近期，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》,提出新型经营主体豁免申领电力业务许可证和探索建立新能源直连增加企业绿电供给的机制等内容。具体来看，新型经营主体包括分布式电源、可调节负荷、虚拟电厂、智能微电网等。目前我国新能源装机规模增长迅速，受电网接入能力的制约，绿电上网受限，弃电问题抬头，新能源直连企业机制有助于提升新能源就地消纳的能力，减少弃风弃光，促进项目收益率提升。总体来看，伴随新型电力系统建设的持续推进，新能源发电项目盈利能力有望边际改善，绿电成长属性有望凸显。
　　行业动态信息
　　行情回顾：11月30日-12月7日电力板块（882528.WI）上涨3.95%，沪深300指数上涨1.44%,电力板块跑赢大盘2.51个百分点。2024年初至今电力板块上涨17.94个百分点，沪深300指数同期上涨15.80%。电力板块年初至今累计跑赢大盘2.14个百分点。分子板块看11月30日-12月7日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为0.62%、0.46%、-0.64%。
　　动力煤现货价格环比下降0.61%，同比下降11.92%
　　12月7日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为820元/吨，环比下降0.61%，同比下降11.92%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤12月6日价格为871元/吨，环比下降4.18%，同比减少15.60%。
　　秦港库存环比增长0.88%，同比增长11.85%
　　煤炭库存方面，截至12月7日，秦港库存689万吨，环比增加6万吨，增幅0.88%，同比增加81万吨，增幅11.85%。而广州港12月6日库存为303.5万吨，环比增加21.8万吨，增幅7.74%，同比增加50万吨，增幅19.72%。
　　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、皖能电力、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。