1、 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 Table_Info1 公用事业公用事业 Table_Date 发布时间：发布时间：2024-06-25 Table_Invest 优于大势优于大势 上次评级:优于大势 Table_PicQuote 历史收益率曲线 Table_Trend 涨跌幅（%）1M 3M 12M 绝对收益 0%6%5%相对收益 4%8%15%Table_Market 行业数据 成分股数量（只）127 总市值（亿）33144 流通市值（亿）9002 市盈率（倍）20.23 市净率（倍）1.57 成分股总营收（亿）21518 成分股总净利润（亿）995 成分股资产

2、负债率（%）63.79 相关报告 电力行业动态点评：锚定双碳目标，助力行业高质量发展-20240603 长江电力（600698）：境内大水电量价齐升，高分红投资价值显著-20240506 国投电力（600886）：分红率持续提升，各类装机增长可期-20240430 Table_Author 证券分析师：岳挺证券分析师：岳挺 执业证书编号：S0550522120001 Table_Title 证券研究报告/行业深度报告 聚焦电改：电价机制梳理，聚焦电改：电价机制梳理，海外经验借鉴海外经验借鉴-电力行业深度报告电力行业深度报告 报告摘要：报告摘要：Table_Summa

3、ry 电改有望加速推进。电改有望加速推进。2002 年，以国务院印发的电力体制改革方案（国发20025 号）为标志，我国电力体制改革正式拉开序幕。2015 年，以中共中央国务院印发的关于进一步深化电力体制改革的若干意见为标志，以“管住中间，放开两头”为总体思路的新一轮电力改革正式开启。2024 年 6 月，在习近平总书记于山东主持召开的企业和专家座谈会上，国家电投董事长刘明胜就深化电力体制改革首先发言。在党和国家各项政策的推动下，电力体制改革有望加速推进。电价改革成效显著。电价改革成效显著。用电侧，居民生活和农业生产用电执行目录销售电价政策，工商业用户通过直接交易、电网代理购电、通过售电公司三

4、种方式进入市场。发电侧，煤电全部进入市场，全面实行两部制电价；气电部分进入市场，大多数省市已实行两部制电价并建立气电联动机制；水电实行标杆上网电价，四川、云南等实行丰枯电价机制，市场化比例较高，部分地区电价明显上浮；核电新建机组上网电价一般为标杆上网电价 0.43 元/千瓦时与当地燃煤机组标杆上网电价孰低，中国核电、中国广核核电机组市场化交易电量分别约 43%、57%，各地规则不同，市场化电价有所上浮。新能源市场化电价面临压力。辅助服务费用明显提升。海外市场海外市场各具特色各具特色。美国气电/煤电/水电/核电/新能源发电量占比43%/16%/6%/19%/14%，已建成 7 个区域电力市场，批

5、发电价中电能量价格/输配电价/容量电价/辅助服务费用占比 58%/31%/7.5%/1.7%，有 4个电力市场建立了容量市场，辅助服务费用中无功/调频/备用/黑启动占比 58%/20%12%/10%。欧盟气电/煤电/水电/核电/新能源发电量占比20%/16%/11%/22%/23%，包括长期输电权拍卖、场内外金融合约、日前市场、日内市场，绝大部分电量通过日前市场交易，2024 年 5 月通过电力市场改革方案，寻求转向长期、固定价格合同。澳大利亚煤电/气电/水电/新能源发电量占比 53%/7%/7%/31%，合约市场场内交易电量为实际用电量的 6 倍以上，现货市场设置二级限价，拥有三大类市场化与

6、非市场化辅助服务品种。投资建议：投资建议：在双碳目标背景下，我国电力体制改革预计将持续深化，交易电价将随供电成本和电力供需波动。对比海外，我国现货市场、辅助服务市场仍有广阔发展空间，随着新能源大规模、高比例接入电力系统，火电、水电、储能、虚拟电厂等系统调节性资源重要性将逐步提升，根据“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，未来盈利方式和盈利能力有望提升。建议关注火电运营商浙能电力、皖能电力、华电国际（A/H）、华能国际（A/H）、国电电力、大唐发电（A/H）等，水电运营商长江电力、国投电力等，核电运营商中国核电、中国广核（A/H）。风险提示：风险提示：电改推进不及预期，电力需求不及预期等

7、。电改推进不及预期，电力需求不及预期等。Table_CompanyFinance 重点公司主要财务数据重点公司主要财务数据 重点公司重点公司 现价现价 EPS PE 评级评级 2023A 2024E 2025E 2023A 2024E 2025E 皖能电力 8.54 0.63 0.85 0.95 9.94 10.08 8.95 买入 长江电力 28.89 1.11 1.35 1.47 20.97 21.40 19.72 买入 国投电力 18.12 0.88 1.03 1.14 15.06 17.56 15.89 买入 中国核电 10.54 0.55 0.60 0.68 13.54 17.68

8、15.49 买入 中国广核 4.41 0.21 0.24 0.25 14.67 18.43 17.33 买入 -20%-15%-10%-5%0%5%10%2023/62023/9 2023/12 2024/3公用事业沪深300 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 2/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 目目 录录 1.电力加速推进电力加速推进.7 1.1.电力改革成效显著.7 1.2.电力市场建立健全.12 2.价格机制持续优化价格机制持续优化.17 2.1.用电价格双轨并行.17 2.2.上网电价逐步放开.23 2.2.1.煤电.23 2.2.2.气电.25 2.

9、2.3.水电.26 2.2.4.核电.31 2.2.5.新能源.34 2.3.辅助服务费用提升.41 3.海外市场各具特色海外市场各具特色.43 3.1.美国.43 3.2.欧盟.55 3.3.澳大利亚.57 4.投资建议投资建议.61 5.风险提示风险提示.61 图表目录图表目录 图图 1：第一轮电改取得的成绩：第一轮电改取得的成绩.8 图图 2：第一轮电改后仍需解决的问题：第一轮电改后仍需解决的问题.8 图图 3：新一轮电改重点路径及基本原则：新一轮电改重点路径及基本原则.9 图图 4：新一轮电改重点任务：新一轮电改重点任务.9 图图 5：新一轮电改最新成效：新一轮电改最新成效.10 图图

10、 6：电改前电力交易方式：电改前电力交易方式.10 图图 7：电改后电力交易方式：电改后电力交易方式.10 图图 8：我国主要电网股权结构图：我国主要电网股权结构图.10 图图 9：2022 年我国装机量构成年我国装机量构成.11 图图 10：2022 年我国发电量构成年我国发电量构成.11 图图 11：五大发电集团装机量变化（亿千瓦）：五大发电集团装机量变化（亿千瓦）.11 图图 12：五大六小发电集团装机量对比（亿千瓦）：五大六小发电集团装机量对比（亿千瓦）.11 图图 13：2023 年国网经营区电力市场主体数量年国网经营区电力市场主体数量.11 图图 14：2023 年广东电力市场主体

11、数量年广东电力市场主体数量.11 图图 15：我国电力市场成员构成：我国电力市场成员构成.12 图图 16：我国电力市场交易类型：我国电力市场交易类型.12 图图 17：我国电力市场基本结构：我国电力市场基本结构.13 图图 18：我国电力中长期交易类型：我国电力中长期交易类型.13 图图 19：我国电力现货市场：我国电力现货市场.14 图图 20：我国电力辅助服务市场：我国电力辅助服务市场.14 图图 21：独立储能参与电力市场交易品种：独立储能参与电力市场交易品种.15 图图 22：虚拟电厂示意图：虚拟电厂示意图.15 图图 23：广东市场化需求侧响应交易品种：广东市场化需求侧响应交易品种

12、.15 图图 24：广东市场化需求侧响应收益构成：广东市场化需求侧响应收益构成.15 图图 25：近年全国市场化交易电量及占比：近年全国市场化交易电量及占比.16 wWyUqRtOpMmQnPrOxPpMrMmQnP6M9R6MsQoOsQmQlOoOoQkPoMmRaQoPqPxNtQpRxNpOoR 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 3/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 26：2023 年全国市场化交易电量构成年全国市场化交易电量构成.16 图图 27：2023 年全国省内市场化交易电量构成年全国省内市场化交易电量构成.16 图图 28：2023 年全

13、国省间市场化交易电量构成年全国省间市场化交易电量构成.16 图图 29：国网经营区市场化交易电量（亿千瓦时）：国网经营区市场化交易电量（亿千瓦时）.17 图图 30：2023 年国网经营区市场化交易电量构成年国网经营区市场化交易电量构成.17 图图 31：2023 年广东市场化交易电量构成年广东市场化交易电量构成.17 图图 32：各省市最低档居民目录销售电价（元：各省市最低档居民目录销售电价（元/度）度）.18 图图 33：现行用户用电价格分类：现行用户用电价格分类.18 图图 34：现行工商业用户用电价格构成：现行工商业用户用电价格构成.18 图图 35：现行江苏电网输配电价表：现行江苏电

14、网输配电价表.19 图图 36：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮月度变化：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮月度变化.19 图图 37：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮季节性变化：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮季节性变化.19 图图 38：2024 年年 6 月电网代理购电价格较当地基准价上浮排序月电网代理购电价格较当地基准价上浮排序.19 图图 39：2024 年年 6 月各省市电网代理购电工商业用户平均结算电价构成月各省市电网代理购电工商业用户平均结算电价构成.20 图图 40：2024 年年 6 月各省市电网代理购电工商业用户平均结算电价（元月各省市电网代

15、理购电工商业用户平均结算电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.20 图图 41：2024 年年 6 月各省市电网代理购电工商业用户结算电价排序（元月各省市电网代理购电工商业用户结算电价排序（元/兆瓦时）兆瓦时）.20 图图 42：各省市工商业用户（单一制，不满：各省市工商业用户（单一制，不满 1 千伏）输配电价（元千伏）输配电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.20 图图 43：各省市工商业用户上网环节线损费用（元：各省市工商业用户上网环节线损费用（元/兆瓦时）兆瓦时）.21 图图 44：各省市工商业用户系统运行费用（元：各省市工商业用户系统运行费用（元/兆瓦时）兆瓦时）.21 图图 45：各省市工商业用户政府性

16、基金及附加（元：各省市工商业用户政府性基金及附加（元/兆瓦时）兆瓦时）.21 图图 46：2024 年年 6 月江苏电网代理购电工商业用户电价表月江苏电网代理购电工商业用户电价表.22 图图 47：2024 年年 6 月江苏电网代理购电价格信息表月江苏电网代理购电价格信息表.22 图图 48：2022 年全国燃煤发电机组市场平均交易价格（元年全国燃煤发电机组市场平均交易价格（元/兆瓦时）兆瓦时）.23 图图 49：2022 及及 2023 年华能国际燃煤交易电价（元年华能国际燃煤交易电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.23 图图 50：江苏年度电力交易均价（元：江苏年度电力交易均价（元/兆瓦时）兆瓦时

17、）.24 图图 51：广东年度电力交易均价（元：广东年度电力交易均价（元/兆瓦时）兆瓦时）.24 图图 52：南方日前现货市场燃机均价与煤机均价差值（元：南方日前现货市场燃机均价与煤机均价差值（元/兆瓦时）兆瓦时）.26 图图 53：南方日前现货市场燃机均价较基准价上浮比例：南方日前现货市场燃机均价较基准价上浮比例.26 图图 54：2023 年底全国水电装机分布（万千瓦）年底全国水电装机分布（万千瓦）.27 图图 55：2023 年底全国水电装机构成年底全国水电装机构成.27 图图 56：2023 年底四川装机构成年底四川装机构成.27 图图 57：2023 年四川发电量构成年四川发电量构成

18、.27 图图 58：四川水电月度丰枯电价上浮比例：四川水电月度丰枯电价上浮比例.28 图图 59：四川水电月度交易价格（元：四川水电月度交易价格（元/兆瓦时）兆瓦时）.28 图图 60：2023 年四川水电企业参与省内市场直接交易结算情况年四川水电企业参与省内市场直接交易结算情况.28 图图 61：2023 年云南发电量构成年云南发电量构成.29 图图 62：2023 年云南发电量同比增速年云南发电量同比增速.29 图图 63：2023 年云南用电量构成年云南用电量构成.29 图图 64：2023 年云南用电量同比增速年云南用电量同比增速.29 图图 65：云南市场化交易电价变化：云南市场化交

19、易电价变化.30 图图 66：云南市场化交易电量变化：云南市场化交易电量变化.30 图图 67：2023 年云南市场化结算电价（元年云南市场化结算电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.30 图图 68：云南年度市场化交易电量：云南年度市场化交易电量.30 图图 69：华能水电控股装机构成：华能水电控股装机构成.31 图图 70：2023 年华能水电上网电量年华能水电上网电量.31 图图 71：2023 年底全国核电装机分布（万千瓦）年底全国核电装机分布（万千瓦）.32 图图 72：目前全国核电装机分布：目前全国核电装机分布.32 图图 73：中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）：中国核电市场化交易电量（亿

20、千瓦时）.33 图图 74：江苏核电市场化交易电量（亿千瓦时）：江苏核电市场化交易电量（亿千瓦时）.33 图图 75：中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）：中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）.34 图图 76：中国广核市场化交易电价（元：中国广核市场化交易电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.34 图图 77：2023 年底各省市新能源装机占比年底各省市新能源装机占比.35 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 4/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 78：我国绿色电力交易主要政策：我国绿色电力交易主要政策.35 图图 79：2023 年新能源电量构成年新能源电量构成.38

21、 图图 80：国网经营区新能源市场化交易电量（亿度）：国网经营区新能源市场化交易电量（亿度）.38 图图 81：2023 年国网经营区省间市场化交易电量构成年国网经营区省间市场化交易电量构成.38 图图 82：国网经营区省间新能源市场化交易电量：国网经营区省间新能源市场化交易电量.38 图图 83：全国绿电交易电量（亿千瓦时）：全国绿电交易电量（亿千瓦时）.39 图图 84：南方区域绿电绿证交易电量（亿千瓦时）：南方区域绿电绿证交易电量（亿千瓦时）.39 图图 85：2022 年国网经营区绿证交易（按行业）年国网经营区绿证交易（按行业）.39 图图 86：2022 年国网经营区绿证交易（按价格

22、）年国网经营区绿证交易（按价格）.39 图图 87：2023 年电力现货市场度电收入比变化年电力现货市场度电收入比变化.40 图图 88：2023 年电力现货市场度电收入上浮比例年电力现货市场度电收入上浮比例.40 图图 89：2023 年山西电力交易平均电价（元年山西电力交易平均电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.40 图图 90：2023 年山西电力交易平均电价上浮比例年山西电力交易平均电价上浮比例.40 图图 91：山西电力实时市场交易平均电价（元：山西电力实时市场交易平均电价（元/兆瓦时）兆瓦时）.40 图图 92：山西电力实时市场交易平均电价上浮比例：山西电力实时市场交易平均电价上浮比例.4

23、0 图图 93：电力现货市场分时均价曲线（元：电力现货市场分时均价曲线（元/兆瓦时）兆瓦时）.41 图图 94：电力现货市场峰谷电价持续时间：电力现货市场峰谷电价持续时间.41 图图 96：23H1 全国电力辅助服务费用构成全国电力辅助服务费用构成.41 图图 97：23H1 全国电力辅助服务费用构成（按类型）全国电力辅助服务费用构成（按类型）.41 图图 98：2022 年国网经营区调峰辅助服务费用分布年国网经营区调峰辅助服务费用分布.42 图图 99：2022 年国网经营区备用辅助服务费用分布年国网经营区备用辅助服务费用分布.42 图图 100：19H1 全国电力辅助服务费用构成（按区域）

24、全国电力辅助服务费用构成（按区域）.42 图图 101：19H1 全国电力辅助服务费用构成（按类型）全国电力辅助服务费用构成（按类型）.42 图图 102：美国月度发电量变化（亿千瓦时）：美国月度发电量变化（亿千瓦时）.43 图图 103：美国年度发电量变化（亿千瓦时）：美国年度发电量变化（亿千瓦时）.43 图图 104：2023 年底美国发电量构成年底美国发电量构成.43 图图 105：2023 年美国装机量构成年美国装机量构成.44 图图 106：2023 年中美利用小时数对比年中美利用小时数对比.44 图图 107：2022 年美国电力消费构成年美国电力消费构成.44 图图 108：美国

25、零售电价变化（美分：美国零售电价变化（美分/千瓦时）千瓦时）.44 图图 109：美国电力批发市场区域：美国电力批发市场区域.46 图图 110：美国电力零售市场区域：美国电力零售市场区域.46 图图 111：2022 年美国电力供给构成年美国电力供给构成.46 图图 112：2022 年美国电力调配构成年美国电力调配构成.46 图图 113：NERC 六大授权实体六大授权实体.47 图图 114：美国各区域年度电力消费量（：美国各区域年度电力消费量（TWh）.47 图图 115：美国各区域发电量构成：美国各区域发电量构成.47 图图 116：2023 年底美国各区域装机量构成年底美国各区域装

26、机量构成.47 图图 117：美国六大区域电力净负荷曲线（：美国六大区域电力净负荷曲线（MW）.47 图图 118：CAISO 各电源出力变化（各电源出力变化（MW）.48 图图 119：CAISO 现货电价变化现货电价变化.48 图图 120：PJM 各电源出力变化（各电源出力变化（MW）.48 图图 121：PJM 现货电价变化现货电价变化.48 图图 122：2023 年美国各区域批发电价对比及同比变化年美国各区域批发电价对比及同比变化.49 图图 123：2024 年美国各区域批发电价预测年美国各区域批发电价预测.49 图图 124：2023 年年 PJM 实时市场边际机组构成实时市场

27、边际机组构成.49 图图 125：2023 年年 PJM 市场电价（美元市场电价（美元/MWh）.49 图图 126：PJM 市场市场 PLMP 与与 DLMP 电价变化及差值（电价变化及差值（$/MWh）.50 图图 127：2023 年年 PJM 市场小时负荷及市场小时负荷及 PLMP 与与 DLMP 电价差电价差.50 图图 128：PJM 市场日前与实时市场电价变化及差值（市场日前与实时市场电价变化及差值（$/MWh）.50 图图 129：PJM 实时市场实时市场 PLMP 与与 DLMP 电价变化（电价变化（$/MWh）.50 图图 130：PJM 日前市场月度与年度电价变化（日前市

28、场月度与年度电价变化（$/MWh）.51 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 5/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 131：PJM 实时市场月度与年度电价变化（实时市场月度与年度电价变化（$/MWh）.51 图图 132：PJM 电源装机结构变化电源装机结构变化.51 图图 133：PJM 实时市场边际机组占比变化实时市场边际机组占比变化.51 图图 134：2023 年年 PJM 市场批发电价构成市场批发电价构成.51 图图 135：PJM 市场批发电价变化（市场批发电价变化（$/MWh）.51 图图 136：2023 年年 PJM 市场电费及同比变化市场

29、电费及同比变化.52 图图 137：2023 年年 PJM 实时市场电价热力图（实时市场电价热力图（$/MWh）.52 图图 138：2013-2023 年美国各区域容量市场电价变化（年美国各区域容量市场电价变化（$/MW-天）天）.52 图图 139：PJM 容量市场电价变化（容量市场电价变化（$/MW-天）天）.53 图图 140：PJM 容量市场电价热力图（容量市场电价热力图（$/MW-天）天）.53 图图 141：2023 年年 PJM 市场辅助服务费用构成市场辅助服务费用构成.54 图图 142：2023 年年 PJM 市场辅助服务费用市场辅助服务费用.54 图图 143：2022

30、年年 CASIO 各电源小时出力（各电源小时出力（MW）.54 图图 144：CASIO 各电源月度出力（各电源月度出力（MW）.54 图图 145：2023 年年 CASIO 辅助服务费用构成辅助服务费用构成.55 图图 146：2023 年年 CASIO 辅助服务费用及占比辅助服务费用及占比.55 图图 147：欧洲电网结构图：欧洲电网结构图.56 图图 148：欧盟电力市场运营时序图：欧盟电力市场运营时序图.56 图图 149：2022 年欧盟发电量结构年欧盟发电量结构.57 图图 150：欧盟电力市场边际定价机制：欧盟电力市场边际定价机制.57 图图 151：差价合约原理图：差价合约原

31、理图.57 图图 152：2023 年澳大利亚发电量结构年澳大利亚发电量结构.58 图图 153：2023 年澳大利亚各州可再生能源发电量年澳大利亚各州可再生能源发电量.58 图图 154：NEM 及下属各州发电公司发电量及下属各州发电公司发电量.58 图图 155：NEM 零售市场份额零售市场份额.58 图图 156：NEM 期货合约交易电量期货合约交易电量.59 图图 157：NEM 期货合约交易电价期货合约交易电价.59 图图 158：NEM 各州年度批发电价各州年度批发电价.59 图图 159：NEM 各州周度批发电价各州周度批发电价.59 图图 160：2023 财年澳大利亚财年澳大

32、利亚 NEM 日电力供需变化日电力供需变化.59 图图 161：NEM 频率控制辅助服务费用频率控制辅助服务费用.60 图图 162：NEM 黑启动辅助服务费用黑启动辅助服务费用.60 图图 163：澳大利亚居民默认市场报价（澳元）：澳大利亚居民默认市场报价（澳元）.60 图图 164：澳大利亚小型工商业默认市场报价（澳元）：澳大利亚小型工商业默认市场报价（澳元）.60 图图 165：2024 财年澳大利亚财年澳大利亚 DMO（澳元（澳元/千瓦时）千瓦时）.61 图图 166：2024 财年澳大利亚财年澳大利亚 DMO 构成构成.61 表表 1：我国电力市场化改革主要历程：我国电力市场化改革主

33、要历程.7 表表 2：天然气发电机组容量电价政策：天然气发电机组容量电价政策.25 表表 3：水电上网电价形成机制：水电上网电价形成机制.26 表表 4：四川电网统调水电站临时分类标杆上网电价表（元：四川电网统调水电站临时分类标杆上网电价表（元/度）度）.27 表表 5：湖北水电上网电价形成机制：湖北水电上网电价形成机制.31 表表 6：核电上网电价形成机制：核电上网电价形成机制.32 表表 7：中国核电在运核电机组概况：中国核电在运核电机组概况.33 表表 8：中国广核在运核电机组概况（含联营公司）：中国广核在运核电机组概况（含联营公司）.34 表表 9：各省市新能源市场化政策：各省市新能源

34、市场化政策.36 表表 10：美国电力市场化改革主要历程：美国电力市场化改革主要历程.44 表表 11：美国电力市场结构整体情况：美国电力市场结构整体情况.45 表表 12：PJM 市场电力定价机制主要区别市场电力定价机制主要区别.49 表表 13：美国辅助服务种类：美国辅助服务种类.53 表表 14：PJM 电力市场辅助服务概况电力市场辅助服务概况.53 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 6/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 15：欧盟电力市场化改革主要历程：欧盟电力市场化改革主要历程.55 表表 16：澳大利亚电力市场化改革主要历程：澳大利亚电力市场化

35、改革主要历程.57 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 7/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 1.电力电力加速推进加速推进 1.1.电力改革成效显著 电改电改基本脉络基本脉络。2002 年，以国务院印发的 电力体制改革方案（国发 2002 5 号）为标志，我国电力体制改革正式拉开序幕，国家电力公司拆分为两大电网公司和五大发电集团，实现了厂网分开和中央层面电力主辅分开。2015 年，以中共中央国务院印发的 关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发 2015 9 号）为标志，以“管住中间，放开两头”为总体思路的新一轮电力改革正式开启。2024 年 5 月，全国统一电

36、力市场“1+N”基础规则体系中的“1”（电力市场运行基本规则）印发；6 月，在习近平总书记于山东主持召开的企业和专家座谈会上，国家电投董事长刘明胜就深化电力体制改革首先发言。在党和国家各项政策的推动下，电力体制改革有望加速推进。表表 1：我我国电力市场化改革主要历程国电力市场化改革主要历程 年份年份 主要主要事件事件 2002 电力体制改革方案（国发20025 号）发布，开始实施以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为主要内容的电力体制改革。国家电力公司拆分为两大电网公司和五大发电集团，成立四大辅业集团公司，实现了厂网分开和中央层面电力主辅分开。2003 国家电力监管委员会成立，履行全国

37、电力监管职责。2005 国家发展改革委出台上网电价管理暂行办法（发改价格2005514 号）、输配电价管理暂行办法（发改价格2005514 号）、销售电价管理暂行办法（发改价格2005514 号）等，对电价改革措施进行了细化。2008 国家能源局成立，负责拟订并组织实施能源行业规划、产业政策和标准，以及促进新能源发展、促进能源节约等。2011 电网主辅分离改革方案获国务院批复，原四大辅业集团公司及两大电网公司下属的辅业单位重组成中国电力建设集团和中国能源建设集团两大公司，主辅分开全面完成。2013 原国家能源局、电监会职能整合，重新组建国家能源局。2015 关于进一步深化电力体制改革的若干意见

38、（中发20159 号）及其核心配套档发布，开启新一轮电力体制改革。2016 有序放开配电网业务管理办法（发改经体20162120 号）、售电公司准入与退出管理办法（发改经体20162120 号）等具体实施细则发布，新一轮电力改革加快实施。各地陆续成立售电公司，第一批增量配电试点启动。2017 关于开展电力现货市场建设试点工作的通知（发改办能源20171453 号）发布，选取 8 个地区作为第一批现货试点；首轮输配电价改革试点已经全面完成，区域电网输电价格定价办法（试行）（发改价格规20172269 号）、跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）（发改价格规20172269 号）等输配电价改革向

39、省间范畴推进；第二批增量配电试点启动。2019 关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知（发改运行20191105 号）印发，提出明确经营性电力用户发用电计划全面放开，电力市场规模显著扩大；关于深化电力现货市场建设试点工作的意见的通知（发改办能源规2019828 号）印发，第一批 8 家省级电力现货市场试点全部进入模拟试运行。关于进一步推进增量配电业务改革的通知（发改经体201927号）印发，进一步规范增量配电网的投资建设与运营。第四批增量配电试点工作启动。2021 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）、关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知

40、（发改办价格2021809 号）印发，提出全面放开燃煤发电、推动工商业用户参与市场、建立电网代理购电制度。2022 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改2022118 号）、关于加快建设全国统一大市场的意见印发，多层次统一电力市场体系建设进入新阶段。2023 中央深改委会议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。2024 国家发展改革委印发电力市场运行基本规则，是正在组织编制的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，将为国家发展改革委、国家能源局制修订的一系列电力市场基本规则等规范性文件提供依据。数据来源：国家电网，东北证券 请务必阅读正文后的声明

41、及说明请务必阅读正文后的声明及说明 8/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 电改方向明确。电改方向明确。2015 年由中共中央国务院印发的关于进一步深化电力体制改革的若干意见（简称“中发 9 号文”）具有承前启后的重要意义，意见首先总结了2002 年开始的第一轮电改成效，即电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局，然后指明了新一轮电改的发展方向，预计电改仍将向着中发 9 号文的既定目标向前推进。图图 1：第一轮电改第一轮电改取得的取得的成绩成绩 数据来源：中发 9 号文，东北证券 图图 2：第一轮电改：

42、第一轮电改后仍需解决的问题后仍需解决的问题 数据来源：中发 9 号文，东北证券 行业发展促进了电力行业快速发展促进了电力行业快速发展2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界第一普遍服务提高了电力普遍服务水平提高了电力普遍服务水平通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到解决电力市场初步形成了多元化电力市场体系初步形成了多元化电力市场体

43、系在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业；在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等一些地方电网企业；在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业电价机制电价形成机制逐步完善电价形成机制逐步完善在发电环节实现了发电上网标杆电价，在输配环节初步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策交易监管积极探索了电力市场化交易和监管积极探索了电力市场化交易和监管相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省跨区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得积极进展，电力监管积累了重要经验交易机制 市场交易机

44、制缺失，资源利用效率不高市场交易机制缺失，资源利用效率不高 售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存定价机制 价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成 现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出协调机制 政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善 各类专项发展规划之间、电力规划与能源规划之

45、间、全国规划和省级规划之间难以有效协调，电力规划的实际执行与规划偏差过大发展机制 发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难 光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源发电保障性收购制度没有完全落实，新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决立法修法 立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展 现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、

46、标准，为电力行业发展提供依据 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 9/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 3：新一轮电改重点路径及基本原则：新一轮电改重点路径及基本原则 数据来源：中发 9 号文，东北证券 图图 4：新一轮电改重点任务：新一轮电改重点任务 数据来源：中发 9 号文，东北证券 重点路径 在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体

47、制研究；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安全可靠 体制机制设计要遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性、同质化等技术经济规律，保障电能的生产、输送和使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平市场化 区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用保障民生 结合我国国情和电力行业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格

48、机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生节能减排 从实施国家安全战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，促进经济结构调整、节能减排和产业升级。强化能源领域科技创新，推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例科学监管 更好发挥政府作用，政府管理重点放在加强发展战略、规划、政策、标准等的制定实施，加强市场监管。完善电力监管机构、措施和手段，改进政府监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平有序推进电价改革，理顺电价形成机制单独核定输配电价分

49、步实现公益性以外的发售电价格由市场形成妥善处理电价交叉补贴推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制规范市场主体准入标准引导市场主体开展多方直接交易鼓励建立长期稳定的交易机制建立辅助服务分担共享新机制完善跨省跨区电力市场交易机制建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能改革和规范电网企业运营模式组建和规范运行电力交易机构完善电力交易机构的市场功能推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用有序缩减发用电计划完善政府公益性调节性服务功能进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务鼓励社会资本投资

50、配电业务建立市场主体准入和退出机制多途径培育市场主体赋予市场主体相应的权责开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制积极发展分布式电源完善并网运行服务加强和规范自备电厂监督管理全面放开用户侧分布式电源市场加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平切实加强电力行业特别是电网的统筹规划切实加强电力行业及相关领域科学监管减少和规范电力行业的行政审批建立健全市场主体信用体系抓紧修订电力法律法规 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 10/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 5：新一轮电改最新成效：新一轮电改最新成效 数据来源：国家电网，东北证券 电网电网角色发生转

51、变角色发生转变。经过多轮电改，我国电力工业结构已经发生根本性变化，电网环节已经完成输配电价监审实现利益相对独立，主要包括国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司以及蒙西电网（内蒙古电力（集团）有限责任公司）等地方电力公司，各电力公司下属电力交易中心包括北京和广州两个国家级电力交易中心和 33 家省级电力交易中心，已初步实现独立化运作。图图 6：电改前电力交易方式：电改前电力交易方式 图图 7：电改后电力交易方式：电改后电力交易方式 数据来源：华泰柏瑞微理财公众号，东北证券 数据来源：华泰柏瑞微理财公众号，东北证券 图图 8：我国主要电网股权结构图：我国主要电网股权结构图 数据来源：Wind，

52、东北证券 价格体系 初步确立了适应市场化需求初步确立了适应市场化需求的价格体系的价格体系 发用两端电价逐步放开，煤电上网电价市场化改革进一步深化，取消了工商业目录销售电价、10kV以上电力用户全部进入电力市场，为发挥市场在资源配置中的决定性作用创造了条件；建立稳定的居民农业用户交叉补贴来源机制；建立健全输配电价机制，先后出台了成本监审、省级电网定价、区域电网定价、专项工程定价、地方电网和增量配电网定价等试行办法，实现了定价机制在各电网层级的全覆盖，形成了科学的独立输配电价制度体系市场体系 涵盖多周期多品种的市场体涵盖多周期多品种的市场体系初步建立系初步建立 我国电力市场在时间周期上覆盖多年、年

53、度、月度、月内的中长期交易及日前、日内、实时现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、绿电等交易品种。省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行，以中长期交易为主、现货交易为补充的市场模式基本形成各界共识。第一批现货试点省份已进入长周期结算试运行状态；第二批6家现货试点省份已全部启动试运行工作，其中江苏、安徽、湖北、河南、辽宁完成结算试运行，上海完成首次调电试运行交易机构 实现交易机构相对独立运行实现交易机构相对独立运行与独立规范管理与独立规范管理 持续推动交易机构改革，北京和广州两个国家级电力交易中心和33家省级电力交易中心组建并全面完成股份制改造，实现独立化运作，治理结构不断完善发展机制

54、 扎实推动售电侧改革，开展扎实推动售电侧改革，开展增量配电改革试点增量配电改革试点 向社会资本放开售电和增量配电业务，推动了400多个增量配电试点项目。在电力交易机构注册的售电公司超过5000家，用户有了更多选择权，有效探索激发市场主体活力 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 11/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 发发售售电侧电侧逐步形成竞争格局逐步形成竞争格局。我国发电侧、售电侧等竞争性环节已经形成多买多卖的竞争格局，其中发电环节主要为以五大六小为代表的中央发电企业，2022 年装机量及发电量占比分别为 54.7%、63.1%，发电量占比高于装机量占比的主要原

55、因为五大发电集团火电装机占比较高，而火电利用小时数高于水电及新能源发电。售电公司经过从无到有，2023 年国网经营区共有 3476 家售电公司，此外用电侧还包括 53万家电力用户，而广东则有 176 家售电公司及 3.9 万家电力用户，集中度均较低。图图 9：2022 年我国装机量构成年我国装机量构成 图图 10：2022 年我国发电量构成年我国发电量构成 数据来源：国务院国资委，东北证券 数据来源：国务院国资委，东北证券 图图 11：五大发电集团装机量变化（亿千瓦）：五大发电集团装机量变化（亿千瓦）图图 12：五大六小发电集团：五大六小发电集团装机量对比（亿千瓦）装机量对比（亿千瓦）数据来源

56、：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 13：2023 年国网经营区电力市场主体数量年国网经营区电力市场主体数量 图图 14：2023 年广东电力市场主体数量年广东电力市场主体数量 数据来源：北京电力交易中心，东北证券 数据来源：广东电力交易中心，东北证券 中央发电企业 55%其他 45%中央发电企业其他中央发电企业 63%其他 37%中央发电企业其他1.01.52.02.53.020022华能大唐华电国电投国能0.00.51.01.52.02.53.03.520212022发电企业,31866,5%电网企业,37,0%售电公司,3476,1%电

57、力用户,532972,94%发电企业,161,0%电网企业,1,0%售电公司,176,1%电力用户,39244,99%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 12/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 1.2.电力市场建立健全 根据 2024 年 5 月国家发改委印发的电力市场运行基本规则，电力市场成员中的经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等），电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等，而电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。根据 2022 年 1 月国家发改委和

58、国家能源局印发的关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场是我国最主要的三类市场，而其主要政策依据分别为国家发改委和国家能源局 2020 年6 月印发的电力中长期交易基本规则、2023 年 9 月印发的电力现货市场基本规则（试行）、2024 年 2 月印发的关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知。图图 15：我国：我国电力市场电力市场成员构成成员构成 数据来源：电力市场运营基本规则，东北证券 图图 16：我国：我国电力市场交易类型电力市场交易类型 数据来源：电力市场运营基本规则，东北证券 电力市场成员经营主体发电企业售电企业电力用户新型经营主体储能企

59、业虚拟电厂负荷聚合商等电力市场运营机构提供输配电服务的电网企业电力市场交易电能量交易电力中长期交易包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度日前及更短时间内电力现货交易电力辅助服务交易调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务容量交易交易的标的是由发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 13/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 17：我国：我国电力市场电力市场基本结构基本结构 数据来源：关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，东北证券 图图 18：我国：我国电力电力中长期中长期交易类型交易类型 数据来源：电力中长期交

60、易基本规则，东北证券 电力中长期交易电能量交易执行周期年度（多年）电量交易月度电量交易月内（多日）电量交易交易方式集中交易集中竞价交易滚动撮合交易挂牌交易双边协商交易区域省内跨区跨省绿电交易其他交易发电权交易合同转让交易输电权交易容量交易等 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 14/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 19：我国：我国电力电力现货现货市场市场 数据来源：电力现货市场基本规则（试行），东北证券 图图 20：我国：我国电力电力辅助服务市场辅助服务市场 数据来源：关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，东北证券 电力现货市场市场成员发电企业电力用

61、户售电公司新型经营主体电网企业电力调度机构电力交易机构运行阶段模拟试运行结算试运行正式运行市场构成日前市场日内市场实时市场价格机制节点边际电价分区边际电价系统边际电价发电侧价格电能量价格辅助服务费用等用户侧价格电能量价格输配电价上网环节线损费用系统运行费用政府性基金及附加等市场衔接中长期市场代理购电辅助服务市场容量补偿机制调峰 电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行 电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰 按照新能源项目消纳成本不高

62、于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价调频 原则上采用基于调频里程的单一制价格机制 各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量 调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算，调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定 原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元备用 原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制 各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间 备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘

63、积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算 统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限爬坡等 通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限 不得采用事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准费用传导 由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失 电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用 电力现货市场连续运行的地区，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担 由用户承担的辅助服务费用纳入系统

64、运行费用，随电费一同结算 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 15/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 新型经营主体近年来成为电力市场的重要参与者，国家发改委、国家能源局 2021 年2 月印发的关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见要求落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制，充分发挥负荷侧的调节能力，调动负荷响应能力，降低对大电网的调节支撑需求，提高电力设施利用效率。2023 年10 月，国家发改委印发电力需求侧管理办法（2023 年版），要求全面推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常态化运行，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段提高

65、经济激励水平，到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上。图图 21：独立储能参与电力市场交易品种：独立储能参与电力市场交易品种 图图 22：虚拟电厂示意图：虚拟电厂示意图 数据来源：新能源及储能参与电力市场交易白皮书，东北证券 数据来源：璞跃中国，东北证券 2023 年，国网经营区域虚拟电厂资源聚合规模达到 455 万千瓦，山西、上海虚拟电厂参与中长期市场，分别完成交易电量 4458、75 万千瓦时，浙江虚拟电厂累计参与辅助服务市场 59 场次，交易电量 1242 万千瓦时，充分发挥虚拟电厂在削峰填谷方面的积

66、极作用。浙江推动建立第三方独立主体参与辅助服务交易机制，设置削峰调峰、填谷调峰和旋转备用交易品种，2023 年开展了 40 次削峰调峰、20 次填谷调峰交易，累计中标容量分别为 3103、1054 万千瓦。2022 年 4 月，广东电力交易中心印发 广东省市场化需求响应实施细则（试行），详细规定了交易品种、参与方式、收益构成。图图 23：广东市场化需求侧响应交易品种：广东市场化需求侧响应交易品种 图图 24：广东市场化需求侧响应收益构成：广东市场化需求侧响应收益构成 数据来源：广东电力交易中心，东北证券 数据来源：广东电力交易中心，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及

67、说明 16/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 近年来，随着电力逐步进入市场，市场化电量及占比持续提升，2023 年全国电力市场交易电量占全社会用电量比例达 61.4%，国家电网、南方电网、蒙西电网的市场化电量分别为 61.1%、59.2%、77.3%。此外，省内、省间交易电量占比分别为 80%、20%，省内市场化交易中，绿电交易电量 537.7 亿千瓦时，同比增长 136%，占比 1%，电网代理购电 8794.7 亿千瓦时，同比增长 8.76%，占比 20%，省间市场化交易中，电力直接交易 1293.6 亿千瓦时，同比增长 2.12%，占比 11%，外送交易 10159.7 亿千瓦时，

68、同比增长 12.89%，占比 88%。图图 25：近年全国市场化交易电量及占比：近年全国市场化交易电量及占比 图图 26：2023 年全国市场化交易电量构成年全国市场化交易电量构成 数据来源：中电联，东北证券 数据来源：中电联，东北证券 图图 27：2023 年全国省内市场化交易电量构成年全国省内市场化交易电量构成 图图 28：2023 年全国省间市场化交易电量构成年全国省间市场化交易电量构成 数据来源：中电联，东北证券 数据来源：中电联，东北证券 2023 年，国网经营区市场化交易电量 46581 万千瓦时，占总交易电量比重 74.72%，同比增长 8.0%，省内、省间市场化交易电量分别为

69、35704、10877 万千瓦时，占比分别为 76.65%、23.35%，同比分别增长 7.7%、8.7%。特高压直流交易电量 5536 亿千瓦时，同比增长 12.4%，占省间交易电量比重达 40%。0%10%20%30%40%50%60%70%0002120222023市场化交易电量（万亿千瓦时）占全社会用电量比重省内交易电量 80%省间交易电量 20%绿电交易1%电网代理购电 20%其他电力直接交易75%发电权交易 4%其他交易0%省间电力直接交易11%省间外送交易 88%省间发电权交易1%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明

70、 17/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 29：国网经营区市场化交易电量（亿千瓦时）国网经营区市场化交易电量（亿千瓦时）图图 30：2023 年年国网经营区市场化交易电量构成国网经营区市场化交易电量构成 数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 现货市场方面，山西是国家首批 8 个电力现货市场建设试点省份之一，2018 年 12月 27 日启动试运行，2023 年 12 月 22 日起转入正式运行，成为国内第一个转入正式运行的电力现货市场。2023 年山西中长期覆盖实际用电量比重超 90%，现货电量占比不足 10%。2023 年 12 月 28 日，广东

71、电力现货市场转入正式运行，2023 年现货偏差电量 283.3 亿千瓦时，占市场直接交易用户累计结算市场电量比重 9.0%。2024 年 6 月 17 日，山东电力现货市场转入正式运行。图图 31：2023 年年广东市场化交易电量广东市场化交易电量构成构成 数据来源：2023 年广东电力市场年度报告，东北证券 2.价格机制价格机制持续优化持续优化 2.1.用电价格双轨并行 1984 年，党的十二届三中全会做出的中共中央关于经济体制改革的决定明确指出，“价格体系的改革是整个经济体制改革成败的关键”，2015 年 10 月，中共中央、国务院印发的关于推进价格机制改革的若干意见明确指出“价格机制是市

72、场机制的核心”，因此电价改革是电力体制改革的核心。经过多年的改革实践，目前我国用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类，个别地区工商业可再细分为大工业及一般工商业用电，其中居民生活和农业生产用电执行目录销售电价政策，最低档居民目录销售电价介于 0.3771 元/度（青海）和 0.617 元/度（上海）之间，农业生产电价按电压等级定价，且低于当地居民目录销售电价。0123452016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023市场化交易电量电力直接交易电量省间交易电量省间市场化交易电量省间清洁能源交易电量省间新能源交易电量省内 77%省间火电11%省间水

73、电8%省间新能源 4%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 18/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 32：各省市最低档居民目录销售电价（元各省市最低档居民目录销售电价（元/度）度）数据来源：北极星电力网，东北证券 2021 年 10 月，国家发展改革委印发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），要求各地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，10 千伏及以上的用户要全部进入市场，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。因

74、此，目前工商业用户采用三种方式进入市场，一是与发电企业直接参与批发市场交易，二是与售电公司开展零售市场交易，三是通过电网代理购电，由此确定电能量交易价格，即上网电价。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，其中上网电价由市场化交易形成，上网环节线损费用、系统运行费用由电网企业按照国家及各地政府要求核算并公示，按月由全体工商业用户分摊或分享。此外，用电容量在 100 千伏安及以下、315 千伏安及以上的工商业分别执行单一制、两部制电价，100 千伏安至 315 千伏安之间的工商业可选择执行单一

75、制或两部制电价。图图 33：现行用户用电价格分类：现行用户用电价格分类 图图 34：现行工商业用户用电价格构成：现行工商业用户用电价格构成 数据来源：关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，东北证券 数据来源：关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，东北证券 00.10.20.30.40.50.60.7上海海南江西广州湖南安徽河南湖北山东浙江广西江苏吉林四川重庆河北黑龙江甘肃辽宁福建陕西西藏天津北京蒙东山西贵州宁夏云南蒙西新疆青海用户用电价格居民生活目录销售电价农业生产目录销售电价工商业用电单一制电价两部制电价工商业用户用电价格上网电价上网环节线损费用输配电价系统运行费用辅

76、助服务费用抽水蓄能容量电费其他政府性基金及附加 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 19/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 35：现行现行江苏电网输配电价表江苏电网输配电价表 数据来源：关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，东北证券 各地区电网代理购电价格于每月底更新，具有一定季节性，在一定程度上反映电力交易市场对次月的电力供需预期，主要由于 2024 年起煤电容量电价正式施行，2024年电网代理购电价格同比有一定程度下降。分省市看，电力供需相对紧张的华东地区上浮比例较高，相对宽松的西北、东北地区上浮比例较低或下浮，以水电为主的四川云南有较大折价

77、。图图 36：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮月度变化浮月度变化 图图 37：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上：全国各省市电网代理购电价格相对基准价上浮季节性变化浮季节性变化 数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 38：2024 年年 6 月电网代理购电价格较当地基准价上浮排序月电网代理购电价格较当地基准价上浮排序 数据来源：北极星电力网，东北证券 0%5%10%15%20%25%中值平均值0%5%10%15%20%25% 11 024-40%-30%-20%-

78、10%0%10%20%海南贵州江苏上海福建陕西浙江安徽河北宁夏江西天津冀北北京辽宁重庆山西吉林河南黑龙江湖北青海广东深圳湖南蒙西山东甘肃蒙东新疆广西四川云南 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 20/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 电网代理购电工商业用户用电价格主要由电网代理价格和电度输配电价构成，以2024 年 6 月电网代理购电结果为例，选取最高输配电价（单一制，不满 1 千伏），二者占比分别为 56%、33%，上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加分别占比 3-5%。各省市电网代理购电工商业用户用电价格介于 0.41 元/度（新疆）与 0.87

79、元/度（北京）之间。图图 39：2024 年年 6 月月各省市各省市电网代理购电工商业用户电网代理购电工商业用户平均平均结算结算电价构成电价构成 图图 40：2024 年年 6 月月各省市各省市电网代理购电工商业用户电网代理购电工商业用户平均平均结算结算电价电价（元（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 41：2024 年年 6 月各省市电网代理购电工商业用户月各省市电网代理购电工商业用户结算结算电价排序电价排序（元（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 42：各省市：各省市工商业用户（单一制，不满工商业用户（单一制

80、，不满 1 千伏）千伏）输配电价（元输配电价（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证券 电网代理购电价格56%上网环节线损费用3%电度输配电价 33%系统运行费用 3%政府性基金及附加5%050030035000700900北京海南吉林上海天津广东深圳浙江湖南黑龙江江苏山东重庆辽宁湖北贵州蒙东河南河北广西安徽江西陕西福建冀北甘肃四川山西宁夏蒙西云南青海新疆电网代理购电价格上网环节线损费用电度输配电价系统运行费用政府性基金及附加其他0500300350400450北京蒙东甘肃吉林天津黑龙江上海海南广西四川湖

81、南浙江江苏深圳重庆辽宁广东山东陕西贵州湖北河南河北青海宁夏福建安徽江西新疆云南冀北蒙西山西 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 21/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 43：各省市工商业用户上网环节线损费用（元：各省市工商业用户上网环节线损费用（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 44：各省市工商业用户：各省市工商业用户系统运行系统运行费用（元费用（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证券 图图 45：各省市工商业用户：各省市工商业用户政府性基金及附加政府性基金及附加（元（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：北极星电力网，东北证

82、券 以江苏为例，工商业用电分为两部制与单一制，前者基本电价根据容（需）量用电价格计算，电度电价与单一制电价（电度用电价格）计算方式相同，并根据峰谷分时电价政策整体进行浮动。电度输配电价与电压等级呈反相关关系，不满 1 千伏单一制电度输配电价最高，相同电压等级下两部制电度用电价格低于单一制。上网环节线损费用计算方式为当月平均购电价格*线损率/（1+线损率）。系统运行费用包括055吉林海南湖南黑龙江河北湖北江西贵州重庆辽宁蒙东河南安徽天津陕西冀北浙江四川福建广西广东深圳江苏上海山西山东北京云南新疆蒙西青海宁夏甘肃-20-50607080河南吉林天津辽宁贵

83、州河北蒙西蒙东黑龙江海南山东上海江苏宁夏安徽广东深圳北京冀北广西山西重庆新疆浙江甘肃云南陕西湖北青海四川江西湖南福建0070云南广西重庆四川湖南湖北吉林山西江苏浙江上海河南安徽广东深圳福建山东北京天津海南辽宁江西陕西贵州黑龙江河北冀北甘肃蒙东蒙西青海宁夏新疆 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 22/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 辅助服务费用、容量电费（抽蓄、气电、煤电）、峰谷分时电价损益、交叉补贴新增损益等。图图 46：2024 年年 6 月江苏电网代理购电工商业用户电价表月江苏电网代理购电工商业用户电价表 数据来源：北极星电力网，东北

84、证券 图图 47：2024 年年 6 月江苏电网代理购电价格信息表月江苏电网代理购电价格信息表 数据来源：北极星电力网，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 23/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 虽然国家统一规定了电网代理购电工商业用户结算电价构成，但各省在实践过程中仍有一定自由度，电价构成与结算方式与江苏略有不同。比如，安徽等地峰谷电价仅影响代理购电价格和电度输配电价，山东设立容量补偿电价 70.5 元/兆瓦时，宁夏代理购电价格亦进行分时结算，甘肃代理购电价格和上网环节线损均进行分时结算，广西额外设立其他折价科目用于反映峰谷分时电价机制产生损益，海南额

85、外设立其他分摊（分享）费用折价科目用于反映代理购电参与现货交易产生损益等。2.2.上网电价逐步放开 2.2.1.煤电 2021 年 10 月，国家发展改革委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电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，上下浮动原则上均不超过 20%，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。2022 年，全国燃煤发电机组市场平均交易价格达 449 元/兆瓦时，较全国平均基准电价上浮约 18.3%，其中华能国际燃煤交易电价 478.6 元/兆瓦时，

86、较基准电价上浮 20.28%。在煤价保持高位及电力供需紧张的背景下，2023 年煤电交易价格仍维持较高水平，华能国际 2023 年燃煤交易电价 481.01 元/兆瓦时，较基准电价上浮 21.19%。图图 48：2022 年年全国燃煤发电机组市场平均交易价格全国燃煤发电机组市场平均交易价格（元（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 49：2022 及及 2023 年华能国际年华能国际燃煤交易电价燃煤交易电价（元（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：国家能源局，东北证券 数据来源：华能国际，东北证券 根据国家发展改革委、国家能源局印发的关于做好 2024 年电力中长期合同签订履约工作的通知，2024 年各地燃煤发

87、电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的 80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的 90%。在电力供需紧张地区，中长期合同电价较当地基准价有所上浮，2024 年江苏年度电力交易均价为 452.94 元/兆瓦时，较基准价上浮 15.84%，加回容量电价后上浮比例达 21.19%，同比提升 1.6%。而广东地区由于电力供需较为宽松，2024 年度电力交易均价 465.62 元/兆瓦时，基本与基准价持平，加回容量电价后上浮比例为 5.8%，同比下降 11.6%。0500300350400450500平均

88、成交电价基准电价0%5%10%15%20%25%0050060020222023平均成交电价基准电价上浮比例 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 24/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 50：江苏：江苏年度年度电力电力交易交易均价（元均价（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 51：广东广东年度年度电力电力交易交易均价（元均价（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：江苏电力交易中心，东北证券 注：假设 2024 年江苏煤电机组利用小时 4542，容量电费回收率 95%数据来源：广东电力交易中心，东北证券 注：假设 2024 年广东煤电机组利用小时 4159

89、，容量电费回收率 95%为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，2023 年 11 月，国家发展改革委、国家能源局印发关于建立煤电容量电价机制的通知，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，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，2024-2025 年通过容量电价回收的固定成本比例多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方为 50%左右，2026 年起，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%。一方面，煤电容量电价政策的落地有助于稳定煤电机组的盈利能力，另一方面，虽然煤电电量交易双方会将容量电费纳入考虑范围拉低中长期交

90、易电价，但在电力供需紧张时段及现货市场中，煤电交易电价仍有望实现高比例上浮，能够进一步打开煤电机组的盈利空间。图：图：现行现行煤电两部制电价机制煤电两部制电价机制 数据来源：关于建立煤电容量电价机制的通知，东北证券 0%5%10%15%20%25%440445450455460465470475480平均成交电价上浮比例0%5%10%15%20%25%420440460480500520540560580平均成交电价上浮比例煤电两部制电价机制电量价值通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况容量价值根据转型进度等实际情况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

91、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2024-2025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 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 25/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 2.2.2.气电 我国气电机组主要布局于沿海地区，承担调峰、顶峰、保障居民农业用电等任务。2014 年，为规范天然气发电上网电价管理，国家发展改革委印发关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知，初步建立了天然气发电上网电价机制，根据天然气发电在电力系统中

92、的作用及投产时间，实行差别化的上网电价机制。目前，天然气发电上网电价市场化改革仍在持续深化，主要沿海省市已针对燃气发电机组出台了两部制电价政策，且部分地区建立了气电联动机制，有力地提升了气电机组盈利稳定性。表表 2：天然气：天然气发电机组容量电价发电机组容量电价政策政策 发布发布时间时间 政策名称政策名称 主要内容主要内容 浙江浙江 2021.9.24 关于优化我省天然气发电上网电价的通知 9F、9E 机组容量电价调整为 302.4 元/千瓦-年，6F 机组容量电价调整为571.2 元/千瓦-年，6B 机组容量电价调整为 394.8 元/千瓦-年，电量电价按气电联动方式制定；天然气分布式发电机

93、组继续执行单一制电价，上网电价仍暂按每千瓦时 0.65 元执行；新建 9H 机组全电量参与电力市场，执行市场交易电价 上海上海 2024.5.31 关于优化天然气发电机组容量电价机制的通知 天然气调峰发电机组容量电价为每千瓦每月 37.01 元；天然气热电联产发电机组容量电价为每千瓦每月 36.50 元 江苏江苏 2018.11.1 关于完善天然气发电上网电价管理的通知 天然气调峰发电机组容量电价为每千瓦每月 28 元；40 万/20 万/10 万/分布式机组分别为 28/32/42/42 元；楼宇式分布式机组执行单一制电价，每千瓦时 0.772 元；建立气电价格联动机制 河南河南 2019.

94、4.2 关于我省天然气调峰发电机组试行两部制电价的通知 对驻马店中原燃机（239 万千瓦）、郑州燃机（239 万千瓦）试行两部制上网电价，容量电价为 35 元/千瓦月，年发电量 8 亿千瓦时以内电量电价为 0.41 元/千瓦时，超过 8 亿千瓦时的电量电价按我省含环保电价的燃煤标杆电价执行；洛阳万众吉利热电有限公司、周口燃气热电有限公司上网电价仍按 0.3879 元/千瓦时执行，迎峰度夏、迎峰度冬期间，上网电价按 0.6 元/千瓦时执行 重庆重庆 2022.8.9 关于天然气发电上网电价有关事项的通知 天然气调峰发电机组实行两部制电价，其中容量电价按固定成本加合理收益予以核定，电度电价按燃料成

95、本加其他变动成本核定；天然气热电联产机组余电上网电量参与电力市场交易形成上网电价，不参与市场交易的，实行单一制上网电价，按 0.3964 元/千瓦时执行；对天然气调峰和热电联产机组，建立气电价格联动机制 四川四川 2022.10.9 关于天然气发电上网电价有关事项的通知 对 2022 年 11 月 1 日后新投产的天然气调峰发电机组实行两部制电价，其中容量电价暂按技术先进机组的固定成本加合理收益进行核定，逐步过渡到通过竞争性配置方式确定或容量市场形成；建立气电价格联动机制；鼓励天然气发电机组进入电力市场，参与市场交易的电量，上网电价由发用电双方通过市场化方式形成；存量调峰机组可参照执行 山东山

96、东 2022.3.1 关于天然气发电价格政策有关事项的通知 容量目标电价暂定为 28 元/千瓦-月。容量目标电价（电费）优先通过电力现货市场容量补偿机制回收，回收金额达不到目标电价的，根据国家有关规定疏导解决；容量补偿超过目标电价的，多余部分当月不再支付，滚入后期回收金额不足时再予以结算；天然气发电未参与市场交易的，上网电价按燃煤发电基准价执行，由国网山东省电力公司统一收购，用于居民农业等保障性用户用电 广东广东 2023.11.28 关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知 我省气电容量电价水平暂定为每年每千瓦 100 元，后续根据实际情况适时调整，容量电价每月分摊标准按照相应气电年容量电

97、价水平除以 12确定 吉林吉林 2024.2.26 关于天然气发电上网电价有关事项的通知 对新投产的天然气调峰发电机组建立两部制电价机制，其中容量电价按照回收天然气调峰发电机组固定成本加合理收益扣除省级相应补贴予以确定；电量电价按燃料成本及其他变动成本等核定 数据来源：北极星电力网，东北证券 主要由于发电成本较高，燃气机组在现货市场中出清电价较高，一般情况下是现货市场中的边际发电机组。以南方电力现货市场为例，燃气机组日前现货平均成交电价一般要高于燃煤机组，电力紧张时段价差超过 0.1 元/度，但二者整体上均随电力供需情况波动。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 26/63

98、 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 52：南方南方日前现货日前现货市场燃机市场燃机均价与煤机均价差值均价与煤机均价差值（元（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 53：南方南方日前现货日前现货市场燃机均价较基准价上浮市场燃机均价较基准价上浮比比例例 数据来源：Wind，东北证券 数据来源：Wind，东北证券 2.2.3.水电 2014 年 1 月，国家发改委印发关于完善水电上网电价形成机制的通知，对 2014年 2 月 1 日以后新投产水电站，跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，国家明确为跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格确定；省内上网电价实行标杆电价制度

99、，各省水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，水电比重较大的省，可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。2019 年 3 月，国家发改委等六部委联合印发 关于做好水电开发利益共享工作的指导意见，指出水电消纳要统筹好当地与外送两个市场，优先保障当地用电需求。表表 3：水电：水电上网电价形成机制上网电价形成机制 电价形成机制电价形成机制 跨省跨区域 由供需双方协商确定。国家明确为跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格确定 省内 实行标杆电价制度。各省

100、水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价 数据来源：关于完善水电上网电价形成机制的通知，东北证券 四川水电装机位居全国第一，2023 年底达 9759 万千瓦，占全国水电装机比重 23.15%。四川省内水电装机占比高达 76%。2023 年四川发电量 4712.6 亿千瓦时，同比增长1%，其中水电发电量占比亦为 76%，主要由于来水不佳，水电发电量同比降低 3.1%，但火电、风电、太阳能发电量同比分别增长 13.5%、23.7%、61.4%。2023 年，四川全口径外送电量 1655.47 亿千瓦时（送华东 1309 亿千瓦时），同比增长 4.1

101、4%，其中川电外送 194.49 亿千瓦时，同比降低 27.15%，此外，四川省间外购 183.01 亿千瓦时，大水电留川电量 305.49 亿千瓦时，合计同比增长 15.02%。-60-40-2002040608023-04-292023-05-292023-06-292023-07-292023-08-292023-09-292023-10-292023-11-292023-12-292024-01-292024-02-292024-03-312024-04-302024-05-31-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%2023-04-292

102、023-05-292023-06-292023-07-292023-08-292023-09-292023-10-292023-11-292023-12-292024-01-292024-02-292024-03-312024-04-302024-05-31 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 27/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 54：2023 年底全国水电装机分布（万千瓦）年底全国水电装机分布（万千瓦）图图 55：2023 年底全国水电装机构成年底全国水电装机构成 数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：国家能源局，东北证券 图图 56：2023

103、年底四川装机构成年底四川装机构成 图图 57：2023 年年四川发电量构成四川发电量构成 数据来源：国家能源局，东北证券 数据来源：国家统计局，东北证券 2015 年 2 月，四川省发改委根据国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知印发关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知，对四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价。2019 年 5 月，四川省发改委印发关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知，原分类标杆上网电价增值税率由 17%降低至 13%后，不含税价格保持不变。表表 4：四川电网统调水电站临时分类标杆上网电价表四川电网统调水电站临时分类标杆上网电价

104、表（元（元/度）度）调节性能调节性能 含税 17%含税 13%含税 6%含税 3%不含税价格 径流式 0.308 0.2974 0.2790 0.2711 0.2632 季调节（含不完全年调节）0.35 0.338 0.3171 0.3081 0.2991 年调节和多年调节 0.39 0.3766 0.3533 0.3433 0.3333 数据来源：关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知，关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知，东北证券 2017 年 12 月，四川省发改委印发关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知，水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮 24.

105、5%，丰水期电价下浮 24%，其中丰水期为 6-10 月，枯水期为 1-4 月及 12 月，平水期为 5 月、11 月，自 2018 年 1 月1 日起执行。根据四川省 2024 年省内电力市场交易总体方案，水电交易电价通过市场化方式形成，年度交易采取分月交易电价，丰水期交易电价下限为原水电标四川 23%云南 19%湖北 9%贵州 5%广东 5%其他 39%水电 76%火电 14%风电 6%太阳能4%水电 76%火电 19%风电 4%太阳能1%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 28/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 杆上网电价 278.2 元/兆瓦时按水期浮动后

106、下浮 40%，上限为原水电标杆上网电价278.2 元/兆瓦时按水期浮动后的价格；平水期、枯水期交易电价上下限为原水电标杆上网电价 278.2 元/兆瓦时按水期浮动后上下浮 20%，定价方式与上年相同。图图 58：四川：四川水电水电月度月度丰枯电价丰枯电价上浮比例上浮比例 图图 59：四川：四川水电水电月度交易价格（元月度交易价格（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知，东北证券 数据来源：四川省 2024 年省内电力市场交易总体方案，东北证券 根据2023 年度四川电力市场运营报告，四川 2023 年水电上网电量 1898.07 万千瓦，占总上网电量比重

107、66.45%，参与市场化交易水电厂 247 家，结算省内市场化电量 1196.47 亿千瓦时，占水电上网电量比重 63.04%，结算均价 225.5 元/兆瓦时，其中丰水期、平水期、枯水期交易电量占比分别为 55.23%、17.82%、26.95%，结算均价分别为 177.7、254.89、304.03 元/兆瓦时，较基准价分别下浮 16.0%、8.4%、12.2%。图图 60：2023 年四川水电企业参与省内市场直接交易结算情况年四川水电企业参与省内市场直接交易结算情况 数据来源：2023 年度四川电力市场运营报告，东北证券 云南是我国水电第二大省，2023 年底水电装机 8143 万千瓦，

108、占全国水电装机比重19.32%。2023 年，省调水电发电量 2551.51 亿千瓦时，同比降低 8.41%，占全省发电量比重 66%，省调风电、光伏发电量同比增长 33.23%、159.1%，省调水风光发电量合计占比超 3/4，省调火电发电量占比仅 14%，但在电力供需紧张背景下同比增长 43.69%。用电侧方面，云南 2023 年西电东送电量占比达 35%，因来水不佳同比降低 6.37%，省内用电量占比 65%，同比增加 5.14%，省内用电量较快增长。此外，2023 年云南向越南、老挝、缅甸送点 22.7 亿千瓦时，同比增长 76.07%。0%20%40%60%80%100%120%14

109、0% 11 200250300350400450 11 12下限上限 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 29/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 61：2023 年云南年云南发发电量构成电量构成 图图 62：2023 年云南发电量年云南发电量同比增速同比增速 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 图图 63：2023 年云南用电量构成年云南用电量构成 图图 64：202

110、3 年云南用电量同比增速年云南用电量同比增速 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 与四川相同，云南枯水期指每年 1-4 月、12 月，平水期指每年 5 月、11 月，汛期指每年 6-10 月。根据云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行），试行期内水电和新能源全年分月电量电价加权平均电价在前 3 年年度市场均价上下浮动 10%区间内形成，超过上限部分纳入电力成本分担机制，买卖双方可区分汛期、枯期发用电情况自主协商确定月度、月内等不同交易结算价格。根据云南省能源局关于做好

111、2024 年云南电力中长期合同签订履约工作的通知，水电厂 2024 年度中长期合同签约电量（不含西电东送电量）应不低于其上一年度上网电量扣减同期承担西电东送电量后的 80%，并需要通过后续月度、日前交易，当月交易电量达到实际上网电量的 90%。2024 年，云南市场化签约电量达 1844.48 亿千瓦时（含电网代理购电），占上年度用电量比例 99.69%，其中直接参与市场化交易的电力用户签约电量 1737.35亿千瓦时，占上年度用电量比例 102.78%。省调水电66%省调风电7%省调光伏3%省调火电14%地县调小电 10%-50%0%50%100%150%200%05001000150020

112、0025003000350040004500发电量（亿千瓦时）YoY省内一产1%省内二产47%省内三产9%省内居民8%西电东送35%送境外0%-20%0%20%40%60%80%100%0500025003000用电量（亿千瓦）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 30/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 65：云南市场化交易电云南市场化交易电价价变化变化 图图 66：云南市场化交易电云南市场化交易电量量变化变化 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 数据来源：云南电力市场 2023 年运

113、行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 图图 67：2023 年云南市场化结算电价（元年云南市场化结算电价（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 68：云南年度市场化交易电量云南年度市场化交易电量 数据来源：云南电力市场 2023 年运行总结及 2024年预测分析报告，东北证券 数据来源：昆明电力交易中心，东北证券 华能水电是云南最大发电企业，2023 年底控股水电装机 2559.98 万千瓦，除 2023 年收购华能四川公司水电 265.1 万千瓦、位于缅甸的瑞丽江一级水电站 60 万千瓦及位于柬埔寨桑河二级水电站 40 万千瓦外，均位于云南，云南省水电装机占比达 80%，此外公司在云南还拥有新能源

114、装机 192.81 万千瓦。2024 年 6 月 15 日，其所属云南托巴水电站首台 1 号机组 35 万千瓦投运，装机进一步提升。电量电价方面，公司澜上点对网送广东电量电价根据购售电合同确定、澜下网对网送粤桂电量电价根据两省间政府框架协议确定、云南本地电量电价通过参与云南省电力市场交易形成，去年省内交易电量占比约 40%，电价按价格上限交易，此外省内还有少量保障性收购电量。2023 年，公司市场化交易电量占比 60.19%，同比微降 0.4pct，平均结算电价0.2476 元/千瓦时（含税），同比提高 2.96%。昆明电力交易中心预计 2024 年云南电量缺口约 270 亿千瓦时，最大电力缺

115、口达 750 万千瓦，省内市场化交易电价或维持高位。0500300350火电水电风电光伏-10%0%10%20%30%40%50%0500020224年度交易电量（亿千瓦时）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 31/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 69：华能水电华能水电控股装机构成控股装机构成 图图 70：2023 年年华能水电上网电量华能水电上网电量 数据来源：华能水电，东北证券 数据来源：华能水电，东北证券 注：云南新能源上网电量同比增长 2.5 倍 湖北是我国水电第三大省，20

116、23 年底水电装机 3793 万千瓦，占全国水电装机比重9.00%。2023 年 1 月 4 日，湖北省发改委印发关于进一步规范水电上网电价管理有关事项的通知，要求 2023 年 1 月 1 日以后投产的水电站，根据装机容量和调节性能情况，执行对应的标杆上网电价，对 2022 年 12 月 31 日以前投产的水电站，根据装机容量等因素，执行现行上网电价或对应的标杆上网电价。由于湖北基准价为0.4161 元/千瓦时，水电标杆上网电价普遍低于基准价，具备季调节以上性能且装机量在 10 万千瓦以上的水电站上网电价可达 0.396 元/千瓦时，低于基准价约 2 分/千瓦时（5%）。不同于四川及云南，湖

117、北水电目前暂不参与市场化交易。表表 5：湖北水湖北水电电上网电价形成机制上网电价形成机制 投产时间投产时间 同级装机容量同级装机容量 调节性能调节性能 上网电价标准上网电价标准（元（元/千瓦时）千瓦时）2023 年 1 月 1 日以后 10 万千瓦以上 达到季调节以上性能 0.396 未达到季调节性能 0.3863 5 万千瓦-10 万千瓦(含)达到季调节以上性能 0.3767 未达到季调节性能 0.367 3 千千瓦-5 万千瓦(含)达到季调节以上性能 0.3658 未达到季调节性能 0.3562 3 千千瓦(含)以下 达到季调节以上性能 0.3143 未达到季调节性能 0.3053 202

118、2 年 12 月 31 日以前 2.5 万千瓦（含）以上/现行上网电价与对应的标杆上网电价孰低 3 千千瓦-2.5 万千瓦 现行上网电价 3 千千瓦(含)以下 现行上网电价与对应的标杆上网电价孰高 未单独核价 现行上网电价与对应的标杆上网电价孰高 数据来源：关于进一步规范水电上网电价管理有关事项的通知，东北证券 注：本表上网电价含水资源费、库区基金、增值税等 2.2.4.核电 为促进核电健康发展，合理引导核电投资，2013 年 6 月，国家发改委印发关于完善核电上网电价机制有关问题的通知，对 2013 年 1 月 1 日后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时

119、0.43 元，一般情况下与核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）两者取低值。云南水电80%云南新能源 7%四川水电10%缅甸水电2%柬埔寨水电 1%-20%-15%-10%-5%0%5%10%020040060080010001200上网电量（亿千瓦时）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 32/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 6：核电：核电上网电价形成机制上网电价形成机制 电价形成机制电价形成机制 2013 年 1 月 1 日以前投产的机组 一厂一价 2013 年 1 月 1 日以后投产的机组 1）全国核电标杆上网电价确定为 0.4

120、3 元/千瓦时；2）全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；3）全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行核电标杆上网电价；4）承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高 数据来源：关于完善核电上网电价机制有关问题的通知，东北证券 截至目前，我国核电机组分布于广东、福建等 8 个沿海省份，除广东外其他省份基准价均低于全国核电标杆上网电价，未来建成投产的华龙一号机组可能无法享受全国核电标杆上网

121、电价。图图 71：2023 年底全国核电装机分布（万千瓦）年底全国核电装机分布（万千瓦）图图 72：目前目前全国核电装机分布全国核电装机分布 数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 2023 年，中国核电（上市公司）市场化交易电量（不含新能源）744.1 亿千瓦时，同比降低 0.14%，占核电上网电量比重 42.65%，同比降低 0.37pct。根据江苏省发改委、江苏能监办联合发布的关于开展 2024 年电力市场交易工作的通知，中国核电持股 50%的江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量 270 亿千瓦时左右（其中#1-2 机组不低于 70 亿千瓦时），占其

122、2023 年上网电量 469.07 亿千瓦时比重57.56%，较 2023 年市场交易电量 220 亿千瓦时左右（其中#1-2 机组不低于 20 亿千瓦时）同比增长 22.73%，市场化电量进一步提升。根据交易结果，其中 240 亿度为长协，长协价格比 2023 年降不到 2 分钱，其余 30 亿度为月度竞价。此外，中国核电浙江省的市场电基本按核准价结算，福建省大部分按核准价结算，海南省机组无需参与市场化交易。23Q1-3，浙江秦山核电市场化电量约在 39%，市场化电价基本按核准价结算，浙江三门核电市场化电量约在 10%，市场化电价比核准电价略高，福建福清核电的市场化电量占比约 68%，大部分

123、按核准价结算，少部分在火电标杆基础上上浮。可以看出，由于江苏、浙江电力需求旺盛，市场化交易电价基本能够保持在核准电价之上。广东 28%福建 19%浙江 16%辽宁 11%江苏 11%广西 8%山东 5%海南 2%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 33/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 73：中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）图图 74：江苏核电市场化交易电量（亿千瓦时）江苏核电市场化交易电量（亿千瓦时）数据来源：中国核电，东北证券 数据来源：江苏电力交易中心，东北证券 表表 7：中国核电在运核电机组概况中国核电在运核电机组

124、概况 核电机组核电机组 持投比例持投比例 投产时间投产时间 上网电价上网电价 机型机型 机组容量（机组容量（MWe）秦山一期 72%1994.04.01 0.4056 CP300 350 秦山二期 1 号机组 50%2002.04.15 0.3998 CP600 670 秦山二期 2 号机组 2004.05.03 0.3998 CP600 670 秦山二期 3 号机组 2010.10.05 0.4153 CP600 670 秦山二期 4 号机组 2011.12.30 0.4153 CP600 670 秦山三期 1 号机组 51%2002.12.31 0.4481 CANDU6 728 秦山三期

125、 2 号机组 2003.07.24 0.4481 CANDU6 728 方家山 1 号机组 72%2014.12.15 0.4153 M310 1089 方家山 2 号机组 2015.02.12 0.4153 M310 1089 田湾 1 号机组 50%2007.05.17 0.439 VVER1000 1060 田湾 2 号机组 2007.08.16 0.439 VVER1000 1060 田湾 3 号机组 2018.02.15 0.391 VVER1200 1126 田湾 4 号机组 2018.12.22 0.391 VVER1200 1126 田湾 5 号机组 2020.09.08 0.

126、391 M310 1118 田湾 6 号机组 2021.06.02 0.391 M310 1118 福清 1 号机组 51%2014.11.22 0.4153 M310 1089 福清 2 号机组 2015.10.16 0.3916 M310 1089 福清 3 号机组 2016.10.24 0.359 M310 1089 福清 4 号机组 2017.09.17 0.3779 M310 1089 福清 5 号机组 2021.01.29/华龙一号 1161 福清 6 号机组 2022.03.25/华龙一号 1161 海南 1 号机组 51%2015.12.25 0.4153 CP600 650

127、海南 2 号机组 2016.08.12 0.4153 CP600 650 三门 1 号机组 51%2018.09.21 0.4203 AP1000 1250 三门 2 号机组 2018.11.05 0.4203 AP1000 1250 数据来源：中国核电，东北证券 注：上网电价含增值税，单位为元/每千瓦时 2023 年，中国广核（上市公司）市场化交易电量 2141.46 亿千瓦时（含联营企业），同比增长 7.95%，占总上网电量约 57.3%，同比提升 2pcts，市场化电量的平均含税电价为 0.403 元/千瓦时，基本与 2022 年平均交易电价 0.4017 元/千瓦时持平。其中，福建宁德

128、 1 号至 4 号机组、广西防城港 1 号至 3 号机组全部上网电量参与电力市场交易，辽宁红沿河 1 号至 4 号机组上网电量参与电力市场交易，广东岭澳核电、岭42.0%42.2%42.4%42.6%42.8%43.0%43.2%43.4%43.6%43.8%743.4743.6743.8744.0744.2744.4744.6744.8745.0745.2745.420232022市场化交易的电量占比050030020242023#1-6机组#1-2机组 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 34/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 东核电和阳

129、江核电共 10 台机组以 7500 小时为基准值，共安排年度市场化电量约195 亿千瓦时。2024 年，广东安排岭澳核电、阳江核电年度市场化交易电量约 195亿千瓦时，同比持平。根据公司所在地区发布的 2024 年市场化交易方案，公司预计2024 年核电市场化电价将与各地核电计划电价基本相当，总体保持稳定。图图 75：中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）：中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）图图 76：中国广核市场化交易电价（元中国广核市场化交易电价（元/兆瓦时）兆瓦时）数据来源：中国广核，东北证券 数据来源：中国广核，东北证券 表表 8：中国广核在运核电机组概况（含联营公司）中国广核在运核电机组

130、概况（含联营公司）核电机组核电机组 客户客户 计划电价计划电价 大亚湾 1 号及 2 号机组 广东电网有限责任公司 0.4056 岭澳 1 号及 2 号机组 广东电网有限责任公司 0.4143 岭东 1 号及 2 号机组 广东电网有限责任公司 0.4153 阳江 1 号至 6 号机组 广东电网有限责任公司 0.4153 防城港 1 号至 4 号机组 广西电网有限责任公司 0.4063 宁德 1 号及 2 号机组 国网福建省电力有限公司 0.4153 宁德 3 号机组 国网福建省电力有限公司 0.3916 宁德 4 号机组 国网福建省电力有限公司 0.359 台山 1 号及 2 号机组 广东电网

131、有限责任公司 0.435 红沿河 1 号至 4 号机组 国网辽宁省电力有限公司 0.3823 红沿河 5 号及 6 号机组 国网辽宁省电力有限公司 0.3749 数据来源：中国广核，东北证券 注：计划电价含增值税，单位为元/每千瓦时 2.2.5.新能源 历史上由于技术尚未成熟，新能源发电成本较高，国家针对新能源出台了一系列扶持性政策。后来随着新能源发电成本快速降低，国家发改委 2021 年 6 月印发关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，明确自 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基

132、准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。对于海上风电和光热发电，财政部、国家发改委、国家能源局已于 2020年 1 月印发的关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见明确新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于 2021 年12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。目前，基本上所有新建新能源项目均无法享受国家补贴，上网电价为当地燃煤发电基准价，参与市场化交易部分电量执行交易电价，各地方政府正积极推动新能源进入市场。54.0%54.5%55.0%55.5%56.0%56.5%57.0

133、%57.5%0020232022市场化交易的电量占比401.0401.5402.0402.5403.0403.520232022 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 35/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 77：2023 年底各省市新能源装机占比年底各省市新能源装机占比 数据来源：Wind，东北证券 绿色电力交易是中长期交易的组成部分，执行电力中长期交易规则，国家积极推动绿色电力在交易组织、电网调度、价格形成机制等方面体现优先地位，全面反映绿色电力的环境价值，通过电力供给侧结构性改革引导全社会形成主动消费绿色电力的

134、共识，充分激发供需双方潜力加快绿色能源发展。预计未来绿电交易市场的交易规模、频次、范围将逐步增强，为新能源高质量发展提供基本保障。图图 78：我国绿色电力交易主要政策：我国绿色电力交易主要政策 数据来源：大唐集团公众号，北极星电力网，东北证券 0%10%20%30%40%50%60%70%青海河北甘肃宁夏河南黑龙江吉林新疆江西山东西藏安徽山西陕西江苏辽宁湖南浙江湖北天津福建上海重庆北京四川新能源装机占比集中式光伏占比分布式光伏占比 2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行;新建项目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2021.6.11关于20

135、21年新能源上网电价政策有关事项的通知 由风电、光伏发电产生的绿色电力正式单独计价上线交易。绿电交易优先安排完全市场化绿电，如果部分省份在市场初期完全市场化绿电规模有限，可考虑组织用户向电网企业购买享有政府补贴及其保障收购的绿电2021.8.28关于绿色电力交易试点工作方案的复函 来自17个省份的259家市场主体，以线上线下方式完成了79.35亿千瓦时的首批绿色电力交易2021.9.7绿色电力交易试点启动会，绿色电力交易开市 提出“进一步激发全社会绿色电力消费潜力”，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色

136、电力消费比例2022.1.21促进绿色消费实施方案 提出持续完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度，落实落后“两高”企业的电价上浮政策2022.1.24“十四五”节能减排综合工作方案的通知 要求健全适应新型电力系统的市场机制 提出通过市场化方式促进电力绿色低碳发展，完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制2022.2.10关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 绿色电力直接交易价格根据市场主体绿色电力能量价格和环境溢价的整体价格申报情况通过市场化方式形成2022.2.25南方区域绿色电力交易规则(试行)绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政

137、策范围内的风电和光伏电量参与交易2022.5.25北京电力交易中心绿色电力交易实施细则 绿色电力交易价格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2023.8.9北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）内蒙古自治区成为继国家电网、南方电网之后国家批复同意的第3个绿电交易试点2024.2.2内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案 绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易，交易价格包括电能量价格与绿证价格，绿证价格通过市场化交易方式综合确定，不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算2024.4.19电力中长期交易基本规则绿色电力交易专章（征求意见稿）加强可再生能源

138、绿色电力证书（绿证）交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖 加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模2024.5.302024-2025年节能降碳行动方案 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 36/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 9：各各省市新能源省市新能源市场化市场化政策政策 区域区域 主要内容主要内容 新疆新疆 2024 年太阳能发电机组安排优先发电计划 72.57 亿千瓦时。其中：扶贫光伏、分布式光伏、国家示范光热项目实行全额保障收购，计划电量 4.31 亿千瓦时；特许权光伏执行特许权协议确定的年利用小时数，计划电量

139、0.93亿千瓦时；非平价光伏项目优先小时数 800 小时（其中，列入第一批发电侧光伏储能联合运行试点的项目再增加 100 小时），计划电量 67.33 亿千瓦时。保量保价之外的发电量按照国家关于电网企业代理购电、电力交易等要求确定价格。绿电交易按时段申报量价（含环境价格），申报电价不低于 262 元/兆瓦时，发电企业电量申报限额为不超过年度、月度发电能力的 70%青海青海 新能源 2024 年度市场交易合同签约电量达到市场化总电量的 80%；光伏发电峰、谷电价在平电价的基础上分别上浮不低于 63%、下浮不低于 20%形成，高峰时段 7:00-9:00，17:00-23:00；低谷时段 9:00

140、-17:00，其余时间为平时段,每年一季度和四季度的每日 8:00-9:00 和 19:00-21:00 执行尖峰电价，尖峰电价在用户对应平段电价基础上上浮 100%甘肃甘肃 新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价，光伏大发时段几乎均在谷段（9:00-17:00），中长期交易价格不超过 0.1539 元/千瓦时（2023 年甘肃光伏现货均价为 194.74 元/MWh）宁夏宁夏 风电、光伏优先发电计划 55.35 亿千瓦时，优先发电计划以外电量全部进入市场；新能源暂按照不低于上年上网电

141、量的 40%（新并网场站参考同地区、同类型场站上网电量）参与年度交易；用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的 130%，谷段交易申报价格不超过平段价格的 70%。新能源峰段价格上浮比例不高于谷段价格下浮比例；谷时段为 9:00-17:00 光伏电力中长期交易申报价格不超过0.18165 元/千瓦时 陕西陕西 纳入规划的集中式风电、光伏发电以及统调水电电量优先用于保障居民、农业用电量的部分，执行相应政府批复定价，剩余电量原则上全部进入市场，执行市场化合同价格。常规新能源发电企业在省内中长期交易中申报的交易价格不超过陕西燃煤基准价。绿电交易整体价格应在对标省内

142、燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，原则上不低于最近一个月燃煤机组月度集中竞价出清价格 山西山西 推动高比例新能源的现货市场机制，新能源企业以报量报价方式参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。2023 年风光机组保量保价电量 100 亿千瓦时（实际风电、光伏发电量分别为 477.3、160.6 亿千瓦时），山西现货市场光伏现货均价为 247.73 元/MWh，较 2022 年略有降低 冀北冀北 已接入冀北电网运行、取得发电业务许可的新能源发电企业，可自愿向冀北电力交易中心提交入市申请。交易上限按前三年分地市当月平均利用小时数的 50%确定，平价新能源按 60%确

143、定，配建调相机的项目交易上限按1.3 倍执行。交易价格，绿电交易平段价格浮动不受“燃煤发电基准价20%”的范围限制，高峰电价不低于平段电价的 1.5 倍，低谷电价不高于平段电价的 0.5 倍，尖峰电价不低于平段电价的 1.8 倍 河北河北 省调直调光伏（不含扶贫）、风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后次月起，按照上网电量一定比例参与市场化交易（含外送交易）。其中，省调直调光伏冬季（1-2 月、12 月）、夏季（6-8 月）入市比例暂定为 40%，春季（3-5 月）、秋季（9-11 月）入市比例暂定为 60%。并且鼓励具备单独计量条件、可调、可控的分布式光伏以聚合方式参与

144、中长期交易。交易按照尖峰、高峰、平段、低谷时段签订分时段的电量合同，高峰和低谷时段价格在平段电价基础上分别上下浮动 70%，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮 20%山东山东 山东电力市场参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏），10%的预计当期电量参与现货市场。集中式新能源场站自某月起全电量参与现货市场后，年内不得更改参与方式。2023 年山东现货市场光伏现货均价 216.57 元/MWh，较 2022 年提升11.97 元/MWh 北京北京 初期参与绿色电力交易的发电企业主要为风电和光伏新能源企业。绿色电力交易价格

145、由市场化机制形成，应充分体现电能量价格和绿色电力环境价值。其中，绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（以兆瓦时为单位取整数，尾差不累计）天津天津 具备市场化交易资格的新能源发电企业可全电量参与绿电交易，现阶段仅开展与区内用户交易。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发电企业可自愿参与绿电交易。发电企业放弃补贴的交易电量，不计入合理利用小时数，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。无论是绿电零售市场交易亦或批发市场交易，电能量价格应在“本地燃煤基准价20%”范围内形成，环境价值取值不得为零，上限为 50 元

146、/兆瓦时 蒙西蒙西 初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划电量 16 亿千瓦时（折算利用小时数 250 小时，相比 2023 年 450小时有所减少），领跑者项目 26 亿千瓦时（折算利用小时数 1500 小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目 1500 小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场 蒙东蒙东 初步安排有补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数 750 小时，除上述电量外光伏项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。平价、不享受补贴项目（含政府价格主管部门取消批复电价的项目）按照“保量竞价”方式参与电力市场，优先参与区内市场

147、交易，富余电量可参与跨省跨区外送交易。超出国家规定的补贴年限或已达全生命周期合理利用小时数，以及超期服役办理延寿手续的新能源项目，按照平价、无补贴竞价新能源类型参与市场 黑龙江黑龙江 新能源除平价项目保障性小数外，全部进入市场交易。平价(含低价)的风电、光伏发电保障性小时数暂分别按1950 小时、1300 小时确定。风电、光伏扣除保障性电量和市场交易电量后的超发电量用于“电供暖”，价格按0.2 元/千瓦时由电网企业代理电供暖用户统一收购，其余超发电量按相应市场交易最低成交价格由电网企业统一全额收购 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 37/63 公用事业公用事业/行业深度

148、行业深度 吉林吉林 乡村振兴、扶贫、分布式光伏机组上网电量按“保量保价”原则全额收购，其他光伏机组按“保量保价”和“保量竞价”相结合方式收购。从具体分配方案来看，不同项目的非市场化电量保障性收购小时数不尽相同 辽宁辽宁 光伏机组优先发电安排参照2024 年辽宁省保障性优先发电电力电量平衡方案，优先发电以外的上网电量，全部上网电量参与省内电力市场交易和跨省外送交易。2023 年辽宁电力市场化交易方案显示，带补贴的光伏机组优先发电小时数为 1300 小时，折合上网小时数 1275 小时；平价无补贴光伏机组优先发电小时数不高于 1300小时，折合上网小时数 1275 小时 江苏江苏 参与电力交易的风

149、光项目为平价及主动承诺放弃绿电交易电量补贴的带补贴项目。考虑风光发电预测的不确定性，为提高绿电合同履约比例，集中式光伏发电年度绿电交易电量不超过 900 小时、集中式风电绿电年度交易电量不超过 1800 小时。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。2024年度绿电总成交电量 31.72 亿千瓦时，加权均价 464.44 元/兆瓦时，高于年度交易加权均价 452.94 元/兆瓦时 浙江浙江 省内非统调风电、光伏等执行保量保价的优先发电电量用于保障居民、农业用电价格不变。省统调风电、光伏企业自愿入市。无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发

150、电企业与电力用户自主协商参与绿电交易。鼓励省内分布式光伏发电、分散式风电通过聚合形式参与绿电交易。绿电交易每月可参与交易的上限值，风电按 300 利用小时数、光伏发电按 200 利用小时数核定，折合风电 3600 小时/年，光伏 2400小时/年。绿电零售及绿电批发交易，环境权益价值暂按最低不低于 10 元/兆瓦时，最高不高于 30 元/兆瓦时 上海上海 上海绿电交易主要是省间绿电交易。今年 2 月上海与宁夏、青海、新疆、山西等多个省份达成 2024 年度省间绿电交易，总成交电量突破 40 亿千瓦时，创历史新高，是 2023 年全年交易量的 2 倍 安徽安徽 新能源发电企业可根据需要参与市场交

151、易，参与交易前需取得发电企业许可证，完成市场准入注册。参加绿电交易的发电企业为集中式平价上网的风电和光伏发电企业。绿色电力交易价格包含电能量价格和绿色环境权益（绿色电力证书）价格，由市场主体通过市场化交易方式形成。绿色环境权益价格不设上限，且需大于零 福建福建 光伏机组上网电量用于保障居民、农业优先购电，不参与市场交易。省调统调集中式风电机组部分上网电量参与市场交易，2024 年交易电量预计约 220 亿千瓦时，风电参与清洁能源挂牌交易电量预测为 65 亿千瓦时 江西江西 鼓励统调完全市场化新能源项目或平价风电、光伏项目自愿参与绿色电力交易。2023 年上半年，江西绿色电力交易均价为 497.

152、17 元/兆瓦时，较燃煤基准价上浮 20%。现货市场，集中式风电、光伏电站通过“报量不报价”模式参与现货市场，报价上下限为 0-1500 元/MWh 河南河南 省内风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求，剩余新能源电量按照政府授权中长期合约（简称授权合约，下同）纳入电力中长期交易管理，上网电价执行我省基准价，与市场化用户形成授权合约，优先其它交易电量结算 湖北湖北 保障居民、农业用电后剩余的水电、新能源电量由省电力公司打捆购入，打捆购入电量电价执行同期电网企业代理购电价格。2023 年湖北新能源绿电交易合同结算电量 1.45 亿千瓦时，结算均价 512.63 元/兆瓦时，光伏现货结算电量 7

153、.9 亿千瓦时 湖南湖南 风电和集中式光伏电站（不含扶贫项目）均不安排优先发电计划，通过市场交易获得电量。优先安排未纳入国家可再生能源电价富家补助政策范围内、以及主动放弃补贴的省内统调风电、光伏发电企业参与绿电交易，单个新能源发电企业交易电量上限为其前五年对应月上网电量均值的 80%。参与绿色电力交易的市场主体申报绝对价格，包括电能量价格和绿色电力环境价值 四川四川 风电、光伏发电企业优先电量以外的部分，可参加绿电交易，绿电交易后剩余电量可参与风电、光伏市场电量交易。风电、光伏机组（扶贫光伏除外）优先发电量根据风光机组发电特性，风电项目利用小时数暂按 800h 确定，光伏项目利用小时数暂按 6

154、00h 确定。风电、光伏市场电量的交易电价参照水电交易电价的市场化价格机制形成，限价范围与水电相同 重庆重庆 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的风电和光伏企业参与绿电交易，已纳入补贴范围内的风电和光伏企业可自愿参加，其中绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴 西藏西藏 关于光伏上网电价，按照 1 类集中式光伏电站、2 类分布式光伏电站实行上网分类标杆电价：对于按照国家有关规定已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴目录范围的第 1 类集中式光伏电站执行 0.10 元/千瓦时,第 2 类分布式光伏电站中选择“全额上网”模式的执行 0.10 元/千瓦时,选择“自发自用、余

155、量上网”模式执行 0.25 元/千瓦时。平价上网的新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目,执行上网电价 0.25 元/千瓦时。光伏配储项目执行上网电价 0.341 元/千瓦时 云南云南 2021 年 1 月 1 日2023 年 12 月 31 日全容量并网的项目，继续执行 2023 年上网电价机制。2024 年 1 月 1 日6 月 30 日全容量并网的光伏项目月度上网电量的 65%、7 月 1 日12 月 31 日全容量并网的光伏项目月度上网电量的 55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。2023 年度，云南全年清洁能源市场平均成交价为每千瓦时 0.21674 元，

156、较 2022 年每千瓦时下降 6.42 厘 贵州贵州 参与绿色电力交易的风电发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以 1800 小时的 120%；光伏发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以 1100 小时的 120%。贵州电力市场 2024 年 3 月交易情况显示，新能源成交电量1.77 亿千瓦时，均价 0.4077 元/千瓦时；绿电成交电量 2.33 亿千瓦时，均价 0.4073 元/千瓦时 广东广东 220kV 及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与现货市场交易，适时参与中长期市场交易（含绿电交易）。2024 年度绿电双边协商交易成交电量 31.07 亿千瓦

157、时，成交均价 465.64 厘/千瓦时，绿色环境价值成交均价 10.38 厘/千瓦时 广西广西 集中式风电、光伏发电企业超过等效上网电量的电量参与市场化交易，集中式风电发电企业等效利用小时数为800 小时，集中式光伏发电企业等效利用小时数为 500 小时。参与市场交易的集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约价格，为 0.38 元/千瓦时，低于基准价 0.4207 元/千瓦时 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 38/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 海南海南 2024 全年省内电力市场化交易规模约 289.5 亿千瓦时，全部为燃煤发电和燃气发电机组上网电量。适时

158、推动新能源机组参与月度交易 数据来源：北极星电力网，东北证券 2023 年新能源市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3%。以国网经营区为例新能源市场化交易电量占比从 2021 年 27%持续提升至 2023 年 45%。新能源省间交易电量亦快速增长，2023 年国网经营区省间交易电量完成 1.4 万亿千瓦时，同比增长 6.4%，省间市场清洁能源交易完成 5706 亿千瓦时，同比增长 6.3%，占省间总电量的 40.9%，其中新能源外送完成 1727 亿千瓦时，同比增长 19.2%，占省间总电量的 12.4%。图图 79：2023 年新能源电量构成年新能源电量构成 图图

159、 80：国网经营区国网经营区新能源市场化交易电量（亿度）新能源市场化交易电量（亿度）数据来源：国家能源局，东北证券 数据来源：北京电力交易中心，东北证券 图图 81：2023 年国网经营区省间市场化交易电量构成年国网经营区省间市场化交易电量构成 图图 82：国网经营区省间新能源市场化交易电量：国网经营区省间新能源市场化交易电量 数据来源：北极星电力网，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 2023 年，全国绿色电力省内交易量 537.7 亿千瓦时，占全国市场交易量比重约为0.95%。国网经营区绿电结算电量 576 亿千瓦时，占新能源市场化交易电量比重约10%，同比增长 140%；南方区域

160、 81.2 亿千瓦时，同比增长 120%，绿电价格较煤电均价高 1.85 分/千瓦时，此外绿电绿证交易电量 95.3 亿千瓦时，同比增长 137%，今年 1-5 月已达 138 亿千瓦时。2024 年度绿电交易成交结果显示，天津 50.03 亿千瓦时，同比增长 173%，新疆 4.62 亿千瓦时，同比增长 1825%，江苏 31.72 亿千瓦时，同比增长79%，广东31.07亿千瓦时（2023年可再生能源交易电量15.63亿千瓦时），南方区域成交电量逾 70 亿千瓦时，同比增长超 2.5 倍。此外，江苏绿电交易加权均价 464.44 元/兆瓦时，高于年度总成交电量加权均价 452.94 元/兆

161、瓦时，广东绿电交市场化交易电量47.3%非市场化交易电量52.7%0%10%20%30%40%50%00400050006000202120222023新能源市场化交易电量占比省间火电48%省间水核电 36%省间新能源 16%0%10%20%30%40%50%050002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023省间新能源交易电量（亿千瓦时）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 39/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 易加权均价 476.02 元/兆瓦时（其中绿电环境价值 10.3

162、8 元/兆瓦时），南方区域环境溢价收益约 5-20 元/兆瓦时。图图 83：全国绿电全国绿电交易电量（亿交易电量（亿千瓦时千瓦时）图图 84：南方区域南方区域绿电绿证交易绿电绿证交易电量（亿千瓦时）电量（亿千瓦时）数据来源：中电联，东北证券 数据来源：北极星电力网，东北证券 绿证方面，2023 年，北京电力交易中心发放绿证 2364 万张，同比增长 15 倍。根据中国绿色电力证书交易平台数据，目前绿证交易价格约 10 元/张，较 2022 年均价28.1 元/张有所降低。2022 年，北京电力交易中心处理绿证交易 152 万张，其中江苏交易量达 76.38 万张，占比超 50%，重庆成交价格最

163、高，达 41 元/张。分行业看，售电公司交易量 67.72 万张，占比 46.56%，交易均价 29.3 元/张，制造企业交易量 65.38万张，占比 44.96%，交易均价 27.5 元/张，有色金属加工业成交价格最高，达 35 元/张。图图 85：2022 年国网经营区绿证交易（按行业）年国网经营区绿证交易（按行业）图图 86：2022 年国网经营区绿证交易（按价格）年国网经营区绿证交易（按价格）数据来源：北京电力交易中心，东北证券 数据来源：北京电力交易中心，东北证券 现货电价方面，2023 年山西、甘肃电力现货市场风电光伏及山东风电度电收入同比下滑，山东光伏、蒙西风电光伏度电收入同比提

164、升，山西、山东、甘肃风电光伏度电收入较当地基准价平均下浮30%，蒙西风电、光伏度电收入较基准价同比上浮60%、55%。其中，山西风电、光伏现货交易平均电价分别较基准价下浮 20%、27%，均低于各自省内平均市场化交易电价，2021-2023 年山西风电、光伏现货交易平均电价均低于基准价，且光伏下浮比例大于风电。0050060020224M1-40204060800202220232024M1-5售电公司47%制造业企业 45%其他企业8%05540 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明

165、40/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 87：2023 年电力现货市场年电力现货市场度电收入度电收入比变化比变化 图图 88：2023 年电力现货市场年电力现货市场度电收入度电收入上浮比例上浮比例 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 图图 89：2023 年年山西电力交易平均电价（元山西电力交易平均电价（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 90：2023 年山西电力交易平均电价年山西电力交易平均电价上浮比例上浮比例 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 图图 91：山西电力实时市场交易平均电价（元：山西电力实时市场交易平

166、均电价（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 92：山西电力实时市场交易平均电价上浮比例：山西电力实时市场交易平均电价上浮比例 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 现货电价随电力供需关系变化波动明显，由于中午时段光照充足导致光伏大发叠加午间电力需求较弱，现货价格往往较低，而在下午到傍晚时段随着光伏出力快速下滑叠加晚高峰用电需求旺盛，现货价格往往较高。2021 年 7 月，国家发改委印发 关于进一步完善分时电价机制的通知，要求各地统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电-40%-20%0%20%40%60%8

167、0%山西山东甘肃蒙西风电光伏-60%-40%-20%0%20%40%60%80%山西山东甘肃蒙西风电光伏0500300350400450火电风电光伏省内交易平均电价现货机组结算均价-30%-20%-10%0%10%20%30%火电风电光伏省内交易平均电价现货机组结算均价00500火电风电光伏202120222023-30%-20%-10%0%10%20%30%火电风电光伏202120222023 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 41/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰

168、避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。目前青海、甘肃、宁夏、山东等多个省市已将中午时段设置为低谷时段，新能源特别是光伏市场化交易电价或持续承压。图图 93：电力现货市场分时均价曲线（元：电力现货市场分时均价曲线（元/兆瓦时）兆瓦时）图图 94：电力现货市场峰谷电价持续时间：电力现货市场峰谷电价持续时间 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 数据来源：兰木达电力现货，东北证券 2.3.辅助服务费用提升 2023 年，全国电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超 1.17 亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超 1200 亿千瓦时。2023 年上半年，

169、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%。2022 年，国网经营区调峰辅助服务费用主要位于东北地区、备用辅助服务费用主要位于华东和西北地区。图图 95：23H1 全国电力辅助服务费用全国电力辅助服务费用构成构成 图图 96：23H1 全国电力辅助服务费用全国电力辅助服务费用构成（按类

170、型）构成（按类型）数据来源：国家能源局，东北证券 数据来源：国家能源局，东北证券 市场化补偿费用73%固定补偿费用 27%调峰 60%调频 20%备用 16%其他 4%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 42/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 97：2022 年国网经营区调峰年国网经营区调峰辅助服务费用辅助服务费用分布分布 图图 98：2022 年国网经营区备用年国网经营区备用辅助服务费用辅助服务费用分布分布 数据来源：北京电力交易中心，东北证券 数据来源：北京电力交易中心，东北证券 2019年上半年，全国参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量

171、共13.70亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%，其中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上网电费总额比重最高，为 3.27%，华中区域占比最低，为 0.36%，从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额 50.09 亿元，占总补偿费用的 38.44%。可以看出，2023 年上半年辅助服务费用相比 2019 年同期同比增长 113%，年复合增速达 21%，占上网电费总额比重提升 0.43pct，年均提升 0.1pct。未来随辅助服务市场逐步完善、新能源装机持续快速增长，电力辅助服务费用及占比有望持续提升。图图

172、99：19H1 全国电力辅助服务费用全国电力辅助服务费用构成（按区域）构成（按区域）图图 100：19H1 全国电力辅助服务费用全国电力辅助服务费用构成（按类型）构成（按类型）数据来源：国家能源局，东北证券 数据来源：国家能源局，东北证券 煤电企业是辅助服务受益的主体，2022 年我国电力辅助服务实现了 6 大区域、33 个省区电网的全覆盖，煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约 320 亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性，推动了煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。以华能国际为例，2022 年调峰及调频净收入分别为 14.23、0.50亿元，2023 年分别为 22.2

173、3、4.95 亿元，24Q1 分别为 8.14、0.53 亿元，其中煤电/风电/光伏调峰收入 10.74/-2.54/-0.19 亿，辅助服务受益已成为火电企业重要利润来源之一。东北 81%华北 7%西北 6%华东 3%华中 3%西南 0%华东 64%西北 32%东北 4%华中 0%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%01020304050南方东北西北华北华东华中辅助服务费用（亿元）占上网电费比重调峰 38%调频 21%备用 36%其他 5%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 43/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 3.海外市场海外市场

174、各具特色各具特色 3.1.美国 美国发电侧以火电、核电为主，其中气电发电量持续提升、核电基本稳定、煤电持续降低，2023 年全美总发电量 4.18 万亿度，同比降低 1.24%，其中气电占比 43%、核电占比 19%、煤电占比 16%，2023 年底气电、核电、煤电装机占比分别为 43%、8%、15%。不仅装机结构与我国有较大不同，利用小时同样有所差异，2023 年美国气电、风电、太阳能发电利用小时数均明显高于我国，核电略高于我国，煤电、水电则低于我国，而两国综合平均利用小时仅差 1%。进入 21 世纪以来，美国整体电价水平持续提升，其中工业零售电价最低，居民零售电价最高，2024 年 3 月

175、分别为7.73、16.68 美分/千瓦时，约合人民币 0.56、1.21 元/千瓦时。图图 101：美国：美国月度月度发电量变化（亿千瓦时）发电量变化（亿千瓦时）数据来源：EIA，东北证券 图图 102：美国年度发电量变化（亿千瓦时）：美国年度发电量变化（亿千瓦时）图图 103：2023 年底美国发电量构成年底美国发电量构成 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 0500025003000350040004500504827

176、052007200820092000024总发电量燃煤发电天然气发电核电常规水电太阳能发电风电05999天然气发电核电燃煤发电风电常规水电太阳能发电天然气发电 43%核电 19%燃煤发电16%风电 10%常规水电6%太阳能发电 4%其他 2%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 44/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 104：2023 年美国年美国装机装机量构成量构成 图图 105：20

177、23 年中美利用小时数对比年中美利用小时数对比 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，Wind，东北证券 图图 106：2022 年美国电力消费构成年美国电力消费构成 图图 107：美国零售电价变化（：美国零售电价变化（美分美分/千瓦时千瓦时）数据来源：EIA，东北证券 数据来源：Wind，东北证券 1996 年，美国联邦能源管制委员会（FERC）颁布法案放松电力管制，美国成为最早进行电力市场化改革的国家之一。目前美国共有 29 个州和哥伦比亚特区实施了电力市场化改革，建成了 7 个区域电力市场，即 PJM、MISO（中西部）、NYISO（纽约）、SPP（西南部）、ERCOT（德州）、

178、CAISO（加州）、ISO-NE（新英格兰），并形成独立系统运营商（RTO/ISO）管理和运行电网，以保证市场公平性，而其他地区仍保持管制。表表 10：美美国电力市场化改革主要历程国电力市场化改革主要历程 年份年份 主要事件主要事件 1947-1970 年 美国电力发展黄金时期。1965 年形成部分跨区电网，1968 年成立北美电力可靠性委员会（NERC）。1970-1984 年 美国电力工业黄金时代结束。1978 年出台公共事业管制政策法案，并成立联邦能源管制委员会（FERC）。1992 年 美国出台能源政策法案，美国电力市场启动。1996 年 FERC 颁布 888 号和 889 号法案，

179、要求电力公司开放输电网。1999 年 FERC 颁布 2000 号法案，要求建立区域输电组织（RTO），并规定了区域输电组织的职能。2002 年 FERC 提出并推行标准市场模式（SMD）和输电服务规则。2005 年 美国出台 2005 年新能源法案；FERC 宣布终止标准市场模式（SMD）的推行。2009 年 奥巴马政府推动美国清洁能源与安全法案。2011 年 FERC 改革输电规划和输电成本分摊。2014 年 奥巴马政府推动清洁电力计划。天然气发电 43%核电 8%燃煤发电15%风电 12%常规水电7%太阳能发电 8%其他 7%0%20%40%60%80%100%120%140%160%1

180、80%00400050006000700080009000美国中国比值（右轴）居民 36%商业 34%工业 26%交通 0%直接使用 4%0500220032004200520062007200820092000002220232024所有行业商业工业居民交通 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 45/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 2015-2016 年 清洁电力计划（CPP）正式公布，但 11 月遭到国会否决，随后奥巴马行使了总

181、统搁置否决权。2016 年 2 月，美国最高法院裁定暂缓实行 CPP。2017 年 特朗普宣布废除奥巴马的“气候行动计划”，同时颁布美国第一能源计划，将大力发展美国本土的页岩油气和清洁煤技术。2018 年 FERC 通过 841 号法案，要求各电力市场（ISORTO）制定储能参与电力市场的模型。2019 年 FERC 通过 844 号法案，要求各电力市场（ISORTO）提高市场上抬成本（Uplift Cost）配置的透明度。2020 年 FERC 通过 2222 号法案，允许分布式能源聚合商参与参与区域性批发电力市场竞争。2021 年 FERC 通过 881 号法案，要求电网运营商按小时提交输

182、提交输电线路动态额定值。数据来源：国内外电力市场化改革分析报告，东北证券 表表 11：美国电力市场结构整体情况美国电力市场结构整体情况 市场运营机构市场运营机构 ISO/RTO 覆盖州省覆盖州省 主管部门主管部门 监管机构监管机构 市场设计市场设计 PJM OH,IL,KY,WVA,MD,PA,DE,IN,NJ,NC,TN,VA,DC 东南电力管理局(SEPA)FERC RTO/ISO 竞争市场 MISO（中西部）MN,MI,MT,IA,IL,ND,SD,WI,MI,AK,KY,IN,LA,MS,TX WAPA FERC RTO/ISO 竞争市场 NYISO（纽约）NY 纽约公共 服务委员会(

183、PSC)RTO/ISO 竞争市场 SPP（西南部）MT.ND,SD,WY,NB,IA,KA,OK,TX,NM,AR,MO,LA 西南电力管理局(SWPA)FERC RTO/ISO 竞争市场 ERCOT（德州）TX SWPA;WAPA 德克萨斯 公用事业 委员会 RTO/ISO 竞争市场 CAISO（加州）CA,NV WAPA 加州公共 事业委员会 RTO/ISO 竞争市场 ISO-NE（新英格兰）VT,NH,ME,MA,CT,RI FERC RTO/ISO 竞争市场 东南电力市场 FL,GA,AL,MS,NC,SC,MO,TN SEPA；田纳西 河谷管理局 FERC 管制型市场 西南电力市场

184、AZ,NM,NV,WY,SD,CO,TX WAPA FERC 管制型市场 西北电力市场 WA,MT,ID,OR,WY,CA,NV,UT 波恩维尔电力 管理局 BPA；西部地区电力 管理局 WAPA FERC 管制型市场 数据来源：国内外电力市场化改革分析报告，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 46/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 108：美国电力批发市场区域：美国电力批发市场区域 图图 109：美国电力零售市场区域：美国电力零售市场区域 数据来源：EPA，东北证券 数据来源：EPA，东北证券 美国电力主要由电力公用公司（Electric Uti

185、lities）和非热电联产独立电力提供商（IPP（Non-CHP）生产，2022 年电力供应量占比分别为 52%、40%，并主要由 Full-Service Providers 和 Energy-Only Providers 销售给电力用户，2022 年其占比分别为 78%、13%。图图 110：2022 年美国电力供给构成年美国电力供给构成 图图 111：2022 年美国电力调配构成年美国电力调配构成 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 FERC 负责跨区输电以及批发电力市场的监管、决定跨区输电线路的建设审批，非盈利组织 NERC（北美电力可靠性协会）则在 FERC 监管

186、下，制定并强制执行包括信息安全标准在内的大电力可靠性标准，开展可靠性监测、分析、评估、信息共享，确保大电力系统的可靠性，并通过协议授权 6 大实体进行相关工作。美国各区域电力消费量有较大差异，2023 年 SERC（受管制）排名第一，PJM 则是最大的电力市场，除 ERCOT（德州）外电力消费量均同比下滑，此外发电量结构也有较大差异，美国 7 大电力市场电力消费量占比达。Electric Utilities52%IPP(Non-CHP)40%IPP(CHP)3%商业部门1%工业部门3%进口 1%Full-Service Providers78%Energy-Only Providers13%F

187、acility Direct 0%Direct Use3%出口 1%损失及其他 5%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 47/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 112：NERC 六大授权实体六大授权实体 图图 113：美国：美国各区域年度电力消费量（各区域年度电力消费量（TWh）数据来源：NERC 官网，东北证券 数据来源：2023 年 FERC 市场报告，东北证券 注：WECC*为 WECC 不含 CAISO 图图 114：美国各区域发电量构成：美国各区域发电量构成 图图 115：2023 年底年底美国各区域装机量构成美国各区域装机量构成 数据来源：202

188、3 年 FERC 市场报告，东北证券 注：WECC*为 WECC 不含 CAISO 数据来源：2023 年 FERC 市场报告，东北证券 注：WECC*为 WECC 不含 CAISO CAISO 电力市场中，光伏发电量占比约 20%，明显高于其他区域，导致其净负荷曲线为典型“鸭型曲线”，且峰谷负荷差随着光伏装机占比提升而持续增长，而风电发电量占比超 35%的 SPP 市场却没有呈现“鸭型曲线”，表明光伏对电力系统调节能力的需求高于风电，主要原因为光伏出力集中度高于风电。图图 116：美国六大区域电力净负荷曲线（：美国六大区域电力净负荷曲线（MW）数据来源：2023 年 FERC 市场报告，东北

189、证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 48/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 反映到现货电价方面，由于 CAISO 中午时段主要由于光伏发电满足电力需求，该时段日前现货电价长期在 0 附近成交，甚至会出现持续负电价，明显低于黄昏用电高峰时段（近 50 美元/MWh）。而对于光伏占比仅几个百分点的 PJM 市场，主要依靠气电、核电、煤电满足电力需求，日前现货电价曲线与气电出力曲线吻合度较高，最低电价（10 美元/MWh 以上）亦基本出现于中午时段。美国不同区域的现货电价曲线不同，主要原因为一方面各区域电力需求曲线不同，另一方面各电力市场电源结构不同，随着光伏装机

190、及发电量占比提升，鸭型曲线会愈加明显，现货市场最低电价（往往出现于中午时段）将由于光伏集中出力而下降，影响光伏运营商盈利能力。图图 117：CAISO 各电源出力变化（各电源出力变化（MW）图图 118：CAISO 现货电价变化现货电价变化 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 图图 119：PJM 各电源出力变化（各电源出力变化（MW）图图 120：PJM 现货电价变化现货电价变化 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 根据 EIA 分析，美国主要地区电力批发市场电价整体有所下降，且 2024 年有望受益于天然气和煤炭价格下跌而进一步下降。以 PJM 市场

191、为例，2023 年日前市场平均交易电价构成中天然气和煤炭成本占比分别为 19.7%、10.9%，电价同比下降 57.7%至$31.93/MWh，其中 27.6%归因于燃料等变动成本下降，实时市场平均交易电价构成中天然气和煤炭成本占比分别为 43.7%、14.4%，电价同比下降 61.2%至$31.08/MWh，其中 60.9%归因于燃料等变动成本下降，日前和实时市场电价差由2022 年$2.76/MWh 变为 2023 年-$0.69/MWh。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 49/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 121：2023 年美国各区域批发电价对

192、比及同比变年美国各区域批发电价对比及同比变化化 图图 122：2024 年美国各区域批发电价预测年美国各区域批发电价预测 数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 图图 123：2023 年年 PJM 实时市场边际机组构成实时市场边际机组构成 图图 124：2023 年年 PJM 市场电价（美元市场电价（美元/MWh）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 PJM 市场的设计理念仍在与时俱进，2021 年 9 月 1 日起，PJM 在日前和实时市场中同时采用快速启动定价机制进行电价计算，由此得出的电价称为 PLMP，

193、与此前根据调度方式算得的电价 DLMP 有微小差异，DLMP 更侧重于实际操作和物理现实的反映，而 PLMP 则更侧重于市场设计原则和经济激励机制的体现，实际运行结果表明二者差距极小，但在实时市场中 PLMP 电价与负荷的相关性明显强于 DLMP。此外，日前市场电价一般高于实时市场电价，但二者极为接近，除 2022 年 12 月因埃利奥特冬季风暴二者差价较大外，2022 年 1 月起其余月份均不足$8/MWh，受价格上限影响，2022 年 12 月 24 日，实时市场 PLMP 和 DLMP 电价分别达$1140.07/MWh和$1179.84/MWh。表表 12：PJM 市场电力定价机制主要

194、区别市场电力定价机制主要区别 主要区别主要区别 具体内容具体内容 计算目的与时间点 DLMP 是在调度运行阶段计算得出的价格，反映的是在考虑了实际的系统调度指令、资源可用性和电网物理约束后，每个节点为了满足额外一单位负荷需求所需增加的最小成本。简言之，它是基于实际调度决策和系统运行状态确定的节点边际成本。PLMP 是在定价运行阶段计算出的价格，侧重于反映在假设的市场结算情境下，考虑快速启动定价规则和其他市场设计因素，每个节点增加一单位负荷的边际成本。这意味着 PLMP 考虑了更多市场机制设计因素，如快速启动单位的承诺成本等，以确保价格信号能正确引导未来投资和市场行为 考虑因素 DLMP 更贴近

195、于实际操作层面，考虑了实时的系统状态和物理限制，包括真实的发电调度、传输约束和系统平衡情况。PLMP 则在理论上更为“理想”，它可能包括了为激励市场效率和资源投资而设计的经济激励机制，比如通过快速启动定价逻辑来确保灵活性资源得到合理补偿。0%20%40%60%80%100%气电煤电其他20222023-62%-61%-60%-59%-58%-57%-56%-55%00708090实时市场日前市场20222023YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 50/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 市场结果与结算 虽然 PLMP 是官方的结算价格，

196、但实际的调度 MW（兆瓦）是基于 DLMP 的调度运行来确定的。这意味着市场参与者根据 PLMP 进行结算，但系统资源的实际调度依据 DLMP 进行，这可能在某些情况下导致市场效率损失和虚拟交易的套利机会。数据来源：2023 年 PJM 市场报告,东北证券 图图 125：PJM 市场市场 PLMP 与与 DLMP 电价变化及差电价变化及差值（值（$/MWh）图图 126：2023 年年 PJM 市场小时负荷及市场小时负荷及 PLMP 与与DLMP 电价差电价差 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 图图 127：PJM 市场日前

197、与实时市场电价变化及差值市场日前与实时市场电价变化及差值（$/MWh）图图 128：PJM 实时市场实时市场 PLMP 与与 DLMP 电价变化电价变化（$/MWh）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 整体上看，PJM市场电价波动具有一定规律性，自上世纪末电改以来电价持续提升，2008 年起因金融危机、疫情、气候变化、能源结构转型等因素整体波动下行，2021及 2022 年因燃料价格大幅上涨年度电价创新高，2023 年电价则明显回落。-20020406080100120差值PLMPDLMP-200204060801001201

198、40160差值日前实时 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 51/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 129：PJM 日前日前市场市场月度与年度月度与年度电价变化电价变化（$/MWh）图图 130：PJM 实时实时市场月度与年度电价变化市场月度与年度电价变化（$/MWh）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 图图 131：PJM 电源装机结构变化电源装机结构变化 图图 132：PJM 实时市场边际机组占比变化实时市场边际机组占比变化 数据来源：Monitoring Analytic，东北证券 数

199、据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 除日前及实时市场交易产生的电能量价格外，PJM 市场批发市场电力用户还需承担输配电价、容量电价、辅助服务费用等，2023 年电能量价格占比 58.2%、输配电价占比 31.0%，容量电价占比 7.5%，辅助服务费用占比 1.7%，其他费用占比 1.7%。图图 133：2023 年年 PJM 市场市场批发批发电价构成电价构成 图图 134：PJM 市场批发电价变化（市场批发电价变化（$/MWh）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 电能量价格 58%容量电价8%输配电价31%辅助服

200、务费用 2%行政费用 1%运营储备0%需求侧响应0%紧急能源 0%其他0%020406080023电能量价格容量电价输配电价辅助服务费用行政费用运营储备需求侧响应紧急能源其他 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 52/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 135：2023 年年 PJM 市场电费及同比变化市场电费及同比变化 图图 136：2023 年年 PJM 实时市场电价热力图（实时市场电价热力图（$/MWh）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：Monitoring Analytics，东北证券 容量市场旨在确保

201、电力系统在未来特定时期内有足够的发电和存储能力来满足高峰需求，并且这些资源能够在需要时可靠地提供服务，美国共有 4 个电力市场在运行，容量市场价格主要受电力供需、容量供给变化、机组延迟退役等因素影响。以PJM 市场为例，其要求在运装机必须报价、负荷必须购买，市场运行方式为年度拍卖，分为基础剩余拍卖和增量拍卖，用于采购未来几年的容量，资源根据其在特定位置和时间的可靠性承诺得到补偿，而未能达到承诺的资源将受到处罚。近年来PJM容量电价持续下跌，根据拍卖结果仍将维持低位。图图 137：2013-2023 年美国各区域容量市场电价变化（年美国各区域容量市场电价变化（$/MW-天）天）数据来源：2023

202、 年 FERC 市场报告，东北证券 -200%-100%0%100%200%300%400%500%0500300350400450电能量价格容量电价输配电价辅助服务费用行政费用运营储备需求侧响应紧急能源其他合计费用（亿美元）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 53/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 138：PJM 容量市场电价变化（容量市场电价变化（$/MW-天）天）图图 139：PJM 容量市场容量市场电价热力图（电价热力图（$/MW-天天）数据来源：Monitoring Analytics，东北证券 数据来源：Monito

203、ring Analytics，东北证券 辅助服务在电力系统中扮演着关键角色，确保电力系统的稳定、可靠运行以及电能质量的维持，FERC 在 888 号法案中定义了六种辅助服务，各电力市场还可规定其他种类，如 PJM 还提供黑启动辅助服务。2023 年，PJM 市场辅助服务费用中无功占比 58%、调频占比 20%、黑启动占比 10%、同步备用占比 11%，费用合计 6.74 亿美元，占总电费规模比重 1.7%，同比降低 17.3%，其中无功、黑启动费用同比分别增长 3.7%、1.1%，调频、同步备用费用同比分别降低 53.4%、-12.4%。表表 13：美国辅助服务种类：美国辅助服务种类 种类种类

204、 主要功能主要功能 调度、系统控制与调度服务 对电力系统的发电和输电进行协调安排，以确保电力供需平衡，以及在系统运行中实施有效控制的过程 从发电服务中提供的无功电源及电压控制 涉及到调整电力系统中的无功功率，以维持电网的电压稳定性和电能质量。发电机通过调节其励磁电流等方式提供无功支持 调频及频率响应服务 当电力系统中的供需突然变化导致系统频率偏离标称值时，这项服务能够迅速调节发电机的输出功率，帮助恢复系统频率至正常水平 能量不平衡服务 用于解决实际消耗的电能与计划消费之间的差异，确保电力供需的实时平衡。这包括对未预见的电量需求增加或减少的快速响应 运行备用-旋转备用服务 一种即时可用的备用发电

205、容量，可以在极短时间内（通常几分钟内）被激活，以应对突然的发电缺失或需求激增，保持系统的稳定运行 运行备用-补充备用服务 相比旋转备用，补充备用可能需要更长的启动时间，但它同样作为额外的安全缓冲，确保电力系统在面临长期或计划外的电力短缺时，能够有足够资源进行调配，维持供电稳定性 数据来源：FERC，东北证券 表表 14：PJM 电力市场辅助服务概况电力市场辅助服务概况 种类种类 形成机制形成机制 价格价格 调度、系统控制与调度 由 PJM 作为行政职能的一部分来提供/无功 由 PJM 基于成本提供这项服务 2023 年总规模$388.7m（+0.56%），其中服务/容量占比 0.16/99.8

206、4%调频 市场竞争 2023 年价格$22.69/MW，成本$29.32/MW，总规模$134m 2022 年价格$53.53/MW，成本$65.10/MW，总规模$296m 能量不平衡 市场竞争 由实时市场决定，2023 年$31.08/MWh（-61.2%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 54/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 初级同步备用 市场竞争 2023 年日前$3.14/MWh，实时$1.83/MWh，总规模$73.1m 初级非同步备用 市场竞争 2023 年日前$1.03/MWh，实时$0.60/MWh，总规模$9.04m 次级备用 市场竞争 2

207、023 年日前及实时$0.00/MWh，总规模$1.25m 黑启动 基于公式费率和服务成本费率 2023 年总规模$67.3m（-1.94%）数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 图图 140：2023 年年 PJM 市场市场辅助服务费用构成辅助服务费用构成 图图 141：2023 年年 PJM 市场市场辅助服务费用辅助服务费用 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 数据来源：2023 年 PJM 市场报告，东北证券 加州电力市场（CASIO）新能源出力占比较高，辅助服务费用约$1/MWh，2020-2022年占比在 1%以上，2023 年辅助服务总费用约 1.5

208、亿美元，预计由于 2023 年电价同比下降，占比或有所提升。与 PJM 不同，CASIO 仅有四类辅助服务，分别为向上调频、向下调频、旋转备用、非旋转备用，没有无功、黑启动等品类。德州电力市场（ERCOT）风电、光伏装机占比分别为 25.2%、13.2%，是仅次于天然气发电（44.3%）的第二、第三大电源，目前 ERCOT 提供四种辅助服务，即调频（向上、向下）、响应备用（初级频率响应、频率不足响应、快速频率响应）、应急备用、非旋转备用。图图 142：2022 年年 CASIO 各电源小时出力（各电源小时出力（MW）图图 143：CASIO 各电源月度出力（各电源月度出力（MW）数据来源：20

209、22 年 CASIO 市场报告，东北证券 数据来源：2022 年 CASIO 市场报告，东北证券 无功 58%调频 20%黑启动10%同步备用 11%次级备用0%非同步备用 1%日前计划备用0%-100.0%-80.0%-60.0%-40.0%-20.0%0.0%20.0%012345678费用（亿美元）同比 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 55/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 144：2023 年年 CASIO 辅助服务费用构成辅助服务费用构成 图图 145：2023 年年 CASIO 辅助服务费用及占比辅助服务费用及占比 数据来源：23Q4 CAS

210、IO 市场报告，东北证券 数据来源：2022 年 CASIO 市场报告，东北证券 3.2.欧盟 欧洲电网包括大陆同步电网、北欧同步电网、波罗的海同步电网、英国电网和爱尔兰电网五个同步网络，通过直流联络线形成欧洲互联电网。欧洲电力市场是一个相互连接的市场，由各国的输电系统运营商（TSOs）通过欧洲网络输电系统运营商（ENTSO-E）合作运营，包含 39 个成员国代表，覆盖 35 个国家。为确保跨边境电力交易高效、公平进行，建立了容量分配与拥堵管理机制，市场操作涉及从长期的容量分配到日前、实时平衡交易，发用双方自行决定日发用电曲线，偏差电量通过平衡市场调节，调度机构负责电力平衡调度，确保合同执行。

211、表表 15：欧盟电力市场化改革主要历程：欧盟电力市场化改革主要历程 年份年份 主要事件主要事件 1996 年 欧盟发布“电力市场化改革法令”(96 法令)，要求各国实施电力市场化改革，开放用户选择权，推进欧盟统一电力市场的建立。2003 年 欧盟发布“电力市场化改革第二法令”(03 法令)，加大了推进欧盟统一电力市场建设力度。2005 年 欧盟委员会提出了通过建立区域电力市场来推进统一电力市场建设的战略报告，并将欧盟划分为 7个区域电力市场。2007 年 欧盟委员会发布有关电力和天然气市场化改革的“第三议案”草案，主张“将生产和供应从网络经营活动中有效分离”，实现彻底的产权拆分。2008 年

212、欧盟理事会通过了电力及天然气的改革方案，达成了引入“独立输电(输气)运行机构”方案的协议。2009 年 欧洲议会通过“第三能源法案包”(third energy package)，这标志着独立输电(输气)运行机构(ITO)方案正式开始实施。2011 年 欧盟委员会明确提出 2014 年之前建成欧盟内部的统一能源市场的目标。2013 年 欧盟委员会发布如何规范成员国对电力市场实施干预的指导方针。2014 年 西南欧和西北欧区域日前电力市场实现联合出清。2015 年 欧盟委员会宣告欧洲能源联盟正式成立，通过了能源联盟的战略框架；欧盟委员会发布新型能源市场设计报告(征询意见)，推动建立适合欧洲能源联

213、盟的新型电力市场机制。2016 年 欧盟委员会发布了促进欧洲清洁发展的一揽子措施，以实现能效优先、推动建立欧盟在全球可再生能源发展中的领导地位、为用户提供公平交易环境为三个目标，提出了新的电力市场规则设计建议。2018 年 欧洲跨境日内市场正式上线运行。2020 年 北欧多交易机构联合竞争运行框架下的日前耦合市场成功上线运行。“北欧多交易机构”框架允许在一个耦合市场中，同时存在多个竞争性的交易机构，并出清形成统一的电价。2021.1.1起 英国正式脱离欧洲统一耦合市场，欧洲统一耦合市场将移除英国价区及相关跨国联络线进行计算。日前耦合电力市场耦合实现与捷克、匈牙利、罗马尼亚和斯洛伐克 4 国区域

214、市场(4MMC)的耦合，欧洲日前统一市场耦合范围扩大到 28 国。2022.8.29 欧盟委员会宣布启动欧洲电力市场改革，从电价飙升的现实情况出发，欧洲电力市场改革的关键在于对电力定价机制(或称为电力批发市场)的改革。2024.5.21 欧盟电力市场改革方案正式通过，新规则寻求转向长期、固定价格合同，以保护消费者免受能源市场波动的影响。数据来源：国内外电力市场化改革分析报告，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 56/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 146：欧洲电网结构图：欧洲电网结构图 数据来源：ENTSO-E，东北证券 欧洲电力市场中，TSO

215、通过特定平台以公开的容量显式拍卖方式分配长期输电权（LTTRs），使得市场参与者能够在较长时间范围内锁定跨境输电容量的权利，保障未来特定时间段内的电力传输能力，该交易独立于电能量交易。市场参与者还可签订场外或场内金融合约进行套期保值，可购买的交易产品包括期货、期权等金融衍生品，产品类型包括基荷、峰荷的期货、远期合约，期权合约及差价合约等，并在欧盟统一日前市场（SDAC）、日内市场（SIDC）进行交易，在当日则由本地 TSO 在平衡市场中实时出清，2022 年 1 月 14 日，日前和日内市场在治理层面通过联合市场耦合指导委员会（MCSC）实现了合并管理。截止 2021 年底，SDAC 店里交易

216、量达到欧盟用电量的 98.6%，仅 40%的交易电量通过跨过输电线路进行传输，日均交易额达 2 亿欧元，对整个市场的优化计算平均单次耗时仅 17 分钟。SIDC 交易量虽占比极小，但随着新能源占比提升，日内交易量持续增长，欧洲电力交易所（EPEX SPOT）2021 年日内交易量占现货交易量比例同比提升 4.3pcts 至 19.8%。图图 147：欧盟电力市场运营时序图：欧盟电力市场运营时序图 数据来源：ENTSO-E，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 57/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 欧盟各类机组发电量较为平均，2022 年气电发电量占比 2

217、0%，低于新能源和核电，然而由于欧盟电力市场采用边际定价方式，气电往往作为边际机组决定电力交易价格，为建立长效机制降低电价波动性，欧盟委员会于 2023 年 3 月 14 日提出电力市场改革方案，该方案于 2024 年 5 月 21 日获得通过，主要内容包括中长期电力市场合约（购电协议 PPA、差价合约 CFD 等）、容量电价、用户侧保护以及危机时期能源限价等，预计未来欧盟电力中长期合约占比及电价稳定性将逐步提升。图图 148：2022 年欧盟发电量结构年欧盟发电量结构 图图 149：欧盟电力市场边际定价机制：欧盟电力市场边际定价机制 数据来源：欧盟委员会，东北证券 数据来源：欧盟委员会，东北

218、证券 图图 150：差价合约原理图：差价合约原理图 数据来源：ENTSO-E，东北证券 3.3.澳大利亚 澳大利亚电力市场化改革始于 1990 年，2023 年总发电量 2.36 万亿千瓦时，其中煤电发电量占比 52.7%，与我国相仿，调节性电源（煤电、气电、水电）合计占比 66.5%，新能源占比高达 31.6%，其中风电、户用光伏、集中式光伏分别占比 13.4%、11.2%、7%。2023 年，澳大利亚全国及各州可再生能源发电量占比均同比提升。表表 16：澳大利亚电力市场化改革主要历程：澳大利亚电力市场化改革主要历程 年份年份 主要事件主要事件 1990 年 澳大利亚国有垂直一体化电力企业被

219、拆分为发、输、配、售 4 个环节，发电和售电环节首次引入竞争。1991 年 澳大利亚国家电网管理委员会成立。1996 年 澳大利亚国家电力法通过，国家电力市场管理公司成立。1998 年 澳大利亚国家电力市场(National Electricity Market,NEM)开始运营，包括昆士兰、新南威尔士、维多利亚、南澳和首都特区。燃气 20%燃煤 16%水电 11%核电 22%风电 16%太阳能 7%其他 8%请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 58/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 2004 年 澳大利亚能源市场委员会(Australian Energy Mar

220、ket Commission,AEMC)和澳大利亚能源监管机构(Australia Energy Regulator,AER)成立。2005-2006 年 塔斯马尼亚加入澳大利亚国家电力市场，在 2006 年实现与国家电力市场物理互联。2009 年 成立了澳大利亚能源市场运营机构(Australia Energy Market Operator,AEMO)，涵盖了原国家电力市场管理公司的职能。2016 年 北领地正式纳入澳大利亚国家电力条例。2017 年 AEMC 通过了对电力市场结算规则进行修改的草案，将实时市场财务结算的时间间隔由 30 分钟调整为 5 分钟。2018 年 AEMC 发布了

221、批发市场用户侧的统一结算框架。2019 年 AEMO 开始运营容量交易平台，开展日前容量拍卖。2020 年 AEMO 允许大用户以需求侧响应方式参与批发市场。2021 年 AEMC 批准通过快速频率回应辅助服务(FFR)的草案。2022 年 AEMC 批准建设转动惯量辅助服务市场的草案。数据来源：国内外电力市场化改革分析报告，东北证券 图图 151：2023 年年澳大利亚澳大利亚发电量结构发电量结构 图图 152：2023 年澳大利亚各州可再生能源发电量年澳大利亚各州可再生能源发电量 数据来源：Clean Energy Council，东北证券 数据来源：Clean Energy Counci

222、l，东北证券 澳大利亚分为两个电力市场，即澳大利亚国家电力市场（NEM）和西澳大利亚电力市场（WEM），其中 NEM 包括昆士兰（QLD）、新南威尔士（NSW）、南澳大利亚（SA）、维多利亚（VIC）和塔斯马尼亚（TSA）。2023 财年，NEW、WEM 分别交易电量 175.6、17.3TWh（屋顶光伏不参与市场），售电规模分别为 254.6、21.8 亿澳元，平均综合电价 145、126 澳元/兆瓦时。NEM 发电侧集中较高，在除 SA 外的各州，最大的两个发电公司发电量合计占比均过半。大型发电公司普遍发售一体，AGL Energy、Origin Energy 和 EnergyAustra

223、lia 在 2022 财年提供了 43%的发电量，并在2022 年一季度向 64%的居民用户售电。图图 153：NEM 及下属各州发电公司发电量及下属各州发电公司发电量 图图 154：NEM 零售市场份额零售市场份额 数据来源：AER，东北证券 数据来源：AER，东北证券 煤电 53%气电 7%水电 7%风电 13%光伏 18%其他 2%0%20%40%60%80%100%120%0500000002500030000NSW QLDSATASVICWA可再生能源发电量（GWh）占比 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 59/63 公用事业公用事业/行

224、业深度行业深度 NEM 电能量交易市场分为合约市场和现货市场，为规避现货价格极端波动，NEM期货合约市场流动性较高，场内交易电量（ASX）为实际用电量的 6 倍以上，场外交易电量（OTC）约为实际用电量的一半。图图 155：NEM 期货合约交易电量期货合约交易电量 图图 156：NEM 期货合约交易电价期货合约交易电价 数据来源：AER，东北证券 数据来源：AER，东北证券 现货市场在发电侧单边竞价，用户只作为价格接受者。NEM 实施稀缺电价机制，上下限分别为-1000 澳元/兆瓦时、15100 澳元/兆瓦时，若现货价格长期处于高位，会触发二次限价 300 澳元/兆瓦时。现货市场和辅助服务市场

225、每 5 分钟联合出清一次，以州作为价区划分的物理边界，按照分区电价结算。2022 年 6 月 15-23 日，主要由于煤电机组非计划停运，NEM 现货市场首次暂停。图图 157：NEM 各州年度批发电价各州年度批发电价 图图 158：NEM 各州各州周周度批发电价度批发电价 数据来源：AER，东北证券 数据来源：AER，东北证券 主要由于光伏装机量占比较高及出力集中，在 7am-5pm 之间 NEM 光伏出力占电力需求比重 50%，极端情况下占比达到 60.8%，新能源最高占比达 68.7%，WEM 则为84%，特别是 SA 有 10 天风电光伏发电量甚至超过了当地电力需求，表明新能源特别是光

226、伏面临一定消纳压力。图图 159：2023 财年澳大利亚财年澳大利亚 NEM 日电力供需变化日电力供需变化 数据来源：AEMO，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 60/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 辅助服务市场方面，NEM 提供市场化交易品种频率控制（FCAS），以及非市场化辅助服务黑启动（SRAS）、网络支持控制（NSCAS）。FCAS 用于稳定电力系统频率在50Hz 附近，2023 年 10 月 NEM 引入极快（1 秒）服务后目前共有 10 小类 FCAS 市场，其可归纳为调节和应急两大类。2023 财年 FCAS 费用约 1.8 亿澳元，占

227、交易规模比重 0.7%，同比有所下降。SRAS 和 NSCAS 由 AEMO 与市场主体签订双边合约进行采购，前者采购成本在发电侧和用户侧按照 1:1 比例分摊，后者由市场化用户承担，2023 财年 SRAS 费用约 0.33 亿澳元，占交易规模比重 0.13%，AEMO 没有采购 NSCAS 服务。图图 160：NEM 频率控制辅助服务费用频率控制辅助服务费用 图图 161：NEM 黑启动辅助服务费用黑启动辅助服务费用 数据来源：AEMO，东北证券 数据来源：AEMO，东北证券 居民和小型工商业零售电价除包含批发电价外，还包括输配成本、环境成本、零售成本和零售商利润，AER 每年发布默认市场

228、报价（DMO），旨在为电力零售商向使用标准报价的客户提供服务时设定一个年度价格上限，防止消费者因未参与市场比较而支付过高费用，且便于消费者比较不同供应商的报价，这个价格根据特定的用电量来设定，并且根据客户类型而有所不同，且反映各项成本每年的变动及占比。主要由于批发电价回落，DMO 整体下移。图图 162：澳大利亚居民澳大利亚居民默认市场报价默认市场报价（澳元）（澳元）图图 163：澳大利亚小型工商业澳大利亚小型工商业默认市场报价默认市场报价（澳元）（澳元）数据来源：AER，东北证券 数据来源：AER，东北证券 -20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%05001000

229、0300035004000费用（万澳元）YoY 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 61/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 164：2024 财年澳大利亚财年澳大利亚 DMO（澳元（澳元/千瓦时）千瓦时）图图 165：2024 财年澳大利亚财年澳大利亚 DMO 构成构成 数据来源：AER，东北证券 数据来源：AER，东北证券 注：内环为居民，外环为小型工商业 4.投资建议投资建议 在双碳目标背景下，我国电力体制改革预计将持续深化，电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、绿电交易市场等各类电力市场预计将逐步建立健全，电力有望逐步回归商品属

230、性，交易电价将随供电成本和电力供需波动。参考美国、欧盟、澳大利亚等海外电力市场，我国现货市场、辅助服务市场仍有广阔发展空间，随着新能源大规模、高比例接入电力系统，火电、水电、储能、虚拟电厂等系统调节性资源重要性将逐步提升，根据“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，调节性资源未来盈利方式和盈利能力有望提升。此外，当前我国部分地区部分时段电力供需形势整体偏紧，火电、水电、核电整体上网电价水平或随市场化电量占比提升及电力供需紧张而进一步上浮，特别是水电由于度电成本较低标杆电价一般低于当地燃煤发电基准价，上浮空间较大。虽然在市场机制下新能源存在电价下滑风险，但受益于绿电市场持续建设、绿证制度逐

231、步健全、绿电需求持续增长、度电成本持续下行、外送通道加快建设，叠加未来或效仿欧盟推广政府授权合约，新能源盈利能力或逐步企稳。建议关注火电运营商浙能电力、皖能电力、华电国际（A/H）、华能国际（A/H）、国电电力、大唐发电（A/H）等，水电运营商长江电力、国投电力等，核电运营商中国核电、中国广核（A/H）。5.风险提示风险提示 1、火电：收入端，经济发展不及预期导致全社会电力需求下滑，水电及新能源挤压火电发电量，火电利用小时低于预期，平均上网电价不及预期；成本端，煤炭供需仍然偏紧，国内煤炭产能释放及进口煤量价受煤矿安全检查、海内外突发事件等因素影响较大，煤价可能出现超预期上涨，长协履约率可能下滑

232、；在建项目进展及收益可能不及预期；由于控参股公司数量较多，投资收益可能不及预期，资产减值及信用减值损失可能超预期。2、水电：来水低于预期，导致水电发电量低于预期；电力需求不及预期，导致水电平均上网电价不及预期；在建工程投产进度不及预期。3、核电：非计划检修导致利用小时不及预期，市场化电价低于计划电价，在建项目进展不及预期，后续核准装机不及预期，安全事故风险。4、绿电：风光资源不及预期，装机增长不及预期，绿电交易市场建设不及预期，绿证价格低于预期，市场化交易电价低于预期，消纳问题加剧导致新能源利用率低于预期，因配储要求提升等因素导致投资强度超预期。00.10.20.30.40.50.60.7Au

233、sgrid EndeavourEnergyEssentialEnergyEnergex SA PowerNetworks居民电价小型工商业电价输配电成本批发电价环境成本零售成本零售商利润 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 62/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 研究团队简介：研究团队简介：Table_Introduction 岳挺：宾夕法尼亚大学博士，清华大学能源动力系统及自动化专业学士，2020 年加入东北证券。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，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师。本报告遵循合规、客观、专业、审慎的制作

234、原则，所采用数据、资料的来源合法合规，文字阐述反映了作者的真实观点，报告结论未受任何第三方的授意或影响，特此声明。投资投资评级说明评级说明 股票 投资 评级 说明 买入 未来 6 个月内，股价涨幅超越市场基准 15%以上。投资评级中所涉及的市场基准：A 股市场以沪深 300 指数为市场基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为市场基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为市场基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为市场基准。增持 未来 6 个月内，股价涨幅超越市场基准 5%至 15%之间。中性 未来 6 个月内，股价涨幅介于市场基准-5%至 5%

235、之间。减持 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 5%至 15%之间。卖出 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 15%以上。行业 投资 评级 说明 优于大势 未来 6 个月内，行业指数的收益超越市场基准。同步大势 未来 6 个月内，行业指数的收益与市场基准持平。落后大势 未来 6 个月内，行业指数的收益落后于市场基准。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 63/63 公用事业公用事业/行业深度行业深度 重要声明重要声明 本报告由东北证券股份有限公司（以下称“本公司”）制作并仅向本公司客户发布，本公司不会因任何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。本公司具有中

236、国证监会核准的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。报告中的内容和意见仅反映本公司于发布本报告当日的判断，不保证所包含的内容和意见不发生变化。本报告仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价或征价。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证券买卖建议。本公司及其雇员不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，在任何情况下，我公司及其雇员对任何人使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或其关联机构可能会持有本报告中涉及到的公司所发行的证券头寸并进行交易，并在法律许可的情况下不进行披露；可能为这些公

237、司提供或争取提供投资银行业务、财务顾问等相关服务。本报告版权归本公司所有。未经本公司书面许可，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，须在本公司允许的范围内使用，并注明本报告的发布人和发布日期，提示使用本报告的风险。若本公司客户（以下称“该客户”）向第三方发送本报告，则由该客户独自为此发送行为负责。提醒通过此途径获得本报告的投资者注意，本公司不对通过此种途径获得本报告所引起的任何损失承担任何责任。地址地址 邮编邮编 中国吉林省长春市生态大街 6666 号 130119 中国北京市西城区锦什坊街 28 号恒奥中心 D 座 100033 中国上海市浦东新区杨高南路 799 号 200127 中国深圳市福田区福中三路 1006 号诺德中心 34D 518038 中国广东省广州市天河区冼村街道黄埔大道西 122 号之二星辉中心 15 楼 510630