俄罗斯原油禁运实施在即，关注油价变动趋势

原油：俄罗斯原油禁运实施在即，俄罗斯10月原油产量大幅减少。随着12月5日欧盟对俄罗斯原油禁运正式实施日期愈发临近，四季度油市供应偏紧的担忧仍存。俄罗斯10月份的石油产量仅为990万桶/天，远低于欧佩克+协议规定的1100万桶/天的生产配额。考虑到欧佩克+组织从11月开始减少目标产量，俄罗斯石油产量的大幅下降或将导致国际油价上涨。此外，美国再次下调了2023年的石油产量预测，据EIA最新月度报告，2023年美国石油产量预计将达到1231万桶/天，为连续第五次向下修正，此前的预期为1236万桶/天。 明年2月5日起，欧盟将会把禁运令扩大至柴油、汽油等石油产品，预计明年全球成品油市场亦将呈现供应偏紧格局。上周炼油厂周度开工率达92.1%，较前周增加1.5PCT；上周美国原油库存837.0百万桶，较前周增加35.2万桶。 截至11月11日，WTI原油周度均价88.39美元/桶，较上周减少0.74美元/桶； Brent原油周度均价97.52美元/桶，较上周增加1.49美元/桶。 冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价有望止跌回升。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11月11日，欧盟天然气储气容量占比达95.43%，随着冬季来临，需求增加，亚洲和美国均存在补库需求，液化天然气资源流向欧洲或受限，库存下行即将加速，欧洲天然气价格有望止跌回升。本周，英国IPE天然气期货价格27.23美元/百万英热，较上周下降15.4%；欧洲TTF天然气价格97.85欧元/兆瓦时，较上周下降14.8%。 天然气：工业用户用气量大幅缩减，对俄价格上限难以执行。据EnergyScan，10月份欧盟住宅、企业和小型工业用户的天然气需求下降了33%，大型工业用户的使用量下降了27%，而法国核电站的停运浪潮和其他地区水力发电的低产量迫使各国燃烧更多天然气，电力部门的天然气需求增加了14%。后续天气的变冷将不可避免地增加天然气需求，而一些国家限制价格的措施可能会抑制减少需求的动机。目前欧盟委员会已通知27国，对俄天然气设定价格上限无法执行，这将不可避免地继续影响整个欧洲地区的天然气供应与价格。 动力煤：供暖开启电厂日耗转头向上，旺季将临补库需求尚存。本周秦皇岛港动力煤市场价1496元/吨，较上周-3.2%；坑口煤价方面：山西，陕西，内蒙古坑口煤均价略跌，较上周-0.3%。库存方面，本周末北四港合计库存1125万吨，较上周增加2万吨；南方八省电厂日耗环比+2.6%，库存最新数据 （20221107）报3175万吨，环比减少11万吨；供应端：疫情影响逐步缓解，长协保供煤发运基本正常，但仍有部分涉疫地区管控检查严格，供给部分受限； 需求端：供暖地区持续增加，即将全面进入供暖季。受当前市场煤高价影响以及政策端调控信号的不断释放，终端电厂观望情绪较浓，后续随着旺季来临补库需求仍存；电煤需求正处于淡季，水电出力仍不及历史同期，本周三峡出库水流量同比-40.2%；化工企业盈利不佳叠加水泥季节性开工率降低，对煤炭需求偏弱。 双焦：焦炭第三轮降价落地，焦煤价格下调风险释放。焦炭：本周末日照港口准一级焦报价2510元/吨，环比-7.4%。焦炭第三轮降价落地，焦企亏损面进一步扩大，生产积极性继续走弱；焦煤：本周山西主焦煤报价2038元/吨，环比-7.9%。短期来看，下行风险已经释放，进一步下跌空间相对有限；下游：钢厂控制焦炭到货节奏，以按需采购为主，整体而言焦钢限产明显，暂无大范围提产预期，下游消耗仍保持低位。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。 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：冬季来临，需求旺季将至，欧洲气价有望止跌回升。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11月11日，欧盟天然气储气容量占比达95.43%，随着冬季来临，需求增加，亚洲和美国均存在补库需求，液化天然气资源流向欧洲或受限，库存下行即将加速，欧洲天然气价格有望止跌回升。 本周，英国IPE天然气期货价格27.23美元/百万英热，较上周下降15.4%；欧洲TTF天然气价格97.85欧元/兆瓦时，较上周下降14.8%。 供应短缺或将延续至25年，韩国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。本周韩国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。 动力煤：供暖开启电厂日耗转头向上，旺季将临补库需求尚存。本周秦皇岛港动力煤市场价1496元/吨，较上周-3.2%；坑口煤价方面：山西，陕西，内蒙古坑口煤均价略跌，较上周-0.3%。库存方面，本周末北四港合计库存1125万吨，较上周增加2万吨；南方八省电厂日耗环比+2.6%，库存最新数据（20221107）报3175万吨，环比减少11万吨； 供应端：疫情影响逐步缓解，长协保供煤发运基本正常，但仍有部分涉疫地区管控检查严格，供给部分受限；需求端：供暖地区持续增加，即将全面进入供暖季。受当前市场煤高价影响以及政策端调控信号的不断释放，终端电厂观望情绪较浓，后续随着旺季来临补库需求仍存；电煤需求正处于淡季，水电出力仍不及历史同期，本周三峡出库水流量同比-40.2%；化工企业盈利不佳叠加水泥季节性开工率降低，对煤炭需求偏弱。 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：焦炭第三轮降价落地，焦煤价格下调风险释放。焦炭：本周末日照港口准一级焦报价2510元/吨，环比-7.4%。焦炭第三轮降价落地，焦企亏损面进一步扩大，生产积极性继续走弱；焦煤：本周山西主焦煤报价2038元/吨，环比-7.9%。短期来看，下行风险已经释放，进一步下跌空间相对有限；下游：钢厂控制焦炭到货节奏，以按需采购为主，整体而言焦钢限产明显，暂无大范围提产预期，下游消耗仍保持低位。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：俄罗斯原油禁运实施在即，俄罗斯10月原油产量大幅减少。随着12月5日欧盟对俄罗斯原油禁运正式实施日期愈发临近，四季度油市供应偏紧的担忧仍存。俄罗斯10月份的石油产量仅为990万桶/天，远低于欧佩克+协议规定的1100万桶/天的生产配额。 考虑到欧佩克+组织从11月开始减少目标产量，俄罗斯石油产量的大幅下降或将导致国际油价上涨。此外，美国再次下调了2023年的石油产量预测，据EIA最新月度报告，2023年美国石油产量预计将达到1231万桶/天，为连续第五次向下修正，此前的预期为1236万桶/天。明年2月5日起，欧盟将会把禁运令扩大至柴油、汽油等石油产品，预计明年全球成品油市场亦将呈现供应偏紧格局。上周炼油厂周度开工率达92.1%，较前周增加1.5PCT；上周美国原油库存837.0百万桶，较前周增加35.2万桶。截至11月11日，WTI原油周度均价88.39美元/桶，较上周减少0.74美元/桶；Brent原油周度均价97.52美元/桶，较上周增加1.49美元/桶。当前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，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101.96，环比上周下跌0.97%，同比下跌12.86%。 图表1本周华创化工行业指数101.96，环比上周下跌0.97%，同比下跌12.86% 图表2本周WTI原油价格下降（美元/桶） 图表3本周动力煤价格下降（元/吨） 根据我们的统计，本周涨幅较大的能源品种是布伦特原油（+1.5%）；本周跌幅较大的能源品种是英国天然气（-15.4%）、中国LNG（-10.7%）、美国天然气（-8.6%）。 图表4本周能源价格涨跌汇总 三、煤炭：供给趋紧给予动力煤涨价支撑，双焦在政策支持下有企稳预期 （一）动力煤：供暖开启电厂日耗转头向上，需求旺季降临补库需求尚存 2016-2021年我国动力煤产量年复合增速为4.1%，每年进口动力煤约在2亿吨上下，国内动力煤供给增量主要靠国内煤企增产来提供。2021年年中开始，在动煤供需紧张的格局下，国家有关部门加大保供力度，煤矿新增产能从2021年中开始陆续落地。2022年3月，发改委要求继续扩大煤炭供给，主要包括以下三个方面：（1）增产能。采取综合措施增加3亿吨的有效产能，其中，投资技改项目增加1.5亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加1.5亿吨；（2）增产量。全国日产煤量要维持在1260万吨/日，其中各省增加量，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、河北15万吨、黑龙江15万吨、河南34万吨、山东34万吨、贵州35万吨、宁夏28万吨；（3）增储备。全国实现6.2亿吨的储备，中央政府7000万吨、地方政府1.5亿吨、发电企业2亿吨、煤炭企业1亿吨且必须做到7天储备能力、其它大用户1亿吨。从实际效果来看，今年1-9月国内原煤产量为33.2亿吨，同比增加11.2%；动力煤1-8月产量为24.15亿吨，同比增加2.58亿吨，同比增速为11.97%。考虑到2021年下半年煤炭产量是主要增产期，预计今年国内动煤产量同比增速将呈现前高后低的趋势。 从行业投资机会的角度来分析，动力煤企业的动力煤产量和价格均受到政策端严格管控，动力煤周期性特征进一步弱化，确定性进一步增强，考虑到国内动力煤生产企业大多已经过了大额资本开支阶段，企业盈利能力和经营性净现金流好转后，对股东现金分红意愿不断增强，看好煤炭资源禀赋良好和长协煤