2023年度能源轉型與碳中和策略報告 原油供需弱平衡，油價重心或震蕩下移

一、原油：供需弱平衡，油價重心或震蕩下移

由于各產油國增產不足，年初全球石油供需維持偏緊。二月末俄烏沖突爆 發后，布倫特一度沖高至 140 美元，隨后對俄制裁的預期使油價一直維持 100 美 元以上。但歐美各國釋放 SPR 的行動緩解供應不足的窘境，而隨著通脹連創新高， 歐美央行紛紛開啟加息周期，金融壓力導致油價一路回落至近 80 美元。雖然 OPEC+新一輪減產成功推動油價反彈，但由于海外衰退壓力逐步加大，疊加俄油 減量低于預期，油價再次回落至 80 美元左右震蕩。

（一）供應：OPEC+產量增產逐步加強，資本開支仍約束美國產量增速

1）俄油減量是 2023 年供應的核心變量

當前俄原油轉口貿易進展順利，但成品油出口有一定減量。俄烏沖突爆發 后，歐洲致力于結束對俄羅斯能源的依賴，歐洲進口的俄羅斯石油逐月下降。 進入 11 月后，歐盟海運進口的俄羅斯原油已不足 100 萬桶/日，僅保加利亞、意 大利等少數國家仍在進口俄羅斯原油。但印度、土耳其、中國等國承接了近 150 萬桶/日俄羅斯原油，俄原油海運出口量較沖突前不降反升。而由于印度、中國 等均為煉能大國，對俄成品油的需求較少，故俄成品油海運出口量較沖突前下 降約 50 萬桶/日。

相關制裁或導致明年俄羅斯油品出口量下降 150-200 萬桶/日左右。2022 年 12 月 5 日起，歐盟針對俄羅斯海運原油的進口禁令正式生效，而針對成品油的 進口禁令將于 2023 年 2 月 5 日生效?？紤]制裁豁免及轉口貿易，原油進口禁令 導致的俄油減量或僅為 50 萬桶/日左右，俄油主要減量來自成品油。當前歐盟仍 在進口 100-150 萬桶/日的俄海運成品油，明年禁令落地后，俄油實際減量或為 150-200 萬桶/日。同時，G7 主導的俄油銷售價格上限仍計劃于今年 12 月 5 日開 始執行，截至寫稿日，價格上限相關細節仍未出爐。如果目標價格設定在 80 美 元/桶，則對俄油出口的實際影響較?。蝗绻繕藘r格在 60 美元/桶以下，俄羅 斯拒絕接受甚至減產，俄油減量超預期將對油價下方帶來有力支撐。

2）OPEC+減產協議延續，挺價決心堅決

OPEC+正式宣布減產 200 萬桶/日，實際減產量為 100 萬桶/日左右。在 10 月 5 日召開的月度會議中，OPEC+正式決議將產量基準下調 200 萬桶/日，執行時間 為 2022 年 11 月與 12 月。若以 10 月份的產量作為參考，則實際減產量為 90-100 萬桶/日左右，其中沙特減產幅度最大，為 36 萬桶/日。月度的部長級別會議改 為每 6 個月召開一次，技術委員會會議每兩個月召開一次，但技術委員會隨時有 權召開臨時部長級別會議。

關注后期 OPEC+生產政策的變化。本次減產沙特、阿聯酋等核心 OPEC+國家 表現出高度團結，且將本輪協議有效期延長至 2023 年年末，預計明年 OPEC+仍 將維持當前的生產基準，若海外經濟衰退導致全球石油需求顯著下滑，OPEC+減產幅度大概率將加碼。整體來看，OPEC+充分表達了其減產挺價的決心，對油價 底部形成有力支撐。下一次部長級別會議將于 12 月 4 日召開，即俄油制裁與價 格上限生效前一天，屆時關注 OPEC+減產執行情況以及歐美對俄羅斯制裁的具體 措施，尤其是限價措施的影響。

3）美國增產預期較為確定，但增產幅度可能偏低

完井增長不再依賴 DUC 釋放，增產動能邊際改善。2022 年 10 月美國新鉆油 井 984 個，環比增加 27 個；完井數 976 個，環比上升 7 個；開鉆未完鉆井（DUC） 上升 8 個至 4408 個，完井結構修復完成，不再依賴 DUC 的釋放，美國增產動能 邊際改善。但受制于上半年資本支出相對低迷，新井與完井絕對值仍較疫情前 水平低 110 個左右，短期內美國產量仍難有迅速上升的空間。 資本開支有所上升，美國增產預期較為確定。從美國上市頁巖油企業 2021 年前三季度的財報看，頁巖油企業仍致力于保持健康的自由現金流，同時增加 股東分紅、償還債務和回購股票，資本開支占經營現金流的比重仍僅為 40%左右。 但從絕對值來看，三季度樣本油企合計資本開支為 167.5 億美元，環比上升 30%， 同比上升 92%，高價高利潤下美國油企投資意愿邊際改善，資本支出有所上升。 資本開支的增長是推動新增鉆機增長核心，頁巖油產量變化對資本開支變化有 半年到一年的滯后效應，而 2022 年美國油企資本開支前低后高，因此推測明年 上半年美國產量回升仍然緩慢，增產預期從二季度末起逐步兌現。 預計明年美國產量恢復至 2019 年水平，但增產壓力主要集中在下半年。根 據 EIA 的預測，22 年美國原油產量為 1182 萬桶/日，同比上升 58 萬桶/日；23 年美國原油產量為 1231 萬桶/日，同比增長 49 萬桶/日，基本恢復至 2019 年水 平，且從節奏看，預計 23H1 產量 1223 萬桶/日，23H2 產量 1240 萬桶/日，產量 增長壓力主要集中在下半年。

4）伊朗供應能否回歸仍是最大不確定性因素

伊朗供應約有 100 萬桶/日的增量，但兌現時點不早于明年二季度。當前伊核協議談判仍處于停滯階段，如果取得實質性進展，對市場的沖擊將包括兩個 部分：短期沖擊主要來自 4500-5000 萬桶可立即投入市場的浮倉庫存，假設在 6 個月內投放，投放量約為 25-30 萬桶/日；中期主要關注產量恢復的時間節奏， 參考 2015 年伊核協議達成情況，談判完成后 6 個月內可開始增產，開始增產 6 個月內產量可上升 100-130 萬桶/日。假設對伊制裁迅速解除，其增產預期兌現 時點大概率為 2023 年二季度末。

（二）需求：疫后修復基本結束，經濟衰退壓力下整體承壓

全球石油需求已接近疫情前水平，疫情的擾動趨于走弱。2022 年前 10 個月， 全球石油需求為 9945 萬桶/日，同比上升 261 萬桶/日，較 2019 年低 112 萬桶/ 日。其中，OECD 需求為 4583 萬桶/日，較 2019 年低 190 萬桶/日，受到經濟衰 退、能源危機、地緣沖突等多重因素影響，OECD 需求增長相對乏力，非 OECD 需 求為 5362 萬桶/日，已超過 2019 年水平 67 萬桶/日。除少數亞洲國家外，各國 均對疫情“躺平”，采取全面放開政策，道路交通出行基本恢復至疫情前水平， 而全球商業航班數量已恢復至 2019 年同期的 85%以上。隨著剩余亞洲國家亦逐 步優化防疫政策，疫情的擾動趨于減弱。

衰退壓力與日俱增，歐美石油需求難有增量。高通脹環境下，歐美經濟體 被迫收緊貨幣政策以解決通脹問題，流動性收緊后宏觀風險逐步傳導至實體經 濟。10 月美國 ISM 制造業 PMI 回落至 50.2，包括新訂單等多項指標位于收縮區 間，美國經濟增長的動能逐步放緩。而歐元區制造業 PMI 已經連續 4 個月位于榮 枯線以下，2023 年歐元區經濟衰退或難以避免。經濟下行將導致工業等多領域 用油需求明顯承壓，2023 年 OECD 需求或基本維持 2022 年水平。

需求增長的引擎回歸發展中國家。與飽受高通脹問題困擾的發達經濟體不 同，2022 年發展中國家石油需求維持強勢增長，截至前 10 個月，非 OECD 需求 同比大幅上升 117 萬桶/日，其中印度需求同比大漲 38 萬桶/日，而我國受疫情 擾動嚴重，石油需求同比基本持平。隨著多項穩增長政策出臺，我國經濟環比 逐步改善的趨勢較為確定；而印度等第三世界國家工業化與城鎮化進展持續推 進，油品需求預期維持高增長。預計 2023 年非 OECD 國家需求同比將增長 130- 150 萬桶/日，其中近 60%的增量來自中印兩國。

關注我國防疫政策優化后交通用油需求的增量。2022 年前 9 個月我國汽油 表觀消費量已超越 2019 同期，但由于疫情擾動頻發，表需仍同比 21 年下降 7%左右。而我國航空出行持續受到疫情負面沖擊，2022 年前 9 個月煤油表觀消費 量僅為疫情前水平 50%左右。隨著我國防疫政策持續優化，預計 23 年我國汽油 與航煤需求合計同比將增長近 30 萬桶/日，成為我國石油需求增長的主要推手。

（三）展望：供需弱平衡，油價下方有支撐，等待需求給出方向

從供需平衡看，供應增量不足較為確定，對油價下方形成有力支撐，油價 運行方向取決于宏觀經濟狀況。需求側，疫后修復基本完成，后續需求增產取 決于各國經濟增長狀況。而衰退背景下發達經濟體需求承壓，若歐美經濟體陷 入深度衰退，則將大大拖累全球需求增速。需求增長的引擎回歸發展中國家， 其中我國隨著經濟逐步復蘇及防疫政策優化，預計將引領 2023 年全球石油需求 增長。供應端，隨著 2 月 5 日歐盟對俄成品油進口禁令落地，俄油減量難以避 免，后期隨著美國增產預期逐步兌現，疊加全球貿易流轉向逐步完成，供應有 一定回升空間，若 OPEC 維持目前的搖擺生產商調節角色，2023 年弱平衡基準預 期使原油價格重心小幅下移。宏觀風險方面，美國通脹大概率已經見頂，市場 對美聯儲加息預期已較為充分計價，美債利率與美元指數或均已見頂，加息交 易難以繼續主導油價走勢，核心矛盾或回歸基本面因素。

二、動力煤：輕舟已過萬重山

回顧 2022 年的動力煤市場，盡管經歷了地緣沖突、極端氣候、疫情擾動等 內外多重沖擊，但得益于高強度的保供政策，國內動力煤市場供應相對充足、 價格總體表現平穩，我國電廠綜合用煤成本明顯低于走勢波瀾壯闊的海外煤價。

2022 年國內動力煤市場表現可以大體分為五個階段。

第一階段（年初至 3 月中旬）：外部供應沖擊與季節性需求共振，煤價沖高

2022 年初，海外市場供應沖擊率先襲來，印尼煤炭出口禁令和俄烏沖突刺 激海外能源大漲，我國進口煤供應出現快速下滑。2 月份嚴寒天氣也導致用電量 高增、社會庫存快速下降，環渤海港口 5500K 動力煤價格從年初 800 元以下上漲 至 3 月中旬約 1700 元。

第二階段（3 月下旬-4 月中旬）：政策調控與疫情雙重壓制，煤價快速回落

一方面，在海外能源緊張的警示下，我國更加重視以煤為主基本國情，3 月 采暖季結束后，保供措施不但沒有取消，反而有所加強。發改委發布一系列保 供穩價措施，積極挖潛增產使 3 月日產量達到 1277 萬噸，同比大增 14.8%，同 時出臺現貨銷售限價以打擊市場投機情緒。另一方面，疫情擴散導致各地經濟 活動受限、用電量大幅下滑，火電生產也受到清潔能源的壓制，需求疲軟導致 全社會煤炭庫存持續增加，煤價承壓回落，至 4 月中旬約 1100 元。

第三階段（4 月中旬-8 月上旬）：供需矛盾相對鈍化，煤價寬幅震蕩

4 月中旬至 8 月上旬，國內動力煤市場整體處于供強需弱、持續累庫的狀態， 煤價在 1100-1350 元區間震蕩盤整。對疫后經濟復蘇和迎峰度夏補庫的預期支撐 煤價下沿和市場多頭信心，而經濟活動恢復遲緩、清潔能源發電不斷擠出火電， 旺季預期的落空和實際需求疲軟給市場情緒潑了一盆冷水，隨著下游高庫存壓 力不斷向上游傳導，6 月中旬后煤價承壓緩慢回落。

第四階段（8 月上旬-10 月下旬）：極端天氣疊加供應擾動，煤價震蕩上行

夏季極端高溫席卷整個北半球，我國南方多地用電負荷創新高，且水電汛 期反枯導致火電不得不擔起基礎能源的重任，高溫過后非電需求反彈形成接力， 煤炭消費快速拉升。同時供應端也受到強降雨天氣、疫情影響產運、安全生產 壓力加大等多重因素的干擾，即使進入 10 月煤炭消費已現疲態，但大秦線低迷 的運量也給予市場煤價格支撐。這一階段，煤價由 8 月上旬最低約 1140 元持續 上漲至 10 月下旬最高約 1630 元。

第五階段（10 月末-今）:弱需求主導下的煤價回調

今年我國氣溫整體呈現“前冬偏暖、后冬偏冷”特征，10 月以來我國多地 氣溫偏高，下游電廠不斷累庫，非電“金九銀十”旺季結束后，煤價壓力逐漸加重。同時海外煤價跟隨天然氣出現劇烈下跌，國內煤逐步跟跌。截至 11 月 23 日，環渤海港口 5500K 動力煤價格已經下跌至 1300 元附近。

（一）供應：增產保障能源安全，產能和運力瓶頸漸顯

1）產能：保供常態化，但接續工作仍需加快推進

保障能源安全，增產保供成為新常態。2022 年，在全球能源緊張危機的警 示下，我國更加重視以煤為主的基本國情，在延續 2021 年保供措施的基礎上， 相關部門接連發布保供增產措施，包括成立專班保供、設立各地生產目標、調 整產能核增標準、取消煤管票制度、加強鐵路運力協調等，保供增產成為常態 化。3 月初，煤電油氣會議明確，采取綜合措施增加 3 億噸的有效產能，其中投 資技改項目增加 1.5 億噸，停工停產的煤礦、露天煤礦增加 1.5 億噸。二十大之 后，各地下發新一批保供煤礦名單和核增計劃。11 月，國家能源局表示，今年 累計核準（含調整建設規模）煤礦項目 14 處、新增產能 6200 萬噸以上，推動進 入聯合試運轉生產煤礦產能約 9000 萬噸/年。 主要省份連續高負荷生產，高產量可持續仍待觀察，產能接續工作需加快 推進。今年在外部能源危機的沖擊下，國內煤價仍能維持相對可控，主要原因 是增產保供。但在經歷去產能和反腐倒查等一系列事件、淘汰數十億噸落后產 能后，我們現在面臨著比十三五時期更為嚴格的安全生產和環保要求，新增優 質產能資源緊張，接續工作推進難度較大。今年高產量的背后是主要煤炭生產 省份連續高負荷生產，根據各省煤礦產能公告和產量估算，今年山西、內蒙、 陜西、新疆等四省產能利用率均已超 100%，其余省份如貴州、山東、河南等產 能利用率約在 60-80%不等，但面臨較為嚴重的自然災害、后備資源不足、人員 裝置長期高負荷運轉、安全生產風險加大等問題。因此，今年煤炭高產量的長 期性和可持續仍待觀察，產能接續工作仍需加快推進。

2）產量：預計 2022 年煤炭產量 44 億噸以上，2023 年產量同比近持平。

原煤生產增速加快，多重因素影響產能釋放，導致據目標產量仍有差距。 2022 年 1-10 月，國內生產原煤 36.85 億噸，同比增長 10%，平均日產原煤 1212 萬噸，其中 9 月原煤日產量達 1289 萬噸，創單月日產量新高。雖然原煤產量出 現較大增長，但較 1260 萬噸的日產量目標仍有較大差距。根據今年 3 月煤炭增 產增供專班工作方案制定的各省區煤炭生產目標，1-10 月，僅陜西和新疆完成 目標日產量，內蒙、山東等省區距離目標日產量仍有較大距離。影響產能釋放 的因素不僅有核增手續繁雜、資源接續不足、安全事故頻發等行業內原因，也 有疫情導致運銷受阻、強降雨等自然災害等外部原因。

主要省份大力增產，煤炭生產集中度進一步提高。1-10 月，山西、陜西、 內蒙、新疆四省區原煤產量達到 29.84 億噸，累計同比增 14.8%（其中晉陜蒙新 同比分別增 7.9%、6.5%、13.6%、29.6%），產量占到全國的 80.93%，較十三五期 間提高 7 個百分點。除四省區以外，其余地區煤炭產量同比提高 7.8%左右，低 于全國平均增速。

預計 2022 年煤炭產量有望達 44 億噸以上，2023 年產量基本持平。預計在 疫情等綜合因素影響下，11、12 月煤炭生產企及去年同期高度，但全年原煤產 量有望達 44 億噸以上。由于今年核增政策前所未有寬松，原煤產量已經實現較 大幅增長，預計繼續增產難度將加大，同時，部分礦在長期高強度生產下，面 臨采掘接續緊張問題也不可忽視，我們綜合估計，2023 年全國煤炭產量仍有增 長可能，但大幅增產空間有限。另外，考慮到持續高庫存將對煤炭生產形成一 定負反饋，預計 2023 年煤炭總產量與今年基本持平。

增產需要與之匹配的運力資源，但鐵路運力瓶頸制約依然存在。煤炭產量 的快速增長、生產集中度空前提高，都對鐵路運輸提出了更高的要求。今年鐵 路部門為了保障電煤運輸，對主要運煤鐵路進行了優化和調整，包括提升浩吉 鐵路萬噸重載列車比例、對烏將鐵路復線電氣化改造、優化煤炭出疆運輸能力 等，1-10 月，全國煤炭發運量累計達到 22.3 億噸，同比提高 7%。西煤東運主要 線路仍存在不同程度的運力瓶頸制約，以大秦線為例，即使剔除受湖東疫情和 秋季檢修影響的 10 月和 11 月，今年 1-9 月大秦線累計完成貨物運輸 3.19 億噸， 同比僅增 2.8%，日均運量 117 萬噸，基本做到了滿負荷運轉，繼續提升的空間 非常有限。

3）2022 年進口煤預計 2.8 億噸以上

今年我國進口動力用煤量減、價增、熱值降低。2022 年 1-10 月，全國累計 進口煤及褐煤 2.3 億噸，同比減 10.5%，其中動力用煤同比大幅下降 20%，煉焦 煤和無煙煤進口量分別增長 31%和 23%。究其原因，主要是非電企業成本能向下 游傳導，因而對價格接受度較高，而電力企業面臨國內長協保供和進口長期倒 掛的局面，對高價進口煤的采購意愿較低。進口動力用煤不僅數量下降，且普 遍熱值偏低，進而增加夏冬用煤旺季需求。 預計 2022 年進口煤及褐煤有望達 2.8 億噸以上，同比減少逾 3000 萬噸。5 月 1 日開始我國暫免煤炭進口關稅，夏季之后海外油氣煤價格大幅下降，進口價 差窗口重新打開，疊加國內需求恢復，下半年進口量有明顯提升。目前海外煤 炭較國內煤仍有一定價格優勢，預計四季度進口到貨量保持較高水平，全年進 口煤及褐煤總量有望達到 2.8 億噸以上，同比減少逾 3000 萬噸。

（二）需求：用電量增速平穩，清潔能源對火電替代增強

1）2022 年用電量前低后高，預計全年同比增 4.5-5%

預計四季度用電量維持平穩，2022 全年用電量同比增 4.5-5%左右。上半年 疫情擾動疊加海外輸入性通脹壓力，經濟活動放緩導致用電需求疲軟，進入夏 季，高溫帶動用電需求大增，下半年工業和服務業的修復態勢支撐了用電量平 穩增長。今年 1-10 月，全社會用電量同比增長 3.8%，其中 8、9、10 月第二產 業用電量分別同比增3.6%、3.3%和3.0%，四大高耗能行業用電分別增長0.39%、 5.63%和 3.9%，工業用電整體保持了一定韌性，預計四季度工業用電呈平穩態勢。 第三產業和居民用電受天氣和節假日影響更為明顯，今冬氣候整體呈“前冬偏 暖、后冬偏冷”特征，疊加 2023 年春節時間較早，今年冬季全社會用電有望平 穩增長，預計 2022 全年用電量同比增 4.5-5%左右。

2）預計火電 2022 年增速 2%以上，清潔能源風光大好

清潔能源高發彌補水電下降，預計 2022 年火電增速2%以上。今年1-10 月， 全社會發電量同比增長 1.3%，下半年增速明顯高于上半年，分類型來看，1-10 月火水核風光同比增速分別為 0.8%、2.2%、1.2%、12.4%和 16.7%，其中水電受 來水影響“前高后低”，風電和光伏裝機增加后“風光大好”，核電整體平穩運行，火電受需求影響和清潔能源擠出效果明顯，整體節奏為“前低后高”。考慮 風電光伏裝機提升帶來的發電增量和四季度水電下行，我們粗略估計火電全年 同比增幅 2%以上。

保障發電能力，火電核電建設投資加快。十三五以來清潔能源裝機快速提 升，但火電新增機組建設增速逐年放緩。近兩年對能源安全的重視使火電的建 設有所加速，今年1-10月，全國主要發電企業電源基建投資完成額同比增長27%， 其中火電和核電投資完成額分別同比增 42.8%和 19.9%，占總投資額的 13.9%和 10.3%，水電和風電分別同比下滑 19.9%和 26.7%。十四五期間，火電和核電裝機 建設有望提速。

3）長協保供下電廠高庫存或為常態，非電需求對市場煤影響放大

長協持續保供，電廠高庫存或將成為常態。2021 年以來，發改委對煤炭中 長期合同的簽約要求逐步加嚴，要求煤礦簽約量達自有資源量 80%以上，且保供 煤礦的核增產能的全部簽訂長協；2022 年，相關部門又組織簽訂進口煤應急保 障中長期合同 1.58 億噸；針對 2023 年長協工作，發改委又提出將電煤長協簽約 量由 26 億噸提高至 29 億噸。在長協持續推進下，今年電廠煤炭庫存持續高位運行，25 省電廠可用天數即使在迎峰度夏旺季也保持 15 天以上，基本沒有發生因 為缺煤導致發電能力不足的情況。

非電需求對市場煤影響放大，結構性問題易對煤價形成支撐。長協的簽約 量和覆蓋率提高使市場煤資源出現明顯收縮，沒有長協覆蓋的非電需求對市場 煤的影響有所放大，市場煤結構性緊張也容易對煤價形成支撐。今年全球能源 價格高企，而宏觀經濟增速放緩，國內非電用煤行業普遍面臨下游需求不振和 行業虧損的壓力，1-10 月，水泥產量同比下降 11.3%，生鐵和粗鋼產量分別下降 1.2%和 2.2%，煤化工行業表現相對較好，甲醇、尿素產量同比增加 2.9%和 4.6%。 我們認為非電行業中化工對煤炭需求的邊際增量仍需關注，考慮到今年煤化工 產能增加以及 11、12 月檢修結束后裝置重啟，預計化工仍對煤炭的需求有一定 帶動。綜合估計，我們認為今年電力及非電行業對動力煤需求將同比增長 2.1% 左右。

（三）展望：今明兩年國內動力煤市場維持偏寬松格局

2022 年國內煤炭市場相對寬松，高庫存提供了安全墊。需求方面，預計全 年用電量同比增長 4.5%-5%區間，但由于清潔能源高增長，火電同比增幅僅在 2% 以上，電煤消費增速在 3%左右。供應方面，受海外供應沖擊和能源價格高企， 進口煤出現較明顯減量，預計全年進口煤總量在 2.8 億噸以上，動力煤進口同比 下滑 18%左右，但在國內高強度保供增產的保障下，國內煤炭產量預計將達到 44 億噸以上，動力煤產量預計 36.5 億噸，同比增速 7%左右。今年國內煤炭市場整 體相對寬松，高產量形成的較高社會庫存將為明年煤炭市場平穩運行提供較高 的安全墊。 預計 2023 年國內動力煤供需仍維持寬松格局，關注結構性因素對行情推動。 預計“十四五”期間，我國全社會用電年均增長 4.8%，考慮到清潔能源裝機的 增長，假設明年水電能恢復往年正常水平，預計火電發電量將出現同比下滑， 2023 年電煤消費降幅在 1%以內。非電行業中重點關注化工等行業對煤炭消費的 貢獻，預計動力煤總消費增速將進一步下滑至 1%左右。明年國內煤炭供應仍將保持寬松，新產能仍有望投放，但高庫存壓力將對生產形成一定負反饋。長協 保供延續的狀態下，非電需求對市場煤價格影響擴大，從而導致市場煤波動加 大。即使在全社會庫存偏高情況下，也有可能發生結構性因素推動的煤價上漲。

（四）海外：全球煤炭供需趨向寬松，煤價中樞存在回落壓力

全球能源緊張憂患未解，海外煤價波動率仍高。今年在地緣沖突和極端氣 候的擾動下，歐洲能源緊張引發全球能源價格大幅波動。雖然今年海外煤價出 現前所未有的漲跌，但供應彈性不足的問題仍未得到根本改善，主要是中國、 印度、印尼三國產量有明顯提升，其余國家增產瓶頸明顯，海外煤價仍保持較 高波動率。

2023 年海外煤炭市場供需趨向寬松，海外煤價中樞存在回落壓力，但風險 因素仍需關注。海外能源危機的風險仍未解除，歐洲剛剛進入取暖季，考驗可 能才剛剛開始。此外，盡管能源價格已經大幅回落，但海外經濟仍面臨高通脹 壓力，2023 年國際市場需求放緩，在拖累煤價的同時，也可能影響中國出口。 從供應的角度，2023 年中國、印度、印尼三國煤炭產量仍有望增加，從而降低 海外煤炭價格高度，預計明年煤價中樞仍顯著高于疫情前水平。2022 年化石能 源創紀錄的高價并未引起對化石能源的資本開支的大幅增加，在能源體系清潔 化轉型過程中，化石能源供應相對缺乏彈性，煤炭價格不宜過于低估。

三、天然氣：明年氣價重心預期回落，然風險猶 存回落空間有限

2022 年受地緣沖突影響，全球天然氣貿易格局乾坤大挪移，俄羅斯大幅減 量對歐管道氣供應，供應緊缺擔憂推升歐氣價創歷史新高；超額溢價吸引以美 國為首的 LNG 資源大量轉向歐洲，出口旺盛支撐美國氣價高增；亞洲現貨價格跟 漲，但受高價負反饋及溫和天氣影響，需求明顯偏弱，成為 LNG 的主要轉運方。

（一）歐洲：明年LNG進口及需求為核心變量，重點關注二三季度累庫節奏

1）供應格局重建，未來 LNG 供應至關重要

2022 年歐洲總供應預期同比上行，主要因 LNG 進口大幅增長。2022 年 1-8 月歐盟 27 國天然氣總供應（產量+凈進口）為 2698 億立方米，同比增加 106 億 立方米，其中凈進口量合計為 2385 億立方米，增量 140 億立方米。供應持續高 位的背后是瘋狂進口的 LNG：前八個月歐盟 27 國 LNG 合計凈進口量 818 億立方 米，增量 342 億立方米；而管道氣凈進口量合計為 1567 億立方米，減量 202 億 立方米；LNG 增量明顯填補管道氣的缺口。

俄羅斯天然氣出口將向亞洲地區傾斜。俄氣公司（Gazprom）2022 年 1 月 1 日至 11 月 15 日期間天然氣產量為 3597 億立方米，同比下降 19.2%；對非獨聯體 國家的天然氣出口量為 932 億立方米，同比下降 43.4%。地緣沖突導致俄羅斯年 內產量及出口量均出現明顯下降。其中，出口減量主要集中在對西北歐方向上， 三條主要管道（北溪一號、亞馬爾以及過境烏克蘭通道）年內至 11 月中旬輸氣 量合計為 422 億立方米，同比下降 52%。對土耳其、中國管道氣以及 LNG 出口預 計增加：2021 年中國自俄進口管道氣合計 100 億立方米，計劃 2022 年增至 150 億立方米，且 Gazprom 稱這部分流量高于計劃交貨量；2022 年 1-10 月 LNG 出口 量合計為 366 億立方米，同比增加 49 億立方米，增速超 15%。2023 年預計俄羅 斯會加速通過現有管道擴大對中出口，同時 LNG 出口產能維持高位運行出口部分 天然氣資源。 管道氣與俄實現硬脫鉤，挪威及北非供應穩中有升。9 月底波羅的海天然氣 管道正式投運，該管道連接挪威和波蘭并通往周邊多個國家，挪威計劃通過該 管道運輸至少每年 100 億立方米天然氣至波蘭。阿爾及利亞自 2022 年秋天開始 向意大利額外供氣 40 億立方米，自 2023 年 1 月起通過跨地中海管道向斯洛文尼 亞輸送三年天然氣，且其與意大利合作開發天然氣田在年內分別投產，將為歐 洲市場提供更多的天然氣。

產能快速擴張增加歐洲 LNG 進口彈性。截至目前，歐洲接收站再氣化產能合 計 1.8 億噸/年，約合 2449 億立方米/年；2022-2023 年歐洲預計新增再氣化產能 合計 476 億立方米，2023 年底歐洲總再氣化產能可達 2925 億立方米。此外，德 國年內已租入 5 艘 FSRU，預計均在 2023 年取暖季前投產，合計產能在 350 億立 方米，約覆蓋德國本土 35%的消費需求。 全球 LNG 出口裝置新增近 500 億方，擴大 LNG 進口貨源。截至 2021 年全球 LNG 液化出口產能合計為 4.54 億噸/年，約合 6177 億立方米；2022 年已投+預期 新增為 990 萬噸/年，約合 135 億立方米/年；2023 年預期新增投產 2470 萬噸/ 年，約合 336 億立方米/年；2022-23 年合計增量約在 471 億立方米。其中美國 新增產能合計約 139 億立方米，這部分產能的落地相對明確，且有利于對歐出口；其他地區裝置雖運距上有一定劣勢，但總量上依然可以提高 LNG 貿易上限。 現貨資源短缺，FOB 充裕但需要進口溢價。2022 年 LNG 貨物貿易量為 5580 億立方米，2023 年增加 350 億立方米至 5580 億立方米。其中現貨自 2022 年 500 億立方米增至 2023 年的 540 億立方米；FOB 貨物自 2022 年 2680 億立方米增加 250 億立方米至 2930 億立方米?，F貨增量較小且主要集中于亞洲及俄羅斯，FOB 貨物轉運存在不確定。綜上，再氣化以及出口產能增量足以支撐歐洲明年增加 LNG 進口，但實際可得貨源量仍有待商榷，強行掃貨必將抬升歐洲進口成本。

2）需求修復速度預期偏緩，明年預期整體消費相對中性

2022 年 1-8 月歐盟 27 國天然氣消費量同比下降 10.39%，電熱部門消費不減 反增。2022 年 1-8 月天然氣消費量 2407 億立方米，同比下降 10.22%，其中電力 及熱能轉換部門 586 億立方米，同比增加 3%。援引 IEA 數據，1-8 月歐洲商業及 居民部門需求同比減少 12%，工業部門消費同比下降 15%。 商業及工業部門消費量進一步快速下行可能性偏小。前期高價天然氣對于 高耗能以及天然氣敏感等行業影響較強，導致造紙、合成氨及尿素、鋅等行業 前期出現大幅減產。后期來看，氣價下跌后，工業部門天然氣消費或緩慢修復， 但衰退背景下空間有限。IMF 預計歐元區 2022 年經濟增速為 3.1%而 2023 年下降 至 0.5%。我們假設 2022 年商住部門消費減量保持為 12%，而工業部門消費減量 保持為15%。2023年則預設三種情景：悲觀情況下，天然氣在商住及工業部門消 費同比下降 5%；中性情況下，消費同比持平；樂觀情景下，消費同比增加 5%。 2022 年天然氣發電量預計同比下降 1%。2022 年假設主要依據 2022 年前八 個月發電水平，地熱維持不變，水電、風電、太陽能發電均沿用年內累計同比 增速，其他小幅上調 5%，核電則使用法國核電運行比例擬合歐盟核電發電量。 煤炭考慮后續無新增公布重啟機組，運行小時數達高位難以進一步上升，同樣 使用前八月累計同比增速作為全年同比增速，最終算得 2022 年需天然氣發電量 為 374TWh，同比下降 1%。

2023 年可再生發電量預期同比增加 6%。針對 2023 年的預測：（1）水電、地 熱以及其他預期同比持平；（2）風光增速考慮協會公布裝機增速，風電同比增加 8%，太陽能發電增加 25%；（3）核電部分，保守估計明年平均運行比例在 55%， 預計明年核電發電量為 609TWh，同比增加 5%；（4）匯總后預期可再生能源部分 總發電量在 1992TWh，則煤以及氣合計發電量需要在 708TWh。 氣煤發電消費均趨向回落。三種情景：（1）悲觀情景：煤炭發電量同比下 降 10%，約合 400TWh，則對應需要天然氣發電量 307TWh，同比下降 18%；（2）中 性情景：煤炭發電量同比下降 20%，約合 356TWh，則對應需要天然氣發電量 352TWh，同比下降6%；（3）樂觀情景：煤炭發電量同比下降30%，約合311TWh， 則對應需要天然氣發電量 396TWh，同比增加 6%。當前歐洲天然氣基本面偏樂觀， 氣價電價均回落，驅動氣電及火電利潤剪刀差收斂，疊加碳中和中長期影響， 煤炭發電量或逐步下降。因此在明年核電回歸水電維持謹慎樂觀假設下，預期 氣煤發電消費均趨向回落，且煤炭跌幅或大于天然氣。

3）庫存明顯好于歷史同期，明年重點關注二三季度累庫速度

2022/23 年取暖季歐洲天然氣庫存支撐過冬無虞，明年重點關注二三季度累 庫節奏。2022 年取暖季前歐盟庫容率最高累至 95.61%，處于歷史高位。短期氣 溫相對溫和，需求增速偏緩使得庫容去化速度尚可控；且今年取暖季到來相對 偏緩，去庫起始點居歷史高位，預計歐洲過冬無虞。然美亞需求隨冬季來臨預 期即將加速，資源流向歐洲或受限，庫容下行即將加速，明年需重點關注 3 月庫 存起始值及二三季度累庫速度。

4）明年歐盟天然氣基本面相對樂觀，史詩級行情難以復制

取暖季風險猶存，氣價重心仍有反彈空間。取暖季天然氣需求開始季節性 回升，且三季度末以來氣價回落也推動部分工業需求回歸。供應端彈性偏低問 題仍然存在，北半球需求均偏強運行，歐洲 LNG 進口受限。供需趨緊過程中，供 應端一旦出現風險事件，或需求超預期攀升，歐盟天然氣去化速度加快，將導 致氣價暫時性暴漲。但高庫存提高歐盟抗風險能力，預期漲幅有限難觸前高， 預計在 30-50 美元/百萬英熱波動（90-170 歐元/兆瓦時）。 明年基本面相對樂觀，史詩級行情難以復制。在悲觀情景中，歐元區經濟 難現起色打壓整體需求偏弱，歐盟天然氣或出現 218 億立方米供應盈余，打壓氣 價重心持續偏弱運行；在中性情景中，歐盟天然氣供需維持緊平衡，供應彈性 偏低支撐盤面波動性較大，明年氣價預期維持當前水平寬幅震蕩；在樂觀情景 中，歐盟天然氣將面臨 214 億立方米供需缺口，約占消費 4%，帶動氣價再度偏 強運行。

產能擴張提高歐洲 LNG 進口上限，貿易爭奪增加歐盟用能成本。歐盟已在今 年基本完成了天然氣進口上與俄羅斯的硬脫鉤，未來俄羅斯對于歐盟天然氣影 響力將顯著下降，供應核心變量轉為 LNG。明年預計仍需至少 86 億立方米 LNG 進 口增量，全球液化出口及再氣化預計新增產能均可覆蓋增量需求，即 2023 年歐 盟 LNG 進口上限將再上一個臺階；但受制于前期在手長協合同較少，大量采購現 貨、收購轉賣 FOB、自亞太等運距更遠地區購貨等因素均將抬升歐盟進口 LNG 成 本，后期再難回歸低氣價時代。 中長期能源危機加速化石能源退出，促進新能源及儲能行業發展。高氣價 成為常態帶動電價偏高位運行，為壓降能源成本，歐盟將繼續推進化石能源退 出，并大力加快風光等新能源的發展；同時增強儲能設施建設，優化電價形成 機制，完善電力系統建設。

（二）美國：明年本土供強于需，LNG 出口強勢爭奪資源

美國本土產量處于同比高位，明年增速邊際放緩。2022 年以來美國本土干 天然氣日均產量約為 27.5 億立方米/日，同比上升 1.1 億立方米/日，截至 11 月 8 日天然氣活躍鉆機數維持在 155 個，受制于資本開支相對保守，鉆機數大幅上 升可能性較小，預計產量溫和增長。據 EIA 預測 2022 年年均干氣產量為 27.8 億 立方米/日，同比增速 3.7%；2023 年或上升至 28.2 億立方米/日，同比增速 1.7%， 產量增速逐年下降。

取暖季需求前低后高，明年經濟下行壓制整體消費。1-11 月中旬美國天然 氣本土消費在 21.6 億立方米/日，增量集中在電力部門及商住部門，主要因為上 半年以及夏季熱浪等極端天氣頻發。據 NOAA 預測，美國 2022/23 年取暖季氣溫 較歷史同期更冷，采暖度日數（HDD）較近十年均值多 2%，供暖需求預期上升。 然宏觀經濟不確定因素或對天然氣消費存壓制，標普及 IMF 均預測 2023 年美國 GDP 增速回落，或打壓以電力及工業部門天然氣消費。

LNG 出口長期維持旺盛，然出口能力上限大幅改善或在 2024 年之后。海外 對美國 LNG 的需求長期保持旺盛，1-5 月美國 LNG 出口產能利用率維持在 100%以 上水平，日均出口量 3.2 億立方米/日，6-11 月中旬產能利用率下降至約九成， 日均出口量 2.8 億立方米/日。自由港預計 12 月中旬開始逐步恢復，明年 3 月開 始全負荷出口，開滿后增量大約在 0.6 億立方米/日；Calcasieu Pass 二期假設 于 2023 年初開始商業運行，增量大約也在 0.2 億立方米/日；即 2023 年 3 月后， 美國 LNG 出口可達 3.6 億立方米/日，同比約增加 0.8 億立方米/日，增速 13%。 Golden Pass 及 Plaquemines 兩套 LNG 將集中于 2024 年上線，合計新增出口產能 1 億立方米/日，屆時美國出口能力將明顯提升。

當前庫存水平偏低，但后期補庫速度或可加快。截至 11 月 11 日當周，美國 天然氣庫存為 1031 億立方米；近期累庫速度明顯高于歷史水平得益于供應高位 而出口偏弱，且取暖季到來相對延遲，庫存遲遲未去化且略高于近五年均值約 0.8%。然考慮 2022/23 年取暖季偏冷預期，供暖需求較強勢，且 LNG 出口逐步恢 復，后期去化速度會明顯加快；據 EIA 預測，取暖季合計去庫 598 億立方米，及 3 月底庫存預期降至 433 億立方米，略高于近五年均值約 0.3%。綜合來看，供應 仍有上升空間，LNG 出口持續旺盛但需求預期偏弱，二三季度供需偏寬松使得 2023 年累庫或相對強勢。然需警惕氣溫超預期等風險因素導致供需大幅波動。

（三）展望：全球貿易格局重建中支撐價格偏高位運行，然供需主要矛盾 緩解明年重心同比回落

歐洲與俄氣實現硬脫鉤，地緣事件影響基本落地，但LNG長期支撐用氣成本 偏高。明年核心變量為需求及 LNG 供應。當前歐洲基本與俄羅斯管道氣實現硬脫 鉤，殘余流量相對穩定且影響較??；LNG 供應穩定性至關重要，總量樂觀為歐洲 LNG 進口提供合理彈性，然溢價掃貨及運輸成本使得歐用氣成本維持偏高位運行。 中長期隨著中東等其他市場加入以及新能源快速發展，天然氣消費或加速退出， 氣價重心持續回落。 美國本土供強需弱，LNG 出口強勢爭奪資源。整體來看，美國本土天然氣產 量穩中有升，本土消費不確定較強，但 LNG 出口強勢，供需維持緊平衡，取暖季預期氣價仍有季節性上行空間，二季度后重心預期略有回落，但全球風險性仍 未完全消除前，預期價格難回到 2019 年前低位。 2023 年全球天然氣供需平衡相對寬松，資源轉移托底氣價，然總量盈余打 壓氣價重心，且地緣事件影響基本平息，波幅收窄，警惕天氣及經濟狀況造成 的需求反彈超預期。

四、LPG：短期供應過剩，中期需求重啟提振價格

2022 年 LPG 盤面價格波動劇烈，整體呈現先揚后抑走勢，價格走勢分為三 個階段：1-2 月中旬高倉單壓制盤面低位寬幅震蕩，2 月底沖突爆發時成本端油 價跳升帶動盤面跟漲創歷史新高，然后期邏輯快速回歸自身基本面價格震蕩回 落；年內期貨價格最高點為 6979 元/噸，最低點為 4410 元/噸。當前盤面估值持 續偏低，一方面在于需求持續偏弱上行動能不足，另一方面倉單持續高位打壓 盤面。

（一）供應： 煉廠供應穩中有升，國際市場供應前緊后松

1）國內煉廠開工維穩為主，明年新增煉油裝置支撐液化氣產能上行

國產液化氣供應逐步修復。2022 年 1-10 月我國液化石油氣累計產量 4107.1 萬噸，累積同比減少 2.1%；商品量前十個月合計為 1680 萬噸，基本持平同期。 產量同比偏弱主因為成本高位壓制利潤以及稅務檢查影響國內煉廠開工情況， 主營煉廠年均開工率在 72%，同比下降 3%；地煉年均開工率在 63%，同比下降 7%。 明年國產氣供應穩中有升。當前成本端有所修復，稅務檢查結束，疊加后 期出口配額仍有偏樂觀預期，國內煉廠開工率預期穩中有升，對應液化氣產量 預期逐步修復。明年預計仍有約 1920 萬噸新增煉油產能上線預期，對應液化氣 產能新增超百萬噸，合計產能或達近五千萬噸。

2）國際市場供應預計先緊后松

深加工需求支撐丙丁烷進口上升。2022 年 1-10 月我國液化丙烷進口 1693 萬 噸，同比增加 6%；液化丁烷進口 490 萬噸，同比上升 9%；合計進口同比增加 6%。 年內 PDH 新增產能大幅擴張支撐丙烷需求，MTBE 套利窗口打開支撐丁烷需求， 兩者疊加下國內 LPG 進口需求同比明顯上升。

海氣供應先緊后松，全球供需持續寬松。短期來看，中東減產疊加北半球 取暖需求重啟，國際液化氣市場供需預期邊際收緊。明年美國為主要供應增量 來源：據 EIA 預測，2023 年美國丙丁烷產量預計可達 357 萬桶/日，同比增加 4%； 凈出口預計可到 185 萬桶/日，同比增加 10%，供應持續增加然需求維穩使得出 口貨源持續寬松。中東減產持續，出口預期高位維穩：近期 OPEC 減產已明顯反 映到出口量上，該減產計劃當前預計延續到 2023 年年底，明年其出口量或將維 持當前水平。

（二）需求： 需求主要增量集中深加工領域

PDH 新增產能計劃偏多，然實際落地裝置有限，丙烷需求增速邊際放緩。 2022 年內受成本偏高而丙烯市場偏弱因素影響，PDH 裝置單體利潤表現較差，年 內平均毛利為-177 元/噸，年均開工率 72%，同比下降 7%。2022 年底至 2023 年 間新增 PDH 產能計劃超 800 萬噸，實際可落地計劃近 200 萬噸，增速超 16%。從 產能擴張角度來看，丙烷需求增速較樂觀，但實際當前我國丙烯自給率已超九 成，其中外銷占比約三成，余下七成為自用，中長期來看，行業或逐步向產能 過剩發展，新增產能計劃更多來自帶有一體化產業鏈的企業，可能會擠出部分單一裝置產能，即實際產能增速不及預期，且開工率將持續偏低位運行。對應 丙烷需求，在當前進口價格仍偏高背景下，需求增速預期明顯放緩。

需求修復及通脹支撐國外調油需求向好，出口訂單持續利好碳四需求。我 國 MTBE2022 年 1-10 月累計出口 129.16 萬噸，較去年同期增加 127.23 萬噸，漲 幅 6592.23%。當前國內部分企業 MTBE 相關調油出口訂單已排至 1 月，圣誕及新 年假期來臨利好海外汽油需求，且海外持續高通脹使得國內 MTBE 產品具有一定 價格優勢，短期來看，調油品出口利好持續存在。明年來看，后疫情時代汽油 需求仍應維持謹慎樂觀，但考慮今年三季度末擾動仍偏多導致旺季不旺，明年 存修復預期背景下，碳四需求預計維持謹慎樂觀。

（三）成本：短期成本端存支撐，明年重心下移帶動盤面跟跌

供需雙弱格局，弱平衡下油價重心或震蕩下移。衰退背景下歐美經濟體需 求整體承壓，需求增長的引擎回歸發展中國家；短期內俄油減量低于預期，但 明年成品油禁令落地后減量難以避免；美國增產預期或更多于下半年兌現，若 OPEC 維持目前的搖擺生產商調節角色，2023 年弱平衡基準預期使原油價格或震 蕩下移。美國通脹大概率已經見頂，市場對美聯儲加息預期已較為充分計價， 美債利率與美元指數或均已見頂，加息交易難以繼續主導油價走勢，核心矛盾 或回歸基本面因素。 海氣價格先增后降，明年重心預期回落。短期氣溫逐步下降，國際液化氣 市場供需逐步收緊帶動海外價格逐步修復。但從明年來看，能源系統內矛盾逐 步緩和，全球能源價格回落預期下，海外丙丁烷價格重心預計有所回落，且波 動恢復季節性主導。

（四）基差：淡旺季基差分化邏輯延續

需求重啟速度偏緩，期現均未出現明顯趨勢。年內基差波動較大，主因為 期貨價格波動不僅受國內基本面影響，海外市場、成本端、交割邏輯等因素均 影響盤面價格，2022 年內基差最大值出現在 1 月份，價差超 1000 元，最低值在7 月份，為-380 元。而進入明年后，海外價格及原油價格波動預期縮小，國內期 現貨間相關性預期增強，而現貨價格對期貨盤面的滯后性使得基差恢復旺季偏 強，淡季走弱預期，波動區間在[-1000,1000]。

（五）展望：供需雙增然增速放緩，2023 年 LPG 重心震蕩回落

供需雙增然增速放緩，成本端擾動減少。新增綜合煉油裝置推升國內產量， 北美油氣增產帶動國際供應上行，供應端偏寬松運行。受天然氣替代取暖需求 緩慢收縮，氣溫回升封鎖解除利于商業用氣修復；PDH 增量計劃巨大然兌現產能 有限，開工率偏低或成常態，實際丙烷需求增量有所打折；調油品出口利好猶 存，汽油消費存修復預期，利好國內調油需求。成本端，短期季節性上行，然 擾動逐步落地，波動及極端行情減少，價格重心整體回落。 2023 年期價重心震蕩回落，新交割規則壓制盤面波動幅度。海氣價格季節 性上行支撐盤面，然需求持續弱勢，倉單高位而集中注銷月臨近，LPG 抗跌但上 行動能不足，短期以震蕩為主。明年需關注 2304 合約取消地域升貼水、增加一 次倉單集中注銷（9 月），新交割規則一方面提高企業參與便利性，另一方面提 升市場公平性，增強期現價相關性，LPG 自身基本面邏輯性增強。疊加地緣事件 影響減弱，油氣價格回落，明年價格重心預計震蕩回落。

五、歐洲電價：電價脫鉤化石能源成本道阻且 長，電力市場改革仍需努力

（一）歐洲電力市場緊急干預方案將于 12 月起實行

歐洲議會 9 月 30 日審議通過采取緊急措施降低能源價格。該措施主要包含 三個部分：（1）減少高峰時段電力需求。（2）限制超邊際發電設備市場收入。 （3）征收化石燃料行業“團結稅”。以上方案試圖通過減少需求及財政轉移的 方式緩解歐洲能源消費者的賬單壓力。截至 7 月，德國居民端電力賬單中的采購 及分銷成本為 26.39 歐分/kWh，較 2022 年 1 月上行 17.1%，較 2021 年增長 67.8%；工業端電力賬單中采購及分銷成本為 37.33 歐分/kWh，較 2022 年 1 月上行 40.4%， 較 2021 年增長 203.5%。 1）減少電力需求（2022 年 12 月 1 日-2023 年 3 月 31 日）：歐洲理事會同意 成員國實行自愿性削減 10%總用電量，并強制各成員國確定電力價格最高的 10% 小時段，并在這些高峰時段減少至少 5%的用電量。 2）限制非天然氣電力生產商收入上限（2022 年 12 月 1 日至 2023 年 6 月 30 日）：在能源危機中可再生能源、核能及褐煤發電商取得了超額的財務收益，同 時邊際運營成本并未增加。因此，歐洲理事會將上述發電商設置180歐元/MWh的 收入上限。超過上限的收入將由成員國政府收集并用于幫助能源消費者減少賬 單。（預期收入 1400 億歐元) 3）向化石行業征收“團結稅”。（2022 年 12 月 1 日-2023 年 12 月 31 日）: 理事會同意對石油、天然氣、煤炭和煉油行業活動產生的超額利潤征收“團結 捐款”，以維持對綠色轉型的投資。成員國可以收取 2022 年利潤增長超過過去三 年平均利潤 20%以上的部分，并將收入由成員國重新分配給能源消費者、弱勢家 庭、遭受重創的公司和能源密集型行業。

超邊際發電商限價措施對電力市場絕對價格影響有限。上述電力市場方案 相比于 5 月份西班牙出臺的限制天然氣價格方案，對電價的壓制能力有限。主要 因歐洲電力市場采取邊際定價的模式，新能源等發電端優先上網且邊際成本近 似為 0，天然氣及硬煤作為滿足最后負荷的調峰能源主導了最終的電力價格。下 圖展示了西班牙在 2022 年 5 月份引入天然氣限價補貼后的電價，與德國日前電 價的走勢對比。可以發現，天然氣價格及硬煤價格不出現下行，電力市場價格 便難以下降。

對新能源發電端設定的 180 歐元/MWh 價格上限不會影響新能源收益。光伏、 風電等新能源與傳統化石能源的在收益模式上的最大不同是新能源在完成初始 投資后，邊際成本基本固定趨近于零，而收益會隨著上網電價上行或下降。由 于新能源在歐洲采取優先上網的模式，新能源的實際收益價格通常低于當日電 網中的電力基荷價格，因此新能源從電網中獲得的實際收益被稱為“捕獲價格 （Captured Price）”。2021 年以前，德國離岸風電、岸上風電、以及光伏的 平均捕獲價格分別為 33、31 及 36 歐元/MWh；能源危機開始后，也僅有在 2021 年底取暖季及 2022 年 7-8 月 TTF 價格暴漲的時間范圍內，出現過超過 180 歐元 /MWh 的超額收益。因此，一方面 180 歐元/MWh 的上限遠超新能源歷史“捕獲價 格”，另一方面也說明新能源在化石能源危機中是最大的受益者之一。

“團結捐款”及“超邊際發電端”超額收益稅預期部分緩解消費端電價壓 力。歐洲消費端電力價格除了采購及電網成本外，消費者需要繳納環保稅、熱 電聯產等各項附加稅。“團結捐款”及“超邊際發電端”超額收益稅預期在 2023 年實行期間，可以一定程度緩解上述稅費。以德國為例，在 2022 年 7 月后取消 了 3.72 歐分/KWh 的 EEG 新能源稅，使得德國 7 月居民端總電價與 2022 年 1 月基本持平在 37.3 歐分/kWh。 歐洲宏觀風險減弱仍需能源價格整體下行。不論歐洲出臺超額收益稅還是 暴利稅，本質上并沒有緩解能源問題帶來的高通脹問題，而是從行政層面進行 財政轉移，緩解電力消費端的生產及生活壓力。從下圖電價與歐元/美元的關系 中可以看到，2022 年歐洲宏觀走勢與能源聯系密切，在天然氣帶領電價下行后， 歐元/美元出現一定程度回升。由于歐洲對化石能源供給端的把控能力較弱，主 動降低需求或能迫使電力價格下行。若歐洲 2022 年取暖季及 2023 年能通過節約 電力降低電力消費和電價，歐洲整體宏觀環境或出現邊際改善，但截至8月EU27 總發電量僅下行 0.79%。

長期實現天然氣脫鉤電力價格需進一步從以下幾個方面對歐洲電力系統進 行改革及升級。1）進一步提高新能源占比，降低天然氣發電消費量。2）進一 步優化歐洲范圍內跨市場的電力平衡機制。3）提高跨區虛擬電廠鏈接及運營智 能化，縮短調頻調峰周期，提高新能源發電預測準確度。4）根據不同國家及地 區的用電峰谷，優化各國調頻備用容量。5)強制新能源發電端具備再調度能力， 提高市場調節參與度。

（二）歐洲 2023 年水力核電供給依然面臨挑戰

自天然氣價格大幅上行以來，歐洲出現煤炭替代天然氣現象。從 EU27 發電 結構來看，歐洲去煤化趨勢逆轉。2021 年煤炭發電占比為 14.21%，較 2020 年提 高 1.95%；2021 年天然氣發電占比 13.88%，較 2020 年降低 1.55%。2022 年煤炭 替代效果持續，2022 年 1-8 月 EU27 煤炭發電量合計發電 26.4 萬 GWh，累計同比 增加 12.5%。

極端天氣助推歐洲能源危機，2022 年水電核電出力不及預期。2022 年夏季 北半球遭遇極端高溫，歐洲多地氣溫突破歷史記錄。萊茵河等河流水位急速下 降，導致水電及核電出力不及預期，均為近五年最低水平。2022 年 1-8 月水力 發電量累計同比下行 25.46%，同比缺口為 5.88 萬 GWh，核能發電量累計同比下 行 15.15%，同比缺口為 6.9 萬 GWh。

為彌補核電及水電缺口，2022 年 5-8 月天然氣發電量同比轉正。2022 年 1- 4 月天然氣累計發電量同比下行 6.44%，延續了 2021 年天然氣高價下歐洲減少天 然氣發電量的趨勢。在夏季水電及核電出力不佳的情況下，疊加煤炭重啟裝機 量有限，天然氣發電量在 5-8 月激增。EU27 天然氣發電量 5-8 月累計同比增加 16%，1-8 月累計同比增加 3.11%。TTF 天然氣價格也是在此情景下，在 2022 年 8 月創下了 340 歐元/MWh 的歷史之最。 2023 年水電和核電如期恢復正常具有挑戰。法國核電裝機量約占歐洲核電 裝機量的 60%，由于 2022 年大面積檢修計劃及極端高溫擾動，法國核電運行比 例持續下降。2022 年 1 月法國核電平均運行比例約為 77.61%，而到了 2022 年最 炎熱的八月，運行比例下降至 39%。（高溫導致河流水溫上升，為避免核電站進 一步提高水溫造成生態問題，核電站被要求暫停運行）目前，截至 2022 年 11 月 22 日，法國核電運行比例也僅有 54%，約 33370MW 的機組在運行。 法國核電運行比例與歐洲核電發電量的回歸分析證明法國核電與歐洲核能 出力情況呈高度相關，R 2 高達 0.89。因此通過法國核電的預期檢修計劃可推算 出法國核電運行比例及歐洲核電發電情況。根據法國電力夏季出具的檢修計劃 推算，法國核電在 11 月應恢復至 83%左右，但持續推遲的檢修計劃和罷工活動 拖慢了修復進程。因此，我們對 2023 年法國核電的恢復持較悲觀的預期。

2023 年水力發電或持續不及常值。在經歷了長期干旱后，地表水蒸發后， 土壤及部分地下水也會進一步大幅減少。同時新增降水會優先補充地下水及土 壤，而不是用于水力發電。如下圖所示，根據路透的預測模型，2023 年德國與 法國水電全年平均發電量將分別低于常值 14.6%和 9.3%。由于氣候與降水問題在 現階段無法做到精準的長期預測，2023 年需持續關注歐洲水電出力情況。

（三）歐洲 2023 可再生能源發電量隨裝機增長

歐洲 2022 年新能源發電量較為可觀，高收益帶動下 2023 年新能源裝機或繼 續高增。從歐盟統計局月度發電量來看，1-8 月，EU27 光伏發電總量 15.58 萬 GWh，累計同比 33.6%。風力發電總量 27 萬 GWh，累計同比增加 10.98%。從高頻 周度數據來看，歐洲互聯電網機構統計(ENTSO-E)，歐洲光伏前45周發電約13.7 萬 GWh，累計同比增加 13.9%；風力前 45 周發電約 32.2 萬 GWh，累計同比增加 0.476%。（注：歐洲統計局與歐洲互聯電網機構統計口徑不同）

歐洲 2023 新能源裝機預期較強，可再生發電量或繼續同比增加。歐洲光伏 協會指出德國 2023 年的光伏裝機規劃較高，歐洲整體裝機量或同比增加 28%， 年度新增超過 35GW。此外，歐洲風電協會預計 2023 年風電將同比增加 7.8%，新 增約 20GW。其中 6.3GW 為離岸風電，14.5GW 為岸上風電。通常新能源發電量與 裝機量呈正比關系，但太陽能與風能的季節性及波動性較大，氣候對其出力表 現影響較大。警惕新能源高裝機占比對電力系統帶來的高負荷波動性風險。

（四）2022 年底取暖季電價季節性上行，2023 年重心或有所回落

歐洲 2022 年電價屢創歷史新高，高位回落后開始進入取暖季上行通道。歐 洲各國電價絕對值不同，但走勢基本保持一致。法國、德國、英國及北歐四國 的電價最高值均出現在 8 月底部，與 TTF 天然氣的價格走勢保持同步。從絕對值 來看，德國、法國、英國及北歐四國 2022 年的平均基荷電價分別為 234、278、 238、125 歐元/MWh。從同比漲幅來看，德國、法國、英國及北歐四國 2022 年的 平均電價較 2021 年分別同比增長 186%、213%、99%及 140%。

目前歐洲天氣或已進入傳統取暖季，電價預期上行。盡管 2022 年 10月及 11 月前半月歐洲出現了超出常值的季節性氣溫，大幅推遲歐洲取暖季的到來，但 11 月下旬的小寒潮推動歐洲用電用氣。電價及氣價均走出磨底階段，出現價格 上行。從未來三個月的氣溫預測來看，德國及法國在 2022 年 12 月初便會經歷更 為強烈的寒潮，預期屆時電價正式進入取暖季上行通道。

歐洲遠期電價在 2023 一季度前呈 Contango 結構，一季度后為 Back 結構。歐洲各國遠期電價一定程度上反映了不同國家之間的電力供需差異，同時體現 市場對 2023 年歐洲擺脫能源危機的較低預期。從 2022 年 Q4 及 2023 年 Q1 的遠 期價格來看，法國面臨較為嚴重的電力短缺預期，主要因法國核電的低檢修完 成率，電力絕對價格甚至與 8 月出現的歷史極值持平。而德國、荷蘭、西班牙則 體現出高天然氣庫存下，電價難以突破前高的預期。 歐洲遠期電價依然保持高位。值得注意的是，德國、法國、荷蘭 2023 年 Q2 及 Q3 的遠期電價依然保持在接近 300 歐元/MWh 的高位，雖低于 2022 年二三季度 的均價，但依然大幅高于往年不到 100 歐元/MWh 的價格。我們認為主要有以下 三個原因:1)歐洲拋棄俄羅斯低價管道氣，轉而大量進口 LNG，抬高天然氣均價 （詳情可見本文天然氣/LNG 部分）。2)2023 年核電水電預期較差。3）市場預期 2023 年夏季或再次發生搶氣補庫。

電價回歸供需基本面仍需時日，預期 2023 年電價依舊跟隨化石能源波動。 歷史上來看，在天然氣價格平穩的年份，歐洲電價的波動通常由電力負荷與機 組出力之間的平衡來決定。以 2017 德國為例，電價的上行與下降與德國電力供 需差的邊際變化來決定，當電力供需差（出力-負荷）環比上行時，電價通常會 下降；當電力供需差環比下行時，電價上漲。與此同時，電價與負荷變動也呈 現出一定周期性，交替出現上漲與下降。

六、新能源與碳中和：碳中和目標穩中求進，硅 料價格下跌光伏迎來轉機

（一）碳中和目標穩重求進，推動碳價高位運行

短期來看，煤電利潤強勢持續支撐歐洲碳價。歐洲目前火電氣電利潤價差 依然保持在 100 歐元/MWh 以上，即火電含碳利潤高于氣電含碳利潤。在未來歐 盟持續減少碳排放的目標下，需要更高的碳價調控火電利潤使其低于氣電利潤。

歐盟長期減排及碳中和信心不變，長期碳價重心或逐步上移。歐洲議會 6 月 22 日正式通過新 EU ETS 改革，目標加強但時間放寬。而碳邊境調節機制正式實 施的時間有所推遲，但納入行業在鋼鐵、水泥、鋁、化肥和電力的基礎上，額 外增加了有機化學品、塑料、和制氫/氨行業。而 2025 年碳配額減量加速，疊加 2027 年免費配額縮減，供弱需強下長期碳價重心或逐步提升。 中國碳市場管理穩步前行，更多行業將納入碳排放管理。2022 年 11 月 3 日， 生態環境部公布《2021、2022 年度全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施 方案（征求意見稿）》，明確全國碳市場第二個履約期的配額核算與分配方法等 細則，其中碳排放基準值下降，發電企業配額或減少，從而帶動碳價提升。 2022 年 11 月，工業和信息化部、發展改革委、生態環境部等三部門聯合印 發《有色金屬行業碳達峰實施方案》。 “十四五”期間，有色金屬產業結構、用 能結構明顯優化，低碳工藝研發應用取得重要進展，重點品種單位產品能耗、 碳排放強度進一步降低，再生金屬供應占比達到 24%以上。“十五五”期間，有 色金屬行業用能結構大幅改善，電解鋁使用可再生能源比例達到 30%以上，綠色 低碳、循環發展的產業體系基本建立，確保 2030 年前有色金屬行業實現碳達峰。

（二）中歐美繼續布局能源轉型與碳中和，并展開關鍵領域競爭

硅料價格下行拐點臨近，中國光伏收益率或迎來提升。截止 2022 年 9 月， 中國光伏裝機累計同比大幅 132%，累計新增裝機達到 52.6GW。從碳中和及能源 轉型目標出發，國家推動的風光大基地政策幫助光伏市場取得良好成績。從未 來光伏持續降本和光伏裝機市場化的角度來看，隨著硅料投產恢復，光伏收益 率有望提升。經測算，若光伏硅料價格從 300 元/kg 下行至 195 元/kg，集中式 光伏全國平均收益率將從 5.24%上行至 6.62%；分布式光伏全國平均收益率將從 12.21%上行至 14.31%。

中國雙碳目標明確，步伐堅定。除了下表中有關可再生能源的規劃、高質 量發展、科技創新等方案，近期發改委與能源局也共同發布了《關于進一步做 好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知》，指出要“以 綠色電力證書（簡稱綠證）作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證”，要求 “綠色電力證書原則上可轉讓”，“積極推進綠色電力證書交易市場建設，推動 可再生能源參與綠色電力證書交易”。這將有助于強化綠色電力證書可交易、可 轉讓的功能，有利于進一步提升可再生能源的收益率，并降低社會總排放量， 向 3060 目標邁進。

歐盟長期仍聚焦于加快能源轉型及提高能源效率。歐盟計劃將 2030 年歐洲 可再生能源在一次能源中的占比目標從 40%提高到 45%，同時將歐盟范圍內的節 能目標從 2030 年能耗低于 2020 年的 9%提高至 13%。主要實現的途徑為：1）提 高新能源裝機量，2030 年可再生能源裝機總量由 1067GW 增加至 1236GW，其中 2025 年光伏裝機 320GW，2030 年裝機 600GW。

美國削減通脹法案持續支持可再生能源。2022 年 8 月 16 日，美國總統拜 登簽署了國會兩院通過的《通脹削減法案 2022》，該方案被稱為美國史上最大規 模的氣候投資法案，或助推美國溫室氣體排放在 2030 年較 2005 年減排 40%， 2035 年實現零碳電力。在光伏行業方面，該法案延長了集中式和分布式光伏電 站 30%的投資稅收抵免政策（ITC），并對光伏設備生產商提供了稅收抵免，補貼 等政策以提振本土產能。在新能源汽車方面，該法案取消了單一車企 20 萬輛銷 量補貼上限，并對中低收入人群購買滿足法案要求的電動車最多提供 7,500 美元 /車稅收抵免，同時新增二手車 4000 美元補貼。

編輯：JACK