能源周报：澳煤或重启，煤炭结构性矛盾预期缓解

动力煤：年底煤矿减产供需两弱，澳煤或重启预期结构性矛盾缓解。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1192元/吨，较上周-0.9%；坑口煤价方面，晋陕蒙三地坑口煤均价稳中略降，较上周-0.7%。库存方面，本周北四港合计库存报1384万吨，环比增加16万吨，库存整体处于安全区间。供应端：年底煤矿逐步停产检修，供给量进一步收缩。澳煤进口或将重启，动力煤结构性矛盾有望缓解。需求端：煤炭冬季消费旺季逐渐进入尾声，电厂日耗表现尚在预期之内。且中下游环节库存整体良好，长协稳定供应挤压市场煤需求，煤炭市场价格相对平稳；电煤需求正处于淡季，水电供给进入枯水期；非电需求方面，冬季施工受限叠加化工行业经营效益不佳，整体需求平淡。但当前疫情限制逐步解除，明年宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或加快。 双焦：冬储完成双焦价格回落，优质澳煤引入或影响主焦煤溢价。焦炭：本周末日照准一报价2810元/吨，环比-3.4%。焦企首轮提降落地执行，利润处于盈亏线边缘。焦煤：本周末山西主焦煤报价2270元/吨，环比-2.2%。春节将至，煤矿增量有限，供应延续收紧。澳煤进口或将重启，主焦煤溢价有望逐步回落。下游：冬储补库接近尾声，库存多达到中等水平，受低温天气影响，终端需求较弱，钢厂对高价原料煤市场采购情绪偏谨慎。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。 2022年欧洲液化天然气进口量增加超60%，美国成为最大供应国。欧盟以液化天然气作为取代俄罗斯管道天然气供应的关键工具，2022年欧盟液化天然气进口量总计增加60%以上，达到1700亿立方米。其中，美国成为液化天然气最大供应国，对欧出口量是原来的近2.5倍，由290亿立方米增至720亿立方米以上。从欧盟第一大用气国德国来看，该国主要通过管道气实现进口，2022年天然气进口量减少约12.3%，其中挪威总供应量占比提升至33%，取代俄罗斯成为头号供应国，而俄罗斯的供应份额由21年的52%锐减至22%。 天然气：用气需求减少叠加库存偏高，本周气价维持下跌。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1月6日，欧盟天然气储气容量占比83.2%，较上周减少0.2PCT。 过去两周，由于气温偏高使得供暖需求受到抑制，加上节日期间消费量通常较低，欧洲的天然气库存不降反升，远高于70%的五年冬季平均水平。本周，英国IPE天然气期货价格20.58美元/百万英热，较上周下跌13.3%；欧洲TTF天然气价格69.5欧元/兆瓦时，较上周下跌18.8%。 原油：短期需求承压，关注经济衰退、产油国挺价决心及地缘因素的多空博弈。美联储持续加息预期引发全球对经济放缓的担忧，2023年原油需求端压力不减。北美冬季风暴导致炼厂开工大幅下挫、多架次航班取消，原油短期消费下滑。在需求端的影响下，原油价格本周大幅下跌，但俄罗斯原油供应减少的预期在一定程度上限制了油价跌幅。但从月度的短期维度来看，美国推迟原油补库、中国将迎春节假期都将造成短期需求承压，因此沙特下调了2月销往亚欧两洲的原油售价。从全年维度来看，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，其次地缘因素对供给的冲击也存在强烈的不确定性。上周美国炼油厂周度开工率为79.6%，较前周下跌12.4PCT； 美国原油库存793.0百万桶，较前周减少105.4万桶；截至1月6日，WTI原油周度均价74.30美元/桶，较上周下跌6.3%；Brent原油周度均价77.92美元/桶，较上周下跌4.1%。 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：用气需求减少叠加库存偏高，本周气价维持下跌。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1月6日，欧盟天然气储气容量占比83.2%，较上周减少0.2PCT。过去两周，由于气温偏高使得供暖需求受到抑制，加上节日期间消费量通常较低，欧洲的天然气库存不降反升，远高于70%的五年冬季平均水平。本周，英国IPE天然气期货价格20.58美元/百万英热，较上周下跌13.3%； 欧洲TTF天然气价格69.5欧元/兆瓦时，较上周下跌18.8%。 供应短缺或将延续至25年，亚洲国家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。 目前韩国已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。 欧盟天然气价格上限协议达成，或加剧流动性紧张局面。欧盟宣布各成员国就天然气价格干预达成协议，决定将天然气价格上限设定为每兆瓦时180欧元。如果被视为欧洲天然气基准价格的荷兰所有权转让中心（TTF）天然气期货价格连续三个工作日超过每兆瓦时180欧元，且在这三个工作日TTF天然气价格高出液化天然气市场参考价35欧元，将自动触发价格干预，届时TTF高出液化天然气市场参考价35欧元的天然气期货交易将不被接受。这一机制虽然旨在预防价格的极端波动，但也有可能让欧盟遭受到供应不足和来自亚洲的激烈竞争影响，还可能因为刺激消费而加剧目前的短缺，降低本就紧张的市场流动性。在最坏的情况下，各国政府可能被迫对天然气实行定量供应。 动力煤：年底煤矿减产供需两弱，澳煤或重启预期结构性矛盾缓解。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1192元/吨，较上周-0.9%；坑口煤价方面，晋陕蒙三地坑口煤均价稳中略降，较上周-0.7%。库存方面，本周北四港合计库存报1384万吨，环比增加16万吨，库存整体处于安全区间。供应端：年底煤矿逐步停产检修，供给量进一步收缩。澳煤进口或将重启，动力煤结构性矛盾有望缓解。需求端：煤炭冬季消费旺季逐渐进入尾声，电厂日耗表现尚在预期之内。且中下游环节库存整体良好，长协稳定供应挤压市场煤需求，煤炭市场价格相对平稳；电煤需求正处于淡季，水电供给进入枯水期；非电需求方面，冬季施工受限叠加化工行业经营效益不佳，整体需求平淡。但当前疫情限制逐步解除，明年宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或加快。 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：冬储完成双焦价格回落，优质澳煤引入或影响主焦煤溢价。焦炭：本周末日照准一报价2810元/吨，环比-3.4%。焦企首轮提降落地执行，利润处于盈亏线边缘。焦煤：本周末山西主焦煤报价2270元/吨，环比-2.2%。春节将至，煤矿增量有限，供应延续收紧。澳煤进口或将重启，主焦煤溢价有望逐步回落。下游：冬储补库接近尾声，库存多达到中等水平，受低温天气影响，终端需求较弱，钢厂对高价原料煤市场采购情绪偏谨慎。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：全球油气资本开支下行，供给短期难以恢复。自2015年《巴黎气候协定》签署以来，全球碳中和进程加速。过去十年间全球油气上游的资本开支自2015年以来下滑明显，2021年油气资本开支3510亿美元，较2014年高位减少近122%。从全球各主要能源巨头来看，其所面临的来自政策端的减碳压力以及自身转型的迫切性紧密交织，油价长期低位也使得全球石油巨头对资本开支十分谨慎，部分企业已开始逐步分离部分油气资产，并将重心转移至能源转型及新能源项目投资，未来各巨头企业的油气资本开支预计将持续缩减。油气供给是一个资本开支增加-产能扩张-产量提升-价格下行-缩减资本开支的过程，2015年起新旧能源博弈带来的长期油价下行制约了各厂商扩产及投资的意愿。目前美国原油及天然气活跃钻井数总体维持低位，库存量随经济复苏及出口恢复显著下行，而页岩油产量较钻机数量有约半年的滞后期，短期原油及天然气产能释放将有所减缓。 同时，OPEC+维持增产政策不变，闲置产能已维持在较低水平，在既有产能投放节奏下，未来两年原油整体供给增量较为有限。 地缘冲突加剧原油供应担忧。疫情以来全球经济逐步复苏，推动原油需求大幅回升。而2022年以来的俄乌地缘冲突加剧全球能源供应担忧，欧盟36%的石油及40%的天然气进口自俄罗斯，22年3月至今欧盟已对俄罗斯施加八轮制裁，涉及石油、煤炭、天然气、金融等领域。欧盟计划在2022年年底前将从俄罗斯进口的石油削减90%，并同意俄罗斯部分的原油供给部分将由OPEC各个成员国承担，但除了沙特、阿联酋和伊拉克以外，OPEC其余成员国闲置产能有限，短期难以提高产量，无法按约定实现增产目标。 短期需求承压，关注经济衰退、产油国挺价决心及地缘因素的多空博弈。美联储持续加息预期引发全球对经济放缓的担忧，2023年原油需求端压力不减。北美冬季风暴导致炼厂开工大幅下挫、多架次航班取消，原油短期消费下滑。在需求端的影响下，原油价格本周大幅下跌，但俄罗斯原油供应减少的预期在一定程度上限制了油价跌幅。但从月度的短期维度来看，美国推迟原油补库、中国将迎春节假期都将造成短期需求承压，因此沙特下调了2月销往亚欧两洲的原油售价。从全年维度来看，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，其次地缘因素对供给的冲击也存在强烈的不确定性。上周美国炼油厂周度开工率为79.6%，较前周下跌12.4PCT；美国原油库存793.0百万桶，较前周减少105.4万桶；截至1月6日，WTI原油周度均价74.30美元/桶，较上周下跌6.3%；Brent原油周度均价77.92美元/桶，较上周下跌4.1%。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106.9，环比上周上涨0.16%，同比下跌23.67%。 图表1本周华创化工行业指