2023年能源转型与碳中和二季度策略报告 海外衰退预期强化，油价震荡探底

一、原油：海外衰退预期强化，油价震荡探底

防疫管控放开后，国内交通出行活动迅速恢复至疫情前水平，油品需求恢 复良好，但海外需求表现萎靡。俄油减量低于预期，而其余产油国供应保持稳 定，全球石油供应仍然充足。硅谷银行破产事件引发全球系统性风险恐慌，宏 观情绪打压下布伦特回落至 75 美元/桶以下。

（一）供应：俄油减量低于预期，全球石油供应仍稳中有升

1）贸易结构重塑顺利，俄油减量低于预期

制裁力度偏弱，俄原油转口贸易进展顺利。欧美对俄原油及成品油限价措 施均已落地，制裁力度整体偏弱，俄罗斯油品均可在当前限价水平下流通。而 折价俄原油在市场上具备较高吸引力，亚洲买家承接大量海运俄原油，中、印、 土三国合计进口海运俄原油数量较俄乌冲突爆发前上升超过 150 万桶/日，基本 对冲欧洲买家减量，俄原油海运出口规模与俄乌冲突爆发前无实质性变化。

俄成品油出口减量难以避免，但中期来看俄油减量或低于 100 万桶/日。印 度、中国等国均为炼能大国，对俄成品油的需求较少，俄成品油主要承接者为 非洲、拉美等地国家，其承接能力不如亚洲国家。因此成品油禁令生效后，俄 油出口减量难以避免。2 月成品油禁令落地后，欧洲进口量接近清零，大量俄罗 斯成品油转化成为浮仓库存，而俄罗斯亦将于 3 月主动减产进行应对。但中期来 看，俄罗斯可通过影子船队及油品置换等方式增加出口，若制裁条件不变，预 计中期俄油减量不足 100 万桶/日，远低于此前市场预期。

2）OPEC+供应以稳为主，关注后期政策变化

OPEC+本轮减产迅速完成，近期产量维持稳定。2022 年 11 月起 OPEC+正式将 产量基准下调 200 万桶/日，实际所需减产量为 90-100 万桶/日左右，近 90%的 减产任务由中东核心国家负责。本轮减产执行情况良好，减产首月核心国家已 基本足额完成减产任务，随后数月剔除豁免国后的 OPEC+总产量基本维持在 3830 万桶/日左右。 OPEC+生产政策以稳为主，关注后期变化。本轮生产协议有效期直至 2023 年 年末，而多名 OPEC+成员国官员均在公开发言中表达其维持全球石油供应稳定的 决心，预计 OPEC+仍将维持当前的生产基准，未有下一步集体行动前其实际供应 量或同样将维持稳定。但随着宏观风险进一步蔓延，若海外进入衰退状态，或 导致 OPEC+启动新一轮减产协议，关注 OPEC+产量动态调整的进展。

3）美国增产预期较为确定，但增产节奏或先慢后快

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 2022 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， 增产预期较为确定。 完井增长结构改善但绝对值偏低，美国增产速率或仍然偏缓。截至 2023 年 2 月美国新增钻井 992 个，环比下降 15 个，低于疫情前水平 70 个左右；完井数 971 个，环比下降 1 个，低于疫情前水平 120 个左右；开钻未完钻井上升 21 个至 4773 个。新井足以覆盖生产需求，完井不再依赖 DUC 释放，美国增产动能有所 改善，但完井绝对值水平仍偏低。从高频数据来看，美国本土活跃钻机及压裂 队数量增长于 2022 年年末进入瓶颈期，短期美国产量增长斜率或仍然偏缓。

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；23 年美国原油产量为 1244 万桶/日，同比增长 56 万桶/日，基本 恢复至 2019 年水平。但从节奏看，23H1 美国原油产量重心预计在 1240 万桶/日 左右，年末有望接近 1260 万桶/日，下半年增产速率有望加快。

（二）需求：内外分化延续，短期需求或仍然偏弱

1）防疫管控放开国内需求恢复良好

国内交通出行基本恢复，但后期增量或偏少。随着防疫管控全面放开，春 节过后国内交通出行活动迅速恢复，百城拥堵指数及国内航班执行数均已回升 至 2019 年同期水平，交通部门的油品需求恢复速度快于预期。但大量国际航班 目前仍无复飞计划，而我国汽油消费并无明显季节性，随着需求疫后修复基本 结束，交通部门用油需求环比增量不足，我国油品需求增长点或将转移至工业、 化工等部门。

经济复苏或支撑后期国内工业用油需求。节日效应下，今年各行业复工复 产时间普遍偏晚，地产复工状况仍不理想，多个化工品种的开工率仍然偏低。 但我国 2 月制造业 PMI 在四个月后重新回到扩张区间，且录得近年来最高值，经 济逐步向好趋势不改，工业用油需求或将成为后期我国油品需求主要增长点， 关注经济复苏实际进展。

2）衰退风险扩大海外需求整体悲观，但短期或有小幅增量

衰退风险扩大海外需求整体悲观。海外需求疫后修复已基本于 2022 年完成， 油品需求增长回归与经济增长挂钩的模式。但高通胀下欧美央行被迫迅速收紧 货币政策，显著抑制实体经济增长，美国 ISM 制造业 PMI 多项生产性指标最近数 月陆续落入收缩区间，而欧元区制造业 PMI 已连续八个月位于收缩区间。年初至 今美国中质馏分油消费长期位于低位，而海外柴油库存亦持续累积。硅谷银行 破产事件爆发后，系统性风险持续蔓延，尽管美联储加息预期已大幅回落，但 海外衰退时点或提早来临，油品需求整体悲观。

欧美出行需求逐步修复，关注增长速度。尽管经济增长预期悲观，但随着 冬季结束，欧美逐步进入传统出行旺季。按照往年经验，夏季驾驶出行旺季美 国汽油需求较淡季高 100-150 万桶/日；而从航班排班数量来看，4 月中旬后全 球航煤需求亦有近 100 万桶/日的增量。同时，当前欧美服务业仍有一定韧性， 对当地居民出行消费需求形成一定支撑，关注海外出行需求增长速度。

（三）展望：供需弱平衡，衰退风险蔓延油价震荡探底

从供需平衡看，供应稳中有升而需求旺季暂时未至，供应或存在小量盈余， 而宏观风险将主导油价震荡探底。对俄油品制裁已相继落地，整体力度仍然偏 弱，预计俄油实际减量在 100 万桶/日以内，中期来看减量有一定下降空间。 OPEC+生产政策目前仍然以稳为主，而美国产量缓慢上升，全球石油供应维持稳 中有升。需求侧，疫后需求修复基本完成，后续需求变化取决于各国经济状况 及季节性特点。国内经济向好趋势不改，但当前复苏节奏仍然偏弱，油品需求 或难以迅速抬升；衰退背景下发达经济体需求整体承压，交通出行需求虽逐步 改善，但预计二季度末方可进入需求高峰。因此，二季度油品市场或将呈小幅 供应过剩状态。宏观风险方面，硅谷银行破产事件持续发酵，多家美国及欧洲银行陆续爆发危机，系统性风险持续蔓延。尽管当前美联储加息预期已显著弱 化，但衰退预期大幅增强，宏观交易主导下预计油价震荡探底。

二、动力煤：供需宽松煤价中枢下移，行业利润仍 居高位

2022 年，国内煤炭增产保供和需求增速放缓，使得煤炭供需平衡向宽松转 换，社会库存得到极大补充。2023 年一季度，在保供政策延续和经济向好的局 势下，国内煤炭维持整体供需宽松，煤炭价格承压下行，行业利润高位回落， 但多因素扰动下，煤炭现货价格波动率加强，判断难度加大。

（一）供应：国内外供应宽松迹象显露，今年产量增速或放缓

1）保供政策延续，高产量和高进口量延续

原煤日产 1244 万吨，供应表现略超预期。2023 年 1-2 月，国内生产原煤 7.3 亿吨，同比增长 5.8%，增速较上年 12 月提高 3.4 个百分点，日均产量 1244 万吨。考虑到今年春节煤矿放假时间长于上年，且 2 月份内蒙阿拉善新井煤矿事 故引发安全检查收紧，以及节后煤价大幅下跌可能影响产量，日均 1244 万吨的 产量表现出供应能力超预期。 低基数效应下，进口量同比大增 70.8%。由于 2022 年初印尼煤出口禁令及 海外能源价格造成的低基数效应，今年 1-2 月进口煤炭 6064 万吨，同比大幅增 长 70.8%，如果以环比视角来看，1-2 月进口量也处于偏高水平。今年 1 月初开 始，澳洲煤发往中国数量增多，叠加同期海外能源价格大幅回落，为我国进口 煤提供了有利的外部环境。

2）高库存熨平结构性问题扰动

各环节库存居于高位，高库存熨平结构性问题扰动。自 2022 年 11 月以来， 环渤海港口库存持续上行，且春节期间也保持高位累库趋势，一反往年“节前 去库、节后补库”的常例，截至 3 月 16 日，环渤海合计煤炭库存仍在 2700 万吨 以上高位水平，江内港口库存也自年初以后持续增加，二十五省电厂库存虽有 季节性去库，但也处于历年来同期最好水平。供需宽松造成的中下游库存压力 进一步向上游传导，导致坑口煤矿及站台也出现累库压力，春节以来，煤矿降 价幅度增强。此外，高库存叠加电煤淡季，使得长协煤与市场煤、高卡煤与中 低卡煤的结构性问题受到压制，结构性问题对煤价的支撑力度有所冲淡，因此 春节后煤价几次反弹高度均有限。

3）2023 年原煤产量增速有望放缓，进口或在 3 亿吨左右

2023 年原煤产量增速有望放缓，进口或在 3 亿吨左右。考虑到 2021-22 年 新增产能集中投放，预计 2023 年新投放产量将减少，叠加高库存可能产生的负 反馈影响，预计今年产量增速较上年大幅放缓。全球能源价格自 2022 年 8 月以 来大幅回落，进口价差重新打开并贴近国内价格运行，有助于进口煤量改善， 预计全年进口煤在 3 亿吨左右。考虑到进口澳洲煤回归以及 4 月起恢复征收进口 煤关税，预计来源国将发生变化，澳洲煤占比有望大幅提高，但一些远距离的 海运煤或将进口量减少。

固定资产投资维持较低增速，本轮产能集中投放之后，未来几年产能接续 能力有待观察。自 2022 年以来，煤炭行业固定资产投资增速保持下降趋势， 2022 年累计增速为 5.1%，今年 1-2 月累计同比增 5.5%。近两年的高煤价并未引 发行业投资出现明显改善，因此，虽然 2023 年煤炭行业供需趋向宽松，但本轮产能核增集中释放之后，后续可用于新投放的产能可能近几年内接续不足，继 续支撑煤价中枢显著高于疫情之前水平。

（二）需求：春节后需求快速修复，但清洁能源挤压火电形势依旧

1）用电量：高耗能行业拉动效果明显，其余需求仍待回复

节后需求快速恢复，二产用电同比大增。1-2 月，全社会用电量累计 13834 亿千瓦时，同比增长 2.3%。分产业看，第一、二、三产业及城乡居民生活用电 量增速分别为 6.2%、2.9%、-0.2%和 2.7%，其中 2 月份分行业增速分别为 8.6%、 19.7%、4.4%和-9.2%。二产用电的高增速，一方面因为上年 2 月仍处春节而今年 春节较早，另一方面，也是得益于疫情放开之后，工商业经济活动快速提升。 高耗能行业拉动效果明显，其余制造业需求仍待恢复。1-2 月，第二产业分 行业来看，工业用电占二产用电比重高达 98%，其增速为 3.2%，制造业占比高达 72%，同比增长 1.4%，其中：（1）四大高载能行业用电量合计 3586 亿千瓦时， 占二产比重41%，同比增长3.1%，有色、黑色、化工和建材用电增速分别为7.6%、 1.4%、0.6%和 0.4%；（2）高技术及装备制造业用电量 1271 亿千瓦时，同比增速 与去年持平；（3）消费品制造业用电量 707 亿千瓦时，同比下降 5.9%；（4）其 他制造业行业用电量 693 亿千瓦时，同比增长 2.9%。除四大高耗能行业（尤其 有色）用电量大幅增长以外，其余制造业用电整体表现疲软，显示出对应行业 经济景气度仍待恢复。

2）发电端：清洁能源挤压火电，水电淡季低迷

发电量增速放缓，清洁能源挤压火电。2023 年 1-2 月，全国发电量 13497 亿 千瓦时，同比增长0.7%，增速比上年12月份放缓2.3个百分点，日均发电228.8 亿千瓦时。1-2 月份，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增速分别为2.3%、3.4%、4.3%、30.2%和 9.3%，火电、水电由增转降，核电增速放缓，风电、 太阳能发电增速加快。 水电淡季表现低迷，Q2 来水有望边际改善。2022 年 7 月份，我国降雨减少 导致水电汛期反枯，三峡电站以近十年最低水位进入枯水期，蓄水量低于往年 近 100 亿立方米。考虑到今年气候将由拉尼娜向厄尔尼诺逐渐转换，预计我国南 方降水将在二季度逐步改善，三季度水电发力概率较高。在清洁能源整体占比 逐年提高的趋势下，水电受天气影响的发电节奏将直接影响火电电量。

日耗回归季节性趋势，电煤迎来消费淡季。春节之后沿海经济活动快速恢 复，沿海电厂日耗同比高位运行，进入 3 月份，日耗逐步回归季节性，农历及公历同比均已回到 21-22 年平均水平，预计二季度气候条件平稳，电煤消费将呈现 出明显的淡季特征。虽然 PMI 指数自 1 月起进入扩张区间并持续上扬，但出口下 滑的压力已经开始有所体现，预计对电力需求和电煤消费的抑制作用将逐步体 现。

3）各项开工指标向好，非电需求迎来边际改善

各项开工指标向好，非电需求迎来边际改善。农历正月十五之后，非电各 行业开工率出现明显回升。截至到 3 月中旬，高炉开工率 82.29%，较上月增加 2.75%，铁水产量也维持较高水平；基建项目拉动之下，各地水泥开工率持续回 升，水泥销售价格持续回暖；冬季检修期结束后，煤质甲醇装置陆续重启，3 月 以来开工率持续上行。非电需求回暖，对动力煤现货市场形成一定的价格支撑。

（三）行业利润：煤炭维持较高利润，下游盈利空间改善

煤价中枢下移，行业利润高位回落，下游行业盈利空间改善。煤炭开采和 洗选行业成本较低，虽然 2022 年四季度以来煤价中枢下移，截至 2023 年 3 月， 秦皇岛港 5500K 动力煤月均价降至 1130 元/吨左右，带动行业利润高位回落，但 即使参考港口长协价区间 570-770 元/吨，对煤矿而言，依然能维持较丰厚的利 润。煤价中枢下移可以为下游众多行业疏解成本压力、让出利润空间，利好下 游火电、煤化工、钢铁、水泥建材等行业的利润改善。

（四）展望：供需宽松中枢下移，夏季或有反弹行情

全年供需宽松，煤价中枢下移，但水电出力节奏仍有较大不确定性。即使 保守估计今年国内原煤产量增速下滑、进口仅增长至 3 亿吨左右，但考虑到上年 累计下来的较高的社会库存、经济增长 5%的目标和清洁能源装机发电提升，今 年的煤炭供需依然较为宽松，煤价中枢下移的概率较大，需要密切关注年长协价格是否下移。二季度为电煤消费淡季，但长协保供下的市场二元化特征明显， 非电需求季节性提升与市场煤流动性不足的结构性问题，容易支撑煤炭现货价 格。此外，二季度为水电由枯转丰的关键时间，考虑到当前较低的水位基数和 我国可能在下半年进入厄尔尼诺，因此二季度水电仍有一定不确定性。今夏天 气炎热，若二季度水电发力不及预期，社会库存消化之后，迎峰度夏备货时煤 炭价格有望迎来反弹行情，但高度有限。 海外煤炭供需宽松，中国需求引领海外煤价。在欧洲天然气和煤炭补库相 对充足、海外经济衰退风险加大的情况下，海外市场煤炭价格更多由亚太市场、 中国需求引领。整体而言，预计全球煤炭价格中枢位置较上年下移，但仍显著 高于疫情之前水平，今夏旺季高度有限。

三、天然气：供需矛盾明显缓和，季节性波动或 成主旋律

随着俄罗斯对欧洲管道气供应的大幅回落，地缘风险导致的扰动基本落地。 气价重心的下调，叠加中国防疫政策转向，需求端出现边际修复的迹象；但受 制于全球经济复苏节奏偏缓等因素，修复速度明显较慢。因此，在气温更温和、 库存更健康、供应维稳、需求弱势主要背景下，全球气价在 2023 年一季度共振 下行。

（一）欧洲：供应仍有缺口然需求预期下行，基本面维持紧平衡

1）欧洲供应：2023 年供应缺口或仍有 200-300 亿立方米

2022 年欧洲总供应同比上行，主要因 LNG 进口大幅增长。2022 年欧盟 27 国天然气总供应（产量+净进口）为 3887 亿立方米，同比增加 62 亿立方米，其中 净进口量合计为 3420 亿立方米，增量 44 亿立方米。供应持续高位的背后是疯狂 进口的 LNG：2022 年合计净进口量 1254 亿立方米，增量 524 亿立方米；而管道 气净进口量合计为 2166 亿立方米，减量 480 亿立方米；LNG 增量略高于管道气 缺口。

2023 年预计俄对欧供气缺口仍近 400 亿方。俄气公司（Gazprom）2022 年天 然气产量为 4126 亿立方米，同比下降 19.85%；对非独联体国家的天然气出口量 为 1009 亿立方米，同比下降 45.49%，达 30 年来最低点。2023 年 1-2 月亚马尔欧洲、北溪一号以及乌克兰通道对西北欧供气仅剩乌克兰通道，合计供气量 16.21 亿立方米，同比下降 96 亿立方米。假设年内俄罗斯对西北欧供应仅剩乌 克兰管道且流量维持当前水平，预计 2023 年俄管道气缺口仍有 372 亿立方米， 其中上半年减量为 322 亿立方米，占比超 85%。 非俄管道气供应上升潜力有限。2022 年包括挪威、阿塞拜疆以及阿尔及利 亚等在内的欧洲管道气进口其他来源国均有扩产增量出口的计划。然监测 1-2 月 高频数据，挪威向西北欧供气同比下降 4 亿立方米，阿尔及利亚及尼日利亚向西 北欧供气同比下降 9 亿立方米，管道供气不增反降。受制于本土产量增量不足， 2023 年挪威流向欧盟的管道天然气预计维稳；阿塞拜疆通向欧洲市场的 TAP 管道产能利用率已接近满负荷，预期供气增幅有限；阿尔及利亚方向，随着 Berkine 南部盆地气田的开发，对欧出口量存一定上升空间；英国的瓶颈仍集中 与管道内输产能，在 2022 年达到历史高点后，2023 年或稳中存在小幅下降风险。

2023 年 LNG 出口增量或低于 190 亿立方米。美国 Calcusieu Pass 二期 2022 年 9 月开始试运行，莫桑比克 Coral South FLNG 于 2022 年 10 月开始运营，二 者新增产能 114 亿立方米。美国自由港自 2 月底开始逐步回归，然至今仍未恢复 满负荷，年内增量预计仅有 80 亿立方米。Tortue FLNG 在 2022 年 11 月基本完成 85%，2022 年 8 月 Eni 购买 Congo FLNG 并开启“Fast LNG”计划，预期 2023 年 二季度上线，二者预期新增产能 75 亿立方米；此外俄罗斯北极二号第一列装置 开启时间或定在 2023 年 12 月，Golden Pass T1 开启时间延后至 2024 年，即超 160 亿方产能无法在 2023 年兑现。汇总可得，2023 年 LNG 出口增量或低于 270 亿立方米。 中国需求复苏或分流更多 LNG 资源。据统计，中国 2023 年开始执行的 LNG 长协合同供给合计达 92 亿立方米，2022 年 LNG 进口同比 2021 年下降 211 亿立方 米。则中国需求复苏或分流 100-200 亿立方米左右 LNG。 综上，2023 年欧洲供应减量或至少在 200-300 亿立方米。

2）需求仍有回落空间，主要减量在电力部门

温和天气、节能以及高气价导致 2022 年欧盟天然气消费大幅下降。2022 年 欧盟 27 国天然气消费量 3568 亿立方米，同比下降 13.46%，主要减量集中于工 业以及商住部门。温和的天气条件限制空间供暖需求，创纪录的高价格激励居 民及商用部门节能、打压天然气及能源密集型行业产能下降。 工业部门需求预期弱复苏，商住部门或小幅上升。据 IEA 预测，2023 年 OECD 欧洲天然气消费预期下降 3%，主要减量集中于电力部门，而工业部分预期 修复 10%，商住部门增加 3%。跟踪高频数据，截至 3 月初，德国工业及商住用气 累计同比均下降 13%，法国工业及商住用气累计同比分别下降 5%和 10%。考虑欧 盟以及 IEA 均有计划将去年实施的 15%节能计划持续时间延长，工业需求修复不 及预期等因素影响，我们预计工业部门需求反弹相对保守，商住部门维稳为主。

气煤发电消费均趋向回落。随着水电及核电的部分回归，欧洲去碳化进程 仍在继续，市场消息称法国 EDF 集团将按计划于 3 月 31 日关闭在英国的两座煤 电机组，在此背景下，我们假设煤炭发电降幅大于气电，或大幅下降 25%。三种 情景：（1）情景一：经济疲软导致总发电量同比下降 1.66%，则对应需要天然气 发电量 314TWh，同比下降 21.89%；（2）情景二：经济维稳总发电量不变，则对 应需要天然气发电量 358TWh，同比下降 10.95%；（3）情景三：经济复苏总发电 量增加 1.69%，则对应需要天然气 403TWh，同比基本持平。 三种情境下，天然气发电量或同比下降 21.89%/10.95%/0%，基于此我们假 设，2023 年天然气电力部门消费在悲观/中性/乐观情景下增速为-20%/-10%/0%。

3）联合采购或利于二三季度补库，然风险犹存

合采购天然气降本增效，然采购量有限风险犹存。截至 3 月中旬欧洲库容 率为 55.77%，最新一周去库速度约为 1.4%/周，近一月欧洲气温仍有波动，绝对 值低于历史同期，环比震荡上行，预期欧洲将以高于 50%的库容水平进入补库周期。4 月即将开始的联合采购或将增强欧洲购买优势的同时降低部分成本，然初 步估计总需求量为 240 亿立方米。IEA 推荐及部分国家目标设定或将后续取暖季 前补库目标定在 90%及以上，即需要 440 亿立方米，联采量占比仅 55%。因此联 合采购能够缓解部分补库压力，然更加恶劣的管道气进口形式及不确定的 LNG 市 场都将成为悬在欧洲头顶的达摩克利斯之剑。

（二）美国：供强需弱库位偏高，美国年内季节性波动为主

美国产量上升空间有限，增速放缓。2022 年美国天然气产量增速 4%，主要 得益于二叠纪盆地及其他页岩油增产驱动伴生天然气产量上行，然与之对应的 页岩气产量出现小幅下滑。同时以 Appalachian Basin 为首的核心区域钻探活动 减少，一边面受制于经济因素，此外管道输送能力达上限也是重要的限制因素 之一。资本开支增幅有限、成本通胀、劳动力短缺、核心区钻井集中度下降导 致生产效率下行等风险压制产量增速。据 EIA 预测 2023 年美国干气产量为 28.5 亿立方米/日，同比增速 2.6%，增速放缓。

经济压制工业及电力部门需求，本土消费持续承压，或于 2022 年达峰。 2022 年美国天然气消费同比增加 5.4%，其中电力及商住部门增幅较大，主因为 极端天气导致的制冷、取暖需求，工业部门小幅增长。据 EIA 预测，2023 年美 国消费预计为 24.48 亿立方米/日，同比下降 2.4%，其中商住部分稳中小增，而 主要减量集中于工业及电力部门。长期视角来看，预计 2022 年美国天然气消费 已达峰。

LNG 出口仍是美国天然气需求主要增量来源。2022 年美国 LNG 出口量为 3 亿 立方米/日，同比增速 8.7%。2023 年美国 LNG 出口增量主要依靠 Calcusieu Pass 的商业运行以及自由港的回归，预期平均出口量为 3.42 亿立方米/日，增速为 14%。Golden Pass 以及 Plaquemines LNG 一期将集中于 2024-2025 年投产，此 外，新批项目 Corpus Christi Liquefaction 三期项目获批，计划也将于 2025 年投产，上述项目合计产能 375.5 亿立方米，即 2025 年后美国出口能力将增至 4.45 亿立方米/日，年均增速 15%。

库位水平偏高，年内供强需弱利好补库。截至 3 月 10 日当周，美国天然气 库存为 558 亿立方米，自 2022 年 11 月中旬开始共去库 473 亿立方米，虽当前美 国部分地区仍面临极端天气，取暖季未完全过去，但整体去库情况好于预期， 目前库位水平较近五年平均高 18%，去库速度明显低于历史同期。综合来看，较 高的库位使得供应端更具弹性，同时考虑年内供应增量或有 0.7 亿立方米/日， 虽出口端增量也有 0.42 亿立方米/日，但在消费承压的背景下，年内美国补库预 期无压。

（三）展望：总量盈余相对明确，然短期供需时空错配或引发市场波动， 重点关注三四季度消费旺季

年内欧洲仍需压缩部分需求，中长期市场过渡至供过于求。年内俄管道气 进口仍有近 400 亿方缺口，虽 LNG 出口仍有部分增量空间，然中印等国需求复苏 或分流 LNG，预计 2023 年欧洲供应减量或至少在 200-300 亿立方米。短期气价或 与需求形成动态平衡，中长期随着节能计划演变为长期习惯、可再生能源恢复 以及新增装机，欧洲去碳化进程将持续打压天然气需求。而随着欧洲 2022-23 年间兴建的 LNG 接收站产能上线，全球 2024-2025 年间 LNG 出口增量兑现，市场将 明显过渡至供过于求。 2022 年消费或已达峰，LNG 出口为需求主要增量。美国本土天然气产量稳中 有升，虽增速放缓，然本土消费或逐年下行，叠加库存水平偏高位，天然气基 本面相对乐观，考虑 2-3 美元/百万英热为主要平均成本基准，年内气价或呈现 季节性波动，趋势性行情难复现。中长期来看，未来两年 LNG 出口增速高企，然 产量增速或不敌，美国市场与外部联动性将持续增长。

能源贸易格局重塑或接近尾声，但余韵犹存。IEA 继续下调欧亚 2023 年天 然气供需，全球供需偏弱供应盈余再度扩大。二季度全球消费淡季天然气市场 供销平淡，重点关注中国工业复苏情况；三季度迎峰度夏消费小高峰厄尔尼诺 概率偏高或加剧干旱天气幅度及范围，需求强势市场或有收紧；2023/24 取暖季 形势并不明朗，补库需求同样紧迫；多重风险因素压制下，2023 年天然气市场 危机仍未完全渡过。

四、欧洲电价：欧洲电力市场新改革，助力电价 脱钩化石能源

（一）欧洲电力市场改革方案于 3 月 14 日通过

截至 2022 年 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%。 欧洲议会 2023 年 3 月 14 日审议通过新的电力市场改革设计方案。该措施主 要包含三个部分：（1）增加 PPA 长协订单,进一步削弱短期价格波动在电价构成 中的权重。（2）欧洲议会要求成员国在使用补贴进行低碳及绿色能源投资时使 用双向合约，即成员国在相关投资中获取的收益需要重新对电力消费者进行补 贴。（3）允许电力用户使用超过 1 台电表，即与多家电力公司签约。上新增方案 试图使欧洲电价与快速波动的化石能源脱钩、缓解欧洲能源消费者的账单压力、 并降低新能源发电端在超高电价中的获得的超额收益。

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）2022 年欧洲发电低于往年，水力及核电是短板

2022 年欧洲总发电量低于往年，水力及核电是短板。2022 年 EU27 总发电量 263.7 万 GWh，同比下降 3.17%。其中煤炭、天然气、水电、风电、光伏、核电 发电量分别为 40.7、40.2、29.7、41.8、20、61.8 万 GWh。从发电占比来看， 主要出现大幅下降的发电端是核电及水电。核电 2022 年占比为 21.89%，较 2021 年下降 3.65 百分点；水电 2022 年占比 11.23%，较 2021 年下降 1.94 百分点。 为弥补因极端夏季高温造成的水电及核电出力下降，欧洲传统化石能源发 电量在 2022 年继续反弹。煤炭 2022 年占比为 15.42%，较 2021 年上升 1.21 百 分点；天然电 2022 年占比 15.59%，较 2021 年上升 1.72 百分点。 欧洲新能源装机持续提升，风力光伏发电表现突出。2022 年 EU 光伏新增装 机量约 41.4GW，同比增加 47%，发电量 20 万 GWh，同比增加 25.9%；风电新增装 机量约 16GW，发电量 41.8 万 GWh，同比增加 8.6%。

（三）欧洲煤炭-天然气点火利润价差转正，欧洲煤炭替代天然气趋势逆转

火电及气电利润在市场层面决定欧洲采用何种发电能源，2022 年四季度及 2023 年一季度煤炭利润大幅回落。火电-气电利润价差在 2022 年 9 月达到 350 欧 元/MWh，市场利润促使欧洲大量采用煤炭发电。随着能源危机退潮，截止 2023 年 3 月，火电-气电利润重新回到 0 以下，即火电发电利润开始低于气电发电利 润，煤炭替代效应消除。

（四）欧洲 2023 年一季度水力恢复较快，但核电供给依然面临挑战

欧洲 2023 年一季度水电恢复较强，但核电出力比例依然偏低。从高频周度 发电量数据来看，欧洲 2023 年前 10 周水力发电 8.9 万 GWh，累计同比 2022 年增 长 6.5%，同比 2021 年下降 1.6%。前 10 周核电发电 12.4 万 GWh，累计同比 2022 年下降 7.7%，同比 2021 年下降 1.5%。

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 0.9。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。2 月底，法国能源集团在海峡沿岸的一 座核电站的冷却管道中发现裂缝，导致法国核电运行比例从 2 月 13 日的 72%快 速下降至 3 月 13 号的 54.18%。该集团饱受老化反应堆及维护问题的困扰，检修 计划持续受到打扰。因此，我们对 2023 年法国核电 2 季度的恢复持较悲观的预 期。

（五）2023 年一二季度电价区间震荡，关注夏季极端天气可能性

2023 年一季度欧洲电价重心低于 2022 年，但仍大幅高于往年。截至 2023 年 3 月 17 日，北欧、德国、法国、英国的日前电价分别为 86、93、102、130 欧 元/MWh，显著低于2022年同期。同比2022年分别下降了16%、32%、39%及38%。

欧洲远期电价在 2023 年呈 Contango 结构，2024 年一季度后为 Back 结构。 从 2023 年远期价格来看，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。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。

目前欧洲传统取暖季已过，预期电价在一二季度保持区间震荡。2022-2023年冬季气温整体高于往年。进入二季度后，欧洲经历大范围、持久的寒潮概率 偏低。与此同时，二季度是欧洲电价的传统淡季，电价在没有外部影响的情况 下倾向于跟随供需节奏波动。电价短期涨跌需要关注风力发电出力情况及寒潮 预警。 2023 年二季度水力发电和核电仍面临气候风险。如下图所示，根据欧洲中 期天气预报中心预测模型，2023 年夏季北欧及南欧的地面气温将继续高于往年 常值。尤其是南欧地区 7 月份的地面气温或大幅高于常值，或造成与 2022 年相 同的久旱气候。因此，从极端气候的角度来看，欧洲夏季的水电及核电的出力 情况不容乐观。考虑到大幅增加的新能源装机，欧洲电力供应短缺程度将低于 2022 年。

五、新能源与碳中和：碳中和目标稳中求进，碳 价或整体高位运行

（一）欧洲碳价短期受宏观风险扰动，但长期碳价仍将稳步增长

欧洲碳价短期将跟随欧洲宏观风险运行。2023 年一季度火电气电利润价差 从 100 欧元/MWh 逐步下行至 0 欧元/MWh。尽管火电利润大幅下降，对碳价有一 定利空，但欧洲能源危机的阴霾依然存在，火电机组依然为常备能源。与此同 时，欧洲一季度宏观风险随着能源价格下行逐步降低。碳价也从年初的 80 欧元 上行至 3 月初的 100 欧元/吨。直到 3 月中旬瑞信，硅谷银行等银行出现流动性 危机后，欧美宏观风险大幅上行，导致碳价资产同步下跌。综上所述，2023 年 二季度碳价或将继续与宏观风险同步运行。

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 2022 年 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。与此同时，2023 年 1 月 25 日，路透分析师提高了对 2023-2025 年欧洲碳排放权的价格预测。分析师 将 2023、2024、2025 年 EUA 均价较上次预测分别提高 4.2%、1.9%、0.6%，EUA 全年均价将分别达到 81.4、94.14、102.24 欧元/吨。

（二）中国推出碳配额预支机制，碳中和目标稳重求进

中国碳市场管理稳步前行，新规灵活性增加。2023 年 3 月 15 日，生态环境 部公布《关于做好 2021、2022 年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》， 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。2021、2022 年发 电行业继续采取基于强度德的基准线法分配配额；配额与实际发电量相关，不 限制发电企业的电量的上升。 燃气机组豁免机制助力煤炭向燃气的转型。当燃气机组年度经核查排放量 大于配额量时，应发放配额量等于其经核查排放量。当燃气机组年度经核查排 放量小于核定的配额量时，应发放配额量等于核定的配额量。 履约缺口率上限豁免，避免过高目标拖累经济发展。设定 20%的配额缺口率 上限，当重点排放单位核定的年度配额量小于经核查排放量的 80%时，其应发放 配额量等于年度经核查排放量的 80%；当大于等于 80%时，其应发放配额量等于 核定配额量。

2023 年度配额预支机制，纾困经营困难企业。对配额缺口率在 10%及以上的 重点排放单位，确因经营困难无法完成履约的，可从 2023 年度预分配配额中预 支部分配额完成履约，预支量不超过配额缺口量的 50%。

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