核心观点
　　近期，国家发展改革委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》。在纳入主体方面，《意见稿》将虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、独立储能纳入统一“新型经营主体”框架，确立与其他主体平等市场地位。此外，《意见稿》还要求电力中长期市场交易时段应逐步实现与现货市场的有效衔接，经营主体自主申报电力中长期交易各时段交易电量，按照市场规则出清形成分时段交易结果。在价格机制方面，《意见稿》提出国务院价格主管部门定总体原则，省级制定细则并写入市场规则，明确合同电价可选择固定合同价格，也可与月度煤电价格指数、现货市场均价等进行联动，要求逐步推动月度、月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。
　　行业动态信息
　　行情回顾：8月29日-9月5日电力板块（882528.WI）上涨0.93%，沪深300指数下跌0.81%,电力板块跑赢大盘1.74个百分点。2025年初至今电力板块上涨0.72个百分点，沪深300指数同期上涨13.35%。电力板块年初至今累计跑输大盘12.63个百分点。分子板块看8月29日-9月5日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为2.99%、0.12%、0.12%。
　　动力煤现货价格环比下降1.44%，同比下降18.45%
　　9月5日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为685元/吨，环比下降1.44%，同比下降18.45%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤9月4日价格为707元/吨，环比下降1.51%，同比下降23.29%。
　　秦港煤炭库存环比增长4.1%，同比增长28.8%
　　煤炭库存方面，截至9月5日，秦港库存635万吨，环比增加25万吨，增幅4.1%，同比增加136万吨，增幅28.8%。而广州港9月4日库存为257.7万吨，环比减少20.2万吨，降幅7.27%，同比减少24.5万吨，降幅8.68%。
　　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，包括甘肃能源、京能电力、上海电力、华电国际、华能国际、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。