1月6日国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，绿电作为增量主体大力发展，煤电仍是“压舱石”。坚持大力发展新能源，绿电增量主体地位再度强调。截止到2021年年底，新能源发电量占总发电量12%，到2030年新能源要成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%。“十四五”“十五五”都将是新能源快速发展时期。煤电作为电力安全保障的“压舱石”仍凸显重要性。2030年前煤电装机量和发电量仍将适度增长。
《蓝皮书》以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径：1）加速转型期（当前至2030年），新能源逐步成为发电量增量主体，煤电仍是电力安全保障的“压舱石”；2）总体形成期（2030年至2045年），碳排放由峰值水平平稳降低，新能源发展重点转向增强安全可靠替代能力和积极推进就地就近消纳利用；3）巩固完善期（2045年至2060年），新型电力系统进入成熟期，具有全新形态的电力系统全面建成。
当期处于加速转型期，要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划实施碳达峰行动。量化目标为，2030年非化石能源消费比重达到25%；户侧灵活调节和响应能力提升至5%以上；终端用能电气化水平提升至35%以上；推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%、发电量占比超过20%；2030年抽水蓄能装机规模达到1.2亿千瓦以上；2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。对照2030年时点目标，与此前十四五规划、国网南网规划、市场预期相比，蓝皮书指标量级相同，但是略保守。
“源网荷储”解决消纳困境，储能成为重要增量，长时储能远期将迎重要发展机遇。《蓝皮书》指出，推进新能源与调节性电源的多能互补，推广电力源网荷储一体化发展模式，加强源荷互动，打造源网荷储聚合体。推动系统友好型“新能源+储能”电站建设，实现新能源与储能协调运行，大幅提升发电效率和可靠出力水平。加强储能规模化布局应用体系建设。《蓝皮书》指出，结合电力系统实际需求，统筹推进源网荷各侧新型储能多应用场景快速发展。在保障“新能源+储能”电站的同时，统筹布局电网侧独立储能及电网功能替代性储能，保障电力可靠供应，并积极推动电力源网荷储一体化构建模式，灵活发展用户侧新型储能，提升用户供电可靠性及用能质量。
加强电力系统智慧化运行体系建设。《蓝皮书》指出，依托电力系统设备设施、运行控制等各类技术以及“云大物移智链边”等数字技术的创新升级，推动建设适应新能源发展的新型智慧化调度运行体系，推动电网向能源互联网升级，打造新型数字基础设施，构建能源数字经济平台，助力构建高质量的新型电力系统。新型电力系统改造将为电力IT企业带来新一轮发展机遇，比如南网科技、$国能日新(SZ301162)$、$东方电子(SZ000682)$ ，其他的还有云涌科技、朗新科技、远光软件、国网信通。
除此之外，蓝皮书的另一亮点在呼吁推进电力体制机制改革，坚持市场导向。提出建立层次分明、功能完备、机制健全、治理完善的全国统一电力市场体系，推进各类可再生能源参与绿色电力交易，完善中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场机制，加强绿证市场、碳市场、电力市场的有序衔接。我国当前电价体系与转型战略表现出极大的不兼容，集中体现在煤电燃料成本传导、绿电调峰储能传导、碳排放成本传导以及地方保护与央地矛盾。受此影响，2022年港股电力板块出现大幅度回调，而A股电力板块表现则相对稳健，分野的核心原因即电力体制改革预期。
展望未来，解决能源供需紧张、保障能源自主可控仍是重要的投资主题。立足能源自主可控，电源投资正当其时。22年国家电网集中公开招标信息也印证了我国新型电力系统快速推进，2022年1-11月电网投资达4209亿元，同比增长2.6%，全年电网投资有望实现稳增长。
特高压方面，2022年主要系交流项目集中落地，综合项目必要性和目前项目储备看，2023年有望迎特高压直流开工大年。2023全国能源工作会议上重点强调了进一步提升跨省跨区电网错峰支援和余缺互济能力。2023年风光目标装机近2亿千瓦，新能源建设提速给北方新能源消纳带来了较大压力。特高压解决新能源消纳，在规模以及经济性方面均具有明显优势，同时也可以解决南方缺电问题。2022年受疫情等因素影响，特高压直流建设落空，2023年随着第二批风光大基地陆续开工，特高压建设也将提速。重点关注主网侧（交直流特高压、超高压）投资机会，特高压核心设备供应商许继电气、思源电气、国电南瑞可能有机会。
煤电作为电力安全保障的“压舱石”仍凸显重要性。2030年前煤电装机量和发电量仍将适度增长，我们认为，“十四五”时期煤电将再迎快速增长期，“十五五”阶段煤电装机增速放缓，总量仍有增长空间。火电转型，价值重估。一方面，基于当下能源供需紧张局面和当前电力系统的实情，“十四五”期间火电有望迎来新一轮装机热潮。一方面，长协煤比例逐步提高，煤价松动盈利有望修复。另一方面，火电灵活性改造配套政策和辅助服务市场政策机制不断完善，有助于火电充分发掘容量和调峰特性，驱动火电灵活性改造，并为未来火电盈利再开源。煤电新增和灵活性改造的青达环保、清新环境大概率受益，火电龙头标的华能国际、国电电力；具有区域优势且有望盈利改善的福能股份、宝新能源；火电主机生产商龙头东方电气、上海电气、华光环能等也是受益标的；
储能角度，电力保供和新能源消纳压力同步加大。适应新型电力系统发展，调频、调峰、备用是关键，三类调节的时间尺度不同，因而灵活性资源（即泛储能，包括储能、火电等类储能及需求侧响应等）也需要多维度配置。从产业发展看趋势：（1）调频：电化学储能最具增长潜力。（2）调峰：在典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）下，锂电池储能、抽水蓄能、火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）、火电灵活性改造（顶峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）调峰成本比为1:1.48:0.72:2.26。①短中期，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系；预计23年缺电力问题加大，锂电池储能对标火电（顶峰能力不足，需新建装机）情景，具有经济性优势，有望高速增长；24年缺电力问题有望明显缓解，锂电池储能对标火电（顶峰能力充足，无需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性优势明显，有望大规模开启。②长期视角下，新能源渗透率提升带动长时调峰需求，抽水蓄能和火电灵活性改造经济性将有所提升，锂电池储能仍需积极降本。（3）备用：氢能商业化之前将依赖火电进行应急保供。火电在严格保供情景下中长期净增4400-5600万千瓦/年，合理保供情景约2200-3200万千瓦/年。两种情景差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间。
从投资视角看节奏：（1）以锂电为代表的电化学储能最具发展潜力，①23年将受益于建设速度快和缺电力（缺顶峰能力）问题扩大化，在峰谷价差进一步拉大背景下，有望迎来加速增长；24年后需要与火电灵活性改造竞争配置。②长期来看，电化学储能在调频、调峰、备用场景具有不同价值，应关注电力市场建设进展，若能够对电化学储能在不同场景下的不同价值充分定价，其经济性优势有望更早体现。（2）火电灵活性改造在典型调峰情景下最具成本优势，预计24年之后受益于缺电力问题逐步缓解，有望迎来快速发展。（3）抽蓄在典型调峰情景下不具备成本优势，在长时调峰方面成本优势明显，适用于新能源（特别是风电）高比例场景，具有通过容量电价获取稳定收益优势。
所以，23年锂电储能大概率放量，建议关注：南网科技、盛弘股份、国轩高科、阳光电源、涪陵电力等。抽蓄适应未来长时调峰需求，稳定电价机制支撑持续加速发展，建议关注：南网储能、东方电气。