公用事业-电力天然气周报：电解铝单独纳入绿电消费目标 上半年山西非常规气产量同比增长18.7%

　　本周市场表现：截至8月2日收盘，本周公用事业板块下跌1.8%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.84%，燃气板块下跌0.80%。
电力行业数据跟踪：
　　动力煤价格:港口动力煤价周环比小幅下跌。截至8月2日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价850元/吨，周环比下跌1元/吨。截至8月2日，广州港印尼煤(Q5500)库提价923.97元/吨，周环比上涨0.54元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价915.88元/吨，周环比下跌4.60元/吨。
　　动力煤库存及电厂日耗：港口煤炭库存周环比上升，电厂库存周环比下降，日耗下降。截至8月2日，秦皇岛港煤炭库存528万吨，周环比增加26万吨。截至8月1日，内陆17省煤炭库存9062.1万吨，较上周下降153.0万吨，周环比下降1.66%；内陆17省电厂日耗为375.9万吨，较上周下降7.7万吨/日，周环比下降2.01%；可用天数为24.4天，较上周下降1.1天。截至8月1日，沿海8省煤炭库存3625.5万吨，较上周下降8.1万吨，周环比下降0.22%；沿海8省电厂日耗为243.7万吨，较上周下降0.6万吨/日，周环比下降0.25%；可用天数为14.9天，较上周持平天。
　　水电来水情况：截至8月1日，三峡出库流量26700立方米/秒，同比上升56.14%，周环比下降23.71%。
　　重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至7月26日，广东电力日前现货市场的周度均价为350.49元/MWh，周环比上升0.30%，周同比下降0.7%。截至7月26日，广东电力实时现货市场的周度均价为339.05元/MWh，周环比上升5.06%，周同比下降4.5%。2）山西电力市场：截至8月1日，山西电力日前现货市场的周度均价为327.03元/MWh，周环比下降0.26%，周同比上升4.2%。截至8月1日，山西电力实时现货市场的周度均价为335.78元/MWh，周环比上升1.15%，周同比上升6.2%。3）山东电力市场：截至8月1日，山东电力日前现货市场的周度均价为378.78元/MWh，周环比下降5.45%，周同比下降20.4%。截至8月1日，山东电力实时现货市场的周度均价为396.51元/MWh，周环比上升8.83%，周同比上升22.8%。
天然气行业数据跟踪：
　　国内外天然气价格：国内气价周环比小幅上升，欧洲TTF及中国DES现货价格周环比上升。截至8月2日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4875元/吨，同比上升27.89%，环比上升3.09%；截至8月1日，欧洲TTF现货价格为11.4美元/百万英热，同比上升35.6%，周环比上升10.8%；美国HH现货价格为1.91美元/百万英热，同比下降26.5%，周环比下降6.8%；中国DES现货价格为12.16美元/百万英热，同比上升13.3%，周环比上升2.2%。
　　欧盟天然气供需及库存：2024年第30周，欧盟天然气供应量54.8亿方，同比下降13.9%，周环比下降2.8%。其中，LNG供应量为17.1亿方，周环比下降5.1%，占天然气供应量的31.3%；进口管道气37.7亿方，同比下降0.3%，周环比下降1.8%。2024年第30周，欧盟天然气消费量（我们估算）为36.3亿方，周环比下降1.9%，同比下降13.2%；2024年1-30周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1760.3亿方，同比下降5.2%。
　　国内天然气供需情况：2024年6月，国内天然气表观消费量为344.00亿方，同比上升5.8%。2024年6月，国内天然气产量为202.40亿方，同比上升10.8%。2024年6月，LNG进口量为562.00万吨，同比下降5.7%，环比下降14.5%。2024年6月，PNG进口量为480.00万吨，同比上升8.4%，环比上升0.6%。
本周行业重点新闻：
　　1）国家能源局发布上半年可再生能源并网运行情况：2024年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦，同比增长24%；全国可再生能源发电量达1.56万亿千瓦时，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%；全国新增水电并网容量499万千瓦，其中常规水电219万千瓦，抽水蓄能280万千瓦。截至2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，同比增长25%，约占我国发电总装机的53.8%。2）山西加快“三气”共采，上半年非常规天然气产量创历史新高：从山西省统计局获悉，山西省今年加快推进致密砂岩气、页岩气、煤层气“三气”共探共采，上半年非常规天然气总产量达83.8亿立方米，同比增长18.7%，创历史同期产量新高。
投资建议：1）电力：国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需矛盾紧张的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量电价机制正式出台，明确煤电基石地位。双碳目标下的新型电力系统建设或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控。展望未来，我们认为电力运营商的业绩有望大幅改善。建议关注：全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A等；水电运营商：
　　长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，设备制造商有望受益标的：东方电气；灵活性改造有望受益标的：华光环能、青达环保、龙源技术等。
　　2）天然气：随着上游气价的回落和国内天然气消费量的恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增；同时，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商或可根据市场情况自主选择扩大进口或把握国际市场转售机遇以增厚利润空间。天然气有望受益标的：新奥股份、广汇能源。
风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期,电力市场化改革推进缓慢,电煤长协保供政策执行力度不及预期,国内天然气消费增速恢复缓慢。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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