碳中和背景下，电力板块迎来重大发展机遇，风光是明确主线。依据国务院意见要求，2025/2030/2060 年我国非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上，光伏、风电在实现双碳目标过程中承担着重要任务，“十四五”作为能源结构转换的关键期，整体电力板块投资将有望持续上行。风光是碳中和下的明确主线，十四五期间我国将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地，风电下乡规模达50GW，676 个县被列为整县推进屋顶分布式光伏开发试点。
在一次能源消费及碳排放的双重约束下，我们预计风电累计装机规模将由2020 年2.8 亿千瓦提升至2025 年5.5 亿千瓦、2030 年8.4亿千瓦、2050 年20.1 亿千瓦，2020-2050 年CAGR 达6.8%；光伏累计装机规模将由2020 年2.5 亿千瓦提升至2025 年7.1 亿千瓦、2030 年12.4 亿千瓦、2050 年30.6 亿千瓦，2020-2050 年CAGR 达8.7%。
风光设备降本趋势不改，政策助力融资成本降低。风电方面，机组大型化趋势下，陆上风电已进入平价时代，风机招标价格已下探到2000 元/kW(不含塔筒)；海风平价时代逐步来临，浙江680MW海风项目开标价格较2020 年采购均价下降约40%-50%。机组大型化趋势叠加技术进步和产业链整合，风电未来仍有降本空间。光伏方面，近年来组件技术升级、电池转换效率提升驱动成本快速下降。2021 年底国内硅料新增产能超10 万吨，短期新增产能相继投产使得硅料价格高位缓和，长期超200 万吨多晶硅产能陆续释放将进一步缓解成本压力，到2025 年，光伏发电LCOE 将下降至0.22-0.46 元/Kwh 之间。融资成本方面，随着碳中和债、碳减排支持工具渐次落地，新能源运营商融资成本进一步降低。
新能源消纳需求保障充分，绿电交易溢价持续上行。各地区非水电最低消纳责任权重逐年递增，2021 年全国消纳责任权重平均值13.38%，2022 年的预期目标提升至14.63%。能源双控制度对超额消纳量实行绿电消费豁免，进一步提升绿电消纳需求。绿电交易机制将新能源电力环保属性货币化，交易溢价已由2020 年9 月首批绿色电力试点交易的0.03-0.05 元/kWh 上涨至浙江绿电交易的0.061 元/kWh 再到2022 年江苏年度交易0.072 元/kWh.2022 年1月发改委等印发《促进绿色消费实施方案》，指出加强绿电交易与碳排放权交易的衔接，进一步明确绿电消费需求。根据50-60 元/吨的碳交易市场价格测算，当前绿电溢价约0.05 元/kWh.IMF 预计到2030 年碳价提升至每吨75 美元或以上，据此测算，2030 年我国绿电溢价空间有望提升至0.36 元/kWh。
电价改革加速，火电盈利有望回归公共事业属性。电价市场化改革加速推进，电价上浮范围调整至20%，价格形成机制更加灵活。
2022 年年度长协交易中，江苏火电成交价格较基准上涨19.4%，陕西双边协商成交价顶格上浮20%。此外，电价改革要求取消工商业目录电价，以“推进工商业用户都进入市场”作为重要改革措施，随着工商业用户涌入下游市场，电企议价能力进一步增强。
2021 年12 月，煤炭100%长协定价措施出台，政策定调持续加码煤炭保供，煤电博弈有效化解，度电价差恢复稳定。随着煤价和电价的联动性愈来愈强，火电度火电有望回归公用事业属性，估值体系即将重构。
