8月用电量激增8.9%，中俄东线天然气项目年底或提前达产，公用事业再迎利好！
本期内容提要:
本周市场表现：截至9月27日收盘，本周公用事业板块上涨7.9%，表现劣于大盘。其中，电力板块上涨7.78%，燃气板块上涨9.40%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:秦港动力煤价格周环比小幅上升。截至9月27日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价865元/吨，周环比上涨2元/吨。截至9月27日，广州港印尼煤(Q5500)库提价948.8元/吨，周环比下跌0.65元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价929.44元/吨，周环比上涨5.18元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口及电厂动力煤库存周环比上升。截至9月27日，秦皇岛港煤炭库存585万吨，周环比增加97万吨。截至9月26日，内陆17省煤炭库存8550.8万吨，较上周增加278.2万吨，周环比上升3.36%；内陆17省电厂日耗为361.4万吨，较上周下降8.3万吨/日，周环比下降2.25%；可用天数为23.7天，较上周增加1.3天。截至9月26日，沿海8省煤炭库存3359.5万吨，较上周增加7.7万吨，周环比上升0.23%；沿海8省电厂日耗为215.8万吨，较上周下降17.1万吨/日，周环比下降7.34%；可用天数为15.6天，较上周增加1.2天。？水电来水情况：三峡出库流量周环比下降。截至9月26日，三峡出库流量7590立方米/秒，同比下降52.56%，周环比下降0.39%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至9月20日，广东电力日前现货市场的周度均价为336.98元/MWh，周环比下降3.80%，周同比上升8.4%。截至9月20日，广东电力实时现货市场的周度均价为330.52元/MWh，周环比下降7.99%，周同比上升12.0%。2）山西电力市场：截至9月26日，山西电力日前现货市场的周度均价为317.58元/MWh，周环比下降9.45%，周同比下降14.2%。截至9月26日，山西电力实时现货市场的周度均价为293.02元/MWh，周环比下降22.99%，周同比下降24.3%。3）山东电力市场：截至9月26日，山东电力日前现货市场的周度均价为292.20元/MWh，周环比下降25.01%，周同比下降32.1%。截至9月26日，山东电力实时现货市场的周度均价为296.52元/MWh，周环比下降35.70%，周同比下降17.6%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：欧洲TTF、美国HH现货价格周环比上升。截至9月27日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5062元/吨，同比上升14.06%，环比下降1.65%；截至9月26日，欧洲TTF现货价格为12.45美元/百万英热，同比下降0.2%，周环比上升16.2%；美国HH现货价格为2.87美元/百万英热，同比上升15.3%，周环比上升19.1%；中国DES现货价格为12.94美元/百万英热，同比下降6.8%，周环比下降0.8%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第38周，欧盟天然气供应量47.1亿方，同比下降7.5%，周环比上升2.4%。其中，LNG供应量为18.7亿方，周环比上升0.6%，占天然气供应量的39.7%；进口管道气28.4亿方，
同比下降8.7%，周环比上升3.7%。2024年第38周，欧盟天然气消费量（我们估算）为43.9亿方，周环比上升9.6%，同比下降0.2%；2024年1-38周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2051.7亿方，同比下降5.6%。
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8月，国内天然气产量为200.20亿方，同比上升10.6%。2024年8月，LNG进口量为654.00万吨，同比上升3.8%，环比上升10.8%。2024年8月，PNG进口量为522.00万吨，同比上升14.5%，环比上升5.2%。
本周行业重点新闻：
1）8月份全社会用电量同比增长8.9%：8月份，全社会用电量9649亿千瓦时，同比增长8.9%。分产业用电看，第一产业用电量149亿千瓦时，同比增长4.6%；第二产业用电量5679亿千瓦时，同比增长4.0%；第三产业用电量1903亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量1918亿千瓦时，同比增长23.7%。2）俄罗斯天然气工业股份公司表示提前将“西伯利亚力量”管道对华输气量提升至380亿方/年：9月20日，俄罗斯天然气工业股份公司表示，俄气与中国石油天然气集团公司达成协议，于12月提前将通过“西伯利亚力量”管道对华输送天然气的供应量提升至合同规定的最大水平，即380亿立方米/年。
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。
