助服务空间3880亿元，对应火电综合辅助服务空间近1800亿元。我们测算2030年风光累计发电量超3万亿千瓦时（占全部发电量的26.2%），2020年后新增风光发电量中60%均需消纳等综合辅助服务调节，辅助服务结构中火电参与比例由2022年的94%降至2030年的70%（其余由抽水蓄能、电化学储能、新型储能补充），则对应2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元，其中火电对应1752亿元、平摊至全部火电发电量对应度电增收0.03元。此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空间挂钩风光的增量发电量，未来几年的成长性突出（具体测算过程见《电改系列之框架篇-系统的“破壁”》）。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/32[Table_PageText]深度分析公用事业图57：测算2030年火电综合辅助服务市场达1752亿元火电综合辅助服务空间/亿元火电度电增收/元（右轴）200016591782173017520.0516000.041200127015636699770.0210.0260.0280.0300.0290.038000.0162025E2026E4000.0112024E0.0302023E0.0200.010.002027E2028E2029E2030E数据来源：广发证券发展研究中心备注：火电度电增收=火电综合辅助服务空间/火电发电量表12：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元，其中火电为1752亿元2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E18,96620,429风电发电量/亿千瓦时8,3129,90011,71713,60815,57517,5048,8509,6782781630107光伏发电量/亿千瓦时3,1854,3405,4116,3797,2778,1010.1240.12934463880风光发电量合计/亿千瓦时11497142401712819988228512560572%70%单位绿电综合辅助服务成本（元/度）0.0680.0860.0990.1120.1160.12217301752综合辅助服务市场（亿元）78512301696223326453116火电占辅助服务比例94%92%88%86%80%78%火电综合辅助服务空间（亿元）6699771270156316591782数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心（三）辅助服务优化业务结构，火电将迎来价值重估容量/辅助服务相关补偿落地是大势所趋，火电的价值重估即将来临。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，诚然火电在经历大装机时代后煤价成为盈利的核心判断，而利用小时数又伴随绿电占比提升而长期回落，是市场对于火电不乐观的主要原因。但是我们认为，火电的四要素需要重构，未来煤电逐步联动、辅助服务的收入占比也将提升，火电的盈利将变得更加稳定，脱离挂钩煤价的周期股。我们认为火电未来将分为三块利润，其中辅助服务利润和绿电利润都挂钩我国绿电化进程，匹配高估值。类似2021年的绿电价值重估，我们认为火电的价值重估已经来临。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/32[Table_PageText]深度分析公用事业图58：火电的估值体系即将重塑，从挂钩煤价的周期股逐步走向挂钩绿电增长的成长股数据来源：广发证券发展研究中心考虑“火+绿”打捆发电及参与辅助服务，则利润可由火力基础发电、火电调峰及新能源发电三部分构成，此处以一组年发电量为4000亿千瓦时的火电及年新增6-8GW风光机组的新能源为例。（1）火电基础发电：2024~2025年考虑机组利用小时数小幅下降2%左右，上网电价及度电燃料成本自2024年起逐步实现强联动、基础发电度电利润保持5厘钱左右。（2）火电辅助服务：伴随参与辅助服务（主要为调峰）电量的增多，机组深度调峰时间及次数增多，因而考虑度电补偿由2022年4分钱升至8分钱（对应全电量度电净收入为0.4~2.5分钱）。（3）新能源发电：假设机组利用小时数保持2000小时稳定，上网电价为0.35元/千瓦时（不含税），度电成本综合考虑造价下降与辅助服务成本分摊后基本保持稳定。一方面，上述三部分构成的盈利将愈发稳定，另一方面，若考虑辅助服务和绿电的利润给予15倍PE估值，即便不考虑火电发电部分的利润估值，展望2025年目标市值可达3000亿元左右。图59：伴随电改推进，电力公司的辅助服务及绿电利润将稳中有升火+绿业务利润构成/亿元火电基础发电火电辅助服务绿电发电25017010588907192573347101613239-70(147)-1502023E2024E2025E2022数据来源：广发证券发展研究中心备注：2022年为拟合值识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/32[Table_PageText]深度分析公用事业表13：煤电强连动后火+绿度电利润有望保持相对稳定20253850火电基础发电2022202320245%400039203658发电量/亿千瓦时40005%5%0.39380037241434厂用电率/%5%0.400.3995015331434745上网电量/亿千瓦时380095090077%750740792上网电价/元/度（不含税）0.4065%85%10088197650.29基础发电收入/亿元153310439730.080.300.2814255500大卡市场煤价（元/吨）11000.080.089.24152014110.0035500大卡长协煤价（元/吨）76013.4522.5420250.0040.00630%长协煤占比/%50%202320240.0815%20%0.0255500大卡煤价（元/吨）9290.050.060.0090.013927000大卡标煤价格（元/吨）11822025334744,012度电燃料成本/元0.3420232024200028,01236,012816度电其他成本/元0.08200020003%495656792发电成本/亿元16803%3%0.35481637280.27基础发电利润/亿元-146.550.350.350.21170.12225.33175.41度电利润/元-0.0390.200.21104.8699.09137.812025火电辅助服务202271.0387.52459220232024辅助服务电量占比10%42814437992辅助服务度电补偿/元0.0413231053347206.50辅助服务度电净收入/元0.00471880.046117.42157.10辅助服务净收入/亿元160.0270.036绿电发电2022装机容量/MW19,912利用小时数/小时2000发电量/亿千瓦时398厂用电率/%3%上网电量/亿千瓦时386上网电价/元/度（不含税）0.35发电收入/亿元136.74度电成本/元0.20发电成本/亿元79.65发电利润/亿元57.09火电+绿电2022火电+绿电上网电量/亿千瓦时4186火电发电利润/亿元-147火电辅助服务净收入/亿元16绿电发电利润/亿元57火电发电+火电辅助服务+绿电发电合计/亿元-73.45度电利润/元-0.018数据来源：Wind，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/32[Table_PageText]深度分析公用事业四、标的推荐：业绩修复在途，电改重塑价值在此时点展望，“时间的煤硅”持续演绎，火电用煤成本下降，业绩将加速兑现，同时伴随辅助服务等电改的加速推进，火电的消纳价值将得到进一步认知，叠加组件价格回落，绿电的装机空间也将打开。关注【全国龙头华能国际(A)/华能国际电力股份(H)、华电国际(A)/华电国际电力股份(H)、国电电力、大唐发电(A+H)；区域龙头皖能电力、福能股份；灵活性改造青达环保】。表14：重点推荐公司盈利预测与估值（收盘价日期：2023/10/09）公司代码公司名称市值最新收盘价PE倍归母净利润/亿元/亿元单位2023E2024E元/股2022A2025E2022A2023E2024E2025E7.24-73.87170.64600011.SH华能国际1,235.447.87CNY-9.468.355.891.00130.56148.0388.757.6728.2586.32600027.SH华电国际522.635.11CNY581.458.556.838.214.2561.1376.5017.175.6225.9338.66600795.SH国电电力661.703.71CNY26.9610.148.837.51-4.1065.2974.9564.789.060.59000543.SZ皖能电力141.006.22CNY23.8911.459.2512.3115.242.34600483.SH福能股份217.258.55CNY7.977.506.4428.9633.72601991.SH大唐发电486.732.63CNY-12.969.0037.5554.08688501.SH青达环保21.2317.25CNY41.7817.7012.651.201.68数据来源：盈利预测来自个股最新报告，广发证券发展研究中心五、风险提示辅助服务政策进度不及预期：电力体制改革已经从政策层面得到明确，但推进节奏等方面仍存在不确定性，若政策落地程度及时间不及预期将对电力公司经营盈利模式变化产生一定影响。风电光伏等绿电装机增长不达预期：大力发展新能源背景下，消纳难度大幅增加；新能源补贴拖欠严重；海上风电短期内难以全面平价，如地方不接力补贴，将造成海上风电新增规模急剧下降；新能源原材料的供应紧张（如硅料）影响了新能源行业的发展速度；配储成本压制了新能源装机意愿，均有可能导致未来行业新增风光装机不达预期风险。原材料价格波动：由于火电公司盈利水平受动力煤价格影响较大，近期由于煤炭事故导致监管趋严，供应端由于停产检修等紧缩，煤炭价格上修。未来不排除出现其他因素影响煤炭价格，使煤价大幅上涨挤压火电公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/32[Table_PageText]深度分析公用事业[广Tab发le_R证esea券rch环Team保]及公用事业研究小组郭鹏：首席分析师，华中科技大学工学硕士。许洁：联席首席分析师，复旦大学金融硕士，华中科技大学经济学学士，2016年加入广发证券发展研究中心。姜涛：资深分析师，武汉大学金融工程硕士，武汉大学经济学学士，2019年加入广发证券发展研究中心。陈龙：高级分析师，新加坡管理大学应用金融学硕士，厦门大学生态学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。荣凌琪：高级研究员，帝国理工学院金融科技硕士，同济大学金融学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。许子怡：高级研究员，硕士，毕业于香港城市大学，2022年加入广发证券发展研究中心。陈舒心：高级研究员，新加坡国立大学硕士，2022年加入广发证券发展研究中心。郝兆升：高级研究员，复旦大学金融硕士，中央财经大学经济学学士，2022年加入广发证券发展研究中心。广发证券—行业投资评级说明[Table_RatingIndustry]买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。广发证券—公司投资评级说明[Table_RatingCompany]买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。联系我们[Table_Address]广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路深圳市福田区益田路北京市西城区月坛北上海市浦东新区南泉香港德辅道中189号6001号太平金融大街2号月坛大厦18北路429号泰康保险李宝椿大厦29及3026号广发证券大厦厦31层层大厦37楼楼518026100045200120-47楼邮政编码510627客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn法律主体声明[Table_LegalDisclaimer]本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。重要声明[Table_ImportantNotices]识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/32[Table_PageText]深度分析公用事业广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应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者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。权益披露[Table_InterestDisclosure](1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。版权声明[Table_Copyright]未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/32