“AI+新能源”大势所趋，赋能降本增效与能源转型。特高压方面，年内“4直”核准高确定性，另有“1交5直”加速推进，2023年有望成为特高压大年。充电桩方面，2023年利好政策密集催化，公共桩使用率加速提升，机构看好龙头公司受益行业β上行实现业绩高增。

风电设备：2022年暂受风电装机低谷影响，低谷过后业绩有望回暖

2022年和2023第一季度风电设备板块的业绩受到海风小年和装机淡季的影响而出现小幅下滑。风机大型化进度加快，单MW主机招标价格下行，风电主机板块收入增长但盈利能力下滑，头部企业间的竞争加剧。受到下游装机不景气和原材料价格上涨的影响，2022年风电零部件和海风电缆板块的收入和业绩均承压，但随原材料价格的回落，2023第一季度盈利能力有所修复。

电网设备：受益于“十四五”电网投资加码，盈利修复和业绩增长有望实现

新能源装机提升，催生电网改造需求。2022年和2023第一季度电网设备板块收入和业绩均实现较快增长。一次设备板块的多数公司在2022和2023第一季度的收入与业绩均实现较快增长，盈利能力不断增强。二次设备的收入和业绩稳步增长，但受大宗商品等原材料成本拖累，2022年盈利能力有所下滑，但2023第一季度则出现好转。

电力：2022年发电量增速下滑，发电龙头展现经营韧性

由于来水偏枯等因素的影响，2022年水电发电表现较弱，致使水电板块收入和业绩增速下滑。但经过资产整合等措施，水电板块2023第一季度的收入业绩重回正增长。风电投产节奏影响2022年风电发电量和利用效率，但2023年预计情况会有好转。2022年和2023第一季度风电板块收入增长稳健，但由于平价上网和资产计提等因素，净利率有所下滑。随着核电装机和发电量近几年平稳增长，2022年和2023第一季度核电板块的收入和业绩实现稳健增长。

“双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全稳定

构建新型电力系统是实现“双碳”目标的必要条件和重要路径：电力行业碳排放占比较高，清洁低碳发展是实现“双碳”目标的必要条件；“终端用能电气化+电力系统脱碳”是实现“双碳”目标的重要路径。坚持先立后破，新型电力系统发展节奏有所调整：自2021年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整，不再强调以新能源为主体，转而强调新能源占比逐步提高，即需要逐渐发展。

源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险需要给予更多关注

消纳压力逐渐显现，部分区域风光利用率下行。2022年全国整体新能源消纳情况尚可，但弃风率较2021年已经出现边际上升，部分新能源大基地所在地区消纳率较低。新能源出力的同质性与反负荷特性在装机占比快速提升后更为显现，“零电价”“负电价”频现，在现存“基于边际成本出清”的电力现货市场环境下会导致其大发时电价低而又难以在高电价时段获利，收益率存在下行风险。“消纳难”源于源荷时空错配，且难度伴随新能源电量占比提升而加大，其带来的系统成本也呈现非线性增长特征。

电网与调节资源分析

特高压建设慢于电源建设速度，电力系统调节能力有待进一步加强。新能源消纳情况在供给侧主要取决于跨省跨区电网建设和灵活性资源的发展。特高压电网可以通过远距离电力输送，实现大范围资源配置与优化。其规划较早，但2022年开工建设工程进度不及预期，且相关电网投资并未因高比例新能源装机并网而出现阶段性大幅增长，仍维持平缓增长。调节资源方面，我国灵活性资源相较欧美先天不足。电化学储能体量较小，利用率低，且仅足以支撑小时级调节，其发展仍需要技术进步、持续降本带来经济性提升，及相关市场化机制实现成本的疏导转移；抽水蓄能限于工期较长，自然条件要求较高，建设情况较为复杂，难以实现超预期发展；煤电的启停和爬坡速度较慢，且火电灵活性改造成本尚难疏导，积极性或不及预期。需求侧响应目前仍在发展初期，市场化交易机制尚未成熟。风光制造成本下降与系统性成本上升情况：随着硅料产能逐步释放，其价格对于组件降价的边际影响逐步减弱；产业链生产效率提升速度逐步趋缓，进一步通过技术进步与规模化生产实现降本的空间相较过去有限。反观系统的容量备用与调节性等成本却伴随新能源占比提升而快速增长，并呈现非线性特征。

重新重视传统能源电力在新型电力系统中的作用

在大多能源电力供需模型中，对于未来能源电力的增量需求都是基于线性高增长外推下的新能源发展予以满足的，但随着阶段性消纳问题渐显，需要重新审视新能源的增量空间，由此就需要更多的传统能源来满足增量需求。同时能源安全越加得到重视，在电力系统高电力电子化、等效惯量减小等背景下，电网的频率波动问题日益凸显。因此，新型电力系统需要保有和发展一定的传统电源，以维持电力系统的安全稳定运行。火电运营商有望从调峰补偿和容量支撑等方面获得更多收益。

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