浙江电力现货市场方案征询中，中俄东线全线贯通再创能源新篇章
本期内容提要:
本周市场表现：截至12月6日收盘，本周公用事业板块上涨3.3%，表现优于大盘。其中，电力板块上涨3.50%，燃气板块上涨1.13%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格:动力煤价格周环比下跌。截至12月6日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价813元/吨，周环比下跌7元/吨。截至12月6日，广州港印尼煤(Q5500)库提价879.77元/吨，周环比下跌37.00元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价877.51元/吨，周环比下跌21.32元/吨。
动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比增加，电厂日耗周环比上升。截至12月6日，秦皇岛港煤炭库存687万吨，周环比增加2万吨。截至12月5日，内陆17省煤炭库存10096.8万吨，较上周下降57.9万吨，周环比下降0.57%；内陆17省电厂日耗为388.4万吨，较上周增加20.1万吨/日，周环比上升5.46%；可用天数为26天，较上周下降1.6天。截至12月5日，沿海8省煤炭库存3537.5万吨，较上周下降7.5万吨，周环比下降0.21%；沿海8省电厂日耗为201.5万吨，较上周增加10.7万吨/日，周环比上升5.61%；可用天数为17.6天，较上周下降1.0天。
水电来水情况：三峡出库流量周环比减少。截至12月6日，三峡出库流量6940立方米/秒，同比下降3.21%，周环比下降0.43%。
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%。（注：现货电价数据暂未更新）
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上涨，欧洲气价同比显著抬升。截至12月6日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4570元/吨，同比下降23.24%，环比上升1.80%；截至12月4日，欧洲TTF现货价格为14.39美元/百万英热，同比上升14.4%，周环比下降0.3%；美国HH现货价格为2.9美元/百万英热，同比上升9.4%，周环比下降8.5%；中国DES现货价格为15.01美元/百万英热，同比下降4.2%，周环比上升0.3%。
欧盟天然气供需及库存：欧盟天然气去库进程加快。2024年第48周，欧盟天然气供应量58.5亿方，同比下降11.3%，周环比上升1.2%。其中，LNG供应量为22.2亿方，周环比上升5.5%，占天然气供应量的37.9%；进口管道气36.3亿方，同比下降3.8%，周环比下降1.2%。2024年第48周，
欧盟天然气消费量（我们估算）为88.3亿方，周环比下降1.5%，同比下降8.6%；2024年1-48周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2723.3亿方，同比下降1.8%。
国内天然气供需情况：2024年10月，国内天然气表观消费量为353.40亿方，同比上升10.7%。2024年10月，国内天然气产量为208.40亿方，同比上升9.6%。2024年10月，LNG进口量为655.00万吨，同比上升26.7%，环比下降4.2%。2024年10月，PNG进口量为399.00万吨，同比上升10.2%，环比下降22.5%。
本周行业重点新闻：
1）浙江电力现货市场新规：允许负电价并探索储能，虚拟电厂参与：11月27日，浙江电力交易中心发布新规，允许电力现货市场出现负电价，市场申报价格上下限为800元/兆瓦时至-200元/兆瓦时。同时，计划引入电网侧储能和虚拟电厂等新型主体参与市场，提升市场灵活性。储能电站需满足技术条件并接入统一监控系统。2）中俄东线天然气管道全线贯通，年输气能力380亿立方米：12月2日，我国单管输气量最大的天然气管道——中俄东线天然气管道实现全线贯通，年输气能力提至380亿立方米，达到最高水平。中俄东线天然气管道是我国四大能源战略通道中东北通道的重要组成部分，全长5111公里。
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。
