公用事业—电力天然气周报：甘肃电力现货市场转入正式运行，国内气价周环比上涨

（以下内容从信达证券《公用事业—电力天然气周报：甘肃电力现货市场转入正式运行，国内气价周环比上涨》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
本周市场表现：截至9月6日收盘，本周公用事业板块下跌2.7%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌3.02%，燃气板块上涨0.34%。
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6日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价840元/吨，周环比上涨2元/吨。截至9月6日，广州港印尼煤(Q5500)库提价927.02元/吨，周环比上涨15.01元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价899.33元/吨，周环比上涨7.69元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口库存周环比上涨，电厂库存周环比下降。截至9月6日，秦皇岛港煤炭库存489万吨，周环比增加13万吨。截至9月5日，内陆17省煤炭库存8347.7万吨，较上周下降63.8万吨，周环比下降0.76%；内陆17省电厂日耗为375.6万吨，较上周下降2.8万吨/日，周环比下降0.74%；可用天数为22.2天，较上周持平。截至9月5日，沿海8省煤炭库存3399.9万吨，较上周下降42.1万吨，周环比下降1.22%；沿海8省电厂日耗为240.8万吨，较上周下降0.4万吨/日，周环比下降0.17%；可用天数为14.1天，较上周下降0.2天。
水电来水情况：三峡出库流量同环比下降。截至9月6日，三峡出库流量9140立方米/秒，同比下降31.28%，周环比下降23.19%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至8月30日，广东电力日前现货市场的周度均价为320.22元/MWh，周环比上升17.73%，周同比下降5.2%。截至8月30日，广东电力实时现货市场的周度均价为322.12元/MWh，周环比上升31.88%，周同比上升5.4%。2）山西电力市场：截至9月5日，山西电力日前现货市场的周度均价为304.96元/MWh，周环比上升6.34%，周同比下降7.7%。截至9月5日，山西电力实时现货市场的周度均价为304.66元/MWh，周环比上升4.94%，周同比下降1.4%。3）山东电力市场：截至9月5日，山东电力日前现货市场的周度均价为370.58元/MWh，周环比下降17.42%，周同比下降7.9%。截至9月5日，山东电力实时现货市场的周度均价为374.68元/MWh，周环比下降1.32%，周同比上升14.2%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：国内气价周环比上涨，欧洲TTF价格周环比下降。截至9月6日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5291元/吨，同比上升26.01%，环比上升3.50%；截至9月5日，欧洲TTF现货价格为11.56美元/百万英热，同比上升12.1%，周环比下降8.0%；美国HH现货价格为2.11美元/百万英热，同比下降16.9%，周环比上升13.4%；中国DES现货价格为12.99美元/百万英热，同比上升2.1%，周环比下降7.1%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第35周，欧盟天然气供应量53.1亿方，同比上升0.6%，周环比下降1.5%。其中，LNG供应量为17.9亿方，周环比上升16.6%，占天然气供应量的33.7%；进口管道气35.2亿方，同比上升22.7%，周环比下降8.7%。2024年第35周，欧盟天然气消费量（我们估算）为35.5亿方，周环比上升12.5%，同比下降16.2%；2024年1-35周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1929.8亿方，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）甘肃电力现货市场开始正式运行：9月5日，甘肃电力现货市场开始正式运行，这是目前全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，也是全国第四个转入正式运行的电力现货市场。截至目前，甘肃新能源装机容量占比、外送规模均居全国第二，电力外送25个省市。2）亚洲液化天然气对美国的溢价达到2024年高点：8月28日，普氏能源资讯对10月份的JKM进行了评估，该价格为14.255美元/百万英热。亚洲液化天然气的强劲表现使该地区保持了液化天然气价格的领先地位。这使得JKM相对于美国亨利枢纽的价格溢价12.18美元/百万英热，自去年12月12日的12.579美元/百万英热以来，亨利枢纽的溢价达到了最高水平。
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。