冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价止跌回升

冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价止跌回升。虽然欧盟经过加速补库使得天然气储存设施几乎储满，然而进入到冬季之后仍需要通过不断的进口以保证正常的消费需求，来自亚洲国家的气源抢夺或将持续推升价格中枢。截至10月28日，欧盟天然气储气容量占比达94.08%，随着冬季来临，需求增加，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，库存下行即将加速，欧洲天然气价格止跌回升。本周，英国IPE天然气期货价格27.53美元/百万英热，较上周上涨16.0%；欧洲TTF天然气价格139.31欧元/兆瓦时，较上周上涨21.6%。 天然气：供应短缺或将延续至25年，韩国降低进口税率或加大气源抢夺。天然气输出国论坛GECF领导人表示，由于俄乌冲突引发的全球能源危机，预计到2025年对天然气的需求将远超过供应。尽管对天然气生产的投资正在增加，但未来三年内将不会有新增的供应来源，市场的紧张状态可能持续到2025年或2026年，届时现在开发的新项目才能投产。本周韩国将液化石油气关税由2%降为0，天然气关税将在2023年3月31日之前保持在零水平，以缓解冬季燃料需求高峰期的用气压力。 动力煤：疫情影响产地供应，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1581元/吨，较上周+1.0%；坑口煤价方面，山西、陕西及内蒙古坑口煤均价略跌，较上周-0.1%。库存端，北四港库存环比下降，本周末合计库存1150万吨，较上周减少75万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据 （20221018）报3154万吨，环比增加153万吨，库存可用天数最新报18.5天。 供应端，疫情对主产地供应影响尚存，产地价格走势分化，其中内蒙古和山西受疫情影响严重，价格稳中有涨，陕西产地价格略有回落。受疫情管控趋严、大秦线检修等因素影响，港口库存持续下降，市场煤资源有限；需求端，多个北方地区提前进入供暖期，冬储补库需求成为主流，预期终端电厂将加快采购节奏。电煤需求正处于淡季，水电出力仍不及历史同期，本周三峡出库水流量同比-41.3%。化工/建材企业盈利不佳，对煤炭需求偏弱。 双焦：焦炭价格稳中偏弱运行，供增需减下焦煤价格存在回调风险。焦炭方面，本周末日照港口准一级焦报价2810元/吨，环比持平。周内个别钢企对焦炭进行提降100元/吨，但主流焦钢企业均未回应，焦炭二涨随即被搁置；焦煤方面，本周末山西主焦煤报价2286元/吨，环比-1.3%。周内煤矿开始恢复正常生产，炼焦煤供应量回升的同时下游采购需求降低。预期供增需减情况下炼焦煤市场价格面临下调；下游方面，终端需求释放力度不及预期，本周全国钢坯市场价格先缓后跌，钢企亏损严重。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：美国原油出口量创新高，美元走软+需求复苏+欧盟禁运支撑油价上行。 美国拜登政府正在重新考虑对俄罗斯石油实行限价的条件，并计划放宽实施限制措施的条件，中期选举前暂不对俄罗斯石油实行限价。上周美国原油出口量升至510万桶/天，创历史新高，美国原油净进口量同步降至历史最低水平。 由于出口市场的推动，尽管美国商业原油库存此前出现了较大增加，但当前市场需求逐步转为乐观，对亚洲等国家需求疲软的担忧正逐步消退，近期美元的走软进一步支撑油价，而欧盟12月开始禁运俄罗斯石油将加剧供应紧张。上周美国炼油厂周度开工率达88.9%，较前周减少0.6PCT；上周美国原油库存841.7百万桶，较前周减少82.9万桶。截至10月28日，WTI原油周度均价86.96美元/桶，较上增加2.28美元/桶；Brent原油周度均价93.31美元/桶，较上周增加2.41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。 冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价止跌回升。虽然欧盟经过加速补库使得天然气储存设施几乎储满，然而进入到冬季之后仍需要通过不断的进口以保证正常的消费需求，来自亚洲国家的气源抢夺或将持续推升价格中枢。截至10月28日，欧盟天然气储气容量占比达94.08%，随着冬季来临，需求增加，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，库存下行即将加速，欧洲天然气价格止跌回升。本周，英国IPE天然气期货价格27.53美元/百万英热，较上周上涨16.0%；欧洲TTF天然气价格139.31欧元/兆瓦时，较上周上涨21.6%。 天然气：供应短缺或将延续至25年，韩国降低进口税率或加大气源抢夺。天然气输出国论坛GECF领导人表示，由于俄乌冲突引发的全球能源危机，预计到2025年对天然气的需求将远超过供应。尽管对天然气生产的投资正在增加，但未来三年内将不会有新增的供应来源，市场的紧张状态可能持续到2025年或2026年，届时现在开发的新项目才能投产。本周韩国将液化石油气关税由2%降为0，天然气关税将在2023年3月31日之前保持在零水平，以缓解冬季燃料需求高峰期的用气压力。 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，而美国冬季柴油库存可能会降至自1982年以来的历史新低。 上周炼油厂周度开工率达88.9%，较前周减少0.6PCT；上周美国原油库存841.7百万桶，较前周减少82.9万桶。截至10月28日，WTI原油周度均价86.96美元/桶，较上周增加2.28美元/桶，年初以来上涨近11.7%；Brent原油周度均价93.31美元/桶，较上周增加2.41美元/桶，年初以来上涨近14.7%。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104.07，环比上周下跌0.80%，同比下跌18.72%。 图表1本周华创化工行业指数104.07，环比上周下跌0.80%，同比下跌18.72% 图表2本周国际原油价格上涨（美元/桶） 图表3本周动力煤价格上涨（元/吨） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是美国天然气（+16.2%）、英国天然气（+16.0%）；本周跌幅较大的能源品种是中国LNG（-21.4%）、日韩天然气（-7.1%）。 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：疫情影响产地供应，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1-9月国内原煤产量为33.2亿吨，同比增加11.2%；动力煤1-8月产量为24.15亿吨，同比增加2.58亿吨，同比增速为11.97%。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