摘要：本周市场表现：截至3月17日收盘，本周公用事业板块上涨0.9%，表现优于大盘。其中，电力板块上涨1.12%，燃气板块下跌1.15%。电力行业数据跟踪：动力煤价格：国外动力煤价上涨，国内产地煤价下跌。截至3月17日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价1115元/吨，周环比下跌18元/吨。截至3月17日，广州港印尼煤(Q5500)库提价1146元/吨，周环比上涨24元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价1161元/吨，周环比上涨24元/吨。动力煤库存及电厂日耗：内陆电厂煤炭库存增加，沿海电厂煤炭库存下降。截至3月17日，秦皇岛港煤炭库存545万吨，周环比持平。截至3月16日，内陆17省煤炭库存6309.9万吨，较上周增加76.8万吨，周环比上升1.23%；内陆17省电厂日耗为356.9万吨，较上周增加0.4万吨/日，周环比上升0.11%；可用天数为17.7天，较上周增加0.2天。截至3月16日，沿海8省煤炭库存2947.2万吨，较上周下降30.6万吨，周环比下降1.03%；沿海8省电厂日耗为189万吨，较上周下降4.2万吨/日，周环比下降2.17%；可用天数为15.6天，较上周增加0.2天。水电来水情况：截至3月17日，三峡出库流量7460立方米/秒，同比下降5.45%，周环比上升0.27%。重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至3月10日，广东电力日前现货市场的周度均价为583.85元/MWh，周环比上升9.55%，周同比上升10.1%。实时现货市场的周度均价为617.42元/MWh，周环比上升8.21%，周同比上升23.6%。2）山西电力市场：截至3月17日，山西电力日前现货市场的周度均价为294.93元/MWh，周环比上升2.56%，周同比上升33.5%。实时现货市场的周度均价为322.11元/MWh，周环比上升2.89%，周同比上升27.2%。3）山东电力市场：截至3月16日，山东电力日前现货市场的周度均价为229.15元/MWh，周环比下降35.36%，周同比下降25.7%。实时现货市场的周度均价为257.46元/MWh，周环比下降31.45%，周同比下降37.0%。天然气行业数据跟踪：国内外天然气价格：国外气价小幅回升，国产LNG价格持续下降。截至3月17日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为5209元/吨，同比下降35.89%，环比下降6.88%；截至3月16日，中国进口LNG到岸价为13.16美元/百万英热，同比下降62.94%，环比上升7.60%。截至3月16日，欧洲TTF现货价格为13.52美元/百万英热，同比下降62.2%，周环比上升2.6%；美国HH现货价格为2.64美元/百万英热，同比下降40.9%，周环比上升9.5%；中国DES现货价格为13.48美元/百万英热，同比下降58.4%，周环比上升1.9%。欧盟天然气供需及库存：供给量与消费量周环比均大幅下降。2023年第10周，欧盟天然气供应量49.2亿方，同比下降39.1%，周环比下降19.9%。其中，LNG供应量为14.4亿方，周环比下降48.3%，占天然气供应量的29.4%；进口管道气34.7亿方，同比下降38.5%，周环比上升3.9%。2023年第10周，欧盟天然气库存量为625.44亿方，库存水平为55.8%。2023年第10周，欧盟天然气消费量估算为80.0亿方，周环比下降12.4%，同比下降18.9%；2023年1-10周，欧盟天然气累计消费量估算为843.5亿方，同比下降17.9%。国内天然气供需情况：1-2月份，国内天然气产量398亿立方米，同比增长6.7%。1-2月我国天然气进口量同比下降9.4%，进口均价同比上涨8.4%。2022年12月，国内天然气表观消费量为344亿方，同比下降20.9%，环比上升7.7%；国内天然气产量为203.6亿方，同比上升6.1%，环比上升7.8%；LNG进口量为659.61万吨，同比下降13.5%，环比上升3.1%；PNG进口量为368万吨，同比下降8.5%，环比下降5.4%。2023年1-2月，我国进口天然气1792.7万吨，同比减少9.4%，进口均价每吨4598元，同比上涨8.4%。本周行业重点新闻：1）国家统计局发布2023年1-2月份能源生产情况：原煤生产较快增长，进口大幅回升；电力生产增速放缓；天然气生产稳定增长，进口降幅收窄。2）国家能源局发布2月份全社会用电量等数据：2月份，全社会用电量6950亿千瓦时，同比增长11.0%。分产业看，第一产业用电量84亿千瓦时，同比增长8.6%；第二产业用电量4523亿千瓦时，同比增长19.7%；第三产业用电量1235亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量1108亿千瓦时，同比下降9.2%。投资建议：1）电力：国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需紧缺的态势下，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，容量补偿电价等机制有望出台。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，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。主要受益：电力运营商受益标的：粤电力A、华电国际、华能国际、国电电力等；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，设备制造商受益标的：东方电气；灵活性改造受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。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可根据市场情况自主选择扩大进口量或把握国际市场转售机遇以增厚利润空间。天然气主要受益标的：广汇能源、新奥股份。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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