公用事业—电力天然气周报：粤电力中报预告盈利8-9.5亿，省间现货限价大幅下调

【资料图】

（以下内容从信达证券《公用事业—电力天然气周报：粤电力中报预告盈利8-9.5亿，省间现货限价大幅下调》研报附件原文摘录）

本周市场表现： 截至 7 月 7 日收盘，本周公用事业板块上涨 0.5%，表现优于大盘。其中，电力板块上涨 0.54%，燃气板块下跌 0.23%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格： 产地及港口煤价周环比上涨，印尼煤库提价周环比下跌。 截至 7 月 7 日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价 850 元/吨，周环比上涨 20 元/吨； 广州港印尼煤(Q5500)库提价 914 元/吨，周环比下跌 6 元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价 920 元/吨，周环比上涨 6 元/吨。
动力煤库存及电厂日耗： 动力煤库存周环比下降，电厂日耗周环比上升。 截至 7 月 8 日，秦皇岛港煤炭库存 535 万吨，周环比下降 29 万吨。截至 7 月 6 日，内陆 17 省煤炭库存 8829.6 万吨，较上周下降 24.9万吨，周环比下降 0.28%；内陆 17 省电厂日耗为 365.7 万吨，较上周增加 4.5 万吨/日，周环比上升 1.25%；可用天数为 24.1 天，较上周下降 0.4 天； 沿海 8 省煤炭库存 3697.5 万吨，较上周下降 29.3 万吨，周环比下降 0.79%；沿海 8 省电厂日耗为 221.4 万吨，较上周增加 10.0万吨/日，周环比上升 4.73%；可用天数为 16.7 天，较上周下降 0.9 天。
水电来水情况： 截至 7 月 7 日，三峡出库流量 18200 立方米/秒，同比上升 18.95%，周环比上升 65.45%。
重点电力市场交易电价： 1）广东电力市场： 截至 6 月 30 日，广东电力日前现货市场的周度均价为 397.64 元/MWh，周环比上升 12.02%，周同比下降 16.8%；广东电力实时现货市场的周度均价为 368.37 元/MWh，周环比上升 3.78%，周同比下降 16.1%。 2）山西电力市场： 截至 7 月 7 日，山西电力日前现货市场的周度均价为 285.80 元/MWh，周环比下降 15.67%，周同比下降 19.0%；山西电力实时现货市场的周度均价为 274.87 元/MWh，周环比下降 19.01%，周同比下降 29.3%。3）山东电力市场： 截至 7 月 6 日，山东电力实时现货市场的周度均价为 300.82 元/MWh，周环比下降 29.85%，周同比下降 18.6%；山东电力实时现货市场的周度均价为 300.82 元/MWh，周环比下降 29.85%，周同比下降 18.6%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格： 国产、进口 LNG 价格环比下降。 截至 7 月 7 日，上海石油天然气交易中心 LNG 出厂价格全国指数为 4326 元/吨，同比下降 31.56%，环比下降 2.90%；中国进口 LNG 到岸价为 11.70 美元/百万英热，同比下降 72.46%，环比下降 0.64%。截至 7 月 6 日，欧洲TTF 现货价格为 10.19 美元/百万英热，同比下降 79.1%，周环比下降7.4%；美国 HH 现货价格为 2.62 美元/百万英热，同比下降 54.3%，周环比上升 0.4%；中国 DES 现货价格为 11.09 美元/百万英热，同比下降 68.6%，周环比下降 1.2%。
欧盟天然气供需及库存： 供给量周环比上升， 消费量（我们估算）周环比上升。 2023 年第 26 周，欧盟天然气供应量 56.7 亿方，同比下降16.1%，周环比上升 0.8%。其中， LNG 供应量为 22.9 亿方，周环比下降 7.8%，占天然气供应量的 40.5%；进口管道气 33.7 亿方，同比下降25.5%，周环比上升 7.6%；欧盟天然气库存量为 843.60 亿方，库存水平为 78.9%；欧盟天然气消费量（我们估算） 36.8 亿方，周环比上升3.4%，同比下降 10.4%； 2023 年 1-26 周，欧盟天然气累计消费量估算为 1633.9 亿方，同比下降 14.0%。
国内天然气供需情况： 2023 年 4 月，国内天然气表观消费量为 317.90亿方，同比上升 7.0%，环比下降 6.2%。 2023 年 5 月，国内天然气产量为 189.70 亿方，同比上升 7.2%，环比上升 0.2%。 2023 年 5 月， LNG进口量为 641.00 万吨，同比上升 30.0%，环比上升 34.4%。 2023 年 5月， PNG 进口量为 423.00 万吨，同比上升 1.9%，环比上升 0.5%。
本周行业重点新闻： 1）国调中心、北京电力交易中心发布《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》 ： 7 月 7 日，国调中心、北京电力交易中心发布通知，自 7 月 10 日起，省间电力现货市场申报价格上限调整为 3 元/千瓦时，超过上限的报价为无效申报；送电方节点日均结算价格上限为 1.5 元/千瓦时。相比于先前《省间电力现货交易规则（试行）》规定的“参与省间现货市场的市场主体报价最高为 10元/kWh”，省间交易限价出现大幅下调。 2） 华南地区规模最大的天然气储运基地金湾“绿能港”二期项目主体结构完工： 7 月 3 日，中国海油宣布 5 座全球单罐容量最大的 27 万立方米 LNG 储罐完成穹顶浇筑作业，向项目投产运营迈出关键一步。金湾“绿能港”预计将于 2024年投产，之后将成为华南地区规模最大的天然气储运基地，年处理能力可提升至 700 万吨，大幅提升粤港澳大湾区和华南地区的天然气调峰保供能力。
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，容量补偿电价等机制有望出台。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。电力运营商有望受益标的： 粤电力 A、 华能国际、 华电国际、 国电电力等；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： 龙源技术、 青达环保、 西子洁能等。 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。

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