能源周报（20240527-20240602）：OPEC+减产延期预期增强，本周油价上涨

动力煤：旺季预期但库存高企，动力煤先涨后跌。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场均价886.4元/吨，较上周+1.06%；晋陕蒙坑口煤均价环比+2.22%。库存方面，本周环渤海九港合计库存报2365万吨，环比减少264.6万吨；南方港口合计库存报887万吨，环比+16.1%；国内重点电厂煤炭库存最新数据（20240523）报11094万吨，环比（20240516）增加337万吨，库存可用天数最新报28.5天，环比+0.9天。供应端：周内多处煤矿发生安全事故，安全检查严格程度不减，涉事煤矿均已停产。多数煤矿维持正常生产，产量未见明显增长。港口方面，贸易商发运成本居高不下，报价多坚挺，低价成交意愿较差。需求端：电煤方面，日耗变化较大，电厂库存持续高位波动，电厂对于市场煤采购需求较少，多数补库需求为高卡煤采购，非电市场方面，下游市场开工基本高位，且利润尚可，对目前煤价接受程度较高，非电市场对原料煤维持刚需采购，对煤价稍有支撑。 双焦：产业链正处博弈时点，双焦价格平稳。周末日照准一报价2060元/吨，环比持平。多数焦企仍稍有盈利，生产意愿整体偏高，同时铁水产量亦处于偏高水平，钢厂对焦炭刚需尚可。焦煤方面，本周末京唐港山西主焦煤报价2210元/吨，环比持平。矿场开工变化不大，原料焦煤市场价格涨跌互现。钢企方面，本周末螺纹钢报价3670元/吨，环比-1.87%；本周全国247家钢厂日均铁水产量235.78万吨，环比-0.41%。本周市场询单较少，商家出货不畅，部分商家急于出货的心理较明显，有部分低价资源出现，市场氛围有所减弱，交投情绪较为冷清，整体成交表现较少，报价有所松动，且原料成本端上涨乏力，对于市场价格支撑有限，商家心态偏谨慎。 原油：OPEC+减产延期预期增强，美国汽油库存增加，本周油价先涨后跌。 OPEC+产量会议推迟至6月2日举行，芝加哥交易所的“OPEC观察”的数据显示，在此次OPEC+产量会议上，决定延长减产期限的概率为79.06%，重新增产的概率为18.79%，加深减产的概率为2.15%，OPEC+延长减产的预期强化，在上半周推动了油价的上行。周三，EIA公布美国的汽油库存数据，汽油库存为228.8百万桶，环比+202.2万桶，超预期的库存增长导致了市场对需求的担忧，再加上美联储部分官员的鹰派言论，油价在下半周有所下跌。但是，康波萧条期的黑天鹅事件在不断的以地缘冲突的形式展现，动荡的政治环境推升了全球的能源储备需求，资源端的强势将继续保持，在通胀再起的过程中，原油价格有望保持强势运行。本周，Brent原油周度均价81.74美元/桶 ， 环比+0.90%；WTI原油周度均价78.54美元/桶 ， 环比+0.53%。 天然气：BP计划开发新天然气田，储量规模或达1.5亿立方英尺。石油巨头英国石油与美国页岩油生产商EOG能源正在讨论共同开发特立尼达和多巴哥海岸附近的天然气田，待开发的天然气接近1.5万亿立方英尺。第一批天然气预计将于2026年底投产，并计划供应特立尼达的Atlantic LNG项目，英国石油和壳牌分别持有该项目45%的股权。本周，欧洲TTF天然气价格34.39欧元/兆瓦时，较上周下跌0.2%；美国NYMEX天然气期货价格2.55美元/百万英热，较上周下跌4.4%；亚洲JKM天然气价格11.91美元/百万英热，较上周价格上涨0.1%；国内液化天然气出厂价为4369元/吨，较上周上涨1.5%。 油服：“海葵一号”抵达作业海域，本周我们追踪的自升式钻井平台日费率小幅下滑。中国海油29日宣布，中国自主设计建造的亚洲首艘圆筒型FPSO—“海葵一号”抵达流花油田海域，“海葵一号”是集原油生产、存储、外输等功能于一体的高端海洋装备，设计寿命30年，可连续在海上运行15年不回坞。据悉，“海葵一号”最大储油量达6万吨，每天能处理约5600吨原油。 其与亚洲第一深水导管架平台“海基二号”共同服役于中国首个深水油田—流花11-1油田。本周，350+英尺自升式钻井平台日费率为9.17万美元，较上周变化-2.54%；1500-5000英尺半潜式钻井平台日费率为28.03万美元，较上周变化-0.09%；8000+英尺半潜式钻井平台日费率为26.06万美元，较上周持平；8000+英尺钻井船日费率为39.01万美元，较上周变化+0.21%。 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 （一）原油 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。 OPEC+减产延期预期增强，美国汽油库存增加，本周油价先涨后跌。OPEC+产量会议推迟至6月2日举行，芝加哥交易所的“OPEC观察”的数据显示，在此次OPEC+产量会议上，决定延长减产期限的概率为79.06%，重新增产的概率为18.79%，加深减产的概率为2.15%，OPEC+延长减产的预期强化，在上半周推动了油价的上行。周三，EIA公布美国的汽油库存数据，汽油库存为228.8百万桶，环比+202.2万桶，超预期的库存增长导致了市场对需求的担忧，再加上美联储部分官员的鹰派言论，油价在下半周有所下跌。但是，康波萧条期的黑天鹅事件在不断的以地缘冲突的形式展现，动荡的政治环境推升了全球的能源储备需求，资源端的强势将继续保持，在通胀再起的过程中，原油价格有望保持强势运行。本周，Brent原油周度均价81.74美元/桶，环比+0.90%； WTI原油周度均价78.54美元/桶，环比+0.53%。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。 展望2024年，由于宏观数据的表现不佳，市场担忧需求情绪的加重，油价在2023年11月出现了下跌，为提振油价，OPEC+在2023年11月的会议上宣布进一步的自愿性减产计划，原油供给在2024年或再迎收缩，另外，巴以冲突基本将中东国家于2024年增产的预期打消，整体来看2024年原油供给仍是趋紧态势。尽管近期欧美的部分宏观数据令市场担忧需求，但随美联储加息周期的结束，对需求的最大压制力量在弱化，宏观上2024年需求有望好转，另一方面，从原油的直接加工量来看，无论是我国还是欧美，需求向好的趋势明显，再加上中东、东南亚等地新炼厂的投产，2024年需求将保持增长。因此，从一年的维度来看，在供缩需增的基本面下，原油价格有望保持高位。 （二）动力煤 动力煤：市场情绪总体平稳，动力煤价格上行为主。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场均价886.4元/吨，较上周+1.06%；晋陕蒙坑口煤均价环比+ 2.22%。库存方面，本周环渤海九港合计库存报2365万吨，环比减少264.6万吨；南方港口合计库存报887万吨，环比+16.1%；国内重点电厂煤炭库存最新数据（20240523）报11094万吨，环比 （20240516）增加337万吨，库存可用天数最新报28.5天，环比+0.9天。供应端：周内多处煤矿发生安全事故，安全检查严格程度不减，涉事煤矿均已停产。多数煤矿维持正常生产，产量未见明显增长。港口方面，贸易商发运成本居高不下，报价多坚挺，低价成交意愿较差。需求端：电煤方面，日耗变化较大，电厂库存持续高位波动，电厂对于市场煤采购需求较少，多数补库需求为高卡煤采购，非电市场方面，下游市场开工基本高位，且利润尚可，对目前煤价接受程度较高，非电市场对原料煤维持刚需采购，对煤价稍有支撑。 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。 展望2024年，国内供给增量收紧，海外能源价格支撑强劲，看好煤价中枢稳中有升。 2023年相比2022年煤炭整体价格中枢下移，本质原因为低价海外煤的渗透以及保供政策下新增产量的累积效应带来的供需格局宽松化。整体来看2024年，供给端：1.国内供给端边际增量难寻，保供增量已于前期释放，2023年国内供给端增量缩进，叠加2023年煤矿安全事故频发，2024年安监力度或将进一步加强，23年9月《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》的发布便是预兆之一；2.海外整体能源价格有望维持高位。地缘（巴以冲突）+金融（美国加息周期接近尾声）+需求（ppi上行周期启动）等多因素推涨，加之印尼出口政策限制不断加码，看好海外煤价上涨，亦支撑国内煤市。 （三）双焦 双焦：产业链正处博弈时点，双焦价格平稳。周末日照准一报价2060元/吨，环比持平。 多数焦企仍稍有盈利，生产意愿整体偏高，同时铁水产量亦处于偏高水平，钢厂对焦炭刚需尚可。焦煤方面，本周末京唐港山西主焦煤报价2210元/吨，环比持平。矿场开工变化不大，原料焦煤市场价格涨跌互现。钢企方面，本周末螺纹钢报价3670元/吨，环比-1.87%；本周全国247家钢厂日均铁水产量235.78万吨，环比-0.41%。本周市场询单较少，商家出货不畅，部分商家急于出货的心理较明显，有部分低价资源出现，市场氛围有所减弱，交投情绪较为冷清，整体成交表现较少，部分市场为促成交，报价有所松动，且原料成本端上涨乏力，对于市场价格支撑有限，商家心态偏谨慎。 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。 展望2024年，资源禀赋限制+库存低位，政策刺激下终端盈利边际改善概率大，焦煤价格涨价弹性可期。供给端：我国优质主焦煤、肥煤主要集中在山西、内蒙古，整体集中度较高，且呈现总量供应充足，主焦煤结构性供给不足的特点，同时焦炭企业和地域集中度均较低，