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本周市场表现：截至8月23日收盘，本周公用事业板块下跌1.9%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.66%，燃气板块下跌3.90%。
电力行业数据跟踪：
1、动力煤价格:动力煤价格周环比下跌。截至8月23日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价834元/吨，周环比下跌3元/吨。截至8月23日，广州港印尼煤(Q5500)库提价917.78元/吨，周环比下跌3.48元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价902.17元/吨，周环比下跌9.11元/吨。
2、动力煤库存及电厂日耗：港口及电厂库存周环比下降。截至8月23日，秦皇岛港煤炭库存512万吨，周环比下降21万吨。截至8月22日，内陆17省煤炭库存8449.6万吨，较上周下降292.8万吨，周环比下降3.35%；内陆17省电厂日耗为395.4万吨，较上周下降3.5万吨/日，周环比下降0.88%；可用天数为21.4天，较上周下降2.0天。截至8月22日，沿海8省煤炭库存3434.6万吨，较上周下降17.0万吨，周环比下降0.49%；沿海8省电厂日耗为242.6万吨，较上周下降0.7万吨/日，周环比下降0.29%；可用天数为14.2天，较上周持平。
3、水电来水情况：三峡出库流量周环比下降。截至8月23日，三峡出库流量14500立方米/秒，同比下降39.08%，周环比下降6.45%。
4、重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至8月16日，广东电力日前现货市场的周度均价为319.85元/MWh，周环比下降9.94%，周同比下降11.0%。截至8月16日，广东电力实时现货市场的周度均价为292.06元/MWh，周环比下降11.70%，周同比下降17.2%。2）山西电力市场：截至8月22日，山西电力日前现货市场的周度均价为315.35元/MWh，周环比上升24.20%，周同比下降42.8%。截至8月22日，山西电力实时现货市场的周度均价为310.29元/MWh，周环比上升34.23%，周同比下降37.7%。3）山东电力市场：截至8月22日，山东电力日前现货市场的周度均价为404.23元/MWh，周环比下降1.99%，周同比下降44.6%。截至8月22日，山东电力实时现货市场的周度均价为414.34元/MWh，周环比下降1.64%，周同比下降31.3%。
天然气行业数据跟踪：
1、国内外天然气价格：国际三大市场气价周环比下降。截至8月23日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4949元/吨，同比上升23.45%，环比下降0.14%；截至8月22日，欧洲TTF现货价格为11.69美元/百万英热，同比下降13.8%，周环比下降6.0%；美国HH现货价格为2.04美元/百万英热，同比下降21.8%，周环比下降6.0%；中国DES现货价格为13.89美元/百万英热，同比上升2.9%，周环比下降0.7%。
2、欧盟天然气供需及库存：2024年第33周，欧盟天然气供应量55.5亿方，同比下降4.5%，周环比上升7.6%。其中，LNG供应量为17.1亿方，周环比上升10.2%，占天然气供应量的30.8%；进口管道气38.4亿方，同比上升1.9%，周环比上升6.5%。2024年第33周，欧盟天然气消费量（我们估算）为34.5亿方，周环比上升4.0%，同比上升0.6%；2024年1-33周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1862.8亿方，同比下降5.1%。
3、国内天然气供需情况：2024年6月，国内天然气表观消费量为344.00亿方，同比上升5.8%。2024年7月，国内天然气产量为200.40亿方，同比上升9.0%。2024年7月，LNG进口量为590.00万吨，同比上升0.7%，环比上升5.0%。2024年7月，PNG进口量为496.00万吨，同比上升11.5%，环比上升3.3%。
本周行业重点新闻：
1）7月份全社会用电量9396亿千瓦时 同比增长5.7%：前7个月，全社会用电量累计55971千瓦时，同比增长7.7%；规模以上工业发电量为53239亿千瓦时。2）欧洲天然气消费量中长期内或将显著下降：根据《世界能源统计年鉴（2024年）》，2023年欧洲地区天然气消费量降至4634亿立方米，创1994年以来的最低值。同时，2023年欧洲地区天然气进口量合计达2807亿立方米，创2015年来最低水平，其来源结构也出现明显变化。
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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正文目录
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一、本周市场表现：公用事业板块劣于大盘
二、电力行业数据跟踪
三、天然气行业数据跟踪
四、本周行业新闻
五、本周重要公告
六、投资建议和估值表
七、风险因素
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一、本周市场表现
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一、本周市场表现：公用事业板块劣于大盘
截至8月23日收盘，本周公用事业板块下跌1.9%，表现劣于大盘；沪深300下跌0.6%到3327.2；涨幅前三的行业分别是家用电器（2.9%）、有色金属（-0.4%）、非银金融（-0.4%），跌幅前三的行业分别是美容护理（-8.3%）、农林牧渔（-7.2%）、医药生物（-5.0%）
图 1：各行业板块一周表现（%）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心截至8月23日收盘，电力板块本周下跌1.66%，燃气板块下跌3.90%。各子行业本周表现：火力发电板块下跌2.98%，水力发电板块下跌0.26%，核力发电上涨2.85%，热力服务下跌5.57%，电能综合服务下跌3.39%，光伏发电下跌5.30%，风力发电下跌2.69%。
图 2：公用事业各子行业一周表现（%）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心截至8月23日收盘，本周电力板块主要公司涨幅前三名分别为：皖能电力(3.97%)、中国广核（3.31%）、中国核电（2.35%），主要公司涨幅后三名分别为：深圳能源（-9.58%）、大唐发电（-6.87%）、粤电力A（-5.67%）；本周燃气板块主要公司涨幅前三名分别为：蓝天燃气(2.68%)、深圳燃气(-1.49%)、佛燃能源(-1.66%)，主要公司涨幅后三名分别为：成都燃气(-11.93%)、重庆燃气(-5.47%)、水发燃气(-5.21%)。
图 3：电力板块重点个股表现（%）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 4：燃气板块重点个股表现（%）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心✦
二、电力行业数据跟踪
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1. 动力煤价格
长协煤价格：8月，秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价为699元/吨，月环比下跌1元/吨。
港口动力煤市场价：截至8月23日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价834元/吨，周环比下跌3元/吨
产地动力煤价格：截至8月23日，陕西榆林动力块煤(Q6000)坑口价805元/吨，周环比下跌20元/吨；大同南郊粘煤坑口价(含税) (Q5500) 705元/吨，周环比下跌7元/吨；内蒙古东胜大块精煤车板价(Q5500) 667.94元/吨，周环比下跌5.46元/吨。
图 5：秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价（元/吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 6：秦皇岛港市场价：动力煤(Q5500)：山西产（元/吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 7：产地煤炭价格变动（元/吨）
资料来源：煤炭资源网，信达证券研发中心海外动力煤价格：截至8月22日，纽卡斯尔NEWC5500大卡动力煤FOB现货价格89.75美元/吨，周环比上涨0.30美元/吨；ARA6000大卡动力煤现货价118美元/吨，周环比下跌5.05美元/吨；理查兹港动力煤FOB现货价90美元/吨，周环比上涨0.05美元/吨。截至8月23日，纽卡斯尔NEWC指数价格146美元/吨，周环比上涨4.0美元/吨。截至8月23日，广州港印尼煤(Q5500)库提价917.78元/吨，周环比下跌3.48元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价902.17元/吨，周环比下跌9.11元/吨。
图 8：国际动力煤FOB变动情况（美元/吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 9：广州港：印尼煤库提价（元/吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 10：纽卡斯尔NEWC指数价格（美元/吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心2. 动力煤库存及电厂日耗
港口煤炭库存：截至8月23日，秦皇岛港煤炭库存512万吨，周环比下降21万吨。
图 11：秦皇岛港煤炭库存（万吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心
内陆17省电厂库存、日耗及可用天数：截至8月22日，内陆17省煤炭库存8449.6万吨，较上周下降292.8万吨，周环比下降3.35%；内陆17省电厂日耗为395.4万吨，较上周下降3.5万吨/日，周环比下降0.88%；可用天数为21.4天，较上周下降2.0天。
沿海8省电厂库存、日耗及可用天数：截至8月22日，沿海8省煤炭库存3434.6万吨，较上周下降17.0万吨，周环比下降0.49%；沿海8省电厂日耗为242.6万吨，较上周下降0.7万吨/日，周环比下降0.29%；可用天数为14.2天，较上周持平。
图 12：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 13：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 14：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 15：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 16：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心图 17：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心3. 水电来水情况
三峡水库流量：截至8月23日，三峡出库流量14500立方米/秒，同比下降39.08%，周环比下降6.45%。
图 18：三峡出库量变化情况（立方米/秒）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心三峡水库蓄水量：截至6月27日，三峡蓄水量18028亿方，同比下降13.01%，周环比下降4.82%。
图 19：三峡水库蓄水量变化情况（立方米/秒）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心 注：6月27日之后的数据未更新4. 重点电力市场交易电价
广东日前现货市场：截至8月16日，广东电力日前现货市场的周度均价为319.85元/MWh，周环比下降9.94%，周同比下降11.0%。
广东实时现货市场：截至8月16日，广东电力实时现货市场的周度均价为292.06元/MWh，周环比下降11.70%，周同比下降17.2%。
图 20：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心图 21：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心山西日前现货市场：截至8月22日，山西电力日前现货市场的周度均价为315.35元/MWh，周环比上升24.20%，周同比下降42.8%。
山西实时现货市场：截至8月22日，山西电力实时现货市场的周度均价为310.29元/MWh，周环比上升34.23%，周同比下降37.7%。
图 22：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心图 23：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心山东日前现货市场：截至8月22日，山东电力日前现货市场的周度均价为404.23元/MWh，周环比下降1.99%，周同比下降44.6%。
山东实时现货市场：截至8月22日，山东电力实时现货市场的周度均价为414.34元/MWh，周环比下降1.64%，周同比下降31.3%。
图 24：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心图 25：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心✦
三、天然气行业数据跟踪
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1. 国内外天然气价格
国产LNG价格周环比下跌，进口LNG价格周环比下跌
截至8月23日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4949元/吨（约合3.54元/方），同比上升23.45%，环比下降0.14%；2024年7月，国内LNG进口平均价格为555.56美元/吨（约合2.83元/方），同比下降0.36%，环比下降0.09%。截至8月23日，中国进口LNG到岸价为13.44美元/百万英热（约合3.52元/方），同比下降6.07%，环比下降6.36%
图 26：上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数（元/吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 27：布伦特原油期货价&JCC指数&LNG进口平均价格
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 28：中国LNG到岸价（美元/百万英热）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心国际三大市场气价周环比下跌
截至8月22日，欧洲TTF现货价格为11.69美元/百万英热，同比下降13.8%，周环比下降6.0%；美国HH现货价格为2.04美元/百万英热，同比下降21.8%，周环比下降6.0%；中国DES现货价格为13.89美元/百万英热，同比上升2.9%，周环比下降0.7%。
图 29：国际三大市场天然气现货价格（美元/百万英热）
资料来源：隆众资讯，信达证券研发中心2. 欧盟天然气供需及库存
供给：欧盟天然气供应量周环比上升
2024年第33周，欧盟天然气供应量55.5亿方，同比下降4.5%，周环比上升7.6%。其中，LNG供应量为17.1亿方，周环比上升10.2%，占天然气供应量的30.8%；进口管道气38.4亿方，同比上升1.9%，周环比上升6.5%，进口俄罗斯管道气6.24亿方（占欧盟天然气供应量的11.2%）。
2024年1-33周，欧盟累计天然气供应量1885.1亿方，同比下降8.3%。其中，LNG累计供应量为693.2亿方，同比下降19.5%，占天然气供应量的36.8%；累计进口管道气1191.9亿方，同比下降0.3%，累计进口俄罗斯管道气203.7亿方（占欧盟天然气供应量的10.8%）。
图 30：欧盟天然气供应量（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心 图 31：欧盟LNG供应量（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心 图 32：2022-2024年欧盟天然气供应结构（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心 图 33：2022-2024年欧盟管道气供应结构（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心 库存：欧盟天然气库存周环比上涨
2024年第33周，欧盟天然气库存量为981.76亿方，同比下降1.62%，周环比上升2.19%。截至2024年8月21日，欧盟天然气库存水平为90.5%。
图 34：欧盟天然气库存量（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心 图 35：欧盟各国储气量及库存水平（2024/8/21，TWh）
资料来源：GIE，信达证券研发中心需求：欧盟消费量（我们估算）同比上升，周环比上升
2024年第33周，欧盟天然气消费量（我们估算）为34.5亿方，周环比上升4.0%，同比上升0.6%；2024年1-33周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1862.8亿方，同比下降5.1%。
图 36：欧盟天然气消费量（我们估算）（百万方）
资料来源：Bruegel，信达证券研发中心3. 国内天然气供需情况
需求：2024年6月，国内天然气表观消费量同比上升
2024年6月，国内天然气表观消费量为344.00亿方，同比上升5.8%。
2024年1-6月，国内天然气表观消费量累计为2137.50亿方，累计同比上升9.7%。
供给：2024年7月，国内天然气产量同比上升，LNG进口量同比上升
2024年7月，国内天然气产量为200.40亿方，同比上升9.0%。2024年7月，PNG进口量为496.00万吨，同比上升11.5%，环比上升3.3%。2024年7月，PNG进口量为496.00万吨，同比上升11.5%，环比上升3.3%。
2024年1-7月，国内天然气产量累计为1436.40亿方，累计同比上升7.2%。2024年1-7月，LNG进口量累计为4383.00万吨，累计同比上升11.7%。2024年1-7月，PNG进口量累计为3161.00万吨，累计同比上升14.4%。
图 37：国内天然气月度表观消费量（亿方）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 38：国内天然气月度产量（亿方）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 39：国内LNG月度进口量（万吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心图 40：国内PNG月度进口量（万吨）
资料来源：iFinD，信达证券研发中心✦
四、本周行业新闻
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1、电力行业相关新闻
1）国家能源局发布1-7月份全国电力工业统计数据:装机方面，截至7月底，全国累计发电装机容量约31.0亿千瓦，同比增长14.0%。其中，太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%，核电装机约0.58亿千瓦，同比增长2.3%；火电装机14.10亿千瓦，同比增长3.5%；水电装机4.28亿千瓦，同比增长2.4%。利用小时方面，1-7月份，全国发电设备累计平均利用1994小时，比上年同期减少91小时。（资料来源：国家能源局）
2）7月份全社会用电量9396亿千瓦时 同比增长5.7%：前7月，全社会用电量累计55971千瓦时，同比增长7.7%；规模以上工业发电量为53239亿千瓦时。（资料来源：国家能源局，人民日报）
2、天然气行业相关新闻
1）欧洲天然气消费量中长期内或将显著下降：根据《世界能源统计年鉴（2024年）》的数据，2023年欧洲地区天然气消费量降至4634亿立方米，创1994年以来的最低值。同时，2023年欧洲地区天然气进口量合计达2807亿立方米，创2015年来最低水平，其来源结构也出现明显变化。其中，进口管道气量为1116亿立方米，创2000年以来的最低水平。从近期看，预计未来数年内欧洲地区仍将通过在全球范围内购买LNG资源以满足消费需求，将推动全球LNG市场整体处于供需紧平衡状态。长期看，随着欧洲地区天然气消费量和进口量的逐步降低，叠加2030年前后美国和卡塔尔等新一批LNG出口项目建成投产，预计全球LNG市场将由供需紧平衡逐渐转为供应相对宽松，而包括我国在内的亚洲国家将成为各国天然气出口国的主要目标市场。（资料来源：上海石油天然气交易中心，中国能源新闻网）
2）海西天然气管网长乐至福鼎段进气投产，实现闽东地区管道天然气“零”的突破：8月16日，国家石油天然气基础设施重点工程海西天然气管网长乐至福鼎段进气投产，年输气能力超13亿立方米。同时，福建规划建设川气东送二线浙闽支干线、福建天然气管网与广东天然气管网联通工程等项目，预计到2030年新增天然气管道超1700公里。（资料来源：华气能源猎头，国家管网）
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五、本周重要公告
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【天壕能源】2024年上半年度报告：营业收入20.21亿元，同比 -1.67%，实现归属于上市公司股东的净利润10.16亿，同比 -57.66%，实现基本每股收益0.1216元/股，同比-56.18%。
【蓝天燃气】2024年上半年度报告：营业收入26.2亿元，同比+2.84%，实现归属于上市公司股东的净利润3.41亿，同比+1.35%，实现基本每股收益0.49元/股，同比持平。
【水发燃气】2024年上半年度报告：营业收入12.10亿元，同比 -24.09%，实现归属于上市公司股东的净利润0.44亿，同比 +15.10%，实现基本每股收益0.10元/股，同比+25%。
【成都燃气】2024年上半年度报告：营业收入27.24亿元，同比+0.62%，实现归属于上市公司股东的净利润2.74亿，同比-19.09%，实现基本每股收益0.30820元/股，同比-19.09%。
【深圳能源】2024年上半年度报告：营业收入197.99亿元，同比+8.42%，实现归属于上市公司股东的净利润17.53亿，同比-6.60%，实现基本每股收益0.34元/股，同比-8.11%。
【华电国际】2024年上半年度报告：营业收入0.53亿元，同比-10.54%，实现归属于上市公司股东的净利润0.032亿，同比+24.84%，实现基本每股收益0.27元/股，同比+28.57%。
【大唐发电】2024年上半年度报告：营业收入0.58亿元，同比+0.19%，实现归属于上市公司股东的净利润0.031亿，同比+104.85%，实现基本每股收益0.1242元/股，同比+212.06%。
【福能股份】2024年上半年度报告：营业收入66.65亿元，同比+2.35%，实现归属于上市公司股东的净利润11.88亿，同比+27.12%，实现基本每股收益0.46元/股，同比+24.32%。
【皖能电力】2024年上半年度报告：营业收入140.01亿元，同比+14.42%，实现归属于上市公司股东的净利润10.70亿，同比+83.06%，实现基本每股收益0.47元/股，同比+80.77%。
【中国广核】2024年上半年度报告：营业收入393.77亿元，同比+0.26%，实现归属于上市公司股东的净利润71.09亿，同比+2.16%，实现基本每股收益0.141元/股，同比+2.17%。
【陕西能源】2024年上半年度报告：营业收入27.24亿元，同比+0.62%，实现归属于上市公司股东的净利润2.74亿，同比-19.09%，实现基本每股收益0.30820元/股，同比-19.09%。
【国电电力】2024年上半年度报告：营业收入858.28亿元，同比-3.22%，实现归属于上市公司股东的净利润67,16亿，同比+127.35%，实现基本每股收益0.377元/股，同比+127.11%
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六、投资建议和估值表
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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。
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。
表1：公用事业行业主要公司估值表
资料来源：iFinD，信达证券研发中心（注：标*公司为信达证券研发中心能源团队的盈利预测，其余公司盈利预测来源于iFinD一致预测；数据截至2024年8月23日）
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七、风险因素
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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,电煤长协保供政策的执行力度不及预期,国内天然气消费增速恢复缓慢等。
本文源自报告：《电力天然气周报：用电需求平稳增长，今年以来欧洲天然气消费量同比下降5.1%》
报告发布时间：2024年8月24日
发布报告机构：信达证券研究开发中心
报告作者：
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