公用事业行业电力天然气周报：绿证与自愿减排逐步衔接 8月天然气进口量同比增长8.3%

本周市场表现：截至9月13日收盘，本周公用事业板块下跌3.4%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌3.32%，燃气板块下跌3.72%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:动力煤价格周环比上涨。截至9月13日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价852元/吨，周环比上涨12元/吨。截至9月13日，广州港印尼煤(Q5500)库提价945.41元/吨，周环比上涨18.39元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价922.17元/吨，周环比上涨22.84元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口及沿海电厂煤炭库存周环比增长，内陆电厂煤炭库存周环比下降。截至9月13日，秦皇岛港煤炭库存507万吨，周环比增加18万吨。截至9月12日，内陆17省煤炭库存8239.7万吨，较上周下降108.0万吨，周环比下降1.29%；内陆17省电厂日耗为365.7万吨，较上周下降9.9万吨/日，周环比下降2.64%；可用天数为22.5天，较上周增加0.3天。截至9月12日，沿海8省煤炭库存3409.7万吨，较上周增加9.8万吨，周环比上升0.29%；沿海8省电厂日耗为239.2万吨，较上周下降1.6万吨/日，周环比下降0.66%；可用天数为14.3天，较上周增加0.2天。
水电来水情况：三峡出库流量周环比下降。截至9月13日，三峡出库流量7650立方米/秒，同比下降41.15%，周环比下降16.30%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至9月6日，广东电力日前现货市场的周度均价为374.70元/MWh，周环比上升17.01%，周同比上升31.7%。截至9月6日，广东电力实时现货市场的周度均价为363.27元/MWh，周环比上升12.77%，周同比上升20.7%。2）山西电力市场：截至9月12日，山西电力日前现货市场的周度均价为334.17元/MWh，周环比上升9.58%，周同比下降3.4%。截至9月12日，山西电力实时现货市场的周度均价为342.20元/MWh，周环比上升12.32%，周同比下降7.0%。3）山东电力市场：截至9月12日，山东电力日前现货市场的周度均价为376.62元/MWh，周环比上升1.63%，周同比下降2.1%。截至9月12日，山东电力实时现货市场的周度均价为382.37元/MWh，周环比上升2.05%，周同比下降5.4%。
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下降，美国HH价格周环比上涨。截至9月13日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5263元/吨，同比上升22.48%，环比下降0.53%；截至9月12日，欧洲TTF现货价格为11.53美元/百万英热，同比上升0.3%，周环比下降0.3%；美国HH现货价格为2.17美元/百万英热，同比下降19.0%，周环比上升2.8%；中国DES现货价格为13.15美元/百万英热，同比上升0.7%，周环比上升1.2%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第36周，欧盟天然气供应量47.7亿方，同比下降2.2%，周环比下降10.2%。其中，LNG供应量为19.7亿方，周环比上升10.4%，占天然气供应量的41.4%；进口管道气27.9亿方，同比上升9.3%，周环比下降20.6%。2024年第36周，欧盟天然气消费量（我们估算）为37.7亿方，周环比上升6.4%，同比下降6.3%；2024年1-36周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1967.6亿方，同比下降5.7%。
国内天然气供需情况：2024年7月，国内天然气表观消费量为351.50亿方，同比上升8.2%。2024年7月，国内天然气产量为200.40亿方，同比上升9.0%。2024年7月，LNG进口量为590.00万吨，同比上升0.7%，环比上升5.0%。2024年7月，PNG进口量为496.00万吨，同比上升11.5%，环比上升3.3%。
本周行业重点新闻：
1）国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作：8月26日，国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作》的通知。通知内容包括：1、设立两年过渡期。2、避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。3、建立信息共享机制。4、加强交易监管。5、本通知自2024年10月1日起生效，有效期2年。2）2024年8月中国天然气进口量同比增长8.3%：2024年前8个月，我国进口天然气8712.8万吨，同比增加12.3%，进口均价每吨3484.7元，同比下跌7.6%。其中，2024年8月中国天然气进口量1176.2万吨，同比增长8.3%。
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。
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