公用事业—电力天然气周报：9月份全国发电量同比增长6.0%，天然气进口量同比增长18.2%
本期内容提要:
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:港口煤价周环比下跌，进口煤价周环比上涨。截至10月18日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价852元/吨，周环比下跌8元/吨。截至10月18日，广州港印尼煤(Q5500)库提价959.79元/吨，周环比上涨4.89元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价940.25元/吨，周环比上涨4.81元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口及电厂煤炭库存周环比上升。截至10月18日，秦皇岛港煤炭库存544万吨，周环比增加30万吨。截至10月17日，内陆17省煤炭库存9375.1万吨，较上周增加152.2万吨，周环比上升1.65%；内陆17省电厂日耗为339.1万吨，较上周增加19.0万吨/日，周环比上升5.94%；可用天数为27.6天，较上周下降1.2天。截至10月17日，沿海8省煤炭库存3548.6万吨，较上周增加64.0万吨，周环比上升1.84%；沿海8省电厂日耗为188.6万吨，较上周增加5.9万吨/日，周环比上升3.23%；可用天数为18.8天，较上周下降0.3天。
水电来水情况：三峡出库流量周环比下降。截至10月18日，三峡出库流量7190立方米/秒，同比下降56.16%，周环比下降0.42%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至10月11日，广东电力日前现货市场的周度均价为353.69元/MWh，周环比上升31.09%，周同比下降10.1%。截至10月11日，广东电力实时现货市场的周度均价为347.75元/MWh，周环比上升18.35%，周同比下降3.1%。2）山西电力市场：截至10月17日，山西电力日前现货市场的周度均价为302.74元/MWh，周环比上升7.14%，周同比下降16.8%。截至10月17日，山西电力实时现货市场的周度均价为300.66元/MWh，周环比上升11.51%，周同比下降13.3%。3）山东电力市场：截至10月17日，山东电力日前现货市场的周度均价为358.93元/MWh，周环比上升7.69%，周同比上升6.6%。截至10月17日，山东电力实时现货市场的周度均价为386.85元/MWh，周环比上升12.93%，周同比上升22.6%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：国内气价周环比小幅下降，进口到岸价周环比小幅上升。截至10月18日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5020元/吨，同比上升3.74%，环比下降1.53%；截至10月17日，欧洲TTF现货价格为12.42美元/百万英热，同比下降11.7%，周环比下降2.1%；美国HH现货价格为2.27美元/百万英热，同比下降26.5%，周环比下降1.7%；中国DES现货价格为13.21美元/百万英热，同比下降19.4%，周环比上升2.1%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第41周，欧盟天然气供应量55.6亿方，同比下降6.6%，周环比上升5.0%。其中，LNG供应量为19.8亿方，
周环比上升3.6%，占天然气供应量的35.6%；进口管道气35.8亿方，同比下降1.3%，周环比上升5.8%。2024年第41周，欧盟天然气消费量（我们估算）为50.3亿方，周环比上升3.8%，同比上升4.9%；2024年1-41周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2217.2亿方，同比下降4.0%。
国内天然气供需情况：2024年8月，国内天然气表观消费量为355.20亿方，同比上升8.7%。2024年9月，国内天然气产量为193.00亿方，同比上升7.6%。2024年9月，LNG进口量为684.00万吨，同比上升20.2%，环比上升4.6%。2024年9月，PNG进口量为515.00万吨，同比上升15.5%，环比下降1.3%。
本周行业重点新闻：
1）9月份全国发电量同比增长6.0%：全国规上工业电力生产有所加快。9月，规上工业发电量8024亿千瓦时，同比增长6.0%；1-9月，规上工业发电量70560亿千瓦时，同比增长5.4%。2）9月我国天然气进口量同比增长18.2%：2024年9月，我国天然气进口涨幅较大。从进口量看，9月我国天然气进口量同比大幅上涨18.2%，环比增长1.9%，达1199.1万吨。2024年1-9月我国天然气进口量累计9908万吨，累计同比上涨13%。
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。
