【資料圖】
（以下內容從信達證券《公用事業—電力天然氣周報：粵電力中報預告盈利8-9.5億，省間現貨限價大幅下調》研報附件原文摘錄）
本周市場表現： 截至 7 月 7 日收盤，本周公用事業板塊上漲 0.5%，表現優于大盤。其中，電力板塊上漲 0.54%，燃氣板塊下跌 0.23%。
電力行業數據跟蹤：
動力煤價格： 產地及港口煤價周環比上漲，印尼煤庫提價周環比下跌。 截至 7 月 7 日，秦皇島港動力煤(Q5500)山西產市場價 850 元/噸，周環比上漲 20 元/噸； 廣州港印尼煤(Q5500)庫提價 914 元/噸，周環比下跌 6 元/噸；廣州港澳洲煤(Q5500)庫提價 920 元/噸，周環比上漲 6 元/噸。
動力煤庫存及電廠日耗： 動力煤庫存周環比下降，電廠日耗周環比上升。 截至 7 月 8 日，秦皇島港煤炭庫存 535 萬噸，周環比下降 29 萬噸。截至 7 月 6 日，內陸 17 省煤炭庫存 8829.6 萬噸，較上周下降 24.9萬噸，周環比下降 0.28%；內陸 17 省電廠日耗為 365.7 萬噸，較上周增加 4.5 萬噸/日，周環比上升 1.25%；可用天數為 24.1 天，較上周下降 0.4 天； 沿海 8 省煤炭庫存 3697.5 萬噸，較上周下降 29.3 萬噸，周環比下降 0.79%；沿海 8 省電廠日耗為 221.4 萬噸，較上周增加 10.0萬噸/日，周環比上升 4.73%；可用天數為 16.7 天，較上周下降 0.9 天。
水電來水情況： 截至 7 月 7 日，三峽出庫流量 18200 立方米/秒，同比上升 18.95%，周環比上升 65.45%。
重點電力市場交易電價： 1）廣東電力市場： 截至 6 月 30 日，廣東電力日前現貨市場的周度均價為 397.64 元/MWh，周環比上升 12.02%，周同比下降 16.8%；廣東電力實時現貨市場的周度均價為 368.37 元/MWh，周環比上升 3.78%，周同比下降 16.1%。 2）山西電力市場： 截至 7 月 7 日，山西電力日前現貨市場的周度均價為 285.80 元/MWh，周環比下降 15.67%，周同比下降 19.0%；山西電力實時現貨市場的周度均價為 274.87 元/MWh，周環比下降 19.01%，周同比下降 29.3%。3）山東電力市場： 截至 7 月 6 日，山東電力實時現貨市場的周度均價為 300.82 元/MWh，周環比下降 29.85%，周同比下降 18.6%；山東電力實時現貨市場的周度均價為 300.82 元/MWh，周環比下降 29.85%，周同比下降 18.6%。
天然氣行業數據跟蹤：
國內外天然氣價格： 國產、進口 LNG 價格環比下降。 截至 7 月 7 日，上海石油天然氣交易中心 LNG 出廠價格全國指數為 4326 元/噸，同比下降 31.56%，環比下降 2.90%；中國進口 LNG 到岸價為 11.70 美元/百萬英熱，同比下降 72.46%，環比下降 0.64%。截至 7 月 6 日，歐洲TTF 現貨價格為 10.19 美元/百萬英熱，同比下降 79.1%，周環比下降7.4%；美國 HH 現貨價格為 2.62 美元/百萬英熱，同比下降 54.3%，周環比上升 0.4%；中國 DES 現貨價格為 11.09 美元/百萬英熱，同比下降 68.6%，周環比下降 1.2%。
歐盟天然氣供需及庫存： 供給量周環比上升， 消費量（我們估算）周環比上升。 2023 年第 26 周，歐盟天然氣供應量 56.7 億方，同比下降16.1%，周環比上升 0.8%。其中， LNG 供應量為 22.9 億方，周環比下降 7.8%，占天然氣供應量的 40.5%；進口管道氣 33.7 億方，同比下降25.5%，周環比上升 7.6%；歐盟天然氣庫存量為 843.60 億方，庫存水平為 78.9%；歐盟天然氣消費量（我們估算） 36.8 億方，周環比上升3.4%，同比下降 10.4%； 2023 年 1-26 周，歐盟天然氣累計消費量估算為 1633.9 億方，同比下降 14.0%。
國內天然氣供需情況： 2023 年 4 月，國內天然氣表觀消費量為 317.90億方，同比上升 7.0%，環比下降 6.2%。 2023 年 5 月，國內天然氣產量為 189.70 億方，同比上升 7.2%，環比上升 0.2%。 2023 年 5 月， LNG進口量為 641.00 萬噸，同比上升 30.0%，環比上升 34.4%。 2023 年 5月， PNG 進口量為 423.00 萬噸，同比上升 1.9%，環比上升 0.5%。
本周行業重點新聞： 1）國調中心、北京電力交易中心發布《關于落實優化省間電力現貨市場交易價格機制的通知》 ： 7 月 7 日，國調中心、北京電力交易中心發布通知，自 7 月 10 日起，省間電力現貨市場申報價格上限調整為 3 元/千瓦時，超過上限的報價為無效申報；送電方節點日均結算價格上限為 1.5 元/千瓦時。相比于先前《省間電力現貨交易規則（試行）》規定的“參與省間現貨市場的市場主體報價最高為 10元/kWh”，省間交易限價出現大幅下調。 2） 華南地區規模最大的天然氣儲運基地金灣“綠能港”二期項目主體結構完工： 7 月 3 日，中國海油宣布 5 座全球單罐容量最大的 27 萬立方米 LNG 儲罐完成穹頂澆筑作業，向項目投產運營邁出關鍵一步。金灣“綠能港”預計將于 2024年投產，之后將成為華南地區規模最大的天然氣儲運基地，年處理能力可提升至 700 萬噸，大幅提升粵港澳大灣區和華南地區的天然氣調峰保供能力。
投資建議： 1）電力： 國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之后，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。在電力供需矛盾緊張的態勢下，煤電頂峰價值凸顯；電力市場化改革的持續推進下，電價趨勢有望穩中小幅上漲，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，容量補償電價等機制有望出臺。雙碳目標下的新型電力系統建設或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入。此外，伴隨著發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，我們判斷煤電企業的成本端較為可控。展望未來，我們認為電力運營商的業績有望大幅改善。電力運營商有望受益標的： 粵電力 A、 華能國際、 華電國際、 國電電力等；同時，煤電設備制造商和靈活性改造技術類公司也有望受益于煤電新周期的開啟，設備制造商有望受益標的： 東方電氣；靈活性改造有望受益標的： 龍源技術、 青達環保、 西子潔能等。 2）天然氣： 隨著上游氣價的回落和國內天然氣消費量的恢復增長，城燃業務有望實現毛差穩定和售氣量高增；同時，擁有低成本長協氣源和接收站資產的貿易商或可根據市場情況自主選擇擴大進口或把握國際市場轉售機遇以增厚利潤空間。天然氣有望受益標的： 新奧股份、 廣匯能源。
風險因素： 宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期,電力市場化改革推進緩慢,電煤長協保供政策執行力度不及預期,國內天然氣消費增速恢復緩慢。
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