本周市场表现：截至4月19日收盘，本周公用事业板块下跌1.1%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.12%，燃气板块下跌0.90%。

一、电力行业数据跟踪：

1、动力煤价格：煤价周环比上升。截至4月19日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价820元/吨，周环比上涨12元/吨。截至4月19日，广州港印尼煤(Q5500)库提价958.46元/吨，周环比上涨15.50元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价932.69元/吨，周环比上涨12.31元/吨。

2、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4月19日，秦皇岛港煤炭库存510万吨，周环比增加19万吨。截至4月18日，内陆17省煤炭库存7416.8万吨，较上周增加104.2万吨，周环比上升1.42%；内陆17省电厂日耗为309.4万吨，较上周下降11.8万吨/日，周环比下降3.67%；可用天数为24天，较上周增加1.2天。截至4月18日，沿海8省煤炭库存3366.6万吨，较上周增加57.2万吨，周环比上升1.73%；沿海8省电厂日耗为173.2万吨，较上周下降2.0万吨/日，周环比下降1.14%；可用天数为19.4天，较上周增加0.5天。

3、水电来水情况：截至4月19日，三峡出库流量11100立方米/秒，同比上升52.89%，周环比上升33.73%。

4、重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至4月12日，广东电力日前现货市场的周度均价为346.80元/MWh，周环比下降5.11%，周同比下降24.9%。广东电力实时现货市场的周度均价为312.54元/MWh，周环比下降14.11%，周同比下降29.8%。2）山西电力市场：截至4月18日，山西电力日前现货市场的周度均价为283.60元/MWh，周环比下降5.18%，周同比下降22.9%。山西电力实时现货市场的周度均价为275.51元/MWh，周环比下降15.16%，周同比下降31.4%。3）山东电力市场：截至4月18日，山东电力日前现货市场的周度均价为272.31元/MWh，周环比下降7.64%，周同比下降27.1%。山东电力实时现货市场的周度均价为275.90元/MWh，周环比下降5.56%，周同比下降33.5%。

二、天然气行业数据跟踪：

1、国内外天然气价格：国产气价周环比上升，欧洲TTF价格周环比上升，美国HH价格周环比下降。截至4月19日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4171元/吨，同比下降14.89%，环比上升4.01%；截至4月18日，欧洲TTF现货价格为10.16美元/百万英热，同比下降26.5%，周环比上升10.7%；美国HH现货价格为1.47美元/百万英热，同比下降35.2%，周环比下降12.0%；中国DES现货价格为10.77美元/百万英热，同比下降13.6%，周环比上升11.0%。

2、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15周，欧盟天然气供应量59.9亿方，同比下降11.0%，周环比上升0.5%。其中，LNG供应量为23.2亿方，周环比下降2.7%，占天然气供应量的38.7%；进口管道气36.7亿方，同比下降11.7%，周环比上升2.6%。2024年第15周，欧盟天然气消费量（我们估算）为43.6亿方，周环比下降23.0%，同比下降27.2%；2024年1-15周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1165.7亿方，同比下降4.0%。

3、国内天然气供需情况：2024年1-2月，国内天然气表观消费量累计为725.10亿方，累计同比上升14.0%。2024年3月，国内天然气产量为215.9亿方，同比上升5.52%。2024年3月，LNG进口量为665.00万吨，同比上升24.1%，环比上升11.8%；PNG进口量为411.00万吨，同比上升17.1%，环比下降11.8%。

本周行业重点新闻：1）我国3月份发电量同比增长2.8%：3月份，全国规模以上工业（以下简称规上工业）发电量7477亿千瓦时，同比增长2.8%，增速比1-2月份回落5.5个百分点，日均发电241.2亿千瓦时。1-3月份，规上工业发电量22372亿千瓦时，同比增长6.7%。分品种看，3月份，规上工业水电、风电、太阳能发电增速加快，火电增速回落，核电由增转降。2）我国3月份天然气产量同比增长4.5%，进口量同比增长22.0%：3月份，全国规模以上工业天然气产量216亿立方米，同比增长4.5%，增速比1-2月份放缓1.4个百分点；日均产量7.0亿立方米。进口天然气1076万吨，同比增长22.0%。1-3月份，全国规模以上工业天然气产量632亿立方米，同比增长5.2%。进口天然气3279万吨，同比增长22.8%。

三、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,电煤长协保供政策的执行力度不及预期,国内天然气消费增速恢复缓慢等。