电力体制改革是电力股价波动的主要来源，风光消纳核心是价格信号的释放
　　经历了2020前长达数年的蛰伏期和“碳中和”政策后资本市场关注度全面回升，电力板块在2022年波动较大，火电/绿电/核电主要的股价驱动因素集中在中央/地方的政策新闻尤其是电价相关政策。本文梳理了未来电改的主要难点，我们认为在新型电力系统中电力价格信号的释放会起到决定性作用。在本文的最后我们试图为大家呈现新能源平价消纳（不同于平价上网）的路线图，也就是测算消纳高比例不稳定风光“源-网-荷-储”四大环节所需系统性投资。我们判断，2022年将开启风光低价上网的元年，新能源LCOE的持续下行终将在2030年前后推动全社会用电价格见顶回落。
　　电改进入深水区，后续的主要难点：居民用电和可再生能源全面入市
　　1949年至今，我国电价主要经历了六次改革；当前电力中长期交易展开，现货市场试点开启，燃煤“基准价+上下浮动”机制成熟，风电光伏全面进入平价时代。市场化比例在今年60-70%的基础上要进一步提升，发用电侧难点分别在：1）新能源参与市场的机制设计，保障风光全生命周期回收成本：例如市场电出清和结算方式、绿色环境溢价的体现形式、包括场外交易/衍生品在内多层次电力品种结构的完善；2）工商业对居民/农业交叉补贴（0.07-0.1元/度）的解决。
　　以风光为主的新型电力市场对电改的诉求：亟须灵活性调节能力
　　在风光电量渗透率低于20%的情况下（预计持续到2025年），系统平衡所需投资较少，主要来自火电、电网（包括预测和调度系统）；“十四五”后，灵活性需要覆盖整个电力产业链，储能/负荷也要跟随发电侧的波动做出响应；2040年后（风光电量超过50%）终端消费侧的耦合成为决定性因素。我们判断，系统平衡成本会在2025-30年见顶，2050年后是否创新高取决于负荷侧用电行为的迁移，例如居民是否可以容忍一定的停电时长。我们预测2025/30年灵活性装机比例会从现在的个位数升至14%-18%/20%-35%，容量电价/现货市场/需求侧响应等机制会在5-10年内进一步完善。
　　电价趋势：2021年开启上涨窗口，最早2030年见顶，得益于低价新能源
　　新型电力市场几乎不可避免会迎来供电成本的上涨，我们测算：1）2030年我国电力系统所需平衡成本约6分/度，占发/用电成本15%/8%；新能源消纳成本0.15-0.2元/度，加上发电成本和各环节合理回报，综合成本0.43-0.45元/度。2）终端电价自2014年（0.65元/度）下行后在2020年（0.56-0.57元/度）见底，2021年随着火电涨价开始回升；假设火电电价维持现状，我们预计全社会用电成本2030-35年见顶（0.7元/度），随后风光低价上网会成为主导终端电价下行的核心驱动力。销售电价中发电侧上网电价一直是主导因素，风光LCOE每增加1分，会推动2030年终端电价增加3%。
　　理性看待运营商（包括储能电站）合理回报，关注未来6个月政策窗口
　　在新型电力市场建设过程中，最大的痛点就是如何拉平终端电价上涨的斜率，这并不是我国独有的难题，欧美澳等电力市场也经常对交易/清算规则做出修改，以减少电力作为商品（也是要素）对整个经济体正常运行带来的潜在负面影响。借鉴本轮欧洲能源危机，产业链各环节运营商的暴利都不可持续，产能扩张是主旋律，盈利回报长周期均值回归于融资成本+风险溢价（尤其对于央企国企而言）。长期看好绿电/核电的装机规模成长性，火电在电改过程中有望受益迎来盈利模式的修复，今年四季度可能的冷冬缺电也许会为中国电力市场政策进一步放松开启时间窗口。
　　风险提示：燃料成本波动，新能源/储能成本下降速度不及预期，国内外宏观环境不确定性及政策风险