2023年度能源转型与碳中和策略报告 原油供需弱平衡，油价重心或震荡下移

一、原油：供需弱平衡，油价重心或震荡下移

由于各产油国增产不足，年初全球石油供需维持偏紧。二月末俄乌冲突爆 发后，布伦特一度冲高至 140 美元，随后对俄制裁的预期使油价一直维持 100 美 元以上。但欧美各国释放 SPR 的行动缓解供应不足的窘境，而随着通胀连创新高， 欧美央行纷纷开启加息周期，金融压力导致油价一路回落至近 80 美元。虽然 OPEC+新一轮减产成功推动油价反弹，但由于海外衰退压力逐步加大，叠加俄油 减量低于预期，油价再次回落至 80 美元左右震荡。

（一）供应：OPEC+产量增产逐步加强，资本开支仍约束美国产量增速

1）俄油减量是 2023 年供应的核心变量

当前俄原油转口贸易进展顺利，但成品油出口有一定减量。俄乌冲突爆发 后，欧洲致力于结束对俄罗斯能源的依赖，欧洲进口的俄罗斯石油逐月下降。 进入 11 月后，欧盟海运进口的俄罗斯原油已不足 100 万桶/日，仅保加利亚、意 大利等少数国家仍在进口俄罗斯原油。但印度、土耳其、中国等国承接了近 150 万桶/日俄罗斯原油，俄原油海运出口量较冲突前不降反升。而由于印度、中国 等均为炼能大国，对俄成品油的需求较少，故俄成品油海运出口量较冲突前下 降约 50 万桶/日。

相关制裁或导致明年俄罗斯油品出口量下降 150-200 万桶/日左右。2022 年 12 月 5 日起，欧盟针对俄罗斯海运原油的进口禁令正式生效，而针对成品油的 进口禁令将于 2023 年 2 月 5 日生效。考虑制裁豁免及转口贸易，原油进口禁令 导致的俄油减量或仅为 50 万桶/日左右，俄油主要减量来自成品油。当前欧盟仍 在进口 100-150 万桶/日的俄海运成品油，明年禁令落地后，俄油实际减量或为 150-200 万桶/日。同时，G7 主导的俄油销售价格上限仍计划于今年 12 月 5 日开 始执行，截至写稿日，价格上限相关细节仍未出炉。如果目标价格设定在 80 美 元/桶，则对俄油出口的实际影响较小；如果目标价格在 60 美元/桶以下，俄罗 斯拒绝接受甚至减产，俄油减量超预期将对油价下方带来有力支撑。

2）OPEC+减产协议延续，挺价决心坚决

OPEC+正式宣布减产 200 万桶/日，实际减产量为 100 万桶/日左右。在 10 月 5 日召开的月度会议中，OPEC+正式决议将产量基准下调 200 万桶/日，执行时间 为 2022 年 11 月与 12 月。若以 10 月份的产量作为参考，则实际减产量为 90-100 万桶/日左右，其中沙特减产幅度最大，为 36 万桶/日。月度的部长级别会议改 为每 6 个月召开一次，技术委员会会议每两个月召开一次，但技术委员会随时有 权召开临时部长级别会议。

关注后期 OPEC+生产政策的变化。本次减产沙特、阿联酋等核心 OPEC+国家 表现出高度团结，且将本轮协议有效期延长至 2023 年年末，预计明年 OPEC+仍 将维持当前的生产基准，若海外经济衰退导致全球石油需求显著下滑，OPEC+减产幅度大概率将加码。整体来看，OPEC+充分表达了其减产挺价的决心，对油价 底部形成有力支撑。下一次部长级别会议将于 12 月 4 日召开，即俄油制裁与价 格上限生效前一天，届时关注 OPEC+减产执行情况以及欧美对俄罗斯制裁的具体 措施，尤其是限价措施的影响。

3）美国增产预期较为确定，但增产幅度可能偏低

完井增长不再依赖 DUC 释放，增产动能边际改善。2022 年 10 月美国新钻油 井 984 个，环比增加 27 个；完井数 976 个，环比上升 7 个；开钻未完钻井（DUC） 上升 8 个至 4408 个，完井结构修复完成，不再依赖 DUC 的释放，美国增产动能 边际改善。但受制于上半年资本支出相对低迷，新井与完井绝对值仍较疫情前 水平低 110 个左右，短期内美国产量仍难有迅速上升的空间。 资本开支有所上升，美国增产预期较为确定。从美国上市页岩油企业 2021 年前三季度的财报看，页岩油企业仍致力于保持健康的自由现金流，同时增加 股东分红、偿还债务和回购股票，资本开支占经营现金流的比重仍仅为 40%左右。 但从绝对值来看，三季度样本油企合计资本开支为 167.5 亿美元，环比上升 30%， 同比上升 92%，高价高利润下美国油企投资意愿边际改善，资本支出有所上升。 资本开支的增长是推动新增钻机增长核心，页岩油产量变化对资本开支变化有 半年到一年的滞后效应，而 2022 年美国油企资本开支前低后高，因此推测明年 上半年美国产量回升仍然缓慢，增产预期从二季度末起逐步兑现。 预计明年美国产量恢复至 2019 年水平，但增产压力主要集中在下半年。根 据 EIA 的预测，22 年美国原油产量为 1182 万桶/日，同比上升 58 万桶/日；23 年美国原油产量为 1231 万桶/日，同比增长 49 万桶/日，基本恢复至 2019 年水 平，且从节奏看，预计 23H1 产量 1223 万桶/日，23H2 产量 1240 万桶/日，产量 增长压力主要集中在下半年。

4）伊朗供应能否回归仍是最大不确定性因素

伊朗供应约有 100 万桶/日的增量，但兑现时点不早于明年二季度。当前伊核协议谈判仍处于停滞阶段，如果取得实质性进展，对市场的冲击将包括两个 部分：短期冲击主要来自 4500-5000 万桶可立即投入市场的浮仓库存，假设在 6 个月内投放，投放量约为 25-30 万桶/日；中期主要关注产量恢复的时间节奏， 参考 2015 年伊核协议达成情况，谈判完成后 6 个月内可开始增产，开始增产 6 个月内产量可上升 100-130 万桶/日。假设对伊制裁迅速解除，其增产预期兑现 时点大概率为 2023 年二季度末。

（二）需求：疫后修复基本结束，经济衰退压力下整体承压

全球石油需求已接近疫情前水平，疫情的扰动趋于走弱。2022 年前 10 个月， 全球石油需求为 9945 万桶/日，同比上升 261 万桶/日，较 2019 年低 112 万桶/ 日。其中，OECD 需求为 4583 万桶/日，较 2019 年低 190 万桶/日，受到经济衰 退、能源危机、地缘冲突等多重因素影响，OECD 需求增长相对乏力，非 OECD 需 求为 5362 万桶/日，已超过 2019 年水平 67 万桶/日。除少数亚洲国家外，各国 均对疫情“躺平”，采取全面放开政策，道路交通出行基本恢复至疫情前水平， 而全球商业航班数量已恢复至 2019 年同期的 85%以上。随着剩余亚洲国家亦逐 步优化防疫政策，疫情的扰动趋于减弱。

衰退压力与日俱增，欧美石油需求难有增量。高通胀环境下，欧美经济体 被迫收紧货币政策以解决通胀问题，流动性收紧后宏观风险逐步传导至实体经 济。10 月美国 ISM 制造业 PMI 回落至 50.2，包括新订单等多项指标位于收缩区 间，美国经济增长的动能逐步放缓。而欧元区制造业 PMI 已经连续 4 个月位于荣 枯线以下，2023 年欧元区经济衰退或难以避免。经济下行将导致工业等多领域 用油需求明显承压，2023 年 OECD 需求或基本维持 2022 年水平。

需求增长的引擎回归发展中国家。与饱受高通胀问题困扰的发达经济体不 同，2022 年发展中国家石油需求维持强势增长，截至前 10 个月，非 OECD 需求 同比大幅上升 117 万桶/日，其中印度需求同比大涨 38 万桶/日，而我国受疫情 扰动严重，石油需求同比基本持平。随着多项稳增长政策出台，我国经济环比 逐步改善的趋势较为确定；而印度等第三世界国家工业化与城镇化进展持续推 进，油品需求预期维持高增长。预计 2023 年非 OECD 国家需求同比将增长 130- 150 万桶/日，其中近 60%的增量来自中印两国。

关注我国防疫政策优化后交通用油需求的增量。2022 年前 9 个月我国汽油 表观消费量已超越 2019 同期，但由于疫情扰动频发，表需仍同比 21 年下降 7%左右。而我国航空出行持续受到疫情负面冲击，2022 年前 9 个月煤油表观消费 量仅为疫情前水平 50%左右。随着我国防疫政策持续优化，预计 23 年我国汽油 与航煤需求合计同比将增长近 30 万桶/日，成为我国石油需求增长的主要推手。

（三）展望：供需弱平衡，油价下方有支撑，等待需求给出方向

从供需平衡看，供应增量不足较为确定，对油价下方形成有力支撑，油价 运行方向取决于宏观经济状况。需求侧，疫后修复基本完成，后续需求增产取 决于各国经济增长状况。而衰退背景下发达经济体需求承压，若欧美经济体陷 入深度衰退，则将大大拖累全球需求增速。需求增长的引擎回归发展中国家， 其中我国随着经济逐步复苏及防疫政策优化，预计将引领 2023 年全球石油需求 增长。供应端，随着 2 月 5 日欧盟对俄成品油进口禁令落地，俄油减量难以避 免，后期随着美国增产预期逐步兑现，叠加全球贸易流转向逐步完成，供应有 一定回升空间，若 OPEC 维持目前的摇摆生产商调节角色，2023 年弱平衡基准预 期使原油价格重心小幅下移。宏观风险方面，美国通胀大概率已经见顶，市场 对美联储加息预期已较为充分计价，美债利率与美元指数或均已见顶，加息交 易难以继续主导油价走势，核心矛盾或回归基本面因素。

二、动力煤：轻舟已过万重山

回顾 2022 年的动力煤市场，尽管经历了地缘冲突、极端气候、疫情扰动等 内外多重冲击，但得益于高强度的保供政策，国内动力煤市场供应相对充足、 价格总体表现平稳，我国电厂综合用煤成本明显低于走势波澜壮阔的海外煤价。

2022 年国内动力煤市场表现可以大体分为五个阶段。

第一阶段（年初至 3 月中旬）：外部供应冲击与季节性需求共振，煤价冲高

2022 年初，海外市场供应冲击率先袭来，印尼煤炭出口禁令和俄乌冲突刺 激海外能源大涨，我国进口煤供应出现快速下滑。2 月份严寒天气也导致用电量 高增、社会库存快速下降，环渤海港口 5500K 动力煤价格从年初 800 元以下上涨 至 3 月中旬约 1700 元。

第二阶段（3 月下旬-4 月中旬）：政策调控与疫情双重压制，煤价快速回落

一方面，在海外能源紧张的警示下，我国更加重视以煤为主基本国情，3 月 采暖季结束后，保供措施不但没有取消，反而有所加强。发改委发布一系列保 供稳价措施，积极挖潜增产使 3 月日产量达到 1277 万吨，同比大增 14.8%，同 时出台现货销售限价以打击市场投机情绪。另一方面，疫情扩散导致各地经济 活动受限、用电量大幅下滑，火电生产也受到清洁能源的压制，需求疲软导致 全社会煤炭库存持续增加，煤价承压回落，至 4 月中旬约 1100 元。

第三阶段（4 月中旬-8 月上旬）：供需矛盾相对钝化，煤价宽幅震荡

4 月中旬至 8 月上旬，国内动力煤市场整体处于供强需弱、持续累库的状态， 煤价在 1100-1350 元区间震荡盘整。对疫后经济复苏和迎峰度夏补库的预期支撑 煤价下沿和市场多头信心，而经济活动恢复迟缓、清洁能源发电不断挤出火电， 旺季预期的落空和实际需求疲软给市场情绪泼了一盆冷水，随着下游高库存压 力不断向上游传导，6 月中旬后煤价承压缓慢回落。

第四阶段（8 月上旬-10 月下旬）：极端天气叠加供应扰动，煤价震荡上行

夏季极端高温席卷整个北半球，我国南方多地用电负荷创新高，且水电汛 期反枯导致火电不得不担起基础能源的重任，高温过后非电需求反弹形成接力， 煤炭消费快速拉升。同时供应端也受到强降雨天气、疫情影响产运、安全生产 压力加大等多重因素的干扰，即使进入 10 月煤炭消费已现疲态，但大秦线低迷 的运量也给予市场煤价格支撑。这一阶段，煤价由 8 月上旬最低约 1140 元持续 上涨至 10 月下旬最高约 1630 元。

第五阶段（10 月末-今）:弱需求主导下的煤价回调

今年我国气温整体呈现“前冬偏暖、后冬偏冷”特征，10 月以来我国多地 气温偏高，下游电厂不断累库，非电“金九银十”旺季结束后，煤价压力逐渐加重。同时海外煤价跟随天然气出现剧烈下跌，国内煤逐步跟跌。截至 11 月 23 日，环渤海港口 5500K 动力煤价格已经下跌至 1300 元附近。

（一）供应：增产保障能源安全，产能和运力瓶颈渐显

1）产能：保供常态化，但接续工作仍需加快推进

保障能源安全，增产保供成为新常态。2022 年，在全球能源紧张危机的警 示下，我国更加重视以煤为主的基本国情，在延续 2021 年保供措施的基础上， 相关部门接连发布保供增产措施，包括成立专班保供、设立各地生产目标、调 整产能核增标准、取消煤管票制度、加强铁路运力协调等，保供增产成为常态 化。3 月初，煤电油气会议明确，采取综合措施增加 3 亿吨的有效产能，其中投 资技改项目增加 1.5 亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加 1.5 亿吨。二十大之 后，各地下发新一批保供煤矿名单和核增计划。11 月，国家能源局表示，今年 累计核准（含调整建设规模）煤矿项目 14 处、新增产能 6200 万吨以上，推动进 入联合试运转生产煤矿产能约 9000 万吨/年。 主要省份连续高负荷生产，高产量可持续仍待观察，产能接续工作需加快 推进。今年在外部能源危机的冲击下，国内煤价仍能维持相对可控，主要原因 是增产保供。但在经历去产能和反腐倒查等一系列事件、淘汰数十亿吨落后产 能后，我们现在面临着比十三五时期更为严格的安全生产和环保要求，新增优 质产能资源紧张，接续工作推进难度较大。今年高产量的背后是主要煤炭生产 省份连续高负荷生产，根据各省煤矿产能公告和产量估算，今年山西、内蒙、 陕西、新疆等四省产能利用率均已超 100%，其余省份如贵州、山东、河南等产 能利用率约在 60-80%不等，但面临较为严重的自然灾害、后备资源不足、人员 装置长期高负荷运转、安全生产风险加大等问题。因此，今年煤炭高产量的长 期性和可持续仍待观察，产能接续工作仍需加快推进。

2）产量：预计 2022 年煤炭产量 44 亿吨以上，2023 年产量同比近持平。

原煤生产增速加快，多重因素影响产能释放，导致据目标产量仍有差距。 2022 年 1-10 月，国内生产原煤 36.85 亿吨，同比增长 10%，平均日产原煤 1212 万吨，其中 9 月原煤日产量达 1289 万吨，创单月日产量新高。虽然原煤产量出 现较大增长，但较 1260 万吨的日产量目标仍有较大差距。根据今年 3 月煤炭增 产增供专班工作方案制定的各省区煤炭生产目标，1-10 月，仅陕西和新疆完成 目标日产量，内蒙、山东等省区距离目标日产量仍有较大距离。影响产能释放 的因素不仅有核增手续繁杂、资源接续不足、安全事故频发等行业内原因，也 有疫情导致运销受阻、强降雨等自然灾害等外部原因。

主要省份大力增产，煤炭生产集中度进一步提高。1-10 月，山西、陕西、 内蒙、新疆四省区原煤产量达到 29.84 亿吨，累计同比增 14.8%（其中晋陕蒙新 同比分别增 7.9%、6.5%、13.6%、29.6%），产量占到全国的 80.93%，较十三五期 间提高 7 个百分点。除四省区以外，其余地区煤炭产量同比提高 7.8%左右，低 于全国平均增速。

预计 2022 年煤炭产量有望达 44 亿吨以上，2023 年产量基本持平。预计在 疫情等综合因素影响下，11、12 月煤炭生产企及去年同期高度，但全年原煤产 量有望达 44 亿吨以上。由于今年核增政策前所未有宽松，原煤产量已经实现较 大幅增长，预计继续增产难度将加大，同时，部分矿在长期高强度生产下，面 临采掘接续紧张问题也不可忽视，我们综合估计，2023 年全国煤炭产量仍有增 长可能，但大幅增产空间有限。另外，考虑到持续高库存将对煤炭生产形成一 定负反馈，预计 2023 年煤炭总产量与今年基本持平。

增产需要与之匹配的运力资源，但铁路运力瓶颈制约依然存在。煤炭产量 的快速增长、生产集中度空前提高，都对铁路运输提出了更高的要求。今年铁 路部门为了保障电煤运输，对主要运煤铁路进行了优化和调整，包括提升浩吉 铁路万吨重载列车比例、对乌将铁路复线电气化改造、优化煤炭出疆运输能力 等，1-10 月，全国煤炭发运量累计达到 22.3 亿吨，同比提高 7%。西煤东运主要 线路仍存在不同程度的运力瓶颈制约，以大秦线为例，即使剔除受湖东疫情和 秋季检修影响的 10 月和 11 月，今年 1-9 月大秦线累计完成货物运输 3.19 亿吨， 同比仅增 2.8%，日均运量 117 万吨，基本做到了满负荷运转，继续提升的空间 非常有限。

3）2022 年进口煤预计 2.8 亿吨以上

今年我国进口动力用煤量减、价增、热值降低。2022 年 1-10 月，全国累计 进口煤及褐煤 2.3 亿吨，同比减 10.5%，其中动力用煤同比大幅下降 20%，炼焦 煤和无烟煤进口量分别增长 31%和 23%。究其原因，主要是非电企业成本能向下 游传导，因而对价格接受度较高，而电力企业面临国内长协保供和进口长期倒 挂的局面，对高价进口煤的采购意愿较低。进口动力用煤不仅数量下降，且普 遍热值偏低，进而增加夏冬用煤旺季需求。 预计 2022 年进口煤及褐煤有望达 2.8 亿吨以上，同比减少逾 3000 万吨。5 月 1 日开始我国暂免煤炭进口关税，夏季之后海外油气煤价格大幅下降，进口价 差窗口重新打开，叠加国内需求恢复，下半年进口量有明显提升。目前海外煤 炭较国内煤仍有一定价格优势，预计四季度进口到货量保持较高水平，全年进 口煤及褐煤总量有望达到 2.8 亿吨以上，同比减少逾 3000 万吨。

（二）需求：用电量增速平稳，清洁能源对火电替代增强

1）2022 年用电量前低后高，预计全年同比增 4.5-5%

预计四季度用电量维持平稳，2022 全年用电量同比增 4.5-5%左右。上半年 疫情扰动叠加海外输入性通胀压力，经济活动放缓导致用电需求疲软，进入夏 季，高温带动用电需求大增，下半年工业和服务业的修复态势支撑了用电量平 稳增长。今年 1-10 月，全社会用电量同比增长 3.8%，其中 8、9、10 月第二产 业用电量分别同比增3.6%、3.3%和3.0%，四大高耗能行业用电分别增长0.39%、 5.63%和 3.9%，工业用电整体保持了一定韧性，预计四季度工业用电呈平稳态势。 第三产业和居民用电受天气和节假日影响更为明显，今冬气候整体呈“前冬偏 暖、后冬偏冷”特征，叠加 2023 年春节时间较早，今年冬季全社会用电有望平 稳增长，预计 2022 全年用电量同比增 4.5-5%左右。

2）预计火电 2022 年增速 2%以上，清洁能源风光大好

清洁能源高发弥补水电下降，预计 2022 年火电增速2%以上。今年1-10 月， 全社会发电量同比增长 1.3%，下半年增速明显高于上半年，分类型来看，1-10 月火水核风光同比增速分别为 0.8%、2.2%、1.2%、12.4%和 16.7%，其中水电受 来水影响“前高后低”，风电和光伏装机增加后“风光大好”，核电整体平稳运行，火电受需求影响和清洁能源挤出效果明显，整体节奏为“前低后高”。考虑 风电光伏装机提升带来的发电增量和四季度水电下行，我们粗略估计火电全年 同比增幅 2%以上。

保障发电能力，火电核电建设投资加快。十三五以来清洁能源装机快速提 升，但火电新增机组建设增速逐年放缓。近两年对能源安全的重视使火电的建 设有所加速，今年1-10月，全国主要发电企业电源基建投资完成额同比增长27%， 其中火电和核电投资完成额分别同比增 42.8%和 19.9%，占总投资额的 13.9%和 10.3%，水电和风电分别同比下滑 19.9%和 26.7%。十四五期间，火电和核电装机 建设有望提速。

3）长协保供下电厂高库存或为常态，非电需求对市场煤影响放大

长协持续保供，电厂高库存或将成为常态。2021 年以来，发改委对煤炭中 长期合同的签约要求逐步加严，要求煤矿签约量达自有资源量 80%以上，且保供 煤矿的核增产能的全部签订长协；2022 年，相关部门又组织签订进口煤应急保 障中长期合同 1.58 亿吨；针对 2023 年长协工作，发改委又提出将电煤长协签约 量由 26 亿吨提高至 29 亿吨。在长协持续推进下，今年电厂煤炭库存持续高位运行，25 省电厂可用天数即使在迎峰度夏旺季也保持 15 天以上，基本没有发生因 为缺煤导致发电能力不足的情况。

非电需求对市场煤影响放大，结构性问题易对煤价形成支撑。长协的签约 量和覆盖率提高使市场煤资源出现明显收缩，没有长协覆盖的非电需求对市场 煤的影响有所放大，市场煤结构性紧张也容易对煤价形成支撑。今年全球能源 价格高企，而宏观经济增速放缓，国内非电用煤行业普遍面临下游需求不振和 行业亏损的压力，1-10 月，水泥产量同比下降 11.3%，生铁和粗钢产量分别下降 1.2%和 2.2%，煤化工行业表现相对较好，甲醇、尿素产量同比增加 2.9%和 4.6%。 我们认为非电行业中化工对煤炭需求的边际增量仍需关注，考虑到今年煤化工 产能增加以及 11、12 月检修结束后装置重启，预计化工仍对煤炭的需求有一定 带动。综合估计，我们认为今年电力及非电行业对动力煤需求将同比增长 2.1% 左右。

（三）展望：今明两年国内动力煤市场维持偏宽松格局

2022 年国内煤炭市场相对宽松，高库存提供了安全垫。需求方面，预计全 年用电量同比增长 4.5%-5%区间，但由于清洁能源高增长，火电同比增幅仅在 2% 以上，电煤消费增速在 3%左右。供应方面，受海外供应冲击和能源价格高企， 进口煤出现较明显减量，预计全年进口煤总量在 2.8 亿吨以上，动力煤进口同比 下滑 18%左右，但在国内高强度保供增产的保障下，国内煤炭产量预计将达到 44 亿吨以上，动力煤产量预计 36.5 亿吨，同比增速 7%左右。今年国内煤炭市场整 体相对宽松，高产量形成的较高社会库存将为明年煤炭市场平稳运行提供较高 的安全垫。 预计 2023 年国内动力煤供需仍维持宽松格局，关注结构性因素对行情推动。 预计“十四五”期间，我国全社会用电年均增长 4.8%，考虑到清洁能源装机的 增长，假设明年水电能恢复往年正常水平，预计火电发电量将出现同比下滑， 2023 年电煤消费降幅在 1%以内。非电行业中重点关注化工等行业对煤炭消费的 贡献，预计动力煤总消费增速将进一步下滑至 1%左右。明年国内煤炭供应仍将保持宽松，新产能仍有望投放，但高库存压力将对生产形成一定负反馈。长协 保供延续的状态下，非电需求对市场煤价格影响扩大，从而导致市场煤波动加 大。即使在全社会库存偏高情况下，也有可能发生结构性因素推动的煤价上涨。

（四）海外：全球煤炭供需趋向宽松，煤价中枢存在回落压力

全球能源紧张忧患未解，海外煤价波动率仍高。今年在地缘冲突和极端气 候的扰动下，欧洲能源紧张引发全球能源价格大幅波动。虽然今年海外煤价出 现前所未有的涨跌，但供应弹性不足的问题仍未得到根本改善，主要是中国、 印度、印尼三国产量有明显提升，其余国家增产瓶颈明显，海外煤价仍保持较 高波动率。

2023 年海外煤炭市场供需趋向宽松，海外煤价中枢存在回落压力，但风险 因素仍需关注。海外能源危机的风险仍未解除，欧洲刚刚进入取暖季，考验可 能才刚刚开始。此外，尽管能源价格已经大幅回落，但海外经济仍面临高通胀 压力，2023 年国际市场需求放缓，在拖累煤价的同时，也可能影响中国出口。 从供应的角度，2023 年中国、印度、印尼三国煤炭产量仍有望增加，从而降低 海外煤炭价格高度，预计明年煤价中枢仍显著高于疫情前水平。2022 年化石能 源创纪录的高价并未引起对化石能源的资本开支的大幅增加，在能源体系清洁 化转型过程中，化石能源供应相对缺乏弹性，煤炭价格不宜过于低估。

三、天然气：明年气价重心预期回落，然风险犹 存回落空间有限

2022 年受地缘冲突影响，全球天然气贸易格局乾坤大挪移，俄罗斯大幅减 量对欧管道气供应，供应紧缺担忧推升欧气价创历史新高；超额溢价吸引以美 国为首的 LNG 资源大量转向欧洲，出口旺盛支撑美国气价高增；亚洲现货价格跟 涨，但受高价负反馈及温和天气影响，需求明显偏弱，成为 LNG 的主要转运方。

（一）欧洲：明年LNG进口及需求为核心变量，重点关注二三季度累库节奏

1）供应格局重建，未来 LNG 供应至关重要

2022 年欧洲总供应预期同比上行，主要因 LNG 进口大幅增长。2022 年 1-8 月欧盟 27 国天然气总供应（产量+净进口）为 2698 亿立方米，同比增加 106 亿 立方米，其中净进口量合计为 2385 亿立方米，增量 140 亿立方米。供应持续高 位的背后是疯狂进口的 LNG：前八个月欧盟 27 国 LNG 合计净进口量 818 亿立方 米，增量 342 亿立方米；而管道气净进口量合计为 1567 亿立方米，减量 202 亿 立方米；LNG 增量明显填补管道气的缺口。

俄罗斯天然气出口将向亚洲地区倾斜。俄气公司（Gazprom）2022 年 1 月 1 日至 11 月 15 日期间天然气产量为 3597 亿立方米，同比下降 19.2%；对非独联体 国家的天然气出口量为 932 亿立方米，同比下降 43.4%。地缘冲突导致俄罗斯年 内产量及出口量均出现明显下降。其中，出口减量主要集中在对西北欧方向上， 三条主要管道（北溪一号、亚马尔以及过境乌克兰通道）年内至 11 月中旬输气 量合计为 422 亿立方米，同比下降 52%。对土耳其、中国管道气以及 LNG 出口预 计增加：2021 年中国自俄进口管道气合计 100 亿立方米，计划 2022 年增至 150 亿立方米，且 Gazprom 称这部分流量高于计划交货量；2022 年 1-10 月 LNG 出口 量合计为 366 亿立方米，同比增加 49 亿立方米，增速超 15%。2023 年预计俄罗 斯会加速通过现有管道扩大对中出口，同时 LNG 出口产能维持高位运行出口部分 天然气资源。 管道气与俄实现硬脱钩，挪威及北非供应稳中有升。9 月底波罗的海天然气 管道正式投运，该管道连接挪威和波兰并通往周边多个国家，挪威计划通过该 管道运输至少每年 100 亿立方米天然气至波兰。阿尔及利亚自 2022 年秋天开始 向意大利额外供气 40 亿立方米，自 2023 年 1 月起通过跨地中海管道向斯洛文尼 亚输送三年天然气，且其与意大利合作开发天然气田在年内分别投产，将为欧 洲市场提供更多的天然气。

产能快速扩张增加欧洲 LNG 进口弹性。截至目前，欧洲接收站再气化产能合 计 1.8 亿吨/年，约合 2449 亿立方米/年；2022-2023 年欧洲预计新增再气化产能 合计 476 亿立方米，2023 年底欧洲总再气化产能可达 2925 亿立方米。此外，德 国年内已租入 5 艘 FSRU，预计均在 2023 年取暖季前投产，合计产能在 350 亿立 方米，约覆盖德国本土 35%的消费需求。 全球 LNG 出口装置新增近 500 亿方，扩大 LNG 进口货源。截至 2021 年全球 LNG 液化出口产能合计为 4.54 亿吨/年，约合 6177 亿立方米；2022 年已投+预期 新增为 990 万吨/年，约合 135 亿立方米/年；2023 年预期新增投产 2470 万吨/ 年，约合 336 亿立方米/年；2022-23 年合计增量约在 471 亿立方米。其中美国 新增产能合计约 139 亿立方米，这部分产能的落地相对明确，且有利于对欧出口；其他地区装置虽运距上有一定劣势，但总量上依然可以提高 LNG 贸易上限。 现货资源短缺，FOB 充裕但需要进口溢价。2022 年 LNG 货物贸易量为 5580 亿立方米，2023 年增加 350 亿立方米至 5580 亿立方米。其中现货自 2022 年 500 亿立方米增至 2023 年的 540 亿立方米；FOB 货物自 2022 年 2680 亿立方米增加 250 亿立方米至 2930 亿立方米。现货增量较小且主要集中于亚洲及俄罗斯，FOB 货物转运存在不确定。综上，再气化以及出口产能增量足以支撑欧洲明年增加 LNG 进口，但实际可得货源量仍有待商榷，强行扫货必将抬升欧洲进口成本。

2）需求修复速度预期偏缓，明年预期整体消费相对中性

2022 年 1-8 月欧盟 27 国天然气消费量同比下降 10.39%，电热部门消费不减 反增。2022 年 1-8 月天然气消费量 2407 亿立方米，同比下降 10.22%，其中电力 及热能转换部门 586 亿立方米，同比增加 3%。援引 IEA 数据，1-8 月欧洲商业及 居民部门需求同比减少 12%，工业部门消费同比下降 15%。 商业及工业部门消费量进一步快速下行可能性偏小。前期高价天然气对于 高耗能以及天然气敏感等行业影响较强，导致造纸、合成氨及尿素、锌等行业 前期出现大幅减产。后期来看，气价下跌后，工业部门天然气消费或缓慢修复， 但衰退背景下空间有限。IMF 预计欧元区 2022 年经济增速为 3.1%而 2023 年下降 至 0.5%。我们假设 2022 年商住部门消费减量保持为 12%，而工业部门消费减量 保持为15%。2023年则预设三种情景：悲观情况下，天然气在商住及工业部门消 费同比下降 5%；中性情况下，消费同比持平；乐观情景下，消费同比增加 5%。 2022 年天然气发电量预计同比下降 1%。2022 年假设主要依据 2022 年前八 个月发电水平，地热维持不变，水电、风电、太阳能发电均沿用年内累计同比 增速，其他小幅上调 5%，核电则使用法国核电运行比例拟合欧盟核电发电量。 煤炭考虑后续无新增公布重启机组，运行小时数达高位难以进一步上升，同样 使用前八月累计同比增速作为全年同比增速，最终算得 2022 年需天然气发电量 为 374TWh，同比下降 1%。

2023 年可再生发电量预期同比增加 6%。针对 2023 年的预测：（1）水电、地 热以及其他预期同比持平；（2）风光增速考虑协会公布装机增速，风电同比增加 8%，太阳能发电增加 25%；（3）核电部分，保守估计明年平均运行比例在 55%， 预计明年核电发电量为 609TWh，同比增加 5%；（4）汇总后预期可再生能源部分 总发电量在 1992TWh，则煤以及气合计发电量需要在 708TWh。 气煤发电消费均趋向回落。三种情景：（1）悲观情景：煤炭发电量同比下 降 10%，约合 400TWh，则对应需要天然气发电量 307TWh，同比下降 18%；（2）中 性情景：煤炭发电量同比下降 20%，约合 356TWh，则对应需要天然气发电量 352TWh，同比下降6%；（3）乐观情景：煤炭发电量同比下降30%，约合311TWh， 则对应需要天然气发电量 396TWh，同比增加 6%。当前欧洲天然气基本面偏乐观， 气价电价均回落，驱动气电及火电利润剪刀差收敛，叠加碳中和中长期影响， 煤炭发电量或逐步下降。因此在明年核电回归水电维持谨慎乐观假设下，预期 气煤发电消费均趋向回落，且煤炭跌幅或大于天然气。

3）库存明显好于历史同期，明年重点关注二三季度累库速度

2022/23 年取暖季欧洲天然气库存支撑过冬无虞，明年重点关注二三季度累 库节奏。2022 年取暖季前欧盟库容率最高累至 95.61%，处于历史高位。短期气 温相对温和，需求增速偏缓使得库容去化速度尚可控；且今年取暖季到来相对 偏缓，去库起始点居历史高位，预计欧洲过冬无虞。然美亚需求随冬季来临预 期即将加速，资源流向欧洲或受限，库容下行即将加速，明年需重点关注 3 月库 存起始值及二三季度累库速度。

4）明年欧盟天然气基本面相对乐观，史诗级行情难以复制

取暖季风险犹存，气价重心仍有反弹空间。取暖季天然气需求开始季节性 回升，且三季度末以来气价回落也推动部分工业需求回归。供应端弹性偏低问 题仍然存在，北半球需求均偏强运行，欧洲 LNG 进口受限。供需趋紧过程中，供 应端一旦出现风险事件，或需求超预期攀升，欧盟天然气去化速度加快，将导 致气价暂时性暴涨。但高库存提高欧盟抗风险能力，预期涨幅有限难触前高， 预计在 30-50 美元/百万英热波动（90-170 欧元/兆瓦时）。 明年基本面相对乐观，史诗级行情难以复制。在悲观情景中，欧元区经济 难现起色打压整体需求偏弱，欧盟天然气或出现 218 亿立方米供应盈余，打压气 价重心持续偏弱运行；在中性情景中，欧盟天然气供需维持紧平衡，供应弹性 偏低支撑盘面波动性较大，明年气价预期维持当前水平宽幅震荡；在乐观情景 中，欧盟天然气将面临 214 亿立方米供需缺口，约占消费 4%，带动气价再度偏 强运行。

产能扩张提高欧洲 LNG 进口上限，贸易争夺增加欧盟用能成本。欧盟已在今 年基本完成了天然气进口上与俄罗斯的硬脱钩，未来俄罗斯对于欧盟天然气影 响力将显著下降，供应核心变量转为 LNG。明年预计仍需至少 86 亿立方米 LNG 进 口增量，全球液化出口及再气化预计新增产能均可覆盖增量需求，即 2023 年欧 盟 LNG 进口上限将再上一个台阶；但受制于前期在手长协合同较少，大量采购现 货、收购转卖 FOB、自亚太等运距更远地区购货等因素均将抬升欧盟进口 LNG 成 本，后期再难回归低气价时代。 中长期能源危机加速化石能源退出，促进新能源及储能行业发展。高气价 成为常态带动电价偏高位运行，为压降能源成本，欧盟将继续推进化石能源退 出，并大力加快风光等新能源的发展；同时增强储能设施建设，优化电价形成 机制，完善电力系统建设。

（二）美国：明年本土供强于需，LNG 出口强势争夺资源

美国本土产量处于同比高位，明年增速边际放缓。2022 年以来美国本土干 天然气日均产量约为 27.5 亿立方米/日，同比上升 1.1 亿立方米/日，截至 11 月 8 日天然气活跃钻机数维持在 155 个，受制于资本开支相对保守，钻机数大幅上 升可能性较小，预计产量温和增长。据 EIA 预测 2022 年年均干气产量为 27.8 亿 立方米/日，同比增速 3.7%；2023 年或上升至 28.2 亿立方米/日，同比增速 1.7%， 产量增速逐年下降。

取暖季需求前低后高，明年经济下行压制整体消费。1-11 月中旬美国天然 气本土消费在 21.6 亿立方米/日，增量集中在电力部门及商住部门，主要因为上 半年以及夏季热浪等极端天气频发。据 NOAA 预测，美国 2022/23 年取暖季气温 较历史同期更冷，采暖度日数（HDD）较近十年均值多 2%，供暖需求预期上升。 然宏观经济不确定因素或对天然气消费存压制，标普及 IMF 均预测 2023 年美国 GDP 增速回落，或打压以电力及工业部门天然气消费。

LNG 出口长期维持旺盛，然出口能力上限大幅改善或在 2024 年之后。海外 对美国 LNG 的需求长期保持旺盛，1-5 月美国 LNG 出口产能利用率维持在 100%以 上水平，日均出口量 3.2 亿立方米/日，6-11 月中旬产能利用率下降至约九成， 日均出口量 2.8 亿立方米/日。自由港预计 12 月中旬开始逐步恢复，明年 3 月开 始全负荷出口，开满后增量大约在 0.6 亿立方米/日；Calcasieu Pass 二期假设 于 2023 年初开始商业运行，增量大约也在 0.2 亿立方米/日；即 2023 年 3 月后， 美国 LNG 出口可达 3.6 亿立方米/日，同比约增加 0.8 亿立方米/日，增速 13%。 Golden Pass 及 Plaquemines 两套 LNG 将集中于 2024 年上线，合计新增出口产能 1 亿立方米/日，届时美国出口能力将明显提升。

当前库存水平偏低，但后期补库速度或可加快。截至 11 月 11 日当周，美国 天然气库存为 1031 亿立方米；近期累库速度明显高于历史水平得益于供应高位 而出口偏弱，且取暖季到来相对延迟，库存迟迟未去化且略高于近五年均值约 0.8%。然考虑 2022/23 年取暖季偏冷预期，供暖需求较强势，且 LNG 出口逐步恢 复，后期去化速度会明显加快；据 EIA 预测，取暖季合计去库 598 亿立方米，及 3 月底库存预期降至 433 亿立方米，略高于近五年均值约 0.3%。综合来看，供应 仍有上升空间，LNG 出口持续旺盛但需求预期偏弱，二三季度供需偏宽松使得 2023 年累库或相对强势。然需警惕气温超预期等风险因素导致供需大幅波动。

（三）展望：全球贸易格局重建中支撑价格偏高位运行，然供需主要矛盾 缓解明年重心同比回落

欧洲与俄气实现硬脱钩，地缘事件影响基本落地，但LNG长期支撑用气成本 偏高。明年核心变量为需求及 LNG 供应。当前欧洲基本与俄罗斯管道气实现硬脱 钩，残余流量相对稳定且影响较小；LNG 供应稳定性至关重要，总量乐观为欧洲 LNG 进口提供合理弹性，然溢价扫货及运输成本使得欧用气成本维持偏高位运行。 中长期随着中东等其他市场加入以及新能源快速发展，天然气消费或加速退出， 气价重心持续回落。 美国本土供强需弱，LNG 出口强势争夺资源。整体来看，美国本土天然气产 量稳中有升，本土消费不确定较强，但 LNG 出口强势，供需维持紧平衡，取暖季预期气价仍有季节性上行空间，二季度后重心预期略有回落，但全球风险性仍 未完全消除前，预期价格难回到 2019 年前低位。 2023 年全球天然气供需平衡相对宽松，资源转移托底气价，然总量盈余打 压气价重心，且地缘事件影响基本平息，波幅收窄，警惕天气及经济状况造成 的需求反弹超预期。

四、LPG：短期供应过剩，中期需求重启提振价格

2022 年 LPG 盘面价格波动剧烈，整体呈现先扬后抑走势，价格走势分为三 个阶段：1-2 月中旬高仓单压制盘面低位宽幅震荡，2 月底冲突爆发时成本端油 价跳升带动盘面跟涨创历史新高，然后期逻辑快速回归自身基本面价格震荡回 落；年内期货价格最高点为 6979 元/吨，最低点为 4410 元/吨。当前盘面估值持 续偏低，一方面在于需求持续偏弱上行动能不足，另一方面仓单持续高位打压 盘面。

（一）供应： 炼厂供应稳中有升，国际市场供应前紧后松

1）国内炼厂开工维稳为主，明年新增炼油装置支撑液化气产能上行

国产液化气供应逐步修复。2022 年 1-10 月我国液化石油气累计产量 4107.1 万吨，累积同比减少 2.1%；商品量前十个月合计为 1680 万吨，基本持平同期。 产量同比偏弱主因为成本高位压制利润以及税务检查影响国内炼厂开工情况， 主营炼厂年均开工率在 72%，同比下降 3%；地炼年均开工率在 63%，同比下降 7%。 明年国产气供应稳中有升。当前成本端有所修复，税务检查结束，叠加后 期出口配额仍有偏乐观预期，国内炼厂开工率预期稳中有升，对应液化气产量 预期逐步修复。明年预计仍有约 1920 万吨新增炼油产能上线预期，对应液化气 产能新增超百万吨，合计产能或达近五千万吨。

2）国际市场供应预计先紧后松

深加工需求支撑丙丁烷进口上升。2022 年 1-10 月我国液化丙烷进口 1693 万 吨，同比增加 6%；液化丁烷进口 490 万吨，同比上升 9%；合计进口同比增加 6%。 年内 PDH 新增产能大幅扩张支撑丙烷需求，MTBE 套利窗口打开支撑丁烷需求， 两者叠加下国内 LPG 进口需求同比明显上升。

海气供应先紧后松，全球供需持续宽松。短期来看，中东减产叠加北半球 取暖需求重启，国际液化气市场供需预期边际收紧。明年美国为主要供应增量 来源：据 EIA 预测，2023 年美国丙丁烷产量预计可达 357 万桶/日，同比增加 4%； 净出口预计可到 185 万桶/日，同比增加 10%，供应持续增加然需求维稳使得出 口货源持续宽松。中东减产持续，出口预期高位维稳：近期 OPEC 减产已明显反 映到出口量上，该减产计划当前预计延续到 2023 年年底，明年其出口量或将维 持当前水平。

（二）需求： 需求主要增量集中深加工领域

PDH 新增产能计划偏多，然实际落地装置有限，丙烷需求增速边际放缓。 2022 年内受成本偏高而丙烯市场偏弱因素影响，PDH 装置单体利润表现较差，年 内平均毛利为-177 元/吨，年均开工率 72%，同比下降 7%。2022 年底至 2023 年 间新增 PDH 产能计划超 800 万吨，实际可落地计划近 200 万吨，增速超 16%。从 产能扩张角度来看，丙烷需求增速较乐观，但实际当前我国丙烯自给率已超九 成，其中外销占比约三成，余下七成为自用，中长期来看，行业或逐步向产能 过剩发展，新增产能计划更多来自带有一体化产业链的企业，可能会挤出部分单一装置产能，即实际产能增速不及预期，且开工率将持续偏低位运行。对应 丙烷需求，在当前进口价格仍偏高背景下，需求增速预期明显放缓。

需求修复及通胀支撑国外调油需求向好，出口订单持续利好碳四需求。我 国 MTBE2022 年 1-10 月累计出口 129.16 万吨，较去年同期增加 127.23 万吨，涨 幅 6592.23%。当前国内部分企业 MTBE 相关调油出口订单已排至 1 月，圣诞及新 年假期来临利好海外汽油需求，且海外持续高通胀使得国内 MTBE 产品具有一定 价格优势，短期来看，调油品出口利好持续存在。明年来看，后疫情时代汽油 需求仍应维持谨慎乐观，但考虑今年三季度末扰动仍偏多导致旺季不旺，明年 存修复预期背景下，碳四需求预计维持谨慎乐观。

（三）成本：短期成本端存支撑，明年重心下移带动盘面跟跌

供需双弱格局，弱平衡下油价重心或震荡下移。衰退背景下欧美经济体需 求整体承压，需求增长的引擎回归发展中国家；短期内俄油减量低于预期，但 明年成品油禁令落地后减量难以避免；美国增产预期或更多于下半年兑现，若 OPEC 维持目前的摇摆生产商调节角色，2023 年弱平衡基准预期使原油价格或震 荡下移。美国通胀大概率已经见顶，市场对美联储加息预期已较为充分计价， 美债利率与美元指数或均已见顶，加息交易难以继续主导油价走势，核心矛盾 或回归基本面因素。 海气价格先增后降，明年重心预期回落。短期气温逐步下降，国际液化气 市场供需逐步收紧带动海外价格逐步修复。但从明年来看，能源系统内矛盾逐 步缓和，全球能源价格回落预期下，海外丙丁烷价格重心预计有所回落，且波 动恢复季节性主导。

（四）基差：淡旺季基差分化逻辑延续

需求重启速度偏缓，期现均未出现明显趋势。年内基差波动较大，主因为 期货价格波动不仅受国内基本面影响，海外市场、成本端、交割逻辑等因素均 影响盘面价格，2022 年内基差最大值出现在 1 月份，价差超 1000 元，最低值在7 月份，为-380 元。而进入明年后，海外价格及原油价格波动预期缩小，国内期 现货间相关性预期增强，而现货价格对期货盘面的滞后性使得基差恢复旺季偏 强，淡季走弱预期，波动区间在[-1000,1000]。

（五）展望：供需双增然增速放缓，2023 年 LPG 重心震荡回落

供需双增然增速放缓，成本端扰动减少。新增综合炼油装置推升国内产量， 北美油气增产带动国际供应上行，供应端偏宽松运行。受天然气替代取暖需求 缓慢收缩，气温回升封锁解除利于商业用气修复；PDH 增量计划巨大然兑现产能 有限，开工率偏低或成常态，实际丙烷需求增量有所打折；调油品出口利好犹 存，汽油消费存修复预期，利好国内调油需求。成本端，短期季节性上行，然 扰动逐步落地，波动及极端行情减少，价格重心整体回落。 2023 年期价重心震荡回落，新交割规则压制盘面波动幅度。海气价格季节 性上行支撑盘面，然需求持续弱势，仓单高位而集中注销月临近，LPG 抗跌但上 行动能不足，短期以震荡为主。明年需关注 2304 合约取消地域升贴水、增加一 次仓单集中注销（9 月），新交割规则一方面提高企业参与便利性，另一方面提 升市场公平性，增强期现价相关性，LPG 自身基本面逻辑性增强。叠加地缘事件 影响减弱，油气价格回落，明年价格重心预计震荡回落。

五、欧洲电价：电价脱钩化石能源成本道阻且 长，电力市场改革仍需努力

（一）欧洲电力市场紧急干预方案将于 12 月起实行

欧洲议会 9 月 30 日审议通过采取紧急措施降低能源价格。该措施主要包含 三个部分：（1）减少高峰时段电力需求。（2）限制超边际发电设备市场收入。 （3）征收化石燃料行业“团结税”。以上方案试图通过减少需求及财政转移的 方式缓解欧洲能源消费者的账单压力。截至 7 月，德国居民端电力账单中的采购 及分销成本为 26.39 欧分/kWh，较 2022 年 1 月上行 17.1%，较 2021 年增长 67.8%；工业端电力账单中采购及分销成本为 37.33 欧分/kWh，较 2022 年 1 月上行 40.4%， 较 2021 年增长 203.5%。 1）减少电力需求（2022 年 12 月 1 日-2023 年 3 月 31 日）：欧洲理事会同意 成员国实行自愿性削减 10%总用电量，并强制各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。 2）限制非天然气电力生产商收入上限（2022 年 12 月 1 日至 2023 年 6 月 30 日）：在能源危机中可再生能源、核能及褐煤发电商取得了超额的财务收益，同 时边际运营成本并未增加。因此，欧洲理事会将上述发电商设置180欧元/MWh的 收入上限。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）向化石行业征收“团结税”。（2022 年 12 月 1 日-2023 年 12 月 31 日）: 理事会同意对石油、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。

超边际发电商限价措施对电力市场绝对价格影响有限。上述电力市场方案 相比于 5 月份西班牙出台的限制天然气价格方案，对电价的压制能力有限。主要 因欧洲电力市场采取边际定价的模式，新能源等发电端优先上网且边际成本近 似为 0，天然气及硬煤作为满足最后负荷的调峰能源主导了最终的电力价格。下 图展示了西班牙在 2022 年 5 月份引入天然气限价补贴后的电价，与德国日前电 价的走势对比。可以发现，天然气价格及硬煤价格不出现下行，电力市场价格 便难以下降。

对新能源发电端设定的 180 欧元/MWh 价格上限不会影响新能源收益。光伏、 风电等新能源与传统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 投资后，边际成本基本固定趋近于零，而收益会随着上网电价上行或下降。由 于新能源在欧洲采取优先上网的模式，新能源的实际收益价格通常低于当日电 网中的电力基荷价格，因此新能源从电网中获得的实际收益被称为“捕获价格 （Captured Price）”。2021 年以前，德国离岸风电、岸上风电、以及光伏的 平均捕获价格分别为 33、31 及 36 欧元/MWh；能源危机开始后，也仅有在 2021 年底取暖季及 2022 年 7-8 月 TTF 价格暴涨的时间范围内，出现过超过 180 欧元 /MWh 的超额收益。因此，一方面 180 欧元/MWh 的上限远超新能源历史“捕获价 格”，另一方面也说明新能源在化石能源危机中是最大的受益者之一。

“团结捐款”及“超边际发电端”超额收益税预期部分缓解消费端电价压 力。欧洲消费端电力价格除了采购及电网成本外，消费者需要缴纳环保税、热 电联产等各项附加税。“团结捐款”及“超边际发电端”超额收益税预期在 2023 年实行期间，可以一定程度缓解上述税费。以德国为例，在 2022 年 7 月后取消 了 3.72 欧分/KWh 的 EEG 新能源税，使得德国 7 月居民端总电价与 2022 年 1 月基本持平在 37.3 欧分/kWh。 欧洲宏观风险减弱仍需能源价格整体下行。不论欧洲出台超额收益税还是 暴利税，本质上并没有缓解能源问题带来的高通胀问题，而是从行政层面进行 财政转移，缓解电力消费端的生产及生活压力。从下图电价与欧元/美元的关系 中可以看到，2022 年欧洲宏观走势与能源联系密切，在天然气带领电价下行后， 欧元/美元出现一定程度回升。由于欧洲对化石能源供给端的把控能力较弱，主 动降低需求或能迫使电力价格下行。若欧洲 2022 年取暖季及 2023 年能通过节约 电力降低电力消费和电价，欧洲整体宏观环境或出现边际改善，但截至8月EU27 总发电量仅下行 0.79%。

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 2023 年水力核电供给依然面临挑战

自天然气价格大幅上行以来，欧洲出现煤炭替代天然气现象。从 EU27 发电 结构来看，欧洲去煤化趋势逆转。2021 年煤炭发电占比为 14.21%，较 2020 年提 高 1.95%；2021 年天然气发电占比 13.88%，较 2020 年降低 1.55%。2022 年煤炭 替代效果持续，2022 年 1-8 月 EU27 煤炭发电量合计发电 26.4 万 GWh，累计同比 增加 12.5%。

极端天气助推欧洲能源危机，2022 年水电核电出力不及预期。2022 年夏季 北半球遭遇极端高温，欧洲多地气温突破历史记录。莱茵河等河流水位急速下 降，导致水电及核电出力不及预期，均为近五年最低水平。2022 年 1-8 月水力 发电量累计同比下行 25.46%，同比缺口为 5.88 万 GWh，核能发电量累计同比下 行 15.15%，同比缺口为 6.9 万 GWh。

为弥补核电及水电缺口，2022 年 5-8 月天然气发电量同比转正。2022 年 1- 4 月天然气累计发电量同比下行 6.44%，延续了 2021 年天然气高价下欧洲减少天 然气发电量的趋势。在夏季水电及核电出力不佳的情况下，叠加煤炭重启装机 量有限，天然气发电量在 5-8 月激增。EU27 天然气发电量 5-8 月累计同比增加 16%，1-8 月累计同比增加 3.11%。TTF 天然气价格也是在此情景下，在 2022 年 8 月创下了 340 欧元/MWh 的历史之最。 2023 年水电和核电如期恢复正常具有挑战。法国核电装机量约占欧洲核电 装机量的 60%，由于 2022 年大面积检修计划及极端高温扰动，法国核电运行比 例持续下降。2022 年 1 月法国核电平均运行比例约为 77.61%，而到了 2022 年最 炎热的八月，运行比例下降至 39%。（高温导致河流水温上升，为避免核电站进 一步提高水温造成生态问题，核电站被要求暂停运行）目前，截至 2022 年 11 月 22 日，法国核电运行比例也仅有 54%，约 33370MW 的机组在运行。 法国核电运行比例与欧洲核电发电量的回归分析证明法国核电与欧洲核能 出力情况呈高度相关，R 2 高达 0.89。因此通过法国核电的预期检修计划可推算 出法国核电运行比例及欧洲核电发电情况。根据法国电力夏季出具的检修计划 推算，法国核电在 11 月应恢复至 83%左右，但持续推迟的检修计划和罢工活动 拖慢了修复进程。因此，我们对 2023 年法国核电的恢复持较悲观的预期。

2023 年水力发电或持续不及常值。在经历了长期干旱后，地表水蒸发后， 土壤及部分地下水也会进一步大幅减少。同时新增降水会优先补充地下水及土 壤，而不是用于水力发电。如下图所示，根据路透的预测模型，2023 年德国与 法国水电全年平均发电量将分别低于常值 14.6%和 9.3%。由于气候与降水问题在 现阶段无法做到精准的长期预测，2023 年需持续关注欧洲水电出力情况。

（三）欧洲 2023 可再生能源发电量随装机增长

欧洲 2022 年新能源发电量较为可观，高收益带动下 2023 年新能源装机或继 续高增。从欧盟统计局月度发电量来看，1-8 月，EU27 光伏发电总量 15.58 万 GWh，累计同比 33.6%。风力发电总量 27 万 GWh，累计同比增加 10.98%。从高频 周度数据来看，欧洲互联电网机构统计(ENTSO-E)，欧洲光伏前45周发电约13.7 万 GWh，累计同比增加 13.9%；风力前 45 周发电约 32.2 万 GWh，累计同比增加 0.476%。（注：欧洲统计局与欧洲互联电网机构统计口径不同）

欧洲 2023 新能源装机预期较强，可再生发电量或继续同比增加。欧洲光伏 协会指出德国 2023 年的光伏装机规划较高，欧洲整体装机量或同比增加 28%， 年度新增超过 35GW。此外，欧洲风电协会预计 2023 年风电将同比增加 7.8%，新 增约 20GW。其中 6.3GW 为离岸风电，14.5GW 为岸上风电。通常新能源发电量与 装机量呈正比关系，但太阳能与风能的季节性及波动性较大，气候对其出力表 现影响较大。警惕新能源高装机占比对电力系统带来的高负荷波动性风险。

（四）2022 年底取暖季电价季节性上行，2023 年重心或有所回落

欧洲 2022 年电价屡创历史新高，高位回落后开始进入取暖季上行通道。欧 洲各国电价绝对值不同，但走势基本保持一致。法国、德国、英国及北欧四国 的电价最高值均出现在 8 月底部，与 TTF 天然气的价格走势保持同步。从绝对值 来看，德国、法国、英国及北欧四国 2022 年的平均基荷电价分别为 234、278、 238、125 欧元/MWh。从同比涨幅来看，德国、法国、英国及北欧四国 2022 年的 平均电价较 2021 年分别同比增长 186%、213%、99%及 140%。

目前欧洲天气或已进入传统取暖季，电价预期上行。尽管 2022 年 10月及 11 月前半月欧洲出现了超出常值的季节性气温，大幅推迟欧洲取暖季的到来，但 11 月下旬的小寒潮推动欧洲用电用气。电价及气价均走出磨底阶段，出现价格 上行。从未来三个月的气温预测来看，德国及法国在 2022 年 12 月初便会经历更 为强烈的寒潮，预期届时电价正式进入取暖季上行通道。

欧洲远期电价在 2023 一季度前呈 Contango 结构，一季度后为 Back 结构。欧洲各国远期电价一定程度上反映了不同国家之间的电力供需差异，同时体现 市场对 2023 年欧洲摆脱能源危机的较低预期。从 2022 年 Q4 及 2023 年 Q1 的远 期价格来看，法国面临较为严重的电力短缺预期，主要因法国核电的低检修完 成率，电力绝对价格甚至与 8 月出现的历史极值持平。而德国、荷兰、西班牙则 体现出高天然气库存下，电价难以突破前高的预期。 欧洲远期电价依然保持高位。值得注意的是，德国、法国、荷兰 2023 年 Q2 及 Q3 的远期电价依然保持在接近 300 欧元/MWh 的高位，虽低于 2022 年二三季度 的均价，但依然大幅高于往年不到 100 欧元/MWh 的价格。我们认为主要有以下 三个原因:1)欧洲抛弃俄罗斯低价管道气，转而大量进口 LNG，抬高天然气均价 （详情可见本文天然气/LNG 部分）。2)2023 年核电水电预期较差。3）市场预期 2023 年夏季或再次发生抢气补库。

电价回归供需基本面仍需时日，预期 2023 年电价依旧跟随化石能源波动。 历史上来看，在天然气价格平稳的年份，欧洲电价的波动通常由电力负荷与机 组出力之间的平衡来决定。以 2017 德国为例，电价的上行与下降与德国电力供 需差的边际变化来决定，当电力供需差（出力-负荷）环比上行时，电价通常会 下降；当电力供需差环比下行时，电价上涨。与此同时，电价与负荷变动也呈 现出一定周期性，交替出现上涨与下降。

六、新能源与碳中和：碳中和目标稳中求进，硅 料价格下跌光伏迎来转机

（一）碳中和目标稳重求进，推动碳价高位运行

短期来看，煤电利润强势持续支撑欧洲碳价。欧洲目前火电气电利润价差 依然保持在 100 欧元/MWh 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。

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。 中国碳市场管理稳步前行，更多行业将纳入碳排放管理。2022 年 11 月 3 日， 生态环境部公布《2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施 方案（征求意见稿）》，明确全国碳市场第二个履约期的配额核算与分配方法等 细则，其中碳排放基准值下降，发电企业配额或减少，从而带动碳价提升。 2022 年 11 月，工业和信息化部、发展改革委、生态环境部等三部门联合印 发《有色金属行业碳达峰实施方案》。 “十四五”期间，有色金属产业结构、用 能结构明显优化，低碳工艺研发应用取得重要进展，重点品种单位产品能耗、 碳排放强度进一步降低，再生金属供应占比达到 24%以上。“十五五”期间，有 色金属行业用能结构大幅改善，电解铝使用可再生能源比例达到 30%以上，绿色 低碳、循环发展的产业体系基本建立，确保 2030 年前有色金属行业实现碳达峰。

（二）中欧美继续布局能源转型与碳中和，并展开关键领域竞争

硅料价格下行拐点临近，中国光伏收益率或迎来提升。截止 2022 年 9 月， 中国光伏装机累计同比大幅 132%，累计新增装机达到 52.6GW。从碳中和及能源 转型目标出发，国家推动的风光大基地政策帮助光伏市场取得良好成绩。从未 来光伏持续降本和光伏装机市场化的角度来看，随着硅料投产恢复，光伏收益 率有望提升。经测算，若光伏硅料价格从 300 元/kg 下行至 195 元/kg，集中式 光伏全国平均收益率将从 5.24%上行至 6.62%；分布式光伏全国平均收益率将从 12.21%上行至 14.31%。

中国双碳目标明确，步伐坚定。除了下表中有关可再生能源的规划、高质 量发展、科技创新等方案，近期发改委与能源局也共同发布了《关于进一步做 好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，指出要“以 绿色电力证书（简称绿证）作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证”，要求 “绿色电力证书原则上可转让”，“积极推进绿色电力证书交易市场建设，推动 可再生能源参与绿色电力证书交易”。这将有助于强化绿色电力证书可交易、可 转让的功能，有利于进一步提升可再生能源的收益率，并降低社会总排放量， 向 3060 目标迈进。

欧盟长期仍聚焦于加快能源转型及提高能源效率。欧盟计划将 2030 年欧洲 可再生能源在一次能源中的占比目标从 40%提高到 45%，同时将欧盟范围内的节 能目标从 2030 年能耗低于 2020 年的 9%提高至 13%。主要实现的途径为：1）提 高新能源装机量，2030 年可再生能源装机总量由 1067GW 增加至 1236GW，其中 2025 年光伏装机 320GW，2030 年装机 600GW。

美国削减通胀法案持续支持可再生能源。2022 年 8 月 16 日，美国总统拜 登签署了国会两院通过的《通胀削减法案 2022》，该方案被称为美国史上最大规 模的气候投资法案，或助推美国温室气体排放在 2030 年较 2005 年减排 40%， 2035 年实现零碳电力。在光伏行业方面，该法案延长了集中式和分布式光伏电 站 30%的投资税收抵免政策（ITC），并对光伏设备生产商提供了税收抵免，补贴 等政策以提振本土产能。在新能源汽车方面，该法案取消了单一车企 20 万辆销 量补贴上限，并对中低收入人群购买满足法案要求的电动车最多提供 7,500 美元 /车税收抵免，同时新增二手车 4000 美元补贴。

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