特高压线路于“十三五”时期呈现跨越式增长：特高压电网线路可进行长距离点对点输电，其中长距离输电主要以直流特高压线路为主，“十三五”时期特高压 电网投产节奏提速，2016-2020 年间国网、南网合计投产 18 条特高压线路，多数 输送终点为国内电力负荷中心，带动电网基础投资总额大幅上涨。其中，“十三 五”时期国内电网基础投资总额达到 2.59 万亿元，较“十二五”时期增长 29.3%，期间国家电网特高压线路新增总长度 2.49 万公里，较“十二五”时期新 增总量高出 195.1%。

　　3.2、“十四五”展望：大基地与特高压共同驱动发展，2022-2025 年 装机量 CAGR 有望达到 15.6%-18.6%

　　“十四五”开发重点向资源禀赋区域回归，推动多能互补能源基地建设。2021 年开始新能源发电装机重点出现转移，在优化布局的大前提下，明确了以三北地区资源优势区域发展集中型新能源基地的开发思路，其中《关于推进电力源网荷 储一体化和多能互补发展的指导意见》提出采用电源侧多能互补的方式提高新能 源消纳水平，大体包含 1)风光储、2)风光水储、3)风光火储等三种一体化方 式，而内陆清洁能源基地可为风光项目提供打捆上网的其他类型电源。此外，已 确定的九大清洁能源基地总体均与特高压外送通道路径匹配，在维持稳定大基地 项目消纳的前提下，外送通道的建设进度或将对行业装机量增长起到重要作用。

　　基地项目引领装机量增长，规划提出项目保质保量要求并提高申报门槛，推动 集约规模化开发。量的角度来看，依据以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风 电光伏基地规划布局方案，至 2030 年规划建设风光基地总装机量约 455GW，其中“十四五”时期规划建设装机约 200GW，包含外送 150GW、本地自用 50GW;“十五五"时期规划建设装机约 255GW，包括外送 165GW、本地自用 90GW。截至 2022 年 2 月底，各省已完成两批基地项目申报工作，其中，1)一 期项目规模总计 97.05GW，涉及 19 个省份，依据项目成熟程度合理安排开工时 序，不急于形成开工规模，其投产时点均处于 2022-2023 年;2)二期项目已完 成申报，其一方面加大项目质量把控，另一方面提高项目单体开发容量至 1GW，加大项目投资门槛，同时要求项目建成并网时点不晚于 2024 年。

　　“十四五”国网规划新增“24 交+14 直”，特高压投产进度影响新能源装机增长进度。从电网建设角度来看，国家电网与南方电网“十四五”规划总投资额分别 为 2.23 万亿元、6700 亿元，总量约为 3 万亿，预计较“十三五”时期增长 15.8%。国网方面，其特高压网络建设于“十四五”时期提速，总体规划新增特 高压线路“24 交+14 直”以加强基地项目外送能力：1)在建线路包含 3 条特高 压直流、2)2022 年计划开工“10 交+3 直”等 13 条特高压线路，其中包含已核 准项目“7 交+2 直”，完成可研项目“3 交+1 直”、3)完成预可研项目“3 直”。 因此在保障新能源消纳的前提下，预计“十四五”中后期清洁能源基地装机量增 长将受特高压线路的投产节奏影响。

　　考虑各省新能源增长相关规划，2022-2025 年新能源装机 CAGR 有望达到 15.6%-18.6%的区间。落脚至各省级单位规划层面，截至 2022 年 3 月底，国内 共计约 22 个省级行政单位发布该省的“十四五”新能源装机规划或相关指引， 基于我们的测算合计将贡献约 600GW 的新能源装机增量。可据此推算“十四 五”新能源装机增量底线约为 600GW，若考虑其余省份规划、外送通道建设进 度提速以及电网灵活性改造超预期等因素，5 年内装机增量有望在此基础上出现 进一步的提升，若在乐观假设下考虑 20%的底线上浮空间，2021-2025 年绿电装机新增装机有望达到 720GW。扣除 2021 年新增新能源装机约为 102.5GW(风电 47.57GW、光伏 54.93GW)，则 2022-2025 年合计新增装机量约为 500-620GW， 对应同期装机量 CAGR 为 15.6%-18.6%(“十三五”时期新能源装机量 CARG 约 为 25%)。

　　4、投资分析：电力股价值重估的实质为资源变现路径拓宽

　　绿电所带来的价值重估逻辑在于为存量资金拓宽新的优质投资路径，进而提升内生增长能力。平价时代开始，新能源资源释放与电站经济性提升带动行业装机 量呈现上台阶式增长，这为新能源运营商提供创造新的资本增殖空间。因此，对 于各类型新能源运营商而言，绿电资产成长逻辑捋顺的核心意义在于将其自身充 裕的现金流投资给新的优质运营资产，且因行业发展阶段切换、产业链利润转移 等因素而具备现金流显著改善与新建项目回报率边际提升的特征，而运营商可通 过运营该资产运营带来的现金流快速回笼实现新的项目扩张，完成绿电项目的内 生增长。因此，绿电运营商的最大优势之一便是在资本开支高增带来规模迅速扩 张之时，依旧具备来自运营资产提供的稳定现金流。

　　竞争核心要素分析：资源拓展与规模化运作，带来稳定内生增长能力。因此， 绿电运营商保持长期稳定增长所具备的核心要素可大致归因为 4 点：

　　1)持续的新能源项目资源拓展。

　　(例：1、选取外送能力较强或本地消纳优良的 区域;2、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中提出引导市场主体多渠道增加可再生能源并网消纳能力，购买火 电、抽蓄、储能等灵活性电源的调峰能力辅助消纳。伴随电网承担的消纳规 模下降，具备较强调峰能力的运营商或将在平价项目竞配中占据优势);

　　2)项目建设开发能力;

　　3)项目运维能力;

　　4)自身资本实力、多元化且通畅的融资途径、较低的融资成本。

　　综合来看，其投资路径可大致分拆为三类：1)央企新能源运营商：央企凭借其 集团与体量的优势获取优质项目资源、雄厚的资金实力、新能源开发经验与能力 等优势，实现公司稳定的装机规模扩张与业绩增长;2)火电企业转型新能 源：一方面经过灵活性改造的火电资产或将在电网逐步减少承担调峰职责的情况 下，为公司新能源资产提供辅助服务，降低总体运营成本，另一方面在燃煤电市场化交易逐步放开的情况下，动力煤成本-火电电价的传导机制逐步打通，火电 资产周期属性或逐步消除，有望重新具备稳定运营的公用事业属性，盈利水平与 现金流回暖;3)区域性新能源运营商：以海上风电为代表的区域性新能源开发企业，凭借资源获取优势与区域资源禀赋，有望充分受益于海上 风电逐步实现平价上网且盈利水平提升的进程，实现“十四五”时期业绩的快速增长。