《公用事业行业电力专题系列报告（十四）：新系统的电改机制完善强弱分野-240529（16页）.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《公用事业行业电力专题系列报告（十四）：新系统的电改机制完善强弱分野-240529（16页）.pdf（16页珍藏版）》请在三个皮匠报告上搜索。

1、 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 Table_MainInfo Table_Title 2024.05.29 新系统的电改：机制完善，强弱分野新系统的电改：机制完善，强弱分野 电力专题系列报告（电力专题系列报告（十十四四）于鸿光于鸿光(分析师分析师)孙辉贤孙辉贤(研究助理研究助理)汪汪玥(研究助理研究助理) 证书编号 S0880522020001 S0880122070052 S0880123070143 本报告导读：本报告导读：我国我国电力市场化改革电力市场化改革有望有望给予电力商品

2、各项属性充分定价，护航新型电力给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力系统长期可系统长期可持续发展持续发展。摘要：摘要：Table_Summary 投资建议：维持“增持”评级。投资建议：维持“增持”评级。我们认为电力市场化改革对各电源的潜在可能影响为：1）火电：行业盈利稳定性提升，机组内部盈利出现分化；2）水电&核电：隐含超额收益期权；3）新能源：短期收益率存在隐忧，长期电改助力行业可持续发展。我们推荐具备竞争优势的各细分发电领域龙头公司：1）火电：国电电力、华电国际、华电国际电力股份（H）；2）水电：长江电力、川投能源；3）核电：中广核电力（H）、中国核电；4）新能源：云南能投。电力市场化

3、电力市场化改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立。立。1）我国中长期电量交易比例已处于较高水平，但交易电价仍受一定约束；2）我国现货电量市场推进速度逐渐加快，第一批现货试点省份陆续“转正”；3）我国辅助服务市场规模逐渐扩大，但市场交易品种仍较为单一；4）抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价，但煤电、气电容量补偿标准仍不足以回收固定资产投资成本。电力市场化改革电力市场化改革特性特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展难度逐步提升，进程“越阶式”发展。长周期来看，我们认为我国电力市场化改革的核心脉络为：行政指令打破垂直一体化垄断，通过

4、市场化手段实现竞争性环节的资源配置。我国电力市场化改革呈现两大特性：1）电力市场化改革难度逐步提升：2002年电改 5 号文提出改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，其中“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成；2）历史电力市场化改革进程往往呈“跃阶式”发展，由于改革涉及主体结构较为复杂，因此往往需要在“外力”助推下才能实现“越阶式”发展。电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力力系统长期可持续发展系统长期可持续发展。我们预计电力市场化改革的潜在可能方向为：1）中长期交易市场：限价幅度逐步放开

5、，新能源入市拉动市场化电量占比进一步提升；2）现货市场：建设进度加速，逐步成为电力市场体系的核心组件；3）容量电价市场：煤电容量补偿比例逐步提升，最终向容量市场电价过渡；4）辅助服务市场：产品种类更加丰富、用户侧逐步纳入辅助服务费用分摊方；5）绿电市场：多类市场有望有机统一，市场规模有望持续扩大。风险因素：风险因素：用电需求不及预期，新能源盈利低于预期，电量电价低于预期，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。Table_Invest 评级：评级：增持增持 上次评级：增持 Table_subIndustry 细分行业评级 Table_DocReport 相关报告 公用事业需求高增可期，供需平衡偏

6、紧 2024.05.26 公用事业污染源扩容，催生多行业需求 2024.05.20 公用事业电量增速放缓，水电增速加快 2024.05.18 公用事业用电增速放缓，火电维持低增 2024.05.18 公用事业理解电能需求：超额增速势难挡 2024.05.15 行业更新行业更新 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 公用事业公用事业 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 16 目目 录录 1.新系统的电改：机制完善，强弱分野.3 2.电力市场化改革回顾：市场逐步完善，改革层层递进.4 2.1.改革脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过

7、市场化手段实现竞争性环节的资源配置.4 2.2.改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立.6 2.3.改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展.10 3.电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力系统.10 3.1.改革目标：电力市场化改革旨在护航新型电力系统.10 3.2.适应新型电力系统的电价体系推演.11 4.潜在受益方向：火电盈利稳定性有望提升，各电源内部出现分化 14 5.风险提示.15 9WaVeUdX9W8XeUbZ7N8Q7NtRmMmOtPfQqQmRlOnOmN9PpOqQMYnOpOMYoOxO 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条

8、款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 16 1.新系统的电改：机制完善，强弱分野新系统的电改：机制完善，强弱分野 电力市场化改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立。电力市场化改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立。1）我国中长期电量交易比例已处于较高水平，但交易电价仍受一定约束；2）我国现货电量市场推进速度逐渐加快，第一批现货试点省份陆续“转正”；3）我国辅助服务市场规模逐渐扩大，但市场交易品种仍较为单一；4）抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价，但煤电、气电容量补偿标准仍不足以回收固定资产投资成本。电力市场化改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展

9、。电力市场化改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展。长周期来看，我们认为我国电力市场化改革的核心脉络为：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置。我国电力市场化改革呈现两大特性：1）电力市场化改革难度逐步提升：2002 年电改 5号文提出改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，其中“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成；2）历史电力市场化改革进程往往呈“跃阶式”发展，由于改革涉及主体结构较为复杂，因此往往需要在“外力”助推下才能实现“越阶式”发展。电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力。电力市场化改革展望：给予电力商品各

10、项属性充分定价，护航新型电力。我们预计电力市场化改革的潜在可能方向为：1）中长期交易市场：限价幅度逐步放开，新能源入市拉动市场化电量占比进一步提升；2）现货市场：建设进度加速，逐步成为电力市场体系的核心组件；3）容量电价市场：煤电容量补偿比例逐步提升，最终向容量市场电价过渡；4）辅助服务市场：产品种类更加丰富、用户侧逐步纳入辅助服务费用分摊方；5）绿电市场：多类市场有望有机统一，市场规模有望持续扩大。投资建议：维持“增持”评级。投资建议：维持“增持”评级。我们认为电力市场化改革对各电源的潜在可能影响为：1）火电：行业盈利稳定性提升，机组内部盈利出现分化；2）水电&核电：隐含超额收益期权；3）新

11、能源：短期收益率存在隐忧，长期电改助力行业可持续发展。我们推荐具备竞争优势的各细分发电领域龙头公司：1）火电：国电电力、华电国际、华电国际电力股份（H）；2）水电：长江电力、川投能源；3）核电：中广核电力（H）、中国核电；4）新能源：云南能投。表表 1：重点公司盈利预测与估值：重点公司盈利预测与估值 代码代码 公司公司 收盘价收盘价 （元）（元）EPS PE 评级评级 2023A 2024E 2025E 2023A 2024E 2025E 600795.SH 国电电力 5.45 0.31 0.50 0.56 17 11 10 增持 600027.SH 华电国际 6.75 0.44 0.63 0

12、.64 15 11 11 增持 1071.HK 华电国际电力股份（H）4.28 0.45 0.63 0.64 10 7 7 增持 600900.SH 长江电力 26.71 1.11 1.43 1.51 24 19 18 增持 600674.SH 川投能源 17.83 0.90 1.16 1.21 20 15 15 增持 601985.SH 中国核电 9.80 0.56 0.62 0.67 17 16 15 增持 1816.HK 中广核电力（H）2.74 0.21 0.25 0.26 13 11 11 增持 002053.SZ 云南能投 12.98 0.52 1.09 1.26 25 12 10

13、 增持 数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价对应 2024 年 5 月 28 日收盘价）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 16 2.电力市场电力市场化化改革改革回顾：回顾：市场逐步完善，改革层层递市场逐步完善，改革层层递进进 2.1.改革改革脉络：脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置段实现竞争性环节的资源配置 电力市场化改革电力市场化改革核心脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化核心脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资

14、源配置手段实现竞争性环节的资源配置。长周期来看，我国电力体制改革主要分为 3 个阶段：（1）集资办电阶段（19781987 年）：改革核心目标在于刺激投资；（2）市场主体塑造阶段（19882014 年）：逐步建立“政企分开，厂网分离”的市场主体格局；（3）新一轮市场化改革段（2015 年至今）：不断完善各项市场制度建设，建立适应新型电力系统发展的市场体制机制。图图 1：电力市场化改革历程电力市场化改革历程 数据来源：国家发改委、国家能源局、叶泽电力市场化改革的回顾与展望，国泰君安证券研究 2002 年以来我年以来我国电力市场改革国电力市场改革经历三大重要节点：经历三大重要节点：我们认为自 20

15、02 年以来我国电力市场改革经历三大重要节点：1）2002 年 5 号文国务院关于印发电力体制改革方案的通知确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力市场化改革目标；2）2015 年 9 号文关于进一步深化电力体制改革的若干意见标志着新一轮电力体制改革的开启，核定输配电价，放开发用电计划；3）2021 年 1439 号文关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知推动发电端煤电全部市场化交易、售电端工商业用户全部市场化交易。19781987改革开放后经济高速发展，电力需求增加，需要解决电力供应严重短缺问题，电力建设投资需求加大。中央政府电力建设投入及引入国外资金相对有限，资金缺口

16、大。推行“集资办电”，解决电力建设资金不足问题。1985年出台了关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定，电力部提出利用部门与地方联合办电、集资办电、利用外资办电等办法来解决电力建设投资，对集资电力项目主要按还本付息的原则核定电价水平，定价机制一定程度结合市场回报等规律。形成了计划经济与市场经济并存的“双轨制”。随着电力建设的深入，政府决定扩大市场经济改革的范围，目标是在整个电力工业中建立市场经济体系。“全国电力体制改革座谈会”上提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。2014政企分开改革。1988年华东等五大区域联合电力

17、公司成立，由能源部直接管理；同时在各省成立了省电力公司，由能源部和省政府管理。1991 年五大区域联合电力公司改组为五大区域电力集团。1993 年国务院撤消能源部，重组电力工业部。1997 年成立国家电力公司，与电力工业部同时运行，电力工业从形式上实现了政企分开。1998 年电力工业部被撤销，国家电力公司承接了电力工业部所管的全部资产，作为国务院出资的企业独立运营，电力工业正式从中央层面实现了政企分开。1998 年国务院出台关于深化电力工业体制改革有关问题的意见，开始各省电力工业政企分开改革试点工作2001 年全国大部分省份完成了电力工业政企分开改革。国家经济发展速度相对降低和产业结构调整导致

18、电力需求增长速度降低，我国电力生产能力开始出现新的过剩。电力深化改革成为重点，市场化步伐加快。2015 年中共中央、国务院出台新的关于深化电力体制改革的九号文件，核心内容为“三放开、一独立、三强化”。并在电力市场改革方式上作了重大调整，中央政府出政策，省级地方政府组织实施。大力推进以售电市场竞争为核心的电力市场改革，电力市场交易品种多样化，交易机制结合我国电价政策实际，市场交易范围和主体数量、规模扩大，促进了风电、光电等新能源消纳，降低了电价，市场机制在优化配置资源中的决定性作用日益体现。至今至今第一阶段：集资办电第一阶段：集资办电背背景景主主要要措措施施或或政政策策方方向向198820152

19、0012002 年国家正式启动电力体制改革后至2014 年时期，电力市场改革除厂网分开。2002 年，国务院出台关于电力体制改革的 5 号文件，按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为十一，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司，为发电侧市场塑造了市场主体第二阶段：市场主体第二阶段：市场主体塑造塑造第三阶段：市场化第三阶段：市场化改革改革2002 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 16 表表 2：中国电力市场改革关键政策历史回顾中国电力市

20、场改革关键政策历史回顾 环节环节 2002 年年 5 号文号文 2015 年年 9 号文号文 2021 年年 1439 号文号文 发电 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 输配电 一体化尚未分离 强管制 强管制 售电 培育多元化主体 完善管理，有序竞争 数据来源：国务院、国家发改委，国泰君安证券研究 2002 年年 5 号文设立四大改革目标：号文设立四大改革目标：1）厂网分开：）厂网分开：将国家电力公司按照发电和电网两类业务划分，分别进行资产、财务和人员重组，形成国家电网、南方电网两大电网企业公司，以及五大发电集团等发电企业；2）主辅分离：主辅分离：除必要的电力科研机构，有

21、关电力设计、修造、施工等辅助性业务单位要与电网脱钩，进行公司化改造进入市场，医疗、教育单位实施属地化管理；3）输配核算）输配核算:“十五”期间，电网企业可暂不进行输配分开的重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算；4）竞价上）竞价上网：网：放开发电侧上网电价市场，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制。改革基本实现厂网分开改革基本实现厂网分开以及以及主辅分离主辅分离目标目标。2002 年 5 号文确立的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力市场化改革目标。其中前两者“厂网分开”、“主辅分离”目标基本得到实现；而后两者“输配分开”、

22、“竞价上网”（由于输电、配电、售电等环节完全由电网垄断，用户议价能力较弱，发电侧的竞价上网亦未见成效）进展较为缓慢。表表 3：2002 年后主要电力体制改革重要事件年后主要电力体制改革重要事件 时间时间 内容内容 2002 年 3 月 国务院批准了电力体制改革方案,成立电力体制改革工作小组,负责组织电力体制改革方案的实施工作。2002 年 12 月 国家电力公司拆分为两大电网公司和五大发电集团,厂网就此分开。2003 年 3 月 国家电监会成立,开始履行电力市场监管者的职责,实现了政监分开。2003 年 7 月 国务院出台了电价改革方案,确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。2004 年 3

23、 月 电监会、发改委联合下发的电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法的通知,大用户直购试点。2004 年 12 月 发改委出台煤电价格联动机制措施。2005 年 3 月 发改委制定上网电价管理暂行办法输配电价管理暂行办法和销售电价管理暂行办法三个实施办法。2007 年 12 月 电网主辅分离改革及电力设计、施工单位一体化重组方案出台,电网主辅分离提上日程。2009 年 7 月 关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知,为直购电试点工作的展开提供了实施细则。数据来源：国务院、国家发改委、国家能源局，国泰君安证券研究 2015 年年 9 号文关于进一步深化电力体制改革的若干意见号文

24、关于进一步深化电力体制改革的若干意见，标志着新标志着新一轮电力体制改革的开启。一轮电力体制改革的开启。2015 年 9 号文政策要点可概括为“三放开、一独立、三强化”，其中：1）“三放开”为按照“管住中间，放开两头”原则，有序放开输配以外的竞争性环节电价；有序向社会资本放并配售电业务；有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；2）“一独立”为推进交易机构相对独立；3）“三强化”为进一步强化政府监管；进一步强化电力统筹规划；进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 16 改革推动改革推动现货市场试点现货市场试

25、点逐步展开逐步展开，输配电价独立核算。，输配电价独立核算。2015 年 9 号文政策影响：1）用电侧的电价竞争市场正式成立，售电公司具备了生存空间；2）2018 年 5 月现货市场试点工作在广东首次开展，电力市场化逐渐走向深水区；3）虽然在输配分离方面未有大的动作，但各省电网输配电价逐步开始独立核算。图图 2：2015 年年 9 号文在号文在 2002 年年 5 号文基础上号文基础上对“竞价上网”内容有所细化对“竞价上网”内容有所细化 数据来源：国务院，国泰君安证券研究 2021 年年 1439 号文关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通号文关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知

26、知加快市场化节奏，扩大价格浮动区间加快市场化节奏，扩大价格浮动区间。2021 年 1439 号文政策内容主要包括：1）煤电全部市场）煤电全部市场化，交易电价幅度区间扩大化，交易电价幅度区间扩大：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动”的市场交易形成上网电价，且燃煤发电市场交易价格上下浮动区间扩大至 20%以内（高耗能企业及电力现货市场价格不受该浮动区间限制）；2）工商业）工商业用户用户全部全部进入市场进入市场化交易化交易：除居民用电、农业用电外的工商业用电需有序全部进入市场，取消原有工商业目录销售电价；3）居民、农业用电保持原有目）居民、农业用电保持原有目录销售电价政策，低

27、价电源优先用于保障居民、农业用电。录销售电价政策，低价电源优先用于保障居民、农业用电。2021 年 1439号文实施后，我国发电端煤电电量、售电端工商业电量市场化全面铺开，市场化节奏大幅度加快。表表 4：2021 年年 1439 号文号文政策政策要点要点 要点要点 内容内容 有序放开全部燃煤上网电价 燃煤发电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在基准价+上下浮动范围内形成上网电价。扩大市场交易电价浮动范围 将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过 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%，高耗能企业交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。推

28、动工商业用户都进入市场 各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。避免不合理行政干预 各地对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预。数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 2.2.改革进展改革进展：电能量市场逐步完善，：电能量市场逐步完善，其他其他新兴市场初步建立新兴市场初步建立 中长期市场中长期市场电量电量：市场市场形式基本建立形式基本建立，市场化电量比例较高，市场化电量比例较高。1）2020 年竞价上网 5 号文 在原有任务基础上实现公益性以外的发售电价格由市场形

29、成 9 号文 着重核定 培育售电 完善电力 组建电力 有序放开加强电网 提升供需 积极发展 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 16 6 月电力中长期交易基本规则建立电力中长期交易规则，截至 2023年我国电力市场化交易比例 61.4%，较 2016 年+42.4 ppts，其中煤电几乎全部进入电力市场；2）多数省市及地区均对中长期交易电量比例有较为明确的规定。表表 5：部分地区部分地区 2024 年中长期市场电量比例要求年中长期市场电量比例要求 省份省份 中长期比例要求中长期比例要求 江苏 燃煤机组年度交易电量原则上为上一年度上网电量

30、的 80%左右；保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的 90%。广东 2024 年电力市场规模约为 6000 亿千瓦时。考虑年用电量 500 万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限 3200 亿千瓦时。广西 2024 年电力市场规模预计 920 亿千瓦时左右，2024 年年度市场电量直接交易规模为 550 亿千瓦时。海南 市场化电力用户（含电网代理购电）/燃煤发电企业年度中长期合约签约电量不低于上一年度上网电量的80%，通过后续季度、月度、周交易签订合同，保障全年中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%。湖北 全年总电量规模不设置上限，火电企业年度交易签约电量

31、为其上一年度实际交易电量（不含电网企业代理购电电量）的 80%。福建 2024 年电力市场直接交易规模约 2160 亿千瓦时。直接交易用户 2024 年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的 80%。燃煤发电企业 2024 年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度实际发电量的 80%，未按要求执行的另行研究处理。电力用户参与电力现货市场结算试运行时，直接交易用户中长期合同签约电量比例应不低于实际用电量的 95%。云南 2024 年云南省内年度交易签约电量占上年度用电量的比例超过 90%。辽宁 燃煤火电年度交易合同签约电量原则上不低于预计年度发电量的 80%。用户侧年度合同签约比例原则上

32、不低于 60%，全年中长期交易合约电量总和原则上不低于实际用电量的 90%。北京 2024 年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排 840 亿千瓦时；2024 年度电力中长期合同签约比例完成94.55%。天津 天津地区 2024 年电力市场化直接交易电量总规模暂定为 365 亿千瓦时(含绿电交易），区外机组交易电量上限为交易电量总规模的 30%。河南 市场化用户 2024 年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的 70%，通过后续月度、旬、日合同签订，保障全年中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的 90%。发电侧市场主体的年度中长期签约合同电量不低于上一年实际发电量的 70%，全部

33、中长期合同净签约量不低于上一年实际发电量的 90%。冀北 直接交易用户 2024 年年度中长期合同签约电量应高于上一年用电量的 80%，通过后续月度、月内交易保证中长期交易签约电量高于上一年用电量的 90%。陕西 2024 年市场化电力用户（含电网代理购电）年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的 80%，并通过后续月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的 90%。内蒙古 2024 年蒙西区内电力市场交易规模约 2800 亿千瓦时，蒙东区内电力市场交易规模约 349 亿千瓦时。电力用户年度交易电量不低于上年度用网电量的 70%；燃煤发电企业 2024 年年度中

34、长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的 80%；新能源场站 2024 年年度中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或本年度申报年度能力（二者取较大值）的 65%。甘肃 市场化电力用户年度交易申报计划电量原则上不超过上年度实际生产经营用电量，上年度实际生产经营用电量可跨年度统计。宁夏 用户/发电企业年度交易成交电量原则上不低于上年用电量/上网电量的 60%，年度分月和月度交易成交总电量不低于上年用电量/上网电量的 80%。新疆 电网企业以年度代购分月电量预测值的 85%作为购方申报上限，剩余交易需求进入月度市场。数据来源：各地电力交易中心、各地政府官网、北极星电力网，国泰君安证券研究 行业更

35、新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 16 中长期电量中长期电量电价电价：价格仍受一定程度约束：价格仍受一定程度约束。1）中长期电量市场中的煤电合同电价仍受严格限制：各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电价，并做上下浮动不高于 20%的限制（高耗能企业原则不受此比例限制，但多数省份并未明确高耗能企业名单）；2）市场中仍存在一定优先发电和优先购电用户（其中优先发电用户主要包括跨省跨区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先购电用户指按照政府定价优先购电并获得优先保障的用户），优先电量电价主要由政府规定。现货电量市场：现货电量市场：推进速度逐渐加

36、快，第一批试点省份陆续“转正”。推进速度逐渐加快，第一批试点省份陆续“转正”。1）2017 年 9 月国家发改委将南方（以广东起步）、山东、山西、蒙西、四川、浙江、福建、甘肃等 8 个地区作为第一批试点；2）2021 年将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点；3）截至 2023 年末山西、广东省明确广东电力现货市场转入正式运行。辅助服务市场：费用规模逐渐扩大，以调峰辅助为主。辅助服务市场：费用规模逐渐扩大，以调峰辅助为主。据国家能源局，1H23 全国电力辅助服务费用达 278 亿元，占上网电费的 1.9%（较 1H19提升 0.43 ppts），费用占比持续扩大。

37、1H23 全国辅助辅助服务费用中电力市场调峰补偿/调频补偿/备用补偿为 167/54/45 亿元，占电力辅助服务整体贡献比重为 60.1%/19.4%/16.2%，调峰辅助服务仍为费用主体。从辅助服务补偿主体看，火电是维护电力系统安全稳定运行的重要电源，2023 年上半年火电企业获得补偿 254 亿元，占服务总费用的 91.4%。表表 6：辅助服务种类及定义辅助服务种类及定义 种类种类 定义定义 调峰 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发用电功率调整或设备启停 一次调频 当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通

38、过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务 二次调频 并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制(AGC)、自动功率控制(APC)等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求 备用 指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。备用分为旋转备用和冷备用。转动惯量 指在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变 爬坡 指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的

39、并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。自动电压控制 指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 16 容量电价：抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价。容量电价：抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价。1）煤电：）煤电：2023 年 11 月关于建立煤电容量电价机制的通知提出建立煤电容量电价机制，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并

40、逐步调整，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。2）抽水蓄能：）抽水蓄能：2021 年 4 月关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见提出政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。3）气电：）气电：以江苏等地为代表的大部分省份出台气电容量价政策，以保障气电合理收益率。表表 7：2023 年年 11 月关于建立煤电容量电价机制的通知月关于建立煤电容量电价机制的通知政策政策主要内容主要内容 项目项目 主要内容主要内容 总体思路 适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，容量电价水平根据转型进度等实际情况

41、合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。实施范围 合规在运的公用煤电机组；燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。容量电价水平确定 煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定：1）用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；2）通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，20242025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右；3）2026 年起

42、，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。容量电费分摊 1）煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定；2）新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制；3）各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。容量电费考核 1）煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的 10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%；2）最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格；3）应急备用煤电机组的容量电价，

43、由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 图图 3：我国辅助服务市场规模我国辅助服务市场规模逐渐扩大逐渐扩大 图图 4：我国辅助服务市场以调峰服务为主我国辅助服务市场以调峰服务为主 数据来源：国家发展改革委、国家能源局，国泰君安证券研究 数据来源：国家发展改革委、国家能源局，国泰君安证券研究 0.0%0.4%0.8%1.2%1.6%2.0%05003001H191H23全国电力辅助服务费（亿元）占上网电费比重（右，%）39.0%60.1%20.7%19.4%36.0%16.2%4

44、.3%4.3%0%20%40%60%80%100%1H191H23调峰调频备用其他 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 16 2.3.改革特性：改革特性：难度逐步提升难度逐步提升，进程“越阶式”发展进程“越阶式”发展 电力市场化改革电力市场化改革难度难度逐步提升。逐步提升。2002 年电改 5 号文确立了我国电力体制改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。其中行政管制色彩较浓烈、且推进机制较简单的“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成。“输配分开”目标自 2015 年电改 9 号文后变更为“有序放开输配以外的竞争性

45、环节电价，有序向社会资本放开配售电业务”，但配售电业务发展仍相对缓慢。“竞价上网”方面，我国电能量市场、容量市场、辅助服务市场等均仍处于初期阶段。电力市场化改革电力市场化改革进程往往呈“进程往往呈“跃阶式跃阶式”发展。”发展。电力市场化改革涉及主体结构复杂且体量庞大，因此往往需要在“外力”助推下实现“越阶式”发展。2002 年 5 号文在“电荒”背景下推出，顺利完成“厂网分开、主辅分离”两项目标；2021 年 1439 号文在全国性“电力紧缺”事件发生期间出台，快速实现发电侧煤电、用电侧工商业用户全部进入市场化交易，并实现中长期市场电量电价“能跌能涨”。表表 8：我国主要电力市场改革的背景及效

46、果我国主要电力市场改革的背景及效果 改革改革时间时间 改革文件改革文件 改革背景改革背景 改革效果改革效果 2002年年 电力体制改革方案(电改“五号文”)20022004 年我国爆发了自 1996 年以来的首次严重缺电。此外垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置。从发电端来看，过去十年的市场化工作应该说开展的比较顺利。五大发电集团+其他国有发电企业+地方电力集团+民营及外资等四股力量进行了充分的市场竞争。2015年年 进一步深化电力体制改革的若干意见(电改“九号文”)在首轮电改之后，我国电力系统四个环节只有发电端被放开，其他环节仍被电网企业

47、垄断。在电力行业盈利情况较好的情况下，电改的目的在于建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，从根本上还原价格机制在电力市场中的作用。国家层面成立了北京和广州两大国家级电力交易中心，各省成立省级电力交易中心，形成年度长协、月度竞价、现货等多类型交易品种，推进了八个现货试点市场陆续开展，初步搭建了层次多元、品种多样的市场交易体系，但是距离实现全国范围的电力资源优化配置还存在一定差距。2021年年 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格20211439 号）在 2021 年以来，煤炭价格的持续上

48、涨使得采用“市场煤、计划电”模式的发电企业遭遇了严重的亏损情况。这负面影响导致了发电动力不足的问题，全国性的电力供应出现紧张局面。在用户侧真正建立起“能跌能涨”的价格机制，打破将电力市场化改革与降用户电价划等号的思维定势。有利于市场在电力资源配置中起决定性作用。数据来源：国家发改委、国务院，国泰君安证券研究 3.电力市场化电力市场化改革展望：改革展望：给予电力商品各项属性充分给予电力商品各项属性充分定价定价，护航新型电力系统，护航新型电力系统 3.1.改革目标改革目标：电力市场化改革旨在护航新型电力系统电力市场化改革旨在护航新型电力系统 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必

49、阅读正文之后的免责条款部分 11 of 16 电力市场化改革旨在护航电力市场化改革旨在护航新型电力系统。新型电力系统。据 新型电力系统发展蓝皮书，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。我们认为未来电力市场化改革的体制机制建设目标，都将围绕护航新型电力系统特征展开：1）完善电能量市场、容量市场、辅助服务市场建设，为各类电源的容量价值、能量价值、调节价值等充分定价，保障新型电力系统安全高效、柔性灵活、智慧融合；2）加快绿电绿证市场建设，逐步体现绿色电源环境溢价，助力新型电力系统实现清洁低碳。图图 5：新型电力系统图景展望新型电力系统图景展望 数据来源：新型电力系统发展

50、蓝皮书 图图 6：新型电力系统四大基本特征新型电力系统四大基本特征 数据来源：新型电力系统发展蓝皮书 3.2.适应新型电力系统的电价体系推演适应新型电力系统的电价体系推演 在新型电力系统背景下，我们认为电力体制改革的潜在方向如下：中长期交易市场：中长期交易市场：1）限价幅度）限价幅度或或逐步逐步放宽放宽：2024 年我国燃煤发电市场交易价格仍限制在各省燃煤基准价基础上下浮动 20%以内，我们认为未来合同限价幅度或有望随市场化改革进程进一步放开；2）市场化电量）市场化电量比比例例进一步提升进一步提升或或将主要将主要由由新能源入市新能源入市拉动拉动：考虑到我国居民、农业及线损电量与核电、水电发电量

51、大致匹配，且交叉补贴短期内难以消除，我 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 16 们预计后续市场化电量提升空间或主要来源于新能源电量入市场；3）中）中长期电量合约有望进一步金融化：长期电量合约有望进一步金融化：参考海外电力市场发展经验，场内交易的电力期货、期权等套期保值产品能够在成熟的电力交易体系中帮助企业规避电能量价格波动的风险。表表 9：部分省市现货市场推行进度：部分省市现货市场推行进度 种类种类 进程进程 南方区域 2023 年 12 月 1316 日，南方区域电力现货市场开展为期 4 天的调电试运行，其中 12 月 1516

52、日开展覆盖南方五省（区）以及跨省跨区的结算试运行，这是我国首次实现全区域电力现货市场结算。广东 2023 年 12 月 28 日，广东省发改委、国家能源局南方监管局印发关于广东电力现货市场转正式运行的通知，明确广东电力现货市场即日起转入正式运行。山西 山西电力现货市场自 2023 年 12 月 22 日起转入正式运行。山东 山东电力现货市场于 2021 年 12 月 1 日进入长周期结算试运行，主体多元、竞争有序的电力交易格局基本形成。福建 福建电力现货市场于 2023 年 12 月 7-21 日完成首次长周期双边结算试运行，建立了双边型电力现货市场。甘肃 全国首批 8 个试点省区之一，202

53、3 年不间断结算试运行。四川 四川于 2020 年 10 月开展了为期一个月的水电现货市场结算试运行工作，2021 年 12 月 26 日启动电力现货市场长周期连续结算试运行。安徽 安徽电力现货市场于 2024 年 5 月 1 日-5 月 31 日开展 2024 年第一次整月结算试运行。辽宁 辽宁电力现货市场于 2023 年 9 月 11 日首次启动长周期试运行，为期 30 天，是东北地区唯一的省级电力现货市场试点。湖北 湖北电力现货市场于 2023 年 9 月 1 日起正式开展现货市场长周期结算试运行，于 2024 年 4 月 16 日开始湖北电力现货市场第二轮长周期结算试运行。河北南网 河

54、北南网电力现货市场于 2023 年 12 月 10 日完成历时 1 个月的长周期结算试运行。重庆 重庆电力现货市场于 2023 年 11 月完成首次短周期试运行的发电侧实际结算。陕西 拟于 2024 年 5 月 14 日至 6 月 14 日开展陕西电力现货市场第三次结算试运行。浙江 浙江电力现货市场第六次结算试运行自 2024 年 4 月 9 日启动。蒙西 蒙西电力市场于 2022 年 6 月 1 日启动新一轮现货市场连续结算试运行。宁夏 宁夏电力现货市场于 2023 年 12 月完成首次短周期结算试运行。青海 2023 年 12 月 6 日，青海电力现货市场首次开展调电试运行并取得成功。新疆

55、 2023 年 12 月 23 日，新疆电力现货市场首次开展调电试运行并取得成功。注：不完全统计，统计时点为 2024 年 5 月 28 日 数据来源：国家发展改革委、国家能源局、北极星电力网，国泰君安证券研究 现货市场：现货市场：1）现货市场）现货市场建设进度加速，逐步成为电力建设进度加速，逐步成为电力市场市场体系体系的核心组的核心组件件：参考海外电力市场经验，各类型价格市场都需与现货市场建立连接，因此推进新型电力系统改革必须以成熟的电力现货市场作为基础（2023年我国 电力现货市场基本规则(试行)亦提出“加强现货市场与中长期市场的衔接”、“做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接”等）

56、，未来各区域现货市场建设进程有望加速；2）有序推进新能源电量进入现）有序推进新能源电量进入现货市场交易：货市场交易：当前仍有大量新能源项目未进入现货市场交易，加快建设全国统一电力市场体系的指导意见提出 2030 年我国新能源全面参与 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 16 市场化交易，我们预计未来新能源有望有序进入现货市场交易；3）现货现货电价结算常见电价结算常见市场市场误区：误区：全部电量进入现货市场并非所有电量都按照现货市场价格进行交易，参考海外经验，我们预计按现货电价结算的电量占比最高不会超过总电量的 20%。容量电价：容量电

57、价：1）煤电容量补偿比例有望逐步提升）煤电容量补偿比例有望逐步提升：我国目前仍以煤电为主要电源，2023 年 11 月政策明确煤电通过容量电价回收的固定成本比例20242025 年多数省份为 30%左右，2026 年起提升至不低于 50%。为激励新容量投资建设，我们预计后续随煤电容量补偿比例有望逐步提升至100%；2）新型储能有望纳入容量补偿范围：）新型储能有望纳入容量补偿范围：我们预计新型储能亦存在给予容量电价的可能性，但新型储能能够提供的容量有时间限制（取决于配储时长），因此预计在获取容量电价时相比于煤电会有所折扣；3）最终向容量市场电价过渡：最终向容量市场电价过渡：容量补偿的行政电价（类

58、似电能量市场的标杆电价体系）体系存在与实际供需关系不匹配的风险，我们预计待电力市场交易机制成熟后我国容量补偿电价有望向容量市场电价转变。表表 10：容量补偿机制及容量市场机制比较：容量补偿机制及容量市场机制比较：机制机制 类型类型 基本原理基本原理 政策评估政策评估 对电能量市场影响对电能量市场影响 适用适用条件条件 价格稳定性价格稳定性 发电投资引导发电投资引导 实施难易实施难易 容量 市场 将发电容量视为额外的电力商品，通过竞争市场发现价格，实现发电投资优化配置 价格较平稳 保障了发电充裕性；实际中容量需求由SO 确定，易发生投资过度 机制较复杂：需建立规则复杂 的 容 量 市场；监管要求

59、高 扭曲电能量价格；引起市场效率损失(可靠性期权可改善)；影响程度待实践评估 市 场机 制健 全完善 容量 补偿 将发电容量视为额外的电力商品，按长期边际容量成本定价，引导发电投资优化 价格较平稳；有效抑制电能价格大范围波动 可抑制周期盈缺，因监管能力实际调控能力易欠过；易分类差别化调控；难反映容量供需动态平衡 机制较简单，需制定补贴量价标准；监管有一定要求 扭曲电能量价格；引起市场效率损失 市 场初期 数据来源：黄海涛等发电容量充裕性保障机制国际实践与启示，国泰君安证券研究 图图 7：水电核电与一产、居民及线损电量大体相同水电核电与一产、居民及线损电量大体相同 图图 8：1Q24 我国市场化

60、电量占比我国市场化电量占比 61.0%数据来源：Wind、中电联，国泰君安证券研究 数据来源：中电联，国泰君安证券研究 0400080000000200222023水电及核电发电量（亿千瓦时）一产、居民及线损电量（亿千瓦时）0%10%20%30%40%50%60%70%00000400005000060000200231Q24市场化交易电量（亿千瓦时）全国市场化电量占比（右，%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 16 辅助服务市场：辅助服务市场：

61、1 1）产品种类更加丰富：产品种类更加丰富：我国目前主要的辅助服务产品“调峰服务”和“调频服务”，其并不能充分解决大量可再生能源进入电力系统后给系统带来的不稳定性问题，我们预计辅助服务市场或将适当增加爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，满足系统对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求；2）用户侧逐步纳入辅助服务费用分）用户侧逐步纳入辅助服务费用分摊方：摊方：辅助服务旨在保障电力系统整体的安全灵活运行，因此用户亦为辅助服务的受益主体，按照“谁受益、谁分担”的原则，我们预计未来用户侧将逐步分担一定比例的辅助服务费用。绿电市场绿电市场：多类市场有望有机统一多类市场有望有机统一，市场规模有望持

62、续扩大市场规模有望持续扩大。1Q24 我国绿电交易电量 230 亿千瓦时，仅占同期市场化交易总电量的 1.6%，占同期新能源发电量的 7.2%。我们认为绿电市场规模总量仍相对较少，未来随着政策持续完善，绿电、绿证、碳排放权等各类交易机制有望充分衔接，体现绿色电力环境溢价的整体市场规模亦有望持续扩大。图图 9：全国绿电交易电量占比仍较低全国绿电交易电量占比仍较低 数据来源：中电联，国泰君安证券研究 4.潜在受益方向：火电潜在受益方向：火电盈利盈利稳定性有望提升，稳定性有望提升，各电源各电源内部出现分化内部出现分化 我们我们预计预计电力市场化改革对于各电源的电力市场化改革对于各电源的可能可能潜在影

63、响如下潜在影响如下：1）水电及核电隐含超额收益期权，火电行业盈利稳定性有望提升，新能源有望获得长期可持续发展；2）在未来各类电源均充分参与市场化竞争的环境下，我们预计各子电源种类内部亦将出现分化，具备相对比较优势的机组（火电中具备机组参数优势、煤炭资源优势的机组；水电中具备水能资源优势的大水电；新能源中同一电网消纳区域自然资源相对较优质的场站、无需配储的水火风光一体化项目）有望获得超额收益。水电水电&核电：核电：隐含超额收益期权隐含超额收益期权。1）理论层面：水电电源属性较为优质，在电能量市场（非边际定价机组）、容量市场（能够提供可靠容量）、辅助服务市场（具备调节能力）、绿电市场（绿色低碳）等

64、方面均有望获得超额收益；核电在电能量市场（非边际定价机组）、容量市场（能够提供0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%00708090100绿电当月交易（亿千瓦时）绿电交易占比（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 16 可靠容量）有望获得超额收益；2）实际层面：我国水电、核电发电量基本与电价承受能力较弱的一产及居民用电量匹配，在存在交叉补贴的情况下水电及核电市场化程度或难以大幅提升，此外水电及核电度电盈利已在各类电源中处于较高水平。火电：行业盈利稳定性提升，机组内部盈利出现分化。火电：行业盈利稳定性提升，机组

65、内部盈利出现分化。1）煤电在电力市场化改革进程中的角色定位将由“主力电源”向“基础保障性和系统调节性电源并重”转变，火电有望从容量市场（能够提供可靠容量）、辅助服务市场（具备调节能力）获得超额收益；2）电力现货市场大面积推行后，火电或为大部分时间段的边际定价机组，而由于不同参数类型的机组在成本曲线中所处位置存在差异，我们预计具备煤炭资源优势、机组参数优势的机组或将产生超额收益。新能源：短期收益率新能源：短期收益率存在存在隐忧隐忧，长期，长期电改助力电改助力行业可持续发展。行业可持续发展。1）短周期维度而言，电力市场化改革推进或在短期一定程度上压制新能源项目收益率（参与电能量市场导致电量电价下滑

66、、是辅助服务费用的净分摊方、单位装机容量价值较低、绿电市场并非社会生产必需品等）；2）但长周期维度而言，我们认为电力市场改革的本质目的即为新能源占比较高的新型电力系统发展护航，我们认为电力市场化改革有望推动新能源发电行业长期可持续发展。5.风险提示风险提示（1）用电需求不及预期：用电需求不及预期：若全社会用电需求增长不及预期，行业内各类型电源机组利用率可能低于预期。（2）新能源盈利低于预期：新能源盈利低于预期：新能源为电力行业第二成长曲线的核心来源，若新能源装机量或单位盈利水平低于预期，行业内公司业绩成长性将有所弱化。（3）电量电价低于预期电量电价低于预期：若上网电量电价低于预期，行业内公司发

67、电业务营收和盈利均受影响。（4）煤价超预期：煤价超预期：火电行业盈利中短期对煤价仍较敏感，若煤价超预期上涨，火电行业盈利受损。（5）电力市场化推进电力市场化推进低于预期：低于预期：若容量电价实际执行效果及其他电力市场化改革进度低于预期，行业中长期经营趋势将受影响。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 16 本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格 分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于

68、作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明免责声明 本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（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本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。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

69、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。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关

70、联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司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或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围

71、内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明 评级评级 说明说明 1.1.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的 12 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日

72、后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300 指数涨跌幅为基准。股票投资评级股票投资评级 增持 相对沪深 300 指数涨幅 15%以上 谨慎增持 相对沪深 300 指数涨幅介于 5%15%之间 中性 相对沪深 300 指数涨幅介于-5%5%减持 相对沪深 300 指数下跌 5%以上 2.2.投资建议的评级标准投资建议的评级标准 报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。行业投资评级行业投资评级 增持 明显强于沪深 300 指数 中性 基本与沪深 300 指数持平 减持 明显弱于沪深 300 指数 国泰君安证券研究所国泰君安证券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场 20 层 深圳市福田区益田路 6003 号荣超商务中心 B 栋 27 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：