2023 年上半年，俄油减量预期被基本证伪，而需求表现相对疲软，供需呈 现过剩格局，叠加硅谷银行破产等突发性金融风险事件，原油价格整体震荡偏 弱，布油一度跌至 70 美元/桶。面对供应过剩的困境，OPEC+连续减产进行调控。 随着 7 月沙特与俄罗斯自愿减产落实，叠加夏季出行旺季来临，基本面收紧推动 三季度油价从 75 美元反弹至 95 美元。但伊朗等国的增产部分抵消沙特减量，且 部分国家需求不及预期，四季度油价重心较三季度有所回落，而地缘风险事件 则加大了油价的波动幅度。
（一）供应：整体无明显瓶颈，但仍受到人为因素制约
1）OPEC+：剩余产能充足，但生产政策仍有制约
剩余产能充裕但分配结构性不均，增产关键在于沙特。根据 IEA 数据， OPEC+目前合计剩余产能超过 600 万桶/日，但当中超 300 万桶/日位于沙特，剔 除沙特与受制裁国家后，理论剩余产能仅为 200 万桶/日左右。OPEC+于 2024 年 仍将执行配额生产，结合配额与剩余产能，不考虑沙特与豁免国，仅阿联酋具 备一定增产空间。后疫情时代 OPEC+国家均高度遵守生产纪律，故 2024 年 OPEC+ 增产状况仍高度取决于沙特的行动。
沙特对高油价有诉求，预计增产节奏偏缓。7 月沙特执行 100 万桶/日自愿 减产后，其原油产量稳定于 900 万桶/日水平，沙特自愿减产何时解除是影响后 期油价走势的核心变量之一。根据 IMF 数据，2023 年沙特财政收支平衡油价为 85.8 美元/桶，在中东各国中仅次于伊拉克，预计 2024 年沙特财政收支平衡油 价仍将维持 80 美元/桶以上。由于沙特对高油价有一定诉求，减产挺价意愿较为 坚决，预计沙特退出自愿减产的时点晚于 24Q1，整体增产节奏仍将偏缓。
俄油贸易流重构基本完成，制裁执行力度仍是关键。俄乌冲突爆发后，俄 罗斯石油出口地从欧洲转至亚洲，除部分东欧国家外，欧洲基本停止进口俄油， 而中国与印度海运进口的俄罗斯原油均超过 100 万桶/日，俄罗斯成品油亦分流 至发展中国家，俄罗斯油品海运出口量较俄乌冲突前无显著差异，主要减量在 于往欧洲管道出口下降 50 万桶/日左右。2024 年随着中国及印度石油需求继续 上升，折旧的俄油对于亚洲买家仍具备吸引力。但当前多数俄罗斯原油及石油 产品售价均超出欧美价格上限，近期美国亦有加紧监督的动作，制裁执行力度 仍是影响俄油供应的关键。
伊朗与委内：制裁力度放缓，但边际增量有限。伊朗原油产量与出口从 23Q2 起逐步上升，美国对于伊朗增产采取默许态度，根据 OPEC 月报数据，目前 伊朗原油产量已突破 310 万桶/日。2018 年受制裁前伊朗原油产量在 380 万桶/ 日以上，理论上仍有上升空间。但 23Q2 以来伊朗出口增幅低于产量增幅，且进 入 9 月后增产速度亦放缓，或反映出伊朗进一步增产存在现实瓶颈。近期美国针 对伊朗石油出口的监管亦有重新收紧的迹象，伊朗产量增长斜率最快的阶段大 概率已经过去。美国针对委内瑞拉的制裁虽然已暂时解除，但委内瑞拉目前并 无剩余产能，美国公司进入后或可带来 10-20 万桶/日的增量，但边际影响有限。
整体来看，OPEC+增产并不存在现实瓶颈，但制裁、生产政策等人为因素对 其增产能力形成一定制约，基准情景下预计 2024 年 OPEC+产量同比小幅上升。
2）美国：生产效率提升但资本开支增幅下降，增产斜率将放缓
美国原油增产幅度超出预期，但投资进展放缓。据 EIA 数据，2023 年 1-10 月美国原油产量为 1283 万桶/日，同比上升 102 万桶/日，目前产量已达到 1320 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，资本开支同比增幅亦领先其余 石油公司。但 23Q3 样本油企资本开支同比增幅回落至 20%以下，且预期增幅逐 步放缓至个位数。美国原油产量同比与油企资本开支同比高度相关，投资降速 往往意味着美国增产动能放缓。
生产效率上升但油井持续下降，预计明年美国增产速度放缓。截至 2023 年 10 月，美国当月新增完井数较月高点下降超 15%，且完井仍然依赖 DUC 释放， DUC 存量较疫情期间高点下降近 50%，DUC 进一步释放空间有限。得益于各页岩 油产地单井产量较年初上升 5-25%不等，美国原油产量仍维持高位，但随着投资 力度下降及油井数据低，美国增产速度将显著放缓，预计 2024 年美国原油产量同比上升 30-40 万桶/日。
3）南美：或成为新的边际增长点
进入 2023 年，南美产油国成为全球石油供应新的增长亮点，其增量多数来 自海上油田。2023 年巴西石油产量约为 415 万桶/日，同比增加约 40 万桶/日， 当中原油产量约为 335 万桶/日。根据巴西能源部的计划，2029 年巴西原油产量 将达到 590 万桶/日，有望成为世界排名前五大的产油国，巴西产量的增长导致 OPEC+开始拉拢巴西进入组织。圭亚那油田从 2019 年年末起投入生产，目前产量 已达到 40 万桶/日，2023 年产量同比增加 13 万桶/日。目前市场普遍预期 2024 年南美二国石油产量合计同比增加40-50万桶/日，占全球供应增幅的30%左右。
（二）需求：宏观逆风犹存需求增速放缓，发展中国家为主要驱动
宏观逆风压制发达国家需求，发展中国家为需求增长主引擎。截至 2023 年 10 月，OECD 国家石油需求同比基本持平，欧洲需求维持弱势，北美需求小幅增 长。而非 OECD 国家需求表现亮眼，同比增长接近 170 万桶/日。展望 2024 年， 衰退的阴影仍然笼罩发达经济体，其交通部门用油需求亦将受到燃油效率提升 及新能源车渗透的拖累，预计 OECD 国家石油需求将同比持平或小幅下降，非OECD 国家需求仍将同比增长 100 万桶/日以上，当中中国与印度仍然是主要的增 量来源。
1）交通用油：疫后修复结束，交通部门用油需求难有持续性增量
汽油需求面临能源转型的直接挑战。进入 2023 年，全球绝大多数国家均解 除针对新冠疫情的出行限制，汽油需求修复基本完成，欧美国家拥堵指数回归 至 2019 年水平，我国汽油消费量亦摆脱 2022 年的低谷。但汽油需求当前受到能 源转型的直接冲击，中国/欧洲/美国的新能源车渗透率已分别达到 30%/20%/10% 左右，叠加燃油效率提升与出行习惯转变等因素，汽油需求或将逐步达峰。而 发展中国家交通部门用油更偏重柴油，全球汽油需求难有持持续性增量。
航煤需求同样难有增量。2023 年国内放开出行限制，国内航空出行迅速恢 复，目前境内航班执行量已恢复至 2019 年水平，仅国际航班需求量较疫情前有 不足 10 万桶/日的缺口。从全球角度来看，商业航班执行量已经超越 2019 年水 平，全球范围内的航煤需求修复已经结束，而新航线拓展耗时相对较长，预计 2024 年全球航煤需求同比增幅在 10 万桶/日以内，消费量维持 600-700 万桶/日 之间。
2）工业与柴油：衰退与复苏之间的摇摆，发展中国家引领需求增量
发达国家衰退风险犹存，工业用油需求或仍然承压。本轮加息周期及化石 能源价格的上涨重创发达经济体制造业，多数发达国家制造业 PMI 已陷入收缩区 间长达一年只久，当中欧洲受到的冲击最为明显，2023 年欧美柴油需求整体维 持偏弱态势。制造业周期对工业用油需求具备一定领先性，衰退阴影下发达经 济体工业用油需求预计仍以承压为主。由于产业转移及能源消费结构的变化， 欧洲地区柴油需求预计表现最弱。
发展中国家工业用油需求预计维持增长。与发达经济体形成鲜明对比，多 数发展中国家制造业 PMI 过去一年稳定维持在荣枯线以上，当中印度表现尤为强 劲。中美库存周期与 23Q3 双双见底，2024 年有望进入补库周期，制造业补库将 对承接了大量制造业产能的发展中国家需求起到拉动作用，而发展中国家炼能 的持续扩展亦与补库周期的开启相对应，预计化工投料需求将贡献发展中国家 近一半的需求增量，而柴油需求受益于工业生产活动的增加及城镇化的扩展亦 将保持增长。
（三）展望：供应格局边际宽松，关注需求兑现情况与宏观风险
1）供应无明显瓶颈，但仍受到人为因素制约。OPEC+剩余产能总量充足， 但分布结构性不均，是否增产高度取决于沙特的决策，而俄罗斯、伊朗等国仍 面临制裁风险；美国油企投资力度下降，产量增幅放缓，南美国家有望成为新 的供应增长点。（2）需求增速放缓，发展中国家是主要增量来源。发达经济体 衰退风险犹存，叠加能源转型的冲击逐步来临，需求难有持续性增量，发展中 国家是石油需求的长期增量来源。疫后修复基本结束，替代能源高速发展，交 通部门需求增量有限，主要关注发展中国家工业部门增量，当中化工投料需求 或成为需求侧新的亮点。（3）宏观风险仍需高度警惕。展望 2024 年，经济增长 韧性中“裂隙”不容忽视，海外经济体经济增长料先边际减速，宏观向下的压 力仍不可忽视。随着政策端托底经济增长空间逐步打开，海外经济探底回升后 或能驱动油价重回上行通道。 整体来看，一季度为石油需求季节性淡季，叠加海外经济增长或逐步放缓， 2024 年上半年或存在一定供应盈余，预计油价重心将有所回落。随着夏季出行 旺季的来临，若全球经济状况得以改善，下半年供需平衡有望再次收紧。
2023 年，地缘冲突及能源危机余韵仍在对全球煤炭市场产生影响。 从生产者与消费者心态的角度看，一方面，前两年高煤价带来的充沛的现 金流、新增产能成本抬升，使得生产者保持高产量以获得更多收益，同时增加 供应弹性以应对煤价回调，另一方面，消费者采取高库存策略来抵御供应波动 和极端天气风险，因此一定程度上维持了对高能源价格的惯性。 从国家的角度看，出口国（比如印尼澳大利亚）提高税负标准，力图从此 次能源周期中分一杯羹，而需求大国（比如中国印度）继续加强国内生产和鼓 励进口，我国采取了更严格的长协机制以保障电力燃料充裕，但也造成了国内 市场结构分化等一系列变化。
2023 年，得益于中国印度印尼等国家煤炭产量提升、全球经济恢复力度偏 弱、极端天气影响可控等因素，全球煤价较 2022 年大幅回落。截至 11 月中，今 年国内煤 5500K 均价在 960-980 元/吨之间，同比下降 24%；印尼煤 3800K 均价 66 美元/吨，同比下降 26%；澳大利亚 5500K 均价 106 美元/吨，同比大幅下降 42%。2023 年，煤炭价格中枢的大幅回落、缺煤缺电风险降低也给国内煤炭市场 带来了新的变化，比如供应弹性增强、安检力度加强、以及给推进电改创造了 合适的时间窗口。 展望 2024 年，国内煤炭将面临降价去库存，海外煤价相对抗跌。综合判断， 国内煤炭市场的新长协机制和供需增速放缓，将导致煤价中枢回落，同时全社 会库存有望高位回落。全球煤炭市场供应确定性高于需求，全球能源增产后期 进入后半程，但供应弹性增强，海外经济仍有较大不确定性，全球经济复苏缓 慢且不均衡，东南亚等国的需求保持旺盛，海外煤价下降的支撑相对强于国内。
（一）长协机制：2024 年现货流动性或得改善
2023 年国内长协煤炭履约率提高，长协与现货分化加剧，结构性矛盾突出。 根据国家能源局，2022 年我国电煤中长期合同实际兑现量约 20 亿吨，2023 年的 计划提升到 26 亿吨，覆盖面要超过 85%，履约监管也更加严格。通过了解 2023 年长协实际运行情况，我们发现，多数煤电长协合同按照国家要求的数量和价 格继续执行，今年长协履约率的提高导致市场出现几点变化：
1）长协增加挤压现货，结构分化导致现货流动性紧张，垄断竞争特点变化： 假设以 2023 年长协量 23-26 亿吨估算，2023 年长协占原煤产量的比重较上年提 高 6-12%不等，导致市场煤同比减少约 8%-20%。因此，虽然今年流通环节库存长 时间维持高位运行，但实际流动性的萎缩导致现货煤价相对抗跌，这一现象在 坑口与港口市场均有体现，同时伴随着贸易商发运的减量。港口煤炭市场结构 中，竞争特征减弱、垄断特征加强，导致煤价相对易涨难跌。
2）全年煤电保供有力有效，电厂对现货煤炭的需求萎缩：电厂存煤库存全 年高位运行，为疫后经济复苏提供坚实基础，11 月全国统调电厂存煤超过 2 亿 吨、可用 33 天，处于历史最高水平。在长协与进口大量补充之下，电厂对现货 煤炭的采购需求出现明显萎缩，根据上市公司披露，煤炭企业长协供应比例 80% 左右，火电企业采购以长协煤为主，少量市场煤和进口煤。
3）非电采购需求对现货煤价话语权增强：非电用煤需求与电煤季节性错配， 在今年长协挤压现货的独特结构中，其对煤价走势的影响力有所增强，其中化 工表现最为明显。 流动性不足问题持续影响，煤价相对抗跌，库存对价格指引作用减弱。由 于长协挤压现货、供应弹性增加以及其他结构性问题构成 2023 年国内煤炭市场 的主要矛盾存在，导致今年即使在供需相对宽松，库存保持高位、电厂对现货 采购减少的情况下，现货煤价也相对抗跌。
（二）供应：新产能集中投放降速，全球煤炭供应弹性增强
1）国内供应：全年产量或 46.5 亿吨，供应调节弹性增强
尽管已经度过了2021-2022年核增产能集中投放的高峰期，但部分新矿投产 仍在继续。山西省计划今年新增产能 4800 万吨，内蒙计划在产煤矿总产能维持 在 13 亿吨以上，鄂尔多斯今年新增 3000 万吨，陕西仍在推进海则滩等 4 处煤矿 开工建设，新疆准东今年计划新增 5700 万吨产能，云南力争 2023-2025 年每年 新增煤炭产能 1000 万吨左右。预计未来几年新增产能投放将减少。 原煤产量增速放缓，供应调节弹性增强。2023 年 1-10 月，国内生产原煤 38.29 亿吨，日均产量 1266 万吨，同比增长 3.1%，增速逐月下降。受制于当前 产业链高库存状态及煤价大幅下跌的影响，煤矿生产积极性一定程度上受挫， 叠加下半年以来安全生产形势加严，产量增速有所放缓。 晋陕蒙新四省增产分化，供应调节弹性增强。今年四省产量集中度保持 81% 以上，除山西维持 4.5%高增速以来，内蒙陕西产量仅小幅增长；5 月煤价大幅下 跌之后，新疆产量出现同比下降，6-9 月产量同比下降 6.7%，大幅降价和内地高 库存影响了疆煤的外运及生产。 预计 2023 年原煤产量将达到 46.5 亿吨，同比增 2%以内。预计明年产量增 速在 1-2%之间，略低于今年。
今年1-5月煤价自高位不断回落，虽然行业成本较低，但利润空间已被大幅 压缩。从另一方面来讲，煤价中枢下移可以降低下游众多行业成本，利好下游 火电、煤化工、钢铁、水泥建材等行业的利润改善。 投资增速回落，利润同比下滑，或影响生产积极性，压制未来产能扩张。 自 2022 年以来，煤炭行业固定资产投资增速保持下降趋势，2022 年累计增速为 24.4%，今年 1-9 月累计同比增 9.4%。由于近几年保供核增与新投产煤矿成本抬 高，今年煤价整体下行之后，受煤价下行拖累，今年煤炭开采和洗选业利润累计同比跌幅逐月扩大，1-9 月累计同比下降 26.5%。利润收缩导致供应对价格弹 性增强，在三季度国内煤炭产量增速下滑中得以体现，在今年长协挤压市场煤 的格局下，市场煤的流动性更容易受到减产的影响，此外，利润同比下滑也将 影响企业资本开支与产能扩张的意愿。 煤炭工业协会预计，未来一段时间我国煤炭生产总量将有小幅增长，在 2027 年达到高位后呈下降趋势。2030 年下降至 42 亿吨左右。整体来看，未来我 国煤炭产量将呈现‘稳增-达峰-下降’的态势。
2）进口煤炭：宽松政策导致天量进口，全年进口或 4.5 亿吨以上
多重因素造成今年宽松进口条件，全年进口量预计4.5 亿吨以上。今年进口 煤政策宽松（鼓励进口、恢复澳煤通关、暂免进口煤关税）、进口相对内贸维持 利润、终端使用进口煤热情较高等原因，共同导致今年天量进口煤和沿海电厂 持续的高库存，1-10 月进口煤及褐煤 3.8 亿吨，同比大幅增长 66%，8 月进口量 4433 万吨创世新高，预计全年进口量 4.5 亿吨以上。5 月份进口煤在国内市场 “降价促销”，引发国内煤炭现货坍塌式下跌。分国别来看，1-9 月我国分国别 进口为：印尼 1.65 亿吨、俄罗斯 7956 万吨、蒙古 4904 万吨、澳大利亚 3445 万 吨，分别同比增长 43%、67%、164%、336%。 预计 2024 年进口量将较今年有所下降。今年的进口宽松条件难以完全复刻， 尽管进口能源政策或仍宽松，但海外煤价相对抗跌与国内需求增速放缓也可能 导致价差优势难以维持，预计 2024 年进口量将较今年有所下降。
（三）需求：煤炭需求增速下降，清洁化替代持续进行
1）电力耗煤：清洁化替代持续进行，火电用煤走向达峰
1-10 月用电量同比增 5.8%，工业用电增速逐季回升。1-10 月，全社会用电 量累计 76059 亿千瓦时，同比增长 5.8%。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 11.4%、5.8%、10.4%和 0.4%。1-9 月制造业用电量 同比增长 6.1%，其中：高技术及装备制造业用电量同比增长 10.0%，四大高载能 行业同比增长 4.1%，消费品制造业+4.9%，其他制造业行业+9.7%，石油、煤炭 及其他燃料加工业用电量同比增长 14.4%。三产用电恢复势头较快，城乡居民生 活用电量低速增长。 迎峰度夏发电量创新高，关注冬季燃料保障。2023 年 1-10 月，全国发电量 73330 亿千瓦时，同比增长 4.4%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增 速分别为 5.7%、-7.1%、5.3%、10.8%和 12.5%。上半年西南干旱少雨，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。进入 6 月后，云南区域来水加强，部分流域来水同比偏好， 水电恢复到往年同期正常水平。迎峰度夏发电量创新高，但未出现大范围缺电 事故。迎峰度冬电力供应总体有保障，局部面临一定压力，极端天气的可能影 响下，主要流域来水和部分地区燃料保障存在一定不确定性。
2）非电需求影响放大，煤价淡季不淡
化工用煤增量明显，非电需求被放大，煤价淡季不淡。工业经济逐季回温， 三季度以来化工耗煤增量明显，1-11 月化工耗煤同比在增 6.4%，分品种增速甲 醇+3%、尿素+10.2%、纯碱+8.15%、PVC-4.3%，乙二醇 34%。非电需求对煤价的 影响在今年特殊市场格局中被放大，8 月以来化工耗煤同比偏强，叠加当时坑口 安检形势收紧，导致煤价在 8 月底企稳反弹。由于地产基建等行业需求偏弱，水 泥全行业利润下行，长期维持错峰减产，因而对煤炭需求减弱。三季度钢铁行 业用煤略好预期，但增量不明显。 煤炭工业协会预计，未来一段时间我国煤炭消费总量将有小幅增长，预计 全国煤炭需求峰值约为 45 亿吨，至 2030 年全国煤炭需求约 40 亿吨左右。
（四）展望：2024 年国内降价去库存，海外煤价相对抗跌
2024 年国内煤炭市场或降价去库存，市场结构有望修复。2024 年，国内煤 炭产量增速或进一步放缓，需求放缓逐年临近达峰状态，国内煤炭库存有望高 位回路，煤炭中枢预计较今年进一步下降，但受成本等因素支撑下方空间有限， 整体仍高于十三五期间。需要关注的是，由于供应弹性增强，且经济政策、地 缘关系、极端天气等带来的不确定性风险较大，可能导致煤炭价格存在较大波 动。市场结构方面，国内 2024 年煤电长协机制调整，将给现货煤炭释放出更多 流动性，从而导致库存对价格、价格对生产的指导意义增强。 展望 2024 年，全球煤炭市场供应确定性高于需求，海外煤价支撑强于国内。 全球能源增产后期进入后半程，供应端显著特点将表现为弹性增强，大幅降价 或将导致生产节奏放缓；海外经济复苏依然有较大不确定性，全球经济复苏缓 慢且不均衡，地区间分化扩大，依赖煤炭的东南亚国家或仍保持较高需求增速。
风险溢价回吐、需求坍塌、库存高企多因素共振作用下，2023 年年内全球 主流天然气市场价格同比去年均出现明显腰斩。行至年末，基本面逐步收紧支 撑盘面震荡走高，但暖冬预期及满溢库存形成对上行空间的压制，四季度前半 段气价欧亚环比三季度均价上升 30%以上，美气价维稳。
（一）LNG：全球 LNG 平衡前紧后松，2024H2 后供应弹性高增
1）供应：2024 年全球 LNG 流动性缓步注入
贸易格局拉升全球 LNG 贸易需求，产能增速不匹配导致供给端弹性不足。 2022 年全球 LNG 贸易总量为 5424 亿立方米，同比增长 5%，其中占全球天然气贸 易总量比例达 56%，占全球天然气消费总量比例 14%。在地缘摩擦引发贸易格局 重塑背景下，液化出口产能成为限制更多资源流通的最重要矛盾。同期全球液 化出口总产能约为 6318 亿立方米，全年增速仅为 4%，叠加定期检修、区域错配 等扰动因素，全球 LNG 贸易市场基本面紧张，供应弹性严重不足。 受制于前期低油气价格、碳中和及能源转型以及疫情所导致的资本开支不 足，2023 年液化产能增幅不容乐观。截至 11 月中旬，新增产能仅有印度尼西亚 51.7 亿方/年的 Tangguh T3，实际增速不及 0.8%，而 1-10 月全球 LNG 贸易增量 已达 67 亿方，更多增量来自自由港的回归，因此年内 LNG 端仍呈供给偏紧。 自 2023 年年底起，全球液化产能新增节奏逐步加快。首先西班牙、刚果、 毛里塔尼亚以及俄罗斯共有合计 151 亿方产能预计在 2023 年年底或 2024 年年初 投产，明年 Q2-4 美国将相继投产 3 台装置，另外还有两台分别来自加拿大以及 俄罗斯较大产能计划于明年投产，累计新增产能合计611亿立方米，增速超9.5%。
2）需求：全球 LNG 需求预期稳中有升
待投产项目众多而不确定性较高，一季度资源仍偏紧。今冬全球 LNG 需求预 期增长 110-130 亿立方米，而同期计算自由港以及 Tangguh T3 增量仅约 50 亿 方，且冬季极端天气发生概率增大，以美国为例：Cameron 检修、风暴天气导致 出口场地意外事故等均提高供应进一步收紧风险，综上所述今冬 LNG 市场仍偏紧， 上部分待投产装置比较关键，若投产节奏不及预期，各地今冬库存抽取量预期 较高。当然不排除暖冬助力下，需求低于预期缓解 LNG 端压力。
2024 年非取暖季 LNG 市场供需双增，平衡边际宽松。进入明年夏季预计全 球 LNG 消费稳中小增，主要增量来自以中印为代表的新兴经济体及南美东南亚低 价买家等，叠加欧洲明年更强补库需求量，全球 LNG 需求偏强运行；而二季度后 全球液化产能投产节奏加快给予供应更强弹性，供需双强，LNG 平衡预期边际宽 松。
（二）欧洲：今冬过冬无虞，然明夏补库任务预期仍偏高
1）供应端整体预期向好
荷兰及英国等地产量持续衰减。1-9 月 EU27 天然气产量合计 292 亿方，yoy18%；其中荷兰累计产量 100 亿方，yoy-35%，贡献欧盟 27 国 83%的产量减量，格 列宁根自今年 10 月关停，未来十二个月欧盟本土产量预计持续衰减累计约 28 亿 方。受制于新增项目不足、原始产能持续衰减，前八月英国总产量 232 亿方， yoy-6.15%，其中 9 月明显下行主因为 Tolmount 气田产量达峰开始下行，而随着 明年一季度 Tolmount East 扩产部分上线，三季度 Talbot 气田开始运行，英国 的产量下降或得到部分弥补。 检修“小”年，挪威供应有望回归。挪威同期产量 838 亿方，yoy-8%，产量 宽幅下调主因为明显强于历史同期的两轮夏季检修。2024 年夏季计划检修量预 期较今年同比下降 115 亿方，挪威的回归将为欧洲市场带来更多的天然气供应。
未来欧洲 LNG 进口预期稳中有升。进入取暖季后，欧洲 LNG 进口水平明显增 长，11 月前两周日均进口量达 3.35 亿方，环比较 7-10 月年内底部水平大幅增 加 50%，同比亦增 19%。从能力角度出发，2023 年年底欧洲仍有超 0.6 亿方/日 接收站新增产能上线；意愿上，在持续退出俄气进口、维持较高补库目标、长 协比例偏低等多因素推动下，欧洲仍愿意维持较高 LNG 进口以应对突发风险、增 强能源安全，因此欧洲 LNG 进口预期可以在维稳近两年高位水平的同时进一步增 长。基准情形下，若欧洲今冬及明年夏天可以维持去年冬天以及今夏同期进口 水平，则 2024 年库存将持续健康。
2）需求边际改善，主要驱动力来自商住及工业端
1-9 月 EU27 天然气合计消费 2312 亿立方米，累计同比下降 11%，较年初相 比，商住及工业端降幅均有收窄，而发电端需求萎缩加剧。 明年一季度气温存较今年同期更冷，支撑商住用气同比偏强。跟踪 10 月气 温，以德国为例，今年月均气温 10.3℃明显低于去年同期 12℃较高气温，因此 年内居民用气的抬升、库存的去化均比去年来的更早。展望今冬，欧洲气温或 维持前高后低走势，暖冬不及预期，商住部门用气量或迎来同比改善。 工业部门消费筑底，但未来增长相对温和。气价大幅回落，但工业用气修 复不及预期：一方面据 IEA 估计工业用气的减量中 50%贡献来自减产而 30%来自 燃料转换，其中关停、外包、效率提升等引发的减量很难恢复；另外德国这个 欧洲最大工业体在今年还未完全通过接收站资源替换掉失去的俄气，因此成本 回落还需时日。后者随着年底更多接收站资源的上线，德国进口产能或可基本 覆盖之前使用的管道气量，但前者的需求回落却是不可逆转的。综合当前停滞 不前的 PMI 及新订单数，欧洲工业用气需求增长仍处于平台期，增速相对温和。 发电部门用气量不容乐观。制造业工业修复动能不足抑制欧洲整体发用电 量，当前总发电量口径追至去年同期水平后上行乏力。内部结构上：欧洲 2024 年度水电或恢复至常规水平、同时核电出力有望继续上行、风光新增持续乐观 均将压制天然气发电用量，且旺季气价一旦高涨至 50 欧元/兆瓦时以上水平就开始触发煤炭替代，因此发电部门用气需求不容乐观。
3）欧洲过冬无虞，然明年补库任务预期仍偏高
今冬无虞，然明年补库任务预期仍偏高。展望今冬，供应端变动主要来自 荷兰减产，在其他口径维稳情况下，欧洲天然气过冬无虞。其中基准情景假设 需求同比高 9%，较五年均值低 6.5%，增量主要来自商住工业端。远看明年夏季， 预期补库较今年面临更高任务量，在假设管道气进口端有来自挪威的增量，LNG 接收站新增量可以如期兑付的情形下，欧洲基本可以继续达成其取暖季前 95%的 补库目标。需警惕暖冬所带来的下行压力或供应端扰动引发的上行风险。
（三）美国：供强需弱美气供需差走阔，然基本面难言宽松
2024 年美国干气产量预期仅增 0.4 亿方/日达约 29.77 亿方/日，增量主要 来自二叠纪油田伴生气。 美国前三大气田中，第一大气田阿巴拉契亚主产区受限于生产能力下降、 外输能力不足等原因进入平台期。 第三大气田海恩斯维尔地区通常需要钻探更深天然气井，据最新数据显示， 10 月海恩斯成本已增至 3.46 美元/百万英热，因此持续低位运行的气价对 该地区产量产生极大影响。 而明年主要增量贡献来自于第二大气田二叠纪地区，产量增长的原因既有 二叠纪地区原油产量的增加，也有这三个油气区油井气油比（GOR）的提高。 随着更多的石油被开采到地表，储油层内的压力逐渐下降，更多的天然气 也会从地质构造中被释放出来，因此 GOR 会逐步增加。
商住用气相对坚挺但受天气影响波动较大，非居用气承压。2024 年美国本 土消费预期小幅下降 0.5%至 25.21 亿方/日，其中商住部门用气预期较乐观，工 业及电力用气量或均承压。商住部分，今年冬季居民端供暖用气价格预期修复 至冲突前水平，部分缓解高价压力，考虑每年一二月份美国极端暴风雪天气发 生概率较高，商住部门消费存支撑；电力部分，预计 2024 年末气电装机量持平 今年年末，发电用气增量空间明显不足；工业部分，衰退风险犹存压制下，制 造业及工业部门用能难言乐观，非居用气预期承压。
LNG出口2024年或再上台阶，匹配超六成产量增长。美国Golden Pass T1、 Plaquemines T1-18 及 Golden Pass T2 将分别于明年二、三、四季度投产，叠加 匹配的新增管道项目，将为美国带来 0.27 亿方/日出口增量，相当于 67%的产量 增量。在明年外部需求更强预期下，出口高增将持续分流本土消费资源。
（四）展望：供给弹性逐步增强，主动调节及需求不确定性主导市场
全球LNG新装置投产节奏加快，主要出口国资源增量流入市场明显提升市场 供应端弹性。其中下半年项目确定性更高，预计全年LNG市场总体呈现前紧后松 态势。
基准情形下，欧洲仍需维持高位 LNG 进口以保持健康且安全的天然气基本 面。明年欧洲供应端预期向好：接收站持续投产提升进口上限，挪威检修计划 量回落修复管道进口水平。需求端边际改善：虽发电份额或持续受其他能源挤 占限制电力部门用气，然工业及商住稳中有增，叠加更高补库任务量支撑淡季 需求，欧洲仍需充分利用产能高位进口 LNG。 供需分化供需差走阔，然紧平衡下天然气市场难言宽松。成本上升气价回 落压缩上游利润空间，2024 年美国产量增速明显收窄，叠加高增的出口，供应 端表现不算宽松；得益于承压的需求匹配，明年供需差趋于宽松，然极端气候 发生的概率逐年增长，极热极寒均将使美国实际用气突破预期，整体美国天然 气基本面难言宽松。
2023 年，得益于抓住了保供增产和煤价下降的窗口，我国电力市场化改革 明显加速，在发电侧、用户侧、输配电及市场机制设计方面多点开花，源网荷 储投资建设也维持高增速，尽管上半年水电受制于来水不足而偏低运行，但电 力供需形势仍平稳可控。由于煤价回落而电价保持增长，今年电力行业盈利情 况获得明显改善。
（一）电力供应：高投资、清洁化、保障有力
1）源网建设投资：电源投资加快落地
电源建设投资保持高增长，新旧能源投资并进。1-9 月，电源基本建设投资 完成额达到 5538 亿元，同比增 41.1%，其中火电、水电、核电、风电投资分别 为 635、586、589、1383 亿元，分别同比增长 16.2%、46%、66.5%、33.4%。
电网建设维持相对高水平。1-9 月，电网基本建设投资完成额达到 3287 亿 元，同比增 4.2%；新增 220 千伏及以上线路总长度达 22691 千米，累计同比增 长 1.91%。
2）装机量：非化石能源发电装机占比超过一半
非化石能源发电装机占比提高至 51%。截至 9 月底，全国发电装机容量 26.7 亿千瓦，同比增长 10.3%。其中，非化石能源发电装机容量 13.6 亿千瓦，同比 增长 17.7%，占总装机容量的 51.0%，占比同比提高 3.2 个百分点。其中火电、 水电、核电、风电、太阳能发电装机同比增长 3.7%、5.2%、4.3%、12.7%、 38.4%，燃煤及燃气装机同比增长 2.4%和 8.6%。 火电及风光新增装机大增。1-9 月份，全国基建新增发电生产能力 22633 万 千瓦，比上年同期多投产 11170 万千瓦。其中，火电新增 3944 万千瓦、水电新 增 788 万千瓦、核电 119 万千瓦、风电 3348 万千瓦、太阳能发电 12894 万千瓦。
3）发电端：来水前低后恢复，火电同比走高
发电量增速提高，水电前低后高，火电同比走高。2023 年 1-10 月，全国发 电量 73330 亿千瓦时，同比增长 4.4%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电 同比增速分别为 5.7%、-7.1%、5.3%、10.8%和 12.5%。
全国发电利用小时数下降，水电与光伏小时下降。1-9 月份，全国发电设备 累计平均利用小时 2716 小时，比上年同期降低 83 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 3344、2367、5724、 1665、1017 小时，同比+48、-362、+148、+49、-45 小时。
（二）电力需求：工业经济提速、迎峰度冬仍有压力
1）用电量：工业用电增速回暖，天气扰动减弱
工业用电逐季回暖，1-10 月全国用电量同比增 5.8%。1-10 月，全社会用电 量累计 76059 亿千瓦时，同比增长 5.8%。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 11.4%、5.8%、10.4%和 0.4%。进入三季度，二产用 电增速、四大高耗能行业用电增速逐月回升，显示工业经济回暖信号。分类型 看，1-9 月制造业用电量同比增长 6.1%，其中：高技术及装备制造业用电量同比 增长 10.0%，四大高载能行业同比增长 4.1%，消费品制造业+4.9%，其他制造业 行业+9.7%，石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长 14.4%。三产用电恢 复势头较快，城乡居民生活用电量低速增长。
迎峰度冬电力保供仍存在一定压力。夏季全国最大负荷和日发电量均创历 史新高，较去年峰值高出约 5000 万千瓦、15 亿千瓦时。预计迎峰度冬期间全国 最高负荷较上年同期增加 1.4 亿千瓦，总体有保障，局部有压力，西北、华东、 西南、南方区域的部分省份电力保供压力较大，其中云南存在一定电量缺口， 蒙西可能存在一定电力缺口。极端天气的可能影响下，主要流域来水和部分地 区燃料保障存在一定不确定性。
2）输配电量：区域互济加深
区域互济增强，上半年云南外送电大幅下滑。1-6 月份，全国各省送出电量 合计 8199 亿千瓦时，同比增长 6.1%，其中云南水电出力下降导致外送量大幅下 滑。1-9 月，中长期电力直接交易省间外受电量达 961.7 亿千瓦时，同比增长 2.24%。
（三）市场化改革：多点开花，电改加快推进
发电端：煤电容量电价机制正式出台。自 1439 号文推进燃煤发电上网电价 市场化改革之后，煤炭下降带来的上网电价制度改革的窗口期，今年 11 月煤电 容量电价机制正式出台，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，标志着煤 电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，也为推进电力市场其他辅助服务 奠定基石。
输配电端：第三轮输配电价改革启动。自 2023 年 6 月 1 日起开始执行的第 三监管周期省级电网输配电价，使输配电价与购销电价脱钩，按照“准许成本+ 合理收益”原则进行正算。除了核定新周期输配电价之外，更通过简化用户类 型、首次按照电压等级核定容需量电费、单列上网线损和抽水蓄能容量电费， 以及健全激励机制等方面推进了输配电价改革。 用户侧：需求侧响应机制探索出台。9 月，六部委联合发布《电力需求侧管 理办法（2023 年版）》，本次修订突出了提升需求响应能力，扩大主体参与范围、提出更高的需求响应目标、提高激励，并鼓励需求侧资源参与电能量和辅助服 务市场常态化运行。本次文件在推动绿电消纳、电能替代和发展智能用电等方 面也多有着墨。 电力现货市场建设加速推进。2023 年 9 月，国内首个电力现货市场基本规 则《电力现货市场基本规则（试行）》出台，10 月《关于进一步加快电力现货市 场建设工作的通知》发布，两份文件对规范电力现货市场建设和运营作出部署。 电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，将显著提升电力保供能力， 支撑经济社会高质量发展。 展望 2024 年，电力市场改革将继续在建设现货市场、完善辅助服务市场、 推进绿电交易、信息披露及标准设计等方面继续发力。
（四）展望：疏导煤电顶牛矛盾，煤电价格联动性将逐步增强
煤价落电价增，电力企业盈利改善。今年 1-11 月，我国港口 5500 现货价格 均值约为 970 元/吨，同比回落 23%，而全国代理购电价均值 427 元/兆瓦时，同 比增长2.3%。今年1-9月份，煤炭行业累计利润4124.7亿元，同比回落23.3%， 而电力热力行业利润总额累计达到 4314.4 亿元，同比大增 50%，电力行业盈利 显著改善。
煤电容量电价机制出台后，将改变煤电行业依赖电量电价的经营模式，疏 导“煤电顶牛”难题。对于电价而言，受益于容量电价补偿，煤电电量电价或 下调让利，明年长协上浮比例或收窄。对于煤价而言，短期传导作用较弱，中 长期煤电价格联动性将逐步增强。
（一）电力供应：发电量明显回落
1）发电量：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 1-8 月 EU27 总发电量，累计同比下降 6%。其中煤 炭、天然气、水电、核电发电量分别为 19.74、29.56、22.7、38.57 万 GWh；累 计同比分别为-25.38%、18.29%、12.67%、及-1.32%。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 1-8 月 EU 光伏 发电量 17.74 万 GWh，同比增加 13.85%；风电发电量 29.28 万 GWh，同比增加 8.46%。
从高频数据来看，欧洲 2023 年 1-11 月总发电量同比下行约 0.87%。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，9-11 月与 2022 年基本持平。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。
2）点火价差：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，印证煤炭替代性大幅削弱。
3）欧洲 2023 年 3-4 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%。
（二）电价：电价同比大幅回落，但冬季上行风险仍待释放
2023 年三季度欧洲电价重心低于 2022 年，同时季节性偏强上行。截至 2023 年 11 月 15 日，北欧、德国、法国、英国的日前平均电价分别为 52、97、100、 110 欧元/MWh，显著低于 2022 年同期。区间累计同比 2022 年分别下降了 59%、 47%、65%及 55%。
欧洲远期电价在 2023-2024 取暖季上行，进入春季后逐步下行。从远期价格 来看，11 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。其中法国面临较为严重的电力短缺预期， 主要因目前法国核电的出力比例仍然较低。
（三）展望：2024 年发电端矛盾预期持续缓解，重点关注调峰能源价格及极端天气可能性
1）欧洲 2024 年发电端矛盾预期持续缓解
欧洲 2024 年度水电或恢复至常规水平，同时核电出力有望继续上行。从周 度水电出力来看，法国水电 2024 年基本保持在平均水平之上，德国水电略低于 常值。与此同时，法国核电出力比例预期逐步提升，核电出力对于欧洲的电力 平衡至关重要（法国核电是重要的电力出口端）。
2）重点关注调峰能源价格及极端天气可能性
展望 2024 年，重点关注调峰能源价格及极端天气可能性。从电力供给角度 来看，2024 年欧洲电力的供应矛盾将继续缓和。新能源发电随着装机量继续上 行；水电及核电预期恢复至常值；因此重点关注对电力需求影响最大的极端天 气。此外，由于欧洲电力市场采用边际定价模式，需要重点关注天然气基本面 及地缘政治对天然气的影响。 展望天气，根据欧洲中期天气预报中心预测模型，2023 年四 季度及 2024 一二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。
（一）欧洲碳市场：欧洲碳价短期或偏强运行，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。 7-11 月碳价整体偏弱运行，创造年内新低 75 欧元/吨。因 7-11 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；10-11 月气温偏高，无寒潮出现。 展望2023-2024取暖季，碳价或呈现季节性上行，但上行高度或偏低。从发 电行业碳排放强度模拟来看，预期 2023-2024 年取暖季排放量上行。同时考虑到 2023 年欧洲整体工业需求偏弱，碳排放量高点或偏低。
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）中国碳市场：第二履约周期即将结束，2024 年或有新增行业纳入全 国碳市场
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 10 月底，全国碳市场碳配额价格上行。价格从 60 人民 币/吨左右上涨 33%至 80 人民币/吨，10 月 25 日收盘价报 81 人民币/吨，创全国 碳市场成立以来最高碳价。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，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 年履约期逐步结束，11 月碳排放权量价同步下行。生态环境部规 定 11 月 15 日之前 95%的单位要完成履约，配额需求在 11 月之后需求量大幅下 行。 全国碳配额市场规模或即将扩容。目前只有发电行业纳入到碳排放权交易 的范围，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空这七大高排放行业还未 纳入全国碳市场。10 月，生态环境部发布了《关于做好 2023—2025 年部分重点 行业企业温室气体排放报告核查工作的通知》，对水泥、电解铝和钢铁行业的核 算方法进行了大量更新，意味着这三个行业纳入全国碳市场的准备工作基本就 绪。 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。
（三）自愿核证减排量：CCER 正式重启，碳市场开启新阶段
2023 年 10 月 20 日，生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿 减排交易管理办法（试行）》（下称“《管理办法》”），标志着暂停 6 年的中国核证 自愿减排量（CCER）项目即将正式重启。目前来看，第一批温室气体自愿减排 方法学或涵盖 4 类项目：造林碳汇(含竹林)、红树林修复、并网海上风电及并网 光热发电。
1、明确 CCER 减排量产生时间和项目减排量有效期
申请登记的项目减排量应当产生于 2020 年 9 月 22 日之后；项目业主可以分 期申请项目减排量登记。
2、CCER 管理办法对额外性的表述更为精确
额外性强调项目需要克服一些障碍，在内部收益率财务指标等方面不是最 佳选择；同时相较于相关项目方法学确定的基准线情景，需要具有额外的减排 效果。
3、CCER 管理办法弱化流程，加强监测
CCER 签发流程简化，项目业主、核查机构将受多方监管。《管理办法》由生 态环境部和市场监管总局共同发布，弱化行政管理，强化了项目业主与第三方 机构的核查责任，提高 CCER 项目数据的真实性和透明度。
4、CCER 管理办法明确旧项目登记及备案减排量
既有 CCER 项目需重新申请项目登记，既有备案的减排量继续使用。2017 年 3 月 14 日前获得应对气候变化主管部门备案的温室气体自愿减排项目应当按照 本办法规定，重新申请项目登记；已获得备案的减排量，可以按照国家有关规 定继续使用。
目前仅火电被纳入全国统一碳市场，若以我国碳配额总量规模约 45 亿吨 （2013-2019 年）、单价 50 元/吨、CCER 抵消上限 5%计算，初步估计 CCER 的市场 最大需求量将超 2 亿吨、经济价值超百亿元。 随着碳市场逐步扩容，未来石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航 等重点行业也将被纳入全国统一碳市场（水泥、电解铝和钢铁行业或被优先纳入），因此市场对碳配额及 CCER 的需求将持续扩张。假设八大行业均纳入全国碳 市场，预计控排碳排放量约 80 亿吨左右，若维持 CCER 抵消上限 5%，预计未来 CCER 市场需求逾 4 亿吨。 由于 CCER 签发已经停滞多年，市场预计 CCER 目前存量不到 1000 万吨，存 在明显的供需缺口，仅靠现存的 CCER 已明显不足，市场亟待补充新的 CCER。
2023 年全球光伏新增装机量维持高增，海内外需求旺盛。年初由于部分环 节投产不及预期及石英砂供给问题，一季度硅料、硅片等环节价格均大幅反弹， 但随着各环节新增产能于二季度起逐步兑现，光伏产业链供需全面转向过剩， 带动产业链价格全线下降，截至 11 月中旬，主材各环节价格较年内高点下降 40%-75%不等，当中上游价格跌幅显著大于下游。
（一）全球装机：2023 年全球光伏装机维持高增，但 24 年增速料放缓
2023 年前 9 个月，中国光伏新增装机 128.9GW，同比上升 145.7%，光伏新增 装机量再次超预期。根据国家能源局数据，2023 年 1-9 月国内集中式光伏新增 装机 61.79GW，同比增长 257.79%，分布式新增装机 67.41GW，同比增加 90.8%， 新增分布式装机中户用与工商业大约各占一半，集中式装机同比增速显著加快。
2023 年前 10 个月，美国电力部门累计光伏新增装机 14.93GW，同比上升 105.31%，工商住宅部门累计光伏新增装机 7.12GW，同比上升 33.32%。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 68%，美国光伏装机以集中式为主。根据 IEA、PV Magazine 等 机构统计数据，2023 年前 8 个月全球光伏新增装机 290GW 左右，保守估计 2023 年全球光伏新增装机将突破 370GW，海内外光伏需求均超出年初预期。
截至 2023 年 9 月，我国 30 省市合计太阳能发电量累计同比为 24.02%，近 7 年来仅高于 2020 年同期，光伏发电量同比增幅放缓，或一定程度上受分布式加 速渗透及统计口径问题影响；对应截至 2023 年 9 月，我国太阳能发电平均利用 小时数累计值为 1017 小时，累计同比下降 4.33%，进入 2023 年以来累积同比降 幅维持在 5%左右，处于 19 年以来最低位。随着 2023 年全球光伏装机继续超预 期增长，电力系统消纳压力料将加大，目前普遍预期 2024 年全球光伏新增装机 量同比增幅在 20%左右，增速显著放缓。
（二）产业链供需：价格接近底部，但大量过剩背景下难有实质性反弹
1）组件：过剩压力较大，一体化优势明显
2024 年组件环节仍面临较大过剩压力。9 月中国光伏组件产量为 48GW，环 比下降 9.43%，今年前 9 个月组件累计产量为 367GW，累计同比上升 67.6%，年化 组件产量接近 500GW。根据 IEA 统计，若投产计划均如实落地，2023 年末全球组 件产能有望超过 900GW，2024 年全球组件产能将达到近 1100GW，当中中国组件 产量则接近 900GW。而按照 1 比 1.2 的容配比，预计 2024 年全球组件需求仅为 500-550GW，未来 2-3 年时间内组件环节仍将呈现供应过剩格局。
一体化优势明显，同时关注 N 型替代。由于年内组件供需总量宽松，组件价 格从年初起持续下跌，PERC 双面 210MM 组件价格从 2 月的 1.8 元/W 下跌至 11 月 的 1.1 元/W 左右，跌幅接近 40%，跌价过程中组件毛利显著承压，但一体化组件 毛利相对更为坚挺。虽然一体化毛利优势随着上游价格下跌而有所减弱，但目 前含硅料一体化组件仍有近 0.1 元/W 的毛利溢价，盈利能力相对占优。而当前 同规格 N 型组件亦较 P 型组件有 5 分/W 左右的溢价，随着 N 型渗透加速，头部一 体化企业预计将具备更强竞争优势。
2）电池片：N 型持续放量，中长期发展空间广阔
产量增速逐月加快，N 型排产显著上升。9 月我国光伏电池片产量为 57.1GW， 同环比增速均持续上升，前 9 个月电池片累计产量为 405.64GW，电池片供应同 样呈总量宽松格局。而 9 月电池片排产中，Topcon 产量占比已突破 28%，9 月 Topcon 的排产量已经较 6 月翻倍，下半年 N 型电池片渗透显著加速，但 HJT 电池 产量占比仍然较小，增幅并不显著。
Topcon 2024 年持续放量，但总量宽松背景下溢价或难以大幅走阔。P 型电 池需求预计将于 2023 年达峰，而当前国内 P 型电池片产能约有 400GW，已足以 满足全球需求。N 型电池需求于 2023 年加速放量，若 2024 年 Topcon 市占率能达 到 30%左右，对应需求量为 160GW 左右，但 2023 年年内 Topcon 新增产能接近接 近 400GW，预计 2024 年 Topcon 产能为 500GW 左右，过剩情况较 P 型甚至更为严 重。供应总量宽松背景下，预计主流类型电池片价格后期仍将维持弱势，N-P 型 溢价亦难以大幅走阔。 HJT 与 BC：短期需求有限，中长期空间广阔。BC 路线在一种 N 型电池中最 为突出的优势是转换效率高，但目前仅两家龙头企业具备量产 BC 电池的能力， 且其适用范围相对受限。HJT 电池从 2023 年起开始商业化生产，年内产量或可 突破 XGW，但由于银耗及设备投资成本偏高，HJT 电池生产成本普遍较 PERC 及 Topcon 高 0.15-0.2 元/W，且 2023 年年底名义产能有望突破 60GW，同样处于供 应过剩状态。
3）硅片：供应走向过剩，大尺寸与 N 型化是发展潮流
产能稳步上升，硅片供应预计维持过剩。截至 10 月末，我国硅片运行产能 已突破850GW，接近全球硅片需求的一倍，光伏级硅片库存亦迅速上升至16GW左 右，在中性开工率情景下，当前硅片产能已足以满足 2024 年全球硅片需求，预 计硅片过剩格局在 2024 将延续。
大尺寸与 N 型的渗透带来部分溢价。根据 CPIA 数据，2022 年 182mm 以及 210mm 的市场占比已上升至 82.8%，预计在 2024 年合计占比将超过 95%。而随着 N 型电池片逐步铺开，预计 2024 年 N 型硅片的需求占比有望达到 40-50%，N 型与 大尺寸的加速渗透带来一定溢价，目前 N 型 210mm 硅片价格较同类型硅片高 1 元 /片左右，龙头厂商有望在转型期获得超额收益。
4）硅料：过剩格局压制价格，关注 N 型料与颗粒硅
产能加速释放，过剩格局打压硅料价格。随着三季度末新增产能集中释放， 目前我国硅料名义产能已达到 215 万吨/年左右，理论极限产能接近 280 万吨/ 年。而按照当前投产计划，2024 年我国硅料名义产能有望接近 400 万吨/年，足 以供应近 1400GW 的组件，硅料环节供应过剩问题最为严重。未来 2-3 年内，由于硅料已正式进入过剩周期，预计多晶硅价格以底部震荡为主。 随着 N 型电池片逐步放量，对 N 型硅料的需求亦将逐步上升，掌握 N 型技术 的厂商中长期竞争优势将放大，当前 N-P 价差为 6 元/千克，短期总量过剩背景 下或难以实质性走阔。
（三）行业利润：上游利润向下游转移，利润重构接近完成
随着硅料供需转向宽松，上游跌价幅度显著大于下游，价格顶牛矛盾缓解， 利润逐步从上游回归下游。硅料环节利润占比从最高接近 30%回落至 23Q3 的 20% 以下，而组件环节的利润占比则从 15%修复至 25%左右。随着各环节价格在四季 度陆续跌至底部，产业链利润重构接近完成，组件环节利润占比仍为最高。而 收益于技术路线的革新，电池片环节利润占比显著高于 2021 年以前的水平。
（四）展望：行业底部将至，但全面过剩下景气度短期难以实质性改善
整体来看，随着三季度各环节供应陆续走向过剩，光伏产业链价格全面下 跌，组件投标价格一度跌破 1 元/瓦，目前主材各环节价格多数已跌至成本线，进一步下行空间有限，预计各环节盈利在 23Q4 至 24Q1 触及阶段性底部，但在全 面过剩背景下，各环节价格均难有实质性提升，或以底部震荡为主，N 型产品溢 价亦难以实质性走高。中长期来看，主要关注落后产线出清进展以及各类 N 型产 品渗透进度。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
