核心观点
　　近日国家能源局发布2023年上半年光伏发电建设运行情况，上半年光伏新增并网容量78.42GW，同比增长154%。从新增情况来看，集中式光伏装机3746万千瓦，排名前三的省份分别是湖北、宁夏、云南；分布式光伏装机4096.3万千瓦，排名前三的省份分别是河南、江苏、山东；户用光伏装机2152.2万千瓦，排名前三的省份分别是河南、山东、安徽；工商业分布式光伏装机1944.1万千瓦，排名前三的省份分别是江苏、浙江、山东。2023年上半年，河南、山东、湖北分别以7.59GW、6.76GW、5.68GW的成绩位列前三。
　　行业动态信息
　　行情回顾：7月25日-7月29日电力板块（882528.WI）下跌0.73%，沪深300指数上涨1.04%。电力板块跑输大盘5.2个百分点。2022年初至今电力板块上涨5.38个百分点，沪深300指数同期上涨5.38%。分子板块看7月25日-7月29日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为-2.23%、-0.89%、0.37%。
　　动力煤现货价格环比下降4.47%，同比下降25.85%
　　7月30日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为855元/吨，环比下降4.47%，同比下降25.85%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤7月28日价格为921元/吨，环比下降0.86%，同比下降16.04%。
　　秦港库存环比减少0.52%，同比减少2.88%
　　煤炭库存方面，截至7月29日，秦港库存572万吨，环比减少3万吨，幅度0.52%，同比增长16万吨，幅度2.88%；而广州港7月13日库存为298.7万吨，环比减少9.6万吨，降幅3.11%，同比增加33.2万吨，幅度12.50%。
　　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，包括申能股份、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。