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 2022.07.31 以德国为鉴，推演新型电力系统发展趋势以德国为鉴，推演新型电力系统发展趋势 重视重视电力现货交易电力现货交易&辅助服务辅助服务投资机会投资机会 徐强徐强(分析师分析师)邵潇邵潇(分析师分析师)于歆于歆(研究助理研究助理) 证书编号 S0880517040002 S0880517070004 S0880121050072 本报告导读：本报告导读：我们剖析德国可以兼顾新能源消纳同时保障电网稳定运行的核心原因，认为中国以市场化手段核心的新

2、型电力系统建设还将提速，火电灵活性改造+储能需求将加速释放。摘要：摘要：投资建议：投资建议：以德以德国国为鉴，为鉴，我国我国也将加速建设也将加速建设以市场化资源调配为核心的以市场化资源调配为核心的新新型电力系统型电力系统，带动带动火电灵活性改造火电灵活性改造+储能储能市场市场快速快速释放。释放。参照德国电力市场的发展路径，我们推荐：1）火电宽负荷改造将带来火电低温烟气治理设备的更新需求。推荐具备低温烟气脱硝技术的青达环保、龙净环保。2）储能具有响应时间短、调节速率快的特点，可协助火电厂进行联合调峰调频。推荐引入重力储能技术并已开展示范性项目的中国天楹；3）山西省的电力现货交易经验有望加速向全国

3、推广，电力现货市场辅助交易需求将会显现，受益标的为国能日新。剖析剖析德国电力系统：以市场化手段德国电力系统：以市场化手段配置配置调峰调峰、调频调频资源，资源，实现兼顾实现兼顾新能源新能源消纳消纳的的同时同时保证电网稳定。保证电网稳定。2020 年德国风、光发电量占比提升至 51%，高波动性的可再生能源已经成为德国发电侧基荷&腰荷的主要出力。为实现消纳新能源出力同时保证电网运行稳定性，德国建设了：电力现货和衍生品交易市场（电能量市场），以匹配电能量供求关系，并兼顾调峰；电力辅助服务市场，通过交易调频、备用、黑启动等辅助服务资源，保障电网安稳运行。这样的市场化调节手段之下，宽负荷火电的调峰、调频成

4、本以及大型电化学储能的运行成本可以通过使用者付费的方式实现消化，实现了兼顾新能源消纳的同时保证电网稳定的目标。中国新型电力系统中国新型电力系统将理顺市场化手段配置调峰调频资源及价格将理顺市场化手段配置调峰调频资源及价格，火电灵，火电灵活性改造活性改造+储能储能的市场规模以及的市场规模以及释放释放速度将超预期速度将超预期。我国清洁能源转型，一方面要求电源端提升新能源装机规模和出力水平，另一方面要求输配端加大风光新能源消纳能力并维持电网稳定。在“保供+消纳”矛盾之下，效仿德国建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势。我们认为，在完善电力现货交易制度和电力辅助服务制度之后，市场化的调节

5、手段将推动火电灵活性改造和储能的投资、运营意愿被彻底释放，其市场规模以及释放速度有望超预期。电力现货电力现货市场开始连续交易，成功经验市场开始连续交易，成功经验催化催化新型电力系统新型电力系统建设建设提速提速。从电力现货市场看，我国已开启两轮试点，涉及山西、山东、福建、广东等近20 个省份；从电力辅助服务市场看，也实现了各区域、省级辅助服务市场全覆盖。国内山西电力现货交易市场已经初步搭建起了“中长期+现货+辅助服务”的交易体系，并实现不间断运行，期间降低发电受阻容量约50%，“山西模式”向全国推广，将带来国内电力现货以及辅助服务市场建设的进一步加速。风风险提示：险提示：新能源装机并网进度不及预

6、期、行业政策变化、技术迭代的风险、重力储能技术尚未通过示范性项目进行商业化验证的风险。评级：评级：增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 相关报告 环保 环保板块估值与增速“性价比”突出 2022.07.25 环保环保板块估值优势仍然明显 2022.07.20 环保地方碳配额周成交量环比增长304%2022.07.18 环保我国碳市场顶层设计加速立法 2022.07.16 环保 关注国内湖泊治理模式升级投资机会 2022.07.11 行业专题研究行业专题研究 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 环保环保 行业专题研究行业专题研究 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

7、条款部分 2 of 19 目目 录录 1.以德国为鉴：展望中国电力“不可能三角”解题思路.3 2.德国电力系统：以市场化手段实现电力供需匹配&调峰调频.3 2.1.德国电力现货及衍生品交易市场与电力辅助服务市场并行.3 2.2.德国电力现货及衍生品交易：充分利用市场化手段释放调峰资源 5 2.3.德国电力辅助服务市场：调频为核心的辅助服务需求.7 2.4.灵活性火电以及储能是德国电力辅助服务市场参与主体.9 3.中国加速构建新型电力系统，宽负荷火电+储能需求释放.10 3.1.我国电力系统的“不可能三角”难题突出.10 3.2.火电宽负荷改造与储能建设将成新型电力系统的重要一环.12 3.3.

8、我国电力现货以及辅助服务市场正在加速搭建.14 3.4.电力现货市场开始连续交易，山西等地区试点成功经验有望催化新型电力系统建设提速.15 4.火电灵活性改造以及储能需求规模和释放节奏有望超预期.16 5.投资建议.17 6.风险提示.18 1VEYVWAVEWQXFZFXaQdN9PmOpPoMpNeRmMxPfQrRqRbRnNvMvPoPvNuOtRoR 行业专题研究行业专题研究 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 3 of 19 1.以德国为鉴：以德国为鉴：展望展望中国中国电力电力“不可能三角不可能三角”解题思路解题思路 搭建清洁低碳、供应安全、价格低廉的

9、电力能源体系，是我国清洁能源转型的终极目标。在现有价格机制和技术水平之下，三大目标的协同一直是“不可能三角”难题。德国电力系统初步完成了高比例新能源消纳+维持电网运行灵活稳定+电力市场化定价的目标，在一定程度上符合我国电力“不可能三角”的解题方向。我们以德国为鉴，分析其电力市场化模式以及电网调峰调频机制，用以展望国内电力系统输配侧发展的可能趋势。2022 年 7 月 28 日的政治局会议中也提出要求：“要提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系”。总结来说，国内电力系统面临的是：一方面要求电源端进一步提升新能源装机规模和出力水平，另一方面要求输配端加大新能源电源消纳能力并维

10、持电网高稳定性。在“保供+消纳”重压之下，建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势，按照德国经验，我们认为：我们认为：1）国内国内会会加速加速完善完善电力电力系统的市场化调峰调频资源配置和定价，系统的市场化调峰调频资源配置和定价，山西省的电力山西省的电力现货现货交易交易经验经验有有望望加速加速向全国推广向全国推广；2）市场化定价市场化定价可以可以落实落实调峰调频成本调峰调频成本传导传导，彻底释，彻底释放放火电灵活性改造、储能火电灵活性改造、储能等项目的投资意愿，等项目的投资意愿，从而从而提升提升电网系统的电网系统的稳定稳定性性；3）电力现货交易市场将创造电力现货交易市场将创造电价

11、形成和博弈电价形成和博弈需求，电力交易辅助服需求，电力交易辅助服务市场务市场空间巨大。空间巨大。2.德国电力德国电力系统系统：以市场：以市场化化手段手段实现实现电力电力供需匹配供需匹配&调峰调频调峰调频 德国通过一系列改革不断完善电力市场化机制，基本实现了电力系统稳定运行同时消纳新能源出力的目标。德国于 2000 年出台 可再生能源法案（EEG），开启电力结构低碳转型。截至 2020 年，德国风光发电量已达到 51%，可再生能源逐步替代传统火电厂成为发电主体。为消纳高比例的风光出力，提升电力系统灵活性，德国通过完善电力现货及衍生品市场与辅助服务市场建设，以市场机制为导向，提升电力系统的稳定运行

12、能力。2.1.德国德国电力现货电力现货及衍生品及衍生品交易市场与电力辅助服务市场并交易市场与电力辅助服务市场并行行 德国风光发德国风光发电源出力电源出力不断提升，不断提升，电网稳定运营难度电网稳定运营难度陡增陡增。德国于2000年出台可再生能源法案（EEG），开启电力结构低碳转型。根据德国能源署（DENA），2014 至 2020 年间，德国新能源发电装机提升，风光发电量占总发电量的比例由 21%增长至 51%。风电、光伏等高波动性可再生能源已经成为德国发电侧构成基荷&腰荷的主要出力。出力具有随机性、间歇性，输出功率的不确定性易造成与需求负荷功率的偏差，因此德国电力系统稳定运行的难度加大。行业

13、专题研究行业专题研究 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 19 图图 1 德国风电、光伏发电量（单位：德国风电、光伏发电量（单位：GWh）不断提升。）不断提升。资料来源：IEA 德国完善电能量以及辅助服务市场机制，提升电力系统灵活性德国完善电能量以及辅助服务市场机制，提升电力系统灵活性。1）电力市场根据交易标的可以分为电力现货及衍生品交易市场（也称电能量市场）以及电力辅助服务市场。电力现货交易市场负责匹配电能量供求关系，优化发用电资源配置，也兼顾调峰。电力辅助服务市场通过交易调频、备用、黑启动等辅助服务资源，保障电力系统瞬时平衡、电网安全稳定运行。2）德

14、国通过电力现货交易市场与电力辅助服务市场并行的方式，引导电源侧、用户侧以及电网侧共同参与电力系统运行，提升电力系统灵活调整负荷的能力。因此德国的电力系统灵活调节能力领先于欧洲其他国家。电源电源侧侧：火电厂灵活性改造、生物质和沼气发电厂改造、抽水蓄能、电化学储能、电力多元转换（Power-to-X），保证快速启停并且可以低负荷出力。用户用户侧侧：通过价格或者合约对用电负荷进行管理，在工业、商业、以及居民需求端将电力消费量转移至可再生能源发电量较高的时段或负荷较低的时间段。输配输配侧侧：提升风光出力预测的准确性、用于平衡电网过载的二次调度、跨境电力交易等。图图 2 德国德国电力市场机制完备电力市场

15、机制完备。资料来源：Deloitte Conseil 2015 行业专题研究行业专题研究 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 19 德国电力德国电力系统的系统的市场市场程度已经达到较高水平程度已经达到较高水平。1）电力现货交易市场方面，根据 DENA，2018 年德国近一半输送的电力通过市场交易达成，其中可再生能源交易量达到 150TWh（太瓦时），占可再生能源发电总量的三分之二。2）电力辅助服务市场方面，输电系统运营商为辅助服务购买方，通过辅助服务市场平台进行招标，并将成本转嫁至终端用户。根据 DENA，2019 年德国辅助服务总成本达到 20.43

16、亿欧元。2.2.德国德国电力现货电力现货及衍生品及衍生品交易交易：充分利用充分利用市场市场化化手段释放手段释放调峰调峰资源资源 德国德国为欧洲电力市场改革先驱，首批为欧洲电力市场改革先驱，首批开启区域性灵活性调节市场试点开启区域性灵活性调节市场试点。根据欧洲电力交易所（EPEX），德国是欧洲电力交易所参与交易的欧洲国家中，最先实行日内提前 15 分钟合同/竞价，以及日内提前 30 分钟合同的国家。2019 年，EPEX 现货市场在德国开始首个地方灵活性市场试点，通过特定市场满足电网对灵活性的需求，保障新能源发电侧可以实现高比例上网。图图 3：德国引领欧洲电力交易所一系列改革德国引领欧洲电力交易

17、所一系列改革。资料来源：DENA、国泰君安证券研究 经过一系列改革，德国电力现货及衍生品交易市场已具备丰富的产品种类以及灵活的交易机制，可以保证电力系统中电量平衡。交易标的交易标的：电力现货及衍生品交易市场标的物为电能量，电源侧、用户侧、售电公司均需要预测其日发电或用电曲线，并根据出力或功率曲线进行交易，并将交易情况反馈至输电系统运营商。交易产品交易产品：分为电力现货以及期货和远期衍生品。表表 1:德国电力批发市场产品类型德国电力批发市场产品类型较较多。多。市场类型市场类型 产品类型产品类型 交易方式交易方式 现货市场 日前市场 场外交易 竞价 双边交易 日内市场 日后市场 衍生市场 期货市场

18、 远期市场 资料来源：DENA、国泰君安证券研究 行业专题研究行业专题研究 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 19 交易时序交易时序：现货及衍生品市场以日前与日内市场为主，日内市场最小发电时长为 15 分钟，交付期最短间隔可达到 5 分钟。衍生品市场根据中长期合同，以月或者年为单位确定交付期。交易模式交易模式：可通过双边交易、场外交易以及交易所参与。表表 2：德国：德国日内连续交易可灵活交付。日内连续交易可灵活交付。交易区域交易区域 交付期交付期 德国同一输电系统内 交付前 5 分钟 德国不同输电系统间 交付前 30 分钟 欧洲国家间 交付前 60 分

19、钟 数据来源：DENA、国泰君安证券研究 电力现货交易市场电力现货交易市场机制完善机制完善，促进交易流动性提升，充分利用市场促进交易流动性提升，充分利用市场化化机机制制发掘发掘调峰资源调峰资源。德国电网阻塞断面较少、适应性较强，电力交易市场可以按照较小区块独立运行。经过与 EPEX 的改革完善，已形成日前预测日发、用电曲线以及日前、日间交易调节偏差的机制。德国电力市场流动性较高，用价格机制鼓励灵活性调峰电源参与市场交易，调节日内实际出力偏差，保证电网稳定运行。图图 4 德国通过市场机制调动调峰资源。德国通过市场机制调动调峰资源。资料来源：DENA、Agora Energiewende 德国德国

20、零售零售电价电价位于欧洲前列，位于欧洲前列，市场化电价鼓励灵活性电源参与获得调峰市场化电价鼓励灵活性电源参与获得调峰收益。收益。批发与零售电价均包含供电费以及电网服务费，因此灵活性电源因提供调峰服务提升的成本可向终端电价进行传导，电价市场化水平较高。根据 Eurostat，2021 年德国平均零售电价为 0.32 欧元/千瓦时，仅次于丹麦为欧洲第二高零售电价。较高的电价以及市场化定价机制进一步鼓励灵活性电源参与电能量市场，获得调峰收益。图图 5：德国零售电价包含电源侧调峰成本德国零售电价包含电源侧调峰成本。图图 6：灵活性电源参与日内灵活性电源参与日内交易可获得调峰收益交易可获得调峰收益。行业

21、专题研究行业专题研究 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 19 数据来源：Amelung 2019、国泰君安证券研究 资料来源：Agora Energiewende、DENA 2.3.德国德国电力电力辅助服务市场：辅助服务市场：调频为核心的辅助服务需求调频为核心的辅助服务需求 德国输配侧运营商德国输配侧运营商通过双边合同或者市场招标方式通过双边合同或者市场招标方式，吸引，吸引电源电源侧以及侧以及用用户户侧侧一起一起提供提供电力辅助服务。电力辅助服务。1）德国电力辅助服务的主要使用者为输电运营商，当电网系统产生不平衡时，辅助服务可维持电网内频率、电压技术值

22、在合理范围，也可提供电网修复服务。2）德国以市场化手段，推动电力系统全周期参与调频，电源侧以及用户侧均可参与并提供辅助服务。输电运营商通过招标的方式采购辅助服务或者在合同中约束电源侧提供强制性辅助服务。德国电力辅助服务内容可分为：调频：输电运营商负责维持电力供需平衡、电网稳定运行，通过竞拍分配调频服务，主要产品为一次、二次和三次调频。调压：输电以及配电运营商负责将电网电压维持在指定区间，主要通过二次调度、变压器、无功功率补偿设备等。运营管理：电网运营商通过电网分析监测、灵活性规划、启动备用电厂等方式，保证电网安全运行，发电以及电负荷稳定。电网修复：输电以及配电运营商在遇到大规模供电中断时，应在

23、短时间内快速修复供电，主要采取黑启动、局部电网独立运行等措施。表表 3:德国电力辅助服务内德国电力辅助服务内容丰富。容丰富。辅助服务辅助服务 措施措施 提供者提供者 调频调频 一次、二次和三次调频 旋转备用 可中断负荷 备用电厂 特殊电网资源 可再生能源 火电厂 大型电池 需求侧灵活性调节 调压调压 二次调度 无功补偿系统 可再生能源 火电厂 电网运营商 7.50%12.80%26.20%25.10%28.50%零售公司电源补贴电网税费 行业专题研究行业专题研究 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 19 运营管理运营管理 二次调度 电网分析/监测 与电网

24、运营资源和传统电厂相互作用的电网控制系统 电网修复电网修复 黑启动能力 电网控制系统 火电厂 抽水蓄能电厂 资料来源：DENA 2014，国泰君安证券研究 上述德国电力辅助服务市场当中，调频是最核心的辅助需求上述德国电力辅助服务市场当中，调频是最核心的辅助需求。据DENA数据，2019 年德国总调频成本达到 2.86 亿欧元，约占辅助服务总成本的14%。输电运营商通过招标分配的产品优先级将调频备用服务分为以下三类，通过一次调频与二次调频进行快速平衡，保持电网频率稳定，如发生供电中断将启动三次调频。一次调频以边际出清价格对中标容量结算，二次与三次调频根据中标容量以及对应容量的电量补偿结算辅助服务

25、费用。一次调频（FCR）：可提供正向以及负向调频，自动响应时间为 5 秒。提供一次调频的发电方应确保在 30 秒内完全启动，避免频率偏差超出可控范围。二次调频（aFRR）：负责将频率恢复并维持在电网设定值 50 Hz，恢复电力平衡。完全启动二次调频后，可替代一次调频。三次调频（mFRR）：供电中断时，由工作人员依据情况决定是否启动三次调频。完全启动后，可替代二次调频。表表 4:一次调频为主要的调频辅助服务市场产品一次调频为主要的调频辅助服务市场产品。一次调频一次调频 二次调频二次调频 三次调频三次调频 激活模式激活模式 自动 自动 手动 完全完全响应时间响应时间 30 秒 5 分钟 15 分钟

26、 响应时间响应时间 5 秒 30 秒 15 分钟 激活期限激活期限 15 分钟 15 分钟 1 小时 数据来源：DENA、国泰君安证券研究 图图 7 调频响应时间较短。调频响应时间较短。数据来源：Andreas Walczuch、DENA、国泰君安证券研究 德国通过缩短德国通过缩短调频调频服务服务招标招标周期周期、降低降低最低竞标容量，鼓励多主体参与最低竞标容量，鼓励多主体参与调频辅助服务市场调频辅助服务市场。自 2020 年 7 月起，德国三种调频备用服务招标周 行业专题研究行业专题研究 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 19 期单位由以周缩短至以日

27、计量。同时，德国经过改革将调频备用容量的服务缩小至以 4 个小时为单位，最低竞标容量降至 1MW。创新的市场机制鼓励多主体进行参与，如生物质发电、水电、屋顶光伏可通过虚拟电厂运营商提供调频服务。（虚拟电厂参与调峰调频服务的市场机制与国外经验借鉴）2.4.灵活性灵活性火电以及储能火电以及储能是是德国电力德国电力辅助服务辅助服务市场参与主体市场参与主体 火电厂火电厂是是德国最主要的调峰调频措施德国最主要的调峰调频措施之一之一，未来仍有进一步，未来仍有进一步提升灵活性提升灵活性改造比例改造比例的的空间空间。1）根据德国能源署，由于德国境内储能等技术路线尚未广泛应用，火电厂仍为德国目前最主要的电力现货

28、交易市场以及调频辅助服务市场参与者，可以提供调峰资源以及调频备用服务。2）火电厂最低负荷越低、启动时间越短、爬坡率越高，则表明灵活性越强。德国目前的新建的无烟煤发电厂最低负荷已达到 25%，未来经改造后最低负荷可进一步降低至 20%，技术优势领先。德国通过电力市场机制弥补火电厂灵活性改造增加的运维成本。德国通过电力市场机制弥补火电厂灵活性改造增加的运维成本。灵活性改造成本较高，根据中电联统计，煤电灵活性改造成本为 500 至 1500 元/千瓦调峰容量。经改造后的火电厂长期低负荷以及快速变负荷使得机组运行在原标准工况之外，对设备的使用效率和寿命有一定的影响，并会增加相应的运营维护成本。Agor

29、a Energiewende 研究表明，德国经灵活性改造的燃煤电厂发电成本为 100500 欧元/千瓦。由于电力市场调峰以及调频服务费用已包含在零售终端电价中，德国火电厂通过电力市场交易在弥补提供灵活性措施而提升的运维成本的基础上，也可以获得收益，改造意愿充足。表表 5:德国煤电厂具备进一步灵活性改造潜力。德国煤电厂具备进一步灵活性改造潜力。发电厂类型发电厂类型 最低负荷（额最低负荷（额定负荷百分定负荷百分比比%Pn）爬坡率爬坡率 （%Pn/分钟）分钟）热启动时间热启动时间（小时）（小时）冷启动时间冷启动时间（小时）（小时）褐煤发电厂褐煤发电厂 现有发电厂现状 60 1 6 10 新建发电厂现

30、状 3550 2.5 4 5 灵活性潜力 2540 45 2 4 无烟煤发电厂无烟煤发电厂 现有发电厂现状 3040 1.5 2 3 10 新建发电厂现状 25 34 1.5 2.5 5 8 灵活性潜力 20 6 1 2 6 数据来源：DENA、国泰君安证券研究 从从德国德国储能端来看，目前储能端来看，目前一次调频服务主要由一次调频服务主要由大型大型电化学储能项目电化学储能项目提供，提供，抽水蓄能抽水蓄能主要用作调峰资源主要用作调峰资源。抽水蓄能为德国主要的储能形式抽水蓄能为德国主要的储能形式之一之一。根据 DENA，截至 2018 年，抽水蓄能装机占储能总装机容量 81%。由于抽水蓄能电厂从

31、停机状态到满负荷状态所用的启动时间较长，因此主要用作调峰资源，少数具备条件的情况下也可提供调频备用服务。行业专题研究行业专题研究 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 19 德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。德国大型电化学储能的装机规模仅次于抽水蓄能，可提供调峰以及一次调频服务。由于大型电化学储能项目出力灵活性强，频繁启动和高爬坡率无需额外增加成本，因此其一次调频成本低于宽负荷火电、抽水蓄能，目前德国一次调频主要由大型电化学储能项目提供服务。德国高比例新能源德国高比例新能源装机，装机，推动电力市场交

32、易需求以及辅助服务需求释放，推动电力市场交易需求以及辅助服务需求释放，火火、储结合将是辅助服务的主要趋势。储结合将是辅助服务的主要趋势。德国通过健全的电力交易市场以及辅助服务市场机制，通过使用者付费的模式，提升调峰以及辅助服务供给。目前，火电与储能为调峰调频的主要资源。由于火电机组调频将频繁改变工况，缩短使用寿命，因此德国开始探索火电机组与储能联合参与调频的模式，Steag 公司锂离子电池与热电机组燃煤电厂联合调频示范项目已投运。根据 Navigant 预测，2028 年德国大型电化学储能项目总装机容量将较2019 年增长 11 倍，达到 5000 兆瓦。随着德国大型电池装机量提升，以及新增火

33、电机组装机量收窄，我们认为，火、储结合将是德国辅助服务的主要趋势。3.中国中国加速构建加速构建新型电力系统新型电力系统，宽负荷宽负荷火电火电+储能需储能需求释放求释放 3.1.我国电力系统我国电力系统的的“不可能三角不可能三角”难题难题突出突出 我国双碳政策响应全球碳减排目标。我国双碳政策响应全球碳减排目标。1）巴黎协定 于 2016 年 11 月生效，共有 193 个缔约方加入该项具有法律约束力的国际条约。协定要求将全球温升限制在比工业化前水平高 2以内，并且每五年审查一次各国对减排的贡献。2）为响应巴黎协定，完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见提出了碳减排明确目标，目标到

34、2030年单位国内生产总值二氧化碳排放（二氧化碳排放强度）比 2005 年下降65%以上，二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降。我国能源消费结构以煤炭为主，二氧化碳排放强度高于全球均值以及主我国能源消费结构以煤炭为主，二氧化碳排放强度高于全球均值以及主要经济体。要经济体。根据国际能源署（IEA），2021 年我国二氧化碳排放强度（单位：tCO2/1000 USD）为 0.45，高于全球平均值以及主要经济体。我国能源消费结构中煤炭占比近 60%，工业占 GDP 的比例为 39%；然而，全球能源消费结构中煤炭平均占比为 27%，平均工业占 GDP 的比例为28%。因此，我国主要从能源结构以及绿色工

35、业入手实施碳减排。目标到 2030年，非化石能源消费比重达到约 20%，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上；到 2060 年，非化石能源消费比重达到 80%以上，碳中和目标顺利实现。图图 8：电力与供热是我国最主要电力与供热是我国最主要的二氧化碳排放源（单位：百万吨二氧化碳）。的二氧化碳排放源（单位：百万吨二氧化碳）。行业专题研究行业专题研究 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 11 of 19 资料来源：IEA 我国能源结构在低碳转型背景下，已开始逐步优化。我国能源结构在低碳转型背景下，已开始逐步优化。根据国家能源局，“十三五”期间，我国非化石能源

36、消费比重由 12%提升至 16%，煤炭消费比重由 64%下降至 57%，风电、太阳能发电装机容量合计达到 5.3 亿千瓦，非化石能源发电装机容量达到世界第一 “十四五十四五”新能源发展已进入投资建设以及并网投产期。新能源发展已进入投资建设以及并网投产期。1）根据国家能源局，“十四五”期间，发电装机总量计划由 22 亿千瓦提升至 30 亿千瓦，其中非化石能源发电量比重目标达到 39%左右。2）随着各地“十四五”可再生能源发展规划相继落地，新能源项目进入投资建设以及并网投产期。投资建设方面，国家能源局预计，2022 年新增发电装机 2.2 亿千瓦，其中新增的新能源重点项目将带动太阳能发电、陆上风电

37、计划投资额同比增长 202.6%、13.3%。并网装机方面，据全国新能源消纳监测预警中心，2022 年第一季度，我国风电、光伏累计并网装机分别达到 3.37、3.18 亿千瓦，较 2020 年末累计装机提升 20%、27%。图图 9：“十四五十四五”我国非化石能源消费结构占比提升。我国非化石能源消费结构占比提升。图图 10：“十四五十四五”我国新能源发电装机占比提升。我国新能源发电装机占比提升。数据来源：国家发改委、国家能源局、国泰君安证券研究 数据来源：国家发改委、国家能源局、国泰君安证券研究 0%20%40%60%80%100%2020 年2015 年煤炭（%）石油（%）天然气（%）非化石

38、能源（%）0%20%40%60%80%100%2020 年2015 年煤炭（%）石油（%）天然气（%）非化石能源（%）行业专题研究行业专题研究 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 19 风电、光伏风电、光伏装机装机出力呈波动性、间歇性，增加了电源侧的随机性出力呈波动性、间歇性，增加了电源侧的随机性，弃风，弃风弃光问题迫切需要解决弃光问题迫切需要解决。1）日内分布上，风电昼小夜大，与日内负荷曲线相反，呈现反调峰特性。季节上，风电出力在夏季较小，其余季节较大，也与用户侧需求曲线不符。2）光伏日内受太阳辐射变化的影响，随着光照的变化日内先增后减，中午达到出力

39、峰值，与用户侧功率曲线存在时滞；同时，日内气象条件变化对光伏系统出力影响较大，增大了光伏出力的随机性。季节上，由于夏季太阳辐射长于冬季，光伏电站在夏季出力的持续时间长度高于冬季的出力情况。国家能源局与发改委设置各地新能源消纳责任权重，促进间歇性新能源国家能源局与发改委设置各地新能源消纳责任权重，促进间歇性新能源消纳。消纳。1）由于风电与光伏出力具有间歇性，如地区存在输变电容量不足或者调峰困难等情况，为保障电网安全稳定运行，冗余的风光发电量将不被使用，产生相应的弃风弃光量。2）为促进可再生能源开发利用、构建安全的能源体系，国家发改委以及国家能源局对根据省级行政区域设定可再生能源电力总量以及非水电

40、消纳责任权重，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。新能源消纳责任权重逐年提升，随着新项目并网投产，消纳压力将加大。新能源消纳责任权重逐年提升，随着新项目并网投产，消纳压力将加大。1）根据 可再生能源电力消纳责任权重确定和消纳量核算方法（试行），各地原则上逐年提升最低消纳权重，同时对实际消纳高于激励性消纳责任权重的区域予以鼓励。“十四五”可再生能源发展规划提出，目标到2025 年，全国总体可再生能源电力非水电消纳责任权重由 2020 年 11.4%提升至 18%。2）据国家能源局统计，全国各省市 2022 年非水电消纳责任权重均较 2020 年有所提升。随着 2022 年国家风电光伏发电大基地项

41、目陆续并网投产，北方地区新能源消纳压力将进一步加大。图图 11 全国各省市非水电新能源消纳责任权重逐年提升全国各省市非水电新能源消纳责任权重逐年提升。数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究 3.2.火电火电宽负荷宽负荷改造改造与储能与储能建设将建设将成成新型电力系统的新型电力系统的重要重要一环一环 新能源消纳量提升倒逼传统电力系统向灵活性电力系统转型。新能源消纳量提升倒逼传统电力系统向灵活性电力系统转型。电力系统灵活性是指适应电力系统发电量和负荷波动性的能力。风电、光伏此类波动性新能源装机提升，倒逼电力系统提升调节灵活性，保障电力系统0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25

42、.00%30.00%青海宁夏吉林黑龙江内蒙古山西甘肃河南北京河北天津陕西云南安徽湖南辽宁山东新疆江西江苏广西湖北贵州浙江海南福建四川广东上海重庆202020212022 行业专题研究行业专题研究 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 19 安全运营。根据电力系统的不同要素，短期来看，电力系统的灵活性主要体现在电源侧灵活性方面，长期来看，虚拟电厂等技术手段还将激活需求侧灵活性、配电/输电运营灵活性等多个方面。电源侧灵活措施方面，火电、水电以及储能可电源侧灵活措施方面，火电、水电以及储能可通过参与辅助服务市场通过参与辅助服务市场应应对我国对我国新能源渗透率提

43、升对新能源渗透率提升对电网安全运行的挑战。电网安全运行的挑战。1）根据国家能源局，预计 2025 年全社会用电量将达到 9.5-9.8 万亿千瓦时，“十四五”期间用电增长维持在 5%左右的中高速区间。2）能源消费增长叠加新能源消纳责任，对电力系统安全运行提出挑战。据国家能源局及发改委，到 2025 年，灵活调节电源占比达到 24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%5%。火电机组、强调节性水电站以及储能设施属于电源侧灵活调节措施，可减轻送受端系统的调峰压力。火电：火电：存量煤电机组具备灵活性改造基础，可发挥应急调峰作用，并提供一次调频服务。1）火电机灵活性指火电机组运行的灵活性，调

44、峰幅度、爬坡速率以及启停时间等指标反映火电应对日内负荷变化的灵活程度。灵活性火电机组可实现快速启停、快速升降负荷、降低最小发电出力。2）我国目前电力消费结构以煤电为主，存量煤电机组具备灵活性改造基础。在电力系统低碳转型过程中，我国煤电将实现角色转换，由主体性电源向基础保障性和灵活调性电源转型，提供应急调峰以及一次调频服务。电化学储能电化学储能：1）据储能产业研究白皮书 2021，截至 2020 年，全球电化学储能装机达到 14.2GW，装机规模为全球第二；我国电化学储能累计装机 3268.2MW，主要技术为锂离子电池以及铅蓄电池。大规模电池储能可灵活地在电网高峰时放电，低谷时充电，保证负荷平稳

45、运行。2）电化学储能受制于充放电功率范围、充放电运行状态以及频繁充放电导致的循环循环寿命降低等因素，因此，经济性与安全性使得电化学储能并未大规模商业应用。然而火电机组受热惯性与机械惯性延迟，对电网二次调频 AGC 调节信号响应较慢，电化学储能可发挥响应时间较短的优势协助火电厂进行联合调频。图图 12 电化学储能通过充放电保证电网负荷稳定。电化学储能通过充放电保证电网负荷稳定。资料来源：电池储能系统参与电网削峰填谷控制策略 行业专题研究行业专题研究 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 19 水电水电：1）水电作为具有灵活快速调节性的可再生能源，既可充当电

46、量型电源也可作为电力型电源起到调峰作用。水电可与周边地区的风光电力通过共同送出或独立送出的形式形成新能源就地大捆互补。2）增量大中型水电需符合地方生态红线、环保政策以及水资源利用政策等要求，中小水电建设规模受到严格控制，发展规模受制约因素较多。此外，水电受水清影响较大，汛期出力大于枯水期，进入汛期受高温以及强降雨影响将降低调峰能力。“十四五十四五”期间，电源侧期间，电源侧将以将以灵活性灵活性火电火电与与水储水储结合的形式提供辅助服务结合的形式提供辅助服务。1）据中电联统计，截至 2022 年一季度，非化石能源发电投资占电源投资比重为 85.9%，全口径可再生能源装机已达到 11.4 亿千瓦，电

47、网出于低碳高速转型期。2）火电作为我国目前电力供应最主要的电源，累计装机 13 亿千瓦，具备较大的改造空间。由于抽水蓄能受生态环保政策等影响致使开发周期较长，且电化学储能经济性与安全性制约尚未大规模推行。我们认为，“十四五”期间将以灵活性改造存量火电机组为主，抽水蓄能以及电化学储能为辅的方式进行调峰调频，应对风电光伏投产并网对用电负荷的压力。3.3.我国电力现货以及辅助服务市场我国电力现货以及辅助服务市场正在加速搭建正在加速搭建 电力现货市场已开启两轮试点，分别采取集中式与分散式运行模式。电力现货市场已开启两轮试点，分别采取集中式与分散式运行模式。1）2017 年 8 月，国家发改委、国家能源

48、局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 个地区作为第一批电力现货交易试点。2021 年 5 月，电力现货试点范围扩大，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。2）根据各地的电网运行方式以及阻塞断面情况，现货试点地区分别采用全电量集中竞价并统一出清的集中式以及参与主体双边自行调度安排的分散式市场。据省级电力现货市场建设方案探讨，我国广东、浙江、山西、山东、四川、甘肃等采用集中式市场，蒙西和福建等采用分散式市场。图图 13 “十三五十三五”开启电力现货市场试点。开启电力现货市场试点。资料来源：国家发改委、国家能源局、国泰君安证券研究 电力

49、辅助服务市场已实现区域、省级全覆盖。电力辅助服务市场已实现区域、省级全覆盖。2017 年，国家能源局印发完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案，计划通过地区改革试点，分三阶段在“十三五”期间完善电力辅助服务补偿（市场）机制。自 行业专题研究行业专题研究 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 19 2017 年起，东北、福建、山西、甘肃等地相继正式运行地方电力辅助服务市场，截至 2020 年底，全国 6 个区域电网和 30 个省级电网启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖。图图 14 电力辅助服务已实现电力辅助服务已实现各区域、省级市

50、场全各区域、省级市场全覆盖覆盖。数据来源：国家能源局、国家发改委、国泰君安证券研究 表表 6:“十三五十三五”开启并完善地方电力辅助服务市场试点。开启并完善地方电力辅助服务市场试点。时间时间 发布文件发布文件 相关内容相关内容 2016 年年 6 月月 关于推动东北地区电力协调发展的实施意见 建立和完善辅助服务市场，开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。2017 年年 8 月月 山西省电力辅助服务市场化建设试点方案 山西省电力调峰辅助服务分为基本调峰和有偿调峰辅助服务，为基本调峰辅助服务之外的发电机组深度调峰或启停调峰。火电机组

51、在非供热期的基本调峰能力应达到额定容量的 50%。2020 年年 10 月月 东北电力辅助服务市场运营规则 东北电力调峰辅助服务分为基本义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。有偿调峰辅助服务暂包含实时深度调峰、可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用调峰、火电应急启停调峰、跨省调峰等交易品种。实时深度调峰交易补偿费用按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行统计，考虑火电厂最大能力负荷率后进行结算。2020 年年 12 月月 山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020 年修订版）市场主体提供有偿调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足一定调节速率要求，随时平滑稳定地调整出力。并网机组有义

52、务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准。机组有偿调峰交易按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行结算。资料来源：国家能源局地方监管办、国泰君安证券研究 调频辅助服务已进入市场化交易阶段，根据调节性能调频辅助服务已进入市场化交易阶段，根据调节性能指标决定调频补偿指标决定调频补偿价格。价格。1）根据电力辅助服务管理办法，电力辅助服务可分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。其中，调频、调峰等有功平衡服务已进入市场化交易阶段。2）各区域根据其设立的规则，参考调频性能指标中的调节速率、调节精度、响应时间三个参数计算调频补偿价格。调节速率较高、调节精度较高、响应时间较短的主体将获

53、得较高的调频补偿价格。3.4.电力现货电力现货市场开始连续交易，市场开始连续交易，山西等山西等地区试点地区试点成功经验成功经验有望有望催化新型电力系统建设提速催化新型电力系统建设提速 山西山西 的电力现货交易市场经营积累尤为突出。的电力现货交易市场经营积累尤为突出。山西省是我国确定的首批 行业专题研究行业专题研究 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 19 8 个电力现货市场建设试点地区之一。2021 年 4 月，山西电力现货市场开始运行，经历高煤价、夏季迎峰保供、沙尘暴天气造成的新能源出力骤降等因素考验之后，依然保持稳定运行。目前山西省的电力现货交易市

54、场已经形成稳定的“中长期+现货+辅助服务”交易体系，在不间断运行期间降低发电受阻容量约 50%。“山西经验”有望向全国推广，并将带来国内电力现货以及辅助服务市场建设的进一步加速。虽然山西省目前存在光伏发电上网均价较低的问题，但是伴随电力交易辅助服务能力的提升，新能源发电侧也将获得更加精准的发电出力预测曲线以及更加平滑的售电价格曲线。4.火电灵活性改造以及储能需求规模和释放节奏有火电灵活性改造以及储能需求规模和释放节奏有望超预期望超预期 “十四五十四五”期间，我国将形成期间，我国将形成以市场机制为主导的以市场机制为主导的电力现货以及辅助服务电力现货以及辅助服务统一市场。统一市场。1）国家发展改革

55、委、国家能源局发布 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，目标到 2025 年，初步建成全国统一电力市场体系，到 2030 年，基本建成全国统一电力市场体系。2）我国目前电力现货市场未发挥调动调峰资源的市场化作用，辅助服务市场以补偿制为主，未将用户侧纳入定价机制。参考德国的改革路径，我们认为，我国将统一电力现货市场以及辅助服务市场并且完善市场定价机制，引入用户侧承担调峰、调频等服务成本，进一步鼓励电源侧参与电力辅助服务市场。电力市场机制完善将推动火电灵活性改造百亿市场释放。电力市场机制完善将推动火电灵活性改造百亿市场释放。“十四五”期间电力系统进一步低碳转型，现存火电机组将完成 2 亿千

56、瓦灵活性改造，增加系统调节能力 30004000 万千瓦。根据火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景，在不包括储能设备的情况下，平均改造投资3090 元/千瓦。因此，“十四五”煤电灵活性市场空间约 60-180 亿元。随着调节容量的提升，将进一步扩大灵活性改造规模，若考虑存量煤电机组全部改造，则灵活性改造市场空间将达约 600 亿元，同时创造电力辅助服务运维市场。表表 7:“十四五十四五”火电向调节性电源转型释放灵活性改造需求。火电向调节性电源转型释放灵活性改造需求。时间时间 文件文件 相关内容相关内容 2021 年年 10 月月 全国煤电机组改造升级实施方案 存量煤电机组灵活性改造应改尽改

57、，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 30004000 万千瓦，促进清洁能源纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦。新建机组全部实现灵活性制造，探索进一步降低机组最小发电出力的可靠措施。行业专题研究行业专题研究 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 17 of 19 2021 年年 10 月月 2030 年前碳达峰行动方案 加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2022 年年 1 月月“十四五”现代能源体系规划 发挥煤电支撑性调节性作用，加快推进煤电由主体性电源向提供可

58、靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，充分发挥现有煤电机组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设。全面实施煤电机组灵活性改造，优先提升 30 万千瓦级煤电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰。2022 年年 3 月月 2022 年能源工作指导意见 加强煤炭煤电兜底保障能力，科学规划建设先进煤电机组，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源。2022 年年 5 月月 关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案 全面提升电力系统调节能力和灵活性，充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，完善调峰调频电源补偿机制，加

59、大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能项目建设力度。资料来源：国务院、国家发改委、国家能源局、国泰君安证券研究 市场化的新型市场化的新型电力电力系统也系统也将将充分释放储能项目投资充分释放储能项目投资、运营运营意愿意愿。2022年7 月 28 日的政治局会议中提出：“要提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系”。总结来说，国内电力系统面临的是：一方面要求电源端进一步提升新能源装机规模和出力水平，另一方面要求输配端加大新能源电源消纳能力并维持电网高稳定性。这样的背景之下，通过健全的电力交易市场以及辅助服务市场机制，用使用者付费的模式，提升调峰以及辅助服务供给是必然趋势。我们

60、认为，在通过市场化手段吸收储能成本之后，储能的投资意愿将获得充分释放。5.投资建议投资建议 在“保供+消纳”重压之下，建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势，按照德国经验，我们认为我们认为：1）国内会加速完善电力）国内会加速完善电力系统的市场化调峰调频资源配置和定价，山西省的电力现货交易经验有系统的市场化调峰调频资源配置和定价，山西省的电力现货交易经验有望加速向全国推广；望加速向全国推广；2）市场化定价可以落实调峰调频成本传导，彻底释）市场化定价可以落实调峰调频成本传导，彻底释放火电灵活性改造、储能等项目的投资意愿，放火电灵活性改造、储能等项目的投资意愿，从而从而提升电网系统的

61、稳定提升电网系统的稳定性；性；3）电力现货交易市场将创造电价形成和博弈需求，电力交易辅助服）电力现货交易市场将创造电价形成和博弈需求，电力交易辅助服务市场空间巨大。务市场空间巨大。投资建议：投资建议：1）火电灵活性宽负荷改造将带来火电机组烟气治理设备的更新需求。推荐：掌握火电机组宽负荷脱硝核心技术的低温烟气龙头青达环保，以及借助紫金矿业新任大股东优势寻找第二成长曲线的传统烟气龙头龙净环保。行业专题研究行业专题研究 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 18 of 19 2）储能具有响应时间短、调节速率快的特点，可协助火电厂进行联合调频。推荐：转型引入重力储能技术并已

62、开展示范性项目的中国天楹。3）加速完善我国的电力市场化机制是必然趋势，山西省的电力现货交易经验有望加速向全国推广，电力交易的 SaaS 系统搭建需求巨大，受益标的为国能日新。表表 8:盈利预测盈利预测。EPS(元元)PE 公司简称公司简称 代码代码 收盘价收盘价（元）元）2021A 2022E 2023E 2021A 2022E 2023E 投资评级投资评级 中国天楹 000035.SZ 6.70 0.29 0.33 0.42 23.1 20.3 16.0 增持 龙净环保 600388.SH 12.12 0.80 0.95 1.09 15.2 12.8 11.1 增持 青达环保 688501.

63、SH 17.86 0.59 0.74 0.94 30.3 24.1 19.0 增持 数据来源：Wind、国泰君安证券研究 注：收盘价日期 2022-7-29 盈利预测来自国泰君安环保团队公司研究报告 6.风险提示风险提示 新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、技术迭代的风险、重力储能技术尚未通过示范性项目进行商业化验证的风险。行业专题研究行业专题研究 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 19 of 19 本公司具有中国证监会核准本公司具有中国证监会核准的证券投资的证券投资咨询咨询业务资格业务资格 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

64、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

65、投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。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

66、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

67、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

68、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 国泰君安证券研究国泰君安证券研究所所 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 6009 号新世界商务中心 34 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：