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【信達能源】電力天然氣周報：浙江電力現貨市場轉入正式運行，7月份我國天然氣進口量同比下降2.1%
2025-08-11 13:41
本周市場表現：
截至8月8日收盤，本周公用事業板塊上漲1.6%，表現劣於上證A指。其中，電力板塊上漲1.41%，燃氣板塊上漲3.60%。
電力行業數據跟蹤：
1、動力煤價格：秦港動力煤價格周環比上漲。截至8月8日，秦皇島港動力煤(Q5500)山西產市場價678元/噸，周環比上漲23元/噸。截至8月8日，廣州港印尼煤(Q5500)庫提價702.38元/噸，周環比上漲1.24元/噸；廣州港澳洲煤(Q5500)庫提價740.42元/噸，周環比上漲15.12元/噸。
2、動力煤庫存及電廠日耗：秦港動力煤庫存周環比增加。截至8月8日，秦皇島港煤炭庫存547萬噸，周環比增加25萬噸。截至8月7日，內陸17省煤炭庫存8540.2萬噸，較上周下降207.9萬噸，周環比下降2.38%；內陸17省電廠日耗為409.2萬噸，較上周增加24.7萬噸/日，周環比上升6.42%；可用天數為20.9天，較上周下降1.9天。截至8月7日，沿海8省煤炭庫存3436.4萬噸，較上周下降63.6萬噸，周環比下降1.82%；沿海8省電廠日耗為251.8萬噸，較上周增加28.5萬噸/日，周環比上升12.76%；可用天數為13.6天，較上周下降2.1天。
3、水電來水情況：三峽出庫流量周環比減少。截至8月8日，三峽出庫流量13700立方米/秒，同比下降27.13%，周環比下降6.80%。
4、重點電力市場交易電價：1）廣東電力市場：截至8月2日，廣東電力日前現貨市場的周度均價為314.98元/MWh，周環比下降21.69%，周同比下降29.3%。截至8月2日，廣東電力實時現貨市場的周度均價為293.58元/MWh，周環比下降34.94%，周同比下降41.1%。2）山西電力市場：截至8月8日，山西電力日前現貨市場的周度均價為417.85元/MWh，周環比下降2.21%，周同比下降51.8%。截至8月8日，山西電力實時現貨市場的周度均價為450.99元/MWh，周環比下降7.70%，周同比下降15.9%。3）山東電力市場：截至6月13日，山東電力日前現貨市場的周度均價為237.90元/MWh，周環比下降6.45%，周同比下降30.3%。截至6月13日，山東電力實時現貨市場的周度均價為216.77元/MWh，周環比下降11.59%，周同比下降11.6%。
天然氣行業數據跟蹤：
1、國內外天然氣價格：歐洲氣價周環比下降，美國氣價周環比上升。截至8月8日，上海石油天然氣交易中心LNG出廠價格全國指數為4220元/噸，同比下降14.38%，環比下降3.83%；截至8月7日，歐洲TTF現貨價格為11.07美元/百萬英熱，同比下降8.6%，周環比下降3.3%；美國HH現貨價格為3.3美元/百萬英熱，同比上升67.5%，周環比上升11.5%；中國DES現貨價格為11.51美元/百萬英熱，同比下降6.0%，周環比上升0.3%。
2、歐盟天然氣供需及庫存：2025年第29周，歐盟天然氣供應量60.8億方，同比上升4.2%，周環比下降2.8%。其中，LNG供應量為25.8億方，周環比下降3.8%，佔天然氣供應量的57.6%；進口管道氣35.0億方，同比下降8.8%，周環比下降2.1%。2025年第29周，歐盟天然氣消費量（我們估算）為37.1億方，周環比下降1.7%，同比下降5.0%；2025年1-29周，歐盟天然氣累計消費量（我們估算）為1883.5億方，同比上升7.5%。
3、國內天然氣供需情況：2025年6月，國內天然氣表觀消費量為350.50億方，同比上升1.9%。2025年6月，國內天然氣產量為211.70億方，同比上升4.6%。2025年6月，LNG進口量為531.00萬噸，同比下降5.5%，環比上升9.7%。2025年6月，PNG進口量為524.00萬噸，同比上升9.2%，環比下降0.4%。
本周行業重點新聞：1）國家電網經營區用電負荷連續三天創歷史新高，最大負荷達12.33億千瓦：受大範圍高温高濕天氣影響，全網用電水平持續攀升。8月4日至6日，國家電網經營區用電負荷連續3天創歷史新高，最大負荷達12.33億千瓦，較去年11.80億千瓦的極值增長5300萬千瓦。2）7月份我國天然氣進口量1,063.2萬噸，同比下降2.1%；進口金額340.3億元，同比下降7.9%：據統計，2025年7月，我國天然氣進口量1,063.2萬噸，比去年同期下降2.1%；進口金額340.3億元，比去年同期下降7.9%。2025年1-7月我國天然氣進口量7,014.4萬噸，比去年同期下降6.9%；進口金額2,279.8億元，比去年同期下降13.2%。
投資建議：
1）電力：國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之后，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。在電力供需矛盾緊張的態勢下，煤電頂峰價值凸顯；電力市場化改革的持續推進下，電價趨勢有望穩中小幅上漲，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，容量電價機制正式出臺，明確煤電基石地位。雙碳目標下的新型電力系統建設或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入。此外，伴隨着發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，我們判斷煤電企業的成本端較為可控。展望未來，我們認為電力運營商的業績有望大幅改善。建議關注：全國性煤電龍頭：國電電力、華能國際、華電國際等；電力供應偏緊的區域龍頭：皖能電力、浙能電力、申能股份、粵電力A等；水電運營商：長江電力、國投電力、川投能源、華能水電等；同時，煤電設備製造商和靈活性改造技術類公司也有望受益於煤電新周期的開啟，設備製造商有望受益標的：東方電氣；靈活性改造有望受益標的：華光環能、青達環保、龍源技術等。2）天然氣：隨着上游氣價的回落和國內天然氣消費量的恢復增長，城燃業務有望實現毛差穩定和售氣量高增；同時，擁有低成本長協氣源和接收站資產的貿易商或可根據市場情況自主選擇擴大進口或把握國際市場轉售機遇以增厚利潤空間。天然氣有望受益標的：新奧股份、廣匯能源。
風險因素：宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期，電力市場化改革推進緩慢，電煤長協保供政策執行力度不及預期，國內天然氣消費增速恢復緩慢。
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正文目錄
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一、本周市場表現：公用事業板塊表現劣於上證A指
二、電力行業數據跟蹤
三、天然氣行業數據跟蹤
四、本周行業新聞
五、本周重要公告
六、投資建議和估值表
七、風險因素
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一、本周市場表現
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一、本周市場表現：公用事業板塊表現劣於上證A指
截至8月8日收盤，本周公用事業板塊上漲1.6%，表現劣於上證A指；滬深300上漲1.2%到4104.97；漲跌幅前三的行業分別是國防軍工（5.9%）、有色金屬（5.8%）、機械設備（5.4%），漲跌幅后三的行業分別是醫藥生物（-0.8%）、計算機（-0.4%）、商貿零售（-0.4%）。
圖 1：各行業板塊一周表現（%）
截至8月8日收盤，電力板塊本周上漲1.41%，燃氣板塊上漲3.60%。各子行業本周表現：火力發電板塊上漲2.88%，水力發電板塊下跌0.56%，核力發電上漲0.66%，熱力服務上漲6.28%，電能綜合服務上漲4.27%，光伏發電上漲0.57%，風力發電上漲0.80%。
圖 2：公用事業各子行業一周表現（%）
截至8月8日收盤，本周電力板塊主要公司漲跌幅前三名分別為：上海電力(11.35%)、新天綠能（6.27%）、福能股份（4.76%），主要公司漲跌幅后三名分別為：國投電力（-2.89%）、長江電力（-0.46%）、川投能源（-0.06%）；本周燃氣板塊主要公司漲跌幅前三名分別為：中泰股份(8.10%)、國新能源(6.86%)、成都燃氣(5.92%)，主要公司漲跌幅后三名分別為：大眾公用(-0.24%)、天壕能源(1.32%)、藍天燃氣(1.40%)。
圖 3：電力板塊重點個股表現（%）
圖 4：燃氣板塊重點個股表現（%）
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二、電力行業數據跟蹤
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1. 動力煤價格
長協煤價格：8月，秦皇島港動力煤(Q5500)年度長協價為668元/噸，月環比上漲2元/噸。
港口動力煤市場價：截至8月8日，秦皇島港動力煤(Q5500)山西產市場價678元/噸，周環比上漲23元/噸。
產地動力煤價格：截至8月8日，陝西榆林動力塊煤(Q6000)坑口價630元/噸，周環比上漲20元/噸；大同南郊粘煤坑口價(含税) (Q5500) 568元/噸，周環比上漲17元/噸；內蒙古東勝大塊精煤車板價(Q5500) 524.16元/噸，周環比上漲23.66元/噸。
圖 5：秦皇島動力煤(Q5500)年度長協價（元/噸）
圖 6：秦皇島港市場價：動力煤(Q5500)：山西產（元/噸）
圖 7：產地煤炭價格變動（元/噸）
海外動力煤價格：截至8月7日，紐卡斯爾NEWC5500大卡動力煤FOB現貨價格67.7美元/噸，周環比上漲0.70美元/噸；ARA6000大卡動力煤現貨價96.3美元/噸，周環比下跌0.75美元/噸；理查茲港動力煤FOB現貨價70.25美元/噸，周環比上漲1.25美元/噸。截至8月8日，紐卡斯爾NEWC指數價格112美元/噸，周環比上漲2.7美元/噸。截至8月8日，廣州港印尼煤(Q5500)庫提價702.38元/噸，周環比上漲1.24元/噸；廣州港澳洲煤(Q5500)庫提價740.42元/噸，周環比上漲15.12元/噸。
圖 8：國際動力煤FOB變動情況（美元/噸）
圖 9：廣州港：印尼煤&澳洲煤庫提價（元/噸）
圖 10：紐卡斯爾NEWC指數價格（美元/噸）
2. 動力煤庫存及電廠日耗
港口煤炭庫存：截至8月8日，秦皇島港煤炭庫存547萬噸，周環比增加25萬噸。
圖 11：秦皇島港煤炭庫存（萬噸）
，信達證券研發中心
內陸17省電廠庫存、日耗及可用天數：
截至8月7日，內陸17省煤炭庫存8540.2萬噸，較上周下降207.9萬噸，周環比下降2.38%；內陸17省電廠日耗為409.2萬噸，較上周增加24.7萬噸/日，周環比上升6.42%；可用天數為20.9天，較上周下降1.9天。
沿海8省電廠庫存、日耗及可用天數：
截至8月7日，沿海8省煤炭庫存3436.4萬噸，較上周下降63.6萬噸，周環比下降1.82%；沿海8省電廠日耗為251.8萬噸，較上周增加28.5萬噸/日，周環比上升12.76%；可用天數為13.6天，較上周下降2.1天。
圖 12：內陸17省區煤炭庫存變化情況（萬噸）
圖 13：沿海8省區煤炭庫存變化情況（萬噸）
圖 14：內陸17省區日均耗煤變化情況（萬噸）
圖 15：沿海8省區日均耗煤變化情況（萬噸）
圖 16：內陸17省區煤炭可用天數變化情況（天）
圖 17：沿海8省區煤炭可用天數變化情況（天）
3. 水電來水情況
三峽水庫流量：截至8月8日，三峽出庫流量13700立方米/秒，同比下降27.13%，周環比下降6.80%。
圖 18：三峽出庫量變化情況（立方米/秒）
4. 重點電力市場交易電價
廣東日前現貨市場：截至8月2日，廣東電力日前現貨市場的周度均價為314.98元/MWh，周環比下降21.69%，周同比下降29.3%。
廣東實時現貨市場：截至8月2日，廣東電力實時現貨市場的周度均價為293.58元/MWh，周環比下降34.94%，周同比下降41.1%。
圖 19：廣東電力市場日前現貨日度均價情況（元/MWh）
圖 20：廣東電力市場實時現貨日度均價情況（元/MWh）
山西日前現貨市場：截至8月8日，山西電力日前現貨市場的周度均價為417.85元/MWh，周環比下降2.21%，周同比下降51.8%。
山西實時現貨市場：截至8月8日，山西電力實時現貨市場的周度均價為450.99元/MWh，周環比下降7.70%，周同比下降15.9%。
圖 21：山西電力市場日前現貨日度均價情況（元/MWh）
圖 22：山西電力市場實時現貨日度均價情況（元/MWh）
山東日前現貨市場：截至6月13日，山東電力日前現貨市場的周度均價為237.90元/MWh，周環比下降6.45%，周同比下降30.3%。
山東實時現貨市場：截至6月13日，山東電力實時現貨市場的周度均價為216.77元/MWh，周環比下降11.59%，周同比下降11.6%。
圖 23：山東電力市場日前現貨日度均價情況（元/MWh）
圖 24：山東電力市場實時現貨日度均價情況（元/MWh）
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三、天然氣行業數據跟蹤
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1. 國內外天然氣價格
國產LNG價格周環比下跌，進口LNG價格周環比下跌
截至8月8日，上海石油天然氣交易中心LNG出廠價格全國指數為4220元/噸（約合3.01元/方），同比下降14.38%，環比下降3.83%；2025年7月，國內LNG進口平均價格為532.19美元/噸（約合2.72元/方），同比下降0.47%，環比上升3.54%。截至8月7日，中國進口LNG到岸價為11.85美元/百萬英熱（約合3.11元/方），同比下降7.34%，環比下降2.37%。
圖 25：上海石油天然氣交易中心LNG出廠價格全國指數（元/噸）
圖 26：布倫特原油期貨價&JCC指數&LNG進口平均價格
圖 27：中國LNG到岸價（美元/百萬英熱）
歐洲TTF價格周環比下跌，中國DES價格周環比上漲，美國HH價格周環比上漲
截至8月7日，歐洲TTF現貨價格為11.07美元/百萬英熱，同比下降8.6%，周環比下降3.3%；美國HH現貨價格為3.3美元/百萬英熱，同比上升67.5%，周環比上升11.5%；中國DES現貨價格為11.51美元/百萬英熱，同比下降6.0%，周環比上升0.3%。
圖 28：國際三大市場天然氣現貨價格（美元/百萬英熱）
2. 歐盟天然氣供需及庫存
供給：歐盟天然氣供應量周環比下降
2025年第29周，歐盟天然氣供應量60.8億方，同比上升4.2%，周環比下降2.8%。其中，LNG供應量為25.8億方，周環比下降3.8%，佔天然氣供應量的57.6%；進口管道氣35.0億方，同比下降8.8%，周環比下降2.1%，進口俄羅斯管道氣3.6億方（佔歐盟天然氣供應量的5.9%）。
2025年1-29周，歐盟累計天然氣供應量1762.0億方，同比上升3.8%。其中，LNG累計供應量為809.5億方，同比上升23.5%，佔天然氣供應量的45.9%；累計進口管道氣952.5億方，同比下降8.6%，累計進口俄羅斯管道氣95.5億方（佔歐盟天然氣供應量的5.4%）。
圖 29：歐盟天然氣供應量（百萬方）
圖 30：歐盟LNG進口量（百萬方）
圖 31：2022-2025年歐盟天然氣供應結構（百萬方）
圖 32：2022-2025年歐盟管道氣供應結構（百萬方）
庫存：歐盟天然氣庫存周環比上漲
2025年第29周，歐盟天然氣庫存量為706.48億方，同比下降21.93%，周環比上升3.46%。截至2025年8月6日，歐盟天然氣庫存水平為70.7%。
圖 33：歐盟天然氣庫存量（百萬方）
圖 34：歐盟各國儲氣量及庫存水平（2025/8/6，TWh）
需求：歐盟消費量（我們估算）同比下降，周環比下降
2025年第29周，歐盟天然氣消費量（我們估算）為37.1億方，周環比下降1.7%，同比下降5.0%；2025年1-29周，歐盟天然氣累計消費量（我們估算）為1883.5億方，同比上升7.5%。
圖 35：歐盟天然氣消費量（我們估算）（百萬方）
3. 國內天然氣供需情況
需求：2025年6月，國內天然氣表觀消費量同比上升
2025年6月，國內天然氣表觀消費量為350.50億方，同比上升1.9%。
2025年1-6月，國內天然氣表觀消費量累計為2119.70億方，累計同比下降0.8%。
供給：2025年6月，國內天然氣產量同比上升，LNG進口量同比下降
2025年6月，國內天然氣產量為211.70億方，同比上升4.6%。2025年6月，LNG進口量為531.00萬噸，同比下降5.5%，環比上升9.7%。2025年6月，PNG進口量為524.00萬噸，同比上升9.2%，環比下降0.4%。
2025年1-6月，國內天然氣產量累計為1308.30億方，累計同比上升5.9%。2025年1-6月，LNG進口量累計為3011.00萬噸，累計同比下降20.8%。2025年1-6月，PNG進口量累計為2944.00萬噸，累計同比上升10.4%。
圖 36：國內天然氣月度表觀消費量（億方）
圖 37：國內天然氣月度產量（億方）
圖 38：國內LNG月度進口量（萬噸）
圖 39：國內PNG月度進口量（萬噸）
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四、本周行業新聞
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1、電力行業相關新聞
1）國家電網經營區用電負荷連續三天創歷史新高，最大負荷達12.33億千瓦：受大範圍高温高濕天氣影響，全網用電水平持續攀升。8月4日至6日，國家電網經營區用電負荷連續3天創歷史新高，最大負荷達12.33億千瓦，較去年11.80億千瓦的極值增長5300萬千瓦。（資料來源：國家電網）
2）上海「136號文」承接文件——存量機制電價0.4155元/kWh，增量執行期限12年：8月5日，上海市發展和改革委員會發布關於上海市貫徹落實新能源上網電價市場化改革有關事項的通知。文件提出，2025年底前，上海市集中式光伏、集中式風電、分佈式光伏、分散式風電、生物質發電等新能源項目上網電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網電價。具體如下：（1）存量項目。2025年6月1日（不含）前全容量併網的存量項目，最高按年度電量總規模的100%納入機制電量，年度電量總規模原則上按照該項目近3年上網電量均值確定；機制電價統一為0.4155元/千瓦時。（2）增量項目。2025年6月1日（含）后全容量併網的增量項目，年度機制電量總規模根據國家下達上海市的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況、用户承受能力等因素合理確定，單個項目機制電量規模、機制電價通過市場化競價方式形成，按照上海市當年度開展競價后發佈的競價結果公告確定；增量項目競價工作於每年10月份左右定期開展。執行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，一般為12年。（3）特殊項目：已通過競爭性配置明確上網電價的海上風電項目，上網電價繼續按照現行政策執行。已覈准或備案的海上光伏項目，競爭性配置相關文件中已明確上網電價的，則該上網電價為機制電價，不再參與競價，納入機制的電量規模參照存量項目相關規定確定。深遠海風電等項目有關規定另行明確。（資料來源：北極星電力市場網）
3）浙江電力現貨市場轉入正式運行：8月8日，浙江省發展和改革委員會、浙江省能源局、國家能源局浙江監管辦公室發佈關於浙江電力現貨市場轉正式運行的通知，決定自即日起，浙江電力現貨市場轉入正式運行。（資料來源：儲能與電力市場）
2、天然氣行業相關新聞
1）7月份我國天然氣進口量1,063.2萬噸，同比下降2.1%；進口金額340.3億元，同比下降7.9%：據統計，2025年7月，我國天然氣進口量1,063.2萬噸，比去年同期下降2.1%；進口金額340.3億元，比去年同期下降7.9%。2025年1-7月我國天然氣進口量7,014.4萬噸，比去年同期下降6.9%；進口金額2,279.8億元，比去年同期下降13.2%。（資料來源：中華人民共和國海關總署）
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五、本周重要公告
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【華電國際】8月7日，華電國際電力股份有限公司發佈2025年上半年發電量、上網電價及機組投產公告。截至2025年6月30日，華電國際電力股份有限公司（以下簡稱「公司」）及其子公司（以下簡稱「集團」）2025年上半年累計完成發電量1,206.21億千瓦時，比追溯調整后的上年同期數據下降約6.41%；完成上網電量1,132.89億千瓦時，比追溯調整后的上年同期數據下降約6.46%。經初步覈算，2025年上半年，集團的平均上網電價約為人民幣517.12元/兆瓦時，比追溯調整后的上年同期數據下降約1.37%。公司持股100%的廣東華電惠州能源有限公司的兩臺53.5萬千瓦燃氣發電機組、持股80%的華電江蘇能源有限公司的子公司的一臺49.46萬千瓦燃氣發電機組，已於近期投入商業運營。截至公告日，集團控股裝機容量為7,744.46萬千瓦。
【龍源電力】8月7日，龍源電力集團股份有限公司（以下簡稱「公司」）發佈2025年7月發電量數據公告。公司2025年7月按合併報表口徑完成發電量6,328,759兆瓦時，較2024年同期同比增長2.44%，剔除火電影響同比增長21.12%。本月風電發電量同比增長6.38%，光伏發電量同比增長105.92%。截至2025年7月31日，公司2025年累計完成發電量45,981,236兆瓦時，較2024年同期同比下降0.6%，剔除火電影響同比增長13.82%，其中風電增長6.11%，光伏增長77.52%。
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六、投資建議和估值表
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電力：國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之后，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。在電力供需矛盾緊張的態勢下，煤電頂峰價值凸顯；電力市場化改革的持續推進下，電價趨勢有望穩中小幅上漲，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，容量電價機制正式出臺，明確煤電基石地位。雙碳目標下的新型電力系統建設或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入。此外，伴隨着發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，我們判斷煤電企業的成本端較為可控。展望未來，我們認為電力運營商的業績有望大幅改善。建議關注：全國性煤電龍頭：國電電力、華能國際、華電國際等；電力供應偏緊的區域龍頭：皖能電力、浙能電力、申能股份、粵電力 A 等；水電運營商：長江電力、國投電力、川投能源、華能水電等；同時，煤電設備製造商和靈活性改造技術類公司也有望受益於煤電新周期的開啟，設備製造商有望受益標的：東方電氣；靈活性改造有望受益標的：華光環能、青達環保、龍源技術等。
天然氣：隨着上游氣價的回落和國內天然氣消費量的恢復增長，城燃業務有望實現毛差穩定和售氣量高增；同時，擁有低成本長協氣源和接收站資產的貿易商或可根據市場情況自主選擇擴大進口或把握國際市場轉售機遇以增厚利潤空間。天然氣有望受益標的：新奧股份、廣匯能源。
表1：公用事業行業主要公司估值表
資料來源：iFinD，信達證券研發中心 （注：標*公司為信達證券研發中心能源團隊的盈利預測，其余公司盈利預測來源於iFinD一致預測；數據截至2025年8月8日）
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七、風險因素
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宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期，電力市場化改革推進緩慢，電煤長協保供政策的執行力度不及預期，國內天然氣消費增速恢復緩慢等。
本文源自報告：《電力天然氣周報：浙江電力現貨市場轉入正式運行，7月份我國天然氣進口量同比下降2.1%》
報告發布時間：2025年8月9日
發佈報告機構：信達證券研究開發中心
報告作者：
李春馳 S1500522070001
邢秦浩 S1500524080001
唐嬋玉 S1500525050001
