电力供需持续增长，消纳能力制约新能源发展
综合来看，2022年受疫情影响，全社会用电量增速有所放缓。全年电力供需总体平衡，非化石能源发电装机比重继续提高，同时发电量增长迅速，随着“十四五”政策推动新能源的发展，新能源将成为未来电力供应主导力量。从电力消费结构来看，第三产业相较于第二产业对用电量的拉动作用将逐步增大，电力消费结构将进一步优化。2022年夏季持续高温带来电力需求猛增，全国部分省份出现“缺电”现象，电力结构失衡问题凸显。在发电领域，水电、风电、光伏发电量的大小分别受来水量、风量、光照分布的影响，极不稳定。而火电作为电力的基础电源，中短期仍将承担能源保供的重任，储能项目的建设与技术发展也将左右新能源未来对电网的实际贡献。
燃料成本高位运行，火电盈利承压，灵活性改造成为调峰重点
2022年动力煤市场价格整体前涨后稳，持续在高位震荡，大型发电集团到场标煤单价同比上涨，仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。随着国家发改委303号文对于长协煤执行力度的逐步提升以及国内煤炭产能的逐步释放，预计未来燃料成本将缓慢下降，火电企业盈利能力有望得到恢复。目前火电电厂运营效率分化，坑口电厂依靠煤炭资源优势仍能维持盈利水平，但沿海电厂受动力煤价格波动影响大范围亏损。从火电投资完成额来看中电联数据显示，2022年前三季度火电投资完成额547亿元，同比增长47.5%，火电投资增长趋势明显。火电核准装机容量，核准进度明显加快。伴随着新能源装机规模的快速提升，局部地区新能源消纳形势依然严峻，火电灵活性改造具备广阔的发展空间。根据国家发改委、能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间完成2亿千瓦存量煤电机组灵活性改造，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。此外有关政策积极推进建立市场化容量补偿机制，火电灵活性改造机组作为保障电力供应的可调节电源重要性凸显，后续随着容量补偿机制的逐步完善，火电作为调峰电源的价值有望逐步体现，火电灵活性改造积极性有望提升。
新能源为“十四五”规划重要发展方向
我国煤炭和石油消费占一次能源消费比例高于全球平均水平，碳排放主要源于总量居高难下的能源消费。其中，煤炭、石油消费是碳排放最主要来源。2021年，我国煤炭消费总量占能源消费总量56%；另外，我国能源强度约为全球平均水平的1.5倍，是欧盟国家平均水平的2.7倍。我国全部二氧化碳排放量约有 88% 来自能源燃烧。若要实现碳达峰目标主要依靠减排，首当其冲应通过能源转型实现减排，并以增强科技进步、创新为突破，构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统以风力发电、光伏发电等新能源占据主要地位，煤电应由传统的基础性能源变成备用的调节性能源。随着国家“十四五”规划“碳达峰、碳中和”目标的确定，国内光伏行业将迎来大规模、高比例、高质量跃升发展阶段。五大发电集团计划“十四五”期间合计新增清洁能源装机约327吉瓦，较2020年末增幅172%。
2022年6月1日，发改委等九部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》。规划提出，2035年我国将基本实现社会主义现代化，碳排放达峰后稳中有降，在2030年非化石能源消费占比达到25%左右和风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的基础上，上述指标均进一步提高。从短期看，我国将坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东、中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，非化石能源消费比重将由2021 年的16.52%增长至2025年的20%，到2030 年达到25%；到2030 年，风电、光伏发电总装机容量达到12 亿千瓦以上。
海风以及“以大代小”将成为风电发展新的增长点
风电方面，2022年1-10月随着2021年海上风电“抢装”结束，全国新增装机增速同比放缓。但随着风机价格的不断走低，风电项目收益率逐步提升，下游运营商装机热情并未完全消退。未来随着海上风电建设、运输成本的持续下降以及“以大代小”对老旧风机的扩容升级，风电装机未来仍将保持较高增速。
上游成本持续下降刺激光伏装机需求
光伏方面，2022
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绿电市场化交易改革持续
2022年1-7月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量43102.4亿千瓦时，同比增长43.3%，占全社会用电量比重为60.1%，同比提高16个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为34251.2亿千瓦时，同比增长42.7%。2022 年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》作为未来十年指导电力市场建设的纲领性政策文件，提出到2025 年初步建成全国统一电力市场体系，2030 年基本建成全国统一电力市场体系。电力市场化交易是未来发展的必然趋势，新能源将全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择。
从绿色电力交易方面，2021 年9 月国家发展改革委正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，绿色电力交易正式开市，由风电、光伏发电产生的绿电正式单独计价上线交易。绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业所有。绿电交易机制对于平价风电、光伏项目有望增厚其项目收益，进一步推动新能源全面市场化发展。
从碳排放权交易方面，2021 年7 月16 日，全国碳排放交易体系正式启动。碳交易市场的到来，能够降低全社会减排成本，促进低碳投资。随着碳排放定价机制的不断完善，碳排放权交易市场将更好地发挥对节能减排的支持作用。未来新能源发电企业的利润来源也有望从单一的发电收入，扩展为包含电力交易、CCER（国家核证自愿减排量）收益等综合收入。
投资建议：关注补贴回款较好与资产结构均衡的标的
2022年7月15日，国家电网发布《国家电网有限公司关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，下发第一批补贴资金合计399.37亿元。8 月中国南方电网有限责任公司发布《关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知》，其主要职责包括负责南方电网公司经营区域内可再生能源发电补贴的月度需求汇总统计，编制月度资金需求计划，并对补贴资金缺口开展专项融资，电网牵头融资解决补贴缺口。通过南方电网本次发布的文件来看，由电网公司牵头组织进行可再生能源补贴缺口专项融资的解决方案已明确，并已经在逐步落地。11月14日，中央预决算公开平台发布《财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，本次可再生能源电价附加补助下13个省区，总计47.1亿元。新能源发电项目的补贴拖欠问题由来已久，补贴的回收情况直接影响下游电力运营商的现金流。随着绿电补贴的不断下发与落实，下游绿电运营商现金流有望得到改善，将加快与确保“十四五”期间的新增装机建设的步伐。
新能源发电是我国“十四五”战略的重要环节，经济性与消纳能力是决定其发展的重要因素。储能、火电调峰成为解决消纳问题的重点，电价改革以及上游成本下降成为左右项目经济性的重要因素。目前来看，优先选择装机容量增长稳定与火、绿电配置均衡的企业作为投资标的，其次随着国企改革的进一步深入，可以选择有集团资产注入预期的公司，如：中国电力（2380），国家电投集团旗下新能源旗舰上市公司，资产丰厚且火、绿配置均衡，公司坑口电厂占比较高，具备燃料成本优势；华润电力（836），公司派息稳定且新能源储备项目丰厚，加上火电机组效率较高，且分布在电力需求旺盛的中、东部地区，发电利用小时行业排名靠前，潜力巨大。龙源电力（916），风电运营龙头企业，集团明确未来将注入新能源资产，以及公司“以大带小”扩容老旧机组，未来新增装机确定。协和新能源（182），在手风资源优质项目丰富，运维能力突出。
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