投资要点
复盘发现新一轮电改下围绕“源网荷储”的投资机会应运而生：1）2021年，风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力、华润电力、中国电力等年涨幅达137%、230%、244%；2）2022年，受益于山东、贵州等地试点火电容量电价，以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升，主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9月涨幅达到108%；3）2022年，由于全球“缺电”+能源危机，主要储能设备公司派能科技、南网科技等最大区间涨幅达356%、508%；4）2023年，由于《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷侧管理办法（征求意见稿）》的出台，虚拟电厂产业链标的国能日新、安科瑞、威胜信息、南网能源、泽宇智能等绝对收益显著。
新一轮电改背景：绿电占比大幅提升+动力煤价格高企。为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。深刻理解新型电力系统是“源网荷储一体化”的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷。
本轮电改电价市场化趋势下，利好稳定电源火电、水电、核电：电力市场化趋势确定，2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升。我国主要电源侧品种火电、水电、核电、绿电，其中火电的市场化比例达100%，其余水电、核电、绿电的市场化趋势确定，而市场化趋势下，叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在，我们预计未来2年水电、核电的电价中枢或呈现小幅微涨，绿电的电价中枢或呈现小幅微跌。
他山之石：PJM市场优先出清新能源，有利于促进新能源消纳。以美国PJM市场为代表的集中式市场以“中长期差价合同+全电量竞价现货市场”为核心特征，差价合同类似于“期货合同”，本质上属于金融合约。PJM电力市场以节点边际电价作为市场出清价格，发电企业若申报高于边际成本的价格有可能不中标，若低于边际成本的价格，可能拉低统一出清价格损害自身收益；集中式市场能够有效引导企业基于边际成本报价。一般情况下发电机组按边际成本由低到高排序是：新能源发电、水电、核电、低能耗煤电、气电等，除燃气机组外，与节能发电的排序一致。
风险提示：电价波动风险；电改政策不及预期的风险等
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