2023年能源转型与碳中和半年度策略报告 碳中和目标稳中求进

一、原油：供应收缩推动基本面收紧，油价维持震 荡

2023 年上半年，国内防疫管控放开对交通用油需求提振明显，但海内外工 业用油需求表现仍然萎靡。而供应端俄油减量预期被暂时证伪，叠加美国增产 速度超预期，尽管 OPEC+连续减产，但基本面仍呈供大于求格局，叠加宏观压力 犹存，油价重心震荡下移。

（一）供应：OPEC+减产继续起到托底油价的作用

1）俄油减量持续低于预期

俄罗斯原油产量量小幅下降，但减产落地情况不及预期。2023 年 2 月普京 宣布主动减产 50 万桶/日，4 月宣布减产延长至年底，但减产落地情况不及预期。 同时原油与成品油转运均较为顺利。4-5 月俄罗斯西部港口的石油装运量仍升至 2019 年以来的最高水平，超过 240 万桶/日，远高于 2 月份俄罗斯承诺减产的基 准水平。其中印度 5 月进口海运俄原油 221 万桶/日，欧洲进口俄油数量已下降 至绝对低位，俄油转口贸易已基本完成。俄乌冲突导致俄罗斯财政平衡吃紧， 对油气收入的诉求上升，若西方对俄制裁力度维持不变，预计俄油出口仍将维 持高位。

2）OPEC 产量有所下降，6 月减产再度升级

上半年 OPEC 产量有所下降，6 月减产再度升级：OPEC 2023 年 1-5 月产量 2860.7 万桶/日，相比去年下半年下降 66.7 万桶/日，主要减量来自沙特（-44 万桶/日）、伊拉克（-24.8 万桶/日）和阿联酋（-11.8 万桶/日）。主要 OPEC 国 家 1-5 月原油出口量为 1579.7 万桶/日，环比下降 72 万桶/日，出口下降的主 力也是沙特（-36 万桶/日）。6 月 OPEC 会议内容主要：（1）将原本于今年年底 到期的“OPEC+”减产协议延长至 2024 年底；（2）OPEC+决定自 2024 年 1 月起再增加 140 万桶/日的减产量。（3）沙特还自愿在今年 7 月把原油日产量下调 100 万桶，降至每日 900 万桶，这将是 2021 年 6 月以来的最低水平。沙特的自 愿减产行动仍是油价下方的有力支撑，关注沙特减产是否将延续至年末。

3）美国产量或先减后增

美国总供应量持续高位，出口量进入旺季后显著下滑。据 EIA 数据，2023 年 1-6 月美国原油产量为 1256 万桶/日，环比 22H2 增加 38 万桶/日，同比上升 103 万桶/日。2023 年上半年美国原油出口维持高位，对亚洲增量大部分来自出 口至中国。而成品油受年初炼厂开工率下滑及旺季意外检修增加，导致国内汽 油供需偏紧，出口表现弱势。1-5 月美国原油海运出口量为 401 万桶/日，环比 增加 11 万桶/日，同比增加 87 万桶/日，上半年对欧洲出口环比增加 12 万桶/ 日，而对亚洲出口基本持稳。

新井和完井数量持续减少,关注三季度美国产量边际下滑的可能性。2023 年 5 月美国新增钻井 971 个，较年初减少 73 个，低于疫情前水平 63 个左右；完井 数 1001 个，较年初减少 21 个，高疫情前水平 115 个左右；开钻未完钻井（库存井）较年初下降 270 个至 4834 个，DUC 数量被持续消耗，同时新井完井数量 持续减少，美国增产动能有放缓趋势。 资本开支同比高增，四季度美国增产或将加速。2022 年样本美国油企的合 计资本开支为 636.6 亿美元，同比增长 54%，接近 18、19 年水平，高价高利刺 激下，美国油企增产与追加投资的意愿边际改善，美国原油产量亦稳步上升。 随着商品通胀水平下降以及部分劳动力回归市场，美国油气行业供应端的诸多 约束有所放松，预计四季度美国页岩油将重回增产路径。

4）伊朗：短期冲击以情绪为主，长期影响不可忽视

伊朗供应或逐步回归市场。在沙特单方面宣布减产 100 万桶/日后，美国旋 即放出与伊朗接触的消息，对油市造成一定冲击。由于近期美西方针对伊朗出 口的限制有所放松，伊朗原油产量与出口量均已上升至 5 年来的最高位，但其 产量距离被制裁前水平仍有近 100 万桶/日的上升空间，足以对冲沙特的自愿减量。但欧美与伊朗的谈判仍处于初期阶段，多方仍存在一定分歧，且按照以往 经验，伊朗产量需要半年左右方可进入迅速上升期。因此，伊朗问题短期以情 绪冲击为主，年内供应难以实质性回归，但中长期对基本面的影响不容小视。

（二）需求：短期需求仍有韧性，但经济衰退压力犹在

1）炼厂投料需求有保障

炼厂检修量偏低且综合利润偏高。年初至今，全球炼厂检修量一直维持低 位，目前全球炼厂检修量仅为 110 万桶/日左右，较近五年均值低 350 万桶/日 左右，处于绝对地位。高利润是促使炼厂保持高开工率的最主要原因，而作为 前瞻性指标，目前全球炼厂的加工利润虽然同比 2022 年下滑，但仍高于近五年 均值。在高利润支撑下，短期内预计炼厂检修量将继续保持低位，炼厂对原油 的需求有支撑。

2）成品油需求仍有一定韧性

海外汽油需求旺季即将过去，但衰退的影响偏弱。分析美国衰退对汽油表 需的影响，可以发现深度衰退情况下消费和汽油表需的变化相关度较高。若美 国不再进一步蔓延引发深度衰退，则浅衰退对汽油需求影响较弱。上半年国内 面临疫情后汽油需求的显著修复，汽油表需同比增长 5.2%，其中主要是 4-5 月 同比去年疫情期间大幅恢复。美国进入了汽油消费旺季，1-6 月表需同比增加 2%，据 EIA 数据，美国车用汽油消费量 2023 年预计同比下滑 0.19%，2024 年同 比下滑 0.34%。

柴油需求目前仍偏弱，但下半年或边际改善。柴油需求与工业、制造业的 相关性较强，在全球经济的下行周期中，柴油需求率先承压。2023 年 5 月美国 制造业 PMI 新订单已经滑落到 45 以下区间，目前欧美是浅衰退还是深衰有待验 证，柴油需求仍然偏弱。但随着海外加息周期接近尾声，柴油需求进一步下行 空间或有限。而国内则处于新一轮弱复苏之中，5 月制造业 PMI 新订单回到 50 以上的扩张区间，叠加金九银十旺季降至，工业用油需求或边际改善。同时， 天气因素对柴油需求亦有一定影响，若出现极端天气，或导致柴油发电及取暖 需求超预期上升。

航煤是需求端的主要增长动力。2023 年国内放开出行限制，航空出行迅速 恢复，截至 6 月中旬，全球商业航班数量同比上升 24%，夏季是航煤消费的传统 旺季，且长期被压制后释放的报复性消费需求表现强势，6 月、7 月全球航班排 班数量持续上升，预计 8 月最高峰时全球航煤需求接近 700 万桶/日。航煤需求 的恢复是对三季度石油需求最有力的支撑。

3）美国 SPR 或有少量补库需求

下半年美国 SPR 难有大规模补库行为。在经历了 2021 年年末起近一年半年 的释储行动后，美国战略石油储备水平已创 40 余年新低，降至 3.53 亿桶左右， 为 1983 年来最低，不及总储备能力的一半。去年四季度，美国方面表示若国际 油价低于 70 美元/桶，将考虑对 SPR 进行补充，美国补库需求同样对油价下方 形成支撑。但从以往经验来看，美国 SPR 的补库周期往往远长于期去库周期， 而美国目前对于通胀的敏感性也使其很难支持大规模回补 SPR 的行动。结合当 前油价水平及基本面情况来看，2023 年下半年很难开启大规模补库。而长期来 看，考虑到美国能源安全等方面的需求，大规模补库行动的开展将对油价产生 一定利多支撑。

（三）展望：短期投机情绪偏弱，油价或维持震荡，中长期估值抬升，关 注地缘政治及衰退情况

下半年暂时维持 70-85 美元宽幅震荡预期。短期投机情绪偏弱，油价或维 持震荡，中长期估值抬升，价格中枢略向上：（1）三季度起供应放缓而需求修 复，估值逐渐抬升。产油国根据需求疲弱预期，主动调节供应匹配，从而实现 全球原油供需的动态均衡。根据 EIA 测算，2023 年下半年全球油品转为偏紧局 面，供需差为-21 万桶/日，全年供需差为 35 万桶/日。2024 年全球供需差转为 3 万桶/日。（2）美联储短期放缓加息，但下半年仍有两次 25 个基点的加息预期。 制造业表现疲弱，但就业数据尚好，短期转向降息概率较低。（3）微观结构来 看，当前原油期货基金净多持仓降至历史低位，投机情绪偏弱，期限结构维持 弱 back，则价格大概率是宽幅震荡。 原油库存持稳但成品油库存转累，关注后期库存走势。目前全球原油与成 品油库存均处于累库状态，且原油库存恢复至较高水平，从库存看估值，70 美 元/桶的布伦特油价短期内有较强支撑。按照以往经验，进入消费旺季后原油与 成品油均开始去库，但若去库幅度不如往年，则油价下行空间进一步拉大；后 续库存走势对于判断油价运行空间至关重要。

二、动力煤：高库存压舱稳煤价，减利润或阻扩产 能

2023 年上半年，在产业链供过于求的压力下，国内外煤价均震荡下行，但 又因国内特殊市场结构而跌速先缓后急，行情变化节奏较快。整体而言，高供 应与高库存基本可以保障今年不再出现用煤紧缺，夏季煤价大概率区间震荡， 且下半年库存仍处于偏高水平，将压制旺季后煤价再度回落。

（一）供应：全年产量 46 亿吨以上，进口煤 4 亿吨左右

1）国产增速放缓，进口大量冲击国内市场

原煤日产 1266 万吨，维持高产量但增速放缓。2023 年 1-5 月，国内生产原 煤 19.19 亿吨，日均产量 1266 万吨，累积同比增长 4.8%，增速逐月下降。受制 于当前产业链高库存状态及煤价大幅下跌的影响，煤矿生产积极性一定程度上 受挫，叠加进入汛期坑口安全生产形势加严，预计日产量将有一定程度下降。

多因素造就天量煤炭进口，同比大增 89.6%。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，叠加进口煤零关税政策延续及价差优势， 今年用煤终端使用进口煤热情较高，1-5 月进口煤及褐煤 1.82 亿吨，同比大幅 增长 89.6%，今年 3、4、5 月分别位列近五年单月进口煤总量前三名（剔除 2020 年 1 月额度影响）。分国别来看，1-5 月我国进口自印尼、俄罗斯、蒙古、 澳大利亚的煤炭分别同比增长 68%、120%、331%、336%。与高进口量相对应的是 进口煤价格的持续下跌，1-5 月进口煤单价金额同比下降 20.26%，这也是国际 煤炭市场供过于求的表现。5 月份进口煤在国内市场“降价促销”，引发国内煤 炭现货坍塌式下跌。

2）高库存常态化，静待旺季消化

产业链仍维持高库存状态。自 2022 年 11 月以来，环渤海港口库存持续震 荡上行，于 5 月底达到创记录的 3046 万吨，伴随着夏季高温启动和日耗的拉升， 港口库存逐步消化。截至 6 月 25 日，环渤海合计煤炭库存已经回落至 2725 万 吨，但仍高于往年同期水平，江内港口库存依然处于 700 万吨以上高位水平， 二十五省电厂库存仍维持高位累库趋势，目前同比高 16%（其中沿海电厂、内陆 电厂库存分别同比高 23%、14%）。 高库存仍待夏季旺季需求消化，旺季煤价以震荡看待。虽然 6 月煤价阶段 性筑底，但从库存情况看，供需过剩的压力仍待进一步消化，因此当前高库存 状态下，旺季现货煤价反弹高度始终承压。结构性问题及旺季需求改善的利好 支撑，又容易使煤价下跌不那么流畅，同时电厂存煤热值低、结构差的问题依 然普遍存在，可能一定程度上影响火电机组出力。

3）预计 2023 年原煤产量 46 亿吨以上，进口量或在 4 亿吨左右

2023 年原煤产量或将达到 46 亿吨以上，进口或在 4 亿吨左右。2023 年新 投放产量将减少，持续高负荷生产难以为继，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，全年总量有望超 46 亿吨，增速 2%以内。 考虑到上半年进口煤的积极表现，下半年海外能源市场的可能变化及进口心态 变化，预计全年我国进口煤在 4 亿吨左右。

（二）需求：工业拉动作用减弱，静待夏冬电力需求回归

1）电力耗煤：工业用电面临压力，迎峰度夏需求可期

1-5 月用电量同比增 5.2%，工业用电增速逐月放缓。1-5 月，全社会用电量 累计 35325 亿千瓦时，同比增长 5.2%。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 11.6%、4.9%、9.8%和 1.1%。在去年疫情影响的低基 数下，二产用电增速逐月放缓，显示出工业经济面临的压力。 上半年水电偏差，火电同比走高，迎峰度夏需求回归可期。2023 年 1-5 月， 全国发电量 34216 亿千瓦时，同比增长 3.9%，火电、水电、核电、风电、太阳 能发电同比增速分别为 6.2%、-19.2%、5%、18.4%和 5.7%，上半年西南干旱少 雨，导致水电延续去年下半年以来的低发状态，火电因而同比走高，新能源如 风电、太阳能发电增速维持高位。进入 6 月后，云南区域来水加强，部分流域 来水同比偏好，水电有望得到好转，但四川夏季水电或仍存在担忧。6 月以来， 受高温天气带动，用电量及火电日耗飙升，同比表现偏好。今年夏季炎热天气 提前发酵，高温超长待机，电力用煤需求有望达到 6%以上。

2）非电需求疲软且体量有限，难以影响煤价

非电需求疲软，边际改善也难以支撑煤价，夏季仍以电力耗煤为主。4 月以 来，非电用煤主要行业的各项开工指标边际下行，伴随电力用煤淡季，加速了 全社会的累库趋势。进入 6 月，高炉开工率回升、化工行业耗煤回暖，带来部 分用煤需求，但迎峰度夏仍以电力耗煤需求为主，非电采购对行情影响程度有 限。

（三）行业利润：煤炭行业利润收缩，或影响未来产能扩张

今年 1-5 月煤价自高位不断回落，虽然行业成本较低，但利润空间已被大 幅压缩。从另一方面来讲，煤价中枢下移可以降低下游众多行业成本，利好下 游火电、煤化工、钢铁、水泥建材等行业的利润改善。 固定资产投资增速回落，行业利润同比下滑，可能影响未来产能扩张。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 24.4%，今年 1-5 月累计同比增 7.2%，较上年增速有明显回落。受煤价下行拖累， 今年煤炭开采和洗选业利润累计同比跌幅逐月扩大，1-4 月累计同比下降 14.6%，利润收缩也将影响企业资本开支与产量增长的前景。

（四）下半年供需展望：旺季后煤价仍有下探风险，但下方空间有限

全年供需宽松，国内煤价震荡下移，迎峰度夏后仍有下探风险。预计今年 国内原煤产量增速下滑至 2%以内、进口量提高至 4 亿吨左右，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、夏季高温炎热天气和清洁能源装 机发电提升，今年的煤炭供需仍然偏宽松，全年供需盈余约 8000 万吨。煤价中 枢下移的目标已经阶段性兑现，但是迎峰度夏之后全社会库存或仍偏高状态， 煤价仍有较强下行压力，但下方空间有限。 下半年北半球能源消费旺季将支撑全球煤价底部。经过上半年的震荡下行， 下半年北半球能源消费旺季将至，叠加供应弹性不足逐渐呈现，预计下半年全 球煤炭及天然气底部支撑加强。当前欧洲天然气和煤炭补库仍相对充足、海外 经济衰退风险仍存，海外市场煤炭价格仍需更多关注中国及亚太市场。

三、国内电力：电改奋舟楫，行业谋新篇

2023 年，燃料成本下降使火电行业景气度回升，在今年缺煤发生概率较小 的情况下，电力供需矛盾再度获得市场关注。今年受上半年来水不足及夏季阿 炎热天气影响，部分区域部分时段仍将面临用电紧张。为了保障用电，今年我 国不仅在源网荷储建设全方位推进，电力市场化改革也加快步伐。燃料成本下 降与电改加快推进将助力电力行业（尤其火电）利润回归。

（一）电力供应：电源建设加快推进，水电缺席火风光大发

1）源网建设投资：传统能源发电与新能源并进，投资加快落地

电源建设投资加快落地，新能源大力发展的同时，传统能源发电投资也在 推进。1-5 月，电源基本建设投资完成额达到 2389 亿元，同比增 62.5%，其中 火电、水电、核电、风电投资分别为 258、283、269、553 亿元，分别同比增长 11.9%、5.8%、66.5%、41.8%。

电网建设维持高增速。1-5 月，电网基本建设投资完成额达到 1400 亿元， 同比增 10.8%；新增 220 千伏及以上线路总长度达 7620 千米，累计同比下降 30.41%。

2）装机量：非化石能源发电装机占比超过一半

非化石能源发电装机占比提高至 51%。截至 5 月底，全国发电装机容量 26.7 亿千瓦，同比增长 10.3%。其中，非化石能源发电装机容量 13.6 亿千瓦， 同比增长 17.7%，占总装机容量的 51.0%，占比同比提高 3.2 个百分点。其中火 电、水电、核电、风电、太阳能发电装机同比增长 3.7%、5.2%、4.3%、12.7%、 38.4%，燃煤及燃气装机同比增长 2.4%和 8.6%。 火电及风光新增装机大增。1-5 月份，全国基建新增发电生产能力 11054 万 千瓦，比上年同期多投产 5756 万千瓦。其中，水电 434 万千瓦、火电 2202 万 千瓦（其中燃煤 1522 万千瓦、燃气 340 万千瓦）、核电 119 万千瓦、风电 1636 万千瓦、太阳能发电 6121 万千瓦。

3）发电端：水电表现偏差，火电走高

发电量增速提高，水电来水偏差，火电同比走高。2023 年 1-5 月，全国发 电量 34216 亿千瓦时，同比增长 3.9%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电 同比增速分别为 6.2%、-19.2%、5%、18.4%和 5.7%。上半年西南地区干旱少雨，导致水电延续去年下半年以来的低发状态，火电因而同比走高，新能源如风电、 太阳能发电增速维持高位。进入 6 月后，云南区域来水加强，部分流域来水同 比偏好，水电有望得到好转，但四川夏季水电或仍存在担忧。

全国发电利用小时数下降，火电、核电利用小时逆势增加。1-5 月份，全国 发电设备累计平均利用小时 1430 小时，比上年同期降低 32 小时。分类型看， 火电、水电、核电、并网风电、太阳能发电设备平均利用小时数为 1765、967、 3122、1081、535 小时，同比+45、-294、+41、+105、-28 小时。

（二）电力需求：天气对用电扰动增强，区域电力互济加深

1）用电量：高耗能行业用电拉动作用边际减弱，天气扰动增强

低基数效应下，1-5 月全国用电量同比增 5.2%。1-5 月，全社会用电量累计 35325 亿千瓦时，同比增长 5.2%。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 11.6%、4.9%、9.8%和 1.1%。在去年疫情影响的低基数下， 今年二产用电增速逐月放缓，显示出工业经济面临的压力。 高耗能行业用电拉动作用边际减弱。1-5 月，第二产业分行业来看，工业用电占二产用电的 98%，其增速为 5.1%，制造业占比高达 76%，同比增长 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%，有色、黑色、化工和建材用电增速分别为 3.7%、-0.9%、0.5%和 8.1%； （2）高技术及装备制造业用电量 3765 亿千瓦时，同比增长 7.7%；（3）消费品 制造业用电量 2188 亿千瓦时，同比增长 2.8%；（4）其他制造业行业用电量 1994 亿千瓦时，同比增长 7.8%。制造业尤其高耗能行业的用电量增速放缓，是 二产用电量增速下降的主要原因。

气温对用电扰动增强，迎峰度夏电力保供任务艰巨，最高负荷同比或增加 8000 万千瓦以上。近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬 夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份 夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到 40%-50%，甚至超过 50%。中电联预计， 迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北 区域电力供需基本平衡。正常气候情况下，预计 2023 年全国最高用电负荷 13.7 亿千瓦左右，比 2022 年增加 8000 万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比 2022 年增加 1 亿千瓦左右。

2）输配电量：区域互济加深，云南外送电下滑

区域互济趋势进一步深化，但云南外送电大幅下滑。1-5 月份，全国各省送 出电量合计 6619 亿千瓦时，同比增长 8.4%。其中，内蒙古送出电量 1139 亿千 瓦时，同比增长 15.3%；山西送出电量 629 亿千瓦时，同比增长 21.2%；四川送 出电量 524 亿千瓦时，同比增长 13.2%；新疆送出电量 497 亿千瓦时，同比增长 6.8%；云南送出电量 426 亿千瓦时，同比下降 18.3%；陕西送出电量 414 亿千瓦 时，同比增长 9.7%；安徽送出电量 360 亿千瓦时，同比增长 5.0%。

（三）电力市场改革加快推进

第三监管周期输配电价改革启动。5 月，国家发改委印发《关于第三监管周 期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管 周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。 需求侧响应机制探索出台。5 月 19 日，国家发展改革委向社会公布了新修 订的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，通过制度规定的形式进一步挖掘需求侧调节潜力。其中提到，鼓励推广 新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应。到 2025 年， 各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%。

（四）电价展望

夏冬用电旺季需求拉升，负荷中心区域电价有望季节性走高，但迎峰度夏 后煤价下行预期仍可能使电价回落。燃料成本下行助力电力企业盈利改善，国 内电价仍有回落空间，以 2022 年全行业供电煤耗水平计算，煤价每下跌 100 元 /吨将使度电成本下降 0.0387 元/吨。在煤价中枢全年回落的预期下，国内电价 仍有一定回落空间。同时，火电企业盈利预期有望显著改善，自去年 9 月以来， 电力行业利润同比逐渐改善，去年电力、热力生产和供应业规上企业的利润总 额 3154 亿元，同比增长 86.3%，但仍不及 2016-2020 年水平。今年 1-4 月份， 利润总额累计达到 1495.10 亿元，同比 47.2%，电力行业盈利改善的逻辑仍将延 续。

四、天然气：消费旺季来袭，温和看涨下半年气 价

供强需弱支撑全球天然气库存高位运行，经济复苏不及预期压制下，全球 气价底部震荡运行。进入 6 月，市场开始交易旺季预期，叠加供应端扰动不断， 气价重心略有反弹。

（一）欧洲：高库存压制上行动能，然供应端脆弱性犹存导致欧气价波动 加大

1）欧洲供应端脆弱性犹存

挪威检修量高企影响欧洲本土供应。挪威的夏季检修规模存在“大小年” 情况，今年为检修计划较繁重的一年，计划检修量约为 110 亿立方米，明显高于去年的 73 亿立方米，集中检修期有两段：五月及九月。当前五月检修受多方 因素影响仍有延长检修停工的情况；进入 8-9 月，Troll、Oseberg 气田以及 Baltic 管道将迎来第二轮的检修，挪威供应持续将偏低。 其他地区产量同样面临下行风险。荷兰格列宁根气田计划于今年 10 月关闭， 参考 2022-23 天然气年生产配额计划，2023-23 天然气年减量在 28 亿立方米。 英国自 2022 年 5 月开始实施能源利润税，并在 2023 年 1 月增加税率至 35%，该 计划预计持续到 2028 年 3 月。高额的税收不仅使上游油气企业造成了一定的损 失，同时抑制了企业对新项目的投资；叠加前期气田资源量出现萎缩态势，英 国产量同比偏低。

年内全球 LNG 供应增量主要体现于自由港回归。美国自由港自 2 月底开始 逐步回归，3 月达到满负荷运转，增量约在 60-80 亿立方米。原计划于 2022 年 年底以及 2023 年二季度上线的 Tortue FLNG 及 Congo FLNG 产能并未能如期兑 现；俄罗斯北极二号第一列装置开启时间或定在 2023 年 12 月，美国 Golden Pass T1 开启时间延后至 2024 年。 低气价叠加需求缓步复苏带动 LNG 资源分流中国。1-5 月中国 LNG 累计进口 量 375 亿立方米，同比增加 4.31%。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，合同增量超全球 LNG 新增量，即进口增加依靠现 有市场资源。同时考虑 2022 年国内 LNG 进口同比 2021 年下降 211 亿立方米，即便 LNG 进口难恢复至 2021 年水平，但中国仍将分流欧洲现有市场资源。

2）欧洲需求持续低迷，警惕天气及可再生能源扰动

商业及住宅用气维持谨慎。温和天气、节能、能源转型推进以及通货膨胀 压力压制上半年居民用气同比偏低。下半年居民用气的主旋律仍是天气因素， 2023 年作为厄尔尼诺的发展年，特征已经初步展现，但考虑这一现象对欧洲的 影响相对有限，且欧洲夏季制冷需求偏低，三季度居民用气预期底部维稳。需 要重点关注的是 2023/24 年取暖季的天气情况，在一轮异常暖冬后，即将迎来 的这个取暖季取暖用气量同比或将出现反弹。

经济放缓、永久性的能源转换以及产能退出压制工业用气。工业部门是需 求恶化最明显的部门，高价导致欧洲本土的能源密集型行业产能大幅收缩，为 应对能源危机，企业选择利用煤炭、电力等其他更便宜能源，或是将本土产能 撤出欧洲在海外建厂。当前气价行至低位，成本的回落或带动一部分工业需求 缓慢回升；但考虑当前欧洲制造业尚不乐观，撤出产能难以回归，能源转型高 歌猛进，预期年内工业用气水平难以修复。 可再生能源具有不稳定性，发电用气为主要提振因素。2022 年法国核电以 及欧洲水电的不足使得高气价下天然气电力消费仍维持高位。进入 2023 年，即 便风光装机在加速，但法国核电回归不及预期、比利时核电装机下降、德国核 电正式归零、干旱天气使得莱茵河等水位再度偏低等情况使得欧洲水电以及核 电的拖累或再度重演。同时考虑年内气价大幅回落使得气电成本大幅下降，下 半年天然气作为欧洲电力部门的最重要调峰能源，需求预期维持旺盛。

3）高库存持续提供欧洲气价上方压制

2023/24 年取暖季前欧洲补库目标达成无忧，重点关注冬季天气情况。截至 6 月底欧洲库容率为 75.42%，最新四周平均均周累库速度超 2.1%/周。经过测算， 在乐观（欧洲消费回归至近五年水平）以及悲观（欧洲消费同比去年持平）两 种情况下，预计欧洲均可在 10 月底前达成 90%的补库目标。我们倾向于认为，在西北欧日均 LNG 进口量不低于 3 亿立方米/日时，欧洲库存应保持乐观。更长 期视角来看冬季：悲观情境下库存将持续维持健康水平；在乐观情境下，冷冬 可能导致更极端的需求消费，或导致 2024 年初库存掉至历史区间底部水平，提 振天然气市场价格。

（二）美国：供应端存收窄预期，极端天气利多美国气价

低气价导致生产意愿下降。随着近期气价的持续低迷，美国天然气活跃钻 机数出现宽幅下调，6 月底最新活跃钻机数为 130 个，较去年同期明显偏低。以 美国第三大气田 Haynesville 为例，当价格低于 2 美元/百万英热，将有 40%的 区域出现倒挂，且没有区域能获得 10%的收益率。而情况较好的 Permian 地区天 然气多为伴生气，随着油价的增长伴生气产量虽持续增长，但据调查可调节油 气生产比例的地区，在油高气低背景下，生产商仍调低了天然气的比例。 开采商意愿多为维持不增产，本土产量面临衰减。油气价格高度影响上游 开采商的投资意愿，据市场统计，当前美国页岩气开采商多维持当前产量不增 产不新增钻井的态度。而考虑到页岩气井产量快速衰减的特点，中长期美国天 然气产量或出现明显衰减。据 EIA 统计，2023 年年底本土干气产量或进一步回 落至 2.87 亿立方米/日，较当前下降 2%。 警惕极端天气导致供应端波动。极端高温天气一方面会增大生产场地以及 加工厂事故、检修可能性，另一方面也会引发居民端高用电需求限制工业用电 等一系列连锁反应。因此在 2023Q3 预期更热的这个夏天，美国供应端同样存在 扰动风险。

热浪天气支撑三季度电力消费高企。2023 年美国天然气消费预期同比增长 0.09%，其中主要增量来自电力部门，商住部门维稳，工业部门小幅下降。据美 国 NOAA 厄尔尼诺警报，预计将在秋冬时达到中等至强的程度，这一现象通常会 在世界不同地区带来更多高温，而通过跟踪观察三季度美国气温，的确出现更 多地区经历更炎热天气的迹象，夏季美国制冷需求预计高位运行。而考虑美国 电力结构中近四成来自燃气发电，因此三季度电力需求将成为美国本土天然气 消费的主力。

美国库存高企，秋冬季交替预期气价仍有较大波动。截至 6 月 16 日当周， 美国天然气库存为 773 亿立方米，库容率超六成，较近五年平均水平高 17%，累 库速度同比高位。假设美国在 11 月前维持与近五年相持平的累库速度，则仍可 补充近 390 亿立方米的储存量，即补库至超 90%水平。高库存压制下，三季度随 着制冷需求回落，冬季取暖用气旺季来临前，气价预计仍有再度回落可能性。

（三）展望：炎夏来袭气价下方支撑增强，供需盈余格局持续打压气价上 行空间

欧洲需求破坏仍在持续，但下行速度边际放缓。欧洲本土产量偏低，管道 气供应波动有限，供应端主要影响因素集中于 LNG 进口。全球 LNG 增量有限， 叠加低价及高温导致亚非部分买家回归分流欧洲资源，欧洲供应端脆弱性犹存。 能源转型、节能、经济增速放缓等因素压制下欧洲需求量存低位继续下行可能， 然作为主要调峰能源，仍需警惕电力部门消费波动，核电、水电不及预期以及 极端天气均可能导致气价大幅波动。 气价持续低迷带动美国供应端收紧，供需收敛提振气价重心。夏季制冷旺 季支撑电力消费高企，极端天气加大生产端意外事故可能性增加供应端不确定 性，供需收敛支撑气价重心上移。长期运行于盈亏平衡线的气价打压开采商增 产意愿，投资不足导致中期产量逐步衰减。需警惕高库存压力下，三季度末取 暖季来临前气价仍有回调预期。

炎夏来袭气价下方支撑增强，供需盈余格局持续打压气价上行空间。低气 价背景下，需求预期略有上调，而供应明显收窄，全球天然气基本面持续宽松 但盈余量略有回落。三季度迎峰度夏厄尔尼诺带来多地高温制冷电力需求，而 LNG 增量有限限制资源流通灵活度，气价重心预期略有上移；三季度末消费回落 库存维持高位或压制气价再度下移；警惕冬季极端寒冷导致旺季气价超预期上 行。中期中东及北美产量存收紧预期，经济复苏带动需求反弹，全球天然气基 本面或有收紧。

五、欧洲电价：欧洲电价处于季节性低位，关注 夏季高温强度

（一）2023 年欧洲发电量低于往年，各类型传统能源发电均有下行

2023 年欧洲制造业 PMI 持续下行，发电量同比 2022 年继续下降。自 2022 年 10 月欧元区、法国及德国的制造业 PMI 环比上行至 2022 年 12 月后，2023 年 1-6 月欧元区、法国及德国的制造业 PMI 持续下行。连续数月制造业 PMI 处于荣 枯线以下也可以从欧洲地区发电量的统计中观察。

从月频数据来看，2023 年 1-3 月 EU27 总发电量，累计同比下降 8.8%。其 中煤炭、天然气、水电、核电发电量分别为 9.56、12.69、8.63、15.97 万 GWh； 累计同比分别为-12.79%、19.61%、12.91%、及-7.27%。煤炭及核电均出现了较 大的同比下降幅度，主要因德国在 2023 年初宣布关停所有核电站，去核化状态 持续；煤炭发电量大幅下降主要因天然气价格快速下行，煤炭经济性低于 2022 年同期。 欧洲新能源装机持续提升，风力光伏发电表现突出。2023 年 1-3 月 EU 光伏 发电量 3.45 万 GWh，同比增加 5.89%；风电发电量 14.39 万 GWh，同比增加6.31%。

从高频数据来看，欧洲 2023 年 1-6 月总发电量同比下行，但 4-5 月同 比上行。欧洲电网数据显示 2023 年欧洲 1-6 月的总发电量同比下行 2%，相 比于欧洲统计局 1-3 月同比下降 8.8%的数据，主要因欧洲 4-5 月发电量同 比高于 2022 年约 3%。

（二）欧洲煤炭-天然气点火利润价差持续为负，煤炭不再替代天然气

火电及气电利润在市场层面决定欧洲采用何种发电能源，2023 年一季度及 二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，在 2023 年 3 月之后，火电-气电利润持续维持在 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。3-6 月煤炭发电量同比 2022 年大幅下降约 29.9%， 印证煤炭替代性大幅削弱。

欧洲 2023 年上半年季度水力恢复较快，但核电供给依然面临挑战

欧洲 2023 年上半年水电恢复较强，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 6 个月水力发电 19.9 万 GWh，累计同比 2022 年增长 9.8%，同比 2021 年下降 5%。前 6 个月核电发电 25.9 万 GWh，累计同比 2022 年下降 5.1%，同比 2021 年下降 15.8%。

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。如上次季报中的预期一致，欧洲法国 核电 2 季度出力会下降。经过统计，2023 年一季度法国核电平均出力比例约 64%，二季度平均出力比例约 54%。

（三）2023 年三季度电价有上行风险，关注夏季极端天气可能性

2023 年上半年欧洲电价重心低于 2022 年，但仍大幅高于往年。截至 2023 年 6 月 21 日，北欧、德国、法国、英国的日前电价分别为 58、107、104、109 欧元/MWh，显著低于 2022 年同期。累计同比 2022 年分别下降了 39%、43%、51% 及 42%。

欧洲远期电价在 2023 年呈 Contango 结构。从 2023 年远期价格来看，欧洲 下半年的电价预期均上涨，其中法国面临较为严重的电力短缺预期，主要因法 国核电的低出力比例。7-8 月欧洲远期电价涨幅相较于现在涨幅不大，主要因目 前尚未观察到极端天气的出现。10 月份之后，欧洲电价预期开始大幅上行主要 因传统取暖季开始，燃料需求提升同时天然气库存开始下降。

夏季电价由于天然气短缺或补库的抬升作用偏小，但需重点关注夏季极端 高温。二三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，7-8 月对供需影响最大的要素是天气。

六、碳中和：碳中和目标稳中求进，碳价或整体 高位运行

（一）欧洲碳价短期跟随宏观及碳排放量，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及碳排放强度运行。4-5 月欧洲碳价出现 连续的下行，从 94 欧元/吨连续下跌至 77 欧元/吨。在此期间，欧元区 4 月制 造业 PMI 环比 3 月下行，跌至 45.6，5 月 PMI 制造业为 45.7。连续的低制造业 PMI 体现出欧洲工业消费疲软，发电量及碳配额需求降低。6 月之后，宏观层面 上美国债务上限问题推迟；基本面上欧洲天气偏热以及大幅上行的 TTF 天然气 价格造成欧洲煤炭发电及碳排放强度增加。上述两种要素共同推进欧洲 6 月欧 洲碳价快速反弹。

欧洲碳排放配额年度平衡表显示 2023-2030 年碳配额供给偏紧。从下图可 以发现 2023-2030 年配额下降幅度要高于根据历史平均减排速率，因此未来 7 年欧洲碳排放配额-总核证排放量保持在 0 以下，支撑碳价。 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。2023 年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%。

（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。）