摘要：本期内容提要:本周市场表现：截至3月29日收盘，本周公用事业板块上涨1.3%，表现优于大盘。其中，电力板块上涨1.43%，燃气板块上涨0.48%。电力行业数据跟踪：动力煤价格：煤价周环比下降。截至3月29日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价830元/吨，周环比下跌10元/吨。截至3月29日，广州港印尼煤(Q5500)库提价976.66元/吨，周环比下跌19.82元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价942.66元/吨，周环比下跌33.94元/吨。动力煤库存及电厂日耗：港口及电厂煤炭库存周环比上升。截至3月29日，秦皇岛港煤炭库存572万吨，周环比增加41万吨。截至3月28日，内陆17省煤炭库存7365.9万吨，较上周增加55.7万吨，周环比上升0.76%；内陆17省电厂日耗为330.6万吨，较上周增加7.8万吨/日，周环比上升2.42%；可用天数为22.3天，较上周下降0.3天。截至3月28日，沿海8省煤炭库存3341.5万吨，较上周增加92.8万吨，周环比上升2.86%；沿海8省电厂日耗为186.8万吨，较上周下降3.4万吨/日，周环比下降1.79%；可用天数为17.9天，较上周增加0.8天。水电来水情况：截至3月28日，三峡出库流量6830立方米/秒，同比下降6.18%，周环比下降2.29%。重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至3月22日，广东电力日前现货市场的周度均价为345.88元/MWh，周环比下降5.66%，周同比下降34.6%。截至3月22日，广东电力实时现货市场的周度均价为334.76元/MWh，周环比下降3.37%，周同比下降41.8%。2）山西电力市场：截至3月28日，山西电力日前现货市场的周度均价为268.38元/MWh，周环比上升14.01%，周同比下降31.4%。截至3月28日，山西电力实时现货市场的周度均价为266.19元/MWh，周环比上升8.31%，周同比下降33.6%。3）山东电力市场：截至3月28日，山东电力日前现货市场的周度均价为286.53元/MWh，周环比上升47.30%，周同比下降18.7%。截至3月28日，山东电力实时现货市场的周度均价为246.78元/MWh，周环比上升47.08%，周同比下降26.9%。天然气行业数据跟踪：国内外天然气价格：国内气价周环比下降，欧洲TTF价格周环比上升，美国HH价格周环比下降。截至3月29日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4125元/吨，同比下降16.18%，环比下降1.95%；截至3月28日，欧洲TTF现货价格为8.71美元/百万英热，同比下降36.0%，周环比上升4.1%；美国HH现货价格为1.51美元/百万英热，同比下降23.0%，周环比下降0.7%；中国DES现货价格为9.56美元/百万英热，同比下降24.7%，周环比上升1.5%。欧盟天然气供需及库存：消费量（我们估算）周环比下降。2024年第12周，欧盟天然气供应量58.2亿方，同比下降5.3%，周环比下降1.8%。其中，LNG供应量为23.0亿方，周环比下降4.9%，占天然气供应量的39.5%；进口管道气35.2亿方，同比下降7.0%，周环比上升0.4%。2024年第12周，欧盟天然气消费量（我们估算）为65.1亿方，周环比下降10.5%，同比上升2.7%；2024年1-12周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1001.8亿方，同比下降2.1%。国内天然气供需情况：2023年12月，国内天然气表观消费量为376.50亿方，同比上升9.4%，环比上升7.6%。2024年1-2月，国内天然气产量为416.70亿方，同比上升4.7%。2024年2月，LNG进口量为595.00万吨，同比上升14.2%，环比下降17.9%。2024年2月，PNG进口量为466.00万吨，同比上升35.1%，环比上升9.6%。本周行业重点新闻：1）国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据：3月25日，国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。截至2月底，全国累计发电装机容量约29.7亿千瓦，同比增长14.7%；光伏装机容量3672万千瓦，同比增长80%。1-2月份，全国发电设备累计平均利用563小时，比上年同期减少6小时。全国主要发电企业电源工程完成投资761亿元，同比增长8.3%。电网工程完成投资327亿元，同比增长2.3%。2）LNG价格跌至三年来低点，亚洲买家大举抢购现货：2024年3月，亚洲LNG价格为每百万英热单位8.30美元，为2021年4月以来的最低水平。2024年第一季度，亚洲买家的现货LNG进口量增加了近三分之一，达到161批，这一时期亚洲LNG现货平均价格为每百万英热单位9.82美元。而在2023年同期，这两个数字分别是125批和每百万英热单位18.75美元。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。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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