能源转型与碳中和2023年度策略报告

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特度高至140美，后俄的预使价直持10美元以。欧各放SPR的动解应的窘，随通连新高，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，叠加俄油减量于期油再回至80美左震。（一）供应：OPEC+产量产逐步加，资本支约束美国产量增速俄油减量是2023年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后欧海口的罗原已足10万桶日仅加亚意大利少国仍进俄罗原。印、耳其中等承了近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0桶/图1：俄罗斯油品海运出口量 图2：俄罗斯原油分地区出口量日6

俄罗斯原油 俄罗斯成品油

百万桶/日 中国 印度 欧洲 土耳其35 2.54 23 1.52 11 0.502201220222032204220522062207220822092210

02201220222032204220522062207220822092210路透 路透相关制裁或导致明俄斯油品出口量下降150-200万桶/日左右。2022年12月5日，盟俄罗海原的口令正生，针成油的进口令于023年2月5日效考制免及口易原进禁令导致俄减或为50万桶日右俄主量来成油当欧仍在口10-10万桶的俄运品，年令落后俄实减或为150-200万桶日同G7主的俄销价限仍划今年12月5始执，至稿，格上相细仍出如目价设在80美元/，对油口际影较果标格在60美/以，罗斯拒接甚减，油减超期对价方带有支。图3：俄罗斯石油产量百万桶/121.5111.510959

218 219 220 221 2221 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12EIAOPEC+减产协议延续挺价决心坚决图4：OPC+原油产量与配

OPEC+正式宣布减产200桶/日，实际减产量为100万桶/日左右。在10月5日召的度议PEC+式议产基下调200万桶日执间为2022年11与12若以10月的量为考，实减量为90-00万桶日右其沙产幅最为6桶日。度部级会改为每6月开次术委会议两月开一，技委会时有权召临部级会。单位：千桶/日8月生产基准调减幅度调减后生产基准10月实际产量产量-调减后基准阿尔及利亚1055-481007103629安哥拉1525-7014551067产量小于基准刚果（布）325-15310250产量小于基准赤道几内亚127-612170产量小于基准加蓬186-917722043伊拉克4651-22044314572141科威特2811-13526762804130尼日利亚1826-8417421057产量小于基准沙特阿拉伯1104-52610481088360阿联酋3179-16030193186167阿塞拜疆717-33684550产量小于基准哈萨克斯坦1706-7816281460产量小于基准阿曼881-4084188039俄罗斯1104-52610489720产量小于基准其他1106-501056870产量小于基准OPE+9国4213-20040133850909IEAPC关注后期OPEC+生产政策的变化。次产特阿联等心OEC国家表现高团，将轮协有期至203年末预明年OPE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，OEC减产幅度大概率将加码。整体来看，OEC+充分表达了其减产挺价的决心，对油价底部成力撑下次部级会将于2月4日开即油与价格上生前天届关注OPC产行以及美俄斯裁具体措施尤是价施影响。美国增产预期较为，但增产幅度可能低完井增长不再依赖DUC放，增产动能边际善。022年10美井94个环增加27；完数96，比升7；钻完井U）上升8至408个井结修完，再赖DC释，国动能边际改善。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低110个右短内美产仍有速升的间。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021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，同时增加股东红偿债和购股，本支经现金的重仅为0左但从对来，季样本企计本支为167.5美，比升同比升92，价润下国企资愿际改，本出所升。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一的后应而222年国企开支低高因推明年上半美产回仍缓慢增预从季末起步现。预计明年美国产量复至2019年水平，但增产主要集中在下半年。据EIA的测22年美原油为112桶/，同升58万桶日3年美原产为231桶/，比长9桶日，本至209平，从奏，计2H1量23桶/，2H2量20桶/，量增长力要中下年。图5：美国钻井结构 图6：美国上市页岩油企业资本开支个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

新井数 DUC释放量 完井数

百万元资本开支经营现金元资本开支经营现金流资本开支/经营现金流400003500030000200020000150001000050000

18Q3

19Q1

19Q3

20Q1

20Q3

21Q1

21Q3

22Q1

22Q3

200.00180.00160.00140.00120.00100.0080.0060.0040.0020.000.00Wid Blobrg伊朗供应能否回归最大不确定性因素伊朗供应约有100万桶日的增量，但兑现点早于明年二季度。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冲主来自4500-000桶立入市的仓存假在6个月投，放为25-0桶/；期关注量复时节，参考205伊协成情，判后6月开增，始产6个月产可升10010桶/。设伊迅速除其产期现时点概为023年度末。图7：伊朗原油产量及油价 图8：伊朗浮仓库存千桶/日 原油产量 油价（右）40003500300025002000

美元/桶140120100806040201500 02014/01 2016/01 2018/01 2020/01 2022/01Wid Godanahs（二）需求：疫后复本结束，经济衰退力整体承压全球石油需求已接疫前水平，疫情的扰趋走弱。2022年前10个全球油求为9945万/日同上升61桶日，较2019年低112桶/日。中OED求为583桶日较209低190万/，到济衰退、源机地冲等多因影，OCD求增相乏，非ECD需求为362万/，过209平67万日。少亚国外各国均对疫情“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，而全商航数已复至019年期的5以上随剩亚国亦步优防政，情扰动于弱。图9：OED国家石油需求 图10： 非OCD国家石油需求百万桶/5045403530

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百万桶/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。0美国ISM制业PI落至50.，新订等项标于缩区间，国济长动逐步缓而元制业PMI经连续4个于荣枯线以下，223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求显压203年OED求基维持022水。图11： 美国IM制造业PI 图12： 欧元区制造业及服务业P美国:ISM:制造业PMI:新订美国:ISM:制造业PMI:产出80 美国:ISM:制造业PMI:就业美国:ISM:制造业PMI:订单库存7050

法国:制造业PMI 德国:制造业PMI欧元区:制造业欧元区:制造业PMI欧元区:服务业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，222年展国油需维强增，至前10个非OCD同比幅升117万日，中度求比涨38桶/，我疫情扰动严重，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，品求期持增长计223非OD家求比长10-150桶日其近60的增来中两。图13： 印度石油及液体燃料需求 图14： 中国石油及液体燃料需求百万桶/6555454353252

218 219 220 221 222

百万桶/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关注我国防疫政策化交通用油需求的增。202年前9月国表观费已越209同期但于情动发，需比1降7左右而国空行续受疫负冲，22年前9月油观费量仅疫前平0右。着国疫策续优，计3我汽与航需合同将长近30万桶日成国石需增的要手。图15： 中国汽油表观消费量 图16： 中国煤油表观消费量万吨100

218 219 220 221 222

218 219 220 221 222万吨501001008060

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

403020100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112iFD同花顺 iFD同花顺（三）展望：供需平，油价下方有支撑等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，其中国着济步苏及疫策化预将领223年球需求增长供端随着2月5日盟俄品口禁落，油量以避免，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，供应有一定升间若OPEC持目的摆产调角色2023年平基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，加息交易难继主油走，核矛或归本因素。图17：原油供需平衡表预测单位：百万桶/日202122Q122Q222Q322Q4E2022E23Q1E23Q2E23Q3E23Q4E2023E全球石油供应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数据来源EIAEAPC二、动力煤：轻舟已过万重山回顾202的力场，管历地冲、极气、情动等内外多重冲击，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年内力市现可大分五阶。第一阶段（年初至3月旬：外部供应冲击季性需求共振，煤价高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激海能大，国口煤应现速滑2月份寒气导电量高增社库快下，环海口55K煤价从初800元上涨至3中约700元。第二阶段（3月下旬-4中旬：政策调控与情重压制，煤价快速落一方，海能紧的警下我更重以煤主本情，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措，极潜产使3月产到127吨同增14，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，需求疲软导致全社煤库持增，煤承回至4中约110第三阶段（4月中旬-8上旬：供需矛盾相钝，煤价宽幅震荡4月中至8月旬内动煤场体于强需、续库状，煤在10-350元震荡整对后济苏和峰夏库预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向游导6中旬煤承缓回。第四阶段（8月上旬-10下旬：极端天气叠供扰动，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、安全生产压力大多因的扰，使入10月消费现态但秦低迷的运也予场价支撑这阶，价由8月旬低约140上至10月旬高约630第五阶段（10月末-今）弱需求主导下的煤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海煤跟天然出剧下，内煤步跌截至11月23日，渤口55K力煤格经至130元附。图18： 环渤海港口动力煤现货价格（550K）元吨 08 09 00 01 020050005000000月 月 月 月 月 月 月 月 月 1月 1月 1月数据来源:Wnd（一）供应：增产障源安全，产能和运瓶渐显产能：保供常态化接续工作仍需加快进保障能源安全，增产保供成为新常态。202年，在全球能源紧张危机的警示下我更重以为主基国，续2021年供施基，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初煤油议明，取合施加3亿的效能中投资技项增加.5，停停的矿露煤矿加1.5亿。大之后，各地下发新一批保供煤矿名单和核增计划。1月，国家能源局表示，今年累计准含整设模）矿目14、产能6200万以，进入联试转产矿能约000万吨年。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60-0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可续待察产能续作需快进。产量：预计2022年炭产量44亿吨以上，203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-0，内产煤3.85亿，增长10，均产煤212万吨其中9月煤量达189吨创日产新。然煤量出现较增，较120万吨日量标有大差。据年3炭增产增供专班工作方案制定的各省区煤炭生产目标，-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，也有疫导运受、降雨自灾等部因。图19： 全国原煤产量 图20： 主要省份原煤日产量2比 年万吨 2019年 2020年

2021年日产量 2022年1-10月日产量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

山西内蒙古陕西新疆贵州安徽山东河南国家统计局 国家统计局主要省份大力增产，煤炭生产集中度进一步提高。-10月，山西、陕西、内蒙新四区煤量达到9.84亿，同比增4.8（中蒙新同比增796.513.6、29，量全的8.9，十期间高7百点除省区外其地煤产量比高.8左低于全平增。图21： 晋陕蒙新四省区产量 图22： 晋陕蒙新四省区以外产量万吨350003000025000200001500010000

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

万吨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月国家统计局 国家统计局预计2022年煤炭产量望达44亿吨以上，2023年产量基本持平。疫情等综合因素影响下，1、12月煤炭生产企及去年同期高度，但全年原煤产量有达44亿以由于年增策所有宽，煤量经现较大幅增长，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，023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馈计203炭总量今基持。图23：203年我国煤炭产量及增速测亿吨 原煤产量累计值：全国 全国同比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%数据来源:国家统计局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，110，国炭运量计到22.3亿同比高7。煤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修响的10和1月今年-9大线计完货运输3.19亿，同比增.8，均量117万，本到满负运，续升空间非常限。图24： 全国煤炭铁路发运量 图25： 大秦铁路货物运输量万300002500020000150001000050000

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

万吨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国家统计局 国家统计局 国发改委3）2022年进口煤预计2.8亿吨以上今年我国进口动力煤减、价增、热值降。202年1-0，国计进口及煤2.3亿同比减10.其中用煤比幅降20炼焦煤和烟进量别长3和23。其，主是电业本向下游传导，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，且普遍热偏，而加冬用旺需。预计2022年进口及褐有望达2.8亿吨上，比减少逾3000万5月1日始国免进口税夏之海油气价大下，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，全年进口煤褐总有到2.8吨上同减逾300吨。图26： 中国煤及褐煤进口量 图27： 202年10月分煤种进口及金额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19851-46-2-33万吨5000

200

2022年1-10月进口量30000 2021年1-10月进口平均金额2022年1-10月进口平均金额

美元/吨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

进口煤总量 动力用煤 炼焦煤 无烟煤

200150100500海关总署 海关总署（二）需求：用电增平稳，清洁能源对电代增强1）2022年用电量前低高，预计全年同比增4.55预计四季度用电量持稳，2022全年用电量同增4.5-5左右。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。年1-0全社用量比长38，中8、、0二产业用量别增3.、3.3和.0，大能行用分长0.95.63和3.9，业整体持一韧，计四度业电平态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、冬冷特，加223年节间，今冬全会电望平稳增，计022全电量增4.-5左。图28： 全社会用电量 图29： 第二产业用电量2020年2021年2022年2020年2021年2022年17116412-1-1900080007000600050004000300020001000

2022同比 2018年 2019年

403020100

亿千瓦时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月国家统计局 国家统计局图30： 第三产业用电量 图31： 四大高耗能制造业行业用电量亿千瓦时18001600140012001000800600400

17

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

403020100

亿千瓦时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月国家统计局 国家统计局预计火电2022年增速2以上，清洁能源风光好清洁能源高发弥补电降，预计2022年火电增速2以上。今年1-0全社会发电量同比增长13，下半年增速明显高于上半年，分类型来看，-月火核光比速别为0.8、221.212.4和6.7，中受来水影响“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幅上。图32： 全社会发电量 图33： 火电发电量2020年2021年2022年2020年2021年2022年1065021.3-0.4-4900080007000600050004000300020001000

2022同比 2018年 2019年

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亿千瓦时2020年2021年2020年2021年2022年155563-6-126000500040003000200010000

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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月国家统计局 国家统计局保障发电能力，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加，年-10，全主发企电基建资成同长7，其中电核投完额分同增2.8和1.9占投额的13.和10.3，电风分比滑1.9和2.7。四五间火和电机建设望速。图34： 分类型发电新增设备容量 图35： 电源基本建设投资完成额累计同比万千7000

% 合计 火电 水电瓦电计值发电新增设备容量火电瓦电计值发电新增设备容量火电累计同比6000500040003000200010000

80604020020)40)60)

200150100500-5021911 22011 22111 22211中电联长协保供下电厂高或为常态，非电需对场煤影响放大长协持续保供，电厂高库存或将成为常态。221年以来，发改委对煤炭中长期同签要逐加严要煤签量自有源量0上保供煤矿的核增产能的全部签订长协；202年，相关部门又组织签订进口煤应急保障中期同1.58亿针对2023年协作改委提将煤协约量由26吨高至29吨。长持推下今年厂炭存续位运行，25省厂用数使在峰夏季保持15天上基没发因为缺导发能不的情。图36： 沿海八省电厂库存 图37： 内陆十七省电厂库存万吨400

年 年年 年

万吨 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损压，110，水产同降1.，铁粗产分降1.2和.2，化行表现对好甲、素产同增加.9和46。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加及1112检修束装重，计化仍煤的求一定带动。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21左右。（三）展望：今明年内动力煤市场维持宽格局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，预计全年用量比长4.5-区，由清能增长火同增在以上，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出较显量预计年口总在28吨上动煤同比下滑18左，在高强保增的障，国煤产预将到44亿吨上动煤量计36.5吨同增速左。年内炭体相对宽松，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垫。预计2023年国内动力供需仍维持宽松格，注结构性因素对行推。预计“十四五”期间，我国全社会用电年均增长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年煤费在以。电业重注化等业煤消的贡献，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。图38： 中国动力煤供需平衡表年份（亿吨）原煤产能国内动煤产量同比动力净进同比动力总供同比电力行煤炭需同比动力总需同比动力煤供需盈29年3143362235359225523603-0120年3503243293354320523643-1021年48032162616387729093087-2022年E410349727-367526933752+9123年E48034302483770252-3011+75数据来源：WidCI（四）海外：全球炭需趋向宽松，煤价枢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率。图39： 海外主流高卡动力煤价格 图40： 印尼中低卡煤价格澳大利亚FBQ0美元/吨 南非FBQ050 欧洲IFQ04040303020201010500

美元/吨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，203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，023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。222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过中化能供应对乏性煤价格宜于估。图41： 全球煤炭供应展望 图42： 全球煤炭需求展望亿吨 202020212022E2023E9080706050403020100

亿吨 202020212022E2023E6050403020100IEA

中国 印度 美国 欧盟 其余地区 世界三、天然气：明年气价重心预期回落，然风险存回落空间有限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的LNG资大向欧，口盛撑国气高；洲货格跟涨，受价反及和天影，求显弱，为LNG的方。（一）欧洲：明年LNG进口及需求为核心变，点关注二三季度累节奏1）供应格局重建，未来NG供应至关重要2022年欧洲总供应预比上，主要因LNG进口大幅增长。202年18月盟27国然总（产+进）为268亿立米同加16亿立方，中进量计为285立米量140立米供续高位的后疯进的G：八月盟27国LG合净口量818亿方米，量42亿方而管气进量为1567亿方，量22亿立方；LG量显补管气缺。图43： EU7前八月天然气净进口同+6 图44： EU7前八月管道气净进口同-11218 219 220 221 222百万立方米3003002002001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

218 219 220 221 222百万立方米2002002002001001001001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Eurot Eurot图45： EU7前八月LG净进口同+2 图46： EU7分来源天然气净进口218 219 220 221 222百万立方米100100800

亿立方米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独联体 美国 挪威英国 总量Eurot Eurot俄罗斯天然气出口向洲地区倾斜。气司azpro）222年1月1日至11月15期天气产为3597亿方同比降192对联体国家天气口为92亿立米同下降34。缘突致罗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，三条要道北一、亚尔及境克通年至11月输气量合为22亿方同比降2对耳、中管气及NG口预计增：221年国进口道计10方米划202至50亿立米且Gazrom这部流高计交；222年-0月LNG出口量合为66亿方同比加9立米速超5203预罗斯会速过有道大对出，时LNG口产维高运出部分天然资。管道气与俄实现硬钩挪威及北非供应稳有。9底罗海然管道正式投运，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输少年100立方天气波。尔及亚自2022年开始向意利外供气40方米自2023年1起过跨中管向洛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，将为欧洲市提更的然。产能快速扩张增加欧洲LG进口弹性。至前欧洲收再化能计1.8亿吨年约合249亿方米年202-203年洲计增气能合计76亿方203年底洲再化能达295立米此德国年已入5艘FR预计在203取季投产合产在350方米约盖国土的费求。全球LNG出口装置新近500亿方，扩大LNG进货源。至221年球LNG液出产合计为.54亿/年约合177亿立米2022已预期新为990万/，合135亿方/；203年期增产270吨/年，合36立年；222-3年计约在41立米其美国新增能约19方米这分能落相对确且利对出；其他区置运上一定势但量依可以高NG易限。现货资源短缺，FOB充但需要进口溢价。022年LNG货贸量为5580亿立米203加30立至550立米。中自222年亿立米至023年的40立米OB自2022年260立米加250亿方至2930亿方米现增较且要集于洲俄斯OB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，但实际可得源量仍有待商榷，行货必将抬升欧洲进成。图47： 202年分类型LG货物量 图48： 203年分类型LG货物量十亿立方米1401201008040200

DESFOB现货

十亿立方米200150100500

DESFOB现货澳大利亚亚洲 中东 非洲 南美 北美 俄罗斯 澳大利亚亚洲 中东 非洲 南美 北美 俄罗斯RydEnergy RydEnergy需求修复速度预期，明年预期整体消相中性2022年1-8月欧盟27国然气消费量同比下降10.9，电热部门消费不减反增。2022年1-8天气消量2407亿方同比降1022，中力及热转部门586亿方米同增加3。引IEA数1-8月洲及居民门求比少，业门费比降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，但衰背下间MF预欧元区022济增为3.1而2023下降至0.5我们假设2022年商住部门消费减保为12，而工业部消减量保持为15。2023年则预设三种情景：悲观况，天然气在商住及业门消费同比下降5；中性情下，消费同比持平乐情景下，消费同比加5。2022年天然气发电量预同比下降1。202设主据202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，同样使用八累同增作为年比速最算得2022年需天然电量为374TWh，同比下降1。2023年可再生发电量同比增加6。针对223的预（）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太能电增加2（）电分保计明平运比在预计年电电为69TWh同加5（汇总预可生源分总发在19TW，煤以气计电需在70TW。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00T对应要然发量37TWh同下降8（）中性情景：煤炭发电量同比下降2，约合5Th，则对应需要天然气发电量352TW，比降）乐情：炭电同比降0合31T，则对需天气量396TW，比加6前欧天气本偏观，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回，且煤炭跌幅或大天气。图49： 欧洲222及03年发电情假设库存明显好于历史，明年重点关注二季累库速度2022/23年取暖季欧洲然气库存支撑过冬虞明年重点关注二三度库节奏。202取季欧盟容最至951，于史短温相对温和，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加，源向洲或限库下即加速明需点注3月库存起值二季累速度。图50： 欧洲GE天然气库容率 图51： 欧洲天然气库容率环比变化10

218 219 220 221 222

218 219 220 221 222510 0500W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

-5-0W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9Bloberg Bloberg明年欧盟天然气基相对乐观，史诗级情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存，半需均偏运，洲LNG口受。需紧程，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，预在3050元百热波（9-10元/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，欧元区经济难现色压体求弱，盟然或现28立米应余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；在乐观情景盟然将临4亿方供缺，占费4，动价偏强运。产能扩张提高欧洲LNG口上限，贸易争夺加盟用能成本。盟在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显下，应心变转为LN。年仍需少86亿方米LNG进口增，球化口再气预新产均覆盖量求即203年欧盟LG口限再个台；受于期手长合较，量购现货、购卖FO、太等距远区货因素将升盟口LG成本，期难归气时代。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电系建。图52： 欧盟222及03年天然气需测算单位：亿立方米2021 2022 2023EU27管道气净进口264622272029管道气供应年度同比-419-198EU2LNG净进口72912281314供应LNG供应年度同比49986EU27产量505439382产量年度同比-66-57合计388038943725供应年度同比14-171悲观情景中性情景乐观情景商业及居民部门14241253119012531316商业及居民部门需求度同比-171-63063工业部门1112945898945992工业部门需求年度同比-167-47047需求电力及热能转换部门894885726832938电力及热能转换部门求年度同比-9-159-5353其他部门693合计41233776350737233939需求年度同比-347-269-53163供需缺口-2431182182-214（二）美国：明年土强于需，LNG出口强势夺资源美国本土产量处于同比高位，明年增速边际放缓。022年以来美国本土干天然日产约为2.5亿立米日同上升.1亿方米日截至11月8日天气跃机持在155个受于开支对守钻数幅上升可性小预产温和长。据EIA预测222年均干产为278亿立方/，比速3.；2023年上至2.2立方/，比速1.，产量速年降。图53： 美国本土干天然气产量预测 图54： 美国天然气产量与活跃钻机数同比十亿立方19 220 221 222 2232928272625241 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

十亿立方立方米/ 日 美国干天然气产量同比变化0.60.40.20.0-0.2-0.4-0.6-0.82018/11/30 2019/11/30 2020/11/30 2021/11/30

个250200150100500Bloberg Wind取暖季需求前低后高，明年经济下行压制整体消费。-11月中旬美国天然气本消在216立米/，量中电门及住门因上半年及季浪极天气发据NAA，美国202/23取气温较历同更，暖日数HD）近年多2供需预上然宏经不定素对天气费压，普及IMF均测2023美国GDP速落或压电力工部天气费。图55： 美国天然气消费预测 图56： 美国未来三个月气温预测十亿立方19 220 221 222 22336312621161 2 3 4 5 6 7 8 9 101112loberg NOAALNG出口长期维持旺盛然出口能力上限大改或在2024年之后。对美国NG的求期持旺，1-5月美国LNG出口能用维持在10上水，均口量.2亿立米日，-11旬产利率降约成，日均口量2.8亿日。由预计12月开始步复明年3始全荷口开后量大在.6立；CalasiuPas期设于2023年开商运，增大也在0.2方米日即203年3后，美国LNG出达36立方/，比加.8立米日增速13GoldenPas及laqemies套LNG将中于2024年上，计增口能1亿方/，时出口力明提。218219220221222图57： 美国LG出口量 218219220221222亿立方18 219 220 221 222

1004 1002 500W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

0W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9Bloberg Bloberg当前库存水平偏低但期补库速度或可加。至11月11当，国天然库为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202/23取暖偏预，暖求较势且LNG出步复，期化度明加快据EIA预，季合去库98立，及3月底存期至433亿立米略于五均值约.3。合看供仍有上升空间，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年库相强然需惕温预等险因导供大波。图59：美国天然气库存十亿立方10

218 219 220 221 2221080604020W1W4W7W0W3W6W9W2W5W8W1W4W7W0W3W6W9W2Bloberg（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落欧洲与俄气实现硬钩地缘事件影响基本地但LNG长期支撑用气成本偏高。明核变为求及LNG供。前基本俄斯道实脱钩，余量对定影响小LNG应性至重，量观欧洲LNG进提合弹然溢扫及输本得欧气本持高运。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，气价心续落。美国本土供强需弱，LNG出口强势争夺资源。来看美本天气量稳有，土费确定强但LNG出，需持平，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消前预价难到209前。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。图60：机构预测223年全球天然气需平衡表预测单位：十亿立方米非洲亚太地区中南美洲前苏联地区欧洲中东北美全球合计天然供应27868115181723573211914085天然需求17192314761453159610784061供-需求107-2424203-29613611324数据来源EIAIEA中信期货究所四、LPG：短期供应过剩，中期需求重启提振价格2022年LPG盘价动剧，体现扬抑走，格势为三个阶：12月单压盘低宽震2月冲爆时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；内货格高为6979/，低点为4410元吨当盘值持续偏低，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：炼厂供中有，国际市场紧后松1）国内炼厂开工维稳，明年新增炼油装支液化气产能上行国产液化气供应逐修。022年1-0我液石油累产量410.1万吨累同减少.1；商量十月计为1680吨基持同。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，主营厂均工在7，比下降3地均开率在3同降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步复明预仍约120万新油产上预，应化气产能增百吨合产能达五万。图61： 液化石油气月度产量 图62： 液化气月度商品量万吨 218 219 220 221 22240403030201 2 3 4 5 6 7 8 9 101112

万吨 218 219 220 221 222202010101010101 2 3 4 5 6 7 8 9 101112国家统计局 红桃3图63： 主营炼厂开工率 图64： 山东地炼厂常减压开工率219 220 221 2229080

2018 2019 2020 2021 202280706070604050W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

30W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52卓创 Wind2）国际市场供应预计后松深加工需求支撑丙烷口上升。202年1-0国液丙口163万吨，比加液烷口40吨同升9；计口比加6。年内DH增幅张支丙需，MBE利窗打支丁需，两者加内LPG进需求比显升。图65： 我国丙烷进口 图66： 我国丁烷进口万吨220

2018 2019 2020 2021 2022

2018 2019 2020 2021 2022万吨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海关总署 海关总署海气供应先紧后松，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测2023年美丙烷量计达357万/，比加4；净出预到185万/日同增加10，持续加需维使出口货持宽。东产持，口期位稳：期OPC产显反映到口上该产划当预延到203年年，年出量将维持当水。图67： 美国丙/丙烯出口（M4） 图68： 美国丙烷库存日218 219 220 221 222 2018 2019 2020 2021 2022100100100100907050

W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

千桶18008000600040002000

W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52Bloberg loberg图69： 中东LG装船量（A4） 图70： 中国LG到港量（A4）千吨 218 219 220 221 2221001009080706050W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

千吨 218 219 220 221 2226050403020W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9资料来源RefiniivEikon RefiniivEikon（二）需求：需求主量集中深加工领域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年受本高烯市偏因影PH置体润现，年内平毛为-77元/，年开率2同下降。022年至03间增PH能超80吨实可地近20吨增超16。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。对应丙烷求在前口格仍高景，求速预明放。图71： PH开工率 图72： PH制P单体毛利10090807060

2018 2019 2020 2021 2022

元/吨 2018 2019 2020 2021 2022500040003000200010000-100050W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52隆众资讯

-20001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12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MBE222年1-0计口19.6吨较年同加17.3吨涨幅652.2当国分业MTE关油订单至1月圣新年假来利海汽需求且外续通使得内MTE品一定价格优势，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，明年存修预背下碳需求计持慎观。图73： 烷基化开工率 图74： MTE开工率2018 2019 2020 2021 202275

2018 2019 2020 2021 202265655555 5045 4540353525W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52

30W1W4W7W10W13W16W19W22W25W28W31W34W37W40W43W46W49W52卓创 Wind图75： 烷基化周均税后装置毛利 图76： MTE周均税后装置毛利元/吨 218 219 220 221 222200100100500-00-00-50W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9

元/吨 218 219 220 221 222806040200-00-00W1W5W9W3W7W1W5W9W3W7W1W5W9W3卓创 卓创（三）成本：短期本存支撑，明年重心移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维目的摆商调角223年衡基预使油格震荡下移。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，核心矛盾或回基面素。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，且波动恢季性导。图77： 沙特CP价格 图78： FI价格丁烷丙烷价差（右） 丙烷C 丙烷C合同丁烷C合同100

40 元/吨

丁烷-丙烷价差（右） FEI丙烷价格80604020

200-0-0-0

11001000900700600500400

FEI丁烷价格

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面格202基差大出在1，价超000元最在7份-30。入明后海价及油价波预缩，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，季弱期波区间[-100,000。图79： 国内液化气市场现货价 图80： 华南现货-主力合约收盘元/吨

华南国产气价格 山东国产气价格

元/吨

2020 2021 20229000800070006000500040003000

华东国产气价格 全国市场基准华南进口气价格 华东进口气价

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：供需增增速放缓，2023年LPG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缩气回封解除于业气DH增计巨然现能有限，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，然扰动步地波及端行减，格心体回。2023年期价重心震荡回落，新交割规则压制盘面波动幅度。海气价格季节性上支盘，需持续势仓高中注月近LPG但上行动不，期震为主明需注234合约消域贴、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，另一方面提升市公性增期价相性LPG身面逻性强叠地事件影响弱油价回，明价重预震回落。五、欧洲电价：电价脱钩化石能源成本道阻长，电力市场改革仍需努力（一）欧洲电力市紧干预方案将于12月起实行欧洲议会9月30日审通过采取紧急措施低源价格。措主包三个部分（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。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费的账单压力。至7德居民端电账中采购及分成为2639分kWh，较2022年1月行7.1较2021年长67；工业端电账中购分销本为7.33欧分k，较222年1上行较201增长2035。减少电力需求（2022年12月1日-2023年3月31日：洲事同意成员实自性减1总电，强各确电价最的10小时，在些峰段减少5的电。限制非天然气电力商收入上限（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，同时边运成并增。因，洲事将述发商置80欧元Mh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收入1400亿)3）向化石行业征收“税（2022年12月1日2023年12月1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，维对色的投。员可取2022年润长过三年平利润0上分，将入成国新分给源费、势庭、受创公和源密型业。图81：各类型能源单位热值价格M取暖油欧洲天然气美国天然气HeyHbUD/MMBtu 中国动力煤 IPM取暖油欧洲天然气美国天然气HeyHb908070605040302010021/8 21/8 21/8 21/8 21/8 22/8 22/8 22/8Bloberg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于5月西的限天气格案对电的制力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天气硬满最负的峰源主了终电价。下图展了班在202年5月引天气补贴的价与国前电价的走势对比。可以发现，天然气价格及硬煤价格不出现下行，电力市场价格便难下。图82： 西班牙日前电价 图83： 德国日前电价欧元45040035030025015010050

2018 2019 2020 2021 2022

EUR/Mwh700600500400300200100

2018 2019 2020 2021 20220D1 D91 D181 D271 D361

0D1 D91 D181 D271 D361数据来源：Blobg 数据来源:lobrg对新能源发电端设的180欧元/MWh价格上限不影响新能源收益。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（CaptredPrice）”2021年以前，德国离岸风电、岸上风电、以及光伏平均捕获价格分别为3331及36欧元/MWh能危机始，仅在21年底暖及222年78月TTF价暴的范围，现超过180欧元/MWh超收。此一方面180元/Wh限远新源史捕价格另方也明源在石源机是大的益之。图84： 德国新能源“捕获价格”离岸风电 岸上风电 光伏 180欧元限价欧元60050040030020010002017/1/12017/9/12018/5/12019/1/12019/9/12020/5/12021/1/12021/9/12022/5/1路透“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、热电联等项加结捐”“边发端”额益预在223年实期，以定度缓上税。德为例在222年7取消了372欧分KWh的EEG能源，得国7民端电与202年1本持在7.3欧分kW。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，022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，主动降需或迫电价格行若洲2022取暖及2023年通约电力低力费电，欧整宏环或现边改，至8月U27总发量行0.9。图85： 德国日前电价VS欧/美元 图86： EU7月度总发电量2022/012022/03 2022/05 2022/07 2022/09 2022/11 2018 2019 2020 2021 2022100200300400500

1.2德国电价德国电价基荷日前电价逆序30日滚动平均（领先35日）欧元/美元（右轴）1

GWh2850002650002450002250002050001850000.9欧元/MWh 欧元/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月数据来源：Blobrg 数据来源:lobrg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。)强制新能源发电端具备再调度能力，提高场节与。（二）欧洲2023年水力电供给依然面临挑战自天然气价格大幅行来，欧洲出现煤炭代然气现象。从E27发电结构看欧去化势逆。221煤发占比为4.2，较2020年提高1.95；221天发电比1388，较20年降低.552022年替代效果持续2022年18月EU27炭电合发电26.4万GW，计比增加2.5。图87： EU7各类型能源发电占比88 9 0 煤炭 天然气 风力

太阳能 水电 核能 其他Euott图88： EU7月度天然气发电量 图89： EU7月度煤炭发电量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月数据来源：Euott 数据来源:uott极端天气助推欧洲源机，2022年水电核电出不及预期。202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，致电核出不及期均近年低水。222年1-8水力发电累同下行5.6，比口为5.88万W，能电累同行1515，比口为9万G。图90： EU7月度水力发电量 图91： EU7月度核电发电量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月数据来源：Euott 数据来源:uott为弥补核电及水电口，022年5-8月然气发量同比转正。222年1-4月天气计电比下行.44，续了01年天气价欧少然气发电量的趋势。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，然发在5-8月增U7然发量58月计比加16，-8月计比加3.11。TTF然价是在情下，在2022月创了40元/Wh历史最。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的0由于202年面检计及端高扰，国电行例持下。222年1法国电均行例为77.6，到了022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，为避免核电站一步高温成态题，电被求停行）前截至022年1月22，国电行也有54，约333MW的机在行。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，R2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