本週（7月7日-7月13日）電力與天然氣行業呈現結構性分化。電力板塊受政策驅動，可再生能源消納責任權重新規明確高耗能行業綠電消費指標；天然氣市場則因進口量同比下滑面臨供需再平衡。行業核心數據與政策動向顯示，能源結構轉型持續推進，市場調節機制作用凸顯。

一、電力行業：可再生能源消納責任權重落地，高耗能行業綠電比例劃定

政策明確約束性目標，強化行業責任

國家發改委、國家能源局聯合發佈《2025年可再生能源電力消納責任權重》，首次將鋼鐵、水泥、多晶硅及新建數據中心納入綠電消費比例考覈。其中，電解鋁行業實施強制考覈，而其餘行業僅監測不考覈。根據文件要求，鋼鐵、水泥、多晶硅行業綠電使用比例需達25.2%-70%，新建數據中心則統一設定爲80%。地域差異顯著，四川、青海、雲南等可再生能源富集區比例高達70%，而重慶作爲最低省份，非水消納權重僅10.8%。

消納權重倒逼能源結構優化

此次政策首次將非水消納權重與各省年度風光新增裝機指標掛鉤。當前，內蒙古、吉林、甘肅等19個省份非水消納權重要求達30%以上，超半數省份門檻值爲25%。中信證券分析指出，2025年非水消納責任權重大幅提升將支撐約4600億度綠電消納，三北地區因權重增幅停滯或面臨裝機增速放緩，而沿海地區依託用戶降碳需求增長，綠電直連模式有望加速推廣。

煤電與新能源協同性增強

儘管可再生能源佔比持續提升，煤電仍承擔系統調節與頂峯保供職能。三峽水庫出庫流量本週達23500立方米/秒，同比降26.56%，但周環比增28.42%，顯示水電出力波動顯著。現貨市場方面，廣東日前電價周環比漲2.86%至283.32元/MWh，山西、山東則因供需緩解出現10%-15%的環比降幅。業內預計，電力市場化改革深化將推動電價穩中小幅波動，煤電容量電價機制與輔助服務市場建設或成調節關鍵。

二、天然氣市場：進口量收縮觸發供需調整，區域消費分化顯現

LNG進口量同比下滑26.3%，國內產量補位

2025年5月數據顯示，國內LNG進口量同比銳減26.3%至484萬噸，創年內新低；管道氣（PNG）進口量則同比增10.3%至526萬噸。同期國內天然氣產量達221.5億方，同比增9.3%，表觀消費量364.2億方，同比微增2.4%。進口結構變化反映國際市場價差影響：歐洲TTF現貨價周環比漲4.5%至11.86美元/百萬英熱，而美國HH現貨價跌5.5%至3.12美元/百萬英熱，國內DES現貨價漲1.1%至11.96美元/百萬英熱，進口商轉向低價氣源意願增強。

歐盟庫存高位運行，消費增速放緩

歐盟第26周天然氣供應量62.3億方，同比增8.9%，其中LNG佔比56.5%，管道氣進口量同比降8.2%。同期消費量35.6億方，同比降0.9%，1-26周累計消費量1770億方，同比增7.8%。庫存高位與溫和氣候抑制短期需求，但全年消費增速仍高於疫情前水平。國內方面，內蒙古提出完善綠電制氫、源網荷儲等消納場景，推動綠電與傳統能源替代，顯示區域能源轉型加速。

煤層氣開發取得突破，本土氣源補充作用提升

華北油田山西沁水煤層氣田累計產氣量突破200億立方米，成爲國內首個達此規模的中淺層氣田。此舉有助於緩解進口依賴，尤其在LNG進口收縮背景下，本土非常規氣源開發與管道氣增量將成爲保供重要支撐。四川美豐等企業明確未開展進口業務，側面反映行業對進口成本波動的審慎態度。

（數據截至2025年7月11日）