新能源如火如荼的发展，引发了电力系统网络基础的重大变革，下面就对未来三大产业趋势进行分析
趋势一：火电成为系统中的稀缺资源，市场化加速了火电的价值重估。
我国火电利用小时枢纽从“十二五”前的5000小时下降到不足4500小时，说明我国电力供需已从最初的电力建设滞后造成的供缺口逐渐转变为总供给缺口，但季节性、突发性和区域性短缺。
火电正逐渐从发电主体的定位向调节和峰值支撑的定位转变。 能源转型以来，火电被迫承担了系统调控和安全供应等诸多任务，其灵活性和可靠性的价值没有得到充分体现，相应的电力市场机制也没有得到体现。 但随着现货市场和容量电价机制的出台，一方面明确了对煤电固定资产成本的预期，另一方面，从各现货试点省份燃煤机组的表现来看，煤电可以依靠其灵活性，在现货市场获得比中长期市场更高的结算电价。 并已反映调整和峰值。
我们预计，未来煤电将不再是各大发电集团的优先投资选择，我国煤电装机容量可能在“十五五”期间达到峰值。 煤电不再大规模加装的事实并不意味着现有煤电的价值会下降，根据我们的计算，预计到2030年，火电的峰值功率贡献仍将占67%。 火电将长期继续成为电力供应的主要来源，成为系统中的稀缺资源，我们认为，推进市场化改革将有利于火电价值的重估。
趋势二：风能和太阳能市场面临电价下调的风险，但从长远来看，没有必要过于悲观。
2023年，中国将新增75座风电装机9GW，216个新增光伏装机9GW，单年新增装机容量创历史新高。 国家能源局《2023年能源工作指导意见》中规划的2023年风光总装机容量约为160GW，风光总装机容量为2928GW，显著超出预期。 我们认为，2023年风景超速的主要原因是：
1）近两年突发公共卫生事件使部分核准项目建设推迟至23年;
2）多晶硅和碳酸锂降价带动组件及配储成本大幅下降，此前因经济原因积压的项目陆续启动。3）目前电网仍有吸纳容量的空间，为避免未来排队并网，批核项目加快了投资建设步伐;4）“十四五”规划过半，发电集团为完成“十四五”目标，开始加快投资。
展望未来，我们预计“十四五”期间风光新增装机容量规模有望保持较高水平，但进入“十五五”后，消费压力可能导致项目审批和并网规模大幅下滑。 我国景观发展经历了2020年前的补贴时代，2020年以来经历了平价时代*，未来将逐步过渡到市场化时代。 未来，新风能和太阳能机组的保证购买小时数将逐渐减少，尚未保证购买的电量将需要参与电力市场交易并由市场定价。 根据国家统一电力市场规划，2030年可再生能源将全面参与市场交易。
现阶段，市场化风光项目电价与平价项目（即以当地燃煤基准价格并网的项目）相比，已大幅下降。
以光伏为例，由于光伏集中发电的时间段主要是中午时段，与中午用电负荷的低谷相对应，导致中午电力供应过剩，市场电价偏低。 此外，从电力现货试点省份参与市场的新能源结算价格数据可以看出，由于新能源长期用电准确度低，影响了合同的匹配程度，而短期用电不允许影响现货上报的准确性， 造成大量偏离成本，直接影响电价综合结算，导致新能源入市后电价大幅下跌。
市场对风光价格下跌的担忧，也是二级市场风光运营相关标的估值持续下调的主要原因0x PB 降至当前 1大约 5 倍 PB。 我们认为，现阶段风光电降价的负面预期已经充分消化，与其他类型的电力运营商相比，风光运营商具有更高的增长和绿色环境价值等优势，因此无需过多担心其长期盈利能力。 “能源不可能三角”的焦点在动态变化不断，建议关注碳市场和绿电绿证市场相关的政策催化剂。
趋势三：风能和太阳能的弃风率可能上升，系统调整资源以迎接发展机遇。
“十三五”期间，我国风能和太阳能的弃风弃电比较严重，但直到后来，东北地区才通过配套服务市场大力推进火电的灵活性，西北地区推动省际电力市场交易，通过大型电网向周边省份输送绿色电力， 使我国的弃风弃光率降低到较低水平。
“十四五”以来，我国风光发展速度和规模都提升了一个数量级，2023年上半年我国配套服务调峰成本达到167亿元，是2018年全年水平的三倍多，可见电力系统调控资源需求也在快速增长。 随着低成本存量调控资源的枯竭，未来新能源消费形势可能比过去更加严峻。 如上所述，在2023年供暖季，西北部分省份出现了风能和太阳能弃风率上升的迹象，从各现货省份的电价走势可以发现，中午出现“底价”甚至“负电价”的情况越来越多，这意味着风能和太阳能无法消电的次数越来越多。 这些现象表明，风光消纳“瓶颈”指日可待，需要加快电力体制改革，形成良好的投资激励机制，推动抽水蓄能、火电柔性转型、新能源储能、需求侧响应等系统调控资源建设。
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