能源周报：供需支撑美元走软，油价大幅上行

原油：供需支撑美元走软，油价大幅上行。供给端，沙特本月开始的100万桶/日额外自愿性减产计划延长至8月底，同时，俄罗斯和阿尔及利亚将于8月分别自愿减产50万桶/日和降低出口规模2万桶/日，供给端持续收缩；需求端，本周OPEC上调了2023年石油需求至增长244万桶/日，我国6月原油进口量为5206.2万吨，同比增长45.3%，创月度进口量历史第二高位，需求端预期向好；宏观经济方面，美元指数走弱，美国CPI同比增幅降至2021年3月以来最低水平，加息周期接近尾声。下半年欧美出行旺季及取暖旺季的到来或带动需求边际改善，年内原油供需格局将持续偏紧，油价有望抬 升。本周，Brent原油周度均价79.92美元/桶，环比增加4.38%；WTI原油周度均价75.18美元/桶，环比增加4.83%。 天然气：高温或带来冬季需求减弱，本周欧洲气价大幅下跌。本周世界气象组织发布报告称，全球正经历了有记录以来最热的一周，6月和7月初的异常温暖发生在厄尔尼诺现象发展之初，预计厄尔尼诺现象将进一步加剧陆地和海洋的热量，并导致更极端的温度和海洋热浪。摩根士丹利发布报告称，欧洲储气设施的装填水平可能在今年9月初达到100%饱和，随着液化天然气的持续进口，可能会导致暂时性的供应过剩，另外由于近期气候偏暖，对欧洲天然气的需求相对疲弱，进而带来气价的进一步下跌。截至7月15日，欧盟天然气储气容量占比80.76%，较上周增加2.4PCT，在当前高库存和低需求的驱动下，海外天然气价格或仍将维持相对疲软。本周，欧洲TTF天然气价格27.70欧元/兆瓦时，较上周下跌18.3%；美国NYMEX天然气期货价格2.63美元/百万英热，较上周下跌0.1%；亚洲JKM天然气价格11.97美元/百万英热，较上周下跌1.0%。 动力煤：需求释放有限，煤价涨跌互现。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场均价855元/吨，较上周+0.2%；晋陕蒙坑口煤均价环比-0.3%。库存方面，本周北四港合计库存报1438万吨，环比减少11万吨;南方八省煤炭库存最新数据（20230707）报3692万吨，环比减少8万吨，库存可用天数最新报16.6天，环比-1.2天。供应端：主产地多数煤矿正常产销，整体供应水平较为稳定，产地煤价涨跌互现；需求端：电煤方面，电厂长协供应充足，叠加进口煤补充，库存仍偏高，整体需求一般，采购意愿不强。近期水量不乐观，水电出力不足，本周三峡出库水流量环比-47.0%，同比-30.2%。化工/建材用煤：目前部分地区进入错峰生产期，水泥、化工等非电行业需求有延续偏弱预期。 双焦：焦炭首轮提涨落地，焦煤价格稳中有涨。焦炭方面，本周末日照准一报价1990元/吨，环比+2.6%。焦炭首轮提涨落地，拉动市场情绪转好，焦企利润有所修复，带动采购积极性略有增加，但原料煤价格上涨致成本端压力仍存；焦煤方面，本周末山西主焦煤报价1627元/吨，环比+5.1%。产地维持正常生产，下游需求增加，拉动煤矿出货增加，多数煤矿无销售压力，保持低库存或零库存策略。本周多数煤种价格稳定，部分优质煤种价格有小幅上涨趋势；下游钢企方面，钢厂有年中检修预期，目前铁水产量高位趋稳，高炉开工稳定 ， 对焦刚需仍存 。本周螺纹钢开工率环比/同比分别+0.3pct/+3.9pct；唐山钢厂开工率环比/同比分别持平/+1.6pct。 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 动力煤：需求释放有限，煤价涨跌互现。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场均价855元/吨，较上周+0.2%；晋陕蒙坑口煤均价环比-0.3%。库存方面，本周北四港合计库存报1438万吨，环比减少11万吨;南方八省煤炭库存最新数据（20230707）报3692万吨，环比减少8万吨，库存可用天数最新报16.6天，环比-1.2天。供应端：主产地多数煤矿正常产销，整体供应水平较为稳定，产地煤价涨跌互现；需求端：电煤方面，电厂长协供应充足，叠加进口煤补充，库存仍偏高，整体需求一般，采购意愿不强。近期水量不乐观，水电出力不足，本周三峡出库水流量环比-47.0%，同比-30.2%。化工/建材用煤：目前部分地区进入错峰生产期，水泥、化工等非电行业需求有延续偏弱预期。 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，当前长协价位仍高于往年，看好煤企盈利水平稳中向好。欧盟新增煤炭需求落地，将间接影响国内煤炭进口格局，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：焦炭首轮提涨落地，焦煤价格稳中有涨。焦炭方面，本周末日照准一报价1990元/吨，环比+2.6%。焦炭首轮提涨落地，拉动市场情绪转好，焦企利润有所修复，带动采购积极性略有增加，但原料煤价格上涨致成本端压力仍存；焦煤方面，本周末山西主焦煤报价1627元/吨，环比+5.1%。产地维持正常生产，下游需求增加，拉动煤矿出货增加，多数煤矿无销售压力，保持低库存或零库存策略。本周多数煤种价格稳定，部分优质煤种价格有小幅上涨趋势；下游钢企方面，钢厂有年中检修预期，目前铁水产量高位趋稳 ， 高炉开工稳定 ， 对焦刚需仍存 。 本周螺纹钢开工率环比/同比分别+0.3pct/+3.9pct；唐山钢厂开工率环比/同比分别持平/+1.6pct。 资源端，我国低硫优质主焦煤资源有限，对外依存度较高；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。 天然气：用气需求减少叠加库存偏高，本周美国气价下跌。目前北半球供暖季已结束，天然气需求逐步放缓，欧洲及美国天然气库存已有回升累库趋势。欧洲已逐步进入5月至9月的需求淡季，供需矛盾的明显缓和也将反映在库存端，截至7月15日，欧盟天然气储气容量占比80.76%，较上周增加2.4PCT，在当前高库存和低需求的驱动下，海外天然气价格或仍将维持相对疲软。往后来看，海外气价走低或将进一步刺激用气需求，欧洲新一轮节气措施能否执行到位仍具有不确定性，而来自国内的需求复苏及亚洲天然气的整体高溢价或将加剧供应紧张局面，天然气价格仍具备弹性。本周，欧洲TTF天然气价格27.70欧元/兆瓦时，较上周下跌18.3%；美国NYMEX天然气期货价格2.63美元/百万英热，较上周下跌0.2%；亚洲JKM天然气价格11.97美元/百万英热，较上周下跌1.0%。 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。 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。 原油：供需支撑美元走软，油价大幅上行。供给端，沙特本月开始的100万桶/日额外自愿性减产计划延长至8月底，同时，俄罗斯和阿尔及利亚将于8月分别自愿减产50万桶/日和降低出口规模2万桶/日，供给端持续收缩；需求端，本周OPEC上调了2023年石油需求至增长244万桶/日，我国6月原油进口量为5206.2万吨，同比增长45.3%，创月度进口量历史第二高位，需求端预期向好；宏观经济方面，美元指数走弱，美国CPI同比增幅降至2021年3月以来最低水平，加息周期接近尾声。下半年欧美出行旺季及取暖旺季的到来或带动需求边际改善，年内原油供需格局将持续偏紧，油价有望抬升。 本周，Brent原油周度均价79.92美元/桶，环比增加4.38%；WTI原油周度均价75.18美元/桶，环比增加4.83%。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；国内油气资源储产量第一并持续推进增储上产的中国石油；全球炼能第一并坚持延长产业链布局高附加值材料的中国石化。 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89.05，环比+1.64%，同比-46.62%；行业价格百分位（标准化）为过去8年的26.31%，环比+0.68pct；价差百分位（标准化）为过去8年的10.85%，环比+0.68pct；行业库存百分位（标准化）为86.08%,环比-1.89pct。 图表1本周华创化工行业指数89.05，环比+1.64%，同比-46.62% 图表2本周华创化工价差百分位为过去8年的10.85%，环比+0.68pct 图表3本周WTI原油价格上涨（美元/桶） 图表4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坑口主焦煤（+5.1%）,港口主焦煤（+4.8%）WTI原油（+4.8%）；本周跌幅较大的能源品种是英国天然气（-16.8%）、中国LNG出厂价（-4.0%）。 图表5本周能源价格涨跌汇总 三、煤炭：供给变动赋予动力煤价