二十大会议提出加快建设新型能源体系，强化能源结构转型，风电光伏装机将维持高增。其中风电：（1）2022年1-9月根据不完全统计，陆上风电中标大约47.8GW（不含竞配），海上风机中标大约19.6GW（不含竞配），远景能源、金风科技中标均超12GW，排名前二，我们预计2022全年新增陆上风电装机50GW，海上风电装机6GW，全年新增56GW装机，同比增加17.7%。光伏：（2）2022年1-9月光伏组件招标总规模超124GW，超过2021年全年招标量的3倍左右，2022年全年预计招标量在150GW左右，1-9月光伏新增装机52.6GW，同比增长106%，我们预计全年新增装机90GW左右，同比增长63.6%。2022年1-9月风电和光伏合计新增装机71.8GW，占新增总装机的比例为62.6%。发电量：风电、光伏的发电量增速分别为11.2%、14.4%，远超发电总量增速2.2%，风光发电量合计占比从2021年底的9.3%提升到当前的10.5%。我们认为国家对于推动双碳目标的实现不会变，对推动能源结构从传统煤电主导向新能源主导的转型不会变，风电、光伏装机将继续维持高速增长。
辅助服务市场交易品种不断丰富，系统调节能力不断提高，2025年市场规模有望达到1140亿元。我国辅助服务市场逐步形成以调峰、调频、备用为交易核心的区域、省级辅助服务市场。区域市场：西南2022年7月正式启动川渝一体化电力调峰辅助服务市场，全国六大区域均引入了调峰辅助服务。华东、华中、东北和南方区域还开展了区域备用辅助服务市场，实现跨省备用资源共享，南方区域开展了调频辅助服务市场。省级市场：国网经营区内除西藏外，其余省份均已开展调峰辅助服务市场运行或试运行，其中山西、山东、江苏、浙江、福建、甘肃、四川共7个省份开展了调频辅助服务，吉林、黑龙江同步建设了省级备用辅助服务市场。我们认为随着大量新能源接入电网，电力系统“双高双峰”和“双侧随机性”特征将越发凸显，对调峰、调频等辅助服务的需求越发强烈，如山东2022年1-8月AGC调频月均补偿1.2亿，同比增274.9%，按照辅助服务市场占全社会用电费用2%测算，2025年市场规模有望达到1140亿元，储能参与各类辅助服务的盈利状况有望不断改善。
特高压输电线路，数字化和现代化电网建设有望提速，“十四五”期间国网、南网电网投资合计超3万亿，同比“十三五”增长10.5%。国网：“十四五“期间计划投资3500亿美元，主要投向特高压输电线路建设，2022年下半年将开工8条特高压，总投资超1500亿元，2022年全年投资有望超5000亿，创历史新高。特高压建设提速将带动上游高压电气开关设备、新材料、换流阀、线缆、变压设备、机械等相关产业规模大幅度增长。南网：“十四五“期间计划投资6700亿元，较”十三五”增加51%,主要投向数字化和现代化电网建设。如提升输电智能化水平，推进输电线路智能巡视和智能变电站建设，推进智能配电站、智能开关站、台架变智能台区建设，推动基础设施智慧融合发展，促进变电站、充换电站、储能站、数据中心、5G基站、北斗基站等“多站合一”融合建设。到2025年，力争多站融合变电站达到100座。我们认为在新能源消纳压力下，特高压建设将提速，数字化、智能化电网建设将会是“十四五”期间重要投资方向。
电力现货市场建设不断推进，推动新能源全面参与电力市场交易，提高新能源电力消纳能力。截至2022年10月广东、山东、蒙西等8个首批现货试点地区已经全部启动结算试运行，第二批6个现货试点省份也在加紧推进，从运行结果来看，由于新能源发电间歇和随机性，晚高峰市场高价时光伏难出力、中午光伏出力高峰时电价过低，导致新能源在市场机制下度电均价整体下降，如山西某光伏电站2022年1-5月平均上网电价为0.1225元/度，较煤电基准电价低63%。我们认为推动新能源全面参与电力市场交易有助于新能源电力消纳，同时新能源企业应该提高自身发电预测能力，制定发电计划，确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例，将保底电量以较高价格锁定，合理制定交易策略，以达到最优结算电费，减少现货市场电价冲击。投资建议：受政策驱动能源结构转型不断推进，光伏风电装机将继续高速增长，建议关注（1）风电整机制造商金风科技，东方电气，风电运营龙头龙源电力，新能源装机占比不断提升的华润电力；（2）受益于高硅料价格，半年报营收和净利润均创新高的新特能源、协鑫科技。
风险：政策和需求不及预期，原材料价格上涨
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