公用事业-电力天然气周报：配电网建设提速 国际三大市场气价周环比回升

　　本周市场表现：截至8月16日收盘，本周公用事业板块上涨0.6%，表现劣于大盘。其中，电力板块上涨0.54%，燃气板块上涨0.77%。
电力行业数据跟踪：
　　动力煤价格:动力煤价格周环比下跌。截至8月16日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价837元/吨，周环比下跌9元/吨。截至8月16日，广州港印尼煤(Q5500)库提价921.26元/吨，周环比下跌3.06元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价911.28元/吨，周环比持平。
　　动力煤库存及电厂日耗：电厂煤炭库存周环比下降。截至8月16日，秦皇岛港煤炭库存533万吨，周环比增加11万吨。截至8月15日，内陆17省煤炭库存8742.4万吨，较上周下降259.7万吨，周环比下降2.88%；内陆17省电厂日耗为398.9万吨，较上周增加9.3万吨/日，周环比上升2.39%；可用天数为23.3天，较上周下降1.1天。截至8月15日，沿海8省煤炭库存3451.6万吨，较上周下降89.7万吨，周环比下降2.53%；沿海8省电厂日耗为243.3万吨，较上周下降3.2万吨/日，周环比下降1.30%；可用天数为14.4天，较上周下降0.5天。
　　水电来水情况：三峡来水周环比下降。截至8月15日，三峡出库流量15200立方米/秒，同比下降17.84%，周环比下降18.28%。
　　重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至8月9日，广东电力日前现货市场的周度均价为355.17元/MWh，周环比上升29.40%，周同比下降6.4%。
　　截至8月9日，广东电力实时现货市场的周度均价为330.78元/MWh，周环比上升49.97%，周同比下降14.4%。2）山西电力市场：截至8月15日，山西电力日前现货市场的周度均价为253.91元/MWh，周环比下降20.60%，周同比下降51.8%。截至8月15日，山西电力实时现货市场的周度均价为231.17元/MWh，周环比下降25.41%，周同比下降40.4%。3）山东电力市场：截至8月15日，山东电力日前现货市场的周度均价为412.44元/MWh，周环比下降22.46%，周同比下降40.7%。截至8月15日，山东电力实时现货市场的周度均价为415.84元/MWh，周环比下降14.36%，周同比下降6.3%。
天然气行业数据跟踪：
　　国内外天然气价格：国际三大市场气价周环比回升。截至8月16日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4956元/吨，同比上升28.59%，环比上升0.16%；截至8月15日，欧洲TTF现货价格为12.44美元/百万英热，同比上升7.5%，周环比上升8.3%；美国HH现货价格为2.17美元/百万英热，同比下降17.8%，周环比上升11.9%；中国DES现货价格为13.99美元/百万英热，同比上升16.8%，周环比上升11.3%。
　　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7月，国内天然气产量为200.40亿方，同比上升9.0%。
　　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）国家能源局发布关于印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》的通知：8月2日，国家能源局发布关于印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》的通知，旨在深入推进配电网高质量发展重点任务落地。《实施方案》提出紧密围绕新型电力系统建设要求，重点推进四个一批建设改造任务，建立健全配电网与电动汽车充电设施等协调发展机制。2）7月我国天然气产量同比增长 7.9%：8月15日，国家统计局发布2024年7月份能源生产情况。7月份，规上工业天然气产量200亿立方米，同比增长7.9%；进口天然气1086万吨，同比增长5.6%。1—7月份，规上工业天然气产量1436亿立方米，同比增长6.2%；进口天然气7544万吨，同比增长12.9%。
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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