公用事业—电力天然气周报：多地电网最高负荷刷新记录，6月我国天然气表观消费量同比增长6.9 %

（以下内容从信达证券《公用事业—电力天然气周报：多地电网最高负荷刷新记录，6月我国天然气表观消费量同比增长6.9 %》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
本周市场表现：截至7月26日收盘，本周公用事业板块下跌0.5%，表现优于大盘。其中，电力板块下跌0.60%，燃气板块上涨0.73%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:港口动力煤价格周环比小幅上涨。截至7月26日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价851元/吨，周环比上涨3元/吨。截至7月26日，广州港印尼煤(Q5500)库提价923.43元/吨，周环比上涨0.81元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价920.48元/吨，周环比下跌2.29元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口及沿海电厂库存周环比下降，电厂日耗上升。截至7月26日，秦皇岛港煤炭库存502万吨，周环比下降3万吨。截至7月25日，内陆17省煤炭库存9215.1万吨，较上周增加8.2万吨，周环比上升0.09%；内陆17省电厂日耗为383.6万吨，较上周增加24.5万吨/日，周环比上升6.82%；可用天数为25.5天，较上周下降0.2天。截至7月25日，沿海8省煤炭库存3633.6万吨，较上周下降9.5万吨，周环比下降0.26%；沿海8省电厂日耗为244.3万吨，较上周增加9.8万吨/日，周环比上升4.18%；可用天数为14.9天，较上周下降0.6天。
水电来水情况：截至7月25日，三峡出库流量35000立方米/秒，同比上升230.19%，周环比下降17.45%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至7月19日，广东电力日前现货市场的周度均价为349.43元/MWh，周环比下降2.91%，周同比下降12.1%。截至7月19日，广东电力实时现货市场的周度均价为322.71元/MWh，周环比下降11.30%，周同比下降17.0%。2）山西电力市场：截至7月25日，山西电力日前现货市场的周度均价为327.89元/MWh，周环比上升1.98%，周同比下降7.7%。截至7月25日，山西电力实时现货市场的周度均价为331.96元/MWh，周环比上升4.60%，周同比下降3.1%。3）山东电力市场：截至7月25日，山东电力日前现货市场的周度均价为400.61元/MWh，周环比上升6.73%，周同比下降26.1%。截至7月25日，山东电力实时现货市场的周度均价为364.36元/MWh，周环比下降7.95%，周同比下降19.2%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：国内外天然气价格周环比基本持平。截至7月25日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4711元/吨，同比上升18.49%，环比上升1.90%；截至7月25日，欧洲TTF现货价格为10.29美元/百万英热，同比下降2.1%，周环比持平；美国HH现货价格为2.05美元/百万英热，同比下降21.5%，周环比持平；中国DES现货价格为11.9美元/百万英热，同比上升8.7%，周环比下降0.4%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第29周，欧盟天然气供应量56.4亿方，同比下降14.8%，周环比上升0.8%。其中，LNG供应量为18.1亿方，周环比上升1.8%，占天然气供应量的32.0%；进口管道气38.3亿方，同比上升1.4%，周环比上升0.4%。2024年第29周，欧盟天然气消费量（我们估算）为37.0亿方，周环比上升6.1%，同比下降16.4%；2024年1-29周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1724.0亿方，同比下降5.0%。
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）广东电网系统负荷今年第五次创新高：7月25日，广东电网系统负荷今年第五次创新高，达到15670万千瓦，比去年最高系统负荷增长6.25%前四次分别是7月9日14756万千瓦，7月10日14925万千瓦，7月15日14946万千瓦，7月24日15180万千瓦。7月以来，用电负荷22天持续处于超过1.35亿千瓦的高位，2024年上半年用电量达4134亿千瓦时，居全国首位。2）6月份全国天然气表观消费量同比增长6.9%：2024年6月，全国天然气表观消费量344亿立方米，同比增长6.9%。1—6月，全国天然气表观消费量2137.5亿立方米，同比增长10.1%。
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。