能源轉型與碳中和2023年四季度策略報告：需求修復供應風云再起Q4能源價格震蕩偏強

中信期貨研究|能源轉型與碳中和中信期貨研究|能源轉型與碳中和2023年四季度策略報告·Q4能源價格震蕩偏強2023-09-22 報告要點2023年四季度，我們認為能源品在宏觀偏壓制，需求端處于相對旺季，供應端約束偏強背景下，傳統(tǒng)能源整體高位震蕩偏強。原油、動力煤短期震蕩偏強，天然氣淡旺季交替短期偏空中期重心上移。四季度國內(nèi)和歐洲電價或?qū)⑸闲?，碳排放價格中期易漲難跌，光伏行業(yè)依然磨底靜待拐點。摘要：摘要：原油——去庫格局延續(xù)短期或維持偏強，關注宏觀與需求變量。1）供應：沙特與俄羅斯將減產(chǎn)延續(xù)至年末，俄羅斯出口處于持續(xù)博弈中，美國短期增產(chǎn)乏力，但伊朗供應或有望加速回歸，四季度供應仍存在較大不確定性。2）需求：煉廠利潤仍然處于高位，原油投料需求有支撐；出行旺季結束，交通用油需求季節(jié)性走入，但淺衰退情景下交通用油需求預計無明顯減量；海內(nèi)外柴油需求開始進入旺季，關注需求兌現(xiàn)情況。3）展望：整體來看，四季度去庫格局延續(xù)，油價短期仍將維持震蕩偏強。但隨著邊際供應逐步回歸，若宏觀及需求負反饋加深，油價或有一定回落空間。動力煤——供應彈性增強重鑄煤市，Q4煤價或震蕩偏強：1）供應調(diào)節(jié)彈性增強：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進口煤4億噸以上。2）工業(yè)用電活性回升，非電需求接棒電力。3）行業(yè)利潤：煤炭行業(yè)定資產(chǎn)投資增速10.9%，但行業(yè)利潤增速下降26.2%，導致生產(chǎn)彈性增強。4）Q4供需展望：全年總量供需寬松，煤價中樞下移，但下半年更多關注供應擾動及結構性問題，Q4煤價趨向高位震蕩。天然氣——淡旺季交替，氣價短期偏空而中期重心上移：1）歐洲：短期供應擾動風險落地，中期仍面臨流動性不足風險，需求穩(wěn)中向好，氣價預期先回落后反彈，關注去庫節(jié)點；2）美國：四季度供需雙增，增量維持平衡，旺季抬升氣價中樞，空間不易看過高。國內(nèi)電價——電改加速推進，用電增速回暖：1）電力供應：1-8月，電源投資同比增46.6%，電網(wǎng)投資同比增1。4%，發(fā)電裝機達到27.6億千瓦，發(fā)電量增速3.57%。2）電力需求：1-8月全社會用電量同比增5%，7月開始，高耗能制造業(yè)用電增速轉正，二產(chǎn)用電同比增速擴大，顯示出經(jīng)濟回暖。3）輸配電量：區(qū)域互濟趨勢進一步深化，體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢。4）電改加速推進，現(xiàn)貨市場建設提速。5）上半年電價跟隨成本下行，預計Q4電價下行空間有限，冬季電價或季節(jié)性走高。歐洲電價——三四季度電價上行風險增加，重點關注歐洲天然氣補庫節(jié)奏。1）近期：三季度通常為歐洲電力消費拐點，用電負荷開始向上。電價大概率跟隨供需基本面，重要提示：本報告非期貨交易咨詢業(yè)務項下服務，其中的觀點和信息僅作參考之用，不構成對任何人的投資建議。中信期貨不會因為關注、收到或閱讀本報告內(nèi)容而視相關人員為客戶；市場有風險，投資需謹慎。如本報告涉及行業(yè)分析或上市公司相關內(nèi)容，旨在對期貨市場及其相關性進行比較論證，列舉解釋期貨品種相關特性及潛在風險，不涉及對其行業(yè)或上市公司的相關推薦，不構成對任何主體進行或不進行某項行為的建議或意見，不得將本報告的任何內(nèi)容據(jù)以作為中信期貨所作的承諾或聲明。在任何情況下，任何主體依據(jù)本報告所進行的任何作為或不作為，中信期貨不承擔任何責任。中信期貨研究|能源轉型與碳中和2023年四季度策略報告需警惕歐洲新能源出力情況與天然氣補庫節(jié)奏2）展望天氣，根據(jù)歐洲中期天氣預報中心預測模型，2023年三季度及四季度北歐及南歐的地面氣溫將繼續(xù)高于往年常值，或許意味著偏暖的冬天。因此電價上行幅度可能偏弱。碳排放權——歐洲碳中和節(jié)奏加強，中國碳中和目標穩(wěn)中求進。1）歐洲碳價短期跟隨宏觀風險及碳排放強度波動，長期價格重心易漲難跌。碳排放配額平衡表顯示2023-2030年的配額供給持續(xù)低于總核證排放量，支撐歐洲碳價。分析師將2023、2024、2025年EUA均價較上次預測分別提高4.2%、1.9%、0.6%，EUA全年均價將分別達到81.4、94.14、102.24歐元/噸。2）中國碳市場配額結轉方案落地，第二履約周期將至。碳排放配額結轉方案落地，留存碳配額出現(xiàn)惜售現(xiàn)象，市場供應量偏緊。2021-2022年度履約期將至，控排企業(yè)有清繳履約需求，市場需求量上行。從節(jié)奏來看，預期9月及10月碳價或隨著配額惜售情緒放緩而階段性回落，但在11月及12月履約期到來時，成交量及碳價將有進一步上行的空間。光伏——過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點。三季度以來，由于下游需求偏強及上游投產(chǎn)不及預期，硅料與硅片庫存連續(xù)兩個月去化，上游價格反彈20-30%不等。但高價引發(fā)下游抵觸心理，疊加產(chǎn)業(yè)鏈供需總量寬松，四季度價格漲勢難以持續(xù)。當前主材各環(huán)節(jié)產(chǎn)能均達到600-800GW，未來數(shù)年主要環(huán)節(jié)供應仍然過剩，行業(yè)利潤整體承壓，部分落后產(chǎn)能或需要出清，行業(yè)靜待拐點到來。風險因素：極端天氣、突發(fā)事件擾動、能源政策突變，地緣危機升級，全球經(jīng)濟超預期衰退，減排意愿降低 1一、原油：去庫格局延續(xù)短期或仍偏強，關注宏觀與需求變量 8（一）供應：擾動逐個落地，關注產(chǎn)量動態(tài)調(diào)整 8（二）需求：四季度終端需求結構性切換，關注實際增量 （三）展望：去庫格局延續(xù)短期或維持偏強，關注宏觀及需求負反饋 二、動力煤：供應彈性增強重鑄煤市，Q4煤價或震蕩偏強 （一）供應：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進口煤4億噸以上 （二）需求：工業(yè)用電活性回升，非電需求接棒電力 （三）行業(yè)利潤：煤炭行業(yè)投資高增速，但利潤持續(xù)收縮 20（四）Q4供需展望：四季度煤價趨向高位震蕩 20三、天然氣：淡旺季交替，氣價短期偏空而中期重心上移 （一）歐洲：短期供應端風險落地警惕回調(diào)風險，中期流動性不足支撐氣價偏高運行 21（二）美國：四季度基本面維穩(wěn)，謹慎看待旺季氣價上行空間 25（三）展望：短期存在回調(diào)風險，中期氣價中樞季節(jié)性上行 27 （一）電力供應：電源建設加快推進，水電缺席火風光大發(fā) 28（二）電力需求：二產(chǎn)用電增速回升，顯示經(jīng)濟回暖 30（三）電力市場改革加快推進 32（四）電價展望 32五、歐洲電價：歐洲電價三季度上行風險增加，關注天然氣補庫及天氣節(jié)奏 （一）2023年歐洲發(fā)電量低于往年，各類型傳統(tǒng)能源發(fā)電均有下行 33（二）歐洲2023年3季度水力恢復較快，同時核電供給同比恢復 36（三）2023年四季度電價有上行風險，關注天然氣補庫及極端天氣可能性 37六、碳中和：碳中和目標穩(wěn)中求進，碳價或整體高位運行 （一）歐洲碳價短期跟隨宏觀及碳排放量，長期碳價仍將穩(wěn)步增長 39（二）碳排放配額結轉方案落地，第二履約周期即將到來 40七、光伏：過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點 （一）裝機：全球光伏裝機維持高增 42（二）產(chǎn)業(yè)鏈供需：三季度價格有所反彈，但供需過剩格局難改 43（三）行業(yè)利潤：利潤增速大幅放緩，上游利潤向下游轉移 47（四）展望：行業(yè)過剩格局嚴重，再平衡之路漫漫 47 圖1：俄羅斯原油產(chǎn)量 8圖2：俄羅斯原油海運出口量 8圖3：OPEC+原油產(chǎn)量與配額 9圖4：沙特原油產(chǎn)量 9圖5：伊朗原油產(chǎn)量 9圖6：伊朗原油海運出口量 9圖7：美國原油產(chǎn)量 圖8：美國上市油企資本開支與同比增幅 圖9：美國產(chǎn)量及鉆機數(shù)量 圖10：美國完井、新井與DUC釋放 圖11：歐洲16國煉廠開工率 圖12：美國煉廠開工率 圖13：中國主營煉廠開工率 圖14：中國成品油出口配額 圖15：美國車用汽油需求 圖16：中國15城擁堵指數(shù) 圖17：全球商業(yè)航班7日平均值 圖18：全球航煤需求預測 圖19：美國中質(zhì)餾分油庫存 圖20：中國柴油庫存累計累庫幅度 圖21：美國中質(zhì)餾分油需求 圖22：美國中質(zhì)餾分油需求與制造業(yè)PMI新訂單 圖23：原油供需平衡表預測 圖24：全國原煤產(chǎn)量 圖25：原煤日產(chǎn)量 圖26：中國進口煤與褐煤數(shù)量 圖27：進口煤當月單價 圖28：全球煤炭海運發(fā)運量 圖29：全球煤炭發(fā)往中國 圖30：環(huán)渤海港口庫存 圖31：二十五省電廠庫存合計 圖32：動力煤庫存與價格 圖33：全社會用電量 圖34：分行業(yè)用電量同比 圖35：全社會發(fā)電量 圖36：火電發(fā)電量 圖37：沿海八省電廠耗煤 圖38：內(nèi)陸17省電廠耗煤 圖39：二十五省電廠耗煤 圖40：水泥開工率 圖41：高爐開工率 20圖42：化工行業(yè)耗煤量 20圖43：煤炭產(chǎn)量增速與固定資產(chǎn)投資增速 20圖44：2023年中國動力煤供需情況（單位：萬噸） 21圖45：EU27天然氣產(chǎn)量 22圖46：挪威天然氣產(chǎn)量 22圖47：荷蘭天然氣產(chǎn)量 22圖48：英國天然氣產(chǎn)量 22圖49：全球LNG發(fā)運量 23圖50：歐洲主要國家LNG進口 23圖51：日本電廠LNG庫存 23圖52：中日韓印LNG進口量 23圖53：EU27月度消費量 24圖54：西北歐樣本國家高頻消費 24圖55：西北歐樣本國家高頻居民消費 24圖56：西北歐樣本國家高頻非居民消費（） 24圖57：歐洲GIE天然氣庫容率 25圖58：歐洲天然氣庫容率環(huán)比變化 25圖59：美國本土干天然氣產(chǎn)量預測 25圖60：美國天然氣產(chǎn)量與活躍鉆機數(shù)同比 25圖61：美國天然氣本土消費 26圖62：美國天然氣商住部門消費 26圖63：美國工業(yè)部門天然氣消費 26圖64：美國電力部門天然氣消費 26圖65：美國四季度氣溫展望 26圖66：美國LNG出口 26圖67：美國天然氣庫存 27圖68：美國天然氣庫存環(huán)比變化 27圖69：機構預測2023年全球天然氣供需平衡表預測 27圖70：電源建設投資完成額 28圖71：分類型電源建設投資完成額 28圖72：電網(wǎng)建設投資完成額 28圖73：新增220千伏及以上線路長度 28圖74：發(fā)電新增設備容量 29圖75：分類型發(fā)電新增設備容量累積同比 29圖76：全社會發(fā)電量 29圖77：分類型累計發(fā)電量占比 29圖78：發(fā)電設備利用小時 30圖79：發(fā)電設備利用小時（累計值） 30圖80：全社會用電量 30圖81：分行業(yè)用電量同比 30圖82：第二產(chǎn)業(yè)用電量 31圖83：四大高耗能制造業(yè)用電量 31圖84：第三產(chǎn)業(yè)用電量 31圖85：城鄉(xiāng)居民用電量 31圖86：全國跨省送電量 32圖87：跨省送電量累計同比 32圖88：歐元區(qū)及部分國家制造業(yè)PMI 33圖89：EU27各類型能源發(fā)電占比（2023年僅包含1-4月） 34圖90：EU27月度總發(fā)電量 34圖91：EU27月度天然氣發(fā)電量 34圖92：EU27月度煤炭發(fā)電量 34圖93：EU27月度水力發(fā)電量 34圖94：EU27月度核電發(fā)電量 34圖95：EU27月度光伏發(fā)電量 35圖96：EU27月度風電發(fā)電量 35圖97：歐洲高頻發(fā)電量 35圖98：德國氣電火電利潤價差 36圖99：歐洲周度煤炭總發(fā)電量 36圖100：歐洲周度天然氣發(fā)電量 36圖101：歐洲水電周度發(fā)電量 37圖102：歐洲核電周度發(fā)電量 37圖103：法國核電運行比例與歐洲核電發(fā)電量回歸分析 37圖104：法國核電與歐洲核電 37圖105：法國日前基荷電價 38圖106：德國日前基荷電價 38圖107：英國日前基荷電價 38圖108：北歐四國日前基荷電價 38圖109：歐洲部分國家電價月度遠期價格 38圖110：德國1M、1Q、1Y遠期日前電價 38圖111：北歐地面氣溫預測 39圖112：南歐地面氣溫預測 39 40圖114：歐洲發(fā)電行業(yè)碳排放強度模擬 40圖115：歐洲碳排放權年度平衡表 40圖116：中國全國碳市場價格 41圖117：中國光伏發(fā)電設備容量月度及歷史變化 42圖118：美國光伏新增裝機量與同比 43圖119：2023年前8個月美國光伏新增裝機結構 43圖120：中國光伏組件產(chǎn)量 43圖121：中國光伏組件凈出口量 44圖122：PVInfoLink單晶組件現(xiàn)貨均價 44圖123：中國電池片產(chǎn)量與排產(chǎn) 44圖124：9月電池片排產(chǎn)結構 44圖125：N型與P型電池片價格 45圖126：各類型硅片價格 45圖127：中國光伏級硅片庫存 45圖128：中國硅片月度產(chǎn)量及排產(chǎn) 46圖129：中國硅片產(chǎn)能與開工率 46圖130：中國多晶硅產(chǎn)能與開工率 46圖131：各類型硅料平均價 46圖132：中國硅料產(chǎn)量與排產(chǎn) 47圖133：中國多晶硅總庫存 47圖134：光伏產(chǎn)業(yè)鏈整體毛利潤增長曲線 47圖135：光伏行業(yè)毛利潤結構 47一、原油：去庫格局延續(xù)短期或仍偏強，關注宏觀與需求變量三季度以來，沙特與俄羅斯紛紛兌現(xiàn)減產(chǎn)，而夏季出行旺季需求偏強，全球石油庫存從7月起持續(xù)去化，基本面對油價形成有力支撐。宏觀方面，隨著海外通脹回落及勞動力市場超預期寬松，海外“軟著陸”交易逐步升溫，疊加國內(nèi)多項政策出臺，宏觀預期回暖打開油價上行空間，布倫特從75美元/桶上行至接近95美元/桶。（一）供應：擾動逐個落地，關注產(chǎn)量動態(tài)調(diào)整1）俄羅斯：本輪減產(chǎn)足額兌現(xiàn)，出口博弈仍在持續(xù)本來減產(chǎn)中俄羅斯原油出口足額下降。8月俄羅斯原油海運出口較3-5月水平下降60-80萬桶/日，成品油出口基本持平，出口減量目標足額兌現(xiàn)，主要減量在于對印度原油出口。三季度季風季結束后，印度采購需求料將回升，不確定性在于歐美是否擴大二級制裁規(guī)模。出口量后期變數(shù)猶存。為保障國內(nèi)燃料供應，俄羅斯已宣布從9月21日起禁止汽油及柴油出口。目前俄羅斯仍在出口柴油90-100萬桶/日、汽油10-15萬桶/日，出口禁令將帶來100萬桶/日左右的成品油供應減量，毫無疑問將加劇近端柴油供需矛盾。若俄羅斯成品油出口減量貫穿四季度而其余渠道無法對沖，則四季度供需缺口有進一步擴大的可能性。2）OPEC+：沙特延續(xù)減產(chǎn)，供應調(diào)控短期達到極限沙特將100萬桶/日減產(chǎn)延續(xù)至年末，OPEC+整體供應或暫時持穩(wěn)：7月起沙特正式開始自愿減產(chǎn)100萬桶/日，執(zhí)行情況良好，當月已完成減產(chǎn)目標。目前沙特已經(jīng)宣布將其自愿減產(chǎn)延續(xù)至年末，但保留生產(chǎn)政策動態(tài)調(diào)整的權力。除沙特、俄羅斯以外的OPEC+國家均無進一步減產(chǎn)意愿，預計不含豁免國的OPEC+整體供應四季度維持3600萬桶/日左右水平。3）伊朗：供應或加速回歸伊朗產(chǎn)量或回升至340萬桶/日以上。一季度末以來，伊朗原油產(chǎn)量及出口量均穩(wěn)步上升，8月原油產(chǎn)量與出口均較3月上升50萬桶/日左右，而美國對伊朗供應回歸采取默許態(tài)度。沙特宣布延續(xù)減產(chǎn)后，美國加快與伊朗談判進度，并于近期達成部分政治協(xié)議。伊朗政府計劃于9月將石油產(chǎn)量提升至340萬桶/日以上，而被制裁前伊朗原油產(chǎn)量超過380萬桶/日，預計伊朗產(chǎn)量仍有40-60萬桶/日上升空間，伊朗供應回歸將部分對沖沙特減量。4）美國：油井與鉆機持續(xù)下滑，年內(nèi)增產(chǎn)動能不足美國原油增產(chǎn)幅度超出預期。據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2023年1-8月美國原油產(chǎn)量為1270萬桶/日，同比上升103萬桶/日。俄烏沖突推動油價漲至高位，而美國頁巖油以短周期項目為主，把握價格紅利的能力更強，故其增產(chǎn)意愿相對更強。而隨著海外針對疫情管控放開，2022年下半年美國油氣行業(yè)用工人數(shù)已接近恢復至疫情前水平。多重因素推動今年上半年美國原油增產(chǎn)速度略超預期。油井與鉆機已持續(xù)下滑半年，年內(nèi)頁巖油增產(chǎn)乏力。美國本土新井、完井數(shù)與活躍鉆機數(shù)于2023年1月雙雙見頂，隨后半年內(nèi)下滑10-20%不等，美國原油開采生產(chǎn)活動邊際走弱。得益于單井產(chǎn)量的提升及活躍壓裂隊未有明顯減量，美國原油產(chǎn)量年內(nèi)得以維持高位，但環(huán)比進一步增產(chǎn)動能偏弱。（二）需求：四季度終端需求結構性切換，關注實際增量1）煉廠：全球煉廠利潤高企，投料需求有保障利潤高企疊加檢修前置，冬季檢修量低于預期。6月份起，受天氣等多重因素影響，歐美煉廠事故頻發(fā)，6-8月美國煉廠平均開工率較去年同期下降1%，而歐洲16國煉廠平均開工率較去年同期下降4.3%，部分歐美煉廠于夏季提前完成裝置檢修。當前煉油綜合利潤仍位于高位震蕩，煉廠開工意愿偏強，海外煉廠秋季檢修量有低于預期的可能性。疊加中東、非洲新煉能于四季度開始上線，海外煉廠投料需求仍有一定保障。政策托底且需求邊際好轉，中國煉廠開工有望維持高位。隨著我國油品需求恢復，年初至今主營煉廠煉油綜合利潤維持500-1000元/噸高位震蕩走勢，利潤對開工的驅(qū)動仍然有效?！敖鹁陪y十”來臨之際，主營與地煉開工率均環(huán)比上行，疊加新一批1200萬噸成品油出口配額的推動，預計國內(nèi)煉廠投料需求亦能維持強勢。2）汽油航煤：需求季節(jié)性走弱，供需矛盾不明顯夏季出行旺季結束，但衰退的影響偏弱。2023年6-8月，美國汽油消費量為908萬桶/日，同比小幅上升8萬桶/日，其余北半球國家夏季出行需求均偏強，全球汽油庫存維持正常去庫速率。而放開疫情管控后，我國汽油需求恢復進展好于預期，交通用油需求今年夏季表現(xiàn)亮眼。但四季度海外即將轉入出行淡季，而我國出行活動季節(jié)性并不顯著，汽油需求難以繼續(xù)拉動油品需求增長。航煤需求同樣呈季節(jié)性下滑趨勢。2023年國內(nèi)放開出行限制，國內(nèi)航空出行迅速恢復，截至6月中旬，全球商業(yè)航班數(shù)量同比近30%。但全球航煤消費同樣具備明顯季節(jié)性特征，夏季旺季結束后，預計全球航煤需求將回落至640-650萬桶/日，而我國國際航班恢復進展仍然緩慢，難以提供結構性增量。整體來看，交通用油需求于四季度將季節(jié)性走弱。3）柴油：弱現(xiàn)實強預期，柴油市場矛盾仍然嚴重現(xiàn)實供需矛盾偏弱，歐美柴油庫存持續(xù)累庫。柴油需求與工業(yè)、制造業(yè)的相關性較強，本輪加息周期中海外制造業(yè)與地產(chǎn)等部門率先承壓，故2022年四季度起海外柴油需求持續(xù)表現(xiàn)偏弱，年初至今歐美柴油庫存累計去庫幅度位于近年來僅次于2020年的第二低值。國內(nèi)疫情管控放開對交通用油需求的提振最為明顯，但由于經(jīng)濟復蘇力度相對偏弱，工業(yè)用油需求恢復力度不及預期，國內(nèi)柴油庫存持續(xù)緩慢累庫，柴油現(xiàn)實需求偏弱。柴油需求季節(jié)性上升，但需求增幅或低于預期。從季節(jié)性的角度來看，秋季為北半球國家室外開工、秋收、漁獲作業(yè)的傳統(tǒng)旺季，柴油需求季節(jié)性偏強。但剔除農(nóng)業(yè)漁業(yè)等偏剛性的需求后，工業(yè)需求回升幅度仍受制于制造業(yè)與地產(chǎn)的不景氣。美國ISM制造業(yè)PMI新訂單已連續(xù)一年位于收縮區(qū)間內(nèi)，而國內(nèi)制造業(yè)復蘇仍然受到地產(chǎn)等部門的拖累，關注柴油需求增量弱于預期的可能性。（三）展望：去庫格局延續(xù)短期或維持偏強，關注宏觀及需求負反饋1）供應擾動仍較為明顯。短期來看，OPEC+減產(chǎn)調(diào)控基本達到極限，美國頁巖油增產(chǎn)乏力而伊朗產(chǎn)量回歸可部分對沖沙特減量，但俄羅斯出口博弈仍在，四季度全球石油供應仍存在一定不確定性。（2）需求結構性切換，關注實際增速。出行旺季結束交通用油需求季節(jié)性走弱，而秋季開工、冬季取暖等需求則季節(jié)性上升。但海內(nèi)外地產(chǎn)與制造業(yè)景氣度維持低迷，四季度工業(yè)類需求雖有望環(huán)比好轉，但實際增幅有待觀察。（3）宏觀負反饋或逐步加深。海外“軟著陸”及國內(nèi)復蘇預期是三季度原油價格上行的主要拉動項，但能源價格回升將帶動通脹數(shù)據(jù)反彈，油價突破90美元后宏觀負反饋將逐步加深，宏觀情緒持續(xù)修復空間或有限。整體來看，四季度去庫格局延續(xù)，油價短期仍將維持高位震蕩走勢。但供需缺口或較三季度縮小，若宏觀及需求負反饋加深，四季度油價或有一定回落空間。百萬桶/日Q1Q2Q3Q42023E2023E101.4133.6567.70101.3945.8055.580.02產(chǎn)量101.64101.41101.13101.46其中OPEC34.3733.9533.1033.19其中非OPEC67.0367.4668.0368.27消費量100.14101.23102.07102.13當中OECD45.3145.5546.1846.16當中非OECD54.7855.6855.8955.96供需差1.500.18-0.94-0.67二、動力煤：供應彈性增強重鑄煤市，Q4煤價或震蕩偏強煤價在2023年Q2筑底，伴隨著供應端調(diào)節(jié)彈性增強與需求回暖，疊加結構性問題發(fā)酵，Q3煤價出現(xiàn)超預期回升，再度回至千元之上。新格局之下，流通環(huán)節(jié)補庫時間窗口有限，Q4煤價或高位震蕩。關注年底煤電長協(xié)簽約情況及其對明年市場格局的影響。（一）供應：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進口煤4億噸以上1）國產(chǎn)供應調(diào)節(jié)彈性增強，進口量維持高位原煤日產(chǎn)1263萬噸，供應調(diào)節(jié)彈性增強，三季度產(chǎn)量下滑。2023年1-8月，國內(nèi)生產(chǎn)原煤30.51億噸，日均產(chǎn)量1263萬噸，累積同比增長3.35%，增速逐月下降。受煤價大幅回落、安檢形勢加嚴等多重因素影響，主產(chǎn)地煤礦生產(chǎn)積極性受到抑制，7、8月日產(chǎn)量較上半年明顯回落，表現(xiàn)出供應端調(diào)節(jié)彈性增強，也體現(xiàn)了價格持續(xù)回落的負反饋影響。沿海電廠維持高進口量，1-8月進口煤同比大增82%。由于2022年初印尼煤出口禁令及海外能源價格造成的低基數(shù)效應，疊加進口煤零關稅政策延續(xù)及價差優(yōu)勢，今年用煤終端使用進口煤熱情較高，1-8月進口煤及褐煤3.06億噸，同比大幅增長82%，8月進口煤4433萬噸創(chuàng)單月新高，1-8月進口煤單價金額同比下降25.54%。分國別來看，1-8月我國進口自印尼、俄羅斯、蒙古、澳大利亞的煤炭分別同比增長56%、73%、193%、965%。2）庫存高位回落，結構性問題凸顯全社會庫存高位回落，結構性問題凸顯。5、6月的全產(chǎn)業(yè)鏈高庫存與煤價崩塌式下跌，與發(fā)運倒掛持續(xù)存在，使國內(nèi)礦方的生產(chǎn)積極性、貿(mào)易戶的發(fā)運積極性都受到損傷，疊加7月開始安監(jiān)收緊，煤炭產(chǎn)量和發(fā)運量都有明顯下滑。同時迎峰度夏旺季需求提升，也加速了全產(chǎn)業(yè)鏈庫存自歷史性高位回落。這一過程中，長協(xié)的保供依然進行，導致市場格局出現(xiàn)分紅，結構性問題凸顯：一是電廠在大量長協(xié)和進口的保障下，旺季幾乎未有去庫，去庫更多出現(xiàn)在流通環(huán)節(jié)，例如環(huán)渤海港口庫存自高位減少1000余萬噸，二港庫存也降至年內(nèi)新低水平；二是盡管環(huán)渤海港口庫存仍居歷史絕對高位水平，但長協(xié)擠壓現(xiàn)貨，可流通貨盤緊俏，之前的悲觀預期導致貿(mào)易商未做充足備貨，因此現(xiàn)貨價格向上彈性較大，因此伴隨著8月開始非電需求釋放和安監(jiān)進一步發(fā)酵，現(xiàn)貨價格快速拉漲。港口補庫的時間有限，進入冬季時現(xiàn)貨資源或偏少，導致現(xiàn)貨煤價易漲難跌。淡季安檢收緊、煤化工高利潤高開工、10月大秦線秋檢，導致港口庫存快速回升存在一定難度，則進入冬季電煤旺季，一旦有電力采購現(xiàn)貨需求釋放，則容易引發(fā)煤價反彈。3）預計2023年原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，進口量4億噸以上2023年原煤產(chǎn)量或?qū)⑦_到45.56億噸，進口量在4億噸以上。秋季安監(jiān)形勢持續(xù)導致減倉，超產(chǎn)退出也可能影響Q4煤礦生產(chǎn)，預計原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，同比增幅在2%以內(nèi)，不排除為負?？紤]到1-8月高進口量與電廠招標情況，預計全年進口煤總量將超4億噸，或在4-4.2億噸之間。（二）需求：工業(yè)用電活性回升，非電需求接棒電力1）電力耗煤：工業(yè)用電增速回升，非電化工需求支撐1-8月用電量同比增5%，7月以來工業(yè)用電增速回升。1-8月，全社會用電量累計60826億千瓦時，同比增長5%。分產(chǎn)業(yè)看，第一、二、三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電量增速分別為11.7%、5%、9.3%和-0.1%。從7月開始，高耗能制造業(yè)用電增速轉正，二產(chǎn)用電同比增速擴大，顯示出經(jīng)濟回暖。迎峰度夏整體平穩(wěn)，夏季高溫不及預期，8月居民用電呈現(xiàn)同比下降。8月水電好轉，火電同比轉負。2023年1-8月，全國發(fā)電量58662.56億千瓦時，同比增長3.57%，火電、水電、核電、風電、太陽能發(fā)電同比增速分別為6.12%、-15.94%、5.87%、14.41%和9.89%。2）市場結構性問題凸顯，非電需求支撐煤價淡季向上夏季結束電煤需求季節(jié)性下滑，非電需求接棒。8月以來，溫度同比偏低導致電煤消費快速回落，但金九銀十旺季臨近，非電用煤主要行業(yè)的各項開工指標邊際回升。以煤化工行業(yè)為例，甲醇、尿素等品種高利潤和對煤價高接受度的特點，使得化工用煤需求表現(xiàn)積極。受地產(chǎn)及基建拖累，8月水泥需求疲軟，但進入9月旺季，部分裝置錯峰結束，開工率底部回升。（三）行業(yè)利潤：煤炭行業(yè)投資高增速，但利潤持續(xù)收縮今年煤炭行業(yè)投資維持較高增速，但利潤持續(xù)收縮。煤炭行業(yè)固定資產(chǎn)投資增速維持正增長，但較去年均值回落。1-8月煤炭行業(yè)固定資產(chǎn)投資完成額累計同比+10.9%，投資高增主要體現(xiàn)在智能化改造等技術投入方面。煤價自高位回落，行業(yè)利潤收縮較為明顯，1-7月煤炭開采和洗選行業(yè)利潤同比-26.2%，導致生產(chǎn)彈性增強。43：煤炭產(chǎn)量增速與固定資產(chǎn)投資增速（四）Q4供需展望：四季度煤價趨向高位震蕩全年總量供需寬松，煤價中樞下移，但下半年更多關注供應擾動及結構性問題，Q4煤價趨向高位震蕩。預計今年國內(nèi)原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，進口量提高至4億噸以上，考慮到全社會庫存仍處高位，今年的煤炭供需仍然偏寬松，結構性或有緊張。當前供應擾動仍未結束，中游環(huán)節(jié)補庫時間有限，煤價下跌空間收窄，但繼續(xù)向上可能導致電廠及化工虧損，預計上方空間同樣有限，Q4煤價高位震蕩為主。全球能源價格基本在Q2筑底，Q4海外煤價或震蕩偏強。歐洲煤炭庫存相對合理，預計煤價隨歐洲天然氣震蕩波動；亞太煤價震蕩偏強為主，主要跟隨中國國內(nèi)市場走勢，同時東南亞旺盛需求抬升價格底部。比比4663-3195-3780-1715-2035-5163三、天然氣：淡旺季交替，氣價短期偏空而中期重心上移三季度全球氣價重心在供應端風險擾動疊加炎熱天氣引發(fā)的超預期用電需求支撐下震蕩偏強。臨近夏末，用電需求回落，而供應端擾動同時落地，歐美高庫存壓制下，全球氣價下方支撐力度減弱。（一）歐洲：短期供應端風險落地警惕回調(diào)風險，中期流動性不足支撐氣價偏高運行1）短期供給端偏寬松，中期結構性問題持續(xù)存在歐洲本土產(chǎn)量持續(xù)衰減。1-7月歐盟27國天然氣產(chǎn)量合計236億立方米，累計同比下降16%；挪威同期產(chǎn)量681億立方米，累計同比下降5%；荷蘭及挪威同樣呈現(xiàn)明顯下行。荷蘭格列寧根氣田計劃于今年10月關閉，參考2022-23天然氣年生產(chǎn)配額計劃，2023-23天然氣年減量在28億立方米。短期高庫存壓制歐洲LNG進口意愿，主要進口商退出現(xiàn)貨市場導致浮倉庫存高企，亞洲罷工風險基本落地。近四周歐洲主要國家LNG進口量僅為3億立方米/日，環(huán)比下降10%，同比下降12%，接近滿庫的天然氣儲備持續(xù)抑制歐洲進口LNG，進而導致浮倉庫存創(chuàng)同期新高，截至9月19日LNG浮倉庫存為38億立方米，較近五年均值高44%。澳大利亞輪流罷工進行中，然雪佛龍通過非工會成員員工維持相關裝置正常運行。短期消費淡季，LNG供給偏寬松。中期全球LNG供給窄幅上移，供給脆弱性猶存。同比去年冬天，LNG供給增量主要來自以下環(huán)節(jié)：美國自由港提升0.47億立方米/日；俄羅斯北極二號或于年末開始提供最多0.5億立方米/日增量；毛里塔尼亞、剛果、印度尼西亞共3臺小項目預計共可提供0.34億立方米/日，但上線時間存在較強不確定性；莫桑比克CoralSouth持續(xù)爬坡提供增量；埃及方向受制于本土原料氣供應減少，出口量存下行預期。綜合測算，2023/24取暖季LNG產(chǎn)能增量約在0.5-1.3億立方米/日，增速約為3%-7%。氣價重心回落，亞洲分流效應同比偏強。2023年中國長協(xié)凈增長約為0.2億立方米/日，考慮現(xiàn)貨進口增量，中國LNG進口增量或超過0.22億立方米/日，分流部分新增產(chǎn)能。2）工業(yè)需求持續(xù)修復，天氣及發(fā)電為天然氣需求端主要決定因素1-7月歐盟27國天然氣合計消費1977億立方米，累計同比下降10.88%，降幅較年初明顯收窄，其中主要修復動力來自工業(yè)端，居民端消費維穩(wěn)，而發(fā)電用氣量受可再生及水核出力高增限制寬幅下調(diào)。效率提升以及主動節(jié)能壓制居民用氣同比下移。商業(yè)情景節(jié)能措施持續(xù)實施中，效率同樣獲得小幅提升，截至9月上旬，樣本國家居民用氣同比下降10%。三季度工業(yè)部門用氣同比略有修復，四季度或穩(wěn)中向好。二季度以來，氣價持續(xù)回落刺激部分天然氣密集產(chǎn)業(yè)回歸，截至9月上旬，樣本國家工業(yè)用氣同比下降8.5%，降幅明顯收窄，近四周消費同比偏高。往后看，歐洲經(jīng)濟尚未陷入衰退，但增長勢頭同樣微弱，其中工業(yè)增長或好于服務業(yè)以及建筑業(yè)，綜合來看，天然氣在工業(yè)部門消費或穩(wěn)中向好。天氣及發(fā)電端為天然氣消費主要擾動因素。回顧2018年以來的五個取暖季，最冷及最暖窗口期內(nèi)消費量相差逾300億立方米，四季度進入冬季取暖旺季，氣溫將成為主導天然氣需求的最重要因素。截至9月發(fā)電用氣累計同比下降18.41%，在三部門中減量最甚。高頻來看，可再生能源發(fā)電、水電以及核電同比均呈現(xiàn)不同程度高增，抑制天然氣調(diào)峰發(fā)電需求。四季度風力發(fā)電擾動加大或環(huán)比增強天然氣發(fā)電消費，然風光產(chǎn)能的大量上限仍將從總量上抑制天然氣電力部門消費。圖55：西北歐樣本國家高頻居民消費()圖54：西北歐樣本國家高頻消費()圖56：西北歐樣本國家高頻非居民消費()3）高庫存持續(xù)提供歐洲氣價上方壓制2023/24年取暖季前歐洲補庫目標達成無憂，重點關注冬季天氣情況。截至9月19日歐洲庫容率為94.34%，最新四周平均均周累庫速度超0.685%/周。即9月底歐洲即可達成滿庫目標，而取暖季前歐洲庫容率預計可達97-98%。自庫存角度推演，假設歐洲以97%庫容率進入取暖季：在暖冬情境下，西北歐旺季LNG進口量需恢復至3.5億立方米/日，即可過冬無憂；在冷冬情境下，西北歐旺季LNG進口量需恢復至2022/23取暖季均值、即4.5億立方米/日，則可健康度過冬天。（二）美國：四季度基本面維穩(wěn)，謹慎看待旺季氣價上行空間年內(nèi)美國本土產(chǎn)量高位運行。1-8月，美國干氣產(chǎn)量約為29.02億立方米/日，同比增長5.68%。出口產(chǎn)能持續(xù)增長，外部利潤支撐本土產(chǎn)量同比偏高且年內(nèi)維持高位運行。前期鉆機數(shù)持續(xù)下行抑制增產(chǎn)動能，四季度產(chǎn)量維穩(wěn)。截至9月中旬，美國天然氣活躍鉆機數(shù)為121個，雖然7月以來首次反彈，但較去年同期低41個，抑制天然氣增長潛力。四季度美國干氣產(chǎn)量為29.2億立方米/日，同比增長3%，環(huán)比微增0.4%。厄爾尼諾極端天氣發(fā)生概率增加，溫和入冬壓制商住取暖用氣。2023Q4美國天然氣消費環(huán)比季節(jié)性上行，同比增長0.76%：其中同比增量來自電力部門，持續(xù)的煤電機組退役刺激天然氣發(fā)電；工業(yè)部門維穩(wěn)；商住偏弱——據(jù)NOAA預測，四季度美國西北部、東北部沿海岸地區(qū)較歷史水平更暖，溫和冬季抑制商住部門空間取暖用氣量。LNG出口增強，四季度美國天然氣基本面維穩(wěn)。2023Q4美國LNG出口量約為3.4億立方米/日，環(huán)比增長6.25%，同比增長15%。出口增量來自新投產(chǎn)產(chǎn)能以及停產(chǎn)產(chǎn)能恢復。產(chǎn)量端同比增量基本持平本土消費及LNG出口增量。累庫速度有所滑落，但較高絕對值在冬季對美氣價上行空間形成壓制。截至9月8日當周，美國天然氣庫存為908億立方米，庫容率超75%，較近五年平均水平高8%，三季度累庫速度偏低導致美天然氣庫存持續(xù)偏離近五年最高水平。假設美國在11月前維持與近五年相持平的累庫速度，則取暖季前補庫至超90%水平。健康庫存壓制疊加需求端難有重大利好，美氣價旺季上行空間有限。（三）展望：短期存在回調(diào)風險，中期氣價中樞季節(jié)性上行挪威檢修臨近尾聲，美國LNG出口逐步恢復，澳大利亞勞工爭端趨于結束，供給量修復；夏末秋初，制冷需求持續(xù)下調(diào)，溫和入冬取暖需求尚未啟動；短期供強需弱，基本面表現(xiàn)弱勢。LNG增量有限，北半球取暖旺季來臨，需求強勁而流動性不足，全球天然氣基本面趨緊，中期氣價重心抬升。取暖季全球LNG增量約為0.5-1.3億立方米/日，中日分流0.3-0.35億立方米，極端情況歐洲需同比增加0.3億立方米/日進口量，LNG增量市場緊平衡，資源競爭抬升氣價中樞，警惕極端天氣、意外事故引發(fā)短時性資源結構性矛盾，刺激氣價沖高風險。高庫存壓制持續(xù)，旺季上行空間不易看過高，四季度走勢下有底而上有頂。歐美亞庫存走勢分化，歐洲＞美國＞亞洲，歐美以歷史第二高位置進入取暖季，過冬無憂；亞洲庫存偏低、需求向好，極端情境下或面臨100億立方米缺口，然歐美盈余量可填補該缺口，總量可控，氣價不宜追高。262666820226727122140769056104985881099401894-2395210-27258四、國內(nèi)電力：電改加速推進，用電增速回暖2023年，燃料成本下降使火電行業(yè)景氣度回升，疊加我國電力市場建設加速利好，電力板塊盈利明顯改善。三季度以來，二產(chǎn)用電增速回升，顯示制造業(yè)經(jīng)濟活性逐步改善。（一）電力供應：電源建設加快推進，水電缺席火風光大發(fā)1）源網(wǎng)建設投資：傳統(tǒng)能源發(fā)電與新能源并進，投資加快落地電源建設投資加快落地，新能源大力發(fā)展的同時，傳統(tǒng)能源發(fā)電投資也在推進。1-8月，電源基本建設投資完成額達到4703億元，同比增46.6%，其中火電、水電、核電、風電投資分別為546、516、522、1149億元，分別同比增長13.8%、8.9%、56.9%、38.7%。電網(wǎng)建設維持高增速。1-8月，電網(wǎng)基本建設投資完成額達到2705億元，同比增1.4%；新增220千伏及以上線路總長度達20177千米，累計同比增長8.47%。2）裝機量：風光、火電裝機新增較快電源建設加快，發(fā)電裝機保持高速增長。2023年上半年，我國可再生能源裝機突破13億千瓦，歷史性超過煤電，約占我國總裝機的48.8%，已成為新增裝機和電量的主體。截至8月底，全國發(fā)電裝機容量27.6億千瓦，同比增長11.9%。其中火電、水電、核電、風電、太陽能發(fā)電裝機同比增長4%、3.9%、2.2%、14.8%、44.4%。新增裝機以光伏、火電、風電為主。1-8月份，全國基建新增發(fā)電生產(chǎn)能力19855萬千瓦，比上年同期多投產(chǎn)10223萬千瓦。其中，水電721萬千瓦（同比-585萬千瓦）、火電3429萬千瓦（同比+1446萬千瓦）、核電119萬千瓦（同比-109萬千瓦）、風電2892萬千瓦（同比+1278萬千瓦）、太陽能發(fā)電11316萬千瓦（同比+6869萬千瓦）。3）發(fā)電端：水電增速回正，火電承壓走低5月以來發(fā)電量增速放緩，水電受來水偏差拖累，火電同比增速較高。2023年1-8月，全國發(fā)電量58662億千瓦時，同比增長3.57%，火電、水電、核電、風電、太陽能發(fā)電同比增速分別為6.12%、-15.94%、5.84%、14.41%和9.89%。上半年西南地區(qū)干旱少雨，導致水電延續(xù)去年下半年以來的低發(fā)狀態(tài)，火電因而同比走高，新能源如風電、太陽能發(fā)電增速維持高位。6月開始，云南區(qū)域來水加強，部分流域來水同比偏好，8月水電增速同比轉正，火電當月增速由正轉負。全國發(fā)電利用小時數(shù)下降，火電、核電、風電利用小時增加，水電大幅下滑。1-8月份，全國發(fā)電設備累計利用小時2423小時，比上年同期降76小時。分類型看，火電、水電、核電、并網(wǎng)風電、太陽能發(fā)電設備平均利用小時數(shù)為2999、1984、5116、1538、907小時，同比+67、-469、+121、+73、-39小時。（二）電力需求：二產(chǎn)用電增速回升，顯示經(jīng)濟回暖1）用電量：7月開始經(jīng)濟回暖，夏季高溫不及預期致居民用電同比回落低基數(shù)效應下，1-8月全國用電量同比增5%。1-8月，全社會用電量累計60826億千瓦時，同比增長5%。分產(chǎn)業(yè)看，第一、二、三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電量增速分別為11.7%、5%、9.3%和-0.1%。從7月開始，高耗能制造業(yè)用電增速轉正，二產(chǎn)用電同比增速擴大，顯示出經(jīng)濟回暖。迎峰度夏整體平穩(wěn)，夏季高溫不及預期，8月居民用電呈現(xiàn)同比下降。2）輸配電量：區(qū)域互濟加深，體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢區(qū)域互濟趨勢進一步深化。1-6月份，全國各省送出電量合計6619億千瓦時，同比增長8.4%。其中，內(nèi)蒙古送出電量1139億千瓦時，同比增長15.3%；山西送出電量629億千瓦時，同比增長21.2%；四川送出電量524億千瓦時，同比增長13.2%；新疆送出電量497億千瓦時，同比增長6.8%；云南送出電量426億千瓦時，同比下降18.3%；陜西送出電量414億千瓦時，同比增長9.7%；安徽送出電量360億千瓦時，同比增長5.0%。迎峰度夏期間，電網(wǎng)調(diào)度余缺互濟體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢。今年夏天，“東北電”跨越2000多公里首次進入四川，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程助力福建廣東電力互補，白鶴灘—浙江特高壓直流工程全容量投產(chǎn)，區(qū)域余缺互劑保障了夏季用電平穩(wěn)。從電力交易來看，1-7月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量31913.1億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比重為61.4%，同比提高1.4個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為25314.1億千瓦時，同比增長6.4%。（三）電力市場改革加快推進電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）出臺，現(xiàn)貨市場建設提速?；疽?guī)則主要規(guī)范電力現(xiàn)貨市場的建設與運營，包括日前、日內(nèi)和實時電能量交易，以及現(xiàn)貨與中長期、輔助服務、電網(wǎng)企業(yè)代理購電等方面的統(tǒng)籌銜接。該文件是首部國家層面指導現(xiàn)貨市場設計及運行的規(guī)則，將會大大加快電力市場化進程，有助于深化電力體制改革。綠證全覆蓋加快落地，促進可再生能源電力消費。7月25日，三部委聯(lián)合印發(fā)《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，將綠證核發(fā)范圍擴展到所有已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項目，實現(xiàn)綠證核發(fā)全覆蓋。今年前7個月，我國核發(fā)綠證數(shù)量約達5304萬個，約為2022年全年的2.6倍，截至7月底，全國共累計核發(fā)綠證超過1.2億個。今年前7個月，國內(nèi)綠證交易量約為2617萬個，遠超2022年全年綠證交易量。（四）電價展望上半年電價跟隨成本下行，預計Q4電價下行空間有限，冬季電價或季節(jié)性走高。上半年燃料成本下行，國內(nèi)電價明顯回落，火電企業(yè)盈利改善。自去年9月以來，電力行業(yè)利潤同比逐漸改善，去年電力、熱力生產(chǎn)和供應業(yè)規(guī)上企業(yè)的利潤總額3154億元，同比增長86.3%，但仍不及2016-2020年水平。今年1-7月份，利潤總額累計達到3179.3億元，同比51.2%，電力行業(yè)盈利改善較為顯著。下半年煤價高位震蕩，電價繼續(xù)下行空間有限，冬季有望隨季節(jié)性需求而走高。五、歐洲電價：歐洲電價三季度上行風險增加，關注天然氣補庫及天氣節(jié)奏（一）2023年歐洲發(fā)電量低于往年，各類型傳統(tǒng)能源發(fā)電均有下行2023年歐洲制造業(yè)PMI上半年持續(xù)下行，發(fā)電量同比2022年繼續(xù)下降。自2022年10月歐元區(qū)、法國及德國的制造業(yè)PMI環(huán)比上行至2022年12月后，2023年2-9月歐元區(qū)、法國及德國的制造業(yè)PMI持續(xù)下行。連續(xù)數(shù)月制造業(yè)PMI處于榮枯線以下也可以從歐洲地區(qū)發(fā)電量的統(tǒng)計中觀察。從月頻數(shù)據(jù)來看，2023年1-4月EU27總發(fā)電量，累計同比下降7.8%。其中煤炭、天然氣、水電、核電發(fā)電量分別為11.98、15.9、11.4、20.7萬GWh；累計同比分別為-14.56%、21.4%、10.67%、及-5.64%。煤炭及核電均出現(xiàn)了較大的同比下降幅度，主要因德國在2023年初宣布關停所有核電站，去核化狀態(tài)持續(xù)；煤炭發(fā)電量大幅下降主要因天然氣價格快速下行，煤炭經(jīng)濟性低于2022年同期（歐洲月頻數(shù)據(jù)更新頻率較低，近期情況請參閱后文歐洲周度高頻發(fā)電數(shù)據(jù)）。歐洲新能源裝機持續(xù)提升，風力光伏發(fā)電表現(xiàn)突出。2023年1-4月EU光伏發(fā)電量5.77萬GWh，同比增加10.44%；風電發(fā)電量17.87萬GWh，同比增加2.98%。圖89：EU27各類型能源發(fā)電占比（2023年僅包含1-4從高頻數(shù)據(jù)來看，歐洲2023年1-9月總發(fā)電量同比下行約1.8%。其中1-4月發(fā)電量同比下行，5-6月發(fā)電量同比高于2022年，7-9月同比繼續(xù)下行。造成此現(xiàn)象的主要原因是2023年5-6月有超預期高溫天氣，而夏季7-9月氣溫較去年偏低。（二）歐洲煤炭-天然氣點火利潤價差三季度持續(xù)為負火電及氣電利潤在市場層面決定歐洲采用何種發(fā)電能源，2023年一季度及二季度煤炭利潤大幅回落。火電-氣電利潤價差在2022年9月達到350歐元/MWh，市場利潤促使歐洲大量采用煤炭發(fā)電。隨著能源危機退潮，在2023年3月之后，火電-氣電利潤持續(xù)維持在0以下，即火電發(fā)電利潤開始低于氣電發(fā)電利潤，煤炭替代效應消除。6-9月煤炭發(fā)電量同比2022年大幅下降約41.6%，6-9月天然氣發(fā)電量同比2022年下行21.1%；在可再生能源發(fā)電大幅上行，總發(fā)電量下行的情況下，煤炭發(fā)電量同比下滑最為嚴重，及印證煤炭替代性大幅削弱。（二）歐洲2023年3季度水力恢復較快，同時核電供給同比恢復歐洲2023年三季度水電恢復較強，同時核電出力比例上行。從高頻周度發(fā)電量數(shù)據(jù)來看，歐洲2023年三季度水力發(fā)電8.1萬GWh，同比2022年增長14.9%，同比2021為-8.5%。第三季度核電發(fā)電10.3萬GWh，同比2022年下增長6.8%，同比2021年為-17.6%。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，R2高達0.9。因此通過法國核電的預期檢修計劃可推算出法國核電運行比例及歐洲核電發(fā)電情況。如上次季報中的預期一致，歐洲法國核電3季度出力會維持，主要因2023年7-8月夏季極端高溫概率偏低。經(jīng)過統(tǒng)計，2023年季度法國核電平均出力比例約64%，二季度平均出力比例約54%，7-9月平均出力比例約55%。進入9月，核電出力比例進入上行通道，預期2023年3-4季度核電將繼續(xù)環(huán)比增強。（三）2023年四季度電價有上行風險，關注天然氣補庫及極端天氣可能性2023年三季度歐洲電價重心低于2022年，同時高于二季度。截至2023年9月15日，北歐、德國、法國、英國的3季度日前平均電價分別為33、92、88、93歐元/MWh，顯著低于2022年同期。區(qū)間累計同比2022年分別下降了82%、77%、81%及75%。歐洲遠期電價在2023年呈Contango結構。從2023年遠期價格來看，歐洲9月后的電價預期均上漲，其中法國面臨較為嚴重的電力短缺預期，主要因法國核電的低出力比例。7-8月歐洲遠期電價漲幅相較于現(xiàn)在漲幅不大，主要因目前尚未觀察到極端天氣的出現(xiàn)。10月份之后，歐洲電價預期開始大幅上行主要因傳統(tǒng)取暖季開始，燃料需求提升同時天然氣庫存開始下降。展望四季度，天然氣補庫及對電價抬升作用偏強。二三季度是歐洲電價的傳統(tǒng)淡季，電價在沒有外部影響的情況下傾向于跟隨供需節(jié)奏波動，7-8月對供需影響最大的要素是天氣。歐洲電價通常在三四季度有季節(jié)性上行，上行節(jié)奏主要跟隨天然氣價格。展望天氣，如下圖所示，根據(jù)歐洲中期天氣預報中心預測模型，2023年三季度及四季度北歐及南歐的地面氣溫將繼續(xù)高于往年常值，或許意味著偏暖的冬天。因此電價上行幅度可能偏弱。六、碳中和：碳中和目標穩(wěn)中求進，碳價或整體高位運行（一）歐洲碳價短期跟隨宏觀及碳排放量，長期碳價仍將穩(wěn)步增長歐洲碳價短期將跟隨歐洲宏觀風險及碳排放強度運行。4-5月歐洲碳價出現(xiàn)連續(xù)的下行，從94歐元/噸連續(xù)下跌至77歐元/噸。在此期間，歐元區(qū)4月制造業(yè)PMI環(huán)比3月下行，跌至45.6，5月PMI制造業(yè)為45.7。連續(xù)的低制造業(yè)PMI體現(xiàn)出歐洲工業(yè)消費疲軟，發(fā)電量及碳配額需求降低。6月之后，宏觀層面上美國債務上限問題推遲；基本面上歐洲天氣偏熱以及大幅上行的TTF天然氣價格造成歐洲煤炭發(fā)電及碳排放強度增加。上述兩種要素共同推進歐洲6月歐洲碳價快速反彈。7-9月碳價整體偏弱運行。因7-9月整體碳排放量同比偏弱，同時歐元區(qū)PMI持續(xù)下行。疊加歐洲夏季氣溫同比偏弱，無長時間高溫天氣出現(xiàn)，近2個月歐洲碳價震蕩偏弱運行。歐洲碳排放配額年度平衡表顯示2023-2030年碳配額供給偏緊。從下圖可以發(fā)現(xiàn)2023-2030年配額下降幅度要高于根據(jù)歷史平均減排速率，因此未來7年歐洲碳排放配額-總核證排放量保持在0以下，支撐碳價。歐盟長期減排及碳中和信心不變，長期碳價重心或逐步上移。2023年路透分析師提高了對2023-2025年歐洲碳排放權的價格預測。分析師將2023、2024、2025年EUA均價較上次預測分別提高4.2%、1.9%、0.6%，EUA全年均價將分別達到81.4、94.14、102.24歐元/噸。（二）碳排放配額結轉方案落地，第二履約周期即將到來中國碳市場管理穩(wěn)步前行，新規(guī)靈活性增加。2023年3月15日，生態(tài)環(huán)境部公布《關于做好2021、2022年度全國碳排放權交易配額分配相關工作的通知》，明確全國碳市場第二個履約期的配額核算與分配方法等細則。2021、2022年發(fā)電行業(yè)繼續(xù)采取基于強度德的基準線法分配配額；配額與實際發(fā)電量相關，不限制發(fā)電企業(yè)的電量的上升。從2023年7月初至今，全國碳市場碳配額價格上行。價格從60人民幣/噸左右上漲16.7%至70人民幣/噸，8月15日收盤價報70.07人民幣/噸，創(chuàng)全國碳市場成立以來最高碳價。近期碳價上漲主要有如下兩個原因：1.碳排放配額結轉方案落地，留存碳配額出現(xiàn)惜售現(xiàn)象，市場供應量偏緊。7月17日生態(tài)環(huán)境部發(fā)文明確2019-2020年首個履約周期配額可用于2021-2022年度履約周期。留存碳配額可用于二次履約體現(xiàn)了我國對企業(yè)歷史減排量的認可，控排企業(yè)手中的配額結余被正式認定為有價資產(chǎn)。從歐盟的經(jīng)驗來看，2007年歐洲碳排放配額價格跌至0歐元/噸的主要原因是留存配額無法轉結至下一個履約期，導致大量配額被拋售，拖累碳價。2.2021-2022年度履約期將至，控排企業(yè)有清繳履約需求，市場需求量上行。生態(tài)環(huán)境部要求確保2023年11月15日前各行政區(qū)域95%的重點排放單位完成履約，12月31日前完成全部重點排放單位履約。隨著2023年履約期逐步臨近，預期未來幾個月碳交易量及價格或有進一步提升可能。從首個履約期來看，2021年下半年也出現(xiàn)過碳配額價格及交易量上行的情況。2021年8月-12月，碳價由45人民幣/噸提升30%左右至60人民幣/噸，交易量在11月及12月集中放量。從節(jié)奏來看，預期9月及10月碳價或隨著配額惜售情緒放緩而階段性回落，但在11月及12月履約期到來時，成交量及碳價將有進一步上行的空間。展望雙碳長期碳價，碳配額資產(chǎn)價格具有長期上行的潛力，配額供需差的大小是主要推動碳價的變量。參考歐洲碳配額平衡表，2023-2030年歐洲碳排放配額長期處于緊缺狀態(tài)，支撐長期歐洲碳價。從碳市場建立的初衷去考慮，碳價會隨著氣候目標的提高而抬升，同時隨著低成本減排的逐步完善，未來減排成本將逐步提高，所對應的碳價或?qū)⑼缴闲?。七、光伏：過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點2023年三季度以來，下游排產(chǎn)上升拉動起采購需求，而上游投產(chǎn)不及預期導致產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)供需矛盾有所加劇，硅料與硅片庫存連續(xù)兩個月去化，帶動上游價格整體反彈20-30%。2023年全球光伏裝機維持高增，但光伏產(chǎn)業(yè)鏈供應過剩預期難改，價格反彈幅度有限。（一）裝機：全球光伏裝機維持高增2023年前8個月，中國光伏新增裝機113.16GW，同比上升154%，光伏裝機呈現(xiàn)“淡季不淡”特征。按照往年經(jīng)驗，四季度是光伏裝機的旺季，2023年國內(nèi)光伏裝機超預期概率較大。2023年前8個月，美國累計光伏新增裝機18.33GW，同比上升80.7%，7月后新增裝機增速顯著加快。從裝機結構來看，年初至今美國光伏新增裝機主要集中在電力部門與住宅部門，當中電力部門的占比接近70%，美國光伏裝機以集中式為主。（二）產(chǎn)業(yè)鏈供需：三季度價格有所反