欧洲天然气储备与消耗现状 - 截至11月26日，欧洲地下储气库天然气总量降至781亿立方米，较2024年同期减少106亿立方米，相当于欧盟一周的天然气消费量 [1] - 11月24日至26日，欧洲地下天然气储存设施的燃料提取量创下历史峰值，储备消耗速度远超往年同期 [1] - 作为欧盟最大天然气消费国，德国储气设施填充率在五天内从72%骤降至68.5%，降幅在欧盟国家中名列前茅 [1] 天然气市场价格表现 - 欧洲天然气价格同步走高，荷兰TTF天然气价格上涨1.21%，达到每兆瓦时29.37欧元，换算后每千立方米成本约357.7美元 [1] - 价格波动背后是库存锐减、冬季取暖需求攀升、能源供应不稳定三大因素形成的“共振” [3] 能源供应体系与政策矛盾 - 欧盟全力推进“去俄化”能源战略，但未能建立起可靠的替代体系，导致能源供应完全暴露在市场波动中 [3][4] - 放弃长期稳定的俄罗斯天然气供应后，欧盟转而依赖短期液化天然气采购、浮动市场机制和航线多元化，抛弃了以“稳定”为核心的能源战略 [4] - 在脱碳政策背景下，天然气作为过渡能源的关键作用被刻意贬低，但实际能源结构中天然气仍占据重要地位，政策与现实脱节导致能源储备管理混乱 [6] 潜在风险与未来影响 - 当前消耗是在冬季开局相对温和的前提下出现的，若后续寒潮来袭，储备消耗可能进一步失控 [3] - 亚洲市场对液化天然气的竞争、物流中断、极端天气等任何风吹草动，都会引发欧洲储气库的提气恐慌 [4] - 有机构预测，若储备消耗保持当前速度，到明年1月，部分欧洲国家的储气库可能面临“见底”风险，届时能源配给或成为无奈选择 [6] - 天然气价格持续上涨导致欧洲家庭取暖账单攀升，工业企业能源成本压力与日俱增 [6]

项目概况 - 新疆重点民生工程气化南疆天然气管道工程英买力至三岔管道于11月30日贯通投产 [1] - 该管道为今冬明春天然气保供增添了新动脉 [1] - 管道起点位于新和县英买力气田，终点在巴楚县三岔压气站，全长378千米 [1]

报告行业投资评级 - 行业投资评级为“看好”，与上次评级一致 [2] 报告核心观点 - 电力板块在经历多轮供需矛盾后有望迎来盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价趋势预计稳中小幅上涨，市场化改革持续推进 [5] - 天然气板块随着上游气价回落和消费量恢复增长，城燃业务毛差有望稳定，售气量有望高增，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商具备利润增厚空间 [5] - 全国发电装机容量保持高速增长，尤其是太阳能和风电装机增速显著，但发电设备利用小时数同比下降 [5] 按目录结构总结 一、本周市场表现 - 截至11月28日收盘，公用事业板块本周上涨0.9%，表现劣于大盘（沪深300上涨1.6%）[12] - 电力板块上涨0.65%，燃气板块上涨3.27% [16] - 子行业中，火力发电上涨1.60%，水力发电上涨0.04%，核力发电下跌0.83%，热力服务上涨3.40% [16] - 电力板块涨幅前三公司为国电电力(6.43%)、皖能电力(2.96%)、吉电股份(1.82%)；燃气板块涨幅前三公司为大众公用(10.17%)、新奥股份(4.93%)、中泰股份(4.85%) [17] 二、电力行业数据跟踪 动力煤价格 - 秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价818元/吨，周环比下跌9元/吨 [4] - 广州港印尼煤(Q5500)库提价823.4元/吨，周环比下跌17.73元/吨；澳洲煤(Q5500)库提价875.35元/吨，周环比下跌13.93元/吨 [4] 动力煤库存及电厂日耗 - 秦皇岛港煤炭库存600万吨，周环比增加40万吨 [4] - 内陆17省煤炭库存10207.4万吨，周环比上升0.55%；日耗354.1万吨，周环比上升0.85%；可用天数28.8天，较上周下降0.1天 [4] - 沿海8省煤炭库存3454.2万吨，周环比上升3.47%；日耗187万吨，周环比下降0.05%；可用天数18.5天，较上周增加0.7天 [4] 水电来水情况 - 三峡出库流量9530立方米/秒，同比上升36.73%，周环比下降19.24% [4] 重点电力市场交易电价 - 广东日前现货周度均价227.38元/MWh，周环比下降9.61%；实时现货周度均价189.53元/MWh，周环比下降13.76% [4] - 山西日前现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降31.25%；实时现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降32.33% [4] - 山东日前现货周度均价236.86元/MWh，周环比下降6.44%；实时现货周度均价245.47元/MWh，周环比下降7.96% [4] 三、天然气行业数据跟踪 国内外天然气价格 - 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4312元/吨，周环比下降0.90% [4] - 欧洲TTF现货价格10.03美元/百万英热，周环比下降5.6%；美国HH现货价格4.59美元/百万英热，周环比上升15.3%；中国DES现货价格10.76美元/百万英热，周环比下降7.8% [4] 欧盟天然气供需及库存 - 第47周欧盟天然气供应量62.3亿方，周环比下降3.4%；消费量84.4亿方，周环比上升17.1% [4] - 欧盟天然气库存量888.55亿方，周环比下降2.42%，库存水平76.5% [72] 国内天然气供需情况 - 2025年9月国内天然气表观消费量331.90亿方，同比下降2.0% [4] - 2025年10月国内天然气产量221.20亿方，同比上升6.1%；LNG进口量576.00万吨，同比下降12.1%；PNG进口量401.00万吨，同比上升0.5% [4] 四、本周行业新闻 - 国家能源局数据显示，1-10月全国累计发电装机容量37.5亿千瓦，同比增长17.3%；其中太阳能装机11.4亿千瓦，同比增长43.8%；风电装机5.9亿千瓦，同比增长21.4% [5] - 全国发电设备累计平均利用2619小时，比上年同期降低260小时 [5] - 截至2025年10月底，全国煤岩气累计探明地质储量超7000亿立方米，资源量可达50万亿立方米以上 [5] 五、投资建议 电力 - 建议关注全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧区域龙头：皖能电力、新集能源、浙能电力等；水电运营商：长江电力、国投电力、华能水电等 [5] - 煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司有望受益，如东方电气、华光环能、青达环保等 [5] 天然气 - 建议关注拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商，如新奥股份、广汇能源 [5]

项目概况 - 新疆重点民生工程气化南疆天然气管道工程英买力至三岔管道于11月30日贯通投产 [1] - 该管道为今冬明春天然气保供增添了新动脉 [1] - 管道起点位于新和县英买力气田，终点在巴楚县三岔压气站 [1] 工程规模 - 新投产的管线全长378千米 [1]

项目进展与规模 - 江苏沿海天然气管道设计年输气能力达280亿立方米 预计到今年底在建工程全线贯通 累计建成投运超500公里[1] - 到今年底 国信集团运营的天然气管道总里程将突破1000公里 其中沿海管道已核准里程超500公里 累计建成里程约446公里[1][2] - 2024年6月 淮安—建湖—盐城段及储气库支线工程投产 该段管道全长150公里 含4座站场 5座阀室[1] 基础设施互联互通 - 管道已实现与国家管网中俄东线及青宁管道互联互通 并与江苏国能张兴储气库 中石化朱家墩储气库等重要调峰设施联通[1] - 2023年12月 沿海输气管道首次与国家管网中俄东线互联互通 2024年2月 国信集团与国家管网集团签署合作协议 推动省级管网与国家基础设施深度融合[1] - 目前盐城联络线已贯通 淮安联络线预计12月中旬贯通 南通联络线方案已获批[1] 产业链拓展与投资 - 国信集团正加快构建从管道输送向“购销输储用”一体化拓展的天然气全产业链[2] - 位于南通如东洋口港的国信LNG接收站项目计划于2024年底全面建成 该项目总投资约77亿元 包括4座20万立方米LNG储罐及1座专用码头[2] - 项目投产后液化天然气总罐容将达80万立方米 可满足江苏省3天应急用气需求[2] 战略合作与体系构建 - 为拓展上游气源 国信集团参股中石油如东LNG接收站等项目 未来将与苏南管网系统贯通 与燃气电厂协同联动[2] - 公司积极构建“风 光 水 火 气 储”多元协同的综合能源体系 预计未来天然气保供规模将占全省15%左右 与电力保供体量相当[2] - 协同运行机制的建立 提升了天然气资源配置效率 为降低终端用气成本提供了支撑[1]

项目进展与规模 - 江苏沿海天然气管道设计年输气能力达280亿立方米，预计到今年底在建工程将全线贯通，累计建成投运超500公里 [1] - 到今年底，国信集团运营的天然气管道总里程将突破1000公里，其中沿海管道已核准里程超500公里，累计建成里程约446公里 [1][2] - 今年6月，淮安—建湖—盐城段及储气库支线工程投产，该段管道全长150公里，含4座站场、5座阀室 [1] 基础设施互联互通 - 管道已实现与国家管网中俄东线盐城站、青宁管道淮安站互联互通，并联通江苏国能张兴储气库、中石化朱家墩储气库等重要调峰设施 [1] - 去年12月，沿海输气管道首次与国家管网中俄东线互联互通，今年2月，国信集团与国家管网集团签署合作协议，推动省级管网与国家基础设施深度融合 [2] - 目前，盐城联络线已贯通，淮安联络线预计12月中旬贯通，南通联络线方案已获批 [2] 产业链拓展与投资 - 国信集团正加快构建从管道输送向“购销输储用”一体化拓展的天然气全产业链 [3] - 在南通如东洋口港，总投资约77亿元的国信LNG接收站项目正加紧施工，计划于今年底全面建成，项目包括4座20万立方米LNG储罐及1座专用码头 [3] - 该LNG接收站投产后液化天然气总罐容将达80万立方米，可满足全省3天应急用气需求，是江苏自主投资建设的首个大型储运调峰工程 [3] 战略合作与体系构建 - 为拓展上游气源，国信集团参股中石油如东LNG接收站等项目，未来将与苏南管网系统贯通、与燃气电厂协同联动 [3] - 协同运行机制的建立，有效提升了天然气资源配置效率，为降低终端用气成本提供了支撑 [2] - 国信集团积极构建“风、光、水、火、气、储”多元协同的综合能源体系，预计未来天然气保供规模将占全省15%左右，与电力保供体量相当 [3] 项目影响与意义 - 能源动脉的贯通将显著增强全省天然气供应保障能力，为长三角区域发展注入强劲绿色动能 [1][2] - 管道建设对区域能源结构转型和区域绿色发展影响深远 [1][2]

交易核心信息 - 俄罗斯以低于原价60%的“跳楼价”向中国出售液化天然气，成交价为原价的六折 [1][3] - 交易涉及14船液化天然气，在三个月内为中国节省约2亿美元开支 [3][11] - 交易采用人民币结算，绕开美元体系 [7] 交易背景与俄罗斯动机 - 俄乌战争后西方制裁导致俄罗斯北极LNG2项目有天然气但无市场，项目面临巨大损失 [1] - 天然气和石油出口收入占俄罗斯财政收入30%，天然气滞留港口可能引发整个能源产业崩塌 [3] - 美国制裁措施包括封锁市场、冻结俄罗斯能源企业美元账户、对第三方国家实施次级制裁（如对印度加征25%关税） [5] - 在严密制裁下，俄罗斯的天然气买家几乎只剩下中国 [5] 中国接手交易的原因 - 中国作为全球制造业中心，能源消耗庞大，是少数能吸纳大规模天然气的超级买家 [7] - 中国在全球绿色能源产业链（太阳能光伏、电动汽车、风力发电）中扮演关键角色，美国对华能源制裁将重创自身新能源产业 [7] - 使用人民币结算为人民币国际化提供机会，俄罗斯收到的人民币可快速回流购买中国商品，形成良性循环 [7] 交易对俄罗斯的影响 - 中国的接盘使面临困境的LNG2项目重获生机 [9] - 中国不仅是一次性买家，更是可签订长期合同的稳定客户，用短期亏损换取长期稳定收益 [9] 交易对中国的影响 - 低价天然气意味着更稳定的能源供应保障，特别是在北方冬季用气高峰期，缓解工厂限产和居民用气紧张 [11] - 低廉的能源成本传导至电力、化工、制造等行业，提高中国产品在国际市场上的竞争力 [11] - 以人民币计价交易挑战美元在国际能源贸易中的垄断地位，推动人民币国际化 [7][11] 行业格局与战略意义 - 交易是两大国对抗美国制裁的战略合作，俄罗斯保住能源产业，中国获得廉价能源并推动人民币国际化 [11] - 国际能源市场经历深刻洗牌，单极霸权成为过去，多极化世界格局加速形成 [11]

投资评级 - 首次覆盖报告给予广州发展“买入”评级 [2][10] - 基于2026年预测每股收益0.69元及12.5倍市盈率，测算公司合理市值为301.2亿元，较当前市值存在27.3%的上涨空间 [10][11] 核心观点 - 公司是广东省国资控股的综合能源平台，业务涵盖电力、燃气、新能源、能源物流、储能及能源金融，形成上中下游一体化产业链布局，各业务协同效应强 [10][21][23] - 公司兼具成长性与高分红特性，2024年归母净利润17.32亿元，2025年前三季度归母净利润21.59亿元，同比增长36.1% [8][10] 公司已连续26年稳定分红，近三年分红比例均超50%，2024年每股分红0.27元，分红比例达54.67%，并首次实施中期分红 [10] - 各业务板块展望积极：火电业务受益于容量电价提升（预计煤电、气电年化分别增收1.6亿元、4.0亿元）及在建项目（如增城旺隆气电项目）[10] 新能源总装机达595万千瓦，2020-2024年风电和光伏毛利年复合增长率分别达30.8%和27% [10] 天然气业务通过长协（已执行年供应量105万吨）和基础设施（如LNG应急调峰站）保障气源，2024年管道燃气销售量同比增长26.18% [10] 业务分项总结 公司概况与财务表现 - 公司是广州市国资委实际控制的国有控股综合能源平台，横向布局多能源产业，纵向实现产业链一体化 [21][23] 截至2025年9月底，发电装机容量达1079万千瓦，其中火电484万千瓦，新能源595万千瓦，绿色低碳能源装机占比超76% [23] - 2020-2024年营业收入从317亿元增至483亿元，年复合增长率11% 归母净利润从9.03亿元增至17.32亿元，年复合增长率约18% [33] 2025年前三季度营业收入379.34亿元，同比增长5.46% [33] - 现金流持续改善，2024年经营活动现金净流入45.10亿元，同比增长57.5% 2025年9月末资产负债率为62.83% [39] 电力业务 - 火电业务：截至2025年上半年，控股火电装机483.65万千瓦（煤电250万千瓦、气电233.65万千瓦）[10][52] 2025年广东省年度交易成交均价0.392元/千瓦时，较基准价下浮13.5%，未来降幅空间有限 [10] 容量电价政策自2026年（煤电）和2025年8月（气电）起提升，预计为公司煤电和气电分别年化增收1.63亿元和约4.04亿元 [10][62] - 新能源业务：项目覆盖全国20个省市，2020-2024年光伏毛利年复合增长率27%，风电毛利年复合增长率30.8% [10][77] 2025年计划在新能源及储能领域投资45.63亿元，占全年资本开支计划的53% [10] 预计2025-2027年风电新增装机100/80/80万千瓦，光伏新增装机80/50/50万千瓦 [103] 天然气业务 - 业务主体为广州燃气集团，拥有用户超240万户，燃气管网超7900公里 [83] 上游已执行LNG长协年供应量105万吨，并参与广州市天然气利用四期工程（年输配能力提升至100亿立方米）[84][87] 中游运营广州LNG应急调峰气源站（一期设计规模100万吨/年），并参股珠海金湾LNG接收站（持股25%）和广东大鹏LNG接收站（持股6%）[88][89] - 下游销售持续增长，2024年管道燃气销售量21.66亿立方米，同比增长26.18%，其中分销与直供量同比增50% [91] 2025年6月广东省发布城镇管道燃气价格管理办法征求意见稿，拟建立上下游价格联动机制，有望提升盈利稳定性 [92] 能源物流与其他业务 - 能源物流业务以煤炭贸易为核心，2024年煤炭经营量4302万吨，同比增长4.66% [98] 该业务毛利率较低（2024年约1.9%），但危化品仓储业务毛利率可达30-50% [95][101] - 公司通过“自营业务+股权投资”双轮驱动，2025年上半年参股项目如珠海金湾LNG接收站、红海湾发电公司等带来投资收益 [29]

项目概况与意义 - 攀枝花—凉山天然气管道于11月29日正式进入建设阶段 该项目是连接两地的“动脉”工程 建成后将结束大凉山不通管道天然气的历史 [1] - 该项目是推动区域协调发展、优化能源结构、保障民生用能需求的重大举措 对大凉山发展具有里程碑意义 [1] - 项目被定性为重大民生项目和发展工程 既利当前、更惠长远 建成后将为全州高质量发展注入强劲动能 [2] 项目具体细节 - 管道起于攀枝花市盐边县攀米管道猛粮分输站 止于凉山彝族自治州西昌市佑君镇西昌分输站 [1] - 管道全长157公里 最大输气能力约10.4亿立方米/年 建设工期约18个月 [1] - 项目于2022年纳入《四川省“十四五”能源发展规划》和《安宁河流域高质量发展规划（2022—2030年）》重点实施项目 并于2025年6月取得四川省发展改革委核准批复 [2] 项目影响与需求 - 项目建成后将有效填补区域管道天然气供给空白 优化改善当地以电和煤为主的能源结构 [1] - 凉山州特殊地理条件导致天然气管道施工难度大、建设成本高 长期以来供气只能通过槽罐车运输液化气实现 [1] - 当地民众热切期盼使用稳定、廉价、安全的管道天然气 项目建成后将大幅降低企业生产和群众生活用气成本 [1][2]

产能与产量 - 塔里木油田今年钻探27口超深气井并喷出高产气流，新建天然气产能超过20亿立方米 [1] - 克拉克深气田目前日产天然气3800万立方米，是我国最大超深气田 [1] - 今年投产的新井累计增气13亿立方米，克拉克深气田开井约130口，平均单井日产超30万立方米 [1] - 预计今冬明春峰值日供气量将超过9600万立方米以上 [5] 技术与资源 - 万米深钻技术带动超深工程技术和超深地质理论实现双突破 [1] - 在南天山超深地层新增探明天然气储量千亿立方米 [3] - 目前有52口超深井正在钻进，其中13口已钻开油气层 [5] 市场与影响 - 塔里木油田加快产运储销体系建设，将天然气输往下游120多个大中型城市，惠及4亿人口 [3]