核心观点：

发电业务：盈利脱钩燃料周期，供需确定利润空间。2008 年美国页岩气革命开始，天然气供给的增加叠加燃气发电低建造成本等优势下，天然气发电迅速挤占燃煤发电份额，并于2015 年成为第一主力电源，2022 年末天然气发电量占比已达43%、燃煤发电降至16%；同时风光发电亦有序发展，截至2022 年末风光发电量占比升至14%左右。伴随高波动的新能源占比陆续提升，美国电力市场改革完成经济性向可靠性的转变。以PJM 市场为例，发电盈利可拆分为发电量+机组容量两部分，电价顺燃料周期调整及电力供需平衡后，测算发电利润率处于2~4%（度电0.1-0.3 美分）；容量部分伴随低建造成本的天然气发电增加后，当前度电增厚在0.9~1.2 美分。伴随美国市场逐步完善，2009-2015 年卡尔派电力（2018 年私有化退市）EBITDA 利润率稳定在22%。

辅助服务：风光高比例强化辅助服务需求，备用调频收入倍增。美国并不单独运行调峰市场，主要利用电能量现货交易完成调峰服务，而备用、调频服务结算价格均考虑电能市场机会成本的影响。以高风光接入比例的CAISO 市场为例，风光发电占比突破15%后，2016、2017 连续两年气电备用+调频收入翻倍增长，当前气电备用+调频收入折至度电约稳定在0.1 美分/度；测算对调峰至50%负荷的气电机组实际形成了约1~1.5 美分/度的削峰补偿。我们总结深度调峰盈利的三因素：（1）峰谷价差拉阔：2016 年至今CAISO 市场峰谷价差由102%增至250%；（2）燃料价格下行：低负荷运行将造成气耗提升，低燃料成本缩小单位变化；（3）峰价时段增多：单位时间调峰补偿力度加大。

我国启示：电改推动综合辅助服务千亿空间，关注新能源送出及消纳突出地区。2 月辅助服务电价纲领性文件落地，提出半年内各地上报“实操方案”，预计落地在即。我们测算2030 年综合辅助服务市场空间3880亿元，火电作为辅助服务提供主体，势必显著受益。我们认为，有望出台较高补偿的省份可能主要位于新能源的送出或消纳中心：送端而言，2024 年上半年青海、甘肃等15 个省市区风光发电量占比超15%；受端来看，保消纳、保供电双重压力的省份，会更有动力提升辅助服务补偿标准，如非水可再生能源消纳责任持续提升的江苏、浙江等。同时参考CAISO 调峰市场对低效机组的出清，预计大容量机组有望充分受益。

辅助服务落地在即，火电商业模式革新、绿电有望建设加速。辅助服务落地加速火电三部曲，关注高ROE+高分红+低估值兼备的华电国际H、浙能电力、华润电力、广州发展，高股息申能股份，高成长国电电力、皖能电力，低估值中国电力，关注灵活性改造青达环保；绿电龙头三峡能源、龙源电力等。

风险提示。改革不及预期；煤价超额上涨；绿电装机进度低预期。