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主要贡献人：能源与碳中和组转自于中信期货研究所6月27日年中策略报告
报告要点
低供应弹性和地缘风险溢价的双重扰动下，二季度全球能源价格居高不下。三季度全球能源供应面对较多不确定性，而需求支撑犹存，但经济衰退交易升温，多空因素交织明显。展望后市，待供应扰动落地后，预计能源价格的方向将进一步清晰，预计整体波动加大。
摘要
能源政策：能源危机下保供降本是中欧美的共同目标。1）欧洲：欧盟推出REPowerEU 计划，短期关注俄气替代和稳价措施；长期聚焦于加快能源转型及提高能源效率。2）美国：拜登政策主要为压制油价，包括释放1.8亿桶战略石油储备、要求页岩油企业增产、放宽汽油调油比例等，关注7月对中东的访问。3）中国：短期重新审视能源安全和煤炭地位，扎实做好煤电保供；长期要实现可再生能源的高质量跃升发展。原油——再平衡下油价短期震荡，中期重心小幅回落：1）供应：俄油减量低于预期；OPEC+增产速度仍偏慢，但活跃钻机数回升，增产动能有所改善，关注7月美国对OPEC访问及OPEC+增产计划的调整。美国当前钻机活动恢复偏慢，产量增长或集中在四季度后兑现。2）需求：短期炼厂利润偏高，各终端成品油需求仍有一定韧性，警惕经济衰退对远端石油需求的压制。3）展望：短期，增产速度难以加速，叠加需求旺季，油价以震荡为主，但前高压力犹存；中期，供应回升及需求增速下滑，供需再平衡下油价或将回落，但下滑的速度与幅度取决于一系列政治因素。动力煤——国内煤价三季度震荡走弱，而海外煤价保持高位：1）国内：短期随着夏季日耗回升和库存逐渐消化，电厂补库需求将对煤价起到一定支撑作用，中长期预计下半年国内煤炭生产保持平稳，而清洁能源出力增加，火电全年难以实现同比正增长。2）海外：2022年全球煤炭产量有望提升4%，但剔除中国和印度后，其余国家产量增速或低于2.5%，难以对冲全球煤炭需求增长。3）展望：国内高库存已对煤价形成压制，预计三季度国内煤价震荡回落为主，冬季补库需求或将带动煤价反弹；海外能源紧张局势难以快速缓解，海外煤炭价格或保持高位。天然气——短期欧洲高位震荡美国偏弱，中期旺季来临推升价格重心：1）欧洲：需求季节性低位，但供应扰动持续，北溪一号恢复情况将影响未来补库情况，气价三季度高位震荡为主。2）美国：美国本土产量处于同比高位，但增速缓慢，高温天气及对外出口导致美国天然气需求保持强劲；短期极端天气下需求偏强，但供应压力略有缓解，美国气价或偏弱震荡；中期旺季补库下，美国气价仍将季节性回升，关注补库情况。LPG——短期基本面偏弱，中期交易旺季预期提振价格：1）供应：炼厂开工回升支撑液化气产量上行，国际市场供应偏松。2）需求：民用气弱现实强预期，化工气需求持续旺盛，PDH新增装置投产，疫情好转出行恢复碳四需求或回升。3）展望：供需双增但需求增长不及供应，三季度基本面偏弱。中期旺季来临价格或有抬升，警惕淡旺季交替波动。欧洲电力——煤炭替代持续，电价波动加大：1）短期：短期跟随天然气价格波动，三季度易涨难跌。2）中期：四季度为欧洲用电需求高峰，电价季节性高位，关注天然气入冬前补库情况。3）长期：欧洲煤炭替代天然气效应延续，叠加新能源政策强势，长期电价与天然气关联性或降低。欧洲碳价——短期波动减弱，长期支撑犹存：1）短期：近期能源危机、地缘政治、宏观经济导致欧洲碳政策步伐有所放缓，欧洲碳价短期波动下降。2）长期：6月22日ETS改革方案通过，减排目标提高，但时间要求放宽，长期碳价重心仍将上移。风险因素：能源政策突变，地缘危机持续，全球经济衰退，减排意愿降低
正文
一、能源政策：能源危机下保供降本是主要目标（一）地缘冲突导致全球能源价格大幅冲高，进而推升海外通胀地缘冲突发生后，全球能源价格出现大幅上涨。海外原油、煤炭和天然气价格纷纷突破去年四季度以来高点。而我国动力煤受国内保供政策的影响，价格波动明显偏低，成为全球能源的价值洼地。
地缘冲突加剧了全球能源供需矛盾。在经历了去年四季度的“能源危机”后，全球能源供需基本面脆弱性增强。一方面，疫情后经济活动快速恢复，导致需求大幅增长。另一方面，疫情前化石能源因能源转型压力与日俱增，导致资本开支连年下滑，产能出现边际衰竭；同时，疫情后主动和被动减产导致供应整体恢复弱于需求。供需错配下全球化石能源库存被大幅消耗，缓冲作用明显减弱。然而，地缘冲突后，一系列对俄罗斯的能源制裁进一步加剧了短期和中长期化石能源供应紧张的局面，供应弹性偏低的背景下，价格易涨难跌。同时，世界主要经济体在政治、经济和军事方面的摩擦加剧，增加了未来经济增长的不确定性，或拖累长期能源需求。
高能源价格持续推高欧美通胀水平。2021年下半年起，欧美经济体通胀水平迅速上升，而持续飙升的能源价格对欧美通胀起到推波助澜的作用。2022年5月，美国能源CPI同比上升34.4%，尽管美国CPI权重中能源的占比较小，但折算后能源部分仍贡献了美国CPI同比增长8.6%中的22.35%。2022年5月欧元区能源HICP同比上升39.2%，总体HICP同比上升8.1%，其中能源部分的贡献高达43.2%。由于欧洲能源依赖进口，其所受冲击与涨价幅度均高于美国，能源对通胀的贡献度更高。
（二）欧美均推出短期稳价措施，但影响有限欧盟推出稳定天然气价格和电价的措施，目前推进效果一般。欧盟推出了稳定天然气及电力市场的举措，如联合采购天然气、扩大零时价格监管适用范围、引入燃料成本补贴等。此外，对于个人及家庭而言，补贴和降低能源税是欧洲各国采用的普遍措施，来源主要为政府预算或向能源公司征收的暴利税。
美国出台一系列政策企图打压油价，但力度与实际效果有限。作为能源产出大国，美国本土气价与煤价均远低于欧洲，因此美国政府的政策主要针对油价。在一系列政策中，实际影响最大的是释放1.8亿桶战略石油储备，但截至目前平均释放力度仍未达到其100万桶/日的目标。除此以外，美国政府多次喊话页岩油企业，要求企业增产，并放宽油气相关证件审批，考虑对油企加征税收，但由于拜登此前的政治立场并不利好传统能源，因此企业并不买账。同时，白宫部分解除了对委内瑞拉的制裁，准许两家欧洲石油公司采购委内瑞拉油，但影响有限。在能源价格的压力之下，拜登即将于7月访问中东，希望对方增加石油产量，为美国消费者、也为拜登今年中期选举带来一些希望。
（三）欧盟短期关注俄气替代，中长期将进一步加快能源转型为应对能源危机造成的困难和全球能源市场混乱，欧盟委员会提出了REPowerEU计划。该计划主要包含三个方面：1）提高欧洲能源供应多元化，即减少欧盟对俄罗斯能源的依赖，提高国际其他能源供应商在欧洲的占比。2）鼓励欧洲内部企业、居民、组织、商业活动节约能源。3）提高清洁能源占比，从根本上实现欧洲能源的独立，一是加快绿色转型并鼓励可再生能源投资；二是鼓励工业和运输业使用清洁能源替代化石燃料。欧盟REPowerEU短期规划主要聚焦在2022年底前降低对俄气依赖。短期主要能源计划包括：1）建立欧洲统一能源（管道气、LNG）购买平台，在天然气短缺时能更合理分配。2）快速推出与太阳能和风能结合的制氢项目，节省约 50 bcm 的天然气进口。3）增加生物甲烷的产量以节省 17 bcm 的天然气进口量。4）公民和企业通过节约用能减少大约 13 bcm的天然气消耗。5）2022年11月1日前，天然气储气量达到80%。若以上短期计划能顺利完成，欧盟在年底前或能减少80bcm天然气进口，约为近三分之二的俄气进口。
欧盟长期规划聚焦于加快能源转型及提高能源效率。欧盟计划将2030年欧洲可再生能源在一次能源中的占比目标从40%提高到45%，同时将欧盟范围内的节能目标从2030年能耗低于2020年的9%提高至13%。主要实现的途径为：1）提高新能源装机量，2030年可再生能源总量由1067GW增加至1236GW，其中2025年光伏装机320GW，2030年装机600GW。预计到2030年，新增光伏及风电可替代21bcm/年天然气。2）家庭工商业的能源效率提高供给节约50bcm。3）加强生产可再生氢气及生物质，预计可替代约44bcm。据欧盟统计，根据此计划，2030年欧盟的总天然气消耗量或将降低约30%（相当于100bcm）。
欧洲碳政策也有短期步伐暂缓的趋势。一方面欧洲未能通过关于EU ETS改革、CBAM（碳关税）等投票，另一方面近期欧盟也考虑在未来四年额外释放总计2-2.5亿吨的碳配额。虽然欧盟长期减碳信心未被动摇，但短期能源安全和高通胀背景下，现实压力较大，碳政策步伐或有所放缓。（四）中国双碳政策稳中求胜，新能源规划快速推进纠正运动式减碳，重新审视能源安全和煤炭地位，扎实做好煤电保供。在2021年7月中央政治局会议提出“统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，坚持全国一盘棋，纠正了运动式‘减碳’”，又在今年的政府工作报告中对“双碳”与能耗“双控”工作进行了优化，为稳增长目标的实现提供了相对宽松的政策空间，减少对经济的扰动。在宏观政策调整后，各地煤炭增产保供工作更加务实落地，去年下半年一系列保供措施使国内产量快速释放，有效保障了我国用能安全。今年以来，全球通胀压力和能源供应冲击促使我们重新审视能源安全，更加尊重以煤为主的基本国情，2月份，国家发改委继续推进大宗商品保供稳价工作，从增产增供、价格监督、长协签约等方面入手，保障电煤供应安全。九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，提出“十四五”期间我国可再生能源要实现高质量跃升发展。“十四五”是我国加快能源绿色低碳转型、落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期。一方面，我国要在10年内夯实能源转型基础，可再生能源发展势必“以立为先”，进一步换挡提速，成为能源消费增量主体。另一方面，可再生能源既要持续增强竞争力，全面实现无补贴平价甚至低价市场化发展，也要一系列关键技术性问题，进一步提质增效。
二、原油：再平衡下油价短期震荡，中期或回落2022年上半年，产油国增产速度偏慢，而全球石油需求逐步恢复，偏紧的基本面叠加地缘冲突扰动推动油价一路上涨，油价最高冲高至140美元/桶，目前仍维持在110美元/桶的高位。（一）供应：短期增产速度仍偏慢，但增产动能有所改善1）短期内俄油减量低于预期欧盟通过对俄油制裁方案，但亚洲增量部分可对冲欧洲减量。从出口结构来看，俄罗斯原油有200-250万桶/日出口至欧洲，其中75-100万桶/日通过管道出口，超过150万桶/日通过船运出口，而成品油有超过200万桶/日出口至欧洲，合计油品出口量为400-450万桶/日。目前制裁标的不包括管道出口的原油，制裁计划减少90%的俄油进口量，减量接近350-400万桶/日。但折价出售的俄油吸引了大量来自亚洲的买家。5月印度从俄罗斯海运进口的原油较2月上升了80万桶/日，而5月中国的全口径进口量亦较2月上升60万桶/日，后期中、印的俄油进口量仍有上升空间。亚洲的原油进口增量基本可以对冲欧洲减量，俄油的主要减量来自成品油，综合测算，俄油减量或为200-250万桶/日。
年内俄油减量或仅为50-80万桶/日左右。4月俄罗斯原油产量已较2月下滑100万桶/日左右。尽管欧盟制裁已经落地，但原油禁运将于6个月后开始执行，而成品油禁运则将于8个月后开始执行，今年产量影响有限。根据Kpler预测，5月炼厂检修逐步结束，预计5月俄罗斯产量回升至1020万桶/日，6月产量或环比5月增加60万桶/日；俄罗斯能源部预计今年俄罗斯石油产量或下降5-8%。而在欧盟禁令落地后，明年产量或减少200万桶/日。
2）OPEC+增产速度仍偏慢，但增产动能有所改善OPEC+减产执行率连创新高。本轮减产中，OPEC+平均减产执行率高达132%，远好于2017-2018年时期的减产执行率，其中OPEC成员国平均减产执行率131%，非OPEC成员国平均减产执行率133%。3月以来，受地缘冲突等因素影响，非成员国的减产执行率一路飙升，并超越成员国。作为OPEC组织的核心，此次中东成员国执行减产协议较为坚决。沙特作为OPEC中话语权最大的国家，其减产执行率最高时超过150%，平均减产执行率115%；但阿联酋近期减产执行率持续下滑，5月仅为77%。
OPEC+剩余产能充足，但分布不均匀，能否快速增产取决于核心中东国家。5月OPEC+剩余产能为660万桶/日，足够完成其增产目标，但其中接近33%分布于伊朗与俄罗斯。剔除伊朗和俄罗斯后，剩余产能超过75%集中于中东四国。按国家来看，沙特剩余产能为172万桶/日左右，是剩余产能最多的国家，阿联酋为105万桶/日左右，其次为伊拉克与科威特。除中东四国外，其余各国的合计剩余产能只有112万桶/日，OPEC+的增产计划能否实现取决于核心国家。
OPEC活跃钻机数回升，增产动能有所改善。疫情冲击下，OPEC选择提高单位钻机产量的高效生产方式，单位钻机产量最高时接近11万桶/日，较疫情前水平接近翻倍。2022年5月的单位钻机产量已回落至9万桶/日左右，但仍远高于疫情前水平。5月OPEC的活跃钻机数为312个，环比增加21个，较疫情前水平仍有超过100个的差距。但5月沙特的活跃钻机数大幅增加22个至54个，基本恢复至疫情前水平，而伊拉克、阿联酋等国的活跃钻机数亦保持增长。由于OPEC的剩余产能主要集中于中东核心国家，核心国家活跃钻机数的回升意味着OPEC增产动能的逐步改善。
OPEC增产的政治环境改善，关注7月拜登出访中东成果。历时数月的高油价使产油国的收入大幅增加，沙特一季度GDP增长10%，财政收入创历史新高，OPEC诸国已基本弥补其疫情期间的亏损。从历史经验看，油价维持高位一段时间后，部分成员国往往无法抵御高油价的诱惑额外增产，进而导致减产协议破裂。但目前OPEC的剩余产能基本集中于中东核心国家，而有能力迅速大规模扩产的国家只有沙特与阿联酋。由于拜登本人曾与沙特政府高层交恶，进而导致近期沙特一直忽视美方呼吁其加速增产的声明，严格遵守生产配额。但拜登将于7月中旬亲自访问沙特，并将与沙特政府高层会面，力图争取中东产油国加速增产。当前美国放宽对俄的限制，拖延新伊核协议的达成，抛出一系列对沙特有利的条件，均符合沙特当局的政治诉求，而拜登本人亲自来访更是诚意满满，达成有效协议的可能性高于前期。若沙特领头结束减产，剩余产能充足的国家必将快速增产，全球石油供应或将迅速转向宽松。整体来看，OPEC+剩余产能充足，增产条件逐步成熟，关注其产量恢复速度及相关政治协议的进展。3）资本开支与钻机活动恢复偏慢，美国产量增长或集中在四季度2022年一季度美国油企资本开支环比小幅下降，资本纪律要求依然严格。31家美国油企一季度合计资本开支环比小幅下降3.22%，自由现金流同样下降7.12%。对股东回报有所回落，股利分红小幅上升2.34%，但股份回购大幅下降39.4%，主要因股价高位而回购需求减少，两项合计环比减少16.5%。大量资金被运用于偿还债务，长期债务偿还额为205.32亿美元，环比大幅上升57.6%，短期债务净变化亦录得负值。当前美国油企仍注重于优化财务结构与资本回报，资本性投入仍相对谨慎。
当前钻机与压裂井提速尚不明显，美国产量难以快速增长。当前美国原油产量距疫情前高位仍有近100万桶/日的上升空间。美国钻机数与原油产量同比增速高度相关，截至2022年6月中旬美国活跃钻机584个，仍低于疫情前水平100个左右；近四周滚动增幅为0.35%，低于年初至今平均增幅的0.83%。活跃压裂井数量为284个，较疫情前水平低40个左右，近四周滚动增幅为-0.34%，低于年初至今平均增幅的0.83%。从钻机与压裂井的绝对数值与近期增幅来看，短期内美国产量仍难以实现迅速增长。
完井数偏低但完井结构不断改善。2022年5月，美国主产区新增完井数为957个，环比上升13个，较疫情前水平仍有171个的差距。疫情冲击下，美国原油开采活动大幅减少，生产商依靠释放库存井（DUC）的方式维持生产，DUC转化数占新增完井数的占比最高时为43%。但5月DUC转化数占新增完井数的比重仅为4.8%，新井占比不断提高，开采活动持续恢复，增产动能有所改善。
美国产量或在四季度开始加速。从过往经验来看，美国油企资本开支需要6至12个月方可兑现成为产量，近期美国油企的资本支出主要集中于2021年四季度与2022年一季度。按照当前的四周平均增长率预测，美国本土活跃钻机数到十二月才能恢复至疫情前水平，而活跃钻机数的增长一般领先原油产量1.5-2个月，四季度后产量才会有所加速。（二）需求：短期内需求仍有韧性，但经济衰退临下增速或放缓1）炼厂投料需求有保障炼厂检修量偏低且综合利润偏高。年初至今，全球炼厂检修量一直维持低位，目前全球炼厂检修量仅为110万桶/日左右，较近五年均值低350万桶/日左右，处于绝对低位。全球炼厂的加工利润仍远高于往年同期，在高利润支撑下，短期内预计炼厂检修量将继续保持低位，炼厂对原油的需求有支撑。
全球炼能维持继续上升，利好原油投料需求。根据IEA的测算，受疫情影响2020-2021年，全球共有330万桶/日的炼能退出市场，其中美国减少100万桶/日，然而同期新增炼能有限，进而导致2021年全球炼能仅高于2019年30万桶/日。炼能紧张也成为今年以来成品油供需偏紧、价格涨幅高于原油的主要原因。Rystad Energy预计2022年全球炼能将增加270万桶/日至1.07亿桶/日，其中190万桶/日的新产能将在9月前陆续上线，一定程度上亦利好原油投料需求，对油价形成一定支撑。但2022年的新增炼能基本集中在中国与中东，而我国的成品油出口实行配额制，出口难以大幅上升，我国的新炼能对全球供需平衡的影响较小，主要关注中东成品油对于欧美出口的情况。
2）各终端成品油需求仍有一定韧性消费旺季汽油需求仍有支撑。夏季是欧美的传统驾车出游旺季，尽管欧美汽油价格再今年连创新高，但在全球疫情边际好转的前提下，消费者出行的热情不减，美国车用汽油表需仍能维持在近年均值水平。5月美国汽油价格同比上涨54.8%，环比上涨9.1%，而美国车用汽油消费量同比下降1.3%，但仍环比上升2.6%，高油价对需求的抑制作用低于预期。而国内新一轮疫情的影响已接近尾声，百城拥堵指数已恢复至3月初的水平，国内车用汽油需求恢复正常。多方支撑下，短期内全球汽油需求仍有一定韧性。
拜登连续出招打压汽油价格，效果初步显现。作为汽油消费大国，持续上涨的汽油价格大幅提升了美国群众的生活成本，而中期选举将至，打压汽油价格成为拜登政府当前最重要的任务之一。近几周拜登连续发表讲话试图打压汽油价格，涉及的潜在手段包括：1）推动暂时减免联邦汽油税。2）暂时允许销售含乙醇比例15%的汽油。3）试图通过与炼油厂会谈推动其增加产量。4）考虑使用战时法例强制炼油厂开工生产，或推行出口禁令。减免联邦汽油税需要在美国国会通过，在目前的政治环境下，通过的概率较低。提高乙醇与使用战时法例均存在可操作性，目前看美国汽油产量表现已强于需求，影响逐步显现。柴油需求短期内仍未崩坍。柴油需求与工业、制造业的相关性较强，在全球经济的下行周期中，柴油需求率先承压。但2022年5月美国制造业PMI新订单重新回到55以上，而国内亦从新一轮疫情中的低谷恢复，制造业PMI新订单即将回到50左右的正常区间，且伴随主营炼厂增加出口，开工率有望回升，推升国内原油需求。从高频数据来看，美国的周度低硫柴油表需仍处于近年均值水平，短期来看，柴油需求仍未到崩塌的时刻。
航煤是需求端的主要增长动力。过去两年，疫情限制下全球航空出行活动大幅减少。进入2022年，随着各国逐步放开出行限制，航空出行迅速恢复，截至6月中旬，全球商业航班数量同比上升27%，IATA预测今年航空客运量将恢复至疫情前水平的82%，而航空货运量基本恢复至疫情前水平。目前燃油价格较年初水平接近翻倍，机票价格亦随着大涨，但夏季同样是航煤消费的传统旺季，且长期被压制后释放的报复性消费需求表现强势，6月、7月全球航班排班数量持续上升，预计8月最高峰时全球航煤需求接近600万桶/日。航煤需求的恢复是对三季度石油需求最有力的支撑。
2）流动性紧缩与经济下行压力下，远端需求增速或放缓远端石油需求增速或将放缓。高能源价格下，各国央行纷纷选择收紧货币政策以应对高通胀，流动性收紧压制商品金融属性，总需求受抑制下全球经济下行压力增大。世界银行预计全球经济增速将从2021年的5.7%下降到2022年的2.9%，远低于今年1月预期的4.1%，高通胀加剧经济下行压力，叠加高油价的抑制作用，对远端石油需求有一定拖累，从平衡表来看，进入三、四季度，全球石油需求的环比与同比增速都将放缓。
（三）展望：再平衡下油价短期震荡，中期或将回落，关注政治与供应端的扰动因素短期来看，主产国增产速度难以加速，石油需求仍有一定支撑，短期油价以震荡为主。中期来看，随着供应的回升以及需求增速的下滑，供需再平衡下油价或将回落，但下滑的速度与幅度取决于一系列政治因素：1）美国中期选举在即，为保障选票，拜登频频与本土石油生产商谈判，若拜登说服本土油企加速增产，有望缓解全球供应紧张的压力。2）7月拜登即将出访沙特，若其说服OPEC诸国进行增产，则油价回落的速度将大幅加快。3）俄乌冲突仍未平息，而中东地区局势继续保持剑拔弩张，地缘冲突激化或将导致油价再次上涨。Contango和累库是一轮下跌的充要条件。参考2014-2016年、2018年10月的两轮下跌中，一般在下跌早期近端期限结构转为Contango，且随着下跌深入Contango加强，并伴有库存的累积，在双重因素作用下价格至少大幅下跌至成本线。对比2012年3-6月的下跌中，虽有累库，但没有形成Contango；或类似于2011年4-10月的下跌中，没有累库，也没有Contango，则价格大概率是宽幅震荡，而非趋势崩塌。期限结构的变化对短期市场走势指引明显。低位库存短期内托底油价，关注后期库存走势。目前全球原油与成品油库存均处于近年来的绝对低位，从库存看估值，90-95美元/桶的布伦特油价短期内有较强支撑。按照以往经验，进入消费旺季后原油与成品油均开始去库，但若去库幅度不如往年，则油价下行空间进一步拉大；若在油价下跌的同时出现累库，则在双重因素作用下油价至少大幅下跌至成本线，即65-70美元/桶。后续库存走势对于判断油价下行空间至关重要。
三、动力煤：国内供需矛盾缓和，海外需求仍强2022年初，海外市场供应冲击和能源紧张局势加剧，进口煤减量预期明确，而2月份严寒天气导致用电量高增、库存快速下降，煤价从年初连续上涨至3月中旬。我国通过一系列保供稳价措施，积极挖潜增产，1-5月原煤产量实现10%以上增长。与此同时，在3月份以来疫情影响下，各地经济活动受限、用电量大幅下滑，火电生产同时受到清洁能源的压制，需求疲软导致全社会煤炭库存持续增加，煤价承压回落。5月份以来，气温回升叠加疫后经济恢复预期，市场对迎峰度夏补库预期偏强，叠加坑口市场价格支撑，煤价出现小幅反弹。但由于下游经济活动恢复迟缓，同时南方多地持续的强降雨对火电日耗形成较强压制，社会库存继续被动累积到历史同期较高水平，6月中旬以来煤价再度承压回落。（一）供应：全年煤炭产量有望实现6%以上增速，进口减量预期维持1）核增产能有望加快落地，国内煤炭增产效果显著上半年原煤生产增长明显，电煤保供成果显著。全球能源紧张危机使我国更加重视以煤为主的基本国情，在取暖季结束后，不仅2021年保供措施并未退出，相关部门还接连发布保供增产措施，包括成立专班保供、设立各地生产目标、调整产能核增标准等。多措并举，今年以来我国煤炭增产效果明显。2022年1-5月，国内生产原煤18.1亿吨，同比增长10.4%，其中5月生产原煤3.7亿吨，同比增长10.3%，日均产量1187万吨。通过运输数据也能证实煤炭生产确有增量，1-4月份，全国煤炭铁路发运量累计达到8.97亿吨，同比增加4.3%。
迎峰度夏严防拉闸限电，煤炭保供政策仍未松懈，核增产能有望加快落地。5月23日国常会决定，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策。6月初，四部门联合发布关于加强煤炭先进产能核定工作的通知，减少产能核增限制，之后山西等地方政府也发布煤炭保供增产细节，加快煤矿手续办理。6月15日，韩正副总理对迎峰度夏能源保供工作作出批示，要求重点产煤区积极挖潜增产，积极推动新增产能陆地。6月21日，李克强总理表示迎峰度夏关键时期，要释放煤炭先进产能、能开尽开，落实长协煤供应，进一步加强电力保供，坚决防止拉闸限电，保障经济运行和基本民生。预计2022年煤炭产量总比增加6%以上，未来增产重点关注蒙西地区。考虑到汛期将至，下半年二十大之前安全生产任务仍重，核增产能项目落地到产量仍需一定时间，预计下半年产量同比增速或有放缓，综合预计全年煤炭产量将达到4.38亿吨，日产量约1200万吨，同比增加6%以上。通过对于发改委设定的主要省份日产量目标及1-5月份各省产量，预计未来产量提升将主要体现在内蒙地区，尤其蒙西的鄂尔多斯地区。
2）全球能源紧张局势不改，进口煤到货维持减量预期全球能源供需紧张局势不改，主要国家煤炭增量难以对冲需求增量。印度等北半球地区夏季用电高峰将增加对煤炭的需求，欧洲多国为应对天然气紧张选择增加煤电，全年煤炭需求有望超天然气。气候问题约束和能源转型引导下，数十年来全球对于煤炭项目资本开支不足，是导致全球煤炭供应缺乏弹性的根本原因。通过对中国、印度、澳大利亚等主要煤炭生产国生产现状分析，我们认为为了应对能源紧张和价格上涨，2022年全球煤炭产量有望提升4%，主要增量将出现在中国和印度两个煤炭净进口国，其余国家产量增速或低于2.5%，难以对冲全球煤炭需求增长。地缘冲突导致贸易格局仍在重塑，供应链成本上升、效率下降，煤价易涨难跌。欧盟对俄煤炭制裁预计将于8月中旬落地，放弃最近的能源供应大国俄罗斯之后，欧洲国家不得不“舍近求远”跨区采购南非、澳大利亚、美加、哥伦比亚，甚至印尼的煤炭，加深煤炭紧张格局。重新寻找煤炭来源导致贸易成本上升、船舶航程加长的运力占压导致的海运费用飙涨、供应链运转效率下降使煤价对上涨信号更加敏感，易涨难跌。
电企对高煤价承受能力有限，上半年动力用煤进口量大幅下降。2022年1-5月，全国累计进口煤炭9595.5万吨，同比减13.6%，其中动力用煤同比大幅下降20%，炼焦煤和无烟煤进口量分别增长16%和下降2%，主要原因是进口倒挂压制电企采购热情，非电企业成本能向下游传导，因而对价格接受度较高。进口倒挂状态持续，预计2022年进口煤及褐煤减量6000-8000万吨。虽然从5月1日开始我国暂免煤炭进口关税，但海外需求较强与国内持续保供稳价对比之下，预计下半年进口倒挂状态仍难以改善。考虑到经过近3个月持续累库之后，国内社会低库存状态已经有所改观，预计电厂对于高价进口煤的采购积极性仍将有限。我们预计全年进口煤及褐煤总量有望同比减少6000-8000万吨，从而对沿海电企采购造成一定压力。
（二）需求：稳增长政策带动用电量回升，但火电增速难以回正1）下半年稳增长政策发力，用电量回升加速上半年各地疫情多发叠加海外输入性通胀压力，经济增速放缓导致用电需求同比回落。1-5月份，我国全社会用电量同比增长2.5%，其中4、5月份单月用电量同比均下降1.3%。分行业来看，1-5月第二、三产业用电量同比增速仅1.4%和1.6%，4、5月份单月用电同比增速均为负，拖累了全行业用电量。政策发力稳增长，下半年经济有望加速恢复，带动用电增速加快。在6月22日，习近平总书记指出要加大宏观政策调节力度，努力实现全年经济社会发展目标，最大程度减少疫情影响。6月前三周，本次疫情影响最大的上海的全社会用电量已恢复去年同期的92.48%，规模以上企业用电恢复至去年同期99.59%，表现出企业复工复产已经基本到位。预计随着稳增长措施进一步落地，用电量增速有望加快。
2）清洁能源装机提升与发力增加，火电难以实现全年正增长需求疲软导致发电量增速放缓，清洁能源高发对火电挤出效果明显。受疫情影响，1-5月，全社会发电量同比增长0.5%，其中4-5月发电量分别下降4.3%和3.3%。分发电类型来看，今年来水来风条件较好，清洁能有尤其水电增速提高，对火电挤压效果明显，1-5月火水核风光同比增速分别为-3.5%、17.5%、4.5%、5.6%和12.9%，其中火电3-5月连续3个月出现负增长，并导致电煤库存持续被动累积。稳增长预期下用电量有望快速回升，但火电全年仍难以实现正增长。考虑到清洁能源装机量增加以及水电、光伏等高发状态有望维持，假设2022年水电、核电、风电、光伏分别实现8%、0.2%、10%、15%的同比增长，则全年总发电量需要实现同比近4%的增速才能使火电出现正增长。考虑到1-5月份发电量同比仅实现0.5%，我们预计火电全年难以实现累计正增长。
3）高库存保障夏季用能安全，电企仍有一定采购压力全社会库存水平改善明显，高库存基数将保障迎峰度夏用能安全。自3月以来，全社会库存持续回升，截至6月17日，环渤海港口库存合计2410万吨，超过历史同期水平，长江口库存548万吨，超过过去两年同期水平。电厂库存被动累库成果显著，截至6月22日，沿海八省电厂库存达到2979万吨，同比高16%，内陆17省库存实现7659万吨，同比大增45%，25省库存合计同比增加42%，可用天数达到20天，同比高出6天。高库存将对夏季用电起到的保障作用。三季度日耗回升导致库存高位回落，为避免拉闸限电，电厂仍需做好电煤采购。虽然全社会煤炭库存整体水平偏高，但存在热值结构性偏低问题。目前内陆日耗回升快于沿海，库存拐点或已不远。沿海电厂日耗快速回补，叠加进口煤到货偏少和近期内贸煤拉运减少，已经出现明显去库现象。为了避免拉闸限电再次出现，各地电厂及地方政府仍应积极做好电煤采购工作，不能因高库存而松懈。未来库存进一步回落之后，电厂采购增加有望支撑煤价企稳。
（三）展望：预计国内煤价宽幅震荡难见深跌，海外煤价或保持震荡偏强保供政策下，国内煤炭价格三季度价格震荡回落，但难见深跌。整体来看，预计下半年国内煤炭生产保持平稳，能够弥补进口煤减量缺口，但存在热值偏低等结构性问题。稳增长政策下，用电需求有望快速恢复，但考虑到清洁能源出力增加，火电全年仍难以实现同比正增长。高库存已经对煤价形成一定压制，预计三季度国内煤价震荡回落为主，随着夏季日耗回升和库存逐渐消化，电厂补库需求仍将对煤价起到一定支撑作用。此外，海外能源紧张局势难以快速缓解，已经成为全球煤炭价格洼地的中国煤价难见深跌。冬季补库需求带动或将带四季度煤价反弹。全球低库存和油气价格高企将支撑煤炭需求，加之全球煤炭供应弹性不足，煤价仍将震荡偏强，将滞后于油气而回落。短期北半球夏季需求对海外煤价仍有较强支撑。预计2022年全球煤炭增产4%左右，但产量增加将主要体现在中国和印度这两大煤炭消费国和净进口国，考虑到两国均存在进口煤炭缺口，其增产效果难以外溢，因此除中印两国外，海外煤炭产量提升或低于2.5%，难以对冲需求的增加，海外煤炭仍将保持偏紧格局，煤价震荡偏强。由于煤炭在长期内依然是最具性价比的传统能源，因此未来其价格回落将滞后于油气。
四、天然气：短期欧美分化持续，中期偏强运行2022年二季度，能源制裁与反制裁持续扰动市场情绪，然需求季节性回落，欧洲气价整体呈现震荡回落态势，但近期进口供应风险再起支撑价格反弹。美国气价则与欧洲背道而驰，发电需求及出口旺盛支撑气价快速爬升屡创新高，然突发事故限制出口导致气价大跌。（一）欧洲：供应扰动持续补库承压，需求季节性低位1）俄罗斯管道气供应扰动再起，成为影响欧洲天然气市场的主要因素俄罗斯对欧管道气供应持续下行。2022年3-5月，三条主要管道合计日均出口量约2.25亿立方米/日，同比下降27.5%。管道气减量主因在于：1）俄罗斯宣布反制裁欧美能源企业后，Gazprom宣布将不再通过Yamal出口天然气，Yamal将持续零流量；2）乌克兰拒绝俄气过境，一方面，拒绝了俄方通过Sokhranovka站点供应天然气的申请，仅能通过Sudzha站点出口，同时乌克兰Naftogaz称因俄罗斯少付运输费，或将进一步压缩自乌克兰通向欧洲的俄管道气，当前流量约为0.4亿立方米/日，同比下降接近50%。俄罗斯对欧供应仍存变数。6月6日起北溪一号输气量因例行检修开始下行，俄方称受制裁影响，管道关键设备目前无法从加拿大进行检修后返回俄罗斯，北溪一号管输量快速下降60%，约0.6亿立方米/日。尽管6月21日乌克兰输送运营商称经乌克兰过境路线闲置产能为1.09亿立方米/日，可帮助抵消北溪一号减量，随后俄方表示拒绝这一替代方案。当前就关键设备涡轮机的问题仍在僵持，短期内北溪一号将维持低供应量，恢复时间待定，后续甚至可能引发停供。
2）自由港停运影响预期将在三季度兑现，LNG进口仍存下行预期欧洲LNG总进口量大幅增加32%，主要增量来自美国。据路透数据，2022年1-5月欧洲月均LNG进口增加至153.9亿立方米，同比增加55%；3-5月月均进口量环比2月增加14亿立方米。从进口来源来看，美国在今年3-5月出口至欧洲月均同比增量高达33.7亿立方米，主要因：1）去年二季度以后欧洲价格多数时间升水亚洲，出口利润吸引更多货物驶向欧洲；2）美国到欧洲的海运时间为亚洲的一半；3）美国LNG的FOB合约充裕，合同灵活性高于其他主要出口地区。Freeport装置三季度持续掉线限制部分美国出口。美国自由港预期停运90天导致美对欧LNG出口小幅减量。美国自由港LNG液化站出口超三分之二驶向欧洲，约合0.4亿立方米/日；从自由港运至欧洲船期约需2-3周，装置停运造成的欧洲LNG进口降量预期将在6月底7月初开始显现，由于自由港装置维修将持续至9月末，预计进口减量影响将持续至三季度。
3）北非供应同比下行，挪威供应有所回升挪威供应稳中有升。2022年3-5月欧洲自挪威进口管道气日均流量约为3.21亿立方米，同比增加0.13亿立方米/日，环比2月减少0.16亿立方米/日，环比减量主要因生产场地检修。目前检修工作已基本结束，挪威天然气产量及对欧出口量已基本恢复正常水平，同时5月底其开启了自2020年火灾后便停运的Hammerfest液化站，约0.16亿立方米/日LNG出口资源上线，有利于补充部分欧洲LNG进口。北非对欧供应同比下行，增量短期难以兑现。2022年3-5月欧洲自北非进口管道气日均流量约为0.95亿立方米，同比减少0.21亿立方米/日，北非减量主要受地缘政治因素影响。目前阿尔及利亚、尼日利亚以及尼日尔就重启撒哈拉天然气管道进行了会谈，该管道可为欧洲提供0.8亿立方米/日天然气。同时尼日利亚正在采取措施推进一条通过西非、摩洛哥达到欧洲的管道。然跨撒哈拉管道尚不明确是否重启，尼日利亚管道投产时间不明朗，短期供应难以增长。
4）煤炭替代效应增强，非取暖季消费持续低位消费淡季叠加高价抑制，欧洲需求偏弱。夏季为欧洲消费淡季，主要需求集中于发电。高价压制下，欧洲电厂及工业部门对天然气的需求大幅下降，部分企业受高燃料成本困扰选择降负停产。今年欧洲平均气温高于历史同期，虽然在夏季刺激了部分空调及制冷工具的电力需求，但欧洲整体空调装机量偏低，使得这部分需求影响较小。中期，因预期今年欧洲气温偏高，四季度取暖需求同比或有下行，部分缓解天然气供需偏紧的局势。
欧洲煤炭对天然气替代明显,断供与涨价预期下替代效应或继续增强。目前使用煤炭的理论含碳税成本远低于天然气，且天然气供应扰动增加，煤炭对于天然气的替代将进一步走强。德国正在制定一项新法律，重新开放100亿瓦的限制燃煤电厂，为期两年，同时向印度尼西亚抛出1.5亿吨煤炭合同；荷兰也将修改法律要求燃煤电站以最高100%产能运行；奥地利或将把一座燃气电厂转换为燃煤电厂；意大利也计划重启燃煤电厂。在各国逐渐放开对于煤炭使用的政策后，预期三季度煤炭对于天然气的替代效应将进一步增强。
5）进口供应扰动下补库承压进口减供导致补库速度下行，警惕俄方断供。最新数据显示，欧洲天然气库容率已达55.36%，较近五年均值低约4%。在北溪及挪威生产场地检修前，欧洲周均累库速度为3%；此后因北溪一号和挪威场地检修，当前周均累库速度下降至2.1%，而7月起美国LNG进口或下降0.4亿立方米/日，缺口将进一步扩大。乐观情况下，在6月底G7会议上，临时放开相关制裁措施及时将涡轮机运回至俄罗斯，北溪一号恢复正常输送量，预计周均补库速度回升至2.6%，欧洲将在9月中下旬达成80%的库容目标。中性情况下，北溪一号在7月底前恢复正常输送量，预计10月初可完成补库目标。悲观情况下，整个三季度北溪一号维持40%产能运行，即7-9月累库速度保持在1.7%/周，预计11月达成目标。极度悲观情况下，北溪一号地缘政治因素影响，在7月彻底断供，累库速度降至1.1%，欧盟将无法达成在11月1日库容率达80%的补库目标。
（二）美国：供需压力缓解下价格有望逐步回落，关注天气因素的扰动1）强劲的海内外需求推动美国气价一路上涨美国本土产量处于同比高位，但增速缓慢。进入2022年以来，美国本土干天然气产量均值为945亿立方英尺/日左右，同比上升近37亿立方英尺/日，处于近年来的最高位。但美国本土产量增速较慢，截至6月中旬的周度平均增速为仅略高于0%，而美国本土天然气活跃钻机数为154个，距离疫情前仍有15个的差距，美国本土产量增速难以加快。
海内外天然气需求保持强劲。2022年初，美国本土多次遭受强力寒潮袭击，美国天然气取暖需求维持高位。夏季美国西部与南部地区又遭受热浪侵袭，制冷需求拉动电力部门天然气消费量超季节性增长。截至6月中旬，美国天然气消费量同比增加34亿立方英尺/日，较近5年均值高9.3%。而在俄乌冲突加剧后，欧洲对美国的LNG需求大幅上升，美国LNG出口量同比大幅上升3.78万吨/日，折合约18亿立方英尺/日，强劲的海内外需求推动美国气价连创新高。
2）供需压力缓解下美国气价或能回落，但进入取暖季后或将回升Freeport LNG出口装置故障有助于缓解美国本土供需压力。6月初美国Freeport LNG出口装置发生事故，必须全线停工检修，停工将持续至9月末，且9月末仅能部分恢复。Freeport LNG的出口产能为20亿立方英尺/日，年初至今的的出口量为19.8亿立方英尺/日，基本处于满负荷状态。而年初至今美国LNG出口站的产能利用率基本维持在100%以上，持续超负荷运行，其余装置难以承接额外的出口，Freeport LNG的出口量只能转口供应至本土消费者，一定程度上缓解了美国本土的供需压力。
来自Freeport的额外增量可加快美国补库速度。按19.8亿立方英尺/日测算，三个月的停工期内美国本土供应将额外增加1782亿立方英尺，由于9月后只能部分复工，实际额外供应量预计在2000-2400亿立方英尺。截至6月中旬，美国天然气库存为2.095万亿立方英尺，较近五年均值低3650亿立方英尺。根据EIA此前测算，9月末美国天然气库存将上升至2.99万亿立方英尺，而剔除库存水平偏高的2020年后，近五年均值为3.21万亿立方米，缺口约2200亿立方英尺，来自Freeport的额外增量基本可以补足美国天然气库存当前的赤字，有助于缓解供需矛盾。
极端天气的扰动仍然存在。根据NOAA的预测，今年夏天美国本土普遍炎热，高温天气带来的制冷需求对电力部门天然气的消费量有直接促进作用，夏季往往是美国天然气消费量的小高峰。同时，今年墨西哥湾产生多次飓风的概率较高，若飓风影响天然气的生产，则可能导致气价短期冲高。
（三）展望：美欧气价走势或分化，但入冬后均将保持强势供应不确定性较强，补库压力增强欧洲气价高位震荡。三季度仍处于欧洲天然气消费淡季，叠加部分国家开放煤电使用政策，煤炭替代性进一步增强，压制天然气需求偏弱运行。但地缘冲突下，俄罗斯对欧洲天然气供应极不稳定，扰动增加。若北溪一号问题及时化解，欧洲补库压力放缓，气价重心或可回落；若检修在三季度持续，叠加美国LNG减少，80%补库目标无法如期实现，气价将高位震荡偏强。中期进入取暖季，消费恢复将进一步推升价格走高。供需压力缓解下美国气价或能回落，但入冬后将回升。短期来看，极端天气下需求偏强，但供应压力略有缓解，美国气价或偏弱震荡。中期，天然气的消费具有强季节性，冬季取暖季是天然气的传统消费旺季，预计进入四季度后美国气价仍将逐步回升，关注补库情况。
五、LPG: 短期基本面偏弱，中期淡旺交替价格上行2022年上半年LPG呈现先涨后跌走势，一季度受成本端支撑创历史新高冲破7000大关，后随着传统消费淡季到来叠加多地疫情封锁，供需双弱压制价格重心下移，当前盘面在5500-6000区间内震荡。（一）供应：炼厂供应仍有上行空间，国际市场供应偏松1）检修回落，国产液化气产量预期上行需求刺激开工回升支撑液化气产量上行。2022年1-5月我国液化石油气累计产量2026.8万吨，同比增加3%。主营炼厂检修计划较去年同期有所推迟，上游供应量同比小幅增加。三季度主营检修持续，然地炼检修接近尾声，检修量预期环比回落。随着疫情好转，多地解封修复出行需求；虽然7、8月受雨季影响或抑制部分工程需求，然在国家稳增长调控以及工程赶工期需求下，汽柴油需求预期环比上行，叠加三季度临时出口配额刺激，整体炼厂开工率持续上行，支撑液化气产量增加。
2）进口气：北美及中东增产或增加进口气供应国际价格回落且化工需求旺盛，进口同比上行。2022年1-5月我国液化丙烷进口815万吨，同比增加5%；液化丁烷进口203万吨，同比下降5%；合计进口同比小幅增加3%。二季度以来，国际液化气市场供需偏宽松，价格连续下调，业者进口意愿逐步修复，叠加进口丙烷价格下调，PDH装置利润较前期有所回升，且二季度多套PDH装置投产刺激进口丙烷需求，我国进口量持续上行。而受制于疫情封控，汽油需求偏弱，碳四进口有所下降。
供强需弱支撑国际液化气市场基本面偏松。5月OPEC活跃钻机数持续增长，单机产量较疫情前水平大幅增长，同时OPEC表示8月份后或结束配额限制，自由生产。中东原油的增产将带动伴生气丙丁烷供应德上行，为资源出口提供便利。美国方面，自今年2月以来，原油产量持续上行，带动丙烷/丙烯产量同比高位，且美国本土丙丁烷市场长期处于供过于求局面，夏季适逢取暖淡季消费量进一步下降，同样支撑起出口旺盛。美国库存方面，出口及消费旺盛使得丙烷库存水平低位、累库偏缓，一季度寒潮天气支撑本土消费，二季度随气温升高本土消费虽有回落，然出口同比高位；三季度受亚洲进口需求支撑，预期累库速度仍难有大幅修复。
我国进口量仍需关注进口成本及利润。三季度仍有PDH新增产能投产，叠加市场预期7月国际丙丁烷偏弱，短期进口需求旺盛。然当前国际价格降幅收窄，进口利润下滑，等跌抢货或支撑价格止跌反弹，进口难以维持高位。
（二）需求：民用气弱现实强预期，化工气需求持续旺盛1）碳三需求：PDH利润维持，新项目投产支撑丙烷需求新增PDH投产支撑需求小幅上行，但利润难有明显改善。受低利润和国内疫情影响，今年上半年PDH开工率整体位于70%的偏低水平。五六月进口丙烷价格持续下行，成本走弱而下游需求修复PP强势，PDH利润有所恢复，开工率逐渐回升。三季度中景石化PP共聚项目存投产预期，合计产能120万吨/吨，约需丙烷原料140万吨/年，新增产能支撑丙烷需求小幅上行。然而三季度进口丙烷价格降幅收窄，PP供应缺乏弹性，估值修复下价格难跌，PDH利润难有明显改善。
2）碳四需求：短期出口及内需支撑需求高位，中期或有回落终端需求好转叠加汽油出口带动碳四需求旺盛。6月以来疫情改善，汽油需求走强支撑汽油价格持续走高，带动MTBE、烷基化油等调油组分需求回升，MTBE及烷基化利润高位，装置开工持续上行。同时，MTBE出口利润自3月起持续上行， 5月我国MTBE出口量为8.74万吨，同比增长4787.01%。短期出口及内需带动调油需求高位，中期出口回归理性调油需求或有小幅回落。当前各地解封及出行恢复仍在进行，且三季度为出行旺季，国内汽油消费旺盛支撑碳四需求。然碳四价格持续走高，对新加坡出口套利空间逐渐收窄，出口外销量将有所缩减，欧美虽有旺盛需求但受运距限制，出口意愿或降低，8月出口回落利空部分碳四需求。
（三）成本：短期成本支撑偏弱，中期交易旺季预期支撑力度增强油价短期维持震荡，中期或有回落预期。二季度全球能源紧缺部分缓解，OPEC及美国增产缓慢，叠加俄罗斯产量减少使得供应偏紧，而夏季来临需求的旺盛支撑油价几度冲高。三季度预计短期内需求支撑犹存，油价维持震荡走势；中期经济下行压力增大，需求增速放缓，主产国逐步增产，基本面转向供需宽松，油价重心或有下移。三季度正值淡旺季交接，成本端呈现前低后高形态。随着气温升高，民用气需求持续回落，因此二季度国际液化气价格表现弱于原油。当前美国丙烷累库速度尚可，沙特阿美现货销售不佳，库存也有所累积，预期短期国际液化气市场供应偏松局面维持，丙丁烷价格仍有下行空间。然随着价格持续下行，下游入市意愿增强，且9月市场开始交易旺季预期，届时下方支撑逐渐转强，丙丁烷价格或止跌反弹。
（四）基差：短期供需主导价格基差波动较小，中期预期走强基差或走强三季度基差呈现震荡走势，波动空间有限。当前市场主要逻辑回归商品基本面，盘面价格倾向于反应真实供需，预期与现货价格走势缠绵，波幅有限。三季度末盘面交易旺季合约，期价走势或强于现货，基差存走强预期。
（五）替代：工业用气替代偏强，化工替代有限液化气对天然气替代性增强。俄罗斯及美国出口减量使得欧亚天然气现货价格再次飙升，当前LNG市场价格持续升水LPG，价差超500元/吨，经济性优势使得LPG对于LNG的替代效应增强。但考虑到换料需要装置配合，替代有限。价差不足装置受限，液化气对石脑油替代有限。资料显示当丙烷-石脑油价差降至-60美元/桶以下时，丙烷对石脑油才具备替代性，当前亚洲丙烷-石脑油价差在该成本线附近波动，从经济性角度来看，替代的驱动力偏弱；同时以国内烯烃裂解混合进料装置为例，在保证一定收率情况下，即便是混料液化气对石脑油的替代比例仅可达10%-15%，整体来看液化气化工替代有限。
（六）展望：短期盘面利好不足偏弱运行，中期旺季来临价格或有抬升供需双增然需求增长不及供应，基本面偏松。供应方面，炼厂检修逐步结束，国际丙丁烷库存回升，供应偏松。需求端方面，民用气端，夏季取暖消费淡季，疫情修复支撑商业用气好转，但绝对量有限；碳三方面，PDH利润情况较为乐观，叠加新产能投产预期，需求仍存小幅上行预期；碳四方面，疫情好转出行增加支撑汽油需求，出口存回落预期但影响有限。成本端，短期支撑较弱，中期随旺季预期来临韧性增强。三季度期价前低后高，警惕淡旺季交替。淡季核心逻辑仍以基本面为主，前期供应修复强于需求，基本面偏弱使得LPG气价仍有下行空间，运行区间约在5200-6000元/吨。同时进入8月后盘面开始交易9月及后续旺季合约，补库囤货需求或支撑价格止跌反弹。六、欧洲电价：煤炭替代持续，电价波动加大（一）欧洲煤炭对天然气替代明显，可再生能源稳定性增加能源危机下，2021年欧洲煤电对气电反替代效应明显。2018-2020年，欧洲煤炭的年度发电总量分别为54、40、32万GWh，呈快速下降趋势，占比由19.75%下降至12.26%。同期，天然气年度发电总量分别为33、41、40万GWh，整体持续增长，占比由12.25%提升至15.43%，显示了天然气作为新旧能源过渡的桥梁作用。然而，在2021年能源危机的背景下，欧洲煤炭年度发电量不降反升，同比增加20%，达到38.7万GWh，占比升高至14.21%，而天然气占比在2021年下降至13.88%。主要因天然气价格高企，煤炭的发电经济效应提升，对气电的替代作用增强。
（六）展望：短期盘面利好不足偏弱运行，中期旺季来临价格或有抬升供需双增然需求增长不及供应，基本面偏松。供应方面，炼厂检修逐步结束，国际丙丁烷库存回升，供应偏松。需求端方面，民用气端，夏季取暖消费淡季，疫情修复支撑商业用气好转，但绝对量有限；碳三方面，PDH利润情况较为乐观，叠加新产能投产预期，需求仍存小幅上行预期；碳四方面，疫情好转出行增加支撑汽油需求，出口存回落预期但影响有限。成本端，短期支撑较弱，中期随旺季预期来临韧性增强。三季度期价前低后高，警惕淡旺季交替。淡季核心逻辑仍以基本面为主，前期供应修复强于需求，基本面偏弱使得LPG气价仍有下行空间，运行区间约在5200-6000元/吨。同时进入8月后盘面开始交易9月及后续旺季合约，补库囤货需求或支撑价格止跌反弹。六、欧洲电价：煤炭替代持续，电价波动加大（一）欧洲煤炭对天然气替代明显，可再生能源稳定性增加能源危机下，2021年欧洲煤电对气电反替代效应明显。2018-2020年，欧洲煤炭的年度发电总量分别为54、40、32万GWh，呈快速下降趋势，占比由19.75%下降至12.26%。同期，天然气年度发电总量分别为33、41、40万GWh，整体持续增长，占比由12.25%提升至15.43%，显示了天然气作为新旧能源过渡的桥梁作用。然而，在2021年能源危机的背景下，欧洲煤炭年度发电量不降反升，同比增加20%，达到38.7万GWh，占比升高至14.21%，而天然气占比在2021年下降至13.88%。主要因天然气价格高企，煤炭的发电经济效应提升，对气电的替代作用增强。
欧洲煤炭替代效应2022年持续。2022年欧洲煤炭发电量同比高于2021及2020年，同时2022年欧洲天然气发电量同比低于2021年及2020年。据欧洲互联电网机构统计(ENTSO-E)，2022年前23周（约4个月）的煤炭发电总量约16.8万千兆瓦时，累计同比增加11.07%；天然气前23周累计发电量16.8万千兆瓦时，累计同比减少18.7%。
欧洲2022年累计光伏发电量同比增加，但风力发电累计同比降低。据欧洲互联电网机构统计(ENTSO-E)，欧洲光伏前23周发电约5.6万千兆瓦时，累计同比增加4.7%；风力前23周发电约18.4万千兆瓦时，累计同比降低3.1%。由于风力发电是欧洲可再生能源主力，因3-5月天气原因，风力发电表现弱于往年，导致欧洲2022年前23周可再生能源发电量累计同比降低4.87%。
（二）欧洲电价短期波动或降低，中期关注新能源发电情况及天然气补库欧洲电价三季度关注天然气价格波动及新能源发电预期，四季度关注欧洲各国天然气补库情况。通常情况下，欧洲电力三季度至四季度价格会随着需求增加而重心上移。考虑目因而在REPowerEU中替代天然气的计划尚未达成之前，2022年欧洲电价的重心依然保持高位；但由于近期多国重启煤电，出现对气电的替代，欧洲电价三四季度波动或弱于去年。长期来看，欧洲REPowerEU计划在2030年前减少约100bcm天然气消费类，同时2030年可再生能源总量由1067GW增加至1236GW。在能源结构出现根本性调整后，欧洲电价与天然气相关性降低，与天气因素相关度增强。
七、欧洲碳价：短期波动减弱，长期支撑犹存（一）能源危机短暂造成欧洲碳价松动，但长期碳价仍有支撑能源危机短暂造成欧洲碳价松动，但长期碳价仍有支撑。短期来看，在俄乌冲突刚爆发时，碳价曾出现短期急速下跌，由90欧元迅速跌至55欧元/吨。主要原因有两点1）局部冲突扰动造成宏观经济走弱，其他大类资产价格贬值。为补充资金流动性，大量碳资产被抛售。2）地缘政治制造能源危机，短期动摇欧盟碳中和信心，碳政策步伐出现放缓迹象。在欧盟推出更为激进的能源转型措施后，碳价快速回升，叠加今年欧洲煤电对气电的持续替代，预计碳价仍在高位运行。长期来看，欧洲碳价重心仍将偏强走动。1）长期欧洲碳配额趋于减少，供应缩量背景下，价格中枢长期上行。2）欧洲目前的火电气电利润价差依然保持在0以上，即火电含碳利润高于气电含碳利润。在未来欧盟持续减少碳排放的目标下，需要更高的碳价调控火电利润使其低于气电利润。
（二）欧洲EU ETS改革方案通过，对长期碳价支撑加强欧洲议会6月22日正式通过新EU ETS改革，目标加强但时间放宽。目前，EU ETS覆盖的排放量约占欧盟总排放量43%，欧洲环境委员会提出将EU ETS覆盖排放量提高，但在6月8日的首轮投票中未能通过。6月22日再次投票获得通过，方案中整体减排目标加强，但推进时间适当放宽。主要变化有：1）2030年ETS涵盖排放量从61%提高至63%；2）免费配额由草案的2030年彻底退出，弱化至2027-2032年逐步退出；3）2025年前，配额流通量每年减少4.4%，2026年-2029年每年减少4.5%，2029年之后每年减少4.6%；4）从2025年开始引入红利机制，将ETS收入投向新能源、能源转型、个人减排等领域。碳边境调节机制（CBAM）过渡期维持不变，正式实施由2026年推迟至2027年。虽然CBAM正式实施的时间有所推迟，但纳入行业在钢铁、水泥、铝、化肥和电力的基础上，额外增加了有机化学品、塑料、和制氢/氨行业。尽管欧洲议会通过的ETS及CBAM改革力度不及此前方案，但长期减排及碳中和信心依然具有支撑。6月23日第二次改革方案通过后，欧洲EUA碳价已经重新回到6月8日ETS改革失败前的水平，市场信心较强。从提高的减排目标及逐步减少的年配额来看，碳价底部依然具有支撑。2025年配额减量加速，叠加2027年免费配额缩减，长期碳价重心或逐步提升。
往期回顾
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