1、 敬请参阅最后一页特别声明 1 展望容量机制推广，为传统保供电源火电投资与盈利结构改善带来利好。推荐“火转绿”龙头华能国际等。展望调节补偿市场化，为源网侧调节资源建设带来利好。推荐火电灵活性改造脱硝设备龙头青达环保、抽水蓄能运营商南网储能、储能温控设备商申菱环境等。展望需求侧开发“0”到“1”过程。推荐综合能源及工商业储能运营商南网能源、苏文电能。（完整推荐见文内）。海外共识：建立平衡机制，发挥电能量/辅助服务市场作用。海外成熟电力市场的调度通过电力市场交易实现，市场成员实际发电量与合约发电量之间的差别一般通过“实时市场”进行结算，其平衡机制通常由电能量+辅助服务组成，表现为：（1）设置较宽的

2、现货市场电能量出清价格；（2）为不同辅助服务品种设置差异化市场模式。海外分歧 1：集中式 VS 分散式市场模式。根本差异：（1）现货全电量竞价 VS 偏差电量竞价。市场模式影响调节资源收入结构，集中式市场更有利于赚取电能量收益；（2）出清模型对网络约束/机组技术约束的考虑。集中式市场牺牲自由度、减少了实际交割时电网/机组运行参数的限制与隐患；而分散式市场平等对待各类主体，更有利于需求侧资源发挥。海外分歧 2：容量补偿存在的必要性。容量补偿是以增量事前成本换取用能安全，对两者平衡点判断差异带来选择差异，用能安全诉求降序依次为美国 PJM、得州 CAISO、德国市场：（1）美国 PJM 市场容量拍

3、卖前置：基于 VRR曲线的 BRA 市场价为锚，引导传统电源投资决策；（2）得州稀缺定价机制：设置极高出清价格上限给予保供机组事后补偿、筛除高弹性用电需求；（3）德国逐级平衡基团+储备电厂：虚拟电厂调动多类分布式资源实现小尺度平衡，欧洲跨境大电网+电网自储备电厂作为托底保障。国内现状：源网侧补偿政府定价、需求侧管理方兴未艾。目前多数省份已实行政府指导定价模式的调峰/调频/备用等辅助服务补偿机制、个别省份设置了政府指导定价模式下的容量电价机制；各省需求侧管理目标开始提出。适应我国国情的电力市场化道路：完成发输配售分离：回溯历次电力体制改革，均围绕电网职能的明确，当前发输配售分离已接近完成。往后看

4、将进一步缩小购售电规模、并使调节资源调度市场化。建设可明确电能量/辅助服务价格信号的集中式市场，主因：（1）市场建设初期各类主体仍不成熟，分散式报价能力有限；（2）可给予更明确的价格信号。存在 2 个仍待发展的方向：（1）类比海外市场机会成本定价法，拉大现货价格上下限；（2）电能量与辅助服务联合出清。这将利好赚取峰谷套利收益的储能类调节资源。建设可明确调节资源成本回收的容量市场，基于 3 类现实背景：（1）我国当前电量/负荷增速仍较高；（2）由计划向市场化过渡初期极端电价容忍度有限；（3）源荷分离规划下高度互联的电网体系建成尚需时日。这将利好火电及火电灵活性改造（不同于海外气电，考虑多出的灵活

5、性改造成本符合国内情况）。电力市场化推进节奏不及预期；电力市场化推进带来市场交易难度增大、量价风险增大；保供电源、调节资源需求不及预期风险等。敬请参阅最后一页特别声明 2 内容目录内容目录 1、海外电力市场发展的共识与分歧.5 1.1 共识：建立平衡机制，发挥电能量/辅助服务市场作用.5 1.2 分歧 1：集中式 VS 分散式市场模式.7 1.3 分歧 2：调节资源容量补偿之争.10 1.3.1 PJM：容量拍卖前置.10 1.3.2 得州：稀缺定价机制.14 1.3.3 德国：逐级平衡基团+储备电厂.14 2、国内现状：源网侧补偿政府定价、需求侧管理方兴未艾.17 3、向市场化迈进，探索适应

6、我国国情的选择.20 3.1 发输配售分离，基础工作已接近完成.20 3.2 建设集中式市场，明确电能量/辅助服务价格信号.21 3.3 建设容量市场，明确调节资源成本回收.22 4、投资建议.27 5、风险提示.29 图表目录图表目录 图表 1：电力实时平衡特点决定平衡机制的必要性.5 图表 2：海外电力市场普遍存在平衡市场.5 图表 3：电能量（现货）与辅助服务构成平衡市场上的主要交易标的.6 图表 4：海外电力现货市场普遍设置较宽的价格区间.6 图表 5：两类市场模式差异比较汇总.7 图表 6：两类市场模式根本差异（1）中长期与现货市场衔接方式.7 图表 7：两类市场模式根本差异（2）出