能源轉(zhuǎn)型與碳中和2023年度策略報告

一、原油：供需弱平衡，油價重心或震蕩下移由于各產(chǎn)油國增產(chǎn)不足，年初全球石油供需維持偏緊。二月末俄烏沖突爆發(fā)后布特度高至140美，后俄的預(yù)使價直持10美元以。歐各放SPR的動解應(yīng)的窘，隨通連新高，歐美央行紛紛開啟加息周期，金融壓力導(dǎo)致油價一路回落至近80美元。雖然OPEC+新一輪減產(chǎn)成功推動油價反彈，但由于海外衰退壓力逐步加大，疊加俄油減量于期油再回至80美左震。（一）供應(yīng)：OPEC+產(chǎn)量產(chǎn)逐步加，資本支約束美國產(chǎn)量增速俄油減量是2023年應(yīng)的核心變量當(dāng)前俄原油轉(zhuǎn)口貿(mào)易進展順利，但成品油出口有一定減量。俄烏沖突爆發(fā)后，歐洲致力于結(jié)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后歐海口的羅原已足10萬桶日僅加亞意大利少國仍進俄羅原。印、耳其中等承了近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0桶/圖1：俄羅斯油品海運出口量 圖2：俄羅斯原油分地區(qū)出口量日6

俄羅斯原油 俄羅斯成品油

百萬桶/日 中國 印度 歐洲 土耳其35 2.54 23 1.52 11 0.502201220222032204220522062207220822092210

02201220222032204220522062207220822092210路透 路透相關(guān)制裁或?qū)е旅鞫硭褂推烦隹诹肯陆?50-200萬桶/日左右。2022年12月5日，盟俄羅海原的口令正生，針成油的進口令于023年2月5日效考制免及口易原進禁令導(dǎo)致俄減或為50萬桶日右俄主量來成油當(dāng)歐仍在口10-10萬桶的俄運品，年令落后俄實減或為150-200萬桶日同G7主的俄銷價限仍劃今年12月5始執(zhí)，至稿，格上相細仍出如目價設(shè)在80美元/，對油口際影較果標(biāo)格在60美/以，羅斯拒接甚減，油減超期對價方帶有支。圖3：俄羅斯石油產(chǎn)量百萬桶/121.5111.510959

218 219 220 221 2221 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12EIAOPEC+減產(chǎn)協(xié)議延續(xù)挺價決心堅決圖4：OPC+原油產(chǎn)量與配

OPEC+正式宣布減產(chǎn)200桶/日，實際減產(chǎn)量為100萬桶/日左右。在10月5日召的度議PEC+式議產(chǎn)基下調(diào)200萬桶日執(zhí)間為2022年11與12若以10月的量為考，實減量為90-00萬桶日右其沙產(chǎn)幅最為6桶日。度部級會改為每6月開次術(shù)委會議兩月開一，技委會時有權(quán)召臨部級會。單位：千桶/日8月生產(chǎn)基準(zhǔn)調(diào)減幅度調(diào)減后生產(chǎn)基準(zhǔn)10月實際產(chǎn)量產(chǎn)量-調(diào)減后基準(zhǔn)阿爾及利亞1055-481007103629安哥拉1525-7014551067產(chǎn)量小于基準(zhǔn)剛果（布）325-15310250產(chǎn)量小于基準(zhǔn)赤道幾內(nèi)亞127-612170產(chǎn)量小于基準(zhǔn)加蓬186-917722043伊拉克4651-22044314572141科威特2811-13526762804130尼日利亞1826-8417421057產(chǎn)量小于基準(zhǔn)沙特阿拉伯1104-52610481088360阿聯(lián)酋3179-16030193186167阿塞拜疆717-33684550產(chǎn)量小于基準(zhǔn)哈薩克斯坦1706-7816281460產(chǎn)量小于基準(zhǔn)阿曼881-4084188039俄羅斯1104-52610489720產(chǎn)量小于基準(zhǔn)其他1106-501056870產(chǎn)量小于基準(zhǔn)OPE+9國4213-20040133850909IEAPC關(guān)注后期OPEC+生產(chǎn)政策的變化。次產(chǎn)特阿聯(lián)等心OEC國家表現(xiàn)高團，將輪協(xié)有期至203年末預(yù)明年OPE仍將維持當(dāng)前的生產(chǎn)基準(zhǔn)，若海外經(jīng)濟衰退導(dǎo)致全球石油需求顯著下滑，OEC減產(chǎn)幅度大概率將加碼。整體來看，OEC+充分表達了其減產(chǎn)挺價的決心，對油價底部成力撐下次部級會將于2月4日開即油與價格上生前天屆關(guān)注OPC產(chǎn)行以及美俄斯裁具體措施尤是價施影響。美國增產(chǎn)預(yù)期較為，但增產(chǎn)幅度可能低完井增長不再依賴DUC放，增產(chǎn)動能邊際善。022年10美井94個環(huán)增加27；完數(shù)96，比升7；鉆完井U）上升8至408個井結(jié)修完，再賴DC釋，國動能邊際改善。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低110個右短內(nèi)美產(chǎn)仍有速升的間。資本開支有所上升，美國增產(chǎn)預(yù)期較為確定。從美國上市頁巖油企業(yè)021年前三季度的財報看，頁巖油企業(yè)仍致力于保持健康的自由現(xiàn)金流，同時增加股東紅償債和購股，本支經(jīng)現(xiàn)金的重僅為0左但從對來，季樣本企計本支為167.5美，比升同比升92，價潤下國企資愿際改，本出所升。資本開支的增長是推動新增鉆機增長核心，頁巖油產(chǎn)量變化對資本開支變化有半年一的后應(yīng)而222年國企開支低高因推明年上半美產(chǎn)回仍緩慢增預(yù)從季末起步現(xiàn)。預(yù)計明年美國產(chǎn)量復(fù)至2019年水平，但增產(chǎn)主要集中在下半年。據(jù)EIA的測22年美原油為112桶/，同升58萬桶日3年美原產(chǎn)為231桶/，比長9桶日，本至209平，從奏，計2H1量23桶/，2H2量20桶/，量增長力要中下年。圖5：美國鉆井結(jié)構(gòu) 圖6：美國上市頁巖油企業(yè)資本開支個2000150010005002012018-052018-072018-092018-112019-012019-032019-052019-072019-092019-112020-012020-032020-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-072022-09-500

新井?dāng)?shù) DUC釋放量 完井?dāng)?shù)

百萬元資本開支經(jīng)營現(xiàn)金元資本開支經(jīng)營現(xiàn)金流資本開支/經(jīng)營現(xiàn)金流400003500030000200020000150001000050000

18Q3

19Q1

19Q3

20Q1

20Q3

21Q1

21Q3

22Q1

22Q3

200.00180.00160.00140.00120.00100.0080.0060.0040.0020.000.00Wid Blobrg伊朗供應(yīng)能否回歸最大不確定性因素伊朗供應(yīng)約有100萬桶日的增量，但兌現(xiàn)點早于明年二季度。核協(xié)議談判仍處于停滯階段，如果取得實質(zhì)性進展，對市場的沖擊將包括兩個部分短沖主來自4500-000桶立入市的倉存假在6個月投，放為25-0桶/；期關(guān)注量復(fù)時節(jié)，參考205伊協(xié)成情，判后6月開增，始產(chǎn)6個月產(chǎn)可升10010桶/。設(shè)伊迅速除其產(chǎn)期現(xiàn)時點概為023年度末。圖7：伊朗原油產(chǎn)量及油價 圖8：伊朗浮倉庫存千桶/日 原油產(chǎn)量 油價（右）40003500300025002000

美元/桶140120100806040201500 02014/01 2016/01 2018/01 2020/01 2022/01Wid Godanahs（二）需求：疫后復(fù)本結(jié)束，經(jīng)濟衰退力整體承壓全球石油需求已接疫前水平，疫情的擾趨走弱。2022年前10個全球油求為9945萬/日同上升61桶日，較2019年低112桶/日。中OED求為583桶日較209低190萬/，到濟衰退、源機地沖等多因影，OCD求增相乏，非ECD需求為362萬/，過209平67萬日。少亞國外各國均對疫情“躺平，采取全面放開政策，道路交通出行基本恢復(fù)至疫情前水平，而全商航數(shù)已復(fù)至019年期的5以上隨剩亞國亦步優(yōu)防政，情擾動于弱。圖9：OED國家石油需求 圖10： 非OCD國家石油需求百萬桶/5045403530

218 219 220 221 222

百萬桶/56545250484644

218 219 220 221 2221 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Blobrg Blobrg衰退壓力與日俱增，歐美石油需求難有增量。高通脹環(huán)境下，歐美經(jīng)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(fēng)險逐步傳導(dǎo)至實體經(jīng)濟。0美國ISM制業(yè)PI落至50.，新訂等項標(biāo)于縮區(qū)間，國濟長動逐步緩而元制業(yè)PMI經(jīng)連續(xù)4個于榮枯線以下，223年歐元區(qū)經(jīng)濟衰退或難以避免。經(jīng)濟下行將導(dǎo)致工業(yè)等多領(lǐng)域用油求顯壓203年OED求基維持022水。圖11： 美國IM制造業(yè)PI 圖12： 歐元區(qū)制造業(yè)及服務(wù)業(yè)P美國:ISM:制造業(yè)PMI:新訂美國:ISM:制造業(yè)PMI:產(chǎn)出80 美國:ISM:制造業(yè)PMI:就業(yè)美國:ISM:制造業(yè)PMI:訂單庫存7050

法國:制造業(yè)PMI 德國:制造業(yè)PMI歐元區(qū):制造業(yè)歐元區(qū):制造業(yè)PMI歐元區(qū):服務(wù)業(yè)PMI605040304030202018/01 2019/01 2020/01 2021/01 2022/01

201002004/03 2007/03 2010/03 2013/03 2016/03 2019/03 2022/03 需求增長的引擎回歸發(fā)展中國家。與飽受高通脹問題困擾的發(fā)達經(jīng)濟體不同，222年展國油需維強增，至前10個非OCD同比幅升117萬日，中度求比漲38桶/，我疫情擾動嚴重，石油需求同比基本持平。隨著多項穩(wěn)增長政策出臺，我國經(jīng)濟環(huán)比逐步改善的趨勢較為確定；而印度等第三世界國家工業(yè)化與城鎮(zhèn)化進展持續(xù)推進，品求期持增長計223非OD家求比長10-150桶日其近60的增來中兩。圖13： 印度石油及液體燃料需求 圖14： 中國石油及液體燃料需求百萬桶/6555454353252

218 219 220 221 222

百萬桶/1.5161.5151.5141.513

218 219 220 221 2221 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Blobrg Blobrg關(guān)注我國防疫政策化交通用油需求的增。202年前9月國表觀費已越209同期但于情動發(fā)，需比1降7左右而國空行續(xù)受疫負沖，22年前9月油觀費量僅疫前平0右。著國疫策續(xù)優(yōu)，計3我汽與航需合同將長近30萬桶日成國石需增的要手。圖15： 中國汽油表觀消費量 圖16： 中國煤油表觀消費量萬噸100

218 219 220 221 222

218 219 220 221 222萬噸501001008060

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

403020100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112iFD同花順 iFD同花順（三）展望：供需平，油價下方有支撐等需求給出方向從供需平衡看，供應(yīng)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(jīng)濟狀況。需求側(cè)，疫后修復(fù)基本完成，后續(xù)需求增產(chǎn)取決于各國經(jīng)濟增長狀況。而衰退背景下發(fā)達經(jīng)濟體需求承壓，若歐美經(jīng)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(fā)展中國家，其中國著濟步蘇及疫策化預(yù)將領(lǐng)223年球需求增長供端隨著2月5日盟俄品口禁落，油量以避免，后期隨著美國增產(chǎn)預(yù)期逐步兌現(xiàn)，疊加全球貿(mào)易流轉(zhuǎn)向逐步完成，供應(yīng)有一定升間若OPEC持目的擺產(chǎn)調(diào)角色2023年平基預(yù)期使原油價格重心小幅下移。宏觀風(fēng)險方面，美國通脹大概率已經(jīng)見頂，市場對美聯(lián)儲加息預(yù)期已較為充分計價，美債利率與美元指數(shù)或均已見頂，加息交易難繼主油走，核矛或歸本因素。圖17：原油供需平衡表預(yù)測單位：百萬桶/日202122Q122Q222Q322Q4E2022E23Q1E23Q2E23Q3E23Q4E2023E全球石油供應(yīng)95399886986910.610.9999210.510.210.810.310.7全球石油需求973299319870999010.899609973996710.710.710.6供需差-194-045-0011.60.00.20.21.5-009-0440.1數(shù)據(jù)來源EIAEAPC二、動力煤：輕舟已過萬重山回顧202的力場，管歷地沖、極氣、情動等內(nèi)外多重沖擊，但得益于高強度的保供政策，國內(nèi)動力煤市場供應(yīng)相對充足、價格總體表現(xiàn)平穩(wěn)，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年內(nèi)力市現(xiàn)可大分五階。第一階段（年初至3月旬：外部供應(yīng)沖擊季性需求共振，煤價高2022年初，海外市場供應(yīng)沖擊率先襲來，印尼煤炭出口禁令和俄烏沖突激海能大，國口煤應(yīng)現(xiàn)速滑2月份寒氣導(dǎo)電量高增社庫快下，環(huán)?？?5K煤價從初800元上漲至3中約700元。第二階段（3月下旬-4中旬：政策調(diào)控與情重壓制，煤價快速落一方，海能緊的警下我更重以煤主本情，3月采暖季結(jié)束后，保供措施不但沒有取消，反而有所加強。發(fā)改委發(fā)布一系列保供穩(wěn)措，極潛產(chǎn)使3月產(chǎn)到127噸同增14，同時出臺現(xiàn)貨銷售限價以打擊市場投機情緒。另一方面，疫情擴散導(dǎo)致各地經(jīng)濟活動受限、用電量大幅下滑，火電生產(chǎn)也受到清潔能源的壓制，需求疲軟導(dǎo)致全社煤庫持增，煤承回至4中約110第三階段（4月中旬-8上旬：供需矛盾相鈍，煤價寬幅震蕩4月中至8月旬內(nèi)動煤場體于強需、續(xù)庫狀，煤在10-350元震蕩整對后濟蘇和峰夏庫預(yù)支撐煤價下沿和市場多頭信心，而經(jīng)濟活動恢復(fù)遲緩、清潔能源發(fā)電不斷擠出火電，旺季預(yù)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向游導(dǎo)6中旬煤承緩回。第四階段（8月上旬-10下旬：極端天氣疊供擾動，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(chuàng)新高，且水電汛期反枯導(dǎo)致火電不得不擔(dān)起基礎(chǔ)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(yīng)端也受到強降雨天氣、疫情影響產(chǎn)運、安全生產(chǎn)壓力大多因的擾，使入10月消費現(xiàn)態(tài)但秦低迷的運也予場價支撐這階，價由8月旬低約140上至10月旬高約630第五階段（10月末-今）弱需求主導(dǎo)下的煤回調(diào)今年我國氣溫整體呈現(xiàn)“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(jié)束后，煤價壓力逐漸加重同海煤跟天然出劇下，內(nèi)煤步跌截至11月23日，渤口55K力煤格經(jīng)至130元附。圖18： 環(huán)渤海港口動力煤現(xiàn)貨價格（550K）元噸 08 09 00 01 020050005000000月 月 月 月 月 月 月 月 月 1月 1月 1月數(shù)據(jù)來源:Wnd（一）供應(yīng)：增產(chǎn)障源安全，產(chǎn)能和運瓶漸顯產(chǎn)能：保供常態(tài)化接續(xù)工作仍需加快進保障能源安全，增產(chǎn)保供成為新常態(tài)。202年，在全球能源緊張危機的警示下我更重以為主基國，續(xù)2021年供施基，相關(guān)部門接連發(fā)布保供增產(chǎn)措施，包括成立專班保供、設(shè)立各地生產(chǎn)目標(biāo)、調(diào)整產(chǎn)能核增標(biāo)準(zhǔn)、取消煤管票制度、加強鐵路運力協(xié)調(diào)等，保供增產(chǎn)成為常態(tài)化。3初煤油議明，取合施加3億的效能中投資技項增加.5，停停的礦露煤礦加1.5億。大之后，各地下發(fā)新一批保供煤礦名單和核增計劃。1月，國家能源局表示，今年累計準(zhǔn)含整設(shè)模）礦目14、產(chǎn)能6200萬以，進入聯(lián)試轉(zhuǎn)產(chǎn)礦能約000萬噸年。主要省份連續(xù)高負荷生產(chǎn)，高產(chǎn)量可持續(xù)仍待觀察，產(chǎn)能接續(xù)工作需加快推進。今年在外部能源危機的沖擊下，國內(nèi)煤價仍能維持相對可控，主要原因是增產(chǎn)保供。但在經(jīng)歷去產(chǎn)能和反腐倒查等一系列事件、淘汰數(shù)十億噸落后產(chǎn)能后，我們現(xiàn)在面臨著比十三五時期更為嚴格的安全生產(chǎn)和環(huán)保要求，新增優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能資源緊張，接續(xù)工作推進難度較大。今年高產(chǎn)量的背后是主要煤炭生產(chǎn)省份連續(xù)高負荷生產(chǎn)，根據(jù)各省煤礦產(chǎn)能公告和產(chǎn)量估算，今年山西、內(nèi)蒙、陜西、新疆等四省產(chǎn)能利用率均已超100，其余省份如貴州、山東、河南等產(chǎn)能利用率約在60-0不等，但面臨較為嚴重的自然災(zāi)害、后備資源不足、人員裝置長期高負荷運轉(zhuǎn)、安全生產(chǎn)風(fēng)險加大等問題。因此，今年煤炭高產(chǎn)量的長期性可續(xù)待察產(chǎn)能續(xù)作需快進。產(chǎn)量：預(yù)計2022年炭產(chǎn)量44億噸以上，203年產(chǎn)量同比近持平。原煤生產(chǎn)增速加快，多重因素影響產(chǎn)能釋放，導(dǎo)致?lián)繕?biāo)產(chǎn)量仍有差距。2022年-0，內(nèi)產(chǎn)煤3.85億，增長10，均產(chǎn)煤212萬噸其中9月煤量達189噸創(chuàng)日產(chǎn)新。然煤量出現(xiàn)較增，較120萬噸日量標(biāo)有大差。據(jù)年3炭增產(chǎn)增供專班工作方案制定的各省區(qū)煤炭生產(chǎn)目標(biāo)，-10月，僅陜西和新疆完成目標(biāo)日產(chǎn)量，內(nèi)蒙、山東等省區(qū)距離目標(biāo)日產(chǎn)量仍有較大距離。影響產(chǎn)能釋放的因素不僅有核增手續(xù)繁雜、資源接續(xù)不足、安全事故頻發(fā)等行業(yè)內(nèi)原因，也有疫導(dǎo)運受、降雨自災(zāi)等部因。圖19： 全國原煤產(chǎn)量 圖20： 主要省份原煤日產(chǎn)量2比 年萬噸 2019年 2020年

2021年日產(chǎn)量 2022年1-10月日產(chǎn)量45035.400 29.6 30.350 25.300 20.25013.645035.400 29.6 30.350 25.300 20.25013.615.20010.1506.55.5.01000.00.0-2.6-5.1 -.4500040000350003000025000

15

2021年 2022年1516

30 0025020 001520000150001000050000

11

11

10

1281

1050 0

00-10.01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

山西內(nèi)蒙古陜西新疆貴州安徽山東河南國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局主要省份大力增產(chǎn)，煤炭生產(chǎn)集中度進一步提高。-10月，山西、陜西、內(nèi)蒙新四區(qū)煤量達到9.84億，同比增4.8（中蒙新同比增796.513.6、29，量全的8.9，十期間高7百點除省區(qū)外其地煤產(chǎn)量比高.8左低于全平增。圖21： 晉陜蒙新四省區(qū)產(chǎn)量 圖22： 晉陜蒙新四省區(qū)以外產(chǎn)量萬噸350003000025000200001500010000

2022同比 2022同比 2020年2018年2021年2019年2022年131515191713480604020

萬噸2020年2021年2020年2021年2022年311110363080007007000650060005500

2022同比 2018年 2019年

100806040205000

01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

5000

01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局預(yù)計2022年煤炭產(chǎn)量望達44億噸以上，2023年產(chǎn)量基本持平。疫情等綜合因素影響下，1、12月煤炭生產(chǎn)企及去年同期高度，但全年原煤產(chǎn)量有達44億以由于年增策所有寬，煤量經(jīng)現(xiàn)較大幅增長，預(yù)計繼續(xù)增產(chǎn)難度將加大，同時，部分礦在長期高強度生產(chǎn)下，面臨采掘接續(xù)緊張問題也不可忽視，我們綜合估計，023年全國煤炭產(chǎn)量仍有增長可能，但大幅增產(chǎn)空間有限。另外，考慮到持續(xù)高庫存將對煤炭生產(chǎn)形成一定負饋計203炭總量今基持。圖23：203年我國煤炭產(chǎn)量及增速測億噸 原煤產(chǎn)量累計值：全國 全國同比504540353025201510502013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E

%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%20%40%60%80%100%120%數(shù)據(jù)來源:國家統(tǒng)計局增產(chǎn)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(chǎn)量的快速增長、生產(chǎn)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(yōu)化和調(diào)整，包括提升浩吉鐵路萬噸重載列車比例、對烏將鐵路復(fù)線電氣化改造、優(yōu)化煤炭出疆運輸能力等，110，國炭運量計到22.3億同比高7。煤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修響的10和1月今年-9大線計完貨運輸3.19億，同比增.8，均量117萬，本到滿負運，續(xù)升空間非常限。圖24： 全國煤炭鐵路發(fā)運量 圖25： 大秦鐵路貨物運輸量萬300002500020000150001000050000

2022同比 2018年 2019年2020年2021年2022年21109101230-21月2月3月4月5月6月7月8月2020年2021年2022年21109101230-2

50403020100-10

萬噸45004003500300025002000150010005000

2022同比 2018年 2019年2020年2021年2022年16228121-8-9-431月2月3月4月5月6月7月8月2020年2021年2022年16228121-8-9-43

100806040200-20-40-60國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局 國發(fā)改委3）2022年進口煤預(yù)計2.8億噸以上今年我國進口動力煤減、價增、熱值降。202年1-0，國計進口及煤2.3億同比減10.其中用煤比幅降20煉焦煤和煙進量別長3和23。其，主是電業(yè)本向下游傳導(dǎo)，因而對價格接受度較高，而電力企業(yè)面臨國內(nèi)長協(xié)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(shù)量下降，且普遍熱偏，而加冬用旺需。預(yù)計2022年進口及褐有望達2.8億噸上，比減少逾3000萬5月1日始國免進口稅夏之海油氣價大下，口價差窗口重新打開，疊加國內(nèi)需求恢復(fù)，下半年進口量有明顯提升。目前海外煤炭較國內(nèi)煤仍有一定價格優(yōu)勢，預(yù)計四季度進口到貨量保持較高水平，全年進口煤褐總有到2.8噸上同減逾300噸。圖26： 中國煤及褐煤進口量 圖27： 202年10月分煤種進口及金額2022同比 2020年2018年2021年2019年2022年192022同比 2020年2018年2021年2019年2022年19851-46-2-33萬噸5000

200

2022年1-10月進口量30000 2021年1-10月進口平均金額2022年1-10月進口平均金額

美元/噸3004000

150

25000

2503000200010000

1月月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12

100500-50

20000150001000050000

進口煤總量 動力用煤 煉焦煤 無煙煤

200150100500海關(guān)總署 海關(guān)總署（二）需求：用電增平穩(wěn)，清潔能源對電代增強1）2022年用電量前低高，預(yù)計全年同比增4.55預(yù)計四季度用電量持穩(wěn)，2022全年用電量同增4.5-5左右。半年疫情擾動疊加海外輸入性通脹壓力，經(jīng)濟活動放緩導(dǎo)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(yè)和服務(wù)業(yè)的修復(fù)態(tài)勢支撐了用電量平穩(wěn)增。年1-0全社用量比長38，中8、、0二產(chǎn)業(yè)用量別增3.、3.3和.0，大能行用分長0.95.63和3.9，業(yè)整體持一韌，計四度業(yè)電平態(tài)第三產(chǎn)業(yè)和居民用電受天氣和節(jié)假日影響更為明顯，今冬氣候整體呈“前冬偏暖、冬冷特，加223年節(jié)間，今冬全會電望平穩(wěn)增，計022全電量增4.-5左。圖28： 全社會用電量 圖29： 第二產(chǎn)業(yè)用電量2020年2021年2022年2020年2021年2022年17116412-1-1900080007000600050004000300020001000

2022同比 2018年 2019年

403020100

億千瓦時2020年2021年2020年2021年2022年152431-3-10600500040003000200010000

2022同比 2018年 2019年

403020100-1001月月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12

-10

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局圖30： 第三產(chǎn)業(yè)用電量 圖31： 四大高耗能制造業(yè)行業(yè)用電量億千瓦時18001600140012001000800600400

17

2022同比 2018年 2019年2020年 2021年 2022年1510124

403020100

億千瓦時2020年2021年2020年2021年2022年5662 40-22500200015001000500

2022同比 2018年 2019年

403020100200 0

-4-7

-5

-100

-101月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局預(yù)計火電2022年增速2以上，清潔能源風(fēng)光好清潔能源高發(fā)彌補電降，預(yù)計2022年火電增速2以上。今年1-0全社會發(fā)電量同比增長13，下半年增速明顯高于上半年，分類型來看，-月火核光比速別為0.8、221.212.4和6.7，中受來水影響“前高后低，風(fēng)電和光伏裝機增加后“風(fēng)光大好，核電整體平穩(wěn)運行，火電受需求影響和清潔能源擠出效果明顯，整體節(jié)奏為“前低后高?？硷L(fēng)電光伏裝機提升帶來的發(fā)電增量和四季度水電下行，我們粗略估計火電全年同比幅上。圖32： 全社會發(fā)電量 圖33： 火電發(fā)電量2020年2021年2022年2020年2021年2022年1065021.3-0.4-4900080007000600050004000300020001000

2022同比 2018年 2019年

403020100

億千瓦時2020年2021年2020年2021年2022年155563-6-126000500040003000200010000

2022同比 2018年 2019年

403020100-10-2001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12

-10

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月國家統(tǒng)計局 國家統(tǒng)計局保障發(fā)電能力，火電核電建設(shè)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(shè)增速逐年放緩。近兩年對能源安全的重視使火電的建設(shè)有加，年-10，全主發(fā)企電基建資成同長7，其中電核投完額分同增2.8和1.9占投額的13.和10.3，電風(fēng)分比滑1.9和2.7。四五間火和電機建設(shè)望速。圖34： 分類型發(fā)電新增設(shè)備容量 圖35： 電源基本建設(shè)投資完成額累計同比萬千7000

% 合計 火電 水電瓦電計值發(fā)電新增設(shè)備容量火電瓦電計值發(fā)電新增設(shè)備容量火電累計同比6000500040003000200010000

80604020020)40)60)

200150100500-5021911 22011 22111 22211中電聯(lián)長協(xié)保供下電廠高或為常態(tài)，非電需對場煤影響放大長協(xié)持續(xù)保供，電廠高庫存或?qū)⒊蔀槌B(tài)。221年以來，發(fā)改委對煤炭中長期同簽要逐加嚴要煤簽量自有源量0上保供煤礦的核增產(chǎn)能的全部簽訂長協(xié)；202年，相關(guān)部門又組織簽訂進口煤應(yīng)急保障中期同1.58億針對2023年協(xié)作改委提將煤協(xié)約量由26噸高至29噸。長持推下今年廠炭存續(xù)位運行，25省廠用數(shù)使在峰夏季保持15天上基沒發(fā)因為缺導(dǎo)發(fā)能不的情。圖36： 沿海八省電廠庫存 圖37： 內(nèi)陸十七省電廠庫存萬噸400

年 年年 年

萬噸 年 40300300200

40303020200

20100

年年月月月月月月月月月月月年年

10

月月月月月月月月月月月月CCD CCD非電需求對市場煤影響放大，結(jié)構(gòu)性問題易對煤價形成支撐。長協(xié)的簽約量和覆蓋率提高使市場煤資源出現(xiàn)明顯收縮，沒有長協(xié)覆蓋的非電需求對市場煤的影響有所放大，市場煤結(jié)構(gòu)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(jīng)濟增速放緩，國內(nèi)非電用煤行業(yè)普遍面臨下游需求不振和行業(yè)損壓，110，水產(chǎn)同降1.，鐵粗產(chǎn)分降1.2和.2，化行表現(xiàn)對好甲、素產(chǎn)同增加.9和46。我們認為非電行業(yè)中化工對煤炭需求的邊際增量仍需關(guān)注，考慮到今年煤化工產(chǎn)能加及1112檢修束裝重，計化仍煤的求一定帶動。綜合估計，我們認為今年電力及非電行業(yè)對動力煤需求將同比增長21左右。（三）展望：今明年內(nèi)動力煤市場維持寬格局2022年國內(nèi)煤炭市場相對寬松，高庫存提供了安全墊。需求方面，預(yù)計全年用量比長4.5-區(qū)，由清能增長火同增在以上，電煤消費增速在3左右。供應(yīng)方面，受海外供應(yīng)沖擊和能源價格高企進口出較顯量預(yù)計年口總在28噸上動煤同比下滑18左，在高強保增的障，國煤產(chǎn)預(yù)將到44億噸上動煤量計36.5噸同增速左。年內(nèi)炭體相對寬松，高產(chǎn)量形成的較高社會庫存將為明年煤炭市場平穩(wěn)運行提供較高的安墊。預(yù)計2023年國內(nèi)動力供需仍維持寬松格，注結(jié)構(gòu)性因素對行推。預(yù)計“十四五”期間，我國全社會用電年均增長8，考慮到清潔能源裝機的增長，假設(shè)明年水電能恢復(fù)往年正常水平，預(yù)計火電發(fā)電量將出現(xiàn)同比下滑，2023年煤費在以。電業(yè)重注化等業(yè)煤消的貢獻，預(yù)計動力煤總消費增速將進一步下滑至1左右。明年國內(nèi)煤炭供應(yīng)仍保持寬松，新產(chǎn)能仍有望投放，但高庫存壓力將對生產(chǎn)形成一定負反饋。長協(xié)保供延續(xù)的狀態(tài)下，非電需求對市場煤價格影響擴大，從而導(dǎo)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(fā)生結(jié)構(gòu)性因素推動的煤價上漲。圖38： 中國動力煤供需平衡表年份（億噸）原煤產(chǎn)能國內(nèi)動煤產(chǎn)量同比動力凈進同比動力總供同比電力行煤炭需同比動力總需同比動力煤供需盈29年3143362235359225523603-0120年3503243293354320523643-1021年48032162616387729093087-2022年E410349727-367526933752+9123年E48034302483770252-3011+75數(shù)據(jù)來源：WidCI（四）海外：全球炭需趨向?qū)捤?，煤價樞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(fā)全球能源價格大幅波動。雖然今年海外煤價出現(xiàn)前所未有的漲跌，但供應(yīng)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(chǎn)量有明顯提升，其余國家增產(chǎn)瓶頸明顯，海外煤價仍保持較高波率。圖39： 海外主流高卡動力煤價格 圖40： 印尼中低卡煤價格澳大利亞FBQ0美元/噸 南非FBQ050 歐洲IFQ04040303020201010500

美元/噸20201010500

印尼FBQ0 印尼FBQ021/121/722/122/722/122/722/122/7

21/121/722/122/722/122/722/122/7Mytel Mytel2023年海外煤炭市場供需趨向?qū)捤?，海外煤價中樞存在回落壓力，但風(fēng)險因素仍需關(guān)注。海外能源危機的風(fēng)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(jīng)大幅回落，但海外經(jīng)濟仍面臨高通脹壓力，203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(yīng)的角度，023年中國、印度、印尼三國煤炭產(chǎn)量仍有望增加，從而降低海外煤炭價格高度，預(yù)計明年煤價中樞仍顯著高于疫情前水平。222年化石能源創(chuàng)紀(jì)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(zhuǎn)過中化能供應(yīng)對乏性煤價格宜于估。圖41： 全球煤炭供應(yīng)展望 圖42： 全球煤炭需求展望億噸 202020212022E2023E9080706050403020100

億噸 202020212022E2023E6050403020100IEA

中國 印度 美國 歐盟 其余地區(qū) 世界三、天然氣：明年氣價重心預(yù)期回落，然風(fēng)險存回落空間有限2022年受地緣沖突影響，全球天然氣貿(mào)易格局乾坤大挪移，俄羅斯大幅減量對歐管道氣供應(yīng)，供應(yīng)緊缺擔(dān)憂推升歐氣價創(chuàng)歷史新高；超額溢價吸引以美國為的LNG資大向歐，口盛撐國氣高；洲貨格跟漲，受價反及和天影，求顯弱，為LNG的方。（一）歐洲：明年LNG進口及需求為核心變，點關(guān)注二三季度累節(jié)奏1）供應(yīng)格局重建，未來NG供應(yīng)至關(guān)重要2022年歐洲總供應(yīng)預(yù)比上，主要因LNG進口大幅增長。202年18月盟27國然總（產(chǎn)+進）為268億立米同加16億立方，中進量計為285立米量140立米供續(xù)高位的后瘋進的G：八月盟27國LG合凈口量818億方米，量42億方而管氣進量為1567億方，量22億立方；LG量顯補管氣缺。圖43： EU7前八月天然氣凈進口同+6 圖44： EU7前八月管道氣凈進口同-11218 219 220 221 222百萬立方米3003002002001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

218 219 220 221 222百萬立方米2002002002001001001001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Eurot Eurot圖45： EU7前八月LG凈進口同+2 圖46： EU7分來源天然氣凈進口218 219 220 221 222百萬立方米100100800

億立方米22年22年1月22年1月200

21年1月22年1月600400

100200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

0獨聯(lián)體 美國 挪威英國 總量Eurot Eurot俄羅斯天然氣出口向洲地區(qū)傾斜。氣司azpro）222年1月1日至11月15期天氣產(chǎn)為3597億方同比降192對聯(lián)體國家天氣口為92億立米同下降34。緣突致羅年內(nèi)產(chǎn)量及出口量均出現(xiàn)明顯下降。其中，出口減量主要集中在對西北歐方向上，三條要道北一、亞爾及境克通年至11月輸氣量合為22億方同比降2對耳、中管氣及NG口預(yù)計增：221年國進口道計10方米劃202至50億立米且Gazrom這部流高計交；222年-0月LNG出口量合為66億方同比加9立米速超5203預(yù)羅斯會速過有道大對出，時LNG口產(chǎn)維高運出部分天然資。管道氣與俄實現(xiàn)硬鉤挪威及北非供應(yīng)穩(wěn)有。9底羅海然管道正式投運，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輸少年100立方天氣波。爾及亞自2022年開始向意利外供氣40方米自2023年1起過跨中管向洛尼亞輸送三年天然氣，且其與意大利合作開發(fā)天然氣田在年內(nèi)分別投產(chǎn)，將為歐洲市提更的然。產(chǎn)能快速擴張增加歐洲LG進口彈性。至前歐洲收再化能計1.8億噸年約合249億方米年202-203年洲計增氣能合計76億方203年底洲再化能達295立米此德國年已入5艘FR預(yù)計在203取季投產(chǎn)合產(chǎn)在350方米約蓋國土的費求。全球LNG出口裝置新近500億方，擴大LNG進貨源。至221年球LNG液出產(chǎn)合計為.54億/年約合177億立米2022已預(yù)期新為990萬/，合135億方/；203年期增產(chǎn)270噸/年，合36立年；222-3年計約在41立米其美國新增能約19方米這分能落相對確且利對出；其他區(qū)置運上一定勢但量依可以高NG易限?，F(xiàn)貨資源短缺，F(xiàn)OB充但需要進口溢價。022年LNG貨貿(mào)量為5580億立米203加30立至550立米。中自222年億立米至023年的40立米OB自2022年260立米加250億方至2930億方米現(xiàn)增較且要集于洲俄斯OB貨物轉(zhuǎn)運存在不確定。綜上，再氣化以及出口產(chǎn)能增量足以支撐歐洲明年增加LNG進口，但實際可得源量仍有待商榷，行貨必將抬升歐洲進成。圖47： 202年分類型LG貨物量 圖48： 203年分類型LG貨物量十億立方米1401201008040200

DESFOB現(xiàn)貨

十億立方米200150100500

DESFOB現(xiàn)貨澳大利亞亞洲 中東 非洲 南美 北美 俄羅斯 澳大利亞亞洲 中東 非洲 南美 北美 俄羅斯RydEnergy RydEnergy需求修復(fù)速度預(yù)期，明年預(yù)期整體消相中性2022年1-8月歐盟27國然氣消費量同比下降10.9，電熱部門消費不減反增。2022年1-8天氣消量2407億方同比降1022，中力及熱轉(zhuǎn)部門586億方米同增加3。引IEA數(shù)1-8月洲及居民門求比少，業(yè)門費比降15。商業(yè)及工業(yè)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(yè)影響較強，導(dǎo)致造紙、合成氨及尿素、鋅等行業(yè)前期出現(xiàn)大幅減產(chǎn)。后期來看，氣價下跌后，工業(yè)部門天然氣消費或緩慢修復(fù)，但衰背下間MF預(yù)歐元區(qū)022濟增為3.1而2023下降至0.5我們假設(shè)2022年商住部門消費減保為12，而工業(yè)部消減量保持為15。2023年則預(yù)設(shè)三種情景：悲觀況，天然氣在商住及業(yè)門消費同比下降5；中性情下，消費同比持平樂情景下，消費同比加5。2022年天然氣發(fā)電量預(yù)同比下降1。202設(shè)主據(jù)202前八個月發(fā)電水平，地?zé)峋S持不變，水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電均沿用年內(nèi)累計同比增速，其他小幅上調(diào)5，核電則使用法國核電運行比例擬合歐盟核電發(fā)電量。煤炭考慮后續(xù)無新增公布重啟機組，運行小時數(shù)達高位難以進一步上升，同樣使用八累同增作為年比速最算得2022年需天然電量為374TWh，同比下降1。2023年可再生發(fā)電量同比增加6。針對223的預(yù)（）電地?zé)嵋约捌渌A(yù)期同比持平（2）風(fēng)光增速考慮協(xié)會公布裝機增速，風(fēng)電同比增加8太能電增加2（）電分保計明平運比在預(yù)計年電電為69TWh同加5（匯總預(yù)可生源分總發(fā)在19TW，煤以氣計電需在70TW。氣煤發(fā)電消費均趨向回落。三種情景（1）悲觀情景：煤炭發(fā)電量同比下降10約合00T對應(yīng)要然發(fā)量37TWh同下降8（）中性情景：煤炭發(fā)電量同比下降2，約合5Th，則對應(yīng)需要天然氣發(fā)電量352TW，比降）樂情：炭電同比降0合31T，則對需天氣量396TW，比加6前歐天氣本偏觀，氣價電價均回落，驅(qū)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(fā)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(shè)下，預(yù)期氣煤發(fā)電消費均趨回，且煤炭跌幅或大天氣。圖49： 歐洲222及03年發(fā)電情假設(shè)庫存明顯好于歷史，明年重點關(guān)注二季累庫速度2022/23年取暖季歐洲然氣庫存支撐過冬虞明年重點關(guān)注二三度庫節(jié)奏。202取季歐盟容最至951，于史短溫相對溫和，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(yù)計歐洲過冬無虞。然美亞需求隨冬季來臨預(yù)期即加，源向洲或限庫下即加速明需點注3月庫存起值二季累速度。圖50： 歐洲GE天然氣庫容率 圖51： 歐洲天然氣庫容率環(huán)比變化10

218 219 220 221 222

218 219 220 221 222510 0500W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

-5-0W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9Bloberg Bloberg明年歐盟天然氣基相對樂觀，史詩級情以復(fù)制取暖季風(fēng)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(jié)性回升，且三季度末以來氣價回落也推動部分工業(yè)需求回歸。供應(yīng)端彈性偏低問題仍存，半需均偏運，洲LNG口受。需緊程，供應(yīng)端一旦出現(xiàn)風(fēng)險事件，或需求超預(yù)期攀升，歐盟天然氣去化速度加快，將導(dǎo)致氣價暫時性暴漲。但高庫存提高歐盟抗風(fēng)險能力，預(yù)期漲幅有限難觸前高，預(yù)在3050元百熱波（9-10元/瓦時。明年基本面相對樂觀，史詩級行情難以復(fù)制。在悲觀情景中，歐元區(qū)經(jīng)濟難現(xiàn)色壓體求弱，盟然或現(xiàn)28立米應(yīng)余壓氣價重心持續(xù)偏弱運行；在中性情景中，歐盟天然氣供需維持緊平衡，供應(yīng)彈性偏低支撐盤面波動性較大，明年氣價預(yù)期維持當(dāng)前水平寬幅震蕩；在樂觀情景盟然將臨4億方供缺，占費4，動價偏強運。產(chǎn)能擴張?zhí)岣邭W洲LNG口上限，貿(mào)易爭奪加盟用能成本。盟在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顯下，應(yīng)心變轉(zhuǎn)為LN。年仍需少86億方米LNG進口增，球化口再氣預(yù)新產(chǎn)均覆蓋量求即203年歐盟LG口限再個臺；受于期手長合較，量購現(xiàn)貨、購賣FO、太等距遠區(qū)貨因素將升盟口LG成本，期難歸氣時代。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(yè)發(fā)展。高氣價成為常態(tài)帶動電價偏高位運行，為壓降能源成本，歐盟將繼續(xù)推進化石能源退出，并大力加快風(fēng)光等新能源的發(fā)展；同時增強儲能設(shè)施建設(shè)，優(yōu)化電價形成機制完電系建。圖52： 歐盟222及03年天然氣需測算單位：億立方米2021 2022 2023EU27管道氣凈進口264622272029管道氣供應(yīng)年度同比-419-198EU2LNG凈進口72912281314供應(yīng)LNG供應(yīng)年度同比49986EU27產(chǎn)量505439382產(chǎn)量年度同比-66-57合計388038943725供應(yīng)年度同比14-171悲觀情景中性情景樂觀情景商業(yè)及居民部門14241253119012531316商業(yè)及居民部門需求度同比-171-63063工業(yè)部門1112945898945992工業(yè)部門需求年度同比-167-47047需求電力及熱能轉(zhuǎn)換部門894885726832938電力及熱能轉(zhuǎn)換部門求年度同比-9-159-5353其他部門693合計41233776350737233939需求年度同比-347-269-53163供需缺口-2431182182-214（二）美國：明年土強于需，LNG出口強勢奪資源美國本土產(chǎn)量處于同比高位，明年增速邊際放緩。022年以來美國本土干天然日產(chǎn)約為2.5億立米日同上升.1億方米日截至11月8日天氣躍機持在155個受于開支對守鉆數(shù)幅上升可性小預(yù)產(chǎn)溫和長。據(jù)EIA預(yù)測222年均干產(chǎn)為278億立方/，比速3.；2023年上至2.2立方/，比速1.，產(chǎn)量速年降。圖53： 美國本土干天然氣產(chǎn)量預(yù)測 圖54： 美國天然氣產(chǎn)量與活躍鉆機數(shù)同比十億立方19 220 221 222 2232928272625241 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

十億立方立方米/ 日 美國干天然氣產(chǎn)量同比變化0.60.40.20.0-0.2-0.4-0.6-0.82018/11/30 2019/11/30 2020/11/30 2021/11/30

個250200150100500Bloberg Wind取暖季需求前低后高，明年經(jīng)濟下行壓制整體消費。-11月中旬美國天然氣本消在216立米/，量中電門及住門因上半年及季浪極天氣發(fā)據(jù)NAA，美國202/23取氣溫較歷同更，暖日數(shù)HD）近年多2供需預(yù)上然宏經(jīng)不定素對天氣費壓，普及IMF均測2023美國GDP速落或壓電力工部天氣費。圖55： 美國天然氣消費預(yù)測 圖56： 美國未來三個月氣溫預(yù)測十億立方19 220 221 222 22336312621161 2 3 4 5 6 7 8 9 101112loberg NOAALNG出口長期維持旺盛然出口能力上限大改或在2024年之后。對美國NG的求期持旺，1-5月美國LNG出口能用維持在10上水，均口量.2億立米日，-11旬產(chǎn)利率降約成，日均口量2.8億日。由預(yù)計12月開始步復(fù)明年3始全荷口開后量大在.6立；CalasiuPas期設(shè)于2023年開商運，增大也在0.2方米日即203年3后，美國LNG出達36立方/，比加.8立米日增速13GoldenPas及l(fā)aqemies套LNG將中于2024年上，計增口能1億方/，時出口力明提。218219220221222圖57： 美國LG出口量 218219220221222億立方18 219 220 221 222

1004 1002 500W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

0W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9Bloberg Bloberg當(dāng)前庫存水平偏低但期補庫速度或可加。至11月11當(dāng)，國天然庫為101方米近累速明高于史平益供高位而出口偏弱，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202/23取暖偏預(yù)，暖求較勢且LNG出步復(fù)，期化度明加快據(jù)EIA預(yù)，季合去庫98立，及3月底存期至433億立米略于五均值約.3。合看供仍有上升空間，LNG出口持續(xù)旺盛但需求預(yù)期偏弱，二三季度供需偏寬松使得2023年庫相強然需惕溫預(yù)等險因?qū)Ч┐蟛?。圖59：美國天然氣庫存十億立方10

218 219 220 221 2221080604020W1W4W7W0W3W6W9W2W5W8W1W4W7W0W3W6W9W2Bloberg（三）展望：全球貿(mào)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落歐洲與俄氣實現(xiàn)硬鉤地緣事件影響基本地但LNG長期支撐用氣成本偏高。明核變?yōu)榍蠹癓NG供。前基本俄斯道實脫鉤，余量對定影響小LNG應(yīng)性至重，量觀歐洲LNG進提合彈然溢掃及輸本得歐氣本持高運。中長期隨著中東等其他市場加入以及新能源快速發(fā)展，天然氣消費或加速退出，氣價心續(xù)落。美國本土供強需弱，LNG出口強勢爭奪資源。來看美本天氣量穩(wěn)有，土費確定強但LNG出，需持平，暖季預(yù)期氣價仍有季節(jié)性上行空間，二季度后重心預(yù)期略有回落，但全球風(fēng)險性仍未完消前預(yù)價難到209前。2023年全球天然氣供需平衡相對寬松，資源轉(zhuǎn)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(jīng)濟狀況造成的需求反彈超預(yù)期。圖60：機構(gòu)預(yù)測223年全球天然氣需平衡表預(yù)測單位：十億立方米非洲亞太地區(qū)中南美洲前蘇聯(lián)地區(qū)歐洲中東北美全球合計天然供應(yīng)27868115181723573211914085天然需求17192314761453159610784061供-需求107-2424203-29613611324數(shù)據(jù)來源EIAIEA中信期貨究所四、LPG：短期供應(yīng)過剩，中期需求重啟提振價格2022年LPG盤價動劇，體現(xiàn)揚抑走，格勢為三個階：12月單壓盤低寬震2月沖爆時端油價跳升帶動盤面跟漲創(chuàng)歷史新高，然后期邏輯快速回歸自身基本面價格震蕩回落；內(nèi)貨格高為6979/，低點為4410元噸當(dāng)盤值持續(xù)偏低，一方面在于需求持續(xù)偏弱上行動能不足，另一方面?zhèn)}單持續(xù)高位打壓盤面。（一）供應(yīng)：煉廠供中有，國際市場緊后松1）國內(nèi)煉廠開工維穩(wěn)，明年新增煉油裝支液化氣產(chǎn)能上行國產(chǎn)液化氣供應(yīng)逐修。022年1-0我液石油累產(chǎn)量410.1萬噸累同減少.1；商量十月計為1680噸基持同。產(chǎn)量同比偏弱主因為成本高位壓制利潤以及稅務(wù)檢查影響國內(nèi)煉廠開工情況，主營廠均工在7，比下降3地均開率在3同降7明年國產(chǎn)氣供應(yīng)穩(wěn)中有升。當(dāng)前成本端有所修復(fù)，稅務(wù)檢查結(jié)束，疊加后期出口配額仍有偏樂觀預(yù)期，國內(nèi)煉廠開工率預(yù)期穩(wěn)中有升，對應(yīng)液化氣產(chǎn)量預(yù)期步復(fù)明預(yù)仍約120萬新油產(chǎn)上預(yù)，應(yīng)化氣產(chǎn)能增百噸合產(chǎn)能達五萬。圖61： 液化石油氣月度產(chǎn)量 圖62： 液化氣月度商品量萬噸 218 219 220 221 22240403030201 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

萬噸 218 219 220 221 222202010101010101 2 3 4 5 6 7 8 9 101112國家統(tǒng)計局 紅桃3圖63： 主營煉廠開工率 圖64： 山東地?zé)拸S常減壓開工率219 220 221 2229080

2018 2019 2020 2021 202280706070604050W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

30W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52卓創(chuàng) Wind2）國際市場供應(yīng)預(yù)計后松深加工需求支撐丙烷口上升。202年1-0國液丙口163萬噸，比加液烷口40噸同升9；計口比加6。年內(nèi)DH增幅張支丙需，MBE利窗打支丁需，兩者加內(nèi)LPG進需求比顯升。圖65： 我國丙烷進口 圖66： 我國丁烷進口萬噸220

2018 2019 2020 2021 2022

2018 2019 2020 2021 2022萬噸85200 75180 65160 55140 45120 35100 25801 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

151 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12海關(guān)總署 海關(guān)總署海氣供應(yīng)先緊后松，全球供需持續(xù)寬松。短期來看，中東減產(chǎn)疊加北半球取暖需求重啟，國際液化氣市場供需預(yù)期邊際收緊。明年美國為主要供應(yīng)增量來源據(jù)EIA測2023年美丙烷量計達357萬/，比加4；凈出預(yù)到185萬/日同增加10，持續(xù)加需維使出口貨持寬。東產(chǎn)持，口期位穩(wěn)：期OPC產(chǎn)顯反映到口上該產(chǎn)劃當(dāng)預(yù)延到203年年，年出量將維持當(dāng)水。圖67： 美國丙/丙烯出口（M4） 圖68： 美國丙烷庫存日218 219 220 221 222 2018 2019 2020 2021 2022100100100100907050

W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

千桶18008000600040002000

W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52Bloberg loberg圖69： 中東LG裝船量（A4） 圖70： 中國LG到港量（A4）千噸 218 219 220 221 2221001009080706050W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

千噸 218 219 220 221 2226050403020W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9資料來源RefiniivEikon RefiniivEikon（二）需求：需求主量集中深加工領(lǐng)域PDH新增產(chǎn)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年受本高烯市偏因影PH置體潤現(xiàn)，年內(nèi)平毛為-77元/，年開率2同下降。022年至03間增PH能超80噸實可地近20噸增超16。產(chǎn)能擴張角度來看，丙烷需求增速較樂觀，但實際當(dāng)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(yè)或逐步向產(chǎn)能過剩發(fā)展，新增產(chǎn)能計劃更多來自帶有一體化產(chǎn)業(yè)鏈的企業(yè)，可能會擠出部分單一裝置產(chǎn)能，即實際產(chǎn)能增速不及預(yù)期，且開工率將持續(xù)偏低位運行。對應(yīng)丙烷求在前口格仍高景，求速預(yù)明放。圖71： PH開工率 圖72： PH制P單體毛利10090807060

2018 2019 2020 2021 2022

元/噸 2018 2019 2020 2021 2022500040003000200010000-100050W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52隆眾資訊

-20001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12需求修復(fù)及通脹支撐國外調(diào)油需求向好，出口訂單持續(xù)利好碳四需求。我國MBE222年1-0計口19.6噸較年同加17.3噸漲幅652.2當(dāng)國分業(yè)MTE關(guān)油訂單至1月圣新年假來利海汽需求且外續(xù)通使得內(nèi)MTE品一定價格優(yōu)勢，短期來看，調(diào)油品出口利好持續(xù)存在。明年來看，后疫情時代汽油需求仍應(yīng)維持謹慎樂觀，但考慮今年三季度末擾動仍偏多導(dǎo)致旺季不旺，明年存修預(yù)背下碳需求計持慎觀。圖73： 烷基化開工率 圖74： MTE開工率2018 2019 2020 2021 202275

2018 2019 2020 2021 202265655555 5045 4540353525W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52

30W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52卓創(chuàng) Wind圖75： 烷基化周均稅后裝置毛利 圖76： MTE周均稅后裝置毛利元/噸 218 219 220 221 222200100100500-00-00-50W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

元/噸 218 219 220 221 222806040200-00-00W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9W3卓創(chuàng) 卓創(chuàng)（三）成本：短期本存支撐，明年重心移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(jīng)濟體需求整體承壓，需求增長的引擎回歸發(fā)展中國家；短期內(nèi)俄油減量低于預(yù)期，但明年成品油禁令落地后減量難以避免；美國增產(chǎn)預(yù)期或更多于下半年兌現(xiàn)，若OPEC維目的擺商調(diào)角223年衡基預(yù)使油格震蕩下移。美國通脹大概率已經(jīng)見頂，市場對美聯(lián)儲加息預(yù)期已較為充分計價，美債利率與美元指數(shù)或均已見頂，加息交易難以繼續(xù)主導(dǎo)油價走勢，核心矛盾或回基面素。海氣價格先增后降，明年重心預(yù)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(fù)。但從明年來看，能源系統(tǒng)內(nèi)矛盾逐步緩和，全球能源價格回落預(yù)期下，海外丙丁烷價格重心預(yù)計有所回落，且波動恢季性導(dǎo)。圖77： 沙特CP價格 圖78： FI價格丁烷丙烷價差（右） 丙烷C 丙烷C合同丁烷C合同100

40 元/噸

丁烷-丙烷價差（右） FEI丙烷價格80604020

200-0-0-0

11001000900700600500400

FEI丁烷價格

6040200-20-40-6022//1 22//1 22//1 22//1

2021/6/21 2021/12/21 2022/6/21（四）基差：淡旺基分化邏輯延續(xù)需求重啟速度偏緩，期現(xiàn)均未出現(xiàn)明顯趨勢。年內(nèi)基差波動較大，主因為期貨價格波動不僅受國內(nèi)基本面影響，海外市場、成本端、交割邏輯等因素均影響面格202基差大出在1，價超000元最在7份-30。入明后海價及油價波預(yù)縮，內(nèi)期現(xiàn)貨間相關(guān)性預(yù)期增強，而現(xiàn)貨價格對期貨盤面的滯后性使得基差恢復(fù)旺季偏強，季弱期波區(qū)間[-100,000。圖79： 國內(nèi)液化氣市場現(xiàn)貨價 圖80： 華南現(xiàn)貨-主力合約收盤元/噸

華南國產(chǎn)氣價格 山東國產(chǎn)氣價格

元/噸

2020 2021 20229000800070006000500040003000

華東國產(chǎn)氣價格 全國市場基準(zhǔn)華南進口氣價格 華東進口氣價

2000150010005000-500-1000-15002022/3/19 2022/5/19 2022/7/19 2022/9/19 2022/11

Wind

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12（五）展望：供需增增速放緩，2023年LPG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(nèi)產(chǎn)量，北美油氣增產(chǎn)帶動國際供應(yīng)上行，供應(yīng)端偏寬松運行。受天然氣替代取暖需求緩慢縮氣回封解除于業(yè)氣DH增計巨然現(xiàn)能有限，開工率偏低或成常態(tài)，實際丙烷需求增量有所打折；調(diào)油品出口利好猶存，汽油消費存修復(fù)預(yù)期，利好國內(nèi)調(diào)油需求。成本端，短期季節(jié)性上行，然擾動步地波及端行減，格心體回。2023年期價重心震蕩回落，新交割規(guī)則壓制盤面波動幅度。海氣價格季節(jié)性上支盤，需持續(xù)勢倉高中注月近LPG但上行動不，期震為主明需注234合約消域貼、加一次倉單集中注銷（9月，新交割規(guī)則一方面提高企業(yè)參與便利性，另一方面提升市公性增期價相性LPG身面邏性強疊地事件影響弱油價回，明價重預(yù)震回落。五、歐洲電價：電價脫鉤化石能源成本道阻長，電力市場改革仍需努力（一）歐洲電力市緊干預(yù)方案將于12月起實行歐洲議會9月30日審?fù)ㄟ^采取緊急措施低源價格。措主包三個部分（1）減少高峰時段電力需求（2）限制超邊際發(fā)電設(shè)備市場收入。征收化石燃料行業(yè)“團結(jié)稅。以上方案試圖通過減少需求及財政轉(zhuǎn)移的方式緩解歐洲能源費的賬單壓力。至7德居民端電賬中采購及分成為2639分kWh，較2022年1月行7.1較2021年長67；工業(yè)端電賬中購分銷本為7.33歐分k，較222年1上行較201增長2035。減少電力需求（2022年12月1日-2023年3月31日：洲事同意成員實自性減1總電，強各確電價最的10小時，在些峰段減少5的電。限制非天然氣電力商收入上限（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(fā)電商取得了超額的財務(wù)收益，同時邊運成并增。因，洲事將述發(fā)商置80歐元Mh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(yù)收入1400億)3）向化石行業(yè)征收“稅（2022年12月1日2023年12月1日）:理事會同意對石油、天然氣、煤炭和煉油行業(yè)活動產(chǎn)生的超額利潤征收“團結(jié)捐款，維對色的投。員可取2022年潤長過三年平利潤0上分，將入成國新分給源費、勢庭、受創(chuàng)公和源密型業(yè)。圖81：各類型能源單位熱值價格M取暖油歐洲天然氣美國天然氣HeyHbUD/MMBtu 中國動力煤 IPM取暖油歐洲天然氣美國天然氣HeyHb908070605040302010021/8 21/8 21/8 21/8 21/8 22/8 22/8 22/8Bloberg超邊際發(fā)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于5月西的限天氣格案對電的制力限主要因歐洲電力市場采取邊際定價的模式，新能源等發(fā)電端優(yōu)先上網(wǎng)且邊際成本近似為0天氣硬滿最負的峰源主了終電價。下圖展了班在202年5月引天氣補貼的價與國前電價的走勢對比?？梢园l(fā)現(xiàn)，天然氣價格及硬煤價格不出現(xiàn)下行，電力市場價格便難下。圖82： 西班牙日前電價 圖83： 德國日前電價歐元45040035030025015010050

2018 2019 2020 2021 2022

EUR/Mwh700600500400300200100

2018 2019 2020 2021 20220D1 D91 D181 D271 D361

0D1 D91 D181 D271 D361數(shù)據(jù)來源：Blobg 數(shù)據(jù)來源:lobrg對新能源發(fā)電端設(shè)的180歐元/MWh價格上限不影響新能源收益。風(fēng)電等新能源與傳統(tǒng)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(wǎng)電價上行或下降。由于新能源在歐洲采取優(yōu)先上網(wǎng)的模式，新能源的實際收益價格通常低于當(dāng)日電網(wǎng)中的電力基荷價格，因此新能源從電網(wǎng)中獲得的實際收益被稱為“捕獲價格（CaptredPrice）”2021年以前，德國離岸風(fēng)電、岸上風(fēng)電、以及光伏平均捕獲價格分別為3331及36歐元/MWh能危機始，僅在21年底暖及222年78月TTF價暴的范圍，現(xiàn)超過180歐元/MWh超收。此一方面180元/Wh限遠新源史捕價格另方也明源在石源機是大的益之。圖84： 德國新能源“捕獲價格”離岸風(fēng)電 岸上風(fēng)電 光伏 180歐元限價歐元60050040030020010002017/1/12017/9/12018/5/12019/1/12019/9/12020/5/12021/1/12021/9/12022/5/1路透“團結(jié)捐款”及“超邊際發(fā)電端”超額收益稅預(yù)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(wǎng)成本外，消費者需要繳納環(huán)保稅、熱電聯(lián)等項加結(jié)捐”“邊發(fā)端”額益預(yù)在223年實期，以定度緩上稅。德為例在222年7取消了372歐分KWh的EEG能源，得國7民端電與202年1本持在7.3歐分kW。歐洲宏觀風(fēng)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(zhì)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(zhuǎn)移，緩解電力消費端的生產(chǎn)及生活壓力。從下圖電價與歐元/美元的關(guān)系中可以看到，022年歐洲宏觀走勢與能源聯(lián)系密切，在天然氣帶領(lǐng)電價下行后歐元/美元出現(xiàn)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，主動降需或迫電價格行若洲2022取暖及2023年通約電力低力費電，歐整宏環(huán)或現(xiàn)邊改，至8月U27總發(fā)量行0.9。圖85： 德國日前電價VS歐/美元 圖86： EU7月度總發(fā)電量2022/012022/03 2022/05 2022/07 2022/09 2022/11 2018 2019 2020 2021 2022100200300400500

1.2德國電價德國電價基荷日前電價逆序30日滾動平均（領(lǐng)先35日）歐元/美元（右軸）1

GWh2850002650002450002250002050001850000.9歐元/MWh 歐元/美元

165000

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月數(shù)據(jù)來源：Blobrg 數(shù)據(jù)來源:lobrg長期實現(xiàn)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(tǒng)進行改革及升級。1）進一步提高新能源占比，降低天然氣發(fā)電消費量。2）進一步優(yōu)化歐洲范圍內(nèi)跨市場的電力平衡機制。3）提高跨區(qū)虛擬電廠鏈接及運營智能化，縮短調(diào)頻調(diào)峰周期，提高新能源發(fā)電預(yù)測準(zhǔn)確度。4）根據(jù)不同國家及地區(qū)的用電峰谷，優(yōu)化各國調(diào)頻備用容量。)強制新能源發(fā)電端具備再調(diào)度能力，提高場節(jié)與。（二）歐洲2023年水力電供給依然面臨挑戰(zhàn)自天然氣價格大幅行來，歐洲出現(xiàn)煤炭代然氣現(xiàn)象。從E27發(fā)電結(jié)構(gòu)看歐去化勢逆。221煤發(fā)占比為4.2，較2020年提高1.95；221天發(fā)電比1388，較20年降低.552022年替代效果持續(xù)2022年18月EU27炭電合發(fā)電26.4萬GW，計比增加2.5。圖87： EU7各類型能源發(fā)電占比88 9 0 煤炭 天然氣 風(fēng)力

太陽能 水電 核能 其他Euott圖88： EU7月度天然氣發(fā)電量 圖89： EU7月度煤炭發(fā)電量GWh400040003500030000250002000015000

2018 2019 2020 2021 2022

GWh60005000040000300002000010000

2018 2019 2020 2021 202210000

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月數(shù)據(jù)來源：Euott 數(shù)據(jù)來源:uott極端天氣助推歐洲源機，2022年水電核電出不及預(yù)期。202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，致電核出不及期均近年低水。222年1-8水力發(fā)電累同下行5.6，比口為5.88萬W，能電累同行1515，比口為9萬G。圖90： EU7月度水力發(fā)電量 圖91： EU7月度核電發(fā)電量GWh45000400003500030002500020000150001000050000

2018 2019 2020 2021 20221月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

GWh7500070000650006000550005000045000400003500030000

2018 2019 2020 2021 20221月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月數(shù)據(jù)來源：Euott 數(shù)據(jù)來源:uott為彌補核電及水電口，022年5-8月然氣發(fā)量同比轉(zhuǎn)正。222年1-4月天氣計電比下行.44，續(xù)了01年天氣價歐少然氣發(fā)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，然發(fā)在5-8月增U7然發(fā)量58月計比加16，-8月計比加3.11。TTF然價是在情下，在2022月創(chuàng)了40元/Wh歷史最。2023年水電和核電如期恢復(fù)正常具有挑戰(zhàn)。法國核電裝機量約占歐洲核電裝機的0由于202年面檢計及端高擾，國電行例持下。222年1法國電均行例為77.6，到了022年最炎熱的八月，運行比例下降至39（高溫導(dǎo)致河流水溫上升，為避免核電站一步高溫成態(tài)題，電被求停行）前截至022年1月22，國電行也有54，約333MW的機在行。法國核電運行比例與歐洲核電發(fā)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(guān)，R2高達0.89。因此通過法國核電的預(yù)期檢修計劃可推算出法國核電運行比例及歐洲核電發(fā)電