能源转型与碳中和2023年四季度策略报告：需求修复供应风云再起Q4能源价格震荡偏强

中信期货研究|能源转型与碳中和中信期货研究|能源转型与碳中和2023年四季度策略报告·Q4能源价格震荡偏强2023-09-22 报告要点2023年四季度，我们认为能源品在宏观偏压制，需求端处于相对旺季，供应端约束偏强背景下，传统能源整体高位震荡偏强。原油、动力煤短期震荡偏强，天然气淡旺季交替短期偏空中期重心上移。四季度国内和欧洲电价或将上行，碳排放价格中期易涨难跌，光伏行业依然磨底静待拐点。摘要：摘要：原油——去库格局延续短期或维持偏强，关注宏观与需求变量。1）供应：沙特与俄罗斯将减产延续至年末，俄罗斯出口处于持续博弈中，美国短期增产乏力，但伊朗供应或有望加速回归，四季度供应仍存在较大不确定性。2）需求：炼厂利润仍然处于高位，原油投料需求有支撑；出行旺季结束，交通用油需求季节性走入，但浅衰退情景下交通用油需求预计无明显减量；海内外柴油需求开始进入旺季，关注需求兑现情况。3）展望：整体来看，四季度去库格局延续，油价短期仍将维持震荡偏强。但随着边际供应逐步回归，若宏观及需求负反馈加深，油价或有一定回落空间。动力煤——供应弹性增强重铸煤市，Q4煤价或震荡偏强：1）供应调节弹性增强：全年产量45.5-6亿吨，进口煤4亿吨以上。2）工业用电活性回升，非电需求接棒电力。3）行业利润：煤炭行业定资产投资增速10.9%，但行业利润增速下降26.2%，导致生产弹性增强。4）Q4供需展望：全年总量供需宽松，煤价中枢下移，但下半年更多关注供应扰动及结构性问题，Q4煤价趋向高位震荡。天然气——淡旺季交替，气价短期偏空而中期重心上移：1）欧洲：短期供应扰动风险落地，中期仍面临流动性不足风险，需求稳中向好，气价预期先回落后反弹，关注去库节点；2）美国：四季度供需双增，增量维持平衡，旺季抬升气价中枢，空间不易看过高。国内电价——电改加速推进，用电增速回暖：1）电力供应：1-8月，电源投资同比增46.6%，电网投资同比增1。4%，发电装机达到27.6亿千瓦，发电量增速3.57%。2）电力需求：1-8月全社会用电量同比增5%，7月开始，高耗能制造业用电增速转正，二产用电同比增速扩大，显示出经济回暖。3）输配电量：区域互济趋势进一步深化，体现大电网优势。4）电改加速推进，现货市场建设提速。5）上半年电价跟随成本下行，预计Q4电价下行空间有限，冬季电价或季节性走高。欧洲电价——三四季度电价上行风险增加，重点关注欧洲天然气补库节奏。1）近期：三季度通常为欧洲电力消费拐点，用电负荷开始向上。电价大概率跟随供需基本面，重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。中信期货不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。如本报告涉及行业分析或上市公司相关内容，旨在对期货市场及其相关性进行比较论证，列举解释期货品种相关特性及潜在风险，不涉及对其行业或上市公司的相关推荐，不构成对任何主体进行或不进行某项行为的建议或意见，不得将本报告的任何内容据以作为中信期货所作的承诺或声明。在任何情况下，任何主体依据本报告所进行的任何作为或不作为，中信期货不承担任何责任。中信期货研究|能源转型与碳中和2023年四季度策略报告需警惕欧洲新能源出力情况与天然气补库节奏2）展望天气，根据欧洲中期天气预报中心预测模型，2023年三季度及四季度北欧及南欧的地面气温将继续高于往年常值，或许意味着偏暖的冬天。因此电价上行幅度可能偏弱。碳排放权——欧洲碳中和节奏加强，中国碳中和目标稳中求进。1）欧洲碳价短期跟随宏观风险及碳排放强度波动，长期价格重心易涨难跌。碳排放配额平衡表显示2023-2030年的配额供给持续低于总核证排放量，支撑欧洲碳价。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。2）中国碳市场配额结转方案落地，第二履约周期将至。碳排放配额结转方案落地，留存碳配额出现惜售现象，市场供应量偏紧。2021-2022年度履约期将至，控排企业有清缴履约需求，市场需求量上行。从节奏来看，预期9月及10月碳价或随着配额惜售情绪放缓而阶段性回落，但在11月及12月履约期到来时，成交量及碳价将有进一步上行的空间。光伏——过剩格局难改，行业静待拐点。三季度以来，由于下游需求偏强及上游投产不及预期，硅料与硅片库存连续两个月去化，上游价格反弹20-30%不等。但高价引发下游抵触心理，叠加产业链供需总量宽松，四季度价格涨势难以持续。当前主材各环节产能均达到600-800GW，未来数年主要环节供应仍然过剩，行业利润整体承压，部分落后产能或需要出清，行业静待拐点到来。风险因素：极端天气、突发事件扰动、能源政策突变，地缘危机升级，全球经济超预期衰退，减排意愿降低 1一、原油：去库格局延续短期或仍偏强，关注宏观与需求变量 8（一）供应：扰动逐个落地，关注产量动态调整 8（二）需求：四季度终端需求结构性切换，关注实际增量 （三）展望：去库格局延续短期或维持偏强，关注宏观及需求负反馈 二、动力煤：供应弹性增强重铸煤市，Q4煤价或震荡偏强 （一）供应：全年产量45.5-6亿吨，进口煤4亿吨以上 （二）需求：工业用电活性回升，非电需求接棒电力 （三）行业利润：煤炭行业投资高增速，但利润持续收缩 20（四）Q4供需展望：四季度煤价趋向高位震荡 20三、天然气：淡旺季交替，气价短期偏空而中期重心上移 （一）欧洲：短期供应端风险落地警惕回调风险，中期流动性不足支撑气价偏高运行 21（二）美国：四季度基本面维稳，谨慎看待旺季气价上行空间 25（三）展望：短期存在回调风险，中期气价中枢季节性上行 27 （一）电力供应：电源建设加快推进，水电缺席火风光大发 28（二）电力需求：二产用电增速回升，显示经济回暖 30（三）电力市场改革加快推进 32（四）电价展望 32五、欧洲电价：欧洲电价三季度上行风险增加，关注天然气补库及天气节奏 （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 33（二）欧洲2023年3季度水力恢复较快，同时核电供给同比恢复 36（三）2023年四季度电价有上行风险，关注天然气补库及极端天气可能性 37六、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 39（二）碳排放配额结转方案落地，第二履约周期即将到来 40七、光伏：过剩格局难改，行业静待拐点 （一）装机：全球光伏装机维持高增 42（二）产业链供需：三季度价格有所反弹，但供需过剩格局难改 43（三）行业利润：利润增速大幅放缓，上游利润向下游转移 47（四）展望：行业过剩格局严重，再平衡之路漫漫 47 图1：俄罗斯原油产量 8图2：俄罗斯原油海运出口量 8图3：OPEC+原油产量与配额 9图4：沙特原油产量 9图5：伊朗原油产量 9图6：伊朗原油海运出口量 9图7：美国原油产量 图8：美国上市油企资本开支与同比增幅 图9：美国产量及钻机数量 图10：美国完井、新井与DUC释放 图11：欧洲16国炼厂开工率 图12：美国炼厂开工率 图13：中国主营炼厂开工率 图14：中国成品油出口配额 图15：美国车用汽油需求 图16：中国15城拥堵指数 图17：全球商业航班7日平均值 图18：全球航煤需求预测 图19：美国中质馏分油库存 图20：中国柴油库存累计累库幅度 图21：美国中质馏分油需求 图22：美国中质馏分油需求与制造业PMI新订单 图23：原油供需平衡表预测 图24：全国原煤产量 图25：原煤日产量 图26：中国进口煤与褐煤数量 图27：进口煤当月单价 图28：全球煤炭海运发运量 图29：全球煤炭发往中国 图30：环渤海港口库存 图31：二十五省电厂库存合计 图32：动力煤库存与价格 图33：全社会用电量 图34：分行业用电量同比 图35：全社会发电量 图36：火电发电量 图37：沿海八省电厂耗煤 图38：内陆17省电厂耗煤 图39：二十五省电厂耗煤 图40：水泥开工率 图41：高炉开工率 20图42：化工行业耗煤量 20图43：煤炭产量增速与固定资产投资增速 20图44：2023年中国动力煤供需情况（单位：万吨） 21图45：EU27天然气产量 22图46：挪威天然气产量 22图47：荷兰天然气产量 22图48：英国天然气产量 22图49：全球LNG发运量 23图50：欧洲主要国家LNG进口 23图51：日本电厂LNG库存 23图52：中日韩印LNG进口量 23图53：EU27月度消费量 24图54：西北欧样本国家高频消费 24图55：西北欧样本国家高频居民消费 24图56：西北欧样本国家高频非居民消费（） 24图57：欧洲GIE天然气库容率 25图58：欧洲天然气库容率环比变化 25图59：美国本土干天然气产量预测 25图60：美国天然气产量与活跃钻机数同比 25图61：美国天然气本土消费 26图62：美国天然气商住部门消费 26图63：美国工业部门天然气消费 26图64：美国电力部门天然气消费 26图65：美国四季度气温展望 26图66：美国LNG出口 26图67：美国天然气库存 27图68：美国天然气库存环比变化 27图69：机构预测2023年全球天然气供需平衡表预测 27图70：电源建设投资完成额 28图71：分类型电源建设投资完成额 28图72：电网建设投资完成额 28图73：新增220千伏及以上线路长度 28图74：发电新增设备容量 29图75：分类型发电新增设备容量累积同比 29图76：全社会发电量 29图77：分类型累计发电量占比 29图78：发电设备利用小时 30图79：发电设备利用小时（累计值） 30图80：全社会用电量 30图81：分行业用电量同比 30图82：第二产业用电量 31图83：四大高耗能制造业用电量 31图84：第三产业用电量 31图85：城乡居民用电量 31图86：全国跨省送电量 32图87：跨省送电量累计同比 32图88：欧元区及部分国家制造业PMI 33图89：EU27各类型能源发电占比（2023年仅包含1-4月） 34图90：EU27月度总发电量 34图91：EU27月度天然气发电量 34图92：EU27月度煤炭发电量 34图93：EU27月度水力发电量 34图94：EU27月度核电发电量 34图95：EU27月度光伏发电量 35图96：EU27月度风电发电量 35图97：欧洲高频发电量 35图98：德国气电火电利润价差 36图99：欧洲周度煤炭总发电量 36图100：欧洲周度天然气发电量 36图101：欧洲水电周度发电量 37图102：欧洲核电周度发电量 37图103：法国核电运行比例与欧洲核电发电量回归分析 37图104：法国核电与欧洲核电 37图105：法国日前基荷电价 38图106：德国日前基荷电价 38图107：英国日前基荷电价 38图108：北欧四国日前基荷电价 38图109：欧洲部分国家电价月度远期价格 38图110：德国1M、1Q、1Y远期日前电价 38图111：北欧地面气温预测 39图112：南欧地面气温预测 39 40图114：欧洲发电行业碳排放强度模拟 40图115：欧洲碳排放权年度平衡表 40图116：中国全国碳市场价格 41图117：中国光伏发电设备容量月度及历史变化 42图118：美国光伏新增装机量与同比 43图119：2023年前8个月美国光伏新增装机结构 43图120：中国光伏组件产量 43图121：中国光伏组件净出口量 44图122：PVInfoLink单晶组件现货均价 44图123：中国电池片产量与排产 44图124：9月电池片排产结构 44图125：N型与P型电池片价格 45图126：各类型硅片价格 45图127：中国光伏级硅片库存 45图128：中国硅片月度产量及排产 46图129：中国硅片产能与开工率 46图130：中国多晶硅产能与开工率 46图131：各类型硅料平均价 46图132：中国硅料产量与排产 47图133：中国多晶硅总库存 47图134：光伏产业链整体毛利润增长曲线 47图135：光伏行业毛利润结构 47一、原油：去库格局延续短期或仍偏强，关注宏观与需求变量三季度以来，沙特与俄罗斯纷纷兑现减产，而夏季出行旺季需求偏强，全球石油库存从7月起持续去化，基本面对油价形成有力支撑。宏观方面，随着海外通胀回落及劳动力市场超预期宽松，海外“软着陆”交易逐步升温，叠加国内多项政策出台，宏观预期回暖打开油价上行空间，布伦特从75美元/桶上行至接近95美元/桶。（一）供应：扰动逐个落地，关注产量动态调整1）俄罗斯：本轮减产足额兑现，出口博弈仍在持续本来减产中俄罗斯原油出口足额下降。8月俄罗斯原油海运出口较3-5月水平下降60-80万桶/日，成品油出口基本持平，出口减量目标足额兑现，主要减量在于对印度原油出口。三季度季风季结束后，印度采购需求料将回升，不确定性在于欧美是否扩大二级制裁规模。出口量后期变数犹存。为保障国内燃料供应，俄罗斯已宣布从9月21日起禁止汽油及柴油出口。目前俄罗斯仍在出口柴油90-100万桶/日、汽油10-15万桶/日，出口禁令将带来100万桶/日左右的成品油供应减量，毫无疑问将加剧近端柴油供需矛盾。若俄罗斯成品油出口减量贯穿四季度而其余渠道无法对冲，则四季度供需缺口有进一步扩大的可能性。2）OPEC+：沙特延续减产，供应调控短期达到极限沙特将100万桶/日减产延续至年末，OPEC+整体供应或暂时持稳：7月起沙特正式开始自愿减产100万桶/日，执行情况良好，当月已完成减产目标。目前沙特已经宣布将其自愿减产延续至年末，但保留生产政策动态调整的权力。除沙特、俄罗斯以外的OPEC+国家均无进一步减产意愿，预计不含豁免国的OPEC+整体供应四季度维持3600万桶/日左右水平。3）伊朗：供应或加速回归伊朗产量或回升至340万桶/日以上。一季度末以来，伊朗原油产量及出口量均稳步上升，8月原油产量与出口均较3月上升50万桶/日左右，而美国对伊朗供应回归采取默许态度。沙特宣布延续减产后，美国加快与伊朗谈判进度，并于近期达成部分政治协议。伊朗政府计划于9月将石油产量提升至340万桶/日以上，而被制裁前伊朗原油产量超过380万桶/日，预计伊朗产量仍有40-60万桶/日上升空间，伊朗供应回归将部分对冲沙特减量。4）美国：油井与钻机持续下滑，年内增产动能不足美国原油增产幅度超出预期。据EIA数据，2023年1-8月美国原油产量为1270万桶/日，同比上升103万桶/日。俄乌冲突推动油价涨至高位，而美国页岩油以短周期项目为主，把握价格红利的能力更强，故其增产意愿相对更强。而随着海外针对疫情管控放开，2022年下半年美国油气行业用工人数已接近恢复至疫情前水平。多重因素推动今年上半年美国原油增产速度略超预期。油井与钻机已持续下滑半年，年内页岩油增产乏力。美国本土新井、完井数与活跃钻机数于2023年1月双双见顶，随后半年内下滑10-20%不等，美国原油开采生产活动边际走弱。得益于单井产量的提升及活跃压裂队未有明显减量，美国原油产量年内得以维持高位，但环比进一步增产动能偏弱。（二）需求：四季度终端需求结构性切换，关注实际增量1）炼厂：全球炼厂利润高企，投料需求有保障利润高企叠加检修前置，冬季检修量低于预期。6月份起，受天气等多重因素影响，欧美炼厂事故频发，6-8月美国炼厂平均开工率较去年同期下降1%，而欧洲16国炼厂平均开工率较去年同期下降4.3%，部分欧美炼厂于夏季提前完成装置检修。当前炼油综合利润仍位于高位震荡，炼厂开工意愿偏强，海外炼厂秋季检修量有低于预期的可能性。叠加中东、非洲新炼能于四季度开始上线，海外炼厂投料需求仍有一定保障。政策托底且需求边际好转，中国炼厂开工有望维持高位。随着我国油品需求恢复，年初至今主营炼厂炼油综合利润维持500-1000元/吨高位震荡走势，利润对开工的驱动仍然有效。“金九银十”来临之际，主营与地炼开工率均环比上行，叠加新一批1200万吨成品油出口配额的推动，预计国内炼厂投料需求亦能维持强势。2）汽油航煤：需求季节性走弱，供需矛盾不明显夏季出行旺季结束，但衰退的影响偏弱。2023年6-8月，美国汽油消费量为908万桶/日，同比小幅上升8万桶/日，其余北半球国家夏季出行需求均偏强，全球汽油库存维持正常去库速率。而放开疫情管控后，我国汽油需求恢复进展好于预期，交通用油需求今年夏季表现亮眼。但四季度海外即将转入出行淡季，而我国出行活动季节性并不显著，汽油需求难以继续拉动油品需求增长。航煤需求同样呈季节性下滑趋势。2023年国内放开出行限制，国内航空出行迅速恢复，截至6月中旬，全球商业航班数量同比近30%。但全球航煤消费同样具备明显季节性特征，夏季旺季结束后，预计全球航煤需求将回落至640-650万桶/日，而我国国际航班恢复进展仍然缓慢，难以提供结构性增量。整体来看，交通用油需求于四季度将季节性走弱。3）柴油：弱现实强预期，柴油市场矛盾仍然严重现实供需矛盾偏弱，欧美柴油库存持续累库。柴油需求与工业、制造业的相关性较强，本轮加息周期中海外制造业与地产等部门率先承压，故2022年四季度起海外柴油需求持续表现偏弱，年初至今欧美柴油库存累计去库幅度位于近年来仅次于2020年的第二低值。国内疫情管控放开对交通用油需求的提振最为明显，但由于经济复苏力度相对偏弱，工业用油需求恢复力度不及预期，国内柴油库存持续缓慢累库，柴油现实需求偏弱。柴油需求季节性上升，但需求增幅或低于预期。从季节性的角度来看，秋季为北半球国家室外开工、秋收、渔获作业的传统旺季，柴油需求季节性偏强。但剔除农业渔业等偏刚性的需求后，工业需求回升幅度仍受制于制造业与地产的不景气。美国ISM制造业PMI新订单已连续一年位于收缩区间内，而国内制造业复苏仍然受到地产等部门的拖累，关注柴油需求增量弱于预期的可能性。（三）展望：去库格局延续短期或维持偏强，关注宏观及需求负反馈1）供应扰动仍较为明显。短期来看，OPEC+减产调控基本达到极限，美国页岩油增产乏力而伊朗产量回归可部分对冲沙特减量，但俄罗斯出口博弈仍在，四季度全球石油供应仍存在一定不确定性。（2）需求结构性切换，关注实际增速。出行旺季结束交通用油需求季节性走弱，而秋季开工、冬季取暖等需求则季节性上升。但海内外地产与制造业景气度维持低迷，四季度工业类需求虽有望环比好转，但实际增幅有待观察。（3）宏观负反馈或逐步加深。海外“软着陆”及国内复苏预期是三季度原油价格上行的主要拉动项，但能源价格回升将带动通胀数据反弹，油价突破90美元后宏观负反馈将逐步加深，宏观情绪持续修复空间或有限。整体来看，四季度去库格局延续，油价短期仍将维持高位震荡走势。但供需缺口或较三季度缩小，若宏观及需求负反馈加深，四季度油价或有一定回落空间。百万桶/日Q1Q2Q3Q42023E2023E101.4133.6567.70101.3945.8055.580.02产量101.64101.41101.13101.46其中OPEC34.3733.9533.1033.19其中非OPEC67.0367.4668.0368.27消费量100.14101.23102.07102.13当中OECD45.3145.5546.1846.16当中非OECD54.7855.6855.8955.96供需差1.500.18-0.94-0.67二、动力煤：供应弹性增强重铸煤市，Q4煤价或震荡偏强煤价在2023年Q2筑底，伴随着供应端调节弹性增强与需求回暖，叠加结构性问题发酵，Q3煤价出现超预期回升，再度回至千元之上。新格局之下，流通环节补库时间窗口有限，Q4煤价或高位震荡。关注年底煤电长协签约情况及其对明年市场格局的影响。（一）供应：全年产量45.5-6亿吨，进口煤4亿吨以上1）国产供应调节弹性增强，进口量维持高位原煤日产1263万吨，供应调节弹性增强，三季度产量下滑。2023年1-8月，国内生产原煤30.51亿吨，日均产量1263万吨，累积同比增长3.35%，增速逐月下降。受煤价大幅回落、安检形势加严等多重因素影响，主产地煤矿生产积极性受到抑制，7、8月日产量较上半年明显回落，表现出供应端调节弹性增强，也体现了价格持续回落的负反馈影响。沿海电厂维持高进口量，1-8月进口煤同比大增82%。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，1-8月进口煤及褐煤3.06亿吨，同比大幅增长82%，8月进口煤4433万吨创单月新高，1-8月进口煤单价金额同比下降25.54%。分国别来看，1-8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56%、73%、193%、965%。2）库存高位回落，结构性问题凸显全社会库存高位回落，结构性问题凸显。5、6月的全产业链高库存与煤价崩塌式下跌，与发运倒挂持续存在，使国内矿方的生产积极性、贸易户的发运积极性都受到损伤，叠加7月开始安监收紧，煤炭产量和发运量都有明显下滑。同时迎峰度夏旺季需求提升，也加速了全产业链库存自历史性高位回落。这一过程中，长协的保供依然进行，导致市场格局出现分红，结构性问题凸显：一是电厂在大量长协和进口的保障下，旺季几乎未有去库，去库更多出现在流通环节，例如环渤海港口库存自高位减少1000余万吨，二港库存也降至年内新低水平；二是尽管环渤海港口库存仍居历史绝对高位水平，但长协挤压现货，可流通货盘紧俏，之前的悲观预期导致贸易商未做充足备货，因此现货价格向上弹性较大，因此伴随着8月开始非电需求释放和安监进一步发酵，现货价格快速拉涨。港口补库的时间有限，进入冬季时现货资源或偏少，导致现货煤价易涨难跌。淡季安检收紧、煤化工高利润高开工、10月大秦线秋检，导致港口库存快速回升存在一定难度，则进入冬季电煤旺季，一旦有电力采购现货需求释放，则容易引发煤价反弹。3）预计2023年原煤产量45.5-46亿吨，进口量4亿吨以上2023年原煤产量或将达到45.56亿吨，进口量在4亿吨以上。秋季安监形势持续导致减仓，超产退出也可能影响Q4煤矿生产，预计原煤产量45.5-46亿吨，同比增幅在2%以内，不排除为负。考虑到1-8月高进口量与电厂招标情况，预计全年进口煤总量将超4亿吨，或在4-4.2亿吨之间。（二）需求：工业用电活性回升，非电需求接棒电力1）电力耗煤：工业用电增速回升，非电化工需求支撑1-8月用电量同比增5%，7月以来工业用电增速回升。1-8月，全社会用电量累计60826亿千瓦时，同比增长5%。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11.7%、5%、9.3%和-0.1%。从7月开始，高耗能制造业用电增速转正，二产用电同比增速扩大，显示出经济回暖。迎峰度夏整体平稳，夏季高温不及预期，8月居民用电呈现同比下降。8月水电好转，火电同比转负。2023年1-8月，全国发电量58662.56亿千瓦时，同比增长3.57%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增速分别为6.12%、-15.94%、5.87%、14.41%和9.89%。2）市场结构性问题凸显，非电需求支撑煤价淡季向上夏季结束电煤需求季节性下滑，非电需求接棒。8月以来，温度同比偏低导致电煤消费快速回落，但金九银十旺季临近，非电用煤主要行业的各项开工指标边际回升。以煤化工行业为例，甲醇、尿素等品种高利润和对煤价高接受度的特点，使得化工用煤需求表现积极。受地产及基建拖累，8月水泥需求疲软，但进入9月旺季，部分装置错峰结束，开工率底部回升。（三）行业利润：煤炭行业投资高增速，但利润持续收缩今年煤炭行业投资维持较高增速，但利润持续收缩。煤炭行业固定资产投资增速维持正增长，但较去年均值回落。1-8月煤炭行业固定资产投资完成额累计同比+10.9%，投资高增主要体现在智能化改造等技术投入方面。煤价自高位回落，行业利润收缩较为明显，1-7月煤炭开采和洗选行业利润同比-26.2%，导致生产弹性增强。43：煤炭产量增速与固定资产投资增速（四）Q4供需展望：四季度煤价趋向高位震荡全年总量供需宽松，煤价中枢下移，但下半年更多关注供应扰动及结构性问题，Q4煤价趋向高位震荡。预计今年国内原煤产量45.5-46亿吨，进口量提高至4亿吨以上，考虑到全社会库存仍处高位，今年的煤炭供需仍然偏宽松，结构性或有紧张。当前供应扰动仍未结束，中游环节补库时间有限，煤价下跌空间收窄，但继续向上可能导致电厂及化工亏损，预计上方空间同样有限，Q4煤价高位震荡为主。全球能源价格基本在Q2筑底，Q4海外煤价或震荡偏强。欧洲煤炭库存相对合理，预计煤价随欧洲天然气震荡波动；亚太煤价震荡偏强为主，主要跟随中国国内市场走势，同时东南亚旺盛需求抬升价格底部。比比4663-3195-3780-1715-2035-5163三、天然气：淡旺季交替，气价短期偏空而中期重心上移三季度全球气价重心在供应端风险扰动叠加炎热天气引发的超预期用电需求支撑下震荡偏强。临近夏末，用电需求回落，而供应端扰动同时落地，欧美高库存压制下，全球气价下方支撑力度减弱。（一）欧洲：短期供应端风险落地警惕回调风险，中期流动性不足支撑气价偏高运行1）短期供给端偏宽松，中期结构性问题持续存在欧洲本土产量持续衰减。1-7月欧盟27国天然气产量合计236亿立方米，累计同比下降16%；挪威同期产量681亿立方米，累计同比下降5%；荷兰及挪威同样呈现明显下行。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。短期高库存压制欧洲LNG进口意愿，主要进口商退出现货市场导致浮仓库存高企，亚洲罢工风险基本落地。近四周欧洲主要国家LNG进口量仅为3亿立方米/日，环比下降10%，同比下降12%，接近满库的天然气储备持续抑制欧洲进口LNG，进而导致浮仓库存创同期新高，截至9月19日LNG浮仓库存为38亿立方米，较近五年均值高44%。澳大利亚轮流罢工进行中，然雪佛龙通过非工会成员员工维持相关装置正常运行。短期消费淡季，LNG供给偏宽松。中期全球LNG供给窄幅上移，供给脆弱性犹存。同比去年冬天，LNG供给增量主要来自以下环节：美国自由港提升0.47亿立方米/日；俄罗斯北极二号或于年末开始提供最多0.5亿立方米/日增量；毛里塔尼亚、刚果、印度尼西亚共3台小项目预计共可提供0.34亿立方米/日，但上线时间存在较强不确定性；莫桑比克CoralSouth持续爬坡提供增量；埃及方向受制于本土原料气供应减少，出口量存下行预期。综合测算，2023/24取暖季LNG产能增量约在0.5-1.3亿立方米/日，增速约为3%-7%。气价重心回落，亚洲分流效应同比偏强。2023年中国长协净增长约为0.2亿立方米/日，考虑现货进口增量，中国LNG进口增量或超过0.22亿立方米/日，分流部分新增产能。2）工业需求持续修复，天气及发电为天然气需求端主要决定因素1-7月欧盟27国天然气合计消费1977亿立方米，累计同比下降10.88%，降幅较年初明显收窄，其中主要修复动力来自工业端，居民端消费维稳，而发电用气量受可再生及水核出力高增限制宽幅下调。效率提升以及主动节能压制居民用气同比下移。商业情景节能措施持续实施中，效率同样获得小幅提升，截至9月上旬，样本国家居民用气同比下降10%。三季度工业部门用气同比略有修复，四季度或稳中向好。二季度以来，气价持续回落刺激部分天然气密集产业回归，截至9月上旬，样本国家工业用气同比下降8.5%，降幅明显收窄，近四周消费同比偏高。往后看，欧洲经济尚未陷入衰退，但增长势头同样微弱，其中工业增长或好于服务业以及建筑业，综合来看，天然气在工业部门消费或稳中向好。天气及发电端为天然气消费主要扰动因素。回顾2018年以来的五个取暖季，最冷及最暖窗口期内消费量相差逾300亿立方米，四季度进入冬季取暖旺季，气温将成为主导天然气需求的最重要因素。截至9月发电用气累计同比下降18.41%，在三部门中减量最甚。高频来看，可再生能源发电、水电以及核电同比均呈现不同程度高增，抑制天然气调峰发电需求。四季度风力发电扰动加大或环比增强天然气发电消费，然风光产能的大量上限仍将从总量上抑制天然气电力部门消费。图55：西北欧样本国家高频居民消费()图54：西北欧样本国家高频消费()图56：西北欧样本国家高频非居民消费()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9月19日欧洲库容率为94.34%，最新四周平均均周累库速度超0.685%/周。即9月底欧洲即可达成满库目标，而取暖季前欧洲库容率预计可达97-98%。自库存角度推演，假设欧洲以97%库容率进入取暖季：在暖冬情境下，西北欧旺季LNG进口量需恢复至3.5亿立方米/日，即可过冬无忧；在冷冬情境下，西北欧旺季LNG进口量需恢复至2022/23取暖季均值、即4.5亿立方米/日，则可健康度过冬天。（二）美国：四季度基本面维稳，谨慎看待旺季气价上行空间年内美国本土产量高位运行。1-8月，美国干气产量约为29.02亿立方米/日，同比增长5.68%。出口产能持续增长，外部利润支撑本土产量同比偏高且年内维持高位运行。前期钻机数持续下行抑制增产动能，四季度产量维稳。截至9月中旬，美国天然气活跃钻机数为121个，虽然7月以来首次反弹，但较去年同期低41个，抑制天然气增长潜力。四季度美国干气产量为29.2亿立方米/日，同比增长3%，环比微增0.4%。厄尔尼诺极端天气发生概率增加，温和入冬压制商住取暖用气。2023Q4美国天然气消费环比季节性上行，同比增长0.76%：其中同比增量来自电力部门，持续的煤电机组退役刺激天然气发电；工业部门维稳；商住偏弱——据NOAA预测，四季度美国西北部、东北部沿海岸地区较历史水平更暖，温和冬季抑制商住部门空间取暖用气量。LNG出口增强，四季度美国天然气基本面维稳。2023Q4美国LNG出口量约为3.4亿立方米/日，环比增长6.25%，同比增长15%。出口增量来自新投产产能以及停产产能恢复。产量端同比增量基本持平本土消费及LNG出口增量。累库速度有所滑落，但较高绝对值在冬季对美气价上行空间形成压制。截至9月8日当周，美国天然气库存为908亿立方米，库容率超75%，较近五年平均水平高8%，三季度累库速度偏低导致美天然气库存持续偏离近五年最高水平。假设美国在11月前维持与近五年相持平的累库速度，则取暖季前补库至超90%水平。健康库存压制叠加需求端难有重大利好，美气价旺季上行空间有限。（三）展望：短期存在回调风险，中期气价中枢季节性上行挪威检修临近尾声，美国LNG出口逐步恢复，澳大利亚劳工争端趋于结束，供给量修复；夏末秋初，制冷需求持续下调，温和入冬取暖需求尚未启动；短期供强需弱，基本面表现弱势。LNG增量有限，北半球取暖旺季来临，需求强劲而流动性不足，全球天然气基本面趋紧，中期气价重心抬升。取暖季全球LNG增量约为0.5-1.3亿立方米/日，中日分流0.3-0.35亿立方米，极端情况欧洲需同比增加0.3亿立方米/日进口量，LNG增量市场紧平衡，资源竞争抬升气价中枢，警惕极端天气、意外事故引发短时性资源结构性矛盾，刺激气价冲高风险。高库存压制持续，旺季上行空间不易看过高，四季度走势下有底而上有顶。欧美亚库存走势分化，欧洲＞美国＞亚洲，欧美以历史第二高位置进入取暖季，过冬无忧；亚洲库存偏低、需求向好，极端情境下或面临100亿立方米缺口，然欧美盈余量可填补该缺口，总量可控，气价不宜追高。262666820226727122140769056104985881099401894-2395210-27258四、国内电力：电改加速推进，用电增速回暖2023年，燃料成本下降使火电行业景气度回升，叠加我国电力市场建设加速利好，电力板块盈利明显改善。三季度以来，二产用电增速回升，显示制造业经济活性逐步改善。（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。1-8月，电源基本建设投资完成额达到4703亿元，同比增46.6%，其中火电、水电、核电、风电投资分别为546、516、522、1149亿元，分别同比增长13.8%、8.9%、56.9%、38.7%。电网建设维持高增速。1-8月，电网基本建设投资完成额达到2705亿元，同比增1.4%；新增220千伏及以上线路总长度达20177千米，累计同比增长8.47%。2）装机量：风光、火电装机新增较快电源建设加快，发电装机保持高速增长。2023年上半年，我国可再生能源装机突破13亿千瓦，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，已成为新增装机和电量的主体。截至8月底，全国发电装机容量27.6亿千瓦，同比增长11.9%。其中火电、水电、核电、风电、太阳能发电装机同比增长4%、3.9%、2.2%、14.8%、44.4%。新增装机以光伏、火电、风电为主。1-8月份，全国基建新增发电生产能力19855万千瓦，比上年同期多投产10223万千瓦。其中，水电721万千瓦（同比-585万千瓦）、火电3429万千瓦（同比+1446万千瓦）、核电119万千瓦（同比-109万千瓦）、风电2892万千瓦（同比+1278万千瓦）、太阳能发电11316万千瓦（同比+6869万千瓦）。3）发电端：水电增速回正，火电承压走低5月以来发电量增速放缓，水电受来水偏差拖累，火电同比增速较高。2023年1-8月，全国发电量58662亿千瓦时，同比增长3.57%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增速分别为6.12%、-15.94%、5.84%、14.41%和9.89%。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。6月开始，云南区域来水加强，部分流域来水同比偏好，8月水电增速同比转正，火电当月增速由正转负。全国发电利用小时数下降，火电、核电、风电利用小时增加，水电大幅下滑。1-8月份，全国发电设备累计利用小时2423小时，比上年同期降76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2999、1984、5116、1538、907小时，同比+67、-469、+121、+73、-39小时。（二）电力需求：二产用电增速回升，显示经济回暖1）用电量：7月开始经济回暖，夏季高温不及预期致居民用电同比回落低基数效应下，1-8月全国用电量同比增5%。1-8月，全社会用电量累计60826亿千瓦时，同比增长5%。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11.7%、5%、9.3%和-0.1%。从7月开始，高耗能制造业用电增速转正，二产用电同比增速扩大，显示出经济回暖。迎峰度夏整体平稳，夏季高温不及预期，8月居民用电呈现同比下降。2）输配电量：区域互济加深，体现大电网优势区域互济趋势进一步深化。1-6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%。迎峰度夏期间，电网调度余缺互济体现大电网优势。今年夏天，“东北电”跨越2000多公里首次进入四川，闽粤联网工程助力福建广东电力互补，白鹤滩—浙江特高压直流工程全容量投产，区域余缺互剂保障了夏季用电平稳。从电力交易来看，1-7月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31913.1亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高1.4个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为25314.1亿千瓦时，同比增长6.4%。（三）电力市场改革加快推进电力现货市场基本规则（试行）出台，现货市场建设提速。基本规则主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。该文件是首部国家层面指导现货市场设计及运行的规则，将会大大加快电力市场化进程，有助于深化电力体制改革。绿证全覆盖加快落地，促进可再生能源电力消费。7月25日，三部委联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，将绿证核发范围扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。今年前7个月，我国核发绿证数量约达5304万个，约为2022年全年的2.6倍，截至7月底，全国共累计核发绿证超过1.2亿个。今年前7个月，国内绿证交易量约为2617万个，远超2022年全年绿证交易量。（四）电价展望上半年电价跟随成本下行，预计Q4电价下行空间有限，冬季电价或季节性走高。上半年燃料成本下行，国内电价明显回落，火电企业盈利改善。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1-7月份，利润总额累计达到3179.3亿元，同比51.2%，电力行业盈利改善较为显著。下半年煤价高位震荡，电价继续下行空间有限，冬季有望随季节性需求而走高。五、欧洲电价：欧洲电价三季度上行风险增加，关注天然气补库及天气节奏（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上半年持续下行，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2-9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1-4月EU27总发电量，累计同比下降7.8%。其中煤炭、天然气、水电、核电发电量分别为11.98、15.9、11.4、20.7万GWh；累计同比分别为-14.56%、21.4%、10.67%、及-5.64%。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（欧洲月频数据更新频率较低，近期情况请参阅后文欧洲周度高频发电数据）。欧洲新能源装机持续提升，风力光伏发电表现突出。2023年1-4月EU光伏发电量5.77万GWh，同比增加10.44%；风电发电量17.87万GWh，同比增加2.98%。图89：EU27各类型能源发电占比（2023年仅包含1-4从高频数据来看，欧洲2023年1-9月总发电量同比下行约1.8%。其中1-4月发电量同比下行，5-6月发电量同比高于2022年，7-9月同比继续下行。造成此现象的主要原因是2023年5-6月有超预期高温天气，而夏季7-9月气温较去年偏低。（二）欧洲煤炭-天然气点火利润价差三季度持续为负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。6-9月煤炭发电量同比2022年大幅下降约41.6%，6-9月天然气发电量同比2022年下行21.1%；在可再生能源发电大幅上行，总发电量下行的情况下，煤炭发电量同比下滑最为严重，及印证煤炭替代性大幅削弱。（二）欧洲2023年3季度水力恢复较快，同时核电供给同比恢复欧洲2023年三季度水电恢复较强，同时核电出力比例上行。从高频周度发电量数据来看，欧洲2023年三季度水力发电8.1万GWh，同比2022年增长14.9%，同比2021为-8.5%。第三季度核电发电10.3万GWh，同比2022年下增长6.8%，同比2021年为-17.6%。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0.9。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3季度出力会维持，主要因2023年7-8月夏季极端高温概率偏低。经过统计，2023年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%，7-9月平均出力比例约55%。进入9月，核电出力比例进入上行通道，预期2023年3-4季度核电将继续环比增强。（三）2023年四季度电价有上行风险，关注天然气补库及极端天气可能性2023年三季度欧洲电价重心低于2022年，同时高于二季度。截至2023年9月15日，北欧、德国、法国、英国的3季度日前平均电价分别为33、92、88、93欧元/MWh，显著低于2022年同期。区间累计同比2022年分别下降了82%、77%、81%及75%。欧洲远期电价在2023年呈Contango结构。从2023年远期价格来看，欧洲9月后的电价预期均上涨，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。展望四季度，天然气补库及对电价抬升作用偏强。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。欧洲电价通常在三四季度有季节性上行，上行节奏主要跟随天然气价格。展望天气，如下图所示，根据欧洲中期天气预报中心预测模型，2023年三季度及四季度北欧及南欧的地面气温将继续高于往年常值，或许意味着偏暖的冬天。因此电价上行幅度可能偏弱。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。7-9月碳价整体偏弱运行。因7-9月整体碳排放量同比偏弱，同时欧元区PMI持续下行。叠加欧洲夏季气温同比偏弱，无长时间高温天气出现，近2个月欧洲碳价震荡偏弱运行。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）碳排放配额结转方案落地，第二履约周期即将到来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。从2023年7月初至今，全国碳市场碳配额价格上行。价格从60人民币/吨左右上涨16.7%至70人民币/吨，8月15日收盘价报70.07人民币/吨，创全国碳市场成立以来最高碳价。近期碳价上涨主要有如下两个原因：1.碳排放配额结转方案落地，留存碳配额出现惜售现象，市场供应量偏紧。7月17日生态环境部发文明确2019-2020年首个履约周期配额可用于2021-2022年度履约周期。留存碳配额可用于二次履约体现了我国对企业历史减排量的认可，控排企业手中的配额结余被正式认定为有价资产。从欧盟的经验来看，2007年欧洲碳排放配额价格跌至0欧元/吨的主要原因是留存配额无法转结至下一个履约期，导致大量配额被抛售，拖累碳价。2.2021-2022年度履约期将至，控排企业有清缴履约需求，市场需求量上行。生态环境部要求确保2023年11月15日前各行政区域95%的重点排放单位完成履约，12月31日前完成全部重点排放单位履约。随着2023年履约期逐步临近，预期未来几个月碳交易量及价格或有进一步提升可能。从首个履约期来看，2021年下半年也出现过碳配额价格及交易量上行的情况。2021年8月-12月，碳价由45人民币/吨提升30%左右至60人民币/吨，交易量在11月及12月集中放量。从节奏来看，预期9月及10月碳价或随着配额惜售情绪放缓而阶段性回落，但在11月及12月履约期到来时，成交量及碳价将有进一步上行的空间。展望双碳长期碳价，碳配额资产价格具有长期上行的潜力，配额供需差的大小是主要推动碳价的变量。参考欧洲碳配额平衡表，2023-2030年欧洲碳排放配额长期处于紧缺状态，支撑长期欧洲碳价。从碳市场建立的初衷去考虑，碳价会随着气候目标的提高而抬升，同时随着低成本减排的逐步完善，未来减排成本将逐步提高，所对应的碳价或将同步上行。七、光伏：过剩格局难改，行业静待拐点2023年三季度以来，下游排产上升拉动起采购需求，而上游投产不及预期导致产业链内供需矛盾有所加剧，硅料与硅片库存连续两个月去化，带动上游价格整体反弹20-30%。2023年全球光伏装机维持高增，但光伏产业链供应过剩预期难改，价格反弹幅度有限。（一）装机：全球光伏装机维持高增2023年前8个月，中国光伏新增装机113.16GW，同比上升154%，光伏装机呈现“淡季不淡”特征。按照往年经验，四季度是光伏装机的旺季，2023年国内光伏装机超预期概率较大。2023年前8个月，美国累计光伏新增装机18.33GW，同比上升80.7%，7月后新增装机增速显著加快。从装机结构来看，年初至今美国光伏新增装机主要集中在电力部门与住宅部门，当中电力部门的占比接近70%，美国光伏装机以集中式为主。（二）产业链供需：三季度价格有所反