公用事业—电力天然气周报：甘肃发布新版《电力现货市场规则》，7月我国天然气表观消费量同比增长7.7%

（以下内容从信达证券《公用事业—电力天然气周报：甘肃发布新版《电力现货市场规则》，7月我国天然气表观消费量同比增长7.7%》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
本周市场表现：截至8月30日收盘，本周公用事业板块下跌1.1%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.15%，燃气板块下跌0.73%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:秦港动力煤价格周环比上涨。截至8月30日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价838元/吨，周环比上涨4元/吨。截至8月30日，广州港印尼煤(Q5500)库提价912.01元/吨，周环比下跌5.77元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价891.64元/吨，周环比下跌10.53元/吨。？动力煤库存及电厂日耗：港口动力煤库存周环比下降，电厂日耗下降。截至8月30日，秦皇岛港煤炭库存476万吨，周环比下降36万吨。截至8月29日，内陆17省煤炭库存8411.5万吨，较上周下降38.1万吨，周环比下降0.45%；内陆17省电厂日耗为378.4万吨，较上周下降17.0万吨/日，周环比下降4.30%；可用天数为22.2天，较上周增加0.8天。截至8月29日，沿海8省煤炭库存3442万吨，较上周增加7.4万吨，周环比上升0.22%；沿海8省电厂日耗为241.2万吨，较上周下降1.4万吨/日，周环比下降0.58%；可用天数为14.3天，较上周增加0.1天。
水电来水情况：三峡出库流量周环比下降。截至8月29日，三峡出库流量11800立方米/秒，同比下降27.61%，周环比下降19.73%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至8月16日，广东电力日前现货市场的周度均价为319.85元/MWh，周环比下降9.94%，周同比下降11.0%。截至8月16日，广东电力实时现货市场的周度均价为292.06元/MWh，周环比下降11.70%，周同比下降17.2%。2）山西电力市场：截至8月22日，山西电力日前现货市场的周度均价为315.35元/MWh，周环比上升24.20%，周同比下降42.8%。截至8月22日，山西电力实时现货市场的周度均价为310.29元/MWh，周环比上升34.23%，周同比下降37.7%。3）山东电力市场：截至8月22日，山东电力日前现货市场的周度均价为404.23元/MWh，周环比下降1.99%，周同比下降44.6%。截至8月22日，山东电力实时现货市场的周度均价为414.34元/MWh，周环比下降1.64%，周同比下降31.3%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：欧亚气价周环比上升，美国气价周环比下降。截至8月30日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5112元/吨，同比上升22.94%，环比上升3.29%；截至8月29日，欧洲TTF现货价格为12.57美元/百万英热，同比上升11.4%，周环比上升7.5%；美国HH现货价格为1.86美元/百万英热，同比下降29.8%，周环比下降8.8%；中国DES现货价格为13.99美元/百万英热，同比上升7.5%，周环比上升0.7%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第34周，欧盟天然气供应量53.9亿方，同比下降6.1%，周环比下降3.0%。其中，LNG供应量为15.3亿方，周环比下降10.4%，占天然气供应量的28.4%；进口管道气38.5亿方，同比上升13.2%，周环比上升0.3%。2024年第34周，欧盟天然气消费量（我们估算）为31.6亿方，周环比下降8.3%，同比下降21.3%；2024年1-34周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1894.4亿方，同比下降5.4%。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7.7%。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）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年7月各省级区域新能源并网消纳情况：全国7月全国风电利用率为97.9%，光伏发电利用率为97.6%。其中，湖北、湖南、甘肃、青海、新疆、西藏等6省市区风电利用率不足95%；甘肃、青海、新疆、西藏、云南等5地区光伏发电利用率不足95%，西藏地区光伏发电利用率最低，为67.4%。2）7月我国天然气表观消费量同比增长7.7%：2024年7月，全国天然气表观消费量351.5亿立方米，同比增长7.7%。1—7月，全国天然气表观消费量2489.6亿立方米，同比增长9.7%。
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。