"能源新政助力电力天然气市场，10月工业天然气产量攀升8.4%，国家能源局强化市场规范引领！"
本期内容提要:
本周市场表现：截至11月15日收盘，本周公用事业板块下跌3.0%，表现优于大盘。其中，电力板块下跌3.15%，燃气板块下跌1.75%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:秦港动力煤价格周环比下降。截至11月15日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价840元/吨，周环比下跌8元/吨。截至11月15日，广州港印尼煤(Q5500)库提价958.29元/吨，周环比上涨14.56元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价912.10元/吨，周环比上涨1.55元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：港口库存周环比上升，沿海电厂库存周环比小幅下降。截至11月15日，秦皇岛港煤炭库存695万吨，周环比增加35万吨。截至11月14日，内陆17省煤炭库存10064.2万吨，较上周增加165.0万吨，周环比上升1.67%；内陆17省电厂日耗为354.7万吨，较上周增加19.5万吨/日，周环比上升5.82%；可用天数为28.4天，较上周下降1.1天。截至11月14日，沿海8省煤炭库存3520.9万吨，较上周下降19.1万吨，周环比下降0.54%；沿海8省电厂日耗为198.7万吨，较上周增加20.4万吨/日，周环比上升11.44%；可用天数为17.7天，较上周下降2.2天。
水电来水情况：截至11月15日，三峡出库流量6970立方米/秒，同比下降8.89%，周环比下降0.29%。
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：欧洲及美国气价周环比上升。截至11月15日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4502元/吨，同比下降16.20%，环比下降1.08%；截至11月14日，欧洲TTF现货价格为14.13美元/百万英热，同比上升0.8%，周环比上升8.6%；美国HH现货价格为2美元/百万英热，同比下降33.8%，周环比上升5.3%；中国DES现货价格为13.46美元/百万英热，同比下降15.5%，周环比下降1.7%。
欧盟天然气供需及库存：2024年第45周，欧盟天然气供应量58.3亿方，同比下降10.2%，周环比上升2.6%。其中，LNG供应量为23.5亿
方，周环比上升11.3%，占天然气供应量的40.4%；进口管道气34.7亿方，同比下降4.6%，周环比下降2.6%。2024年第45周，欧盟天然气消费量（我们估算）为58.3亿方，周环比上升1.7%，同比下降8.3%；2024年1-45周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2444.0亿方，同比下降3.5%。
国内天然气供需情况：2024年9月，国内天然气表观消费量为338.80亿方，同比上升14.4%。2024年10月，国内天然气产量为208.00亿方，同比上升9.4%。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）国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》：11月8日，国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》，对有关经营主体提出以下几点要求：（1）全面贯彻落实全国统一电力市场建设部署要求。（2）持续推动经营主体合规交易。（3）着力规范市场报价行为。（4）定期做好市场监测分析。（5）不断强化日常监管。通知旨在防范市场运营风险，规范经营主体交易行为，保障电力市场的统一、开放、竞争、有序。2）10月份我国天然气产量同比增长8.4%：11月15日，国家统计局发布2024年10月份能源生产情况。10月份，规上工业天然气产量208亿立方米，同比增长8.4%；1—10月份，规上工业天然气产量2039亿立方米，同比增长6.7%。
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。
