公用事业—电力天然气周报：广东重点强调电力交易合规风险，欧盟天然气去库速度加快

　　本期内容提要:

　　本周市场表现：截至11月29日收盘，本周公用事业板块下跌0.1%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌0.10%，燃气板块下跌0.13%。

　　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11月29日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价820元/吨，周环比下跌7元/吨。截至11月29日，广州港印尼煤(Q5500)库提价916.77元/吨，周环比下跌35.65元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价898.83元/吨，周环比下跌16.08元/吨。

　　动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比减少，电厂日耗周环比下降。截至11月29日，秦皇岛港煤炭库存685万吨，周环比下降13万吨。截至11月28日，内陆17省煤炭库存10154.7万吨，较上周增加119.3万吨，周环比上升1.19%；内陆17省电厂日耗为368.3万吨，较上周下降16.4万吨/日，周环比下降4.26%；可用天数为27.6天，较上周增加1.5天。截至11月28日，沿海8省煤炭库存3545万吨，较上周下降16.1万吨，周环比下降0.45%；沿海8省电厂日耗为190.8万吨，较上周下降7.7万吨/日，周环比下降3.88%；可用天数为18.6天，较上周增加0.7天。➢水电来水情况：三峡出库流量周环比增加。截至11月29日，三峡出库流量6970立方米/秒，同比上升4.03%，周环比上升0.58%。

　　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%。

　　天然气行业数据跟踪：

　　国内外天然气价格：中国到岸价、美国HH气价周环比上涨。截至11月29日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4489元/吨，同比下降28.01%，环比下降1.41%；截至11月28日，欧洲TTF现货价格为14.43美元/百万英热，同比上升1.2%，周环比下降3.4%；美国HH现货价格为3.31美元/百万英热，同比上升28.8%，周环比上升11.4%；中国DES现货价格为14.92美元/百万英热，同比下降7.4%，周环比上升4.8%。➢欧盟天然气供需及库存：欧盟天然气消费量同环比上升。2024年第47周，欧盟天然气供应量57.7亿方，同比下降10.2%，周环比下降0.4%。其中，LNG供应量为21.0亿方，周环比下降2.8%，占天然气供应量的36.4%；进口管道气36.7亿方，同比上升0.2%，周环比上升1.1%。2024

　　年第47周，欧盟天然气消费量（我们估算）为89.6亿方，周环比上升6.5%，同比上升18.4%；2024年1-47周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2635.0亿方，同比下降1.5%。

　　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）广东省能源局发布《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》：该通知对市场准入、中长期市场交易、现货市场交易、零售交易、有关主体参与市场化交易做出安排，对简易交易、可再生能源绿电交易、市场化需求响应交易、电力辅助服务市场建设、衔接机制以及相关工作提出新的要求，旨在规范2025年电力市场交易行为，确保电力交易的公开和透明。2）10月我国天然气表观消费量353.4亿立方米，同比增长10.9%：今年10月，全国天然气表观消费量353.4亿立方米，同比增长10.9%；1—10月，全国天然气表观消费量3537.2亿立方米，同比增长9.9%。

　　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。