能源轉(zhuǎn)型與碳中和2023年四季度策略報(bào)告：需求修復(fù)供應(yīng)風(fēng)云再起Q4能源價(jià)格震蕩偏強(qiáng)

中信期貨研究|能源轉(zhuǎn)型與碳中和中信期貨研究|能源轉(zhuǎn)型與碳中和2023年四季度策略報(bào)告·Q4能源價(jià)格震蕩偏強(qiáng)2023-09-22 報(bào)告要點(diǎn)2023年四季度，我們認(rèn)為能源品在宏觀偏壓制，需求端處于相對(duì)旺季，供應(yīng)端約束偏強(qiáng)背景下，傳統(tǒng)能源整體高位震蕩偏強(qiáng)。原油、動(dòng)力煤短期震蕩偏強(qiáng)，天然氣淡旺季交替短期偏空中期重心上移。四季度國(guó)內(nèi)和歐洲電價(jià)或?qū)⑸闲?，碳排放價(jià)格中期易漲難跌，光伏行業(yè)依然磨底靜待拐點(diǎn)。摘要：摘要：原油——去庫(kù)格局延續(xù)短期或維持偏強(qiáng)，關(guān)注宏觀與需求變量。1）供應(yīng)：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(guó)短期增產(chǎn)乏力，但伊朗供應(yīng)或有望加速回歸，四季度供應(yīng)仍存在較大不確定性。2）需求：煉廠利潤(rùn)仍然處于高位，原油投料需求有支撐；出行旺季結(jié)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(yù)計(jì)無(wú)明顯減量；海內(nèi)外柴油需求開始進(jìn)入旺季，關(guān)注需求兌現(xiàn)情況。3）展望：整體來(lái)看，四季度去庫(kù)格局延續(xù)，油價(jià)短期仍將維持震蕩偏強(qiáng)。但隨著邊際供應(yīng)逐步回歸，若宏觀及需求負(fù)反饋加深，油價(jià)或有一定回落空間。動(dòng)力煤——供應(yīng)彈性增強(qiáng)重鑄煤市，Q4煤價(jià)或震蕩偏強(qiáng)：1）供應(yīng)調(diào)節(jié)彈性增強(qiáng)：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進(jìn)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(rùn)：煤炭行業(yè)定資產(chǎn)投資增速10.9%，但行業(yè)利潤(rùn)增速下降26.2%，導(dǎo)致生產(chǎn)彈性增強(qiáng)。4）Q4供需展望：全年總量供需寬松，煤價(jià)中樞下移，但下半年更多關(guān)注供應(yīng)擾動(dòng)及結(jié)構(gòu)性問題，Q4煤價(jià)趨向高位震蕩。天然氣——淡旺季交替，氣價(jià)短期偏空而中期重心上移：1）歐洲：短期供應(yīng)擾動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)落地，中期仍面臨流動(dòng)性不足風(fēng)險(xiǎn)，需求穩(wěn)中向好，氣價(jià)預(yù)期先回落后反彈，關(guān)注去庫(kù)節(jié)點(diǎn)；2）美國(guó)：四季度供需雙增，增量維持平衡，旺季抬升氣價(jià)中樞，空間不易看過高。國(guó)內(nèi)電價(jià)——電改加速推進(jìn)，用電增速回暖：1）電力供應(yīng)：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(jī)達(dá)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(huì)用電量同比增5%，7月開始，高耗能制造業(yè)用電增速轉(zhuǎn)正，二產(chǎn)用電同比增速擴(kuò)大，顯示出經(jīng)濟(jì)回暖。3）輸配電量：區(qū)域互濟(jì)趨勢(shì)進(jìn)一步深化，體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢(shì)。4）電改加速推進(jìn)，現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)提速。5）上半年電價(jià)跟隨成本下行，預(yù)計(jì)Q4電價(jià)下行空間有限，冬季電價(jià)或季節(jié)性走高。歐洲電價(jià)——三四季度電價(jià)上行風(fēng)險(xiǎn)增加，重點(diǎn)關(guān)注歐洲天然氣補(bǔ)庫(kù)節(jié)奏。1）近期：三季度通常為歐洲電力消費(fèi)拐點(diǎn)，用電負(fù)荷開始向上。電價(jià)大概率跟隨供需基本面，重要提示：本報(bào)告非期貨交易咨詢業(yè)務(wù)項(xiàng)下服務(wù)，其中的觀點(diǎn)和信息僅作參考之用，不構(gòu)成對(duì)任何人的投資建議。中信期貨不會(huì)因?yàn)殛P(guān)注、收到或閱讀本報(bào)告內(nèi)容而視相關(guān)人員為客戶；市場(chǎng)有風(fēng)險(xiǎn)，投資需謹(jǐn)慎。如本報(bào)告涉及行業(yè)分析或上市公司相關(guān)內(nèi)容，旨在對(duì)期貨市場(chǎng)及其相關(guān)性進(jìn)行比較論證，列舉解釋期貨品種相關(guān)特性及潛在風(fēng)險(xiǎn)，不涉及對(duì)其行業(yè)或上市公司的相關(guān)推薦，不構(gòu)成對(duì)任何主體進(jìn)行或不進(jìn)行某項(xiàng)行為的建議或意見，不得將本報(bào)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(bào)告所進(jìn)行的任何作為或不作為，中信期貨不承擔(dān)任何責(zé)任。中信期貨研究|能源轉(zhuǎn)型與碳中和2023年四季度策略報(bào)告需警惕歐洲新能源出力情況與天然氣補(bǔ)庫(kù)節(jié)奏2）展望天氣，根據(jù)歐洲中期天氣預(yù)報(bào)中心預(yù)測(cè)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(jià)上行幅度可能偏弱。碳排放權(quán)——?dú)W洲碳中和節(jié)奏加強(qiáng)，中國(guó)碳中和目標(biāo)穩(wěn)中求進(jìn)。1）歐洲碳價(jià)短期跟隨宏觀風(fēng)險(xiǎn)及碳排放強(qiáng)度波動(dòng)，長(zhǎng)期價(jià)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(jià)。分析師將2023、2024、2025年EUA均價(jià)較上次預(yù)測(cè)分別提高4.2%、1.9%、0.6%，EUA全年均價(jià)將分別達(dá)到81.4、94.14、102.24歐元/噸。2）中國(guó)碳市場(chǎng)配額結(jié)轉(zhuǎn)方案落地，第二履約周期將至。碳排放配額結(jié)轉(zhuǎn)方案落地，留存碳配額出現(xiàn)惜售現(xiàn)象，市場(chǎng)供應(yīng)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(chǎng)需求量上行。從節(jié)奏來(lái)看，預(yù)期9月及10月碳價(jià)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(lái)時(shí)，成交量及碳價(jià)將有進(jìn)一步上行的空間。光伏——過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點(diǎn)。三季度以來(lái)，由于下游需求偏強(qiáng)及上游投產(chǎn)不及預(yù)期，硅料與硅片庫(kù)存連續(xù)兩個(gè)月去化，上游價(jià)格反彈20-30%不等。但高價(jià)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(jià)格漲勢(shì)難以持續(xù)。當(dāng)前主材各環(huán)節(jié)產(chǎn)能均達(dá)到600-800GW，未來(lái)數(shù)年主要環(huán)節(jié)供應(yīng)仍然過剩，行業(yè)利潤(rùn)整體承壓，部分落后產(chǎn)能或需要出清，行業(yè)靜待拐點(diǎn)到來(lái)。風(fēng)險(xiǎn)因素：極端天氣、突發(fā)事件擾動(dòng)、能源政策突變，地緣危機(jī)升級(jí)，全球經(jīng)濟(jì)超預(yù)期衰退，減排意愿降低 1一、原油：去庫(kù)格局延續(xù)短期或仍偏強(qiáng)，關(guān)注宏觀與需求變量 8（一）供應(yīng)：擾動(dòng)逐個(gè)落地，關(guān)注產(chǎn)量動(dòng)態(tài)調(diào)整 8（二）需求：四季度終端需求結(jié)構(gòu)性切換，關(guān)注實(shí)際增量 （三）展望：去庫(kù)格局延續(xù)短期或維持偏強(qiáng)，關(guān)注宏觀及需求負(fù)反饋 二、動(dòng)力煤：供應(yīng)彈性增強(qiáng)重鑄煤市，Q4煤價(jià)或震蕩偏強(qiáng) （一）供應(yīng)：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進(jìn)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(rùn)：煤炭行業(yè)投資高增速，但利潤(rùn)持續(xù)收縮 20（四）Q4供需展望：四季度煤價(jià)趨向高位震蕩 20三、天然氣：淡旺季交替，氣價(jià)短期偏空而中期重心上移 （一）歐洲：短期供應(yīng)端風(fēng)險(xiǎn)落地警惕回調(diào)風(fēng)險(xiǎn)，中期流動(dòng)性不足支撐氣價(jià)偏高運(yùn)行 21（二）美國(guó)：四季度基本面維穩(wěn)，謹(jǐn)慎看待旺季氣價(jià)上行空間 25（三）展望：短期存在回調(diào)風(fēng)險(xiǎn)，中期氣價(jià)中樞季節(jié)性上行 27 （一）電力供應(yīng)：電源建設(shè)加快推進(jìn)，水電缺席火風(fēng)光大發(fā) 28（二）電力需求：二產(chǎn)用電增速回升，顯示經(jīng)濟(jì)回暖 30（三）電力市場(chǎng)改革加快推進(jìn) 32（四）電價(jià)展望 32五、歐洲電價(jià)：歐洲電價(jià)三季度上行風(fēng)險(xiǎn)增加，關(guān)注天然氣補(bǔ)庫(kù)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(fù)較快，同時(shí)核電供給同比恢復(fù) 36（三）2023年四季度電價(jià)有上行風(fēng)險(xiǎn)，關(guān)注天然氣補(bǔ)庫(kù)及極端天氣可能性 37六、碳中和：碳中和目標(biāo)穩(wěn)中求進(jìn)，碳價(jià)或整體高位運(yùn)行 （一）歐洲碳價(jià)短期跟隨宏觀及碳排放量，長(zhǎng)期碳價(jià)仍將穩(wěn)步增長(zhǎng) 39（二）碳排放配額結(jié)轉(zhuǎn)方案落地，第二履約周期即將到來(lái) 40七、光伏：過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點(diǎn) （一）裝機(jī)：全球光伏裝機(jī)維持高增 42（二）產(chǎn)業(yè)鏈供需：三季度價(jià)格有所反彈，但供需過剩格局難改 43（三）行業(yè)利潤(rùn)：利潤(rùn)增速大幅放緩，上游利潤(rùn)向下游轉(zhuǎn)移 47（四）展望：行業(yè)過剩格局嚴(yán)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(yùn)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(yùn)出口量 9圖7：美國(guó)原油產(chǎn)量 圖8：美國(guó)上市油企資本開支與同比增幅 圖9：美國(guó)產(chǎn)量及鉆機(jī)數(shù)量 圖10：美國(guó)完井、新井與DUC釋放 圖11：歐洲16國(guó)煉廠開工率 圖12：美國(guó)煉廠開工率 圖13：中國(guó)主營(yíng)煉廠開工率 圖14：中國(guó)成品油出口配額 圖15：美國(guó)車用汽油需求 圖16：中國(guó)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(yù)測(cè) 圖19：美國(guó)中質(zhì)餾分油庫(kù)存 圖20：中國(guó)柴油庫(kù)存累計(jì)累庫(kù)幅度 圖21：美國(guó)中質(zhì)餾分油需求 圖22：美國(guó)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(yù)測(cè) 圖24：全國(guó)原煤產(chǎn)量 圖25：原煤日產(chǎn)量 圖26：中國(guó)進(jìn)口煤與褐煤數(shù)量 圖27：進(jìn)口煤當(dāng)月單價(jià) 圖28：全球煤炭海運(yùn)發(fā)運(yùn)量 圖29：全球煤炭發(fā)往中國(guó) 圖30：環(huán)渤海港口庫(kù)存 圖31：二十五省電廠庫(kù)存合計(jì) 圖32：動(dòng)力煤庫(kù)存與價(jià)格 圖33：全社會(huì)用電量 圖34：分行業(yè)用電量同比 圖35：全社會(huì)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(guó)動(dòng)力煤供需情況（單位：萬(wàn)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(guó)天然氣產(chǎn)量 22圖49：全球LNG發(fā)運(yùn)量 23圖50：歐洲主要國(guó)家LNG進(jìn)口 23圖51：日本電廠LNG庫(kù)存 23圖52：中日韓印LNG進(jìn)口量 23圖53：EU27月度消費(fèi)量 24圖54：西北歐樣本國(guó)家高頻消費(fèi) 24圖55：西北歐樣本國(guó)家高頻居民消費(fèi) 24圖56：西北歐樣本國(guó)家高頻非居民消費(fèi)（） 24圖57：歐洲GIE天然氣庫(kù)容率 25圖58：歐洲天然氣庫(kù)容率環(huán)比變化 25圖59：美國(guó)本土干天然氣產(chǎn)量預(yù)測(cè) 25圖60：美國(guó)天然氣產(chǎn)量與活躍鉆機(jī)數(shù)同比 25圖61：美國(guó)天然氣本土消費(fèi) 26圖62：美國(guó)天然氣商住部門消費(fèi) 26圖63：美國(guó)工業(yè)部門天然氣消費(fèi) 26圖64：美國(guó)電力部門天然氣消費(fèi) 26圖65：美國(guó)四季度氣溫展望 26圖66：美國(guó)LNG出口 26圖67：美國(guó)天然氣庫(kù)存 27圖68：美國(guó)天然氣庫(kù)存環(huán)比變化 27圖69：機(jī)構(gòu)預(yù)測(cè)2023年全球天然氣供需平衡表預(yù)測(cè) 27圖70：電源建設(shè)投資完成額 28圖71：分類型電源建設(shè)投資完成額 28圖72：電網(wǎng)建設(shè)投資完成額 28圖73：新增220千伏及以上線路長(zhǎng)度 28圖74：發(fā)電新增設(shè)備容量 29圖75：分類型發(fā)電新增設(shè)備容量累積同比 29圖76：全社會(huì)發(fā)電量 29圖77：分類型累計(jì)發(fā)電量占比 29圖78：發(fā)電設(shè)備利用小時(shí) 30圖79：發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)（累計(jì)值） 30圖80：全社會(huì)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(guó)跨省送電量 32圖87：跨省送電量累計(jì)同比 32圖88：歐元區(qū)及部分國(guó)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(fēng)電發(fā)電量 35圖97：歐洲高頻發(fā)電量 35圖98：德國(guó)氣電火電利潤(rùn)價(jià)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(guó)核電運(yùn)行比例與歐洲核電發(fā)電量回歸分析 37圖104：法國(guó)核電與歐洲核電 37圖105：法國(guó)日前基荷電價(jià) 38圖106：德國(guó)日前基荷電價(jià) 38圖107：英國(guó)日前基荷電價(jià) 38圖108：北歐四國(guó)日前基荷電價(jià) 38圖109：歐洲部分國(guó)家電價(jià)月度遠(yuǎn)期價(jià)格 38圖110：德國(guó)1M、1Q、1Y遠(yuǎn)期日前電價(jià) 38圖111：北歐地面氣溫預(yù)測(cè) 39圖112：南歐地面氣溫預(yù)測(cè) 39 40圖114：歐洲發(fā)電行業(yè)碳排放強(qiáng)度模擬 40圖115：歐洲碳排放權(quán)年度平衡表 40圖116：中國(guó)全國(guó)碳市場(chǎng)價(jià)格 41圖117：中國(guó)光伏發(fā)電設(shè)備容量月度及歷史變化 42圖118：美國(guó)光伏新增裝機(jī)量與同比 43圖119：2023年前8個(gè)月美國(guó)光伏新增裝機(jī)結(jié)構(gòu) 43圖120：中國(guó)光伏組件產(chǎn)量 43圖121：中國(guó)光伏組件凈出口量 44圖122：PVInfoLink單晶組件現(xiàn)貨均價(jià) 44圖123：中國(guó)電池片產(chǎn)量與排產(chǎn) 44圖124：9月電池片排產(chǎn)結(jié)構(gòu) 44圖125：N型與P型電池片價(jià)格 45圖126：各類型硅片價(jià)格 45圖127：中國(guó)光伏級(jí)硅片庫(kù)存 45圖128：中國(guó)硅片月度產(chǎn)量及排產(chǎn) 46圖129：中國(guó)硅片產(chǎn)能與開工率 46圖130：中國(guó)多晶硅產(chǎn)能與開工率 46圖131：各類型硅料平均價(jià) 46圖132：中國(guó)硅料產(chǎn)量與排產(chǎn) 47圖133：中國(guó)多晶硅總庫(kù)存 47圖134：光伏產(chǎn)業(yè)鏈整體毛利潤(rùn)增長(zhǎng)曲線 47圖135：光伏行業(yè)毛利潤(rùn)結(jié)構(gòu) 47一、原油：去庫(kù)格局延續(xù)短期或仍偏強(qiáng)，關(guān)注宏觀與需求變量三季度以來(lái)，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(qiáng)，全球石油庫(kù)存從7月起持續(xù)去化，基本面對(duì)油價(jià)形成有力支撐。宏觀方面，隨著海外通脹回落及勞動(dòng)力市場(chǎng)超預(yù)期寬松，海外“軟著陸”交易逐步升溫，疊加國(guó)內(nèi)多項(xiàng)政策出臺(tái)，宏觀預(yù)期回暖打開油價(jià)上行空間，布倫特從75美元/桶上行至接近95美元/桶。（一）供應(yīng)：擾動(dòng)逐個(gè)落地，關(guān)注產(chǎn)量動(dòng)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(lái)減產(chǎn)中俄羅斯原油出口足額下降。8月俄羅斯原油海運(yùn)出口較3-5月水平下降60-80萬(wàn)桶/日，成品油出口基本持平，出口減量目標(biāo)足額兌現(xiàn)，主要減量在于對(duì)印度原油出口。三季度季風(fēng)季結(jié)束后，印度采購(gòu)需求料將回升，不確定性在于歐美是否擴(kuò)大二級(jí)制裁規(guī)模。出口量后期變數(shù)猶存。為保障國(guó)內(nèi)燃料供應(yīng)，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(wàn)桶/日、汽油10-15萬(wàn)桶/日，出口禁令將帶來(lái)100萬(wàn)桶/日左右的成品油供應(yīng)減量，毫無(wú)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(wú)法對(duì)沖，則四季度供需缺口有進(jìn)一步擴(kuò)大的可能性。2）OPEC+：沙特延續(xù)減產(chǎn)，供應(yīng)調(diào)控短期達(dá)到極限沙特將100萬(wàn)桶/日減產(chǎn)延續(xù)至年末，OPEC+整體供應(yīng)或暫時(shí)持穩(wěn)：7月起沙特正式開始自愿減產(chǎn)100萬(wàn)桶/日，執(zhí)行情況良好，當(dāng)月已完成減產(chǎn)目標(biāo)。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(dòng)態(tài)調(diào)整的權(quán)力。除沙特、俄羅斯以外的OPEC+國(guó)家均無(wú)進(jìn)一步減產(chǎn)意愿，預(yù)計(jì)不含豁免國(guó)的OPEC+整體供應(yīng)四季度維持3600萬(wàn)桶/日左右水平。3）伊朗：供應(yīng)或加速回歸伊朗產(chǎn)量或回升至340萬(wàn)桶/日以上。一季度末以來(lái)，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(wàn)桶/日左右，而美國(guó)對(duì)伊朗供應(yīng)回歸采取默許態(tài)度。沙特宣布延續(xù)減產(chǎn)后，美國(guó)加快與伊朗談判進(jìn)度，并于近期達(dá)成部分政治協(xié)議。伊朗政府計(jì)劃于9月將石油產(chǎn)量提升至340萬(wàn)桶/日以上，而被制裁前伊朗原油產(chǎn)量超過380萬(wàn)桶/日，預(yù)計(jì)伊朗產(chǎn)量仍有40-60萬(wàn)桶/日上升空間，伊朗供應(yīng)回歸將部分對(duì)沖沙特減量。4）美國(guó)：油井與鉆機(jī)持續(xù)下滑，年內(nèi)增產(chǎn)動(dòng)能不足美國(guó)原油增產(chǎn)幅度超出預(yù)期。據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2023年1-8月美國(guó)原油產(chǎn)量為1270萬(wàn)桶/日，同比上升103萬(wàn)桶/日。俄烏沖突推動(dòng)油價(jià)漲至高位，而美國(guó)頁(yè)巖油以短周期項(xiàng)目為主，把握價(jià)格紅利的能力更強(qiáng)，故其增產(chǎn)意愿相對(duì)更強(qiáng)。而隨著海外針對(duì)疫情管控放開，2022年下半年美國(guó)油氣行業(yè)用工人數(shù)已接近恢復(fù)至疫情前水平。多重因素推動(dòng)今年上半年美國(guó)原油增產(chǎn)速度略超預(yù)期。油井與鉆機(jī)已持續(xù)下滑半年，年內(nèi)頁(yè)巖油增產(chǎn)乏力。美國(guó)本土新井、完井?dāng)?shù)與活躍鉆機(jī)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(guó)原油開采生產(chǎn)活動(dòng)邊際走弱。得益于單井產(chǎn)量的提升及活躍壓裂隊(duì)未有明顯減量，美國(guó)原油產(chǎn)量年內(nèi)得以維持高位，但環(huán)比進(jìn)一步增產(chǎn)動(dòng)能偏弱。（二）需求：四季度終端需求結(jié)構(gòu)性切換，關(guān)注實(shí)際增量1）煉廠：全球煉廠利潤(rùn)高企，投料需求有保障利潤(rùn)高企疊加檢修前置，冬季檢修量低于預(yù)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(guó)煉廠平均開工率較去年同期下降1%，而歐洲16國(guó)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(dāng)前煉油綜合利潤(rùn)仍位于高位震蕩，煉廠開工意愿偏強(qiáng)，海外煉廠秋季檢修量有低于預(yù)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(zhuǎn)，中國(guó)煉廠開工有望維持高位。隨著我國(guó)油品需求恢復(fù)，年初至今主營(yíng)煉廠煉油綜合利潤(rùn)維持500-1000元/噸高位震蕩走勢(shì)，利潤(rùn)對(duì)開工的驅(qū)動(dòng)仍然有效?！敖鹁陪y十”來(lái)臨之際，主營(yíng)與地?zé)掗_工率均環(huán)比上行，疊加新一批1200萬(wàn)噸成品油出口配額的推動(dòng)，預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)煉廠投料需求亦能維持強(qiáng)勢(shì)。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(jié)束，但衰退的影響偏弱。2023年6-8月，美國(guó)汽油消費(fèi)量為908萬(wàn)桶/日，同比小幅上升8萬(wàn)桶/日，其余北半球國(guó)家夏季出行需求均偏強(qiáng)，全球汽油庫(kù)存維持正常去庫(kù)速率。而放開疫情管控后，我國(guó)汽油需求恢復(fù)進(jìn)展好于預(yù)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(zhuǎn)入出行淡季，而我國(guó)出行活動(dòng)季節(jié)性并不顯著，汽油需求難以繼續(xù)拉動(dòng)油品需求增長(zhǎng)。航煤需求同樣呈季節(jié)性下滑趨勢(shì)。2023年國(guó)內(nèi)放開出行限制，國(guó)內(nèi)航空出行迅速恢復(fù)，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(fèi)同樣具備明顯季節(jié)性特征，夏季旺季結(jié)束后，預(yù)計(jì)全球航煤需求將回落至640-650萬(wàn)桶/日，而我國(guó)國(guó)際航班恢復(fù)進(jìn)展仍然緩慢，難以提供結(jié)構(gòu)性增量。整體來(lái)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(shí)強(qiáng)預(yù)期，柴油市場(chǎng)矛盾仍然嚴(yán)重現(xiàn)實(shí)供需矛盾偏弱，歐美柴油庫(kù)存持續(xù)累庫(kù)。柴油需求與工業(yè)、制造業(yè)的相關(guān)性較強(qiáng)，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(kù)存累計(jì)去庫(kù)幅度位于近年來(lái)僅次于2020年的第二低值。國(guó)內(nèi)疫情管控放開對(duì)交通用油需求的提振最為明顯，但由于經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇力度相對(duì)偏弱，工業(yè)用油需求恢復(fù)力度不及預(yù)期，國(guó)內(nèi)柴油庫(kù)存持續(xù)緩慢累庫(kù)，柴油現(xiàn)實(shí)需求偏弱。柴油需求季節(jié)性上升，但需求增幅或低于預(yù)期。從季節(jié)性的角度來(lái)看，秋季為北半球國(guó)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(qiáng)。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(guó)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(guó)內(nèi)制造業(yè)復(fù)蘇仍然受到地產(chǎn)等部門的拖累，關(guān)注柴油需求增量弱于預(yù)期的可能性。（三）展望：去庫(kù)格局延續(xù)短期或維持偏強(qiáng)，關(guān)注宏觀及需求負(fù)反饋1）供應(yīng)擾動(dòng)仍較為明顯。短期來(lái)看，OPEC+減產(chǎn)調(diào)控基本達(dá)到極限，美國(guó)頁(yè)巖油增產(chǎn)乏力而伊朗產(chǎn)量回歸可部分對(duì)沖沙特減量，但俄羅斯出口博弈仍在，四季度全球石油供應(yīng)仍存在一定不確定性。（2）需求結(jié)構(gòu)性切換，關(guān)注實(shí)際增速。出行旺季結(jié)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(zhuǎn)，但實(shí)際增幅有待觀察。（3）宏觀負(fù)反饋或逐步加深。海外“軟著陸”及國(guó)內(nèi)復(fù)蘇預(yù)期是三季度原油價(jià)格上行的主要拉動(dòng)項(xiàng)，但能源價(jià)格回升將帶動(dòng)通脹數(shù)據(jù)反彈，油價(jià)突破90美元后宏觀負(fù)反饋將逐步加深，宏觀情緒持續(xù)修復(fù)空間或有限。整體來(lái)看，四季度去庫(kù)格局延續(xù)，油價(jià)短期仍將維持高位震蕩走勢(shì)。但供需缺口或較三季度縮小，若宏觀及需求負(fù)反饋加深，四季度油價(jià)或有一定回落空間。百萬(wàn)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(fèi)量100.14101.23102.07102.13當(dāng)中OECD45.3145.5546.1846.16當(dāng)中非OECD54.7855.6855.8955.96供需差1.500.18-0.94-0.67二、動(dòng)力煤：供應(yīng)彈性增強(qiáng)重鑄煤市，Q4煤價(jià)或震蕩偏強(qiáng)煤價(jià)在2023年Q2筑底，伴隨著供應(yīng)端調(diào)節(jié)彈性增強(qiáng)與需求回暖，疊加結(jié)構(gòu)性問題發(fā)酵，Q3煤價(jià)出現(xiàn)超預(yù)期回升，再度回至千元之上。新格局之下，流通環(huán)節(jié)補(bǔ)庫(kù)時(shí)間窗口有限，Q4煤價(jià)或高位震蕩。關(guān)注年底煤電長(zhǎng)協(xié)簽約情況及其對(duì)明年市場(chǎng)格局的影響。（一）供應(yīng)：全年產(chǎn)量45.5-6億噸，進(jìn)口煤4億噸以上1）國(guó)產(chǎn)供應(yīng)調(diào)節(jié)彈性增強(qiáng)，進(jìn)口量維持高位原煤日產(chǎn)1263萬(wàn)噸，供應(yīng)調(diào)節(jié)彈性增強(qiáng)，三季度產(chǎn)量下滑。2023年1-8月，國(guó)內(nèi)生產(chǎn)原煤30.51億噸，日均產(chǎn)量1263萬(wàn)噸，累積同比增長(zhǎng)3.35%，增速逐月下降。受煤價(jià)大幅回落、安檢形勢(shì)加嚴(yán)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(yīng)端調(diào)節(jié)彈性增強(qiáng)，也體現(xiàn)了價(jià)格持續(xù)回落的負(fù)反饋影響。沿海電廠維持高進(jìn)口量，1-8月進(jìn)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(jià)格造成的低基數(shù)效應(yīng)，疊加進(jìn)口煤零關(guān)稅政策延續(xù)及價(jià)差優(yōu)勢(shì)，今年用煤終端使用進(jìn)口煤熱情較高，1-8月進(jìn)口煤及褐煤3.06億噸，同比大幅增長(zhǎng)82%，8月進(jìn)口煤4433萬(wàn)噸創(chuàng)單月新高，1-8月進(jìn)口煤?jiǎn)蝺r(jià)金額同比下降25.54%。分國(guó)別來(lái)看，1-8月我國(guó)進(jìn)口自印尼、俄羅斯、蒙古、澳大利亞的煤炭分別同比增長(zhǎng)56%、73%、193%、965%。2）庫(kù)存高位回落，結(jié)構(gòu)性問題凸顯全社會(huì)庫(kù)存高位回落，結(jié)構(gòu)性問題凸顯。5、6月的全產(chǎn)業(yè)鏈高庫(kù)存與煤價(jià)崩塌式下跌，與發(fā)運(yùn)倒掛持續(xù)存在，使國(guó)內(nèi)礦方的生產(chǎn)積極性、貿(mào)易戶的發(fā)運(yùn)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(yùn)量都有明顯下滑。同時(shí)迎峰度夏旺季需求提升，也加速了全產(chǎn)業(yè)鏈庫(kù)存自歷史性高位回落。這一過程中，長(zhǎng)協(xié)的保供依然進(jìn)行，導(dǎo)致市場(chǎng)格局出現(xiàn)分紅，結(jié)構(gòu)性問題凸顯：一是電廠在大量長(zhǎng)協(xié)和進(jìn)口的保障下，旺季幾乎未有去庫(kù)，去庫(kù)更多出現(xiàn)在流通環(huán)節(jié)，例如環(huán)渤海港口庫(kù)存自高位減少1000余萬(wàn)噸，二港庫(kù)存也降至年內(nèi)新低水平；二是盡管環(huán)渤海港口庫(kù)存仍居歷史絕對(duì)高位水平，但長(zhǎng)協(xié)擠壓現(xiàn)貨，可流通貨盤緊俏，之前的悲觀預(yù)期導(dǎo)致貿(mào)易商未做充足備貨，因此現(xiàn)貨價(jià)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(jìn)一步發(fā)酵，現(xiàn)貨價(jià)格快速拉漲。港口補(bǔ)庫(kù)的時(shí)間有限，進(jìn)入冬季時(shí)現(xiàn)貨資源或偏少，導(dǎo)致現(xiàn)貨煤價(jià)易漲難跌。淡季安檢收緊、煤化工高利潤(rùn)高開工、10月大秦線秋檢，導(dǎo)致港口庫(kù)存快速回升存在一定難度，則進(jìn)入冬季電煤旺季，一旦有電力采購(gòu)現(xiàn)貨需求釋放，則容易引發(fā)煤價(jià)反彈。3）預(yù)計(jì)2023年原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，進(jìn)口量4億噸以上2023年原煤產(chǎn)量或?qū)⑦_(dá)到45.56億噸，進(jìn)口量在4億噸以上。秋季安監(jiān)形勢(shì)持續(xù)導(dǎo)致減倉(cāng)，超產(chǎn)退出也可能影響Q4煤礦生產(chǎn)，預(yù)計(jì)原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，同比增幅在2%以內(nèi)，不排除為負(fù)?？紤]到1-8月高進(jìn)口量與電廠招標(biāo)情況，預(yù)計(jì)全年進(jìn)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(lái)工業(yè)用電增速回升。1-8月，全社會(huì)用電量累計(jì)60826億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)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(zhuǎn)正，二產(chǎn)用電同比增速擴(kuò)大，顯示出經(jīng)濟(jì)回暖。迎峰度夏整體平穩(wěn)，夏季高溫不及預(yù)期，8月居民用電呈現(xiàn)同比下降。8月水電好轉(zhuǎn)，火電同比轉(zhuǎn)負(fù)。2023年1-8月，全國(guó)發(fā)電量58662.56億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)3.57%，火電、水電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)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(chǎng)結(jié)構(gòu)性問題凸顯，非電需求支撐煤價(jià)淡季向上夏季結(jié)束電煤需求季節(jié)性下滑，非電需求接棒。8月以來(lái)，溫度同比偏低導(dǎo)致電煤消費(fèi)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(xiàng)開工指標(biāo)邊際回升。以煤化工行業(yè)為例，甲醇、尿素等品種高利潤(rùn)和對(duì)煤價(jià)高接受度的特點(diǎn)，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(jìn)入9月旺季，部分裝置錯(cuò)峰結(jié)束，開工率底部回升。（三）行業(yè)利潤(rùn)：煤炭行業(yè)投資高增速，但利潤(rùn)持續(xù)收縮今年煤炭行業(yè)投資維持較高增速，但利潤(rùn)持續(xù)收縮。煤炭行業(yè)固定資產(chǎn)投資增速維持正增長(zhǎng)，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(jì)同比+10.9%，投資高增主要體現(xiàn)在智能化改造等技術(shù)投入方面。煤價(jià)自高位回落，行業(yè)利潤(rùn)收縮較為明顯，1-7月煤炭開采和洗選行業(yè)利潤(rùn)同比-26.2%，導(dǎo)致生產(chǎn)彈性增強(qiáng)。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(jià)趨向高位震蕩全年總量供需寬松，煤價(jià)中樞下移，但下半年更多關(guān)注供應(yīng)擾動(dòng)及結(jié)構(gòu)性問題，Q4煤價(jià)趨向高位震蕩。預(yù)計(jì)今年國(guó)內(nèi)原煤產(chǎn)量45.5-46億噸，進(jìn)口量提高至4億噸以上，考慮到全社會(huì)庫(kù)存仍處高位，今年的煤炭供需仍然偏寬松，結(jié)構(gòu)性或有緊張。當(dāng)前供應(yīng)擾動(dòng)仍未結(jié)束，中游環(huán)節(jié)補(bǔ)庫(kù)時(shí)間有限，煤價(jià)下跌空間收窄，但繼續(xù)向上可能導(dǎo)致電廠及化工虧損，預(yù)計(jì)上方空間同樣有限，Q4煤價(jià)高位震蕩為主。全球能源價(jià)格基本在Q2筑底，Q4海外煤價(jià)或震蕩偏強(qiáng)。歐洲煤炭庫(kù)存相對(duì)合理，預(yù)計(jì)煤價(jià)隨歐洲天然氣震蕩波動(dòng)；亞太煤價(jià)震蕩偏強(qiáng)為主，主要跟隨中國(guó)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)走勢(shì)，同時(shí)東南亞旺盛需求抬升價(jià)格底部。比比4663-3195-3780-1715-2035-5163三、天然氣：淡旺季交替，氣價(jià)短期偏空而中期重心上移三季度全球氣價(jià)重心在供應(yīng)端風(fēng)險(xiǎn)擾動(dòng)疊加炎熱天氣引發(fā)的超預(yù)期用電需求支撐下震蕩偏強(qiáng)。臨近夏末，用電需求回落，而供應(yīng)端擾動(dòng)同時(shí)落地，歐美高庫(kù)存壓制下，全球氣價(jià)下方支撐力度減弱。（一）歐洲：短期供應(yīng)端風(fēng)險(xiǎn)落地警惕回調(diào)風(fēng)險(xiǎn)，中期流動(dòng)性不足支撐氣價(jià)偏高運(yùn)行1）短期供給端偏寬松，中期結(jié)構(gòu)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(guó)天然氣產(chǎn)量合計(jì)236億立方米，累計(jì)同比下降16%；挪威同期產(chǎn)量681億立方米，累計(jì)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(jì)劃于今年10月關(guān)閉，參考2022-23天然氣年生產(chǎn)配額計(jì)劃，2023-23天然氣年減量在28億立方米。短期高庫(kù)存壓制歐洲LNG進(jìn)口意愿，主要進(jìn)口商退出現(xiàn)貨市場(chǎng)導(dǎo)致浮倉(cāng)庫(kù)存高企，亞洲罷工風(fēng)險(xiǎn)基本落地。近四周歐洲主要國(guó)家LNG進(jìn)口量?jī)H為3億立方米/日，環(huán)比下降10%，同比下降12%，接近滿庫(kù)的天然氣儲(chǔ)備持續(xù)抑制歐洲進(jìn)口LNG，進(jìn)而導(dǎo)致浮倉(cāng)庫(kù)存創(chuàng)同期新高，截至9月19日LNG浮倉(cāng)庫(kù)存為38億立方米，較近五年均值高44%。澳大利亞輪流罷工進(jìn)行中，然雪佛龍通過非工會(huì)成員員工維持相關(guān)裝置正常運(yùn)行。短期消費(fèi)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(lái)自以下環(huán)節(jié)：美國(guó)自由港提升0.47億立方米/日；俄羅斯北極二號(hào)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(tái)小項(xiàng)目預(yù)計(jì)共可提供0.34億立方米/日，但上線時(shí)間存在較強(qiáng)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(yīng)減少，出口量存下行預(yù)期。綜合測(cè)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(jià)重心回落，亞洲分流效應(yīng)同比偏強(qiáng)。2023年中國(guó)長(zhǎng)協(xié)凈增長(zhǎng)約為0.2億立方米/日，考慮現(xiàn)貨進(jìn)口增量，中國(guó)LNG進(jìn)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(fù)，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(guó)天然氣合計(jì)消費(fèi)1977億立方米，累計(jì)同比下降10.88%，降幅較年初明顯收窄，其中主要修復(fù)動(dòng)力來(lái)自工業(yè)端，居民端消費(fèi)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(dòng)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(shí)施中，效率同樣獲得小幅提升，截至9月上旬，樣本國(guó)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(fù)，四季度或穩(wěn)中向好。二季度以來(lái)，氣價(jià)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(guó)家工業(yè)用氣同比下降8.5%，降幅明顯收窄，近四周消費(fèi)同比偏高。往后看，歐洲經(jīng)濟(jì)尚未陷入衰退，但增長(zhǎng)勢(shì)頭同樣微弱，其中工業(yè)增長(zhǎng)或好于服務(wù)業(yè)以及建筑業(yè)，綜合來(lái)看，天然氣在工業(yè)部門消費(fèi)或穩(wěn)中向好。天氣及發(fā)電端為天然氣消費(fèi)主要擾動(dòng)因素?；仡?018年以來(lái)的五個(gè)取暖季，最冷及最暖窗口期內(nèi)消費(fèi)量相差逾300億立方米，四季度進(jìn)入冬季取暖旺季，氣溫將成為主導(dǎo)天然氣需求的最重要因素。截至9月發(fā)電用氣累計(jì)同比下降18.41%，在三部門中減量最甚。高頻來(lái)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(fēng)力發(fā)電擾動(dòng)加大或環(huán)比增強(qiáng)天然氣發(fā)電消費(fèi)，然風(fēng)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(fèi)。圖55：西北歐樣本國(guó)家高頻居民消費(fèi)()圖54：西北歐樣本國(guó)家高頻消費(fèi)()圖56：西北歐樣本國(guó)家高頻非居民消費(fèi)()3）高庫(kù)存持續(xù)提供歐洲氣價(jià)上方壓制2023/24年取暖季前歐洲補(bǔ)庫(kù)目標(biāo)達(dá)成無(wú)憂，重點(diǎn)關(guān)注冬季天氣情況。截至9月19日歐洲庫(kù)容率為94.34%，最新四周平均均周累庫(kù)速度超0.685%/周。即9月底歐洲即可達(dá)成滿庫(kù)目標(biāo)，而取暖季前歐洲庫(kù)容率預(yù)計(jì)可達(dá)97-98%。自庫(kù)存角度推演，假設(shè)歐洲以97%庫(kù)容率進(jìn)入取暖季：在暖冬情境下，西北歐旺季LNG進(jìn)口量需恢復(fù)至3.5億立方米/日，即可過冬無(wú)憂；在冷冬情境下，西北歐旺季LNG進(jìn)口量需恢復(fù)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(guó)：四季度基本面維穩(wěn)，謹(jǐn)慎看待旺季氣價(jià)上行空間年內(nèi)美國(guó)本土產(chǎn)量高位運(yùn)行。1-8月，美國(guó)干氣產(chǎn)量約為29.02億立方米/日，同比增長(zhǎng)5.68%。出口產(chǎn)能持續(xù)增長(zhǎng)，外部利潤(rùn)支撐本土產(chǎn)量同比偏高且年內(nèi)維持高位運(yùn)行。前期鉆機(jī)數(shù)持續(xù)下行抑制增產(chǎn)動(dòng)能，四季度產(chǎn)量維穩(wěn)。截至9月中旬，美國(guó)天然氣活躍鉆機(jī)數(shù)為121個(gè)，雖然7月以來(lái)首次反彈，但較去年同期低41個(gè)，抑制天然氣增長(zhǎng)潛力。四季度美國(guó)干氣產(chǎn)量為29.2億立方米/日，同比增長(zhǎng)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(guó)天然氣消費(fèi)環(huán)比季節(jié)性上行，同比增長(zhǎng)0.76%：其中同比增量來(lái)自電力部門，持續(xù)的煤電機(jī)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(yù)測(cè)，四季度美國(guó)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(qiáng)，四季度美國(guó)天然氣基本面維穩(wěn)。2023Q4美國(guó)LNG出口量約為3.4億立方米/日，環(huán)比增長(zhǎng)6.25%，同比增長(zhǎng)15%。出口增量來(lái)自新投產(chǎn)產(chǎn)能以及停產(chǎn)產(chǎn)能恢復(fù)。產(chǎn)量端同比增量基本持平本土消費(fèi)及LNG出口增量。累庫(kù)速度有所滑落，但較高絕對(duì)值在冬季對(duì)美氣價(jià)上行空間形成壓制。截至9月8日當(dāng)周，美國(guó)天然氣庫(kù)存為908億立方米，庫(kù)容率超75%，較近五年平均水平高8%，三季度累庫(kù)速度偏低導(dǎo)致美天然氣庫(kù)存持續(xù)偏離近五年最高水平。假設(shè)美國(guó)在11月前維持與近五年相持平的累庫(kù)速度，則取暖季前補(bǔ)庫(kù)至超90%水平。健康庫(kù)存壓制疊加需求端難有重大利好，美氣價(jià)旺季上行空間有限。（三）展望：短期存在回調(diào)風(fēng)險(xiǎn)，中期氣價(jià)中樞季節(jié)性上行挪威檢修臨近尾聲，美國(guó)LNG出口逐步恢復(fù)，澳大利亞勞工爭(zhēng)端趨于結(jié)束，供給量修復(fù)；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(dòng)；短期供強(qiáng)需弱，基本面表現(xiàn)弱勢(shì)。LNG增量有限，北半球取暖旺季來(lái)臨，需求強(qiáng)勁而流動(dòng)性不足，全球天然氣基本面趨緊，中期氣價(jià)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(jìn)口量，LNG增量市場(chǎng)緊平衡，資源競(jìng)爭(zhēng)抬升氣價(jià)中樞，警惕極端天氣、意外事故引發(fā)短時(shí)性資源結(jié)構(gòu)性矛盾，刺激氣價(jià)沖高風(fēng)險(xiǎn)。高庫(kù)存壓制持續(xù)，旺季上行空間不易看過高，四季度走勢(shì)下有底而上有頂。歐美亞庫(kù)存走勢(shì)分化，歐洲＞美國(guó)＞亞洲，歐美以歷史第二高位置進(jìn)入取暖季，過冬無(wú)憂；亞洲庫(kù)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(bǔ)該缺口，總量可控，氣價(jià)不宜追高。262666820226727122140769056104985881099401894-2395210-27258四、國(guó)內(nèi)電力：電改加速推進(jìn)，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(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)加速利好，電力板塊盈利明顯改善。三季度以來(lái)，二產(chǎn)用電增速回升，顯示制造業(yè)經(jīng)濟(jì)活性逐步改善。（一）電力供應(yīng)：電源建設(shè)加快推進(jìn)，水電缺席火風(fēng)光大發(fā)1）源網(wǎng)建設(shè)投資：傳統(tǒng)能源發(fā)電與新能源并進(jìn)，投資加快落地電源建設(shè)投資加快落地，新能源大力發(fā)展的同時(shí)，傳統(tǒng)能源發(fā)電投資也在推進(jìn)。1-8月，電源基本建設(shè)投資完成額達(dá)到4703億元，同比增46.6%，其中火電、水電、核電、風(fēng)電投資分別為546、516、522、1149億元，分別同比增長(zhǎng)13.8%、8.9%、56.9%、38.7%。電網(wǎng)建設(shè)維持高增速。1-8月，電網(wǎng)基本建設(shè)投資完成額達(dá)到2705億元，同比增1.4%；新增220千伏及以上線路總長(zhǎng)度達(dá)20177千米，累計(jì)同比增長(zhǎng)8.47%。2）裝機(jī)量：風(fēng)光、火電裝機(jī)新增較快電源建設(shè)加快，發(fā)電裝機(jī)保持高速增長(zhǎng)。2023年上半年，我國(guó)可再生能源裝機(jī)突破13億千瓦，歷史性超過煤電，約占我國(guó)總裝機(jī)的48.8%，已成為新增裝機(jī)和電量的主體。截至8月底，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量27.6億千瓦，同比增長(zhǎng)11.9%。其中火電、水電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)同比增長(zhǎng)4%、3.9%、2.2%、14.8%、44.4%。新增裝機(jī)以光伏、火電、風(fēng)電為主。1-8月份，全國(guó)基建新增發(fā)電生產(chǎn)能力19855萬(wàn)千瓦，比上年同期多投產(chǎn)10223萬(wàn)千瓦。其中，水電721萬(wàn)千瓦（同比-585萬(wàn)千瓦）、火電3429萬(wàn)千瓦（同比+1446萬(wàn)千瓦）、核電119萬(wàn)千瓦（同比-109萬(wàn)千瓦）、風(fēng)電2892萬(wàn)千瓦（同比+1278萬(wàn)千瓦）、太陽(yáng)能發(fā)電11316萬(wàn)千瓦（同比+6869萬(wàn)千瓦）。3）發(fā)電端：水電增速回正，火電承壓走低5月以來(lái)發(fā)電量增速放緩，水電受來(lái)水偏差拖累，火電同比增速較高。2023年1-8月，全國(guó)發(fā)電量58662億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)3.57%，火電、水電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)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(dǎo)致水電延續(xù)去年下半年以來(lái)的低發(fā)狀態(tài)，火電因而同比走高，新能源如風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電增速維持高位。6月開始，云南區(qū)域來(lái)水加強(qiáng)，部分流域來(lái)水同比偏好，8月水電增速同比轉(zhuǎn)正，火電當(dāng)月增速由正轉(zhuǎn)負(fù)。全國(guó)發(fā)電利用小時(shí)數(shù)下降，火電、核電、風(fēng)電利用小時(shí)增加，水電大幅下滑。1-8月份，全國(guó)發(fā)電設(shè)備累計(jì)利用小時(shí)2423小時(shí)，比上年同期降76小時(shí)。分類型看，火電、水電、核電、并網(wǎng)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為2999、1984、5116、1538、907小時(shí)，同比+67、-469、+121、+73、-39小時(shí)。（二）電力需求：二產(chǎn)用電增速回升，顯示經(jīng)濟(jì)回暖1）用電量：7月開始經(jīng)濟(jì)回暖，夏季高溫不及預(yù)期致居民用電同比回落低基數(shù)效應(yīng)下，1-8月全國(guó)用電量同比增5%。1-8月，全社會(huì)用電量累計(jì)60826億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)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(zhuǎn)正，二產(chǎn)用電同比增速擴(kuò)大，顯示出經(jīng)濟(jì)回暖。迎峰度夏整體平穩(wěn)，夏季高溫不及預(yù)期，8月居民用電呈現(xiàn)同比下降。2）輸配電量：區(qū)域互濟(jì)加深，體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢(shì)區(qū)域互濟(jì)趨勢(shì)進(jìn)一步深化。1-6月份，全國(guó)各省送出電量合計(jì)6619億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)8.4%。其中，內(nèi)蒙古送出電量1139億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)15.3%；山西送出電量629億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)21.2%；四川送出電量524億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)13.2%；新疆送出電量497億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)6.8%；云南送出電量426億千瓦時(shí)，同比下降18.3%；陜西送出電量414億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)9.7%；安徽送出電量360億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)5.0%。迎峰度夏期間，電網(wǎng)調(diào)度余缺互濟(jì)體現(xiàn)大電網(wǎng)優(yōu)勢(shì)。今年夏天，“東北電”跨越2000多公里首次進(jìn)入四川，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程助力福建廣東電力互補(bǔ)，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(lái)看，1-7月，全國(guó)各電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量31913.1億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)7.9%，占全社會(huì)用電量比重為61.4%，同比提高1.4個(gè)百分點(diǎn)。其中，全國(guó)電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期電力直接交易電量合計(jì)為25314.1億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)6.4%。（三）電力市場(chǎng)改革加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則（試行）出臺(tái)，現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)提速?；疽?guī)則主要規(guī)范電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)與運(yùn)營(yíng)，包括日前、日內(nèi)和實(shí)時(shí)電能量交易，以及現(xiàn)貨與中長(zhǎng)期、輔助服務(wù)、電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電等方面的統(tǒng)籌銜接。該文件是首部國(guó)家層面指導(dǎo)現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)計(jì)及運(yùn)行的規(guī)則，將會(huì)大大加快電力市場(chǎng)化進(jìn)程，有助于深化電力體制改革。綠證全覆蓋加快落地，促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)。7月25日，三部委聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》，將綠證核發(fā)范圍擴(kuò)展到所有已建檔立卡的可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，實(shí)現(xiàn)綠證核發(fā)全覆蓋。今年前7個(gè)月，我國(guó)核發(fā)綠證數(shù)量約達(dá)5304萬(wàn)個(gè)，約為2022年全年的2.6倍，截至7月底，全國(guó)共累計(jì)核發(fā)綠證超過1.2億個(gè)。今年前7個(gè)月，國(guó)內(nèi)綠證交易量約為2617萬(wàn)個(gè)，遠(yuǎn)超2022年全年綠證交易量。（四）電價(jià)展望上半年電價(jià)跟隨成本下行，預(yù)計(jì)Q4電價(jià)下行空間有限，冬季電價(jià)或季節(jié)性走高。上半年燃料成本下行，國(guó)內(nèi)電價(jià)明顯回落，火電企業(yè)盈利改善。自去年9月以來(lái)，電力行業(yè)利潤(rùn)同比逐漸改善，去年電力、熱力生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)規(guī)上企業(yè)的利潤(rùn)總額3154億元，同比增長(zhǎng)86.3%，但仍不及2016-2020年水平。今年1-7月份，利潤(rùn)總額累計(jì)達(dá)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(jià)高位震蕩，電價(jià)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(jià)：歐洲電價(jià)三季度上行風(fēng)險(xiǎn)增加，關(guān)注天然氣補(bǔ)庫(kù)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(guó)及德國(guó)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(guó)及德國(guó)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(jì)中觀察。從月頻數(shù)據(jù)來(lái)看，2023年1-4月EU27總發(fā)電量，累計(jì)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(wàn)GWh；累計(jì)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(guó)在2023年初宣布關(guān)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(jià)格快速下行，煤炭經(jīng)濟(jì)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(qǐng)參閱后文歐洲周度高頻發(fā)電數(shù)據(jù)）。歐洲新能源裝機(jī)持續(xù)提升，風(fēng)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(wàn)GWh，同比增加10.44%；風(fēng)電發(fā)電量17.87萬(wàn)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(lái)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(yù)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(diǎn)火利潤(rùn)價(jià)差三季度持續(xù)為負(fù)火電及氣電利潤(rùn)在市場(chǎng)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(rùn)大幅回落?；痣?氣電利潤(rùn)價(jià)差在2022年9月達(dá)到350歐元/MWh，市場(chǎng)利潤(rùn)促使歐洲大量采用煤炭發(fā)電。隨著能源危機(jī)退潮，在2023年3月之后，火電-氣電利潤(rùn)持續(xù)維持在0以下，即火電發(fā)電利潤(rùn)開始低于氣電發(fā)電利潤(rùn)，煤炭替代效應(yīng)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(yán)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(fù)較快，同時(shí)核電供給同比恢復(fù)歐洲2023年三季度水電恢復(fù)較強(qiáng)，同時(shí)核電出力比例上行。從高頻周度發(fā)電量數(shù)據(jù)來(lái)看，歐洲2023年三季度水力發(fā)電8.1萬(wàn)GWh，同比2022年增長(zhǎng)14.9%，同比2021為-8.5%。第三季度核電發(fā)電10.3萬(wàn)GWh，同比2022年下增長(zhǎng)6.8%，同比2021年為-17.6%。法國(guó)核電運(yùn)行比例與歐洲核電發(fā)電量的回歸分析證明法國(guó)核電與歐洲核能出力情況呈高度相關(guān)，R2高達(dá)0.9。因此通過法國(guó)核電的預(yù)期檢修計(jì)劃可推算出法國(guó)核電運(yùn)行比例及歐洲核電發(fā)電情況。如上次季報(bào)中的預(yù)期一致，歐洲法國(guó)核電3季度出力會(huì)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(jì)，2023年季度法國(guó)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(jìn)入9月，核電出力比例進(jìn)入上行通道，預(yù)期2023年3-4季度核電將繼續(xù)環(huán)比增強(qiáng)。（三）2023年四季度電價(jià)有上行風(fēng)險(xiǎn)，關(guān)注天然氣補(bǔ)庫(kù)及極端天氣可能性2023年三季度歐洲電價(jià)重心低于2022年，同時(shí)高于二季度。截至2023年9月15日，北歐、德國(guó)、法國(guó)、英國(guó)的3季度日前平均電價(jià)分別為33、92、88、93歐元/MWh，顯著低于2022年同期。區(qū)間累計(jì)同比2022年分別下降了82%、77%、81%及75%。歐洲遠(yuǎn)期電價(jià)在2023年呈Contango結(jié)構(gòu)。從2023年遠(yuǎn)期價(jià)格來(lái)看，歐洲9月后的電價(jià)預(yù)期均上漲，其中法國(guó)面臨較為嚴(yán)重的電力短缺預(yù)期，主要因法國(guó)核電的低出力比例。7-8月歐洲遠(yuǎn)期電價(jià)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(jià)預(yù)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(shí)天然氣庫(kù)存開始下降。展望四季度，天然氣補(bǔ)庫(kù)及對(duì)電價(jià)抬升作用偏強(qiáng)。二三季度是歐洲電價(jià)的傳統(tǒng)淡季，電價(jià)在沒有外部影響的情況下傾向于跟隨供需節(jié)奏波動(dòng)，7-8月對(duì)供需影響最大的要素是天氣。歐洲電價(jià)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(jià)格。展望天氣，如下圖所示，根據(jù)歐洲中期天氣預(yù)報(bào)中心預(yù)測(cè)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(jià)上行幅度可能偏弱。六、碳中和：碳中和目標(biāo)穩(wěn)中求進(jìn)，碳價(jià)或整體高位運(yùn)行（一）歐洲碳價(jià)短期跟隨宏觀及碳排放量，長(zhǎng)期碳價(jià)仍將穩(wěn)步增長(zhǎng)歐洲碳價(jià)短期將跟隨歐洲宏觀風(fēng)險(xiǎn)及碳排放強(qiáng)度運(yùn)行。4-5月歐洲碳價(jià)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(fèi)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(guó)債務(wù)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(jià)格造成歐洲煤炭發(fā)電及碳排放強(qiáng)度增加。上述兩種要素共同推進(jìn)歐洲6月歐洲碳價(jià)快速反彈。7-9月碳價(jià)整體偏弱運(yùn)行。因7-9月整體碳排放量同比偏弱，同時(shí)歐元區(qū)PMI持續(xù)下行。疊加歐洲夏季氣溫同比偏弱，無(wú)長(zhǎng)時(shí)間高溫天氣出現(xiàn)，近2個(gè)月歐洲碳價(jià)震蕩偏弱運(yùn)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(lái)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(jià)。歐盟長(zhǎng)期減排及碳中和信心不變，長(zhǎng)期碳價(jià)重心或逐步上移。2023年路透分析師提高了對(duì)2023-2025年歐洲碳排放權(quán)的價(jià)格預(yù)測(cè)。分析師將2023、2024、2025年EUA均價(jià)較上次預(yù)測(cè)分別提高4.2%、1.9%、0.6%，EUA全年均價(jià)將分別達(dá)到81.4、94.14、102.24歐元/噸。（二）碳排放配額結(jié)轉(zhuǎn)方案落地，第二履約周期即將到來(lái)中國(guó)碳市場(chǎng)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(guān)于做好2021、2022年度全國(guó)碳排放權(quán)交易配額分配相關(guān)工作的通知》，明確全國(guó)碳市場(chǎng)第二個(gè)履約期的配額核算與分配方法等細(xì)則。2021、2022年發(fā)電行業(yè)繼續(xù)采取基于強(qiáng)度德的基準(zhǔn)線法分配配額；配額與實(shí)際發(fā)電量相關(guān)，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(guó)碳市場(chǎng)碳配額價(jià)格上行。價(jià)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(jià)報(bào)70.07人民幣/噸，創(chuàng)全國(guó)碳市場(chǎng)成立以來(lái)最高碳價(jià)。近期碳價(jià)上漲主要有如下兩個(gè)原因：1.碳排放配額結(jié)轉(zhuǎn)方案落地，留存碳配額出現(xiàn)惜售現(xiàn)象，市場(chǎng)供應(yīng)量偏緊。7月17日生態(tài)環(huán)境部發(fā)文明確2019-2020年首個(gè)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(guó)對(duì)企業(yè)歷史減排量的認(rèn)可，控排企業(yè)手中的配額結(jié)余被正式認(rèn)定為有價(jià)資產(chǎn)。從歐盟的經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，2007年歐洲碳排放配額價(jià)格跌至0歐元/噸的主要原因是留存配額無(wú)法轉(zhuǎn)結(jié)至下一個(gè)履約期，導(dǎo)致大量配額被拋售，拖累碳價(jià)。2.2021-2022年度履約期將至，控排企業(yè)有清繳履約需求，市場(chǎng)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(diǎn)排放單位完成履約，12月31日前完成全部重點(diǎn)排放單位履約。隨著2023年履約期逐步臨近，預(yù)期未來(lái)幾個(gè)月碳交易量及價(jià)格或有進(jìn)一步提升可能。從首個(gè)履約期來(lái)看，2021年下半年也出現(xiàn)過碳配額價(jià)格及交易量上行的情況。2021年8月-12月，碳價(jià)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(lái)看，預(yù)期9月及10月碳價(jià)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(lái)時(shí)，成交量及碳價(jià)將有進(jìn)一步上行的空間。展望雙碳長(zhǎng)期碳價(jià)，碳配額資產(chǎn)價(jià)格具有長(zhǎng)期上行的潛力，配額供需差的大小是主要推動(dòng)碳價(jià)的變量。參考?xì)W洲碳配額平衡表，2023-2030年歐洲碳排放配額長(zhǎng)期處于緊缺狀態(tài)，支撐長(zhǎng)期歐洲碳價(jià)。從碳市場(chǎng)建立的初衷去考慮，碳價(jià)會(huì)隨著氣候目標(biāo)的提高而抬升，同時(shí)隨著低成本減排的逐步完善，未來(lái)減排成本將逐步提高，所對(duì)應(yīng)的碳價(jià)或?qū)⑼缴闲?。七、光伏：過剩格局難改，行業(yè)靜待拐點(diǎn)2023年三季度以來(lái)，下游排產(chǎn)上升拉動(dòng)起采購(gòu)需求，而上游投產(chǎn)不及預(yù)期導(dǎo)致產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)供需矛盾有所加劇，硅料與硅片庫(kù)存連續(xù)兩個(gè)月去化，帶動(dòng)上游價(jià)格整體反彈20-30%。2023年全球光伏裝機(jī)維持高增，但光伏產(chǎn)業(yè)鏈供應(yīng)過剩預(yù)期難改，價(jià)格反彈幅度有限。（一）裝機(jī)：全球光伏裝機(jī)維持高增2023年前8個(gè)月，中國(guó)光伏新增裝機(jī)113.16GW，同比上升154%，光伏裝機(jī)呈現(xiàn)“淡季不淡”特征。按照往年經(jīng)驗(yàn)，四季度是光伏裝機(jī)的旺季，2023年國(guó)內(nèi)光伏裝機(jī)超預(yù)期概率較大。2023年前8個(gè)月，美國(guó)累計(jì)光伏新增裝機(jī)18.33GW，同比上升80.7%，7月后新增裝機(jī)增速顯著加快。從裝機(jī)結(jié)構(gòu)來(lái)看，年初至今美國(guó)光伏新增裝機(jī)主要集中在電力部門與住宅部門，當(dāng)中電力部門的占比接近70%，美國(guó)光伏裝機(jī)以集中式為主。（二）產(chǎn)業(yè)鏈供需：三季度價(jià)格有所反