疫情及安监影响产地供应，冬储需求支撑动力煤价上行

动力煤：疫情安监同时影响产地供应，冬储需求支撑煤价上行。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1524元/吨，较上周+2.4%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存端，北四港本周末合计库存1320万吨，较上周增加9万吨；南方广州港集本周末库存205万吨，较上周增加7万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据（20221010）报2957万吨，环比减少36万吨，库存可用天数最新报16.0天，环比+8.1%。供应端，产地市场受疫情和安监双重影响供应受阻，部分煤矿出现累库现象。预测后期在重要会议影响下，供应的进一步释放继续受限，叠加大秦线的检修，市场仍有明显支撑； 需求端，部分北方地区已进入供暖期，终端冬储补库需求成为主流。电煤需求季节性回落，水电出力不足但受降温影响整体进入淡季，本周三峡出库水流量环比-24.0%，同比-47.3%；化工/建材下游需求整体偏弱。 双焦：焦炭价格稳中偏弱运行，供应端收紧推动焦煤价格上涨。焦炭方面，本周日照港口准一级焦报价2810元/吨，环比持平。焦企开启第二轮价格提涨，主流钢厂暂无接涨声音；焦煤方面，本周山西主焦煤报价2302元/吨，环比+8.5%，主要原因为受疫情和安监影响供应端减量大于预期，拉动价格进一步上涨；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。 原油：OPEC下调22及23年全球原油需求，11月起减产已成定局。OPEC+决定自今年11月起大幅减产，在8月产量基础上将月度产量日均下调200万桶。由于此前多个产油国已经出现达不到产能配额的情况，所以实际减产的效果会低于日均100万桶，而沙特、阿联酋、伊拉克和科威特很有可能成为实际减产量最大的国家。沙特阿拉伯外交部证实美国政府曾要求沙特等主要产油国把今年11月开始大幅减产原油的计划推迟一个月，以降低11月美国会中期选举前油价飙升的风险，对此沙特表示不接受美国“发号施令”。OPEC 10月月报下调对全球经济增长和原油需求的预期，为减产决定提供依据，OPEC将2022年全球石油需求增速预期下调46万桶/日至264万桶/日；将2023年全球原油需求增速预期下调36万桶/日至234万桶/日，这是该组织自4月以来第四次下调世界石油需求增长展望。上周美国炼油厂周度开工率达89.9%，较前周减少1.4PCT；上周美国原油库存847.8百万桶，较前周增加218.9万桶。截至10月14，WTI原油周度均价88.49美元/桶，较上周增加0.69美元/桶；Brent原油周度均价94.89美元/桶，较上周减少0.05美元/桶。 天然气：北溪管线修复或将持续1年以上，欧盟达成联合购气共识。俄罗斯天然气工业股份公司总裁米勒表示，为了修复北溪受损管道，可能需要更换大部分管道，修复工作将持续不止一年。俄罗斯表示可以通过在土耳其建立一个向欧洲供应天然气的“枢纽”，将北溪1号管道损失的运输量转移到黑海地区，以及通过北溪2号B线输送天然气，对此德国政府拒绝了该提议，这意味着欧盟继续接收廉价俄罗斯能源的概率已大幅降低。本周欧盟能源部长就联合购气达成共识，预计2023年开始联合购气并调整欧盟天然气价格基准，不过对天然气价格设置上限的议题仍未取得进展。截至10月14日，欧盟天然气储气容量占比达90.65%，欧洲天然气价格持续回调，其中英国IPE天然气期货价格29.41美元/百万英热，较上周下跌9.8%；欧洲TTF天然气价格158.87欧元/兆瓦时，较上周下降5.0%。 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14日，欧盟天然气储气容量占比达90.65%，欧洲天然气价格普遍回调，英国IPE天然气期货价格29.41美元/百万英热，较上周下跌9.8%；欧洲TTF天然气价格158.87欧元/兆瓦时，较上周下降5.0%。 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%。德国已较原计划提前两周多完成了将天然气储存库填满95%的目标，这对该欧洲最大经济体来说是一个难得的好消息，因为冬季即将来临，而俄罗斯天然气管道输送已被切断。俄罗斯天然气工业股份公司总裁米勒表示，为了修复北溪受损管道，可能需要更换大部分管道，修复工作将持续不止一年。尽管德国在填充库存方面取得的进展降低了实施天然气配给制的风险，但其结果取决于家庭和企业减少消费的程度和冬天的寒冷程度。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，疫情安监同时影响产地供应，冬储需求支撑煤价上行。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1524元/吨，较上周+2.4%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤价保持相对稳定。库存端，北四港本周末合计库存1320万吨，较上周增加9万吨； 南方广州港集本周末库存205万吨，较上周增加7万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据（20221010）报2957万吨，环比减少36万吨，库存可用天数最新报16.0天，环比+8.1%。 供应端，产地市场受疫情和安监双重影响供应受阻，部分煤矿出现累库现象。预测后期在重要会议影响下，供应的进一步释放继续受限，叠加大秦线的检修，市场仍有明显支撑；需求端，部分北方地区已进入供暖期，终端冬储补库需求成为主流。电煤需求方面季节性回落，水电出力不足但受降温影响整体进入淡季，本周三峡出库水流量环比-24.0%，同比-47.3%。化工/建材下游需求整体偏弱。 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105.11，环比上周上升0.44%，同比下跌12.93%。 图表1本周华创化工行业指数105.11，环比上周上升0.44%，同比下跌12.93% 图表2本周国际原油价格下跌（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坑口主焦煤（+8.5%）、港口动力煤（+2.4%）； 本周跌幅较大的能源品种是日韩天然气（-21.8%）、英国天然气（-9.8%）。 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：疫情安监同时影响产地供应，冬储需求支撑煤价上行 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