OPEC+决定于10月减产，原油供给端挺价意愿强烈

不管冬季的俄罗斯是否会停止对欧洲供气，欧洲也一定会按照完全冬天没有俄罗斯的供应来备库。全球气候异常在今年尤其明显，酷夏反而加剧了对寒冬的担忧。莱茵河水位持续走低，不仅影响了欧洲对外运输，更是影响了欧洲原料备货的进度。8月开始欧洲停止向俄罗斯进口煤炭，8月底开始“北溪一号”停供，能源的储备必须依赖海外运输的煤炭、原油和LNG，莱茵河断航风险和飙升的LNG船价格都在将天然气的恐慌推向极限。为了摆脱对俄罗斯的能源依赖，欧洲需要新增大量新能源以及天然气接收装置，而这些投资至少也要23年才能逐渐投产，意味着23年欧洲能源依然紧缺。而与俄罗斯脱钩之后的欧洲也将告别廉价能源时代，对于后续欧洲工业的经济性造成深远影响。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。 天然气：欧盟拟限制非天然气发电价格，是否对俄气限价仍存分歧。根据欧洲市场一直采用的边际成本定价机制，天然气的发电成本决定了欧洲的电力价格，在本周召开的欧洲能源紧急会议上，欧盟计划对风电、核电、煤电等非天然气发电设置200欧元/兆瓦时的价格上限，以帮助消费者应对高企的能源账单。在天然气价格上限方面，能源部长们目前反对欧盟提出的限制俄罗斯天然气价格的提议，部分国家认为对俄罗斯天然气设置价格上限只会激怒俄罗斯，促使后者对欧执行全面天然气断供。截至9月9日，英国IPE天然气期货价格43.46美元/百万英热，较上周下跌7.5%；欧洲TTF天然气价格218.02欧元/兆瓦时，较上周下跌2.4%。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。 动力煤：日耗环比下降但水电尚待恢复，供需紧平衡推动煤价持续走高。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1315元/吨，较上周+2.3%；坑口煤价保持相对稳定；库存方面，北方四港库存环比延续下降态势，本周末北四港合计库存1146万吨，较上周减少24万吨；南方广州港集团库存相对8月上旬低位继续小幅回调，本周末库存178万吨，较上周增加9万吨。南方八省电厂煤炭库存最新数据（20220905）报2980万吨，环比增加18万吨，电厂煤炭日耗量环比下降3.7%，库存可用天数最新报14.2天，环比+4.4%；供应方面，主产区疫情影响有所好转但安监进一步趋严，供应端延续偏紧状态；需求方面，本周气温继续回落但水电出力仍远低于历史水平，电力需求保持强劲，本周三峡出库水流量小幅回升但仍远低于历史水平，环比上升2.2%，同比下降69.7%。 双焦：焦炭第一轮降价全面落地，供应端给予焦煤一定价格支撑。焦炭方面，本周日照港口准一级焦报价2710元/吨，环比-3.6%。市场全面落实第一轮降价，降幅为100-110元/吨。首轮提降落地后焦化利润整体转差甚至亏损，部分焦企对降价多有抵触情绪；焦煤方面，本周山西主焦煤报价2006元/吨，环比-0.3%，下跌幅度相对有限。近期煤矿产量安全生产监督较为严格，产地端继续收紧，焦煤价格一定程度上得到支撑。下游钢厂焦炭持续累库,叠加本身盈利不佳，采购意愿不足，多控制到货按需为主。短期内焦炭市场稳中偏弱运行。后期需继续关注宏观情绪、原料成本、成材利润对焦炭价格的影响。 原油：OPEC+决定10月减产，需求担忧下油价继续下行。OPEC+部长级会议决定将10月的石油产量目标下调10万桶/日。这是OPEC+组织2021年8月增产以来，首次启动减产措施。虽然10万桶/日的产量，对于全球整体供应量的影响十分有限，但很多产油国的实际产油量已经低于规定的配额，且本次的减产措施意在向市场传递一个重要的信息，即OPEC不会坐视油价继续下跌，随时准备出手稳定市场。上周美国炼油厂开工率达90.9%，较前周降低1.8PCT；上周美国原油库存869.7百万桶，较前周增加131.8万桶。减产影响逐步消退后，国际油价又因需求担忧继续下行。截至9月10日，WTI原油价格90.82美元/桶，较上周下跌5.06美元/桶；Brent原油价格85.68美元/桶，较上周下跌4.66美元/桶。 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 不管冬季的俄罗斯是否会停止对欧洲供气，欧洲也一定会按照完全冬天没有俄罗斯的供应来备库。全球气候异常在今年尤其明显，酷夏反而加剧了对寒冬的担忧。莱茵河水位持续走低，不仅影响了欧洲对外运输，更是影响了欧洲原料备货的进度。8月开始欧洲停止向俄罗斯进口煤炭，8月底开始“北溪一号”停供，能源的储备必须依赖海外运输的煤炭、原油和LNG，莱茵河断航风险和飙升的LNG船价格都在将天然气的恐慌推向极限。为了摆脱对俄罗斯的能源依赖，欧洲需要新增大量新能源以及天然气接收装置，而这些投资至少也要23年才能逐渐投产，意味着23年欧洲能源依然紧缺。而与俄罗斯脱钩之后的欧洲也将告别廉价能源时代，对于后续欧洲工业的经济性造成深远影响。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。 天然气方面：欧盟拟限制非天然气发电价格，是否对俄气限价仍存分歧。根据欧洲市场一直采用的边际成本定价机制，天然气的发电成本决定了欧洲的电力价格，在本周召开的欧洲能源紧急会议上，欧盟计划对风电、核电、煤电等非天然气发电设置200欧元/兆瓦时的价格上限，以帮助消费者应对高企的能源账单。在天然气价格上限方面，能源部长们目前反对欧盟提出的限制俄罗斯天然气价格的提议，部分国家认为对俄罗斯天然气设置价格上限只会激怒俄罗斯，促使后者对欧执行全面天然气断供。截至9月9日，英国IPE天然气期货价格43.46美元/百万英热，较上周下跌7.5%；欧洲TTF天然气价格218.02欧元/兆瓦时，较上周下跌2.4%。 德国此前提出分三个阶段减少对俄天然气的依赖：天然气存储设施的储气量需在9月1日之前达到75%、10月1日之前达到85%、11月1日之前达到95%，其中第一阶段的目标已达成，但后面两个目标显然会更加艰难。即使德国到11月将天然气地下储存设施填充至其总容量的95%，德国的天然气储备也只够供暖和工业设施运行约两个月到两个半月。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。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。 动力煤方面，日耗环比下降但水电尚待恢复，供需紧平衡推动煤价持续走高。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1315元/吨，较上周+2.3%；坑口煤价保持相对稳定；库存方面，北方四港库存环比延续下降态势，本周末北四港合计库存1146万吨，较上周减少24万吨；南方广州港集团库存相对8月上旬低位继续小幅回调，本周末库存178万吨，较上周增加9万吨。南方八省电厂煤炭库存最新数据（20220905）报2980万吨，环比增加18万吨，电厂煤炭日耗量环比下降3.7%，库存可用天数最新报14.2天，环比+4.4%； 供应方面，主产区疫情影响有所好转但安监进一步趋严，供应端延续偏紧状态；需求方面，本周气温继续回落但水电出力仍远低于历史水平，电力需求保持强劲，本周三峡出库水流量小幅回升但仍远低于历史水平，环比上升2.2%，同比下降69.7%。 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，原油：OPEC+决定10月减产，需求担忧下油价继续下行。OPEC+部长级会议决定将10月的石油产量目标下调10万桶/日。这是OPEC+组织2021年8月增产以来，首次启动减产措施。虽然10万桶/日的产量，对于全球整体供应量的影响十分有限，但很多产油国的实际产油量已经低于规定的配额，且本次的减产措施意在向市场传递一个重要的信息，即OPEC不会坐视油价继续下跌，随时准备出手稳定市场。上周美国炼油厂开工率达90.9%，较前周降低1.8PCT；上周美国原油库存869.7百万桶，较前周增加131.8万桶。减产影响逐步消退后，国际油价又因需求担忧继续下行。截至9月10日，WTI原油价格90.82美元/桶，较上周下跌5.06美元/桶；Brent原油价格85.68美元/桶，较上周下跌4.66美元/桶。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。当前原油价格的主要博弈点在于全球经济的衰退预期，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。 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104.90，环比上周上涨0.76%，同比下跌0.55%。 图表1本周华创化工行业指数104.90，环比上周上涨0.76%，同比下跌0.55% 图表2本周国际原油价格下降（美元/桶） 图表3本周动力煤价格上涨（元/吨） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是港口动力煤（+2.3%）；本周跌幅较大的能源品种是美国天然气（-9.7%）、英国天然气（-7.5%）、布伦特原油（-5.3%）。 图表4本周能源价格涨跌汇总 三、煤炭：供给趋紧给予动力煤涨价支撑，双焦在政策支持下有企稳预期 （一）动力煤：日耗环比下降但水电尚待恢复，供需紧平衡推动煤价持续走高 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