本周市场表现：截至2月13日收盘，本周公用事业板块下跌1.2%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.13%，燃气板块下跌2.27%。　　电力行业数据跟踪：　　动力煤价格:秦港动力煤价格周环比上涨。截至2月13日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价712元/吨，周环比上涨19元/吨。截至2月13日，广州港印尼煤(Q5500)库提价795.68元/吨，周环比上涨44.01元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价790.94元/吨，周环比上涨24.31元/吨。　　动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比减少。截至2月13日，秦皇岛港煤炭库存545万吨，周环比下降18万吨。截至2月12日，内陆17省煤炭库存8934.6万吨，较上周增加227.4万吨，周环比上升2.61%；内陆17省电厂日耗为314.8万吨，较上周下降60.9万吨/日，周环比下降16.21%；可用天数为28.38天，较上周增加5.2天。截至2月12日，沿海8省煤炭库存3234.8万吨，较上周增加34.1万吨，周环比上升1.07%；沿海8省电厂日耗为148.4万吨，较上周下降60.0万吨/日，周环比下降28.79%；可用天数为21.8天，较上周增加6.4天。　　水电来水情况：三峡出库流量周环比增加。截至2月14日，三峡出库流量8050立方米/秒，同比下降4.39%，周环比上升0.50%。　　重点电力市场交易电价：1）广东电力市场：截至2月13日，广东电力日前现货市场的周度均价为202.32元/MWh，周环比下降30.61%，周同比下降36.1%。截至2月13日，广东电力实时现货市场的周度均价为279.80元/MWh，周环比上升7.30%，周同比下降10.0%。2）山西电力市场：截至2月12日，山西电力日前现货市场的周度均价为200.37元/MWh，周环比上升7.59%，周同比下降42.7%。截至2月12日，山西电力实时现货市场的周度均价为208.93元/MWh，周环比上升21.82%，周同比下降15.4%。3）山东电力市场：截至2月15日，山东电力日前现货市场的周度均价为220.19元/MWh，周环比下降18.23%，周同比下降9.3%。截至2月15日，山东电力实时现货市场的周度均价为199.80元/MWh，周环比下降23.27%，周同比下降6.1%。　　天然气行业数据跟踪：　　国内外天然气价格：全球气价周环比下滑。截至2月13日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为3759元/吨，同比下降15.03%，环比下降5.20%；截至2月12日，欧洲TTF现货价格为11.38美元/百万英热，同比下降33.3%，周环比下降4.4%；美国HH现货价格为3.43美元/百万英热，同比下降8.0%，周环比下降31.3%；中国DES现货价格为10.65美元/百万英热，同比下降33.9%，周环比下降0.5%。　　欧盟天然气供需及库存：2026年第5周，欧盟天然气供应量61.9亿方，同比上升13.4%，周环比上升1.4%。其中，LNG供应量为29.2亿方，周环比上升1.8%，占天然气供应量的47.1%；进口管道气32.7亿方，同比上升9.7%，周环比上升1.1%。2026年第5周，欧盟天然气消费量（我们估　　算）为113.3亿方，周环比上升2.1%，同比上升26.0%；2026年1-5周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为559.4亿方，同比上升12.0%。　　国内天然气供需情况：2025年12月，国内天然气表观消费量为385.70亿方，同比上升1.9%。2025年12月，国内天然气产量为229.80亿方，同比上升5.4%。2025年12月，LNG进口量为848.00万吨，同比上升18.8%，环比上升22.2%。2025年12月，PNG进口量为497.00万吨，同比上升12.7%，环比下降0.8%。　　本周行业重点新闻：1）国家发展改革委、国家能源局印发意见，围绕构建全国统一电力市场体系明确分阶段目标并部署四大改革任务。意见提出到2030年基本建成、市场化交易电量占比达70%左右，到2035年全面建成、实现电力资源多维价值市场反映与全国优化配置。核心任务包括：打破省际壁垒，推动跨省跨区与省内交易深度融合，探索组建全国电力交易中心；健全现货、中长期、辅助服务、绿证、容量及零售市场，形成价格发现、安全保供、灵活调节与环境价值兑现协同机制；推动煤电、新能源等发电侧全面入市，扩大用户直接参与范围，引导虚拟电厂等新型主体灵活参与并公平承担系统成本等。2）欧洲天然气库存降至低位。受持续极寒及供应扰动影响，2025年1月欧洲天然气日均净提取量达7.79太瓦时，创五年新高，同期液化天然气进口量不足其半，整体库存快速降至50.36%，显著低于往年平均水平，部分国家库存告急引发市场警觉。基准天然气价格TTF当月涨幅突破30%，库存水平跌至俄乌冲突以来最低，较近五年均值低13%，俄气警告储备异常下降将使欧盟面临短缺风险。由于当前库存明显偏低，夏季补库压力加大，叠加供暖需求持续与光伏季节性疲软，预计4月储气率或仅余30%，创2022年以来季末最低。　　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。建议关注：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、新集能源、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 【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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