OPEC+推动2年来最大规模减产，国际油价大幅上行

原油：OPEC+计划自11月起减产200万桶/日原油，国际油价大幅上涨。10月5日，OPEC+部长级会议决定，自11月起OPEC+将原油产量削减至200万桶/日，并将限产协议延长一年至2023年年底。这是OPEC+自2020年以来最大规模的减产计划，减产量相当于全球石油需求总量的2%。在9月5日的部长级会议上，OPEC+只象征性的决定10月减产10万桶/日，但已表明其稳定油价的决心。从实际产量角度，因前期欧佩克产量持续未达配额，因此需要减产幅度远小于配额调整幅度，然而OPEC+超预期减产已对国际原油价格产生较强的提振效应，能源领域博弈已经进入白热化阶段。在OPEC+达成减产协议后，美国已售出1020万桶战略储备原油，并将继续评估是否进一步释放战略石油库存以降低油价。上周炼油厂周度开工率达91.3%，较前周增加0.7PCT； 上周美国原油库存845.6百万桶，较前周减少755.0万桶。截至10月7日，WTI原油周度均价87.80美元/桶，较上周增加8.18美元/桶；Brent原油周度均价94.94美元/桶，较上周增加7.35美元/桶。 天然气：北溪管线遭蓄意破坏，欧盟天然气价格上限仍未敲定。“北溪-1”和“北溪-2”天然气管线遭受蓄意破坏，欧盟在冬季前通过“北溪-1”接收俄天然气的希望彻底落空。随着市场对欧洲天然气供应短缺担忧加剧，能源价格或仍将出现剧烈变动。欧盟能源部长特别会议就降低能源价格紧急干预措施达成政治协议，但未能就对天然气价格设置上限达成一致。由于部分成员国认为对包括液化天然气在内的俄罗斯出口天然气设置价格上限是一种制裁，因此会议并未就此达成一致。而对法国、意大利和波兰等15个欧盟成员国提出的更广泛地对天然气价格设置上限的提议，欧盟内部也存在分歧。截至10月7日，欧盟天然气储气容量占比达90.39%，欧洲天然气价格大幅回调，英国IPE天然气期货价32.60美元/百万英热，较上周下跌15.6%。 动力煤：终端补库需求仍存，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1489元/吨，较上周+2.5%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存方面，北方四港库存环比下降，本周末北四港合计库存1312万吨，较上周减少7万吨；南方广州港集团库存小幅回调，本周末库存180万吨，较上周增加4万吨。南方八省电厂煤炭库存最新数据（20220926）报2993万吨，环比减少12万吨。供应端主要受到安监影响，预测进入十月安检力度会保持高，叠加大秦线的检修，整体市场仍有明显支撑；需求端，水电出力有所回升但仍远低于历史同期，本周三峡出库水流量环比+76.0%，同比-52.3%。但整体而言电煤需求进入淡季；非电需求方面，北方冷空气来袭，今冬或将提前供暖，供暖用煤冬储或成主流需求。化工和建材用煤需求受秋冬季节性限产及宏观经济影响，表现偏弱。 双焦：焦炭价格稳中偏弱运行，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2810元/吨，环比+3.7%。国庆期间焦炭首轮提涨全面落地；焦煤方面，本周山西主焦煤报价2121元/吨，环比持平。焦炭虽然实现第一轮涨价，但焦企利润依旧偏低，加上前期下游阶段性补库基本完成，暂不支撑炼焦煤持续涨价；下游方面，钢企盈利不佳叠加前期补库需求阶段性完成，下游需求整体走弱。预期后市下游企业将普遍维持低库存策略。短期内双焦市场稳中偏弱运行，后期需继续关注宏观情绪、原料成本、成材利润对双焦价格的影响。 当下的能源价格已经到了受地缘政治短期边际影响较大的阶段，从中期维度判断，能源依然是制造业最近紧缺的环节，并且有望延续至23年全年，我们依然看好能源标的高盈利持续。并且需要关注能源供需格局变动为中国化工行业带来的重大发展机遇。 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 当下的能源价格已经到了受地缘政治边际影响较大的阶段，从中期维度判断，能源依然是制造业最近紧缺的环节，并且有望延续至23年全年，我们依然看好能源标的高盈利持续。并且需要关注能源供需格局变动为中国化工行业带来的重大发展机遇。 天然气方面：“北溪-1”和“北溪-2”天然气管线遭受蓄意破坏，欧盟在冬季前通过“北溪-1”接收俄天然气的希望彻底落空。随着市场对欧洲天然气供应短缺担忧加剧，能源价格或仍将出现剧烈变动。欧盟能源部长特别会议就降低能源价格紧急干预措施达成政治协议，但未能就对天然气价格设置上限达成一致。由于部分成员国认为对包括液化天然气在内的俄罗斯出口天然气设置价格上限是一种制裁，因此会议并未就此达成一致，而更广泛地对天然气价格设置上限的提议，欧盟内部也存在分歧。液化天然气的供应量增多助力欧洲各国在供暖季开始前快速积累库存，然而目前液化天然气出口商正接近满负荷运转，且旺季前亚洲和美国均存在补库需求。进入冬季后，液化天然气资源流向欧洲或受限。截至10月7日，欧盟天然气储气容量占比达90.39%，欧洲天然气价格大幅回调，英国IPE天然气期货价32.60美元/百万英热，较上周下跌15.6%；欧洲TTF天然气价格167.14欧元/兆瓦时，较上周下降14.4%。 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，终端补库需求仍存，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1489元/吨，较上周+2.5%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存方面，北方四港库存环比下降，本周末北四港合计库存1312万吨，较上周减少7万吨；南方广州港集团库存小幅回调，本周末库存180万吨，较上周增加4万吨。南方八省电厂煤炭库存最新数据（20220926）报2993万吨，环比减少12万吨，电厂煤炭日耗量环比+3.1%，库存可用天数最新报14.8天，环比-3.9%。 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，2年来最大规模减产大幅推升国际油价，能源博弈进入白热化阶段。OPEC+部长级会议决定，自11月起OPEC+将原油产量削减至200万桶/日，并将限产协议延长一年至2023年年底，这是OPEC+自2020年以来最大规模的减产计划，减产量相当于全球石油需求总量的2%。在9月5日的部长级会议上，OPEC+只象征性的决定10月减产10万桶/日，但已表明其稳定油价的决心。从实际产量角度，因前期欧佩克产量持续未达配额，因此需要减产幅度远小于配额调整幅度，然而OPEC+超预期减产已对国际原油价格产生较强的提振效应，能源领域博弈已经进入白热化阶段。 上周炼油厂周度开工率达91.3%，较前周增加0.7PCT；上周美国原油库存845.6百万桶，较前周减少755.0万桶。截至10月7日，WTI原油周度均价87.80美元/桶，较上周增加8.18美元/桶，年初以来上涨近12.8%；Brent原油周度均价94.94美元/桶，较上周增加7.35美元/桶，年初以来上涨近16.7%。当前原油价格的主要博弈点在于全球经济的衰退预期以及产油国的强烈挺价决心，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104.65，环比上周上升0.32%，同比下跌10.87%。 图表1本周华创化工行业指数104.65，环比上周上升0.32%，同比下跌10.87% 图表2本周国际原油价格上涨（美元/桶） 图表3本周动力煤价格持平（元/吨） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是WTI原油（+10.3%）、布伦特原油（+8.4%）； 本周跌幅较大的能源品种是日韩天然气（-21.8%）、英国天然气（-15.6%）。 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：终端补库需求仍存，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+2.5%（单位：元/吨） 图表6本周坑口煤价格环比持平（单位：元/吨） 图表7本周印尼煤Q3800价格环比-3.2%(单位：元/吨) 图表8本周国际煤炭均价环比持平(单位：美元/吨) 图表9本周煤炭沿海运价综合指数环比+0.3% 图表10本周三峡水流量环