电力天然气周报：陕西、辽宁机制电价出炉 10月我国天然气表观消费量同比下降1.3%
本周市场表现：截至12月5日收盘，本周公用事业板块上涨0.1%，表现劣于大盘。其中，电力板块上涨0.30%，燃气板块下跌0.58%。 电力行业数据跟踪： 动力煤价格:秦港动力煤价格周环比下跌。截至12月4日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价797元/吨，周环比下跌23元/吨。截至12月4日，广州港印尼煤(Q5500)库提价800.2元/吨，周环比下跌32.82元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价840.16元/吨，周环比下跌40.80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4日，秦皇岛港煤炭库存666万吨，周环比增加84万吨。截至12月4日，内陆17省煤炭库存10106.8万吨，较上周下降100.6万吨，周环比下降0.99%；内陆17省电厂日耗为386.2万吨，较上周增加32.1万吨/日，周环比上升9.07%；可用天数为26.2天，较上周下降2.7天。截至12月4日，沿海8省煤炭库存3505.3万吨，较上周增加51.1万吨，周环比上升1.48%；沿海8省电厂日耗为197.7万吨，较上周增加10.7万吨/日，周环比上升5.72%；可用天数为17.7天，较上周下降0.8天。 水电来水情况：三峡出库流量周环比减少。截至12月5日，三峡出库流量7800立方米/秒，同比上升12.23%，周环比下降18.15%。 重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至11月29日，广东电力日前现货市场的周度均价为219.89元/MWh，周环比下降17.75%，周同比下降15.7%。截至11月29日，广东电力实时现货市场的周度均价为183.03元/MWh，周环比下降3.43%，周同比下降31.4%。2）山西电力市场：截至11月28日，山西电力日前现货市场的周度均价为130.48元/MWh，周环比下降31.25%，周同比下降55.6%。截至11月28日，山西电力实时现货市场的周度均价为130.48元/MWh，周环比下降32.33%，周同比下降46.8%。3）山东电力市场：截至11月28日，山东电力日前现货市场的周度均价为236.86元/MWh，周环比下降6.44%，周同比上升23.3%。截至11月28日，山东电力实时现货市场的周度均价为245.47元/MWh，周环比下降7.96%，周同比下降8.0%。 天然气行业数据跟踪： 国内外天然气价格：中国LNG到岸价周环比下降，美国HH气价周环比上升。截至12月4日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4262元/吨，同比下降7.15%，环比下降1.32%；截至12月4日，欧洲TTF现货价格为9.24美元/百万英热，同比下降35.8%，周环比下降7.9%；美国HH现货价格为5.08美元/百万英热，同比上升75.2%，周环比上升10.7%；中国DES现货价格为10.48美元/百万英热，同比下降30.2%，周环比下降2.6%。 欧盟天然气供需及库存：2025年第48周，欧盟天然气供应量61.1亿方，同比上升4.5%，周环比下降1.9%。其中，LNG供应量为28.8亿方，周环比下降4.6%，占天然气供应量的47.1%；进口管道气32.3亿方，同比下降10.9%，周环比上升0.7%。2025年第48周，欧盟天然气消费量（我们估算）为100.7亿方，周环比上升19.1%，同比上升14.1%；2025年1-48周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为2864.6亿方，同比上升5.2%。 国内天然气供需情况：2025年10月，国内天然气表观消费量为347.70亿方，同比下降1.6%。2025年10月，国内天然气产量为221.20亿方，同比上升6.1%。2025年10月，LNG进口量为576.00万吨，同比下降12.1%，环比上升0.2%。2025年10月，PNG进口量为401.00万吨，同比上升0.5%，环比下降24.3%。 本周行业重点新闻：1）2025年10月全国新能源并网消纳情况：10月份全国平均风电利用率为 96.4%，环比回升了1.0个百分点；除了广东等个别省份外，全国大部分地区的风电消纳情况较9月有好转，特别是东北和西北的改善。10月全国平均光伏发电利用率为 94.8%，环比微降0.2个百分点。随着进入秋冬季节，光伏利用率呈现缓慢下行趋势。2）10月我国天然气表观消费量同比下降1.3%：12月2日，国家发展改革委发布2025年10月份全国天然气运行快报。据快报数据，2025年10月，全国天然气表观消费量347.7亿立方米，同比下降1.3%。1―10月，全国天然气表观消费量3525.3亿立方米，同比下降0.3%。 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、新集能源、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。 【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。
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