2022年能源与碳中和第四季度策略报告 动力煤供需紧平衡，天然气短期气价重心小幅回落

一、原油：基本面与金融面博弈加剧，油价或反弹但难以突破前高

2022 年三季度，地缘风险溢价基本回吐，基本面略微供大于求，低位库存 起到一定支撑，但金融端对油价持续施压，宏观风险持续释放，布伦特油价从 110 美元/桶回落至 85 美元/桶左右。 石油库存逐步累积，油价估值下行压力增大。截至 2022 年 8 月，OECD 商业 石油库存已连续 5 个月累库，库存低位的窘况有所改善。而由于三季度基本面略 微供大于求，全球高频石油库存小幅累库，但累库过程不顺畅。从库存看估值， 随着石油库存的累积，油价支撑位逐步下移至 80 美元/桶左右。

（一）供应：供应增量不足，警惕来自俄罗斯及 OPEC+的减量风险

1）伊朗供应回归未有定期，OPEC+强硬表态托底油价

伊朗供应回归是较大利空冲击，但当前谈判仍然焦灼。若伊朗供应回归， 短期冲击来自 4500-5000 万桶浮仓库存，假设在 6 个月内投放，投放量为 25-30 万桶/日。中期来看，参考上一次伊核协议达成的经验，协议达成六个月后开始 增产，开始增产六个月内可增产 100-130 万桶/日。但近期伊核协议仍无实质性 进展，尽管伊朗方面已放弃多项诉求，但仍然与美国、欧盟、国际原子能机构 等各方存在分歧，即使伊核协议最终达成，预计年内伊朗供应仍无法实质性回 归。

OPEC+强硬表态对冲伊朗潜在增量。为应对伊朗的潜在增量，OPEC+表态将 10 月份生产配额下调 10 万桶/日。由于当前 OPEC+的实际产量仍大幅落后于既定 配额，多数国家仍可在不违反 OPEC+协议的前提下继续增产，减产 10 万桶/日的 实际意义有限，主要体现了 OPEC+减产挺价的决心，对油价起到一定支撑作用。 上一轮伊核协议中，当伊朗产量开始快速上升时，除伊朗外的 OPEC 产量整体下 降，预计本次 OPEC+仍将采用减产的应对手段，关注后期减产落地时点与力度。

OPEC+增产节奏已经放缓，后期供应增量有限。IEA 数据显示，8 月参与配额 生产的 OPEC+国家原油产量仅较 7 月上升 2 万桶/日，唯有中东各国维持稳健增 产节奏，非洲国家与非成员国产量均录得减量。豁免国中，利比亚 8 月石油生产 恢复正常，原油产量环比上升 42.6 万桶/日，但后期无继续上升的空间。其余豁 免国受制裁与剩余产能不足等问题困扰，无明显增产空间，预计四季度 OPEC+产 量增量有限。

2）俄罗斯供应当前仍然宽松，但后期减量将逐步上升

俄罗斯供应当前仍然宽松。8 月俄罗斯石油产量环比小幅下滑 12 万桶/日， 但油品海运出口量环比小幅上升。中国、印度各自海运进口的俄罗斯原油量稳 定在 90 万桶/日左右，欧洲进口量无进一步下滑，而俄成品油出口量持续有所恢 复，叠加俄罗斯取消出口关税以刺激出口，短期俄油供应仍然维持宽松。

欧美制裁逐步加码，预计俄油减量将开始上升。欧盟针对俄罗斯原油的进 口禁令将于 12 月 5 日开始执行，而 G7 针对俄罗斯原油销售价格上限的相关措施 亦将与欧盟的进口禁令同步开始执行，尽管目前亚太买家承接了超过 100 万桶/ 日的俄罗斯原油，但欧盟制裁导致的俄罗斯原油出口减量最多仍将接近 100 万桶 /日。俄乌局势再次升级，警惕俄罗斯采取控制出口的极端手段对欧美国家进行 反制。整体来看，预计四季度起俄油减量逐步开始上升。

3）相关指标增速缓慢，美国增产或低于预期

油企经营现金流创新高，但资本开支增速仍偏慢。2022 年二季度样本美国 油企合计经营现金流为 363.3 亿美元，环比上升 37.4%，高油价下企业经营现金流创造季度历史最高值。合计资本开支为 129.7 亿美元，环比仅上升 3.1%，仍 低于去年四季度的水平，资本开支占经营现金流的比例进一步下滑至 35.7%。连 续上涨的价格与利润并未能促使油企大幅追加资本开支，对待资本性支出的态 度仍维持谨慎。

近期美国本土生产活动增速放缓。2022 年 8 月美国新增钻井 953 个，环比 增加 6 个，但仍低于疫情前水平 110 个左右；完井数 969 个，环比下降 3 个，低 于疫情前水平 110 个左右。而从高频数据来看，近期美国本土活跃钻机数与压裂 井数的增长均遇到瓶颈，11 月前美国本土活跃钻机数难以恢复至疫情前的水平， 而活跃钻机数的增长一般领先原油产量 1.5-2 个月，美国增产预期的兑现时点或 进一步推迟。

美国原油增产或低于预期。过去三个月美国本土原油产量均未能显著突破 1210 万桶/日，产量增长乏力与相关生产指标增速放缓相吻合。在最新一期的月 报中，EIA 下调全年美国产量预期至 1178 万桶/日，预计 12 月美国原油产量仅 为 1230 万桶/日左右，显著低于此前预期。

（二）需求：宏观压制下需求下行压力增大，国内需求或边际好转

1）欧美通胀维持高位，宏观压力逐步上升

欧美通胀居高不下，倒逼欧美央行坚决加息。美国 8 月 CPI 同比上升 8.3% （预期 8.1%，前值 8.5%），环比上升 0.1%（预期-0.1%，前值 0.0%）；核心 CPI 同比上升6.3%（预期6.1%，前值5.9%），环比上升0.6%（预期0.3%，前值0.3%）， 核心CPI环比增速大幅超出预期。而欧元区8月通胀同比增速为9.1%，前值8.9%， 核心通胀为 4.3%，前值 4%，均再创新高。高通胀倒逼欧美央行 9 月均选择加息 75BP，金融端对油价的压力持续上升。

美元指数走强，对油价持续施加压力。国际原油交易多以美元计价及结算， 当美元走强时，原油购买者的购买成本将上升，进而对其购买意愿起到一定抑 制作用。由于美联储领先于全球其他央行进行加息，2022 年美元显著走强，目 前美元指数已突破 112 关口，较年初上涨近 15%。持续走强的美元对油价带来一 定压力。

2）衰退背景下，海外需求或边际走弱

利润回调叠加检修旺季，海外炼厂投料需求仍然偏弱。俄乌冲突爆发后， 炼厂利润随油价大幅上升，推动海外炼厂长期维持高开工率。但当前海外炼厂 的综合利润已较最高点下滑近 50%，利润对于开工的驱动正在减弱。9 月起海外 炼厂进入传统秋季检修期，近期美国炼厂开工率已经开始下滑，预计四季度初 海外炼厂投料需求仍然偏弱，检修季结束后或有边际好转。

出行旺季结束，海外交通用油需求走势偏弱。夏季为欧美国家的传统出行 旺季，但在高油价与极端炎热天气的影响下，2022 年的出行旺季预期未能兑现， 美国汽油需求从 6 月起同比转负，6-8 月汽油消费量同比下滑近 4%。如今驾车出 行旺季已过，海外汽油需求边际走弱趋势较为确定。而从排班量来看，全球航 煤需求 8 月后便进入瓶颈期，11 月中旬起或有 30 万桶/日的增量，海外交通用 油需求整体偏弱。

海外工业用油需求有一定韧性，但衰退背景下增量不足。全球各地中质油 库存绝对值水平仍偏低，且未出现明显累库，而各地柴油裂解价差回落幅度亦 远不及汽油，当前全球柴油需求仍有一定韧性，与海外经济状况相吻合。但从 制造业 PMI 新订单对中质馏分油需求的领先性来看，在经济衰退的风险下，未来 三个月海外工业用油需求仍然承压。

冬季取暖用油或有 30-50 万桶/日增量。四季度为北半球取暖季，欧洲地区 过往主要使用天然气进行取暖。但今年在俄乌冲突的大背景下，俄罗斯对欧洲 的天然气出口量大幅下滑，进而推动欧洲天然气价格连创新高。截至 9 月中旬， TTF 天然气热值价格是布油价格的两倍以上，叠加天然气供应紧张的大背景，使 用燃油取暖的经济性与实用性均更具优势。根据 IEA 测算，冬季的油气转换或带 来 30-50 万桶/日的油品需求增量。

3）经济恢复叠加政策推动，国内油品需求或边际改善

利润改善推动国内炼厂开工率持续好转。8 月起，受国际油价下跌以及国内 需求恢复等因素影响，国内炼厂炼油利润开始回升，9 月初周度毛利一度突破 800 元/吨。利润回暖驱动下，此前表现低迷的主营炼厂开工率开始上升，目前 已接近 74%，较一个月前上升超过 5%；而地炼开工率亦随着税务核查与检修的结 束而有所好转。同时，近期有传言称商务部将下发 1500 万吨的成品油出口配额， 折合超过 1 亿桶油当量，假设悉数于四季度使用，对国内炼厂投料需求的促进量 超过 100 万桶/日。整体来看，四季度国内炼厂投料需求或维持强势。 疫情扰动减弱利好交通用油恢复，金九银十柴油需求仍向好。8 月下旬起深 圳、成都等地陆续爆发新一轮疫情，但在此期间百城拥堵逆势上涨，显示出最 新的小范围封控政策卓有成效，后期国内汽油需求或逐步恢复。而 9 月、10 月 是国内建筑业、农业等多行业的开工旺季，各类机械的运转均需要使用柴油， 柴油需求整体偏强。后期随着经济状况好转以及交通物流的持续恢复，国内油 品需求或逐步好转。

（三）展望：基本面与金融面博弈加剧，油价或有反弹但难以突破前高

整体来看，四季度基本面与金融面的博弈将加剧，俄乌局势再次升级，地 缘风险溢价有所回归。金融面压力持续；欧美通胀维持高位，倒逼各央行持续 收紧货币政策，预计 2023 年前加息难以停止，流动性收紧持续压制大宗商品金 融属性；同时，美元持续走强对以美元计价的原油起到额外压制作用。供应或 将有所收紧，需求有一定下行压力。供应侧，俄罗斯减量逐步开始上升，伊朗 供应年内难以回归，而其余 OPEC+国家增产空间相对有限；美国增产进度低于预 期，而 SPR 暂无新的释放计划，全球供应或将逐步收紧，关注 OPEC+是否会推行 新一轮减产。需求侧，随着经济下行压力增大，海外需求整体承压，冬季油气 替代与航煤需求或对冲部分减量。国内油品需求已边际好转，但受制于经济恢 复速度偏慢，需求恢复节奏或仍偏缓。基本面较三季度有所收紧但金融面压力 持续，油价或有弱反弹，但难以突破前高。

二、动力煤：供需紧平衡，煤价易上行

2022 年三季度，复工进度不及预计与下游高库存压力导致煤价旺季下行， 但在极端高温和干旱天气冲击之下，我国 8 月总用电量及火电创出单月新高，由 于供应端相对缺乏弹性、市场煤流动性匮乏、火电及非电需求逐步回升等原因， 国内动力煤库存下滑，煤价快速走高。

（一）供应：全年煤炭产量有望达 44 亿吨以上，进口或同比下滑 15%

1）保供常态化下，新增产能增长乏力

原煤产量保持同比高增速，旺季电厂用煤得到保障。2022 年 1-8 月，国内 生产原煤 29.3 亿吨，同比增长 11%，其中 8 月生产原煤 3.7 亿吨，同比增长 8.1%， 较上月下降 8 个百分点，日均产量 1195 万吨。在持续保供增产推动下，今年迎 峰度夏旺季我国火电用煤得到较好保障，8 月份用煤高峰期，25 省电厂库存可用 天数也能维持 15 天以上，没有发生因缺煤导致的拉闸限电现象。

保供常态化，长期高强度生产导致安全生产形势严峻，高产量难以维持。 在北方汛期强降雨、事故多发、疫情等因素影响下，8 月份全国原煤日产量仅 1195 万吨，较 1-7 月份平均日产量 1210 万吨下降 1.23%，其中山西、新疆、甘 肃、宁夏、安徽等省份产量环比下降明显。进入 9 月份，虽然疫情和降雨的因素 消退，但长期高强度生产导致主产地煤矿安全事故频发，如 9 月 15 日晋控塔山 矿发生一起事故造成 1 人死亡，之后产能 2500 万吨/年的塔山矿停产整改，叠加 二十大之前相关部门对矿山安全检查力度增强，预计 9、10 月份产量难有明显增 长。 现有政策框架下，产能快速增长较为困难。虽然相关部门曾表示今年计划 新投产 3 亿吨产能，今年以来已经审核同意了 147 处先进产能煤矿，增加产能 1.8 亿吨/年，但 3 月份以后原煤产量呈现整体下滑趋势，未能体现出新增产能 核增实际落地。预计受限于晋陕蒙等主产地未获批的优质资源减少、煤矿核增 等手续冗繁等原因，新核增产能形成产量仍需一定时间，现有产能政策框架下， 产能难有快速增长。9 月份以来，陕煤先后取消煤管票制度，有助于降低流通环 节阻碍，后续可能出台进一步有利于产能释放的政策，需要进一步观察。

预计 2022 年全年煤炭产量将达到 44 亿吨以上，同比增长 10%左右，重点关 注产能政策是否有变动。二十大之前安检任务仍重，四季度煤炭保供工作将继 续加码，综合估计全年煤炭产量将达到 44 亿吨左右，日均产量约 1210 万吨，同 比增加 10%左右。

2）海外能源危机隐忧仍存，动力煤减量尤为明显

1-8 月进口煤同比下降 15%，其中进口动力用煤同比下滑 24%，进口印尼煤 同比减少 23%。海外能源危机大幅抬升了我国进口煤炭价格，导致我国进口量出 现大幅下滑，2022 年 1-8 月，全国累计进口煤炭 1.68 亿吨，同比下降 15%，其 中动力用煤同比大幅下降24%，炼焦煤和无烟煤进口量分别增长26%和增加27%， 电力企业与非电企业对成本的传导能力不同仍是不同煤种进口差异的主要原因。 区分进口来源国的话，1-8 月份来自印尼、俄罗斯和蒙古的进口煤占比分别为56%、24%和 9%，而进口三国煤炭同比增速分别为-23%、10%和 21%，印尼煤的进 口减量最为明显。

四季度海外能源危机隐忧仍存，叠加汇率等因素，可能导致全年进口下降 15%以上。今冬地缘冲突升级和“拉尼娜”三重奏使发生全球能源危机的隐忧仍 存，需求拉动之下，全球煤价仍面临较大上涨风险。尽管对于中国而言，俄罗 斯煤受欧盟制裁后发往中国数量增加，中蒙之间煤炭通关也有明显改善，但印 尼煤仍面临同比减量的情况，叠加海外需求偏强和汇率等影响因素，内外价差 可能再次倒挂，一定程度上抑制进口量，预计全年进口煤减量在 15%以上。

（二）需求：四季度需求持续回升，火电兜底作用凸显

1）用电量：高温支撑用电量创新高，未来重点关注工业用电回升

高温支撑用电量创单月新高，工业需求仍显疲软。1-8 月份，我国全社会用 电量同比增长 4.4%，自 6 月以来，增速不断提高，其中 8 月份单月用电量同比 增 10.7%。分行业来看，1-8 月第一、二、三产业用电及城乡居民生活用电同比 增速分别为 11%、1.4%、6.1%和 15.8%。夏季高温导致居民用电大幅提高，并带 动全社会用电创单月新高，而工业用电犹显疲软，8 月份第二产业用电同比增 3.5%，即使考虑到电力紧张情况下工业用户让电于民，8 月制造业和四大高耗能 行业用电同比下降 1.3%和 2.7%，其余行业用电表现也相对一般：制造业中高技 术及装备制造业、消费品制造业和其他制造业行业用电分别同比+2.5%、-3.9% 和+0.8%，第二产业中的非制造业行业用电同比下降 5%，显示出工业需求仍未完 全恢复。

政策不断释放积极信号，冷冬预期下，预计总用电量保持增长。政策层面 不断释放积极信号，但预计能源价格高企和需求疲软仍将拖累经济增长和工业 用电回升的步伐。连续三年“拉尼娜”导致今年冷冬概率增大，预计居民用电 仍将保持较高增速。

2）发电端：水电快速下滑，火电创单月新高

汛期反枯致水电快速下滑，火电兜底保障作用凸显。1-8 月全社会发电量累 计同比增 2.5%，其中 7、8 月单月发电量同比分别增 4.5%和 9.9%。分发电类型 来看，1-8 月火水核风光同比增速分别为-0.2%、11.4%、0.9%、9.6%和 13.2%。 由于 7 月以来异常高温干旱天气持续，7、8 月水电同比增速骤降，尤其 8 月水 电同比下降 11%，川渝等地出现因水电不足而缺电现象，与此同时，火电电量迅 速拉升，8 月火电发电量创单月新高，同比增 14.8%，凸显火电兜底保障作用。 清洁能源装机加速之下，火电全年难以实现正增长。考虑到清洁能源装机 量加速上马以及风电光伏等高发状态有望维持，根据 1-8 月电量、利用效率及装机数据，假设 2022 年水电、核电、风电、光伏分别实现 6%、2%、30%、180%的 同比增长，则全年总发电量需要实现同比近 7.5%的增速才能使火电出现正增长。 考虑到 1-8 月份发电量同比仅实现 2.5%，我们预计火电全年难以实现累计正增 长。

3）电厂库存同比显著偏高，但社会库存流动性匮乏隐含风险

长协全覆盖持续推进，电厂库存同比显著偏高。在煤电长协全覆盖的持续 推进下，电厂补库节奏较好，截至 9 月 21 日，沿海八省电厂库存达到 3000 万 吨，同比高 69%，内陆 17 省库存实现 7582 万吨，同比大增 75%，25 省库存合计 同比增加 73%，可用天数达到 20 天，同比高出 7 天。虽然电厂整体补库情况较 好，但在二十大之前提高电厂可用天数 15 天以上的要求下，预计部分电厂仍有 补库需求。 社会流通环节资源紧张，市场煤供需依然偏紧。截至 9 月 22 日，环渤海港 口库存合计 2273 万吨，虽然受 9 月多个台风影响，近期累库明显，但考虑到大 秦线检修和十一假期在即，预计月底之前拉运需求恢复将使北港快速去库。长 江江口库存降至 313 万吨，仍处于近年来较低水平。在整体供需紧平衡的状态下， 长协全覆盖的负面作用是使市场煤资源受到压缩，贸易商操作难度加大，流动 性匮乏导致北港煤价易涨难跌，价格上涨风险较大。

（三）展望：四季度海内外供需偏紧将支撑煤价强势运行

供应缺乏弹性叠加海外能源危机风险，四季度国内煤炭供需偏紧。站在三 季度末的节点，由于总用电量存在持续回升预期、水电下滑降导致火电多发， 而当前国内煤炭供应弹性仍显不足，叠加海外能源上涨风险犹在，四季度国内 煤炭供需形势仍相对紧张，11、12 月全社会库存下降的概率较大。尽管目前电 力企业库存相对充足，在重要会议之前和迎峰度冬备货中，电力企业仍将面临 较大的备货任务和采购压力。同时，在煤电长协全覆盖和市场煤容量受到挤压 的格局下，社会可流通资源紧张的情况持续存在，非电需求释放极容易导致流 动性相对匮乏的市场煤价格上涨。 海外煤价上涨风险仍未解除，四季度仍有上行空间。尽管目前欧洲港口库 存维持高位，但欧洲国家煤电利润高企，为了弥补天然气发电减量，冬季煤电 发电量可能出现较大提升，同时，地缘冲突和冷冬预期的情绪溢价也将支撑煤 价表现偏强。印度季风季结束，电厂快速去库将释放对印尼煤采购需求，或与 中国买家形成竞争。整体而言，四季度海外煤炭市场紧张局势仍难有改善，煤 价尤其高卡煤价格仍有上行可能。

三、天然气：短期气价重心小幅回落，入冬后或季节性上升

2022 年三季度，俄罗斯主动对欧断供天然气，推动欧洲气价一度再创新高， 但高价显著抑制了欧洲工业用气需求，补库速度未受到实质性影响，欧盟提前 两个月完成补库目标，气价自最高点回落近三分之一。炎热天气导致三季度美 国天然气消费长期保持强盛，气价高位震荡。

（一）欧洲：供应扰动频繁但需求偏弱，预计取暖季供需维持弱平衡

1）俄罗斯管道气连续减供，但后期变量有限

俄罗斯自主要管道对西北欧管输气累计同比下降近 45%。自 2 月底俄乌冲突 以来，俄罗斯管道气已断供波兰、保加利亚、芬兰、丹麦以及荷兰，并对德国、 意大利及法国等国家减量供应。而从主要管道高频数据来看，亚马尔自 2021 年 底以来就基本保持零流量状态，Gazprom 也表示没有预定 Yamal-欧洲天然气管道 在 2022 年 10 月 1 日开始的 12 个月内的输送量，因此该条通道预计将维持零供 状态；乌克兰自五月中旬受战事影响关闭卢甘斯克地区一输气阀门后，仅剩 0.37 亿立方米/日流量；北溪一号自 7 月 27 日后维持 0.33 亿立方米/日水平，并 自 8 月 30 日起无限期停供。 后期俄罗斯管道气供应变数有限。当前俄罗斯对欧洲的管道气出口仅余乌 克兰通道一处，输气量约为 0.37 亿立方米/日，占取暖季欧洲天然气日度消费量 的 2%。在俄乌冲突进一步升级的背景下，俄罗斯增加对欧供应的可能性较低。 而由于乌克兰通道直接连通匈牙利等仍与俄罗斯保持较为良好关系的国家，全 面断供的可能性亦较低，后期俄罗斯管道气供应的扰动趋于减弱。

2）非俄罗斯供应长期维持强势

LNG 进口大幅填补管道气缺口，美国是欧洲 LNG 进口的主力军。截至 9 月 21 日欧洲主要国家累计进口 LNG 979 亿立方米，同比增加 418 亿立方米，增速 74.6%。分国家来看，1-8月俄罗斯管道气进口缺口主要依靠美国LNG进口填补， 2022年1-8月欧洲俄罗斯进口管道气同比下降38.75亿立方米/月，而从美国LNG 进口同比上升 38.72 亿立方米/月。

挪威出口量因检修有所下滑，10 月后将逐步恢复。随着俄罗斯出口量的下 降，挪威成为欧洲大陆最大的管道气供应者，但挪威的天然气生产场地及管道 设备老旧，每年秋季均需进行常规检修，导致挪威对欧输气量从 7 月末的 3.33 亿立方米/日下降至 9 月中旬的 2.6 亿立方米/日左右。检修工作预计将于 9 月末 完成，10 月起预计挪威对欧输气量将恢复至 3.4 亿立方米/日的正常水平。 北非供应稳中有升。2022 年 7-9 月欧洲自北非进口管道气日均流量约为 0.92 亿立方米，同比减少 0.02 亿立方米/日，但 8 月起有明显环比上行趋势。在俄罗斯减供的背景下，意大利与阿尔及利亚额外签订了 40 亿立方米/年的管道 气供应合同，折合约 0.11 亿立方米/日，可通过连通意阿两国的现有管道进行输 送。预计后期北非对欧洲的输气量稳中有升，四季度输气量或可达 1.1-1.2 亿立 方米/日。

3）多重因素影响下需求明显走弱，补库速度长期维持高位

欧洲电力部门采用煤炭替代天然气。为应对天然气供应不足的问题，欧洲 各国逐步放宽环保条件，重新启用煤炭能源以及燃煤发电厂。当前官方宣布重 启煤电机组合计功率为 19.45GW。假设年发电小时为 3500 小时，则日均发电量 为 186.5GWh，约合 0.64 万亿英热单位/日，按天然气 60%效率计算，约需天然气 1.06 万亿英热单位/日，即 0.3 亿立方米/日。极限状态下，汇总欧洲封存状态 （机组未开启但尚未退休）以及2019/20/21年退役机组,合计功率约为34.1GW， 对应可替代天然气约 0.55 亿立方米/日。煤炭对天然气的替代仍在持续。 高价叠加行政干预，欧洲天然气消费减量明显。高气价下，欧洲多行业均 受到直接冲击，据 IHS Markit 预计，目前欧洲关闭合成氨产能总计为 460 万吨/ 年，而过去一年欧洲锌和铝冶炼产能下降了近一半。随着工业需求的走弱， 2022 年前六个月欧洲天然气消费量累计同比下滑了 10.92%。而在 8 月初，欧盟 正式要求所有成员国自愿减少 15%的天然气消费量，目前执行情况良好。若取暖 季无极端寒冷天气，预计欧洲天然气需求偏弱的状况将持续。

补库情况良好，欧盟提前两个月完成补库目标。尽管供应断存在诸多扰动， 但由于需求显著走弱，非取暖季欧洲天然气库存补库速度长期维持在 2.5%/周左 右的高位，库容率在 8 月末成功突破 80%，提前两个月完成补库目标。截至 9 月 末，欧洲 GIE 天然气库容率已突破 85%，按照以往经验，预计欧洲将以 85%-90% 的库容率水平开启 2022-2023 年取暖季。

4）取暖季进口存在硬性缺口，LNG 难以继续弥补

淡旺季间欧洲天然气进口量差距约为 1.5 亿立方米/日。欧洲天然气进口存 在明显季节性，主要渠道夏季消费淡季的日均进口量约为 7.5 亿立方米/日，而 冬季取暖旺季的日均进口量约为 9 亿立方米/日，淡旺季之间存在约 1.5 亿立方 米/日的进口量差额。近期由于挪威及俄罗斯管道气供应持续下滑，9 月中旬欧 洲主要渠道合计进口量仅为 6.2 亿立方米/日左右，即使后期挪威供应全面恢复， 进口量亦仅能回升至 7 亿立方米/日左右，在俄罗斯断供以及北非增量不足的背 景下，仍有近 1.5 亿立方米/日的缺口需要通过进口 LNG 进行弥补。

LNG 进口增量有限，取暖季进口缺口难以弥补。从全球 LNG 供应的角度来看， 自由港项目重新上线时间推迟至 11 月，且 11 月仅能部分恢复，而 2022 年下半 年预计新增液化出口装置合计 1420 万吨，约合 0.5 亿立方米/日，欧洲仍需从当 前现有市场上争夺气源。而从 LNG 再气化产能的角度来看，截至 2022 年 7 月， 欧洲接收站闲置再气化产能合计为 5921 万吨，但因管道运力和库容限制，预计 实际可用量偏低。年内欧洲新增再气化产能合计约为 1570 万吨，其中德国 Wilhelmshaven 浮式装置的上线预期为 2022/2023 取暖季，年内可实现增量有待 商榷。预计可用于替代产能（闲置+新增）约为 1417 万吨，约合 0.5 亿立方米/ 日进口量，无法弥补 1.5 亿立方米/日的缺口，取暖季欧洲需要通过坚决节约以 应对进口的减量。

5）若坚决节约消费，今年取暖季欧洲天然气供需或维持弱平衡

供应假设：取暖季后假设北溪一号全部断气以及美国LNG扰动，欧洲总供应 水平约为 9 亿立方米/日。以 1-5 月总供应（产量+净进口）11.44 亿立方米/日 为基数，假设取暖季进口部分减去北溪一号以及乌克兰管段输气量（约合 2.13亿立方米/日），则欧洲总供应水平约为 9.31 亿立方米/日。若假设美国自由港出 口液化装置年内无法上线，则供应环比下降 0.37 亿立方米/日，总供应水平约为 8.94 亿立方米/日。 需求假设：考虑节能和煤炭对天然气替代，欧盟取暖季总消费水平约为 13 亿立方米/日。假设欧洲可以完成 15%的节能目标，则日均消费量将下降 1.65 亿 立方米。同时，对全年天然气发电进行了三种情景假设，分别同比减少 10%、15% 和 20%。 欧盟取暖季供需缺口约 4 亿立方米/日，库容可支撑天数为 170 天，刚好可 以过冬。自 11 月 1 日起，预计欧盟 27 国供需缺口为 4 亿立方米/日，同时假设 欧洲入冬初始库容为 85%，最低库容率 20%，则实际可用 65%库容约合 715 亿立 方米，预计这部分库存可支撑不同情境下欧洲坚持 170 天，刚好可以过冬。

（二）美国：短期供需矛盾不明显，进入取暖季后气价或季节性回升

美国本土产量处于同比高位，后期或稳中有升。截至 9 月中旬，美国本土干 天然气日均产量约为 993.5 亿立方英尺/日，同比上升 26 亿立方英尺/日。而截 至 9 月 6 日，美国天然气活跃钻机数量为 166 个，与 2019 年中旬数量接近，生 产活动已回归至疫情前水平。预计后期美国本土产量稳中有升，四季度或仍有 10-20 亿立方米/日的环比增量。

本土需求先减后增，关注冬季天气状况。在炎热天气的驱动下，今年夏季 美国本土天然气消费量长期保持同比最高水平。尽管夏季用气小高峰已过，但 近期美国本土天然气消费量仍维持在 70 亿立方英尺/日左右的高位，预计后期美 国本土需求回落空间有限。11 月起正式开启取暖季，根据 NOAA 预测，今年四季 度美国大部分地区气温略高于近年均值，取暖季本土消费量或低于往年同期， 观察冬季气温状况。

海外需求长期维持旺盛，但 LNG 出口能力受限。2022 年海外对美国 LNG 的 需求长期保持旺盛，自由港装置事故前，美国 LNG 日均出口量约为 23.5 万吨， 而自由港装置事故后下降 3.17 万吨至 20.35 万吨/日左右，除自由港装置外，其 余 LNG 出口装置均已满负荷运转。自由港装置需要 11 月初方可逐步复工， Calcasieu Pass 装置将于 9 月开始试运行，一般情况下稳定商业输出仍需 2-3 个 月时间，因而今年实际产能投放十分有限。预计年内美国 LNG 出口量增量有限， 或仅能恢复至年初水平。

当前库存水平偏低，但后期补库速度或可加快。截至 9 月 9 日当周，美国天 然气库存为 2.77 万亿立方英尺；环比增加 770 亿立方英尺，累库速度位于近年 均值水平，但当前库存水平仍较近五年均值低 4000 亿立方英尺。由于自由港装 置推迟一个月复工，美国本土额外获得近 600 亿立方英尺的供应增量。根据 EIA 测算，10 月末美国本土天然气库存将上升至 3.4 万亿立方英尺左右，接近近年 均值水平。

（三）展望：短期价格重心或小幅回落，入冬后或季节性上升但难以突破前高

取暖季欧洲供需或维持弱平衡，气价难以突破前高。供应扰动的影响趋于 减弱，但取暖季的进口缺口难以弥补。目前欧洲仍未正式进入取暖季，需求整 体偏弱，高位库存对气价形成一定压制，气价重心或小幅回落。入冬后，若欧 洲可以坚决执行 15%的消费减量目标，取暖季大概率不会出现天然气供应不足的 问题，供需保持弱平衡，气价或有季节性上升，但难以突破前高。 美国短期供需矛盾不明显，关注入冬后消费状况。整体来看，美国本土天 然气产量稳中有升，海内外需求虽然强盛，但 11 月前需求无显著增量，供需矛盾不明显，叠加库存加速补充，气价重心或小幅回落。但随着取暖季的到来， 需求回升下预计美国气价仍将季节性上涨。

四、LPG: 短期供应过剩，中期需求重启提振价格

2022 年三季度 LPG 价格先跌后涨，然受制于海气供需偏松，叠加需求端重 启节奏偏缓，涨幅并未收复跌势，且当前盘面估值持续高于外盘，价格承压宽 幅震荡。

（一）供应： 炼厂供应仍有上行空间，国际市场供应偏松

1）主营开工快速修复，国产气供应量仍存上行预期

近期国产液化气供应表现不佳。2022 年 1-8 月我国液化石油气累计产量 3276.8 万吨，累积同比减少 2.3%，降幅主要出现 8 月。三季度主营炼厂检修计 划密集，同时前期消化高成本原油价格，利润持续倒挂压制复工意愿，开工率 长时间维持七成水平；地炼进入三季度时开工率维持高位，但后期受检修与税 务核查影响，开工率快速下滑；综合压制下8月液化石油气产量同比下降8.6%。 后期国产气供应存在宽松预期。进入 9 月以来，主营检修步入尾声，开工率 快速修复至历史同期水平，地炼税务检查结束，开工企稳，四季度计划检修较 少。随着近期国内炼厂利润持续好转，预计开工率环比三季度继续上行，对应 国内炼厂气供应仍存上行预期。

2）进口气：北美及中东产量及出口预计维持高位

下游利润影响开工，丙丁烷进口情况分化。2022 年 1-8 月我国液化丙烷进 口 1318 万吨，同比增加 3.4%；液化丁烷进口 370 万吨，同比上升 1.4%；合计进 口同比小幅增加 3%。三季度以来，国际液化气市场供需宽松格局持续，价格连 续下调，丙丁烷进口量出现分化。受终端市场持续疲软影响，PDH 装置利润倒挂 明显，包括齐翔腾达、濮阳远东、淄博海益在内的部分新增投产也相继停车检 修，PDH 开工再度下行，丙烷进口环比明显下行。然受益于 7、8 月份 MTBE 出口 套利空间的开启，碳四进口持续高位。

供应持续宽松叠加库存水平健康，短期海气供需持续宽松。中东及北美增 产明显提升海外市场液化气供应量：截至 9 月 24 日当周，中东 LPG 装船量合计 3311 万吨，同比增加 23.5%；美国丙烷丙烯出口量累计水平为 129 万桶/日，同 比增加 8%。当前欧美液化气库存水平同比均较健康，短期国际液化气市场供需 偏宽松格局将维持，进入十一月取暖需求重启后，需求端或有抬升，但若非出 现极端天气，基本面很难出现供不应求态势。

（二）需求： 民用气逐步进入消费旺季，但化工需求增量或有限

1）碳三需求： PDH 开工持续低位，仍有新增投产预期然影响有限

PDH 有新增产能但利润难以改善，丙烷需求难有起色。截至 9 月中旬，全国 PDH 平均开工率约为 71%，同比下降 8%。三季度包括齐翔腾达、濮阳远东以及淄 博海益在内的约110万吨新增产能均出现开车不久便检修的情况，主要因下游PP 需求疲软导致装置利润持续倒挂，多数企业选择减负或检修。四季度预期仍有 超 120 万吨新增产能，但多数为自供内部下游装置作原料，新增投产必将压缩市 场现有需求，叠加成本端四季度丙烷价格易涨难跌，利润问题难以改善，预计 PDH 开工率将维持在六七成水平，丙烷需求亦难有大起色。

2）碳四需求：出口套利窗口关闭，碳四及汽油消费维稳

MTBE 出口套利窗口关闭压制出口增速。随着国际 MTBE 价格的不断下行，7- 8 月 MTBE 出口套利窗口逐步收窄甚至关闭，出口量环比增速大幅下降，8 月 MTBE 出口量 28.17 万吨，环比增速仅为 0.8%。 汽油调和组分刚需补货或成常态。MTBE 出口转内销大幅增加国内供应，烷 基化油整体供应同样较充足，下游随采随用，金九银十出现旺季不旺的情况， 限制碳四整体开工以及需求；然四季度或有新出口配额获批，叠加疫情有所好 转，或小幅提振汽油市场，整体碳四相关需求或维持稳定。

（三）成本：短期成本支撑偏弱，中期交易旺季预期支撑力度增强

基本面与金融面博弈加剧，油价宽幅震荡。俄罗斯减量逐步开始兑现，然 短期伊朗难以回归，且在油价持续下行背景下，OPEC+国家增产空间相对有限； 美国增产节奏不及预期，且 SPR 释放接近尾声，全球供应预计边际收紧。全球经 济下行压力下，海外需求整体承压；国内油品边际好转然恢复节奏偏缓。供需 环比有所收紧，但欧美通胀维持高位，流动性收紧将持续压制大宗商品金融属 性，多空交织下，油价预期宽幅震荡。 短期供应过剩压制进口价格，中期需求端重启改善供需情况或小幅抬升价 格。海气资源供应充足然需求偏弱，库存水平较高，进口商买兴不足，进口价 格持续承压。中期随着取暖需求大幅回升，价格或受提振上行，但考虑到年内 整体供应水平同比偏高，除非极端天气大幅提振需求，否则价格上行空间有限， 难以复现 2022 年年初高位。

（四）基差：短期下行压力犹存基差小幅波动，中期存走强预期

需求重启速度偏缓，期现均未出现明显趋势。短期供强需弱格局维持，进 口价格承压，利空因素影响更大，期现货价格均呈现承压震荡走势，平水态势 预计维持。冬季消费旺季现货涨幅或高于期货，基差存走强预期。

（五）替代： 工业用气替代持续，化工替代较少

液化气对天然气替代性持续。近期天然气价格虽有回落，但经济性仍弱于 液化气，且部分企业工业用气仍为 LNG，价格明显高于管道气，成本更加高昂， LPG 对于 LNG 的替代效应持续，调研部分企业存在使用烷烃替代 LNG 燃料情况。 但考虑到换料需要装置配合，预计短期增量有限。 价差转正装置受限，液化气与石脑油间无明显替代。当前液化气对石脑油 价格为正，经济性优势完全丧失，同时国内 PDH 装置多为纯烷烃进料，无法利用 石脑油替代，预计后期无明显替代量。

（六）展望：短期下行压力犹存而上涨动能不足，中期消费回升提振价格

供应高位然需求修复偏缓，11 月取暖需求正式开启基本面或有好转。供应 方面，国内供应随开工修复而回升，国际市场供应宽松格局持续。需求方面， 民用气端，取暖需求逐步上升，然目前恢复节奏偏缓；碳三方面，PDH 有新增投 产但终端难有起色，压制行业利润与碳三需求；碳四方面，出口存变数，传统 旺季并未出现明显消费促进，整体维稳。成本端，短期仍维持偏低位运行，11 月或出现反弹，但空间有限。

四季度期价宽幅震荡，趋势仍需关注取暖端需求重启速度以及库存水平。 短期下行压力犹存，旺季预期虽有支撑，但利空大于利多。随着消费旺季到来， 阶段性补库需求或引发盘面暂时性拉高，但考虑到当前供应及库存水平均较高， 趋势性走势仍需看到明显去库才能兑现。

五、欧洲电价：短期电价仍锚定化石能源成本， 电力市场改革道阻且长

（一）欧洲计划进行电力市场干预，关注提案落地情况

三季度高能源价格迫使欧洲 9 月 14 日公布干预天然气/电力市场措施。该措 施目前仍在提案阶段，需欧盟理事会审议达到“qualified majority （超过 15/27 个成员国投赞成票，同时投赞成票的国家人口需超过欧盟人口的 65%）”即 可通过。考虑到提案的时效性，该提案预期最迟在 12 月 1 日之前审议，若通过， 有效期将维持至 2023 年 3 月 31 日。欧盟的电力市场干预手段主要有以下四点：

1）减少电力需求：欧盟委员会要求成员国确定电力价格最高的 10%小时段， 并在这些高峰时段减少至少 5%的用电量。委员会还建议成员国 2023 年 3 月 31 日 之前将总体电力需求至少减少 10%。 2）委员会提议对“超边际”电力生产商设置 180 欧元/MWh 临时收入上限。 超边际电力生产商包含可再生能源、核能及褐煤。超过上限的收入将由成员国 政府收集并用于帮助能源消费者减少账单。（预期收入 1400 亿欧元) 3）鼓励成员国进行电力交易，并分享部分超额利润，以补贴于发电量较低 成员国的最终用户。（多边协议应在 2022 年 12 月 1 日之前完成，同时成员国从 邻国的电力净进口量至少为 100%） 4）委员会还提议对石油、天然气、煤炭和炼油行业活动产生的超额利润征 收“团结捐款”，以维持对绿色转型的投资。成员国可以收取 2022 年利润增长超 过过去三年平均利润 20%以上的部分，并将收入由成员国重新分配给能源消费者、 弱势家庭、遭受重创的公司和能源密集型行业。

本次改革参考此前西班牙与葡萄牙的成功经验。欧盟委员会曾在 2022 年 5 月 31 日根据欧盟国家援助规则给西班牙及葡萄牙批准了一项价值 84 亿欧元措 施。该笔资金将直接补贴至天然气电力生产商，补贴额度取决于天然气市场价 格与措施期间设定的天然气价格之间的价差。具体来看，实施该措施的前六个 月，上限将设定为 40 欧元/MWh。从第 7 个月起，价格上限将每月增加 5 欧 元，从而使第 12 个月的价格上限为 70 欧元/MWh。 限价措施短期抑制效果明显，但长期持续性及广泛适用性存疑。从 5 月之后 的电价来看，相比其余国家，西班牙电价没有出现大幅上行。但究其本质，天 然气的价格上限由财政端以补贴和扩张信用的模式进行压制，短期来看能够有效起到压制能源价格的作用，但欧洲电力由天然气边际定价的格局并未改变。

本次电力市场干预的优点：1）有效避免了设置天然气价格上限的政治及市 场压力。2）规避直接补贴天然气发电所需的巨额财政补贴。3）针对“超边际” 电力生产商的 180 欧元/MWh 临时收入上限对电力供给影响较小，主要因非气电 端发电成本在能源危机下比较优势较大。（欧洲光伏风电度电成本在 40-60 欧元 /MWh,核电在 65 欧元/MWh 左右）4）本次限价征税对新能源项目营收影响有限， 主要因欧洲光伏风电度电成本远低于本次限价标准，同时针对传统能源上游的 超额利润税也会部分流入绿色转型投资。

缺点：1）超额利润法案落地进程或较慢，无法快速降低电力价格。2）成 员国之间协议达成几率存疑，需具体关注超额利润分配方案。3）补贴至消费者 之后，电力需求或增强。 若以上政策顺利落地，消费端电价压力或缓解，但欧洲的整体社会电力及 能源成本仍难以下降。以上政策主要通过均摊超额利润补贴消费者，部分缓解 了能源消费者与高企电价之间的矛盾，但没有解决欧洲能源成本本身处于高位 的问题。短期来看，我们认为欧洲电力价格会出现小幅重心回落，但仍然将保 持高位。在没有天然气供给增加或高价抑制电力需求的情况下，欧洲或继续承 担高通胀压力。 长期实现天然气脱钩电力价格需进一步从以下几个方面对欧洲电力系统进 行改革及升级。1）进一步提高新能源占比，降低天然气发电消费量。2）进一 步优化欧洲范围内跨市场的电力平衡机制。3）提高跨区虚拟电厂链接及运营智 能化，缩短调频调峰周期，提高新能源发电预测准确度。4）根据不同国家及地 区的用电峰谷，优化各国调频备用容量。5)强制新能源发电端具备再调度能力， 提高市场调节参与度。

（二）欧洲煤炭对天然气继续替代，可再生能源稳定性增加

欧洲煤炭替代效应 2022 年四季度持续。据欧洲互联电网机构统计(ENTSO-E)，碳中和第四季度策略报告 40 / 43 2022 年前 37 周（约 9 个月）的煤炭发电总量约 26.4 万 GWh，累计同比增加 9.8%； 天然气前 37 周累计发电量 27.3 万 GWh，累计同比减少-11.34%，经济性是电力部 门煤-气转换的最主要推手。而当前火电利润仍显著优于气电，冬季用电高峰期 预计煤电对气电的替代仍将持续。 图 96： 欧洲煤炭周度发电量 图 9

欧洲 2022 年前三个季度累计光伏发电量同比增加，但风力发电累计同比降 低。据欧洲互联电网机构统计(ENTSO-E)，欧洲光伏前 37 周发电约 11.4 万 GWh， 累计同比增加 10.9%；风力前 37 周发电约 25.2 万 GWh，累计同比降低 1.4%。由 于风力发电是欧洲可再生能源主力，因 3-5 月天气原因及 8 月极端高温，风力发 电表现弱于往年，导致欧洲 2022 年前 37 周可再生能源发电量累计同比降低2.5%。

（三）欧洲电价短期高位震荡，关注冬季天气情况

欧洲电价短期维持高位震荡，四季度关注天气情况。受极端高温、北溪一 号事件等因素推动，欧洲电价在三季度创下历史新高，近期在电力市场改革、 气温与气价等因素影响下有所回落。但本次改革未能使电价与气价脱钩，电价 仍然锚定化石能源价格，由于能源成本高位的问题无法解决，电价下行空间有 限，短期或维持高位震荡。考虑到目前欧洲天然气补库目标完成率较高，警惕暖冬情景下高供给弱需求带来的下行风险。 长期电价气价或逐步脱钩。欧洲 REPowerEU 计划在 2030 年前减少约 100bcm 天然气消费量，同时 2030 年可再生能源总量由 1067GW 增加至 1236GW。在能源结 构出现根本性调整后，欧洲电价与天然气相关性降低，与自身供需相关度增强。

六、欧洲碳价：短期波动减弱，长期支撑犹存

电力市场干预短暂造成欧洲碳价松动。9 月市场传出欧盟即将干预电力市场 时，碳价出现短期急速下跌，由 95 欧元迅速跌至 65 欧元/吨。主要因部分早期 提案涉及通过限制碳价或释放碳排放配额以降低能源价格。在 9 月 14 日欧洲干 预电力市场提案公布后，因未提及限制碳价相关内容，碳价从底部开始反弹。 煤电的强势或推动碳价继续回升。欧洲目前的火电气电利润价差依然保持 在 70 以上，即火电含碳利润高于气电含碳利润。在未来欧盟持续减少碳排放的 目标下，需要更高的碳价调控火电利润使其低于气电利润，碳价或逐步修复此 前跌幅。 欧盟长期减排及碳中和信心不变，长期碳价重心或逐步上移。欧洲议会 6 月22 日正式通过新 EU ETS 改革，目标加强但时间放宽。而碳边境调节机制正式实 施的时间有所推迟，但纳入行业在钢铁、水泥、铝、化肥和电力的基础上，额 外增加了有机化学品、塑料、和制氢/氨行业。而 2025 年碳配额减量加速，叠加 2027 年免费配额缩减，供弱需强下长期碳价重心或逐步提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）