储气完成，冬季未至，欧洲气价回调

欧盟天然气储气容量占比达93.17%，欧洲天然气价格普遍回调。受限于库容，欧洲现阶段难以接收更多天然气，造成天然气价格下行。预计在冬季来临用气需求将开始消耗库存，且亚洲和美国均存在补库需求，液化天然气资源流向欧洲或受限，带来气价波动。 天然气：欧盟提出新紧急措施应对天然气价格上涨。欧盟委员会18日提出联合购买天然气、对欧洲天然气基准价格实施限价机制、协调欧盟成员国能源供应等新的紧急措施，以应对欧盟天然气价格高企，确保今冬能源供应安全。根据新措施，欧盟将整合天然气进口需求并联合购气，以减少成员国在全球市场上相互竞价的风险；在2023年3月之前，建立新的液化天然气价格基准，并在短期内提出价格修正机制，对TTF价格实施动态价格限制，防止衍生品市场出现极端价格波动；在紧急情况下，帮助成员国从其他国家获得天然气，而实行天然气价格上限的提议仍被暂时搁置。截至10月21日，欧盟天然气储气容量占比达93.17%，欧洲天然气价格普遍回调，英国IPE天然气期货价格23.73美元/百万英热，较上周下跌19.3%；欧洲TTF天然气价格114.57欧元/兆瓦时，较上周下降27.9%。 动力煤：疫情安监影响仍未消退，迎峰度冬下供暖成主流需求。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1566元/吨，较上周+2.4%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤均价略涨，较上周+0.8%。库存端，北方四港库存环比下降，本周末北四港合计库存1240万吨，较上周减少80万吨；南方广州港集团库存继续增加，本周末库存222万吨，较上周增加10万吨。南方八省电厂煤炭库存最新数据（20221018）报3001万吨，环比增加44万吨，库存可用天数最新报17.0天，环比+10.4%。供应端，疫情和安监影响尚未完全缓解，煤矿运输不畅，产地整体供应仍处下降态势，大秦线检修尚未结束，北港库存持续消耗；需求端，北方地区陆续进入供暖期，终端冬储补库需求成为主流。电煤需求季节性回落，水电出力仍低于历史同期，本周三峡出库水流量环比-9.7%，同比-54.9%；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，本周末日照港口准一级焦报价2810元/吨，环比持平。近期部分地区焦企第二轮提涨，但目前主流钢厂暂未回应；焦煤方面，本周末山西主焦煤报价2317元/吨，环比+1.2%。会议期间，各地安全检查严格执行，主产区部分煤矿均有不同程度停限产，供应略有收缩；下游方面，终端需求较弱，钢厂利润持续收紧，且成本端偏高，部分钢厂有停限产情况。短期双焦价格稳中偏弱运行，后期仍需持续关注宏观经济，产地供应，钢企库存等多方面影响。 原油：美国战略储备已降至84年来最低水平，欧洲能源贸易再次受到冲击。 美国总体拜登于19日宣布从美国国家战略石油储备中释放1500万桶原油入市，作为应对OPEC+近日决定从11月起大幅减产原油的举措之一。然而美国释放石油储备之举对有效平抑油价上涨趋势仍是杯水车薪，目前美国战略储备还剩大约4亿桶，已是1984年以来的最低库存水平。近期法国炼油业的持续罢工进一步推升欧洲地区的通胀水平，包括埃克森美孚和道达尔在内的公司被迫削减或暂停了当地的业务，10月还没有任何美国原油运往法国港口。目前，法国已有超过四分之一的加油站油量告急，出现大面积恐慌抢购的失控局面。 在欧盟委员会于12月启动对俄罗斯的下一轮制裁之前，该地区多数国家都在急于确保石油供应，这可能意味着流向欧洲大陆的能源贸易将受到进一步干扰。上周美国炼油厂周度开工率达89.5%，较前周减少0.4PCT；上周美国原油库存842.5百万桶，较前周减少528.9万桶。截至10月21日，WTI原油周度均价84.68美元/桶，较上周减少3.82美元/桶；Brent原油周度均价90.90美元/桶，较上周减少3.99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 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。 欧盟天然气储气容量占比达93.17%，欧洲天然气价格普遍回调。受限于库容，欧洲现阶段难以接收更多天然气，造成天然气价格下行。预计在冬季来临用气需求将开始消耗库存，且亚洲和美国均存在补库需求，液化天然气资源流向欧洲或受限，带来气价波动。 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21日，欧盟天然气储气容量占比达93.17%，欧洲天然气价格普遍回调，英国IPE天然气期货价格23.73美元/百万英热，较上周下跌19.3%；欧洲TTF天然气价格114.57欧元/兆瓦时，较上周下降27.9%。 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。 疫情安监影响仍未消退，迎峰度冬下供暖成主流需求。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1566元/吨，较上周+2.4%；坑口煤价方面，山西，陕西，内蒙古坑口煤均价略涨，较上周+0.8%。库存端，北方四港库存环比下降，本周末北四港合计库存1240万吨，较上周减少80万吨；南方广州港集团库存继续增加，本周末库存222万吨，较上周增加10万吨。南方八省电厂煤炭库存报3001万吨，环比增加44万吨，库存可用天数最新报17.0天，环比+10.4%。供应端，疫情和安监影响尚未完全缓解，煤矿运输不畅，产地整体供应仍处下降态势，大秦线检修尚未结束，北港库存持续消耗；需求端，北方地区陆续进入供暖期，终端冬储补库需求成为主流。电煤需求季节性回落，水电出力仍低于历史同期，本周三峡出库水流量环比-9.7%，同比-54.9%；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。目前美国战略储备还剩大约4亿桶，已是1984年以来的最低库存水平。 上周炼油厂周度开工率达89.5%，较前周减少0.4PCT；上周美国原油库存842.5百万桶，较前周减少528.9万桶。截至10月21日，WTI原油周度均价84.68美元/桶，较上周减少3.82美元/桶，年初以来上涨近8.8%；Brent原油周度均价90.90美元/桶，较上周减少3.99美元/桶，年初以来上涨近11.7%。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104.91，环比上周下降0.70%，同比下跌16.31%。 图表1本周华创化工行业指数104.91，环比上周下降0.70%，同比下跌16.31% 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港口动力煤（+2.4%）；本周跌幅较大的能源品种是美国天然气（-22.9%）、日韩天然气（-21.8%）、英国天然气（-19.3%）。 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：疫情安监影响仍未消退，迎峰度冬下供暖成主流需求 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