欧盟天然气限价方案难落实，气价持续回升

冬季来临，欧洲已进入去库周期，气价持续回升。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11月25日，欧盟天然气储气容量占比94.0%，较上周降低1.2PCT，欧洲已全面进入天然气去库期。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，欧洲天然气价格有望持续回升。本周，英国IPE天然气期货价格35.42美元/百万英热，较上周上涨15.3%；欧洲TTF天然气价格124.37欧元/兆瓦时，较上周上涨7.7%。 天然气：欧盟未就天然气限价方案达成共识，下周俄气或将减少过境乌克兰的输气量。本周欧盟能源部长举行特别会议，但未能就此前提议的天然气限价机制达成一致，将于12月中上旬再次召开会议讨论。此前欧盟委员会提议从明年1月起实施天然气限价机制，一旦欧洲市场天然气价格波动满足预先设定的条件，该机制将启动并把天然气价格上限设在每兆瓦时275欧元。目前欧洲TTF天然气价格保持在每兆瓦时120欧元左右，触发天然气限价机制的前提条件形同虚设，而欧盟内部国家之间的分歧亦较为严重。此外，俄气公司称其发现过境乌克兰输往摩尔多瓦的天然气在乌克兰境内被截留，如果截留现象继续存在，俄方将从11月28日起减少过境乌克兰的输气量。 原油：俄油禁令生效在即，俄油价格上限仍未达成一致。欧盟本周讨论G7提出的将俄油价格上限设定在每桶65-70美元之间的建议，但欧盟各国对于这一限价水平意见不一，仍未能就价格上限达成一致。鉴于12月5日俄油禁运令生效在即，为避免制裁生效对石油市场造成巨大的破坏，美国和欧盟可能会以高于预期的价格设定更自由可控的上限，争取在12月5日之前使该制度落实到位，届时价格上限和欧盟石油禁运措施将同时生效。对此俄罗斯回应称，不会向对俄油实施限价的国家供应石油产品，将为此重新调整出口方向或减少产量。上周美国炼油厂周度开工率达93.9%，较前周增加1.0PCT；上周美国原油库存822.2百万桶，较前周减少529.1万桶。截至11月25日，WTI原油周度均价78.66美元/桶，较上周下跌6.4%；Brent原油周度均价85.92美元/桶，较上周下跌7.0%。 动力煤：终端日耗持续攀升，旺季将临静待补库需求释放。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1251元/吨，较上周-11.2%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价略跌，较上周-1.2%。库存端：本周末北四港合计库存1323万吨，较上周增加87万吨；本周末南方广州港集团库存258万吨，环比上周减少1万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据报3143万吨，环比减少32万吨，库存可用天数最新报17.1天，环比-4.5%。供应端：需求疲软叠加疫情影响下运输通道受阻，煤矿库存压力较大。港口市场调入恢复而需求不足，库存持续累积。 需求端：主要省市电厂存煤仍较为充裕且受保供政策持续支持，补库压力不大，后期气温的全面走低或将带动终端一定的采购需求；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-28.6%；非电需求方面，化工企业盈利不佳叠加季节性开工率降低，对煤炭需求偏弱。 双焦：年前供给端存在收缩预期，冬储刚需支撑双焦价格回调。焦炭：本周末日照港口准一级焦报价2610元/吨，环比+4.0%。本周焦炭市场稳中偏强运行，首轮提涨全面落地。下游铁水产量触底且临近冬储，焦炭需求端出现阶段性反弹。焦煤：本周末山西主焦煤报价2119元/吨，环比+3.2%。本周受冬储需求支撑炼焦煤价格连续反弹，同时冬季煤炭保供影响以及年底部分煤矿开始检修停产，供应开始收紧，进一步支撑焦煤价格上涨。下游：终端需求水平尚未实质性转好。当前钢厂的主要引擎产业房地产表现低迷，钢厂整体限产明显，开工低位运行。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。 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。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。 天然气：冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价有望持续回升。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11月25日，欧盟天然气储气容量占比94.0%，较上周降低1.2PCT。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，欧洲天然气价格有望止跌回升。本周，英国IPE天然气期货价格35.42美元/百万英热，较上周上涨15.3%； 欧洲TTF天然气价格124.37欧元/兆瓦时，较上周上涨7.7%。 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：终端日耗持续攀升，旺季将临静待补库需求释放。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1251元/吨，较上周-11.2%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价略跌，较上周-1.2%。 库存端：本周末北四港合计库存1323万吨，较上周增加87万吨；本周末南方广州港集团库存258万吨，环比上周减少1万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据（20221121）报3143万吨，环比减少32万吨，库存可用天数最新报17.1天，环比-4.5%。供应端：需求疲软叠加疫情影响下运输通道受阻，煤矿库存压力较大。港口端调入恢复而需求不足，库存持续累积。需求端：多地受冬季气温下降影响日耗继续攀升，但主要省市电厂存煤仍较为充裕且受保供政策持续支持，补库压力不大。后期气温的全面走低或将带动终端一定的采购需求；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-28.6%；非电需求方面，化工企业盈利不佳叠加季节性开工率降低，对煤炭需求偏弱。 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。 双焦：年前供给端存在收缩预期，冬储刚需支撑双焦价格回调。焦炭：本周末日照港口准一级焦报价2610元/吨，环比+4.0%。本周焦炭市场稳中偏强运行，首轮提涨全面落地。 下游铁水产量触底且临近冬储，焦炭需求端出现阶段性反弹。焦煤：本周末山西主焦煤报价2119元/吨，环比+3.2%。本周受冬储需求支撑炼焦煤价格连续反弹，同时冬季煤炭保供影响以及年底部分煤矿开始检修停产，供应开始收紧，进一步支撑焦煤价格上涨。 下游：终端需求水平尚未实质性转好。当前钢厂的主要引擎产业房地产表现低迷，钢厂整体限产明显，开工低位运行。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。 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：俄罗斯原油禁运实施在即，俄罗斯10月原油产量大幅减少。随着12月5日欧盟对俄罗斯原油禁运正式实施日期愈发临近，四季度油市供应偏紧的担忧仍存。俄罗斯10月份的石油产量仅为990万桶/天，远低于欧佩克+协议规定的1100万桶/天的生产配额。 考虑到欧佩克+组织从11月开始减少目标产量，俄罗斯石油产量的大幅下降或将导致国际油价上涨。此外，美国再次下调了2023年的石油产量预测，据EIA最新月度报告，2023年美国石油产量预计将达到1231万桶/天，为连续第五次向下修正，此前的预期为1236万桶/天。明年2月5日起，欧盟将会把禁运令扩大至柴油、汽油等石油产品，预计明年全球成品油市场亦将呈现供应偏紧格局。上周美国炼油厂周度开工率达93.9%，较前周增加1.0PCT；上周美国原油库存822.2百万桶，较前周减少529.1万桶。截至11月25日，WTI原油周度均价78.66美元/桶，较上周下跌6.4%，年初以来上涨近1.0%；Brent原油周度均价85.92美元/桶，较上周下跌7.0%，年初以来上涨近5.6%。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100.71，环比上周下跌0.55%，同比下跌12.32%。 图表1本周华创化工行业指数100.71，环比上周下跌0.55%，同比下跌12.32% 图表2本周国际原油价格下降（美元/桶） 图表3本周动力煤价格下降（元/吨） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是英国天然气（+15.3%）、美国天然气（+6.8%）； 本周跌幅较大的能源品种是港口动力煤（-11.2%）、中国LNG（-6.0%）、布伦特原油（-7.0%）。 图表4本周能源价格涨跌汇总 三、煤炭：供给变动赋予动力煤价格弹性，双焦在政策支持下有企稳预期 （一）动力煤：终端日耗持续攀升，旺季将临静待补库需求释放 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