在经历历史投资退坡与分化后，我们认为大型源网工程的投资体量将从2023年开始快速增长，包括火电新建及改造、抽水蓄能、特高压及主网建设等。我们预计2023年火电投资体量有望达到1600亿元，增幅100%；抽水蓄能2021年仅核准5座电站，而2022年共计核准45座电站，支撑2023年开工投资；2022年在建的特高压交流站与换流站共计6座，而2023年在大基地、大电源的带动下这一数字有望达到16座，从而带动主网投资加强。

截至01 月11 日，美国天然气期货价格为3.67 美元/百万英热，环比(01.04)下跌0.5 美元/百万英热，跌幅11.99%。截至01 月11 日，荷兰天然气期货价格为20.69 美元/百万英热，环比(01.04)上涨0.48美元/百万英热，涨幅2.38%。美国方面，美国亨利港（HH）期货价格呈震荡调整趋势，根据美国气象局预测，近期美国本土地区气温保持温和，但未来北部入境冷空气将席卷美国中部地区，预计未来气温将有所下降，各地天然气使用需求预期性增加，支撑美国亨利港（HH）期货价格上行，但由于目前欧洲LNG 进口需求疲软，天然气价格炒作行为减少，且目前美国国内天然气供应充足，带动美国亨利港（HH）期货价格下行。

加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源开发利用体系。推动新能源集中与分布并举、陆上与海上并举、就地利用与远距离外送并举，构建新能源多元化开发利用新格局。积极推动多时间尺度储能规模化应用、多种类型储能协同运行，保障电力系统中高比例新能源的稳定运行，缓解新能源发电特性与负荷特性不匹配导致的短时、长时平衡调节压力，提升系统调节能力，支撑电力系统实现动态平衡。

风电全面平价后降本增效显著，支撑行业转型需求导向。经历2020 年陆风抢装潮与2021 年海风抢装潮后，2022 年中国风电补贴全面退坡，风电装机直接参与平价竞配。通过风机大型化与发电效率提升等路径降本，2021年以来陆上风电已实现平价，中国陆风LCOE 达0.2-0.3 元/kwh。在IRR 维持6%假设下测算，海风LCOE 逐渐降至0.45 元/kwh 左右，部分沿海省份在地方补贴支持下率先实现平价，推动装机需求释放。

2021 年，受“双碳”目标影响，氢能产业成为了最受关注的产业之一。全球20 多个经济体制定了与氢能相关的发展计划，氢能成为新能源产业新的风口，步入高速发展期。全球氢气产量超9000 万吨，中国氢气生产与消费超过3300 万吨，成为当之无愧的氢气消费大国，截至2022 年2 月，中国已建成加氢站252 座，超过日本成为全球第一。全球氢能的应用集中于石油精炼及化工业生产中，随着技术进一步发展，未来氢能在交通运输、储能等领域有着广阔的市场前景。2021 年作为中国“十四五”开局之年，国家密集出台多项政策，针对氢能产业的制、储、
运、加、用各环节给予指导与支持，中国氢能产业在未来几年即将实现产业规模的迅速扩大。

2021 年是中国“十四五”开局之年，中国光伏行业立足新发展阶段，保持了稳中有进的发展态势。尽管受新冠肺炎疫情及光伏产业链价格高企等因素影响，光伏发电装机需求释放不充分，但全年光伏发电装机达到54.9GW，新增装机规模再创新高，连续9 年位居全球第一，其中分布式新增光伏发电装机占比首次突破50.0%，呈现出良好增长态势。随着光伏补贴下行，光伏产业逐渐由政策导向转变为市场驱动，在“碳中和”目标引领下，各个企业纷纷跨行业布局光伏产业，行业活力持续增强，企业创新能力持续提高，大尺寸硅片、N 型电池、高功率组件有望稳步量产，市场渗透率不断上升。另外光伏技术进步带来成本下降，平价上网时代的到来开启了光伏大规模发展新的征程，脱离补贴的光伏产业在“整县推进”“能源大基地”“一带一路国际能源合作”等顶层设计支持下迎来更高质量发展的新契机。

1）电力板块行情方面，相对收益明显、绝对收益难做；2）电力供需形势方面，二产拖累，一产和居民用电提 升，电源投资是行业为数不多的亮点；3）企业盈利表现方面，已走过至暗时刻、曙光就在眼前。

1）平价背景下，补贴刺激+消纳受限两项核心扰动因素消 除，风电新增装机量有望摆脱周期性波动特点；2）大型化 趋势下，经济性将驱动行业进入内生性成长的新阶段。双 重变革之下招标量先行，2022 年风电主机招标规模高速增 长，根据我们不完全统计，截至12 月31 日，2022 年风电 主机招标规模累计达到95.35GW（不含集中采购以及招标 框架），明显超21 年全年水平，有力支撑后续装机需求。

月度专题点评：云南设立调节容量市场，明确煤电调节价值。新政要 点：鼓励新能源购买煤电容量调节服务，若未达标将导致上网电价受 损。云南鼓励配储比例未达装机规模10%的新能源企业向省内煤电企 业自行购买系统调节服务。调节容量价格由买卖双方在 220 元/千瓦·年 上下浮动 30%区间范围内自主协商形成。新政意义：煤电调峰能力可 被等效为储能调节，以装机容量计，最高可获得114.4 元/千瓦·年的容 量补偿。云南调节容量市场机制是对于煤电调峰价值的制度化和市场 化认可，将煤电调峰能力与储能调节能力等效对待，当地燃煤火电机 组有望迎来业绩修复。新政影响：电力市场化改革推进下，煤电有望 实现经营纾困，新能源和储能收益恐受影响。云南新政针对煤电企业 实施增量补偿，煤电有望实现经营纾困。“谁提供，谁获利；谁受益， 谁承担”的市场化原则下，新能源需要额外承担辅助服务费用分摊的 局面有望持续，收益率存在下行风险。煤电调峰能力与储能租赁同台 竞价，储能市场空间恐被挤占和压缩。

随着新增硅料产能投放与爬坡，硅料不会成为限制光伏装机的因素，硅料与硅片价格同步下跌，会相继刺激国内与海外的需求，预计2023 年光伏装机将达到340GW，存在进一步超预期的空间。