行业观点
低碳化、去依附驱动中国能源转型，电力系统成为主战场。“双碳”目标+2022年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性。而重塑能源结构聚焦电力系统，要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。新型电力系统“保供”的系统成本增加，亟需深化电力体制改革、建立合理的电价形成机制。
“限电”凸显火电调节功能重要性+电力市场化改革加速，运营商和设备商迎来机遇窗口。能源结构转型之初遭遇两次“限电”，归因于火电缺位和能源资源和负荷的区域性错配。新型电力系统的安全运行有赖于增加火电装机冗余度（上备用）和灵活性改造（下备用）。2023年运营商和设备商的主要逻辑分别为：
设备商：1）火电与核电合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。预计到25年，火电理论装机量需达14.8亿千瓦，对应煤电装机增量最高可达3亿千瓦，超出“十四五”原规划。2）火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短。随着各地现货市场试点+容量补偿政策推出，需求有望在短期内快速释放。
运营商：1）增量：“十四五”电力供需紧平衡，火电有望“增容不减量”。2）降本：11M22煤价在供暖季罕见大幅下行说明供应偏松，23年煤价中枢有望进一步回落。3）提价：现货市场试点范围扩大，交易价格由供需主导且不受20%涨幅上限限制，提供电价进一步上涨空间。但参与现货市场带来的电价上涨空间不足以弥补燃煤机组利用小时数下降对净利润所造成的影响，考虑电企合理收益诉求，展望容量市场相关政策全国推广。
2023年新能源装机增量有望踏上新台阶，电网和大储投资空前。鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速，预计23-25年风、光新增装机合计分别为175、195、200GW。据测算，未来3年每少投产1条特高压将影响12-15GW新能源装机并网，特高压核准开工提速大势所趋。“十四五”主、配网投资需求双高，预计电网侧投资共计约2.5-3万亿元：国网实际投资额约2.3-2.5万亿、规划投资额年均增速超10%；南网规划投资约6700亿，较“十三五”规划投资额增长33%。此外，新能源装机扩大利好有强配要求的国内大储，电源侧仍是增量装机的主要来源，21-25年国内三侧储能合计装机CAGR100%。
投资建议
2023年电力现货市场铺开给予涨电价空间，推荐煤炭煤电新能源联营的国电电力、华能国际、华电国际，及区域性龙头；新能源关注背靠综合能源集团的三峡能源、龙源电力。
关注火电装机或超预期+灵活性调节资源发展带来的设备端及运营端投资机会。
关注因电网投资增加带来的电网特高压板块投资机会，新能源装机加速带来的大储放量。
风险提示
新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期；电力市场化进度不及预期；煤价维持高位影响火电企业盈利；补贴退坡与核查影响新能源发电企业盈利等。环境治理政策释放不及预期等。