（以下内容从信达证券《公用事业—电力天然气周报：浙江电力现货市场转入正式运行，7月份我国天然气进口量同比下降2.1%》研报附件原文摘录）本期内容提要:本周市场表现：截至8月8日收盘，本周公用事业板块上涨1.6%，表现劣于上证A指。其中，电力板块上涨1.41%，燃气板块上涨3.60%。电力行业数据跟踪：动力煤价格:秦港动力煤价格周环比上涨。截至8月8日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价678元/吨，周环比上涨23元/吨。截至8月8日，广州港印尼煤(Q5500)库提价702.38元/吨，周环比上涨1.24元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价740.42元/吨，周环比上涨15.12元/吨。动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比增加。截至8月8日，秦皇岛港煤炭库存547万吨，周环比增加25万吨。截至8月7日，内陆17省煤炭库存8540.2万吨，较上周下降207.9万吨，周环比下降2.38%；内陆17省电厂日耗为409.2万吨，较上周增加24.7万吨/日，周环比上升6.42%；可用天数为20.9天，较上周下降1.9天。截至8月7日，沿海8省煤炭库存3436.4万吨，较上周下降63.6万吨，周环比下降1.82%；沿海8省电厂日耗为251.8万吨，较上周增加28.5万吨/日，周环比上升12.76%；可用天数为13.6天，较上周下降2.1天。水电来水情况：三峡出库流量周环比减少。截至8月8日，三峡出库流量13700立方米/秒，同比下降27.13%，周环比下降6.80%。重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至8月2日，广东电力日前现货市场的周度均价为314.98元/MWh，周环比下降21.69%，周同比下降29.3%。截至8月2日，广东电力实时现货市场的周度均价为293.58元/MWh，周环比下降34.94%，周同比下降41.1%。2）山西电力市场：截至8月8日，山西电力日前现货市场的周度均价为417.85元/MWh，周环比下降2.21%，周同比下降51.8%。截至8月8日，山西电力实时现货市场的周度均价为450.99元/MWh，周环比下降7.70%，周同比下降15.9%。3）山东电力市场：截至6月13日，山东电力日前现货市场的周度均价为237.90元/MWh，周环比下降6.45%，周同比下降30.3%。截至6月13日，山东电力实时现货市场的周度均价为216.77元/MWh，周环比下降11.59%，周同比下降11.6%。天然气行业数据跟踪：国内外天然气价格：欧洲气价周环比下降，美国气价周环比上升。截至8月8日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4220元/吨，同比下降14.38%，环比下降3.83%；截至8月7日，欧洲TTF现货价格为11.07美元/百万英热，同比下降8.6%，周环比下降3.3%；美国HH现货价格为3.3美元/百万英热，同比上升67.5%，周环比上升11.5%；中国DES现货价格为11.51美元/百万英热，同比下降6.0%，周环比上升0.3%。欧盟天然气供需及库存：2025年第29周，欧盟天然气供应量60.8亿方，同比上升4.2%，周环比下降2.8%。其中，LNG供应量为25.8亿方，周环比下降3.8%，占天然气供应量的57.6%；进口管道气35.0亿方，同比下降8.8%，周环比下降2.1%。2025年第29周，欧盟天然气消费量（我们估算）为37.1亿方，周环比下降1.7%，同比下降5.0%；2025年1-29周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1883.5亿方，同比上升7.5%。国内天然气供需情况：2025年6月，国内天然气表观消费量为350.50亿方，同比上升1.9%。2025年6月，国内天然气产量为211.70亿方，同比上升4.6%。2025年6月，LNG进口量为531.00万吨，同比下降5.5%，环比上升9.7%。2025年6月，PNG进口量为524.00万吨，同比上升9.2%，环比下降0.4%。本周行业重点新闻：1）国家电网经营区用电负荷连续三天创历史新高，最大负荷达12.33亿千瓦：受大范围高温高湿天气影响，全网用电水平持续攀升。8月4日至6日，国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，最大负荷达12.33亿千瓦，较去年11.80亿千瓦的极值增长5300万千瓦。2）7月份我国天然气进口量1,063.2万吨，同比下降2.1%；进口金额340.3亿元，同比下降7.9%：据统计，2025年7月，我国天然气进口量1,063.2万吨，比去年同期下降2.1%；进口金额340.3亿元，比去年同期下降7.9%。2025年1-7月我国天然气进口量7,014.4万吨，比去年同期下降6.9%；进口金额2,279.8亿元，比去年同期下降13.2%。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。
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