公用事业-电力天然气周报：电厂日耗周环比上升 国家能源局预计今冬明春天然气消费量同增100亿方

本周市场表现：截至12月13日收盘，本周公用事业板块下跌0.1%，表现优于大盘。其中，电力板块下跌0.03%，燃气板块下跌1.28%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:秦港动力煤价格周环比下跌。截至12月13日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价794元/吨，周环比下跌19元/吨。截至12月13日，广州港印尼煤(Q5500)库提价856.69元/吨，周环比下跌23.08元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价836.90元/吨，周环比下跌40.61元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比持平，电厂日耗周环比上升。截至12月13日，秦皇岛港煤炭库存687万吨，周环比持平。截至12月12日，内陆17省煤炭库存9899.4万吨，较上周下降181.3万吨，周环比下降1.80%；内陆17省电厂日耗为432.6万吨，较上周增加44.2万吨/日，周环比上升11.38%；可用天数为22.9天，较上周下降3.1天。
截至12月12日，沿海8省煤炭库存3548万吨，较上周增加10.5万吨，周环比上升0.30%；沿海8省电厂日耗为220.8万吨，较上周增加19.3万吨/日，周环比上升9.58%；可用天数为16.1天，较上周下降1.5天。
水电来水情况：三峡出库流量周环比增加。截至12月13日，三峡出库流量7020立方米/秒，同比下降33.14%，周环比上升1.15%。
重点电力市场交易电价： 1）广东电力市场：截至11月8日，广东电力日前现货市场的周度均价为334.15元/MWh，周环比上升11.91%，周同比下降26.2%。截至11月8日，广东电力实时现货市场的周度均价为306.57元/MWh，周环比上升11.19%，周同比下降33.4%。2）山西电力市场：截至11月14日，山西电力日前现货市场的周度均价为384.67元/MWh，周环比上升16.29%，周同比上升3.5%。截至11月14日，山西电力实时现货市场的周度均价为413.23元/MWh，周环比上升25.79%，周同比上升10.3%。3）山东电力市场：截至11月14日，山东电力日前现货市场的周度均价为319.20元/MWh，周环比下降2.79%，周同比下降11.6%。
截至11月14日，山东电力实时现货市场的周度均价为353.81元/MWh，周环比上升7.06%，周同比下降1.3%。（注：近期电价数据未更新）
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：国内气价周环比下降，HH气价周环比上升。截至12月13日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4506元/吨，同比下降21.22%，环比下降1.40%；截至12月12日，欧洲TTF现货价格为13.17美元/百万英热，同比上升20.6%，周环比下降7.9%；美国HH现货价格为3.12美元/百万英热，同比上升30.5%，周环比上升6.1%；中国DES现货价格为14.51美元/百万英热，同比上升2.5%，周环比下降2.9%。
欧盟天然气供需及库存：欧盟天然气消费量（我们估算）周环比上涨。
2024年第49周，欧盟天然气供应量59.4亿方，同比下降9.0%，周环比上升1.6%。其中，LNG供应量为24.0亿方，周环比上升8.4%，占天然气供 应量的40.5%；进口管道气35.4亿方，同比下降6.1%，周环比下降2.6%。
2024年第49周，欧盟天然气消费量（我们估算）为92.8亿方，周环比上升5.1%，同比下降11.6%；2024年1-49周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2816.1亿方，同比下降2.1%。
国内天然气供需情况：2024年10月，国内天然气表观消费量为353.40亿方，同比上升10.7%。2024年10月，国内天然气产量为208.40亿方，同比上升9.6%。2024年10月，LNG进口量为655.00万吨，同比上升26.7%，环比下降4.2%。2024年10月，PNG进口量为399.00万吨，同比上升10.2%，环比下降22.5%。
本周行业重点新闻：1）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》：意见指出，要明确新型经营主体的概念和范围、支持新型经营主体创新发展、完善新型经营主体调度运行管理、鼓励新型经营主体平等参与电力市场、优化新型经营主体市场注册、完善适应新型经营主体的电力市场交易机制，并做好计量结算工作、加强组织保障。2）1—11月份安徽省天然气消费总量首次突破百亿大关，同比增长17.6%： 2024年1-11月，安徽省天然气消费总量首次突破百亿大关，达103亿立方米，同比增长17.6%，增速位居长三角首位。
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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