核心观点
　　近期，国家能源局发布建议答复，提出将进一步增加绿证供给量，推动新能源更大规模参与市场，满足绿色能源电力消费需求。在答复中，国家能源局再一次明确了绿色消费对于推动绿色低碳转型重大意义。随着我国能源体系转型工作的持续推进，可再生能源消纳保障要求的边际趋严，绿色电力消费需求有望持续增长，在能源结构中的比例有望稳步提升。对于新能源运营企业来说，绿证交易需求的旺盛有助于新能源项目绿色环境价值的兑现，进一步提升项目的盈利能力。
　　行业动态信息
　　行情回顾：11月24日-12月1日电力板块（882528.WI）上涨0.71%，沪深300指数下跌1.56%,电力板块跑赢大盘2.27个百分点。2023年初至今电力板块上涨1.81个百分点，沪深300指数同期下跌10.04%。分子板块看11月24日-12月1日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为1.17%、0.84%、0.58%。
　　动力煤现货价格环比增长0.53%，同比下降27.11%
　　12月1日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为941元/吨，环比增长0.53%，同比下降27.11%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤12月1日价格为1030元/吨，环比增加0.59%，同比降低19.09%。
　　秦港库存环比下降1.13%，同比增加3.89%
　　煤炭库存方面，截至12月2日，秦港库存615万吨，环比减少7万吨，降幅1.13%，同比增加23万吨，增幅3.89%。而广州港12月1日库存为247万吨，环比减少10万吨，降幅3.89%，同比减少3.40万吨，降幅1.36%
　　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。