能源周报：欧盟天然气限价机制正式生效，美国自由港已逐步恢复供气

天然气：欧盟天然气限价机制正式生效，美国自由港已逐步恢复供气。虽然欧盟经过加速补库使得天然气储存设施几乎储满，然而后续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使得价格中枢维持相对高位。截至2月18日，欧盟天然气储气容量占比64.2%，较上周减少2.7PCT，欧洲天然气价格跌破每兆瓦时50欧元，创自2021年9月1日以来的最低水平。本周欧盟天然气限价机制正式生效，当连续3天超过180欧亚/兆瓦时（约57美元/百万英热）并且TTF月前天然气期货价格连续三天超过国际LNG参考市场价格35欧元/兆瓦时以上时，欧盟天然气成交价格将会限制在180欧亚/兆瓦时（约57美元/百万英热），机制持续时间为一年，但就目前来看，欧洲市场整体需求较为疲软，触发机制可能性不大。而供应方面，美国自由港自去年6月因火灾停工后首次出口LNG，目前3号产线已经完全重启，并准备好提高到全速率，同时已准备好开始2号产线的重启活动，预计1号产线也将持续跟进。本周，英国IPE天然气期货价格15.59美元/百万英热，较上周下跌6.1%；欧洲TTF天然气价格49.05欧元/兆瓦时，较上周下跌9.1%；美国NYMEX天然气期货价格2.43美元/百万英热，较上周下跌3.1%。 原油：需求复苏预期下，OPEC+坚定减产，原油供给或趋紧。本周，OPEC和国际能源署相继发布月报，两个国际组织均认为受益于我国疫情管控优化，全球石油需求有望提振。OPEC预计全球原油需求将增加232万桶/日（环比增加10万桶/日）至1.0187亿桶/日；国际能源署上调原油需求200万桶/日（环比增加20万桶/日）至1.019亿桶/日，在预计增长的200万桶/日的石油需求中我国独占90万桶/日。同时，沙特能源大臣表示OPEC+在去年10月达成的协议（石油产量目标削减200万桶/日）将持续到2023年结束，再加上俄罗斯产量的下降，即使拜登政府计划于4-6月释放2600万桶战略石油储备（SPR），从全年维度来看，全球原油供给仍可能面临紧张局面。截至2月17日，WTI原油周度均价78.52美元/桶，环比增长1.3%；Brent原油周度均价84.12美元/桶，环比增长1.5%。 双焦：安监限制供给收缩，主焦煤价格逆市上行。焦炭方面，本周末日照准一报价2710元/吨，环比持平。周内焦炭市场整体稳定，谨慎观望。部分焦企由于利润得到一定的修复，开工稍有提升。焦煤方面，本周末山西主焦煤报价2233元/吨，环比+2.1%。多地煤矿维持正常生产，库存处于中低位水平，暂无出货压力，临近重大会议，各大煤矿陆续开展安全检查，产量略有收缩，供应量短期内将处于收紧状态。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。考虑到钢材价格涨跌互现，成材消费依旧弱势，部分钢厂控制原料到货，以按需采购为主。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：整体价格继续下行，周末价格触底反弹。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1020元/吨，较上周-3.4%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价环比-3.3%。 库存方面，本周北四港合计库存报1489万吨，环比减少47万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据（20230213）报3232万吨，环比减少83万吨。港口降价库存有所释放，但库存水平整体仍处于历年高位，供应端：主产区煤矿整体供应恢复而发运需求不足，出现累库现象，坑口价跌幅扩大。需求端：电厂负荷水平同比偏弱，工业端用电需求未完全恢复，市场煤采购需求正处淡季。水电供给逐步恢复，本周三峡出库水流量环比+33.7%，同比-5.5%。非电需求方面，钢铁、水泥等非电企业开工率均有明显的提升，市场需求向好。当前疫情限制解除，宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或持续加快。 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，然而后续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使得价格中枢维持相对高位。截至2月18日，欧盟天然气储气容量占比64.2%，较上周减少2.7PCT。过去几周，由于气温偏高使得供暖需求受到抑制，加上工业、居民端消费量的减少，使得欧洲天然气库存去化速度明显减慢，库存容量远高于五年冬季平均水平。本周，英国IPE天然气期货价格15.59美元/百万英热，较上周下跌6.1%；欧洲TTF天然气价格49.05欧元/兆瓦时，较上周下跌9.1%。本周，美国天然气存储量减少至2266Bcf，较上周减少100Bcf；美国NYMEX天然气期货价格2.43美元/百万英热，较上周下跌3.1%。 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：整体价格继续下行，周末价格触底反弹。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价1020元/吨，较上周-3.4%；坑口煤价方面，晋陕蒙坑口煤均价环比-3.3%。库存方面，本周北四港合计库存报1489万吨，环比减少47万吨；南方八省电厂煤炭库存最新数据 （20230213）报3232万吨，环比减少83万吨。港口降价库存有所释放，但库存水平整体仍处于历年高位，供应端：主产区煤矿整体供应恢复而发运需求不足，出现累库现象，坑口价跌幅扩大。需求端：电厂负荷水平同比偏弱，工业端用电需求未完全恢复，市场煤采购需求正处淡季。水电供给逐步恢复，本周三峡出库水流量环比+33.7%，同比-5.5%，非电需求方面，钢铁、水泥等非电企业开工率均有明显的提升，市场需求向好。当前疫情限制解除，宏观经济有提振预期，非电需求恢复进程或持续加快。 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：安监限制供给收缩，主焦煤价格逆市上行。焦炭方面，本周末日照准一报价2710元/吨，环比持平。周内焦炭市场整体稳定，谨慎观望。部分焦企由于利润得到一定的修复，开工稍有提升。焦煤方面，本周末山西主焦煤报价2233元/吨，环比+2.1%。多地煤矿维持正常生产，库存处于中低位水平，暂无出货压力，临近重大会议，各大煤矿陆续开展安全检查，产量略有收缩，供应量短期内将处于收紧状态。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。考虑到钢材价格涨跌互现，成材消费依旧弱势，部分钢厂控制原料到货，以按需采购为主。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。 需求复苏预期下，OPEC+坚定减产，原油供给或趋紧。本周，OPEC和国际能源署相继发布月报，两个国际组织均认为受益于我国疫情管控优化，全球石油需求有望提振。OPEC预计全球原油需求将增加232万桶/日（环比增加10万桶/日）至1.0187亿桶/日；国际能源署上调原油需求200万桶/日（环比增加20万桶/日）至1.019亿桶/日，在预计增长的200万桶/日的石油需求中我国独占90万桶/日。同时，沙特能源大臣表示OPEC+在去年10月达成的协议（石油产量目标削减200万桶/日）将持续到2023年结束，再加上俄罗斯产量的下降，即使拜登政府计划于4-6月释放2600万桶战略石油储备（SPR），从全年维度来看，全球原油供给仍可能面临紧张局面。截至2月17日，WTI原油周度均价78.52美元/桶，环比增加1.3%；Brent原油周度均价84.1