能源周报：供给收缩叠加需求复苏预期，原油价格走强

原油：供给收缩主导，需求复苏催化，原油价格再走强。本周，西方央行宣布加息一周后，原油供需两端的变化再次成为短期油价波动的主要博弈点。供给端，2023年1月，伊拉克原油产量环比下滑10万桶/日至433万桶/日，远低于欧佩克+减产协议规定的当月产量配额，再叠加俄罗斯计划将3月原油产量减少50万桶/日，全球原油供给呈收缩态势，此外，土耳其地震也加剧了市场对部分地区原油供给的担忧；需求端，沙特阿拉伯预期全球石油的需求即将复苏，分别将运往亚洲、西北欧和美国的阿拉伯轻质原油OSP提升了30美分/桶、2美元/桶和20美分/桶，与此同时，EIA也上调了全球2023年布伦特原油的价格预期。在供给收缩和需求预期向好的共振下，本周油价再度走强。本周，WTI原油周度均价77.50美元/桶，环比增加1.3%；Brent原油周度均价82.88美元/桶，环比增加0.1%。 天然气：土耳其推迟国际天然气峰会，对欧出口管道暂未受到影响。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2月11日，欧盟天然气储气容量占比66.9%，较上周减少3.8PCT。 土耳其天然气供应中心建设工作已进行到最后阶段，目标是在一年内实现第一笔交易，土政府正在采取措施使土耳其成为天然气供应中心。目前土耳其拥有7条国际天然气管道，两个陆地和两个海上液化天然气设施以及两个地下天然气储存设施，日输入能力已达到3.6亿立方米。土耳其的首要目标是保证本国的天然气供应，但也计划通过土耳其向欧洲供应天然气，除了现有投资外，土耳其还准备在新的天然气管道和液化天然气方面展开多种形式的合作。本周土耳其地震使得当地天然气网络的一些部分受到了冲击，并将原定于2月14日在伊斯坦布尔举行的国际天然气峰会将推迟至3月22日，但主要基础设施及对欧出口管道尚未受到影响。本周，英国IPE天然气期货价格16.60美元/百万英热，较上周下跌8.2%；欧洲TTF天然气价格53.95欧元/兆瓦时，较上周下跌6.8%；美国NYMEX天然气期货价格2.51美元/百万英热，较上周下跌1.6%。 双焦：钢厂提降意愿较强，双焦市场承压运行。焦炭：本周末日照准一报价2710元/吨，环比持平。随着节后焦企开工，供给端小幅上升，部分厂内库存有所累积，焦炭供需结构偏宽松。下游方面，钢坯价格有浮动，部分钢厂有进一步压价意愿。同时原料煤价格下降，成本支撑减弱，焦炭市场承压运行。焦煤：本周末山西主焦煤报价2187元/吨，环比-0.4%。元宵节过后，随着产地煤矿陆续复工生产，焦煤市场供应有所增加，同时因焦钢企业对原料煤采购相对谨慎，炼焦煤市场价小幅调整。下游：受低温天气影响，终端需求仍较弱，钢厂对高价原料煤市场采购情绪偏谨慎。市场上零星钢厂对焦炭价格提降，对后市普遍存降价预期，对高价焦煤有一定抵触情绪。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。 动力煤：市场价格持续走低，节后下行压力增大。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1056元/吨，较上周-9.4%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价环比-2.1%。 库存方面，本周北四港合计库存报1536万吨，环比增加47万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据（20230206）报3320万吨，环比减少18万吨，库存可用天数最新报18天，环比-15.5%。库存水平整体处于历年高位。供应端：元宵节过后，主产地受假期影响停产的煤矿陆续复工，恢复生产，供应逐步增加。 港口库存累积，疏港压力增强。需求端：节后消费电煤将逐渐进入淡季，终端采购需求放缓。中下游环节库存整体良好，长协稳定供应挤压市场煤需求，煤炭市场价格跌幅扩大；非电需求方面，节后化工企业开工率将逐步恢复，宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或加快。 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2月11日，欧盟天然气储气容量占比66.9%，较上周减少3.8PCT。过去几周，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，远高于五年冬季平均水平。本周，英国IPE天然气期货价格16.60美元/百万英热，较上周下跌8.2%；欧洲TTF天然气价格53.95欧元/兆瓦时，较上周下跌6.8%。本周，美国天然气存储量减少至2366Bcf，较上周减少217Bcf；美国NYMEX天然气期货价格2.51美元/百万英热，较上周下跌1.6%。 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：市场价格持续走低，节后下行压力增大。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1056元/吨，较上周-9.4%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价环比-2.1%。库存方面，本周北四港合计库存报1536万吨，环比增加47万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据 （20230206）报3320万吨，环比减少18万吨，库存可用天数最新报18天，环比-15.5%。 库存水平整体处于历年高位。供应端：元宵节过后，主产地受假期影响停产的煤矿陆续复工，恢复生产，供应逐步增加。港口库存累积，疏港压力增强。需求端：节后消费电煤将逐渐进入季节性淡季，终端采购需求放缓。中下游环节库存整体良好，长协稳定供应挤压市场煤需求，煤炭市场价格跌幅扩大；非电需求方面，节后化工企业开工率将逐步恢复，宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或加快。 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：钢厂提降意愿较强，双焦市场承压运行。焦炭：本周末日照准一报价2710元/吨，环比持平。随着节后焦企开工，供给端小幅上升，部分厂内库存有所累积，焦炭供需结构偏宽松。下游方面，钢坯价格有浮动，部分钢厂有进一步压价意愿。同时原料煤价格下降，成本支撑减弱，焦炭市场承压运行。焦煤：本周末山西主焦煤报价2187元/吨，环比-0.4%。元宵节过后，随着产地煤矿陆续复工生产，焦煤市场供应有所增加，同时因焦钢企业对原料煤采购相对谨慎，炼焦煤市场价小幅调整。下游：受低温天气影响，终端需求仍较弱，钢厂对高价原料煤市场采购情绪偏谨慎。市场上零星钢厂对焦炭价格提降，对后市普遍存降价预期，对高价焦煤有一定抵触情绪。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。 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。 供给收缩主导，需求复苏催化，原油价格再走强。本周，西方央行宣布加息一周后，原油供需两端的变化再次成为短期油价波动的主要博弈点。供给端，2023年1月，伊拉克原油产量环比下滑10万桶/日至433万桶/日，远低于欧佩克+减产协议规定的当月产量配额，再叠加俄罗斯计划将3月原油产量减少50万桶/日，全球原油供给呈收缩态势，此外，土耳其地震也加剧了市场对部分地区原油供给的担忧；需求端，沙特阿拉伯预期全球石油的需求即将复苏，分别将运往亚洲、西北欧和美国的阿拉伯轻质原油OSP提升了30美分/桶、2美元/桶和20美分/桶，与此同时，EIA也上调了全球2023年布伦特原油的价格预期。在供给收缩和需求预期向好的共振下，本周油价再度走强。本周，WTI原油周度均价77.50美元/桶