核心观点
　　深改委会议上强调在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。我们认为电力体制改革落脚点仍在新型电力系统，新型电力系统承担电源结构从传统能源向新能源转变的重要任务。新型电力系统未来将承担持续提升新能源装机规模、深化电力市场化价格、加强电力电网全网统一平衡协调等任务。此外，近期火电陆续披露中报预告，伴随着动力煤价格的持续回落，煤机燃料成本下降，火电企业Q2业绩改善明显。展望2023Q3，火电方面电力需求维持旺盛，燃煤价格维持下行的背景下，我们预计火电业绩有望持续改善。
　　行业动态信息
　　行情回顾：7月10日-7月14日电力板块（882528.WI）下跌0.21%，沪深300指数上涨0.22%。电力板块跑输大盘2.13个百分点。2022年初至今电力板块上涨7.75个百分点，沪深300指数同期上涨7.75%。分子板块看7月10日-7月14日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为-2.93%、1.72%、0.92%。
　　动力煤现货价格环比下降1.06%，同比下降30.21%
　　7月13日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为841元/吨，环比下降1.06%，同比下降30.21%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤7月7日价格为909元/吨，环比下降0.55%，同比下降23.42%
　　秦港库存环比减少4.67%，同比减少8.94%
　　煤炭库存方面，截至7月15日，秦港库存560万吨，环比减少25万吨，幅度4.67%，同比减少55万吨，幅度8.94%；而广州港7月13日库存为320.5万吨，环比减少8万吨，降幅2.44%，同比减少8万吨，降幅2.55%
　　投资建议
　　电力方面，我们仍然持续看好火电转型新能源运营的标的，包括上海电力、华电国际、华能国际、福能股份、大唐发电、华润电力，稳健性标的推荐中国核电、三峡能源、中闽能源。此外我们还推荐智能配电工程运维一体化企业苏文电能，乌白电站注入提升公司盈利水平的水电龙头长江电力、受益于省内市场电价持续改善的华能水电。
　　风险分析
　　煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
　　区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
　　电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。
　　新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
　　新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。