天然气行业 | 深度报告：天然气市场快速发展，看好龙头企业量价弹性

事项

典型国家天然气市场发展回顾

回顾典型国家历史，天然气市场发展历程基本都包含启动期、发展期和成熟期。从典型国家天然气发展历程可以发现，积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施及合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。典型国家从启动期到成熟期通常要半个世纪以上，快速发展期一般经历30年左右。目前中国天然气市场仍处在快速发展期，预计到2025年，我国天然气消费量将达到4200亿立方米以上；到2030年，我国天然气消费量将达到6000亿立方米左右。

中国天然气需求：维持较快增速，结构有所分化

中国天然气需求预期将维持较高增速。2022年受疫情影响，天然气表观3638亿方，同比下滑1.3%，为近20年来首次出现负增长。根据国际燃气联盟，预计2023年我国天然气需求将呈现恢复性增长，全年天然气消费量预计为3865亿立方米。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。

城市燃气和工业燃料为主要需求，天然气发电增长较快。2022年中国天然气消费结构中城市燃气、工业燃料、天然气发电、化工用气占比分别为33%、42%、17%、 8%。预测至2025年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展；工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声，天然气增速放缓；天然气发电调峰需求提升，维持较快发债；化工用气由于氢能产业发展也有所提升，预期2025年四者占比分别达到34%、39%、19%、8%。

工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长

2023年2月20日，国家发改委等9个部门联合印发《关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》，提出到2025年工业锅炉平均热效率相比2021年提高5%的目标。“十四五”期间，煤改气工程仍将持续开展，工业燃料作为“煤改气”重要领域，有望在政策扶持下快速发展，尤其是食品加工、制药等能源成本占比不高的行业，更加容易接受“煤改气”。天然气作为工业燃料其消费增速与GDP增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下降，且中国经济稳步恢复，2022年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计2025年中国工业燃料天然气消费量1700亿立方米。

在经济方面，天然气主要替代煤和电。以100平方米住宅采暖季4个月进行估算：使用天然气取暖约需1200立方米，以天然气价格为3元/立方米估计，每个采暖季取暖费用为3600元；以空调取暖，则每个采暖季大约需要消耗10000kwh电能，居民用电为0.5元/kWh计，则采暖费用为5000元；以煤取暖，每个采暖季约需4吨煤，每吨煤700元计，取暖费用为2800元。由以上对比可知，以煤取暖价格最为低廉，天然气次之，以电取暖最贵。但考虑到天然气取暖的清洁性及便捷性，加之政府推广“煤改气”时的补贴，天然气仍有一定的竞争力。

以某一价格为40 万元/ 辆的LNG 重卡为例，同功率、同车型的柴油重卡价格约为32万元/辆。重卡的日行驶里程按500km 计。目前 0# 柴油的零售价格7.8元/L，每千克 LNG 的热值相当于1.33 L柴油。目前LNG单价为5.0 元/kg。柴油重卡百公里消耗柴油按32 L估算。LNG在气化器中转化成气态进入发动机燃烧，相比于柴油（C10-C22 的混合物）液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油发动机有更高的热效率，为了便于估算，以热效率一致计算。可知在日行500km使用条件下，LNG重卡比柴油重卡燃料每天节省648元。以一年重卡工作时间为300天，卡车整车寿命为8年，综合考虑购车、维护、燃料等费用可以发现，LNG重卡在当前燃料成本下，经济性远超柴油重卡。

从目前油气价格来看，天然气重卡的经济性较强，加之国VI排放标准升级、区域环保政策等因素，天然气重卡发展长期利好。2022年新增LNG重卡3.5万辆，受疫情影响，LNG天然气消费量为142亿立方米，比2021年减少10亿立方米。考虑到经济增速回升，LNG价格下降，预计2025年天然气重卡保有量可达80万辆，LNG重卡天然气消费量达200亿立方米。2022年CNG汽车用气需求量为100亿立方米，随着电动汽车逐渐普及CNG汽车保有量逐渐下降，预计2025年CNG车用天然气需求量为80亿立方米。综上估计2025年交通领域天然气消费量为280亿立方米。

中国天然气供给：自产气保持较高增速，进口能力持续扩张

天然气产量快速增长，结构以“三桶油”为主。随着“增储上产七年行动计划”的持续推进，全国天然气产量快速增长，但是近几年由于受到疫情影响，国内产量增速有所放缓。2022年全国天然气产量达到2178亿方，同比增长6%。未来我国将继续立足国内保障供应安全，推进天然气持续稳步增长，国家能源局预计我国天然气产量在2025年将达到2300亿立方米以上，2040年以及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平。在产量结构中，“三桶油”占比超过80%，其中中国石油占比达到58%，是国内天然气产量龙头，引领国产气的增长。

常规气

我国已开发主力气田整体处于稳产阶段，四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、准噶尔5个盆地已经在20个区代获得战略性突破，可以实现储量规模接替，预计每年可增加探明天然气地质储量8000-10000亿方，一批大中型气田正在加快建设，已经开发的气田通过内部挖潜、滚动扩边、综合治理等措施在“十四五”期间将整体处于稳产阶段。

页岩气发展面临诸多挑战，但仍在较快增长。由于页岩气单井投资大，产量递减快，第一年的产量自然递减率约60%-80%，需要不断打新井来保证气量增长，导致成本回收周期长，不稳定因素多；页岩气往往与常规气、煤层气和致密气共生，开发潜力区垂直重叠，由于矿权有强排他性，这导致页岩矿权市场化较为艰难。虽然我国页岩气起步晚，但是一直维持快速增长，2022年国内页岩气产量达到247亿方，同比增速超过8%。《页岩气发展规划（2016-2020年）》曾提出2020年产量目标300亿方、2030年产量目标800-1000亿方，但是实际发展过程中面临诸多挑战，我们预计2025年国内页岩气产量有望超过300亿方。

煤层气

中国的资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点，所以中国的煤层气资源储备非常丰富，目前煤层气储量约36.8万亿立方米，居世界第三位，约占全球资源储量的14%左右。目前全国已形成鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地两大煤层气产业基地，开发潘庄、樊庄、郑庄、保德、大吉、延川南、川南等27个煤层气田。目前中国煤层气的开发主要由大型国有企业主导，主要包括中石油和中联煤层气等央企，以及地方煤矿企业等。

煤层气开采成本高，经济性相对较低。我国煤层气资源大部分属于难采资源，面临着单井产量低、运行效率低、资源利用率低的问题，导致煤层气经济性相对不强。目前国内煤层气生产成本一般在1元/方以上，头部的煤层气公司成本相对有一定优势。

煤层气发展基础相对较差，但仍然维持较高增速。首先，受制于矿权管理等相关政策，中国对煤层气资源开发实行国家统一管理，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，而煤矿开采审批权为地方政府，造成了地方政府在煤层气开发方面缺乏主动权，影响了煤层气的发展积极性；其次，目前国内煤层气管网基础建设依然滞后，煤层气管网存在管径细、管网短、分布比较零碎的问题，导致抽采出来的煤层气外输量和覆盖范围有限，大部分产量就地消化，直接影响了煤层气开发利用。煤层气产量目前已经突破百亿，2022年国内煤层产量达到115.5亿方，同比增速约10%。《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021-2025年）》提出，山西省煤层气2025年抽采量目标为200～250亿立方米，有望带动国内煤层气产量快速提升。

进口管道气增量可期

目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线，其中中亚线是我国发展时间最久，也是进口量最大的管线。“十四五”期间进口管道气增量主要来自中俄东线，“十五五”期间预期中俄西线、远东管线和中亚D线将带来更大的增长空间。

中亚管道

中亚天然气管道是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道，气源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，经我国新疆霍尔果斯口岸入境，AB线与“西气东输”二线相连，C线与“西气东输”三线相连。目前中亚管道总输气能力达到550亿方，近几年基本维持在80%左右的高负荷，2022年实际输气量达到432亿方。未来中亚管道增量主要来自中亚D线，按照此前规划，D线的气源主要来自土库曼斯坦复兴气田，经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦，从新疆乌恰入境，输气能力为300亿方。今年5月19日，在中国－中亚峰会上，中方倡议建立中国－中亚能源发展伙伴关系，加快推进中国－中亚天然气管道D线建设，预期中亚D线的进度有望加快。

中缅管道

中缅天然气管道起自西海岸皎漂，从云南瑞丽进入中国，终点为广西贵港，设计年输气量120亿立方米，于2010年开始建设，2013年正式投产，管道干线全长2520公里，其中段793公里，中国段1727公里。目前中缅天然气管道的年输气量仅达到45亿方左右，一方面由于天然气开采能力不强，另一方面天然气的进口成本较高，对需求有一定抑制，预计未来中缅天然气进口增量有限。

中俄管道

中俄天然气管道是我国陆上第三条进口天然气管线，目前中俄东线（西伯利亚力量管道）已于19年底贯通，首期每年50亿立方米，此后逐年增长到380亿立方米的设计供应量。东线自境内的科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等3个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约3000公里；中国境内段从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9个省、市、自治区，全长5111公里。未来中俄管道将是中国进口管道气最大的增量来源，除东线的增量外，目前还在规划西线（西伯利亚力量2号管道）以及远东管道，其中西线规划输气量500亿方，途径蒙古国，由于涉及到较多地缘政治问题，进度相对缓慢；远东管道起点位于达利涅列琴斯克，跨越乌苏里江到达黑龙江的虎林，设计年供气能力100亿方。

进口LNG规模不断增加

进口LNG逐步增长，产能结构以央企为主。随着政策放开，民营企业经核准后可以投资LNG接收站，且政策对LNG接收站有公平准入的要求，未来“三桶油”有望在LNG接收站窗口期通过市场拍卖出租LNG接收能力，这极大的激活了资本对于LNG接收站建设的关注，LNG接收能力稳步提升。目前国内已建成LNG接收站27座，总接收能力超过1.2亿吨/年，形成环渤海、长三角、东南沿海三大LNG接收站群，其中国家油气管网接收能力占比22%，中国海油接收能力占比21%，中国石油接收能力占比18%，中国石化接收能力占比15%。

进口以长协为主，民企更加灵活。我国LNG进口形式主要以长协为主，2021年进口长协约占65%，其中卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，两者进口量占比合计接近60%。由于国企在LNG进口中需要承担更多保供责任，因此长协比例也相对民企更高，而民企的贸易方式更加灵活，国内外市场套利空间更大。

天然气储运设施不断完善

天然气管网

2010-2021年我国天然气管道建设里程逐年增长，但增速有所放缓，其主要原因是受到天然气管网改革等因素的影响。据统计2021年我国天然气管道长度达92.91万公里，2010-2021年CAGR为12.42%。良好的基础设施为天然气普及提供了良好的基础。

2022年，全国长输天然气管道总里程11.8 万千米（含地方及区域管道），新建长输管道里程 3000 千米以上。《中长期油气管网规划》指出，到2025年天然气管道规模将达16.3万公里，年均增速9.8%。

调峰储气库

储气库对发挥保供稳价发挥重要作用。储气库建设方面，我国依托枯竭油气藏着力打造华北、东北、西南、西北等数个百亿立方米地下储气群。华北地区以文23为依托，东北地区以辽河储气库为核心，西南地区实施相国寺储气库扩容达容并新建铜锣峡、黄草陕等新库，西北地区在呼图壁储气库扩容的同时新开发吐哈油田储气库资源，同时加强长三角、中部地区、珠三角等消费中心盐穴储气库扩容达容及新建，力争到2025年全国形成 300亿方储气能力。

2022年大庆油田四站、朝51、长庆油田苏东39-61等10座储气库相继投产，截止2022年采暖季前形成工作气量208.0亿立方米，较2021年新增37亿立方米。“十四五”现代能源体系规划指出2025年全国集约布局的储气能力达到550-600亿立方米，占天然气消费比重约13%。

中国天然气产业链概况

中国天然气产业链大致可以分成4个环节：上游勘探开采、中游储存运输、下游分销批发以及终端消费。

上游：国内常规天然气资源主要集中于中石油、中石化以及中海油等少数资源方手中，民企主要参与页岩气、煤层气等非常规资源；进口资源中，进口管道气目前主要掌握在中石油手中，进口LNG主要由三桶油等能源公司掌握，民企如广汇能源、新奥股份、九丰能源等企业也拥有一定规模的LNG接收站。

中游：天然气从上游资源方开采或进口之后，通过长输管网、省级官网、LNG运输船和槽车等方式输送至下游或终端用户。自2019年国家管网公司成立以后，国内长输管道管道已经逐步交由国家管网公司统一管理，省级管道也在逐步并入国家管网公司中。

下游：托运商主要从事天然气销售业务，托运商可以是燃气公司、上游资源方、以及有储气能力的能源公司等，其中燃气公司主要从事分销业务，服务于居民、工商业等用户，在天然气的销售领域起主导作用。近几年越来越多上游资源方也直接与下游工业用户签订直供合同，国内销售模式也愈发灵活。LNG资源方除了进入管网销售以外，亦可通过槽车来对下游客户进行点对点供应。

终端：按照需求结构进行划分，终端需求一般分为5类，即居民用气、工商业用气、交通用气、发电用气、化工用气。每种类型都有各自的定价体系。

中国天然气定价体系

中国天然气定价体系主要包括井口价、进口价、门站价、终端零售价、管输费、配气费等。其中根据“管住中间、放开两头”的发展思路，门站价目前是整个天然气定价体系的核心。国内门站价目前由国家发改委制定核准，门站价格以下的销售价格则由省级价格主管部门核准。

门站价

门站价是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，等于井口价格（含净化费）与管道输送费之和。在定价方式上，国内一般选取上海市场作为计价基准点，各省门站价在上海门站价的基础上加上升贴水来确定，升贴水主要因素有运输成本、经济发展水平以及是否为天然气主产区等；采用市场净回值法，建立计价基准点的门站价格与可替代能源价格挂钩的定价公式，参照进口燃料油和液化石油气（LPG）价格，按照一定权重加权计算等热值的可替代能源价格，从而进一步确定基准门站价格。从门站价体系设立以来，国内总共经历了4次调整，自2018年以来，门站价一直维持稳定水平。

虽然门站价基准水平维持稳定，但是在交易过程中，实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。根据《关于理顺居民用气门站价格的通知》，居民用气与非居民用气价格机制衔接，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。从城燃公司的购气成本上看，实际成交价格在持续提升，并且居民气和非居民气上浮比例也有所不同，出于保供的要求，一般居民气门站价涨幅较低，因此在采购过程中一直存在交叉补贴的情况（居民气采购量小，价格低；非居民气采购量大，价格高）。

管输费与配气费

2016年，国家发展改革委出台了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，天然气管道初步建立了“准许成本加合理收益”的定价机制。国家管网公司成立以后，跨省天然气管道由此前多家企业分散经营转为国家管网集团统一运营为主，国家出台《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》进一步完善跨省天然气管道运输定价机制。其中，《价格管理办法》明确了跨省天然气管道运输价格的定价原则、定价方法和定价程序；《成本监审办法》明确了定价成本构成和核定方法。根据上述政策文件：

管输费=准许收入/总周转气量，管道负荷率（结算气量除以总设计输气能力）低于75%时，按75%负荷率对应的气量确定周转量；

其中，准许收入=准许成本+有效资产×准许收益率+税金，准许成本包括折旧及摊销费、运行维护费等，由价格主管部门通过成本监审核定；有效资产指国家管网集团投资的，与管道运输业务相关的可计提收益的资产，包括固定资产净值（铺底天然气为原值）、无形资产净值和营运资本；准许收益率按8%确定，后续统筹考虑国家战略要求、行业发展需要、用户承受能力等因素动态调整。

根据2017年发布的《关于加强配气价格监管的指导意见》，配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，即通过核定城镇燃气企业的准许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，制定配气价格。配气价格应定期校核，校核周期原则上不超过3年。

准许收入=准许成本+有效资产×准许收益率+税费-其他业务收支净额，其中有效资产为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形资产净值和营运资本组成；准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定；其他业务收支净额为企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。

LNG定价

与管道气的定价方式不同，LNG市场是完全竞争市场，因此LNG定价是市场化定价，更加能够反映市场的供需情况，并且也与采购成本息息相关。

从历史价格看，2014-2016年LNG市场供需相对稳定，LNG价格基本跟随油价走低；2017-2019年由于煤改气的推进，国内天然气基础设施不足的弊端显现，在用气高峰期对LNG的需求大幅提升，导致LNG价格暴涨时有发生；2020-2022年随着冲突的产生，欧洲逐步摆脱对俄气的依赖，导致LNG需求大幅提升，由此全球LNG价格大幅提升，进口LNG成本的提升导致了国内LNG价格居高不下，2023年随着国际LNG价格下跌，已经有所缓解。

终端定价

在终端消费领域，天然气的定价也有所不同。居民气价一般相对比较固定，价格变动一般要通过召开听证会的方式；工商业气价一般是与城燃公司或供气企业通过合同谈判的方式确定；交通领域，CNG价格是政府定价，LNG价格是市场定价。

未来推动天然气顺价机制将是主旋律。今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推动之中。2023年2月，国家发改委价格司要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。目前，包括内蒙、湖南、河北等多地已经开始启动顺价方案，其中内蒙发布《内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整居民和非居民用管道天然气销售价格的通知》，宣布4月1日起居民和非居民用气全部联动顺价；湖南省发布《关于召开湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告》称，当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格5%，应适时启动气价联动机制，天然气终端销售价格同步同向调整；河北省相关政策明确指出，如果城燃企业出现气价倒挂，政府补贴标准将根据 “综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额，即倒挂金额，给与财政补贴。

海外LNG定价

海外天然气市场具有鲜明的区域特性，目前主要的定价方式有油价挂钩定价、气价挂钩定价、双边垄断定价、净回值定价、管制定价等。目前主要形成了四大天然气定价体系：

北美和英国天然气价格与原油价格脱钩幅度较大，实行枢纽定价。经过近20年天然气市场与监管政策的发展，北美天然气短期合约逐渐取代10年期以上的长期合约。这种通过实时、众多参与方平等竞争形成的LNG现货或短期期货价格大大增强了天然气市场流动性，形成反映天然气自身供求关系的市场浮动价格体系。

欧洲天然气定价从采用和油价挂钩的长期协议，过渡到由市场竞争形成的短期价格。与油价挂钩的定价模式，源于荷兰在1962年针对格罗宁根超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的LNG定价。欧盟成立后陆续建立了多个透明、开放的天然气交易平台，通过引入多元化气源，使得不同平台、不同气源之间形成竞争。

东北亚的LNG贸易定价体系与日韩基准价格（JKM）挂钩。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式。近年来，国际市场逐渐发展出普氏JKM现货价格的中短期合同，其反映的是以DES（船上交货）方式交付到日本、韩国、中国的现货市场价值，且逐渐成为亚洲LNG现货交易标杆价。

与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式。通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。受冲突影响，与白能源部长签署政府间协议，确定在2022年底形成与卢布挂钩的天然气定价条件。白确定将使用卢布支付天然气。

2019-2020年，海外天然气价格快速下行，尤其是亚洲和欧洲的价格呈快速下降趋势，主要反映的是在需求缓慢增长的背景下，市场上有大量新的液化天然气供应。此后随着新冠肺炎在2020年的爆发，全球需求下降，并且上半年供应的继续增加，导致价格进一步下跌——TTF在2020年6月达到1.55美元的低点，JKM在2020年7月达到2.06美元的低点，Henry Hub在同一个月达到1.50美元的低点。当时市场上许多LNG现货，尤其是来自美国的现货，难以出售。

2021-2022年，随着冲突的爆发，天然气需求急剧上升，但由于欧洲储存的天然气水平较高，因此初期欧洲的价格仍然低迷；而亚洲由于补库需求，JKM价格在2021年2月飙升。到了夏季，随着世界经济从新冠肺炎中复苏，需求增长依然强劲。欧洲开始逐步摆脱对俄气的依赖，因而大量进口LNG来补库存。与此同时，LNG出口能力正在下降，特立尼达和尼日利亚工厂的原料气存在供应问题；许多工厂的维护时间延长，以弥补2020年新冠疫情期间错过的维护期；挪威的出口工厂因2020年末的火灾而关闭等，所有这些都导致夏季全球LNG价格持续上涨。随后，开始削减对欧洲的管道气供应，欧洲开始大量进口现货液化天然气，从亚洲和拉丁美洲市场抽走更多的天然气资源，导致亚洲LNG价格跟随欧洲LNG价格一路走高。后续由于北溪1号管道（对欧洲输气的主要管道）气量的急速下滑，海外LNG价格继续冲高，在北溪管道遭到破坏以后，价格在9月上涨至历史高位。

2022年四季度以来，随着温和天气下欧洲天然气需求的下降、欧洲储气库的高库存、中国天然气需求表现疲软以及LNG市场供应的增加，全球LNG价格有所下降，并在2023年继续下降。预计后续随着全球LNG市场供应的增加，海外LNG有望继续维持低位。

光伏年末装机高峰将至，风电新增装机容量同比高增

　　东海证券-市场表现：

　　上周申万光伏设备板块下跌1.77%，跑输沪深300指数2.59个百分点，申万风电设备板块下跌0.85%，跑输沪深300指数1.66个百分点。上周光伏板块涨幅前三个股为锦浪科技、迈为股份、ST中利，跌幅前三个股为宇邦新材、奥特维、钧达股份。上周风电板块涨幅前三个股为海力风电、中环海陆、起帆电缆，跌幅前三个股为禾望电气、新强联、湘电股份。

　　光伏板块

　　（1）年末装机高峰将至，关注主材料超跌修复及辅材、设备板块

　　本周光伏设备板块继续低位调整，后续关注超跌修复及部分强势板块。产业链上硅料价格继续小幅上升，其他主材板块下跌，后续年底抢装高峰关注超跌修复。另外，部分辅材受益于技术迭代及龙头市占率提升，如玻璃、胶膜、银浆。设备部分环节受益于技术迭代，如激光设备。

　　（2）上游价格回调分化明显，重点关注后期组件价格维稳态势

　　1）硅料：N型价格略升。本周硅料市场上N型价格略有上涨，P型价格持稳，高低价无变化。本月集中签单期已过，成交偏少，上下游再次开始博弈。总体来看，硅料供应仍不及当前市场需求，但下游产品的价格开始下降，短期内价格走势以持稳为主。2）硅片：G12价格下降。供应方面，P型G12和N型M10供应分别出现不同程度的过剩。目前硅片环节总体库存处在累库阶段，预期9月硅片产量在60-61GW之间，环比增长3%左右。由于下游需求有减弱迹象，预计硅片价格10月存在下行空间。3）电池片：本周主流尺寸电池片成交价格跳水下跌，唯G12尺寸因为供应家数与量体较少，成交价格维稳。随着厂家TOPCon产能陆续投产爬坡，低效与测试片在市场上充斥泛滥，引导主流档位电池价格受影响下跌。同时，在组件端压力传导下，本周电池环节价格逐渐下滑，后续仍有下行空间。4）组件：价格略降。本周组件价格受供应过剩、需求暂时并无爆发式增量、迭加电池片价格滑落等影响，前期酝酿涨价动能减弱，组件执行价格松动，海外价格也受影响。

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　　爱旭股份：1）公司作为电池片专业化龙头，受益于电池片行业成本传导，盈利大幅改善。2）ABC电池产能持续释放，一体化不断推进。珠海2022年投产6.5GW的ABC预计2023Q2满产；另外公司预计年底形成25GW的ABC电池/组件一体化产能。

　　风电板块

　　大宗商品价格走势分化，新增装机容量同比高增

　　本周（截至9月22日），陆上风电机组整体招标约1002.5MW，均为陆风；整体开标约为1502MW，其中陆风1202MW，海风300MW（EPC项目）。中标价格方面，陆风含塔筒中标均价2098.5元/kW，已连续第二周呈现回暖态势；不含塔筒中标单价1560.29元/kW，较上周小幅上涨；海风项目为山东能源渤中海上风电G场址300MW的EPC项目，具体价格尚未公示。截至9月22日，环氧树脂、中厚板、螺纹钢报价分别为15266.67元/吨、3872元/吨、3754元/吨，周环比分别为0.22%、-0.05%、-0.27%。上游大宗商品价格持续呈分化态势。

　　本周，国家能源局公布相关数据，2023年1~8月，全国累计新增风电装机量28.92GW，同比增加76.22%，8月单月新增装机容量为2.61GW，同比增加115.70%，今年以来风电装机量维持高景气，我们维持此前2023年将是风电装机大年的观点。年初至今，上游大宗商品价格震荡下探，风电产业链各环节厂商成本端压力减弱，从已公布的2023年H1业绩预告来看，印证我们对各家企业盈利能力逐步改善的判断。Q3为传统的装机旺季，根据我们对零部件环节主要厂商的跟踪来看，塔筒、导管架等方面在手订单充沛，排产较满，业主近期提货速度较H1有较为明显的上升。我们维持此前零部件环节有望维持高需求的判断，相关厂商业绩有望持续高增，同时海外订单有望为零部件厂商打开增量空间；整机厂商业绩在2023年H2预计将有所改善，低基数下有望迎来高增长。塔筒、桩基/导管架、整机龙头企业。

　　：大金重工：公司为海工设备龙头，蓬莱基地排产饱满，已成功中标英国项目且欧洲反倾销税行业最低，有望受益于海外海上风电高速发展，维持业绩高增长。明阳智能：公司为整机龙头企业，半直驱风机技术领先。Q3为海风传统装机旺季，公司业绩有望扭转，低基数下有望迎来高增长。