一季度 OPEC+维持减产，减产执行力度一般，叠加冬季需求偏弱，全球石油 库存累库压力较大，基本面对油价支撑偏弱。但随着俄乌、巴以和红海地区的 冲突规模扩张，地缘政治对市场情绪支撑较强，布伦特油价一季度维持宽幅震 荡，中枢持稳至 82 美元/桶。
（一）供应：供给限制较强，关注 OPEC+减产执行情况
1）俄罗斯：出口减产足额兑现，二季度产量或有下调
俄罗斯遭遇袭击，原油和炼厂产量受影响，二季度产量或有下调。EIA 数据 显示 2024 年 2 月俄石油产量为 1066 万桶/日，环比下降 8 万桶/日，合计油品 出口量为 674.8 万桶/日，环比下降 59.3 万桶/日，减产执行情况良好。二季度 起俄罗斯减产模式将进行调整，原油和成品油出口受炼厂检修及乌克兰无人机 袭击等因素影响料将下降。
2）OPEC：二季度延续减产，供应调控短期达到极限
OPEC 减产延续至二季度，剩余产能小幅下降，高度集中于沙特：OPEC+在最 新减产例会上宣布，将原定 3 月底到期的减产协议延长至 6 月底，但减产落地 情况有待观察。2 月 OPEC 产量环比迅速回升，环比上升 20.3 万桶/日，剔除豁 免国后，实际上升 5.8 万桶/日，增量主要来自尼日利亚与利比亚。OPEC+合计 剩余产能接近 686 万桶/日，环比下降 7 万桶/日，目前剩余产能中的 74.37%集 中于中东四国，接近 45%集中在沙特。 其中沙特出口继续上升，阿联酋并未进行减产，伊拉克仍处于超产状态。2 月，沙特原油产量为 898 万桶/日，足额完成自愿减产；但出口量环比上升 14.1 万桶/日；阿联酋原油产量为 293.3 万桶/日，环比上升 0.7 万桶/日；伊拉克仍处于超产状态，关注其后续执行力度。
3）美国：油井与钻机持续下滑，二季度增产动能不足
美国钻机数维持低位，DUC 基本停止释放，单井产量遇瓶颈。截至 2024 年 1 月美国新增钻井 852 个，环比下降 12 个；完井数 863 个，环比下降 63 个，开 钻未完钻井下降 13 个至 4386 个。DUC 本月基本停止释放，而新井数低位企稳。 主要盆地单井产量自 2023 年底增速出现显著下滑，其中 1 月巴肯地区受寒潮影 响产油量大幅下滑。 美国原油增产空间有限。据 EIA 数据，2024 年 2 月美国原油产量为 1307 万 桶/日，环比上升 42 万桶/日，但环比增量主要是 1 月美国原油产量受寒潮影响 大幅下滑所致，相比 2023 年底产量仍未完全修复。由于美国钻机数维持低位， DUC 基本停止释放，单井产量遇瓶颈，预计二季度美国原油增产空间有限。
（二）需求：二季度需求季节性走强，关注实际增量
1）炼厂：欧美炼厂开工率偏低，国内主营开工挤压地炼
欧美炼厂年初开工受寒潮影响，二季度有望持续回升。1 月份受寒潮等多重 因素影响，美国炼厂事故频发，1-2 月美国炼厂平均开工率较去年同期下降 5%， 欧洲 16 国炼厂平均开工率较去年同期下降 4%。受到柴油利润同比偏低的影响， 当前欧美炼油综合利润同比偏弱，但 2 月炼厂利润环比增长 40%，同时随着汽 油消费旺季的到来，利润有望持续回升，预计炼厂开工也将进入回升趋势，海 外炼厂投料需求有望增加。
地炼和主营炼厂开工率分化，中国原油需求整体仍有增长。年初至今主营 炼厂炼油综合利润维持 500-8000 元/吨高位震荡走势，地炼利润下滑严重主要 是受到需求弱化和成本上涨的双重压制，因此国内炼厂开工结构性分化，但总 加工量上来看仍有 2%的需求增长。二季度地炼利润两制约因素没有好转预期， 预计开工低位持稳。主营利润相对稳定，有望维持高开工稳定国内成品油需求。
2）汽油：需求季节性走强，整体增量有限
欧美即将进入出行旺季，但整体增量或来自印度等国。美国出行旺季 6-8 月汽油消费量可达 920 万桶/日以上，较 2 月仍有 60 万桶/日的上升空间，且由 于前期炼厂检修的影响，美国汽油库存去库速率加快。今年我国汽油需求较 2023 年增速放缓，同时并无明显季节性需求。汽油整体需求增量预计将主要来 自印度等经济增速较快的发展中国家。
3）柴油：工业需求恢复受阻，柴油供需双弱
美国柴油需求大幅下滑，欧洲库存持续累库。柴油需求与工业、制造业的 相关性较强，当前高利率压制海外制造业与地产等部门，海外柴油需求持续表 现偏弱，年初至今美国中质馏分油需求同比下滑 5%，欧洲柴油库存持续累积。 国内由于工业复苏力度相对偏弱和节假日停工影响，1-2 月国内柴油现实需求偏 弱，随着预期好转，柴油消费有望小幅回升。
4）航煤：迎来季节性需求旺季，年度需求增幅也较显著
航煤需求呈季节性上升趋势。2023 年国内放开出行限制，国内航空出行迅 速恢复。二季度欧美航煤进入消费旺季，预计全球航煤需求将上升至 650-700 万桶/日。国际航班运行不断修复，全球航班运行架次持续温和上升，已经超过 疫情前水平，截止 3 月初同比 2019 年增长 11%。
（三）展望：供应限制&需求恢复，二季度原油供需偏紧
机构观点调整，原油价格中枢上移。2 月三大机构对原油平衡表做出了显著 调整。EIA 二季度总供给下调 92 万桶/日，减量主要来自 OPEC+宣布二季度维持 自愿减产以及俄罗斯可能产生的增量减产，总需求上调 9 万桶/日，导致供需缺 口转为紧平衡状态；OPEC 对二季度供给也出现了下调，主要是俄罗斯增量减产 40 万桶/日；IEA 二季度上调了对非中亚洲的需求 20 万桶/日，同样下调了俄罗 斯供应。 因此，我们认为供应限制&需求恢复，二季度原油供需偏紧。
1）供应限制仍较为明显。OPEC+减产调控基本达到极限，美国页岩油增产 乏力，二季度减量焦点在于俄罗斯，全球石油供应环比收缩是大概率事件。（2） 需求季节性回升，关注实际增速。二季度出行需求升温，用油需求季节性走强， 海内外地产与制造业景气度小幅回升，工业类需求有望环比好转。（3）关注宏 观降息预期和再通胀预期对油价的影响。由于本轮海外降息周期并非是传统的 纾困模式，而是在消费表现仍然坚韧和工业衰退已经充分表达的情况下，降息 带来的将是工业需求的边际修复，进一步利好油价。而再通胀的逻辑需要 Brent 中枢持稳 95 美元/桶才会显著表现，目前影响较小。 整体来看，二季度平衡表转为去库状态，油价短期仍将维持震荡偏强走势。 应持续关注供需偏紧预期是否实际落地，即海外旺季需求的修复情况、OPEC+减 产的执行情况和俄罗斯产能的实际影响，同时关注海外二季度降息预期，若去 库加深&降息预期走强共振，对油价或有进一步向上推动。
一季度煤价持续下探，3 月加速下跌；海外煤价降幅低于国内，出现倒挂。 截至 3 月 22 日，国内环渤海港口 5500 大卡煤价报 840-860 元/吨，较年初 920- 930 元/吨下降约 70-80 元/吨，但海外煤价并未出现同步下降，印尼煤 Nar3800K FOB 较年初仅下跌约 1-2 美元/吨，5500K 进口煤综合到岸价下降约 3- 5 美元/吨，降幅低于国内市场。 一季度国内煤价下降、进口利润倒挂，同时产量库存进一步高位回落，均 符合我们年报预判。虽然国内产量出现下滑，但长协保障相对充裕，叠加进口 煤大量到货，导致电力企业淡季来临前以逐步消化自身高库存为主，对现货煤炭需求相对疲软。不仅终端加强了采购管理和库存管理，贸易商对非电需求的 悲观预期之下也发生了降价抛货、减少存货的现象。
结构性问题依然突出，安检形势逐步收紧，市场分析预测难度提高。据我 们了解，2024 年部分沿海电力企业的长协煤炭签约比例依然较高，这导致一方 面电企在长协兑现下对现货需求较弱，另一方面现货市场流动性相对匮乏，煤 价对非电等边际需求较为敏感。对需求的悲观、坑口发运倒挂进一步压制市场 煤发运积极性，甚至铁路有降运费促销迹象，这导致环渤海港口库存自去年四 季度以来持续降至中性水平，中间环节流动性进一步收紧。进口市场“内卷” 加剧，进口长协签约提高后现货流通性减弱、指数波动减弱，导致进口利润倒 挂加剧，贸易商亏损程度加深。此外，从国家到地方对煤矿安全生产要求愈发 严格，资源接续不足和产能增长放缓，导致经历了数年保供增产的国内供应端 变数增加。种种结构性矛盾层层叠加，加之气候从“厄尔尼诺”到“拉尼娜” 的切换，2024 年动力煤市场的分析预测难度前所未有提高。
（一）供应：国内生产受安检影响，进口倒挂或导致减量
1）国内供应：安监形势升级，国内产量收紧
1-2 月原煤产量同比下滑 4.2%，山西和陕西产量大幅下滑。2024 年 1-2 月， 国内生产原煤 7.05 亿吨，日均产量 1175 万吨，同比下滑 4.2%。从分省日产量 来看，山西和陕西产量降幅较大，分别下降 21%和 10%。受当前安全生产形势趋 严、下游高库存状态及煤价下行的影响，煤矿生产积极性一定程度上受挫。 煤矿安全事故频发，安监形势升级。由于煤矿长期高强度生产，全国煤炭 生产事故频发，2023 年煤矿百万吨死亡人数 0.094 人，同比上升 23.7%，2024 年以来全国煤矿发生事故 28 起，引发安全监管力度持续升级。2023 年 9 月，中 央办公厅、国务院办公厅发布《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》， 提出严格矿山安全生产准入，“停止新建产能低于 90 万吨/年的煤与瓦斯突出、 冲击地压、水文地质类型极复杂的煤矿”。2024 年 2 月，国务院公布《煤矿安 全生产条例》，从法规上首次明确煤矿企业和煤矿关系，山西省印发《全省矿 山安全生产集中排查整治行动方案》，集中排查整治阶段，开展“回头看”。3 月国家矿山安全监察局公布了《关于进一步加强煤矿煤仓安全管理的通知》， 督促煤矿落实安全管理责任。
部分区域资源接续不足、资本开支投资下降、煤价下行利润回落影响生产 积极性。近两年保供增产中部分地区过度开发导致可开采资源减少、矿区有效 服务年限缩短，如山西后备资源不足、接续产能建设滞后，陕蒙受生态环境限 制，河南山东河北安徽等地开采深度加大、面临减产形势，资源接续不足的问 题已经影响到我国煤矿产量可持续发展。同时，自 2022 年以来，煤炭行业固定 资产投资增速逐步回落，2022 年累计增速为 24.4%，2023 年增速降至 12%。由 于近几年保供核增与新投产煤矿成本抬高，同时受煤价下行拖累，2023 年煤炭 开采和洗选业利润累计同比下降 25.3%。利润收缩导致产量增速下滑已经体现在 2023 年和今年一季度，长期也将影响企业资本开支与产能扩张的意愿。
2）进口煤炭：年初维持高进口，持续倒挂或导致进口减量
1-2 月进口量同比增长 23%，俄煤进口量呈现下滑。1-2 月进口煤及褐煤数 量高达 7452 万吨，同比增长 23%。分国别来看，1-2 月我国分国别进口量为： 印尼 3649 万吨、俄罗斯 1149 万吨、澳大利亚 1076 万吨、蒙古 1045 万吨，分 别同比增长 5%、5094%、-22%、27%。
倒挂持续或导致未来进口到货出现减量。成本连年抬升及贸易货盘流动性 减弱，印尼澳洲等海外进口煤价格相对偏强，贸易商拿货成本挂钩指数难有调 节，导致进口到国内价差出现连续倒挂。3 月份国内降价之后，海外煤价未有同 步下跌，这导致进口利润倒挂进一步扩大，叠加火电淡季到来，预计二季度进 口到货量将出现环比回落。
（二）需求：火电淡季主动去库，非电需求回升有限
1）电力耗煤：长协保供充裕，电厂对现货煤炭需求疲软
1-2 月用电量同比增 11%，第三产业用电增速显著。受春节效应和去年低基 数影响，今年 1-2 月，全社会用电量累计 15316 亿千瓦时，同比增长 11%。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 11.1%、9.7%、15.7% 和 10.5%。工业企业出口结束连续下降趋势、民营企业工业增加值同比上涨、住 宿餐饮拉高二产、三产用电量。 低基数效应下，1-2 月火电发电量同比增长 9.7%。风光等新能源发电量增 速出现放缓，核电有降转增。2023 年 1-2 月，全国发电量 14870 亿千瓦时，同 比增长 8.3%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增速分别为 9.7%、 0.8%、3.5%、5.8%和 15.4%。 长协充裕保障叠加高进口量冲击，火电用煤增长并未带来对煤价的直接拉 动。年初截至 3 月 20 日，25 省总日耗同比增长 7.4%，沿海与内陆分别同比增 长 9.4%和 6.5%。虽然日耗增幅较高，但由于电厂长协保持兑现、且 1-2 月进口 煤同比高 23%，因此电厂对现货采购需求疲弱，流通环节煤价下行压力较大。 预计进入二季度，火电淡季用煤需求回落，电厂以逐步降低自身库存为主， 对外采购需求有限。但需警惕现货价格降至长协价附近后，可能导致长协兑现 意愿下降、对现货采购增量释放。
2）非电需求回暖有限，煤价淡季支持乏力
非电需求分化，建材钢铁用煤需求乏力，化工用煤继续增长空间或有限。 传统金三银四旺季，但基建及地产需求不振影响，建材及黑色需求回升面临阻 力。1-2 月，水泥日均产量 304.7 万吨，同比下降 1.6%，截止 3 月下旬，水泥 熟料产能利用率仅 33%，远低于往年同期；钢铁企业高炉产能利用率 76.15%， 同比-6.14%。非电用煤需求中仅化工行情表现较为突出，截止 3 月中旬，化工 行业耗煤量同比增长 12.6%，分品种增速甲醇+15.9%、合成氨+7.4%、PVC+0.2%、 纯碱+10.3%、乙二醇+27.3%，预计二季度化工耗煤量在 2 月高点上继续增长的 空间相对有限。
（三）展望：进入淡季供需双弱，二季度煤价或进一步探底震荡
二季度国内动力煤有望进一步寻底，中下游持续去库将支持煤价底部盘整、 震荡蓄力。相对上游生产状态存在较大不确定，市场预期对下游需求确定性较 高。当前市场状态为，下游电厂即将以较高库存进入火电淡季，市场对“金三 银四” 非电需求表现预期悲观，因此预计终端对现货煤炭采购需求难有较大改 观，这将导致 3 月下旬煤价阶段性企稳后、难有需求显著支撑的反弹行情，甚 至可能二次探底，但我们认为长协价附近支撑偏强。目前环渤海港口库存处于 缓慢回落中，4 月份大秦线检修影响或有限，但内贸发运倒挂、进口利润倒挂， 将使中游流动性进一步收紧，行情有望底部盘整、震荡蓄力。 需要关注的风险因素：若国内生产恢复缓慢、水电不及预期、需求出现超 预期表现，现货煤价有快速反弹可能。
一季度全球气价震荡回落后底部震荡。一季度初北半球偶发短暂寒潮天气， 对需求提振有限，整体 HDDs 同比偏低，库存去化幅度有限，前期气价震荡回落； 后美国多家天然气生产商公布减产计划，挪威、北非等地管道意外事故导致欧 洲进口波动，叠加亚洲补库 LNG 进口低位反弹，欧美亚气价底部支撑增强。
（一）欧洲：宽松基本面抑制 LNG 进口增量，欧气价低位震荡，关注本土 检修情况
1）供应：进口资源稳中缓增
阿塞拜疆供应预期高位维稳，增幅存不确定性。2023 年欧盟自阿塞拜疆进 口量超 120 亿立方米，据双方在 2022 年签署的备忘录——2027 年进口量将达到 至少 200 亿立方米/年，线性外推目标量：未来欧盟自阿塞拜疆进口管道气或逐 年上升 20 亿立方米/年，但受到管道运输产能、阿塞拜疆本土扩产仍处于前期 阶段、国内消费量增加等因素限制，进口量增幅及节奏存在较大不确定性。 其他来源进口管道气供应稳中有升。据彭博统计，二季度挪威计划检修量 同比明显下降，按照过去五年同期最高进口量及检修量两口径估算，预期带来 约 70-120 亿立方米的供应增量。俄罗斯自乌克兰对欧出口管道气合同将于年底 到期，此前管道流量预期维稳。北非管道气供应同比企稳，但需警惕意外事故 导致的短时供应扰动。
LNG 供应增量不及预期，但欧洲年内补库需求有限对冲影响。美国 Golden Pass、加拿大 LNG Canada 俄罗斯北极二号投产推迟导致二季度全球 LNG 供应增 量不及预期，二季度供应增量主要来自于一季度投产的 Congo FLNG 及 Altamira FLNG，约合 0.16 亿方/日，增幅有限。但在又一暖冬作用下，欧洲淡季补库需 求量较去年同期持平略低，对冲供应增量不足影响。
2）需求：需求端亮点不足，消费量预期维持稳定
二季度欧洲地区气温温和偏暖，居民&商住需求预期同比持稳。截至 3 月中 旬欧洲样本国家居民&商住消费同比下降 4%，暖冬气候导致欧洲旺季取暖消费较 历史平均水平大打折扣。春季欧洲地区气温延续温和偏暖预期，6 月厄尔尼诺预 期降至中性，极端天气发生概率偏低，居民&商住需求预期同比持稳。
制造业保持低位恢复，非居部门消费或维持历史低位波动。欧洲制造业 PMI 连续 2 个月环比上升，显示欧洲制造业虽仍在较低水平，但呈现持续恢复迹象。 但德国制造业未能延续加快恢复趋势，恢复的稳定性仍有待观察。市场普遍预 期欧元区首次降息将在 6 月开始的前提下，二季度欧洲制造业将继续保持低位 波动趋势，指引工业需求维持当前历史低位波动。 发电部门用气量承压。虽然气电经济性优势持续支撑天然气发电需求相对 强于煤炭，但可再生发电量增长预计将超过电力需求总增长，叠加年内水电表 现亮眼，春夏季电力部门天然气消费量承压。 需求管理措施持续生效限制整体需求反弹。3 月 28 日欧盟成员国达成政治 协议，同意将自愿减少 15%天然气需求的目标延长一年，即 4-10 月消费量低于 1440 亿立方米，综合考虑在非居缓增背景下，消费量同比下降概率同样偏低， 预期 2024 年 4-10 月消费量约为 1376-1440 亿立方米，最乐观情况增速仅 4%。
3）高库存叠加供应增量强于需求侧，欧洲进口承压打击气价重心
供需双增但供应增量高于需求，基本面持续宽松。截至 3 月中下旬，欧洲 库容率降至 59.39%，较近五年均值高近 20%、创同期新高。展望今年春夏，预 期供需双增但供应增量高于需求，基本面持续宽松。假设本土产量延续 10%的衰 减速度，挪威及阿塞拜疆各增加 70/20 亿立方米管输供应，LNG 及其他途径进口 高位企稳，需求预期 1376-1440 亿立方米，欧洲补库无忧且仍面临盈余胀库风 险；若需求增速同比不及 4%，欧洲进口承压，进口量或同比回落，采购不足打 压气价重心同比下移。在布伦特原油 80-90 美元/桶以及美气 1.6-2.3 美元/百 万英热预期下，成本支撑约为 17-36 欧元/兆瓦，展望二季度欧气价或在 20-30 欧元/兆瓦时区间内低位震荡，重心趋近下边界。
（二）美国：短期库存缓慢修正气价低位运行，中期供需收敛气价重心上 移
二季度美国干气产量预期环比同比均增加 0.16 亿方/日达约 29.38 亿方/日， 伴生气产量上行&单井产量提升对冲减产影响。2-3 月共有 7 家公司（份额占比 约 25%）公布减产计划，减产量约占总产量的 1-2%。二叠纪伴生气产量上行以 及各气田单井产量均不同程度持续上行对冲了减产影响。但考虑 EQT 尚未更新 二季度减产与否，基于基本面持续宽松、价格偏低等多重因素考虑，二季度 EQT仍存延续减产可能，若维持当前 10 亿立方英尺/日、约合 0.28 亿方/日减产计 划，二季度本土产量增速或转负。
商住消费步入淡季，天气及经济情况指引非居消费。二季度美国本土消费 季节性回落至 22.16 亿方/日，同比增加 0.06 亿方/日。其中商住部门及电力用 气缓增，工业用气承压。商住消费相对刚性，环比季节性回落，同比企稳；考 虑厄尔尼诺预期持续至二季度末，5-6 月多地较历史同期更热提振制冷需求，除 季节性波动外同比维持高位；衰退风险犹存压制下，制造业及工业部门用能难 言乐观，工业用气预期承压。
自由港滚动检修或持续至 4-5 月导致出口同比增幅受限。受去年新上线产 能及一季度寒潮停出影响，二季度美国天然气净出口将同比增加 0.29 亿方/日， 环比增加 0.18 亿方/日。但二季度暂无新上线液化出口产能，自由港计划滚动 检修剩下的两列液化装置，初步计划于 4 月底-5 月初结束本轮检修，持续检修 限制二季度出口增幅，警惕检修超预期带来的出口增幅不及预期。 库存压力贯穿二季度，短期压制美气价迫近成本线，中期需求侧利多释放 或小幅抬升气价重心。供应端减产力度有限且节奏偏缓，需求侧本土消费淡季、 出口增量较窄，二季度超高库存修正尚不明显，计算库存较五年均值偏离度， 年内库存压力高点集中于 5-6 月，宽松基本面压制气价迫近现金流成本并促使 生产商持续减产以缓解市场盈余量。据统计美天然气生产商边际现金流成本约 在 1-2 美元/百万英热，两大气田盈亏平衡成本线约为 2-2.3 美元/百万英热， 综合管输成本支撑，二季度美气运行区间或为 1.6-2.3 美元/百万英热。出口回 归叠加夏季制冷需求提前启动预期，季度内节奏或呈现前低后高走势。
（三）展望：淡季叠加主动供应调节，全球气价遵从成本侧指引
供需双弱，欧气价底部震荡。管道气供应预期稳中有升，创新高补库起点 压制淡季欧洲采购意愿，主动节能及经济上行不稳定抑制需求增速，二季度欧 洲气价上行动力不足。在布伦特原油 80-90 美元/桶以及美气 1.6-2.3 美元/百 万英热预期下，成本支撑约为 17-36 欧元/兆瓦，展望二季度欧气价或在 20-30 欧元/兆瓦时区间内低位震荡，重心趋近下边界。警惕二季度挪威集中检修以及 亚洲采购超预期所带来的上行风险。 产量主动调节持续，叠加需求侧利多集中兑现，美气短空长多。短期减产 初步落地，出口承压，本土消费季节性回落，库存修正尚不明显，气价围绕成 本侧低位波动。中期减产仍存加大可能，叠加二季度末出口回归、夏季制冷需 求启动等多重因素驱动，或抬升季度末气价重心。二季度美气运行区间或为 1.6-2.3 美元/百万英热。警惕减产不及预期、装置检修推迟、气温温和等因素 带来的超预期影响。
一季度，国内发用电量分别增长 8.3%和 11%，低基数效应和工业企业出口 转正带动发用电需求增长。同时，燃料成本下降带动电价同比下降 7%。
（一）电力供应：源网建设加快，今年风光新增装机有望超 2 亿千瓦
1）源网建设投资：电网建设提速、电源投资高增长
电源建设投资加快落地，传统能源与新能源电源投资均有明显增长。2023 年，电源基本建设投资完成额达到 9675 亿元，同比增长 30.1%，其中火电、水 电、核电、风电投资分别为 1029、991、949、2564 亿元，分别同比增长 15%、 13.7%、20.8%、27.5%。
电网建设提速。2023 年，电网基本建设投资完成额达到 5275 亿元，同比增 5.4%，较上年增长 3.4 个百分点；新增 220 千伏及以上线路总长度达 38130 千 米，累计同比-1.4%。
2）装机量：2024 年发电装机将增至 31.7 亿千瓦，风光装机新增 200 以上
2024 年发电装机将增至 31.7 亿千瓦左右，非化石能源装机将提高至 55%占 比。截至 2023 年 12 月底，全国累计发电装机容量约 29.2 亿千瓦，同比增长 13.9%。其中，火电装机 13.9 亿千瓦，同比增长 4.1%；水电装机 4.2 亿千瓦， 同比增 1.8%；核电装机 5691 万千瓦，同比增 2.4%；太阳能发电装机容量 6.09 亿千瓦，同比增长 55.2%；风电装机容量约 4.4 亿千瓦，同比增长 20.7%。国家 能源局计划 2024 年发电装机达到 31.7 亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比 提高到 55%左右。这将意味着，2024 年火电装机将增长 0.36 千瓦以上，风光装 机新增在 2 亿千瓦以上，保持 200GW 以上水平，但较 2023 年风光装机新增 293GW 的增速有所回落。
3）发电端：火电、风光发电量保持高增长
1-2 月发电量同比增 8.3%，低基数导致火电同比增速较高。2024 年 1-2 月， 规上工业发电量同比增 8.3%，火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比增速 分别为 9.7%、0.8%、3.5%、5.8%和 15.4%。低基数导致发电量增速较高。
2023 年全国发电利用小时数增长，火电、核电、风电利用小时增加，水电 和光伏利用小时下滑。2023 年，全国发电设备累计利用小时 3592 小时，同比降 101 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 4466、3133、7670、2225、1286 小时，同比+76、-285、+54、+7、- 54 小时。
（二）电力需求：用电增速保持高增长
1）用电量：1-2 月用电量增长 11%，全年增速或达 6%
1-2 月用电量增长 11%，全年增速或达 6%，较上年小幅回落。1-2 月，全社 会用电量累计 15316 亿千瓦时，同比增长 11.0%，其中规模以上工业发电量为 14870 亿千瓦时。从分产业增速，一产+11.1%、二产+9.7%、三产+15.7%、10.5%。 根据中电联预测，2021 年全社会用电量将到达 9.8 万亿千瓦时，比 2023 年增长 6%左右。预计 2024 年全国统调最高用电负荷 14.5 亿千瓦，比 2023 年增加 1 亿 千瓦左右。
2）用电新动能：数据中心及新能源车耗电快速增长
数据中心成新耗能大户。 2021 年，全国数据中心耗电量为 2166 亿千瓦时， 2022 年耗电量达到 2700 亿千瓦时，占全社会用电量约 3%。预计到 2025 年，全 国数据中心用电量占全社会用电量的比重将提升至 5%，到 2030 年全国数据中心 耗电量将接近 4000 亿千瓦时。 新能源车耗电量快速增长态势。2023 年公共充电设施充电量达到 359.7 亿 千瓦时，同比增长 69%。若以新能源车保有量来算，截至 2023 年底，我国新能 源汽车保有量达 2041 万辆，标准工况下的百公里平均耗电量约 14.8 度。以单 车每年 1 万公里（混动只考虑用电部分）计算，新能源车每年单车耗电量约 1500 度，2041 万辆合计耗电 306.15 亿度，平均每天耗电约 8387.67 万度，占 全社会用电不到 1%。
（三）电力市场交易：市场交易电量快速增长
1 月电力市场交易电量同比增长 24.4%，中长期交易占比 79%。1 月，全国 各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 5215.9 亿千瓦时，同比增长 24.4%。 省内交易电量合计为 4120.4 亿千瓦时，省间交易电量合计为 1095.5 亿千瓦时。 全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 4132.6 亿千瓦时，同比增长 23.6%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为 4042.8 亿 千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为 89.8 亿千瓦时。
（四）电价展望：二季度电价有望小幅走弱
燃料成本大幅下行，一季度全国电价同比回落 7%。2 月煤炭价格窄幅上行， 寒潮影响偏强，但范围集中在少数省份，全国电价维持平稳。3 月全国代理购电 均价环比下滑 0.1%，同比跌幅 5.6%，分地区来看，宁夏（+11%）、广西 （+6%）、蒙西（+3.9%）等地涨幅较大；少数地区电价下降，青海（-16.7%）、 蒙东（-12.7%）、辽宁（-6.4%）、河北（-5.5%）。二季度燃料成本仍有下行 预期，伴随水电、光伏季节性发电回升，电价有望小幅走弱。
（一）一季度欧洲发电量继续同比偏低，传统能源发电继续下行
2024 年欧洲制造业 PMI 一季度继续偏弱运行，低于荣枯线已接近 18 个月。
欧元区、法国及德国的制造业 PMI 自 2023 年 10 月-12 月连续上行后，2024 年 1-2 月又继续下行。2023 年欧洲制造业 PMI 下行可通过下文月度数据佐证， 2024 年一季度数据可通过下文高频发电量统计观察。
从月频数据来看，2023 年 1-11 月 EU27 总发电量，累计同比下降 3.6%。其 中煤炭、天然气、水电、核电发电量分别为 27.4、39.9、31.1、53.1 万 GWh； 累计同比分别为-25.23%、9.98%、16.52%、及 1.58%。由于天然气及水电的快速 恢复，煤炭发电量在 2023 年四季度继续维持弱势。同时核电也出现了较大改善， 主要因法国核电 4 季度未有较大检修计划，出力比例提升较快，由 8 月的 55%提 升至 12 月的 65%左右。（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） 新能源新增装机量继续缓解欧洲能源矛盾。欧洲新能源装机持续提升，风 力光伏发电表现突出。2023 年 1-11 月 EU 光伏发电量 22.64 万 GWh，同比增加 16.5%；风电发电量 41.95 万 GWh，同比增加 13.9%。
从高频数据来看，欧洲 2024 年 1-3 月总发电量同比小幅下行约 0.4%。 其中 1 上半月发电量同比上行，主要因一月欧洲大陆存在一波短暂的寒潮。 2-3 月发电量同比低于 2023 年同期，主要因气温偏高维持了较长周期，欧 洲取暖需求不及往年。
（二）煤炭发电性价比低于天然气，点火利润价差连续三季度为负
火电及气电利润在市场层面决定欧洲采用何种发电能源，2024 年一季度煤 炭利润继续下行。火电-气电利润价差由 2024 年 1 月的-8 欧元/MWh，下降至 2024 年 3 月的-16 欧元/MWh，火电发电利润低于气电发电利润并边际持续下滑， 电厂优先选择天然气作为调峰能源。从数据来看，在 1-3 月总发电量累计同比 下行 0.4%，其中 1-3 月煤炭发电量累计同比 2023 年大幅下降约 27.8%，1-3 月 天然气发电量累计同比 2023 年下行 13.2%；在可再生能源发电大幅上行，总发 电量未发生较大波动的情况下，煤炭发电量同比下滑最为严重，印证煤炭替代 性大幅削弱。
（二）核电与水电出力已恢复至常值
欧洲 2042 年一季度水电恢复较强，核电出力比例恢复至常值。由于新能源 发电量的增加及水电的恢复，化石能源发电量显著下滑。从高频周度发电量数 据来看，欧洲 2024 年一季度水力发电 10.4 万 GWh，累计同比 2023 年增长 15%， 同比 2022 年同期增长 24%。第一季度核电发电 13.12 万 GWh，较 2023 年增长 4.1%，较 2022 年-0.21%，恢复至历史常见水平。
（三）二季度发电端矛盾预计将持续缓解
二季度欧洲气温逐步回升，电力负荷进入能源需求淡季。下图为 2017-2023 年日度最高气温与日度平均负荷对比，可以发现存在明显的季节性及负相关。 根据过去 5 年的变化来看，欧洲二季度的日间气温预计提升约 10 摄氏度，同时 电力负荷普遍下滑约 10%。因此，从需求端来看，气温回升叠加欧洲经济疲软， 二季度预计欧洲电力矛盾继续缓解。
从供给端来看，预计欧洲发电在 2024 年二季度平稳运行。从周度水电出力 来看，法国水电 2024 年一季度预计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至 5 年较高水平，由于法国 核电是重要的电力出口端，因此核电出力对于欧洲的电力平衡至关重要。
（四）电价风险继续释放，价格已大幅回落
2024 年一季度欧洲电价持续回落。截至 2024 年 3 月 15 日，北欧、德国、 法国、英国的日前平均电价分别为 58、62、62、70 欧元/MWh，显著低于 2023 年同期。区间累计同比 2023 年分别下降了 32%、44%、51%及 49%。
欧洲远期电价预期 2024 年二季度维持低位，偏弱运行。从远期价格来看， 1 月远期与一季度远期价格基本一致，市场预期二季度价格将保持平稳。
展望 2024 年二季度风险，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，但与 2023 年一季度不同之处在于一季度取暖季重点观察寒潮。 进入二季度，更多需要观察降水量及 5-6 月潜在的热浪。总体而言，二季度遭 遇极端天气的概率偏低，主要观察长期低降水带来的潜在影响。 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，如下图所示，根据欧洲中期天气预报中心预测模型，2024 年二 季度北欧及南欧的地面气温将继续高于往年常值，意味着由于偏高的日间气温 将带动电力负荷走弱，因此电价弱势震荡概率较大。
（一）欧洲碳市场：欧洲碳价二季度将继续承压
欧洲一季度碳价主要跟随欧洲经济现状及碳排放强度运行。1-2 月底欧洲碳 价出现连续的下行，从 80 欧元/吨连续下跌至 50 欧元/吨。在此期间，欧元区 制造业 PMI 持续下行，2 月跌至 46.5。连续的低制造业 PMI 体现出欧洲工业消 费疲软；从发电行业的碳排放量模拟可以看到欧洲 1-2 月碳排放量显著低于历 史同期，下滑约 25%。进入 2 月底至 3 月中旬，碳价从 50 反弹至 60 欧元/吨主 要因天然气价格上行及偏弱的风电。 展望 2024 年二季度，碳价预期震荡偏弱，缺乏上行动力。从发电行业碳排 放强度模拟来看，历史上二季度碳排放偏弱，同时考虑到 2024 年欧洲整体工业 需求依然偏弱，碳价难有大幅上行空间，逢高空策略预计胜率较高。
（二）中国碳市场：一季度碳价量减价增，二季度预期震荡运行
从 2024 年 1 月至今，全国碳市场碳配额价格上行。价格从 70 人民币/吨左 右上涨 18.5%至 83 人民币/吨，3 月 21 日收盘价报 83.83 人民币/吨。 从交易规律上来看，存在“惜售”、“潮汐”等现象。持有配额的企业， 为应对后续履约需求，售卖态度偏保守；交易量及价格上行主要集中在履约年 的 10-12 月，形成明显的潮汐现象。因此 2024 年一季度的价升量减，或因为部 分未履约企业补缴配额以及小部分企业提前采购下一履约期配额所致。 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。2023 年 10 月，生态环境部发布《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。2024 年 3 月 15 日，生态环境部发布通知，面向社会就铝冶炼行业 的《企业温室气体排放核算与报告指南》和《企业温室气体排放核查技术指南》 公开征求意见。两份指南释放信号，铝冶炼行业或将成为继发电行业之后，成 为第二个被纳入强制性碳市场的行业。
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 跟随全国碳配额波动运行
CCER 价格基本跟随全国碳市场配额运行。根据复旦大学统计，2024 年 1-3 月 CCER 均价分别为 61.63、61.63 及 63.9 元/吨，三月价格上行与全国碳配额 价格同步。由于新方法学 CCER 开发预计流程需要 6-12 个月。从本年度 1 月起 计算，CCER 进入市场时间节点或为三四季度，因此二季度 CCER 价格或维持偏高 位置运行，在三四季度签发量入市后，价格或有一定压力。
2024 年一季度光伏产业链价格维持平稳，随着开工率下调与终端需求逐步 启动，下游组件与电池片价格企稳，部分企业报价小幅上调。但下游减产导致 上游硅片、硅料环节供需失衡，库存持续上升，跌价风险不断累积，三月中旬 硅片价格开始下跌，产业链价格探底过程仍未结束。
（一）装机：全球光伏装机维持增长
2023 中国光伏新增装机 216.88GW，同比上升 147%，光伏装机大超年初预期。 虽然消纳问题随着新能源装机量的持续增长而愈发严峻，但近期消息称国家电 网将放开 95%的新能源消纳率红线，部分消纳率不达标的风光大基地项目或可于 今年提前并网。预计 2024 年中国光伏新增装机量同比小幅增长。
2024 年前 2 个月，美国电力部门新增光伏装机 5.54GW，工商住宅部门新增 光伏装机 1.17GW，合计新增装机 6.71GW，同比上升 64%。根据 EIA 预测，2024 年美国光伏将新增装机 43.1GW，同比上升 60.3%。
（二）产业链供需：一季度价格表现平稳，后期上游或相对偏弱
1）组件：终端需求回暖，价格或逐步企稳
减产阶段性缓解过剩压力，组件价格反弹酝酿中。随着产业链产能大过剩 格局确定，2023 年四季度组件厂商率先进行超产价格战，各类型组件价格跌至 0.9 元/瓦左右，行业进入普遍亏损状态。2024 年一季度组件价格战阶段性结束， 叠加春季放假影响，1-2 月中国组件月均产量仅为 34.5GW，环比 23Q4 下降 28%， 产量水平下降至 2023 年 2 月以来的最低值。减产后组件产量过剩问题得到缓解， 价格低位企稳。随着后期海内外采购需求回暖，组件价格有小幅反弹的可能性。
2）电池：供需格局改善，但价格反弹仍缺乏驱动
电池片供需格局改善，但价格表现或相对弱势。与组件环节类似，一季度 电池片厂商通过降幅减产缓解产量过剩压力，1-2 月中国光伏电池片月均产量为 46.2GW，环比 23Q4 下降 25%，但相对组件环节仍然超产，故近期电池片厂商提 价效果并不显著。同时，由于硅片价格走跌，成本下降对于电池片价格亦有所 拖累，电池片价格相对组件表现或偏弱。
N 型溢价维持相对高位，但后期或将收缩。N 型电池从 2023 年年中开始加 速放量，进入 2024 年后，N 型在终端的渗透率已经达到 70%左右，但 N 型电池 在供应端的渗透率仅为 60%左右，且部分新投产能并未达到理想状态，N 型电池 的过剩情况相对较好，故 2024 年一季度 N-P 溢价较 2023 年下半年显著上升。 但年内 N 型电池产能有扩张一倍的计划，而 P 型产能将逐步出清，N 型相对 P 型供需格局更好的状况预计将在年内逐步扭转，而 N 型溢价难以长期维持高位。
3）硅片：持续超产库存高企，跌价风险较大
一季度硅片持续超产，库存突破历史最高值。2024 年年初月硅片环节并未 跟随下游减产，1-2 月中国硅片月均产量为 56.9GW，每月较电池片环节超产 8- 10GW，故硅片库存从 2 月起加速累积，目前 SMM 统计口径硅片库存已突破 25GW。 创历史新高。
产能过剩仍然严重，降价去库势在必行。截至 2 月末，我国硅片运行产能 为 915.8GW，产能增速显著放缓，但总量过剩格局仍然严峻。虽然终端需求有所 回暖，但前期超产形成的库存仍然需要优先消化。参考 2023 年 10 月经验，未 来 1-2 个月硅片调降开工、降价去库势在必行。
4）硅料：产能集中投放叠加下游降负，硅料价格同样面临较大压力
投产进度暂缓，一季度硅料价格表现平稳。2024 年一季度硅料投产节奏暂 缓，仅 2 月新增产能 6 万吨，叠加硅片维持高开工，一季度硅料价格走势平稳， 部分产品价格小幅探涨。
产能集中投放叠加下游降负，硅料价格同样面临下行压力。根据不完全统 计，2024 年 3-6 月将有 85 万吨的硅料新产能投产，若悉数落地，我国硅料总产 能将扩张超过 30%，供应增加将对价格施加显著压力。同时，由于硅片大概率将 降负减产，硅料需求将边际走弱，供需双向挤压，叠加硅料库存亦已累积至较 高位置，硅料价格同样面临较大下行压力。
（三）行业利润：利润增速大幅放缓，上游跌价下游利润修复
根据样本上市公司财务数据，2023 年前三季度光伏产业链毛利润约为 4200 亿元，结合四季度业绩预告，预计 2023 年光伏产业链毛利润将同比小幅下滑。 分环节来看，受价格战影响，电池片与组件的毛利从 2023 年四季度起陆续跌落 负值区间，亏损已持续超一个季度。考虑到终端需求有所回暖，下游环节利润 进一步下行空间不大，而未来上游价格的下跌有望带给下游一定利润修复空间。 但在产业链价格低位徘徊背景下，2024 年产业链利润难有实质性好转。
（四）展望：需求预期上修但过剩格局难改，上游跌价下游或阶段性受益
近期海内外装机侧利好频发，一定程度上缓解了市场对于需求偏弱的担忧。 但由于主材各环节产能均已突破 900GW，且年内有扩产至 1000GW 以上的计划， 产业链产能过剩格局短期仍难以扭转。下游组件与电池片价格在前期价格战中 提前释放跌价风险，随着终端需求回暖，价格进一步下行空间有限。而上游硅 料与硅片环节由于超产导致库存高企，降负去库势在必行，叠加后期仍有产能 扩张计划，价格下行概率较大。随着上游价格回落，下游利润有望得到修复， 但总量过剩背景下行业景气度难以得到实质性改善。
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