欧洲气价再创新高，高温天气持续煤炭日耗增加

天然气：欧盟节气规定生效，天然气价再创新高。本周起欧盟各成员国上月达成的削减天然气用量协议正式生效。根据欧盟方面说法，此举意在为可能出现的俄罗斯天然气供应中断做准备。根据这一协议，欧盟成员国同意在2022年8月1日至2023年3月31日期间，根据各自选择的措施，将天然气需求在过去5年平均消费量的基础上减少15%。德国日前已经排除了批准“北溪-2”天然气项目的可能性，与此同时，“北溪-1”天然气管道项目的涡轮机仍未被运送至俄罗斯，欧洲天然气进口量仍维持低位。此外，莱茵河作为欧洲西北部运输工业品（包括柴油和煤炭等能源产品）的最重要河流，由于近期热浪导致水位大幅下降，部分关键航路点几乎无法通行，这种影响可能会持续数月，并可能会持续推高天然气的替代需求。截至8月12日，英国IPE天然气期货价格47.80美元/百万英热，较上周上涨6.7%；欧洲TTF天然气价格215.02欧元/兆瓦时，再创历史新高。 动力煤：高温天气持续日耗增加，国际供应不确定性增加。本周秦皇岛港动力煤现货价1145元/吨，较上周上涨0.4%；坑口煤价，除临汾（Q6000）坑口煤价下降7.9%以外，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存方面，北方四港库存环比略有下降，本周北港合计库存1396万吨，较上周减少15万吨； 长江口库存421万吨，较上周减少17万吨。高温天气持续导致日耗增加，南方八省日耗再创新高达到232.80万吨。国际煤炭方面，本周欧盟禁止进口俄罗斯煤炭的制裁措施全面生效，印尼官方为保供国内煤炭对部分出口违规煤企进行处罚，国际煤炭供应不确定性增加。 双焦：补库需求拉动焦煤价格环比上涨，稳增长政策出台利好双焦需求。焦炭方面，本周日照港口准一级焦报价2610元/吨，得益于焦炭第一轮提涨200元/吨落地执行，环比上周+8%。焦企亏损局面得以扭转，但苦于焦煤成本上涨，因而盈利水平较低，出货情绪明显改善，产地库存开始回落；焦煤方面，本周山西主焦煤价格1897元/吨，环比上涨1%，下游补库积极，产地竞拍火热，价格迎来集中反弹；港口方面，贸易集港量回升，但下游询盘较为冷清，实际成交偏少。短期来看，炼钢厂焦炭和炼焦煤库存处于低位，补库需求启动，预计焦炭市场稳中较强运行；长期来看，市场稳增长预期下，双焦需求预期企稳，受到行政管制较少的焦煤企业有望充分享受价格弹性。 原油：OPEC+同意9月增产10万桶/日，国际油价震荡上涨。考虑到最新的石油市场基本面，OPEC+作出象征性增产决定，同意9月增产10万桶/日—相当于全球需求的0.1%，这也是自1982年OPEC推行产量配额以来最小幅度增产之一。当前经济衰退预期持续压制国际原油价格，OPEC+的增产影响偏弱。 供应端：上周美国原油产量12.1百万桶/天，较上周持平。需求端：7月欧洲16国炼厂开工率85.73%，较6月增加1.5PCT，较去年同期增加6.7PCT。上周美国炼油厂周度开工率达94.3%，较前周增加3.3PCT，较去年同期增加2.5PCT；上周美国原油库存896.6百万桶，较前周增加16.0万桶，较去年同期减少15.4%。截至8月13日，WTI原油价格91.92美元/桶，较上周上涨0.62美元/桶，年初以来上涨近21%；Brent原油价格103.44美元/桶，较上周上涨0.03美元/桶，年初以来上涨近33%。 风险提示：能源价格波动加大、海外地缘冲突加剧、下游需求不及预期。 一、投资策略 动力煤方面，政策管控下市场周期性特征减弱，看好煤炭高盈利持续。当前国内电煤扩产保供政策逐步深化落实，动力煤企业的产量和价格均受到政策端严格管控，周期性特征进一步弱化；与国内确定性相对的是，国际能源环境受地缘政治，气候变化等因素影响动荡不安，欧盟重启煤电以及持续性的高温天气不断加码国际动力煤需求，海外煤炭价格与海内外价差同时到达历史性高点且预计短期维持当前高位，海内外价差高企一定程度上给予国内价格支撑，当前长协价位仍高于往年，看好煤企盈利水平稳中向好。本周欧盟新增煤炭需求落地，将间接影响国内煤炭进口格局，价差或将进一步扩大，国内煤企盈利弹性继续提升。建议持续关注煤炭资源禀赋良好，一体化布局的动力煤生产企业中国神华、陕西煤业等，以及凭借新疆资源禀赋拥有极大产能弹性的广汇能源。 焦炭方面，结构性稀缺加剧，主焦煤资源禀赋加速进入超额兑现期。资源端，我国低硫优质主焦煤资源有限，对外依存度较高；进口端，第一大进口来源澳煤供应停滞；增量端，薄弱的资源基础加上环保、安全的高压检查，将极大限制焦煤有效供给增速；不同于动力煤，焦煤价格受到行政管制较少，焦煤企业可以充分享受到价格上涨带来的利润增量，当前主焦煤与普通炼焦煤之间的价差仍处高位，结构性稀缺明显，主焦煤资源禀赋有望加速进入超额兑现期，建议关注主焦煤占比较高，产业布局完善，获取资源能力较强的焦煤生产企业淮北矿业、平煤股份等。 原油方面，随着政治因素及地缘冲突影响的边际趋弱，原油价格波动更多来自供需两端的阶段性再平衡。往下半年来看，欧盟将在年底前将从俄罗斯进口的石油削减90%，并同意俄罗斯部分的原油供给部分将由OPEC各个成员国承担，而主要产油国长期资本开支不足致使的增产潜力有限会显著制约产能释放，在俄油被制裁的背景下，目前仅有沙特和阿联酋有闲置产能及增产能力。但目前OPEC+整体较为团结，内部增产意愿不强，8月增产64.8万桶/日，而9月增产幅度仅10万桶/日，创近年来的最小增幅。8月5日，美国炼油厂周度开工率达94.3%，较前周增加3.3PCT，较去年同期增加2.5PCT。成品油方面，汽油、航煤、燃料油库存分别为220.3、40.7、111.5百万桶，分别较前周-497.8、-96.6、+216.6万桶。当前原油价格的主要博弈点在于全球经济的衰退预期，然而可以观察到的是，原油供需紧平衡的基本面并没有改变，年内整体产能增幅有限，而下游炼厂及成品油的景气复苏将支撑原油价格保持高位。建议关注受益于原油价格高企，资本开支增加驱动产量释放加速的中国海油。 天然气方面，2022年3月份以来的地缘冲突与美国自由港爆炸造成的供给冲击显著抬升天然气价格，全球范围内的天然气结构性供需失衡短期仍难以缓解。伴随俄乌冲突的愈演愈烈，俄罗斯大幅减少对欧盟的天然气供应，俄罗斯是欧盟最大的天然气和原油进口国，欧洲约40%的天然气供应源自俄罗斯，其中大部分通过管道输送。自7月下旬以来，俄罗斯以涡轮机问题为由，将连接俄罗斯和欧洲大陆的主要管道北溪的输气量减少至该管道容量的20%左右，自8月1日起，欧盟已正式开始实施上月通过的自愿削减15%的天然气用量协议。截至8月12日，欧洲天然气储量占比72.55%，欧盟需在今年11月份之前确保天然气储存至少达到80%，以防止潜在的供应中断危机。目前欧洲距离冬季供暖期正式开始还剩两个月，如果今年是暖冬，以80%的目标填充水平过冬难度不大；但若冬天气温超预期寒冷，则欧洲将面临严重的天然气供应危机，届时或将进一步推升全球天然气价格。此外，莱茵河作为欧洲西北部运输工业品（包括柴油和煤炭等能源产品）的最重要河流，由于近期热浪导致水位大幅下降，部分关键航路点几乎无法通行，这种影响可能会持续数月，并可能会持续推高天然气的替代需求。截至8月12日，英国IPE天然气期货价格47.80美元/百万英热，较上周上涨6.7%；欧洲TTF天然气价格215.02欧元/兆瓦时，再创历史新高。新旧能源切换和地缘政治冲突带来的能源套利空间显著，疆煤、美气、俄油，成为能源套利三大洼地。重点推荐拥有新疆煤炭高成长性、并且长协锁定低价天然气，套利空间巨大的广汇能源。 风险提示：能源价格波动加大、海外地缘冲突加剧、下游需求不及预期。 二、主要能源价格变化情况 本周华创化工行业指数104.57，环比上周下跌0.54%，同比下跌0.92%。 图表1本周华创化工行业指数104.57，环比上周下跌0.54%，同比下跌0.92% 图表3本周动力煤价格下跌（元/吨） 图表2本周国际原油价格上涨（美元/桶） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是美国天然气（+9.7%）、港口一级焦炭（+8.3%）中国LNG（+7.0%）；本周跌幅较大的能源品种是山西6000大卡动力煤（-7.9%）。 图表4本周能源价格涨跌汇总 三、煤炭：高温天气持续日耗增加，双焦在政策支持下有企稳预期 （一）动力煤：高温天气持续日耗增加，国际供应不确定性增加 2016-2021年我国动力煤产量年复合增速为4.1%，每年进口动力煤约在2亿吨上下，国内动力煤供给增量主要靠国内煤企增产来提供。2021年年中开始，在动煤供需紧张的格局下，国家有关部门加大保供力度，煤矿新增产能从2021年中开始陆续落地。2022年3月，发改委要求继续扩大煤炭供给，主要包括以下三个方面：（1）增产能。采取综合措施增加3亿吨的有效产能，其中，投资技改项目增加1.5亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加1.5亿吨；（2）增产量。全国日产煤量要维持在1260万吨/日，其中各省增加量，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、河北15万吨、黑龙江15万吨、河南34万吨、山东34万吨、贵州35万吨、宁夏28万吨；（3）增储备。全国实现6.2亿吨的储备，中央政府7000万吨、地方政府1.5亿吨、发电企业2亿吨、煤炭企业1亿吨且必须做到7天储备能力、其它大用户1亿吨。从实际效果来看，今年1-6月国内原煤产量为21.9亿吨，同比增加12.56%；动力煤1-6月产量为18.1亿吨，同比增加1.92亿吨，同比增速为11.89%。考虑到2021年下半年煤炭产量是主要增产期，预计今年国内动煤产量同比增速将呈现前高后低的趋势。 从行业投资机会的角度来分析，动力煤企业的动力煤产量和价格均受到政策端严格管控，动力煤周期性特征进一步弱化，确定性进一步增强，考虑到国内动力煤生产企业大多已经过了大额资本开支阶段，企业盈利能力和经营性净现金流好转后，对股东现金分红意愿不断增强，看好煤炭资源禀赋良好和长协煤占比较高的动力煤生产企业。 图表5本周港口煤价环比+0.4%（单位：元/吨） 图表6本周临汾坑口煤价格环比-7.91%（单位：元/吨） 图表8本周三峡出库水流量环比-10%（单位:立方米/秒） 图表7本周煤炭沿海运价综合指数环比+0.7% 图表9本周北方四港库存环比-1%（单位：万吨） 图表10本周长江口库存环比-3.9%（单位：万吨） 图表11南方八省电厂煤炭日耗量环比+1.66% 图表12南方八省电厂煤炭库存可用天数环比+1.64% 【行业动态】 价格方面，本周秦皇岛港动力煤现货价1145元/吨，较上周上涨0.4%；坑口煤价，除临汾（Q6000）坑口煤价下降7.9%以外，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存方面，北方四港库存环比略有下降，本周北港合计库存1396万吨，较上周减少15万吨；长江口库存421万吨，较上周减少17万吨。 产地看，整体价格平稳。陕西部分露天矿区受降雨影响，生产作业受限，同时运输也受到较大影响，但井工类矿区影响相对不大，客户采购节奏不减。神木、横山、府谷区域呈现热销；内蒙古多地受疫情影响，防疫管控严格，长途车辆拉运有限，市场情绪再度淡化，多数露天煤矿受降雨影响正常生产，同时运输周转率下降，产出均受到一定程度的限制。伊金霍洛旗、准格尔旗两地矿区需求不减，热销矿区占比较多，但价格表现继续僵持；山西继续推进增产保供，少量精煤外销，整体发运仍以长协煤为主，贸易商站台采购观望放缓，价格方面整体平稳。 港口看，本周小幅反弹，下游到港船舶明显增多，采购氛围有所好转。虽已立秋，但近期南方气温偏高，尤其长江中下游地区持续40度高温，多省发电峰值功率创出新高，煤炭日耗维持高位。华东部分企业采购需求释放明显，但整体来看沿海长协供煤有一定保障，终端库存去化偏缓。目前北港动力煤价格重心略有上移，仍低于发改委限价区间上限。 8月7日，国家矿山安全监察局在日前举行新闻发布会上称在去年审核确认207处保供煤矿、增加产能3.1亿吨的基础上，今年以来，