本周市场表现：截至4月7日收盘，本周公用事业板块下跌0.4%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌0.31%，燃气板块下跌0.87%。
电力行业数据跟踪：
动力煤价格：国内煤价持续下探，进口煤价环比持平。截至4月7日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价1050元/吨，周环比下跌25元/吨。截至4月7日，广州港印尼煤(Q5500)库提价1130元/吨，周环比持平；广州港澳洲煤(Q5500)库提价1145元/吨，周环比持平。
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动力煤库存及电厂日耗：港口库存继续高位上行。截至4月7日，秦皇岛港煤炭库存657万吨，周环比增加36万吨。截至4月6日，内陆17省煤炭库存6324.9万吨，较上周下降5.3万吨，周环比下降0.08%；内陆17省电厂日耗为334.9万吨，较上周下降11.1万吨/日，周环比下降3.21%；可用天数为18.9天，较上周增加0.7天。截至4月6日，沿海8省煤炭库存3093.4万吨，较上周增加68.8万吨，周环比上升2.27%；沿海8省电厂日耗为172.3万吨，较上周下降14.6万吨/日，周环比下降7.81%；可用天数为18天，较上周增加1.8天。
水电来水情况：截至4月7日，三峡出库流量7210立方米/秒，同比下降33.85%，周环比下降1.10%。
重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至3月31日，广东电力日前现货市场的周度均价为499.92元/MWh，周环比下降6.93%，周同比下降12.7%。实时现货市场的周度均价为504.57元/MWh，周环比下降15.77%，周同比下降8.0%。2）山西电力市场：截至4月7日，山西电力日前现货市场的周度均价为319.03元/MWh，周环比下降16.18%，周同比上升2.9%。实时现货市场的周度均价为340.34元/MWh，周环比下降14.96%，周同比上升16.1%。3）山东电力市场：截至4月6日，山东电力日前现货市场的周度均价为344.03元/MWh，周环比上升16.64%，周同比上升25.8%。实时现货市场的周度均价为406.79元/MWh，周环比上升41.09%，周同比上升48.3%。
天然气行业数据跟踪：
国内外天然气价格：国产LNG价格下跌，进口LNG价格小幅回升。截至4月7日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4698元/吨，同比下降42.64%，环比下降4.76%；截至4月6日，中国进口LNG到岸价为12.19美元/百万英热，同比下降61.87%，环比上升0.74%。截至4月6日，欧洲TTF现货价格为13.82美元/百万英热，同比下降59.9%，周环比持平；美国HH现货价格为2.07美元/百万英热，同比下降65.3%，周环比上升2.0%；中国DES现货价格为12.74美元/百万英热，同比下降59.3%，周环比上升2.1%。
欧盟天然气供需及库存：供给量周环比下降，消费量周环比下降。2023年第13周，欧盟天然气供应量59.8亿方，同比下降26.7%，周环比下降0.5%。其中，LNG供应量为21.6亿方，周环比下降2.9%，占天然气供应量的36.1%；进口管道气38.2亿方，同比下降34.0%，周环比上升1.0%。2023年第13周，欧盟天然气库存量为608.14亿方，库存水平为55.4%。2023年第13周，欧盟天然气消费量估算为60.0亿方，周环比下降3.2%，同比下降20.6%；2023年1-13周，欧盟天然气累计消费量估算为1039.0亿方，同比下降18.0%。
国内天然气供需情况：2023年1-2月，国内天然气表观消费量为635.9亿方，同比上升0.1%。2023年1-2月，国内天然气产量为398亿方，同比上升6.7%，增速比22年12月份加快0.2pct；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%；其中，LNG进口量累计为1111.74万吨，累计同比下降11.9%；PNG进口量累计为681万吨，累计同比下降5.2%。2023年2月，LNG进口量为520.98亿方，同比上升8.2%，环比下降11.8%；PNG进口量为345亿方，同比下降7.0%，环比上升2.7%。
本周行业重点新闻：1)中电联发布《2022年度电化学储能电站行业统计数据》：2022年，全国新增投运电化学储能电站194座、总功率3.68GW、总能量7.86GWh，占已投运电站总能量的60.16%，总能量同比增长175.81%。2022年电化学储能平均综合效率77.95%、平均转换效率81.06%。2）欧盟推出新的LNG基准价格：欧盟能源监管机构合作署（ACER）推出了新的价格指标，以提供更大的成本透明度，并帮助保护欧盟LNG市场免受去年TTF波动带来的重创。该指标下的液化天然气交易价格与荷兰产权转让设施（TTF）的近月合同相比低9.57欧元/兆瓦时。
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。
