《宏观压力犹存但能耗旺季能源价格或有所反弹.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《宏观压力犹存但能耗旺季能源价格或有所反弹.docx（44页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、一、原油：基本面与金融面博弈加剧，油价或反 弹但难以突破前高2022年三季度，地缘风险溢价基本回吐，基本面略微供大于求，低位库存 起到一定支撑，但金融端对油价持续施压，宏观风险持续释放，布伦特油价从 110美元/桶回落至85美元/桶左右。石油库存逐步累积，油价估值下行压力增大。截至2022年8月，0ECD商业 石油库存已连续5个月累库，库存低位的窘况有所改善。而由于三季度基本面略 微供大于求，全球高频石油库存小幅累库，但累库过程不顺畅。从库存看估值, 随着石油库存的累积，油价支撑位逐步下移至80美元/桶左右。图1 :OECD商业石油库存3100290027002500千桶3300数据来源：Bl
2、oomberg图2:高频石油库存与油价石油库存 布伦特油价（右）美元/桶数据来源：Bloomberg（-）供应：供应增量缺乏，警惕来自俄罗斯及OPEC+的减量风险1）伊朗供应回归未有定期，OPEC+强硬表态托底油价伊朗供应回归是较大利空冲击，但当前谈判仍然焦灼。假设伊朗供应回归， 短期冲击来自4500-5000万桶浮仓库存，假设在6个月内投放，投放量为25-30 万桶/日。中期来看，参考上一次伊核协议达成的经验，协议达成六个月后开始 增产，开始增产六个月内可增产100T30万桶/日。但近期伊核协议仍无实质性 进展，尽管伊朗方面已放弃多项诉求，但仍然与美国、欧盟、国际原子能机构 等各方存在分歧，
3、即使伊核协议最终达成，预计年内伊朗供应仍无法实质性回 归。图27:全国原煤产量国家统计局国家统计局图28:煤炭行业固定资产投资与利润保供常态化，长期高强度生产导致安全生产形势严峻，高产量难以维持。在北方汛期强降雨、事故多发、疫情等因素影响下，8月份全国原煤日产量仅 1195万吨，较1-7月份平均日产量1210万吨下降1.23%其中山西、新疆、甘 肃、宁夏、安徽等省份产量环比下降明显。进入9月份，虽然疫情和降雨的因素 消退，但长期高强度生产导致主产地煤矿安全事故频发，如9月15日晋控塔山 矿发生一起事故造成1人死亡，之后产能2500万吨/年的塔山矿停产整改，叠加 二十大之前相关部门对矿山安全检查
4、力度增强，预计9、10月份产量难有明显增 长。现有政策框架下，产能快速增长较为困难。虽然相关部门曾表示今年计划 新投产3亿吨产能，今年以来已经审核同意了 147处先进产能煤矿，增加产能 1.8亿吨/年，但3月份以后原煤产量呈现整体下滑趋势，未能表达出新增产能 核增实际落地。预计受限于晋陕蒙等主产地未获批的优质资源减少、煤矿核增 等手续冗繁等原因，新核增产能形成产量仍需一定时间，现有产能政策框架下, 产能难有快速增长。9月份以来，陕煤先后取消煤管票制度，有助于降低流通环 节阻碍，后续可能出台进一步有利于产能释放的政策，需要进一步观察。预计2022年全年煤炭产量将到达44亿吨以上，同比增长10近右
5、，重点关 注产能政策是否有变动。二十大之前安检任务仍重，四季度煤炭保供工作将继 续加码，综合估计全年煤炭产量将到达44亿吨左右，日均产量约1210万吨，同 比增加10%左右。2)海外能源危机隐忧仍存，动力煤减量尤为明显1-8月进口煤同比下降15%,其中进口动力用煤同比下滑24%,进口印尼煤 同比减少23%。海外能源危机大幅抬升了我国进口煤炭价格，导致我国进口量出 现大幅下滑，2022年1-8月，全国累计进口煤炭1.68亿吨，同比下降15%,其 中动力用煤同比大幅下降24%炼焦煤和无烟煤进口量分别增长2和增加2盟 电力企业与非电企业对本钱的传导能力不同仍是不同煤种进口差异的主要原因。 区分进口来
6、源国的话，1-8月份来自印尼、俄罗斯和蒙古的进口煤占比分别为56* 24%和9% ,而进口三国煤炭同比增速分别为-2拿、1,和2篮，印尼煤的进 口减量最为明显。图29:中国进口煤与褐煤数量2022同比2018年 2019年 2020年 2021 年 一A 2022年数据来源：海关总署图30:2022年1-8月分煤种进口量及金额海关总署图31:分国别进口煤占比海关总署四季度海外能源危机隐忧仍存，叠加汇率等因素，可能导致全年进口下降 15%以上。今冬地缘冲突升级和“拉尼娜”三重奏使发生全球能源危机的隐忧仍 存，需求拉动之下，全球煤价仍面临较大上涨风险。尽管对于中国而言，俄罗 斯煤受欧盟制裁后发往中
7、国数量增加，中蒙之间煤炭通关也有明显改善，但印 尼煤仍面临同比减量的情况，叠加海外需求偏强和汇率等影响因素，内外价差 可能再次倒挂，一定程度上抑制进口量，预计全年进口煤减量在15%以上。四季度海外能源危机隐忧仍存，叠加汇率等因素，可能导致全年进口下降 15%以上。今冬地缘冲突升级和“拉尼娜”三重奏使发生全球能源危机的隐忧仍 存，需求拉动之下，全球煤价仍面临较大上涨风险。尽管对于中国而言，俄罗 斯煤受欧盟制裁后发往中国数量增加，中蒙之间煤炭通关也有明显改善，但印 尼煤仍面临同比减量的情况，叠加海外需求偏强和汇率等影响因素，内外价差 可能再次倒挂，一定程度上抑制进口量，预计全年进口煤减量在15%以
8、上。图32:全球煤炭海运发运量图33:海外主流动力煤价格万吨31002700230019001500莓9112OO22OO222202纽卡斯尔NEWC动力煤现货价欧洲ARA港动力煤现货价1月 2月3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月10月11月12月o O o O5 4o o O o o O3 2 1理查德RB动力煤现货价路透0 11112018/012019/012020/012021/012022/01Wind（二）需求：四季度需求持续回升，火电兜底作用凸显1）用电量：高温支撑用电量创新高，未来重点关注工业用电回升 高温支撑用电量创单月新高，工业需求仍显疲软。1-8月份，我国全社会用电
9、量同比增长4.4%,自6月以来，增速不断提高，其中8月份单月用电量同比增10. 7o分行业来看，1-8月第一、二、三产业用电及城乡居民生活用电同比 增速分别为11%、1.4%、6.1 %和15.8% o夏季高温导致居民用电大幅提高，并带 动全社会用电创单月新高，而工业用电犹显疲软，8月份第二产业用电同比增3.5%即使考虑到电力紧张情况下工业用户让电于民，8月制造业和四大高耗能 行业用电同比下降1.3%和2.7%其余行业用电表现也相对一般：制造业中高技 术及装备制造业、消费品制造业和其他制造业行业用电分别同比+2. 5%、-3.9*和+0.8%,第二产业中的非制造业行业用电同比下降5%,显示出工
10、业需求仍未完 全恢复。图34:全社会用电量o-1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月5图35：第二产业用电量0 -1 H-531月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月国家统计局国家统计局图36:第三产业用电量2018 年2019 年2022同比国家统计局图37:城乡居民用电量国家统计局图38： 制造业用电量1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月路透图39:二产：非制造业行业用电量Wind政策不断释放积极信号，冷冬预期下，预计总用电量保持增长。政策层面 不断释放积极信号，但预计能源价格高企和需求疲软仍将拖累经济增长和工业 用电回升的步伐。连续三年“拉
11、尼娜”导致今年冷冬概率增大，预计居民用电 仍将保持较高增速。2)发电端：水电快速下滑，火电创单月新高汛期反枯致水电快速下滑，火电兜底保障作用凸显。1-8月全社会发电量累 计同比增2.5%其中7、8月单月发电量同比分别增4.5骄口 9.9%。分发电类型 来看，1-8月火水核风光同比增速分别为-0.2%、11.4%、0.9%、9. 6%和13. 2%. 由于7月以来异常高温干旱天气持续，7、8月水电同比增速骤降，尤其8月水 电同比下降11% ,川渝等地出现因水电缺乏而缺电现象，与此同时，火电电量迅 速拉升，8月火电发电量创单月新高，同比增14.8%,凸显火电兜底保障作用。清洁能源装机加速之下，火电
12、全年难以实现正增长。考虑到清洁能源装机 量加速上马以及风电光伏等高发状态有望维持，根据1-8月电量、利用效率及装机数据，假设2022年水电、核电、风电、光伏分别实现6%、2%、30%、180啾 同比增长，那么全年总发电量需要实现同比近7. 5%的增速才能使火电出现正增长。 考虑到1-8月份发电量同比仅实现2.5%我们预计火电全年难以实现累计正增 长。图40:全社会发电量图41:火电发电量2019 年2022同比2018年国家统计局国家统计局图42:水电发电量图43：分类型发电新增设备容量1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月4003002001000-100发电新增设备容量:累
13、计同比发电新增设备容量:火电:累计同比 发电新增设备容量:水电:累计同比 发电新增设备容量:风电:累计同比 发电新增设备容量:太阳能:累计同比2016/012017/012018/012019/012020/012021/012022/01国家统计局国家统计局图44:沿海八省电厂耗煤CCTD图45:内陆17省电厂耗煤CCTD3）电厂库存同比显著偏高，但社会库存流动性匮乏隐含风险长协全覆盖持续推进，电厂库存同比显著偏高。在煤电长协全覆盖的持续 推进下，电厂补库节奏较好，截至9月21日，沿海八省电厂库存到达3000万 吨，同比高69%,内陆17省库存实现7582万吨，同比大增75%, 25省库存合
14、计 同比增加73%,可用天数到达20天，同比高出7天。虽然电厂整体补库情况较 好，但在二十大之前提高电厂可用天数15天以上的要求下，预计局部电厂仍有 补库需求。社会流通环节资源紧张，市场煤供需依然偏紧。截至9月22日，环渤海港 口库存合计2273万吨，虽然受9月多个台风影响，近期累库明显，但考虑到大 秦线检修和十一假期在即，预计月底之前拉运需求恢复将使北港快速去库。长 江江口库存降至313万吨，仍处于近年来较低水平。在整体供需紧平衡的状态下, 长协全覆盖的负面作用是使市场煤资源受到压缩，贸易商操作难度加大，流动 性匮乏导致北港煤价易涨难跌，价格上涨风险较大。图46:环渤海港口库存万吨所图47:
15、江内样本港口库存所图48:沿海八省电厂库存图49:内陆十七省电厂库存CCTDCCTD（三）展望：四季度海内外供需偏紧将支撑煤价强势运行供应缺乏弹性叠加海外能源危机风险，四季度国内煤炭供需偏紧。站在三 季度末的节点，由于总用电量存在持续回升预期、水电下滑降导致火电多发， 而当前国内煤炭供应弹性仍显缺乏，叠加海外能源上涨风险犹在，四季度国内 煤炭供需形势仍相对紧张，11、12月全社会库存下降的概率较大。尽管目前电 力企业库存相对充足，在重要会议之前和迎峰度冬备货中，电力企业仍将面临 较大的备货任务和采购压力。同时，在煤电长协全覆盖和市场煤容量受到挤压 的格局下，社会可流通资源紧张的情况持续存在，非
16、电需求释放极容易导致流 动性相对匮乏的市场煤价格上涨。海外煤价上涨风险仍未解除，四季度仍有上行空间。尽管目前欧洲港口库 存维持高位，但欧洲国家煤电利润高企，为了弥补天然气发电减量，冬季煤电 发电量可能出现较大提升，同时，地缘冲突和冷冬预期的情绪溢价也将支撑煤 价表现偏强。印度季风季结束，电厂快速去库将释放对印尼煤采购需求，或与 中国买家形成竞争。整体而言，四季度海外煤炭市场紧张局势仍难有改善，煤 价尤其高卡煤价格仍有上行可能。图50:动力煤供需情况（单位：万吨）月份国内 产量当月 同比净进 口量当月 同比总供 应量当月 同比电煤消 费量月比 当同消量 总费当月 同比供需 盈余社会库存当月 环比
17、2022年1月307056.7%18338.4%325386.8%20899-7.4%33590-5.7%-151810631-12%2022年2月2660315.0%803-53.5%2740610.3%1813725.9%2873915.7%-17498882-16%2022年3月3322112.2%1264-43.2%344858.3%19151-3.4%31666-3.1%23491123126%2022年4月297489.9%18854.7%316339.6%16124-10.4%26640-11.3%45621579341%2022年5月2999110.1%1555-11.3%31
18、5468.8%16545-8.2%26916-8.4%41681996126%2022年6月3079912.5%1358-43.8%321577.9%18526-2.6%29336-2.4%23262228712%2022年7月3020414.9%1718-34.8%3192210.4%219175.9%322722.9%-83221455-4%2022年8月301948.1%2259-1.4%324537.4%2407118.3%3491212.1%-292818527-14%数据来源：WIND中国煤炭资源网三、天然气：短期气价重心小幅落，入冬后或季节性上升2022年三季度，俄罗斯主动对欧断
19、供天然气，推动欧洲气价一度再创新高, 但高价显著抑制了欧洲工业用气需求，补库速度未受到实质性影响，欧盟提前 两个月完成补库目标，气价自最高点回落近三分之一。炎热天气导致三季度美 国天然气消费长期保持强盛，气价高位震荡。(-)欧洲：供应扰动频繁但需求偏弱，预计取暖季供需维持弱平衡1)俄罗斯管道气连续减供，但后期变量有限俄罗斯自主要管道对西北欧管输气累计同比下降近45虬自2月底俄乌冲突 以来，俄罗斯管道气已断供波兰、保加利亚、芬兰、丹麦以及荷兰，并对德国、 意大利及法国等国家减量供应。而从主要管道高频数据来看，亚马尔自2021年 底以来就基本保持零流量状态，Gazprom也表示没有预定Yama I
20、-欧洲天然气管道 在2022年10月1日开始的12个月内的输送量，因此该条通道预计将维持零供 状态；乌克兰自五月中旬受战事影响关闭卢甘斯克地区一输气阀门后，仅剩 0.37亿立方米/日流量；北溪一号自7月27日后维持0. 33亿立方米/日水平，并 自8月30日起无限期停供。后期俄罗斯管道气供应变数有限。当前俄罗斯对欧洲的管道气出口仅余乌 克兰通道一处，输气量约为0.37亿立方米/日，占取暖季欧洲天然气日度消费量 的2%。在俄乌冲突进一步升级的背景下，俄罗斯增加对欧供应的可能性较低。 而由于乌克兰通道直接连通匈牙利等仍与俄罗斯保持较为良好关系的国家，全 面断供的可能性亦较低，后期俄罗斯管道气供应的
21、扰动趋于减弱。图51:俄罗斯向西北欧管道气输送量Bloomberg图52:俄罗斯经北溪一号输气量Bloomberg图4:伊朗浮仓库存预测图4:伊朗浮仓库存预测图3:伊朗原油产量与油价数据来源：BloombergExhibit 3: There s c.50mb of excess Iranian floating storage that will would suddenly become available to the market, but it is mostly niche condensateGS estimates of Iranian onshore and floating
22、 crude and condensate storage数据来源：Goldman SachsOPEC+强硬表态对冲伊朗潜在增量。为应对伊朗的潜在增量，OPEC+表态将 10月份生产配额下调10万桶/日。由于当前0PEC+的实际产量仍大幅落后于既定 配额，多数国家仍可在不违反0PEC+协议的前提下继续增产，减产10万桶/日的 实际意义有限，主要表达了 0PEC+减产挺价的决心，对油价起到一定支撑作用。 上一轮伊核协议中，当伊朗产量开始快速上升时，除伊朗外的OPEC产量整体下 降，预计本次0PEC+仍将采用减产的应对手段，关注后期减产落地时点与力度。Bloomberg0PEC+增产节奏已经放缓，
23、后期供应增量有限。IEA数据显示，8月参与配额 生产的0PEC+国家原油产量仅较7月上升2万桶/日，唯有中东各国维持稳健增 产节奏，非洲国家与非成员国产量均录得减量。豁免国中，利比亚8月石油生产 恢复正常，原油产量环比上升42. 6万桶/日，但后期无继续上升的空间。其余豁 免国受制裁与剩余产能缺乏等问题困扰，无明显增产空间，预计四季度0PEC+产 量增量有限。图53:俄罗斯经亚马尔管道输气量Bloomberg图54:俄罗斯经乌克兰通道输气量Bloomberg2）非俄罗斯供应长期维持强势LNG进口大幅填补管道气缺口，美国是欧洲LNG进口的主力军。截至9月21 日欧洲主要国家累计进口 LNG 97
24、9亿立方米，同比增加418亿立方米，增速 74.6%。分国家来看，1-8月俄罗斯管道气进口缺口主要依靠美国LNG进口填补， 2022年1-8月欧洲俄罗斯进口管道气同比下降38. 75亿立方米/月，而从美国LNG 进口同比上升38. 72亿立方米/月。图55:欧洲主要国家LNG进口量Bloomberg图56:欧洲天然气进口来源（2022年1-8月均值与2021年1-8月同比）Bloomberg挪威出口量因检修有所下滑，10月后将逐步恢复。随着俄罗斯出口量的下 降，挪威成为欧洲大陆最大的管道气供应者，但挪威的天然气生产场地及管道 设备老旧，每年秋季均需进行常规检修，导致挪威对欧输气量从7月末的3.
25、 33 亿立方米/日下降至9月中旬的2. 6亿立方米/日左右。检修工作预计将于9月末 完成，10月起预计挪威对欧输气量将恢复至3. 4亿立方米/日的正常水平。北非供应稳中有升。2022年7-9月欧洲自北非进口管道气日均流量约为0. 92亿立方米，同比减少0.02亿立方米/日，但8月起有明显环比上行趋势。在俄罗斯减供的背景下，意大利与阿尔及利亚额外签订了 40亿立方米/年的管道 气供应合同，折合约0.11亿立方米/日，可通过连通意阿两国的现有管道进行输 送。预计后期北非对欧洲的输气量稳中有升，四季度输气量或可达1.17.2亿立 方米/日。图57:挪威向欧洲地区出口Bloomberg图58:阿尔及
26、利亚与利比亚向欧洲地区出口Bloomberg3）多重因素影响下需求明显走弱，补库速度长期维持高位欧洲电力部门采用煤炭替代天然气。为应对天然气供应缺乏的问题，欧洲 各国逐步放宽环保条件，重新启用煤炭能源以及燃煤发电厂。当前官方宣布重 启煤电机组合计功率为19.45GWo假设年发电小时为3500小时，那么日均发电量 为186.5GWh,约合0.64万亿英热单位/日，按天然气60 %效率计算，约需天然气 1.06万亿英热单位/日，即0.3亿立方米/日。极限状态下，汇总欧洲封存状态 （机组未开启但尚未退休）以及2019/20/21年退役机组,合计功率约为34. 1GW, 对应可替代天然气约0. 55亿
27、立方米/日。煤炭对天然气的替代仍在持续。高价叠加行政干预，欧洲天然气消费减量明显。高气价下，欧洲多行业均 受到直接冲击，据IHS Markit预计，目前欧洲关闭合成氨产能总计为460万吨/ 年，而过去一年欧洲锌和铝冶炼产能下降了近一半。随着工业需求的走弱， 2022年前六个月欧洲天然气消费量累计同比下滑了 10.92% o而在8月初，欧盟 正式要求所有成员国自愿减少15%的天然气消费量，目前执行情况良好。假设取暖 季无极端寒冷天气，预计欧洲天然气需求偏弱的状况将持续。图59:欧盟天然气消费量Eurostat补库情况良好，欧盟提前两个月完成补库目标。尽管供应断存在诸多扰动, 但由于需求显著走弱，
28、非取暖季欧洲天然气库存补库速度长期维持在2.5%/周左 右的高位，库容率在8月末成功突破80% ,提前两个月完成补库目标。截至9月 末，欧洲GIE天然气库容率已突破85K ,按照以往经验，预计欧洲将以8S勾/ 的库容率水平开启2022-2023年取暖季。图61 :欧洲天然气库容率环比变化图60:欧洲GIE天然气库容率Bloomberg420-2-4-6-82018 2019 2020 2021 2022W1 W5 W9 W13 W17 W21 W25 W29 W33 W37 W41 W45 W49Bloomberg4)取暖季进口存在硬性缺口，LNG难以继续弥补淡旺季间欧洲天然气进口量差距约为1
29、.5亿立方米/日。欧洲天然气进口存 在明显季节性，主要渠道夏季消费淡季的日均进口量约为7.5亿立方米/日，而 冬季取暖旺季的日均进口量约为9亿立方米/日，淡旺季之间存在约1.5亿立方 米/日的进口量差额。近期由于挪威及俄罗斯管道气供应持续下滑，9月中旬欧 洲主要渠道合计进口量仅为6.2亿立方米/日左右，即使后期挪威供应全面恢复, 进口量亦仅能回升至7亿立方米/日左右，在俄罗斯断供以及北非增量缺乏的背 景下，仍有近1.5亿立方米/日的缺口需要通过进口 LNG进行弥补。图62:欧洲主要渠道天然气进口合计BloombergLNG进口增量有限，取暖季进口缺口难以弥补。从全球LNG供应的角度来看, 自由
30、港工程重新上线时间推迟至11月，且11月仅能局部恢复，而2022年下半 年预计新增液化出口装置合计1420万吨，约合0. 5亿立方米/日，欧洲仍需从当 前现有市场上争夺气源。而从LNG再气化产能的角度来看，截至2022年7月， 欧洲接收站闲置再气化产能合计为5921万吨，但因管道运力和库容限制，预计 实际可用量偏低。年内欧洲新增再气化产能合计约为1570万吨，其中德国 Wi Ihelmshaven浮式装置的上线预期为2022/2023取暖季，年内可实现增量有待 商榷。预计可用于替代产能（闲置+新增）约为1417万吨，约合0.5亿立方米/ 日进口量，无法弥补1.5亿立方米/日的缺口，取暖季欧洲需
31、要通过坚决节约以 应对进口的减量。图63:欧洲各国2022年运行中接收站再气化产能及产能利用率Bloomberg5）假设坚决节约消费，今年取暖季欧洲天然气供需或维持弱平衡供应假设：取暖季后假设北溪一号全部断气以及美国LNG扰动，欧洲总供应 水平约为9亿立方米/日。以1-5月总供应（产量+净进口）11.44亿立方米/日 为基数，假设取暖季进口局部减去北溪一号以及乌克兰管段输气量（约合2.13亿立方米/日），那么欧洲总供应水平约为9. 31亿立方米/日。假设假设美国自由港出 口液化装置年内无法上线，那么供应环比下降0.37亿立方米/日，总供应水平约为 8. 94亿立方米/日。需求假设：考虑节能和煤
32、炭对天然气替代，欧盟取暖季总消费水平约为13 亿立方米/日。假设欧洲可以完成15%的节能目标，那么日均消费量将下降1.65亿 立方米。同时，对全年天然气发电进行了三种情景假设，分别同比减少10%、15% 和 20%。欧盟取暖季供需缺口约4亿立方米/日，库容可支撑天数为170天，刚好可 以过冬。自11月1日起，预计欧盟27国供需缺口为4亿立方米/日，同时假设 欧洲入冬初始库容为85% ,最低库容率28 ,那么实际可用S5库容约合715伍Z 方米，预计这局部库存可支撑不同情境下欧洲坚持170天，刚好可以过冬。图64:取暖季(11.1-3.31)欧盟27国天然气供需缺口以及去库速度模拟BIoombe
33、rg Eurostat GIE欧盟27国单位不同情景推算结果日产量百万立方米/日138.252022 年5月实 际情况日进口量白力立方米/日1796. 84日出口量白万立方米/日791.02日总供应量白万立方米/日1144. 07近五年取 暖季实际 情况日消费量百万立方米/日1500初始库存10月31日补库情况叱所(假设北溪一号维持20 %流量)北溪减量百力立方米/日156乌克兰减量百万立方米/日57供应推演自由港减量百万立方米/日37日供应量(假设11月1日俄罗斯断供，且百万立方米/日894. 07无额外供应增量)本土消费减量百万立方米/日165需求推演假设：全年天然气发电量同比70%75%
34、-20%煤炭对天然气替代百万立方米/日17. 3526. 0334. 7取暖季日均消费量白万立方米/日1317. 651308. 971300. 3库存推演取暖季日均供需缺口百万立方米/日-423.58-414.9-406.23库容可用天数天169172176(-)美国：短期供需矛盾不明显，进入取暖季后气价或季节性回升美国本土产量处于同比高位，后期或稳中有升。截至9月中旬，美国本土干 天然气日均产量约为993. 5亿立方英尺/日，同比上升26亿立方英尺/日。而截 至9月6日，美国天然气活跃钻机数量为166个，与2019年中旬数量接近，生 产活动已回归至疫情前水平。预计后期美国本土产量稳中有升，
35、四季度或仍有 10-20亿立方米/日的环比增量。图66:美国天然气产量与活跃钻机数同比图65:美国本土干天然气产量Bloomberg十亿立方英 25尺4日-25 2018/9/14美国天然气产量同比天然气钻机数（右）2015-200105-1500-5100-10-15-50-202019/9/142020/9/142021/9/14个 r 250Wind图68:美国LNG出口量 Seasonal Temperature Outlook 电 _Valid: Oct-Nov-Dec 2022NOAA本土需求先减后增，关注冬季天气状况。在炎热天气的驱动下，今年夏季 美国本土天然气消费量长期保持同比
36、最高水平。尽管夏季用气小高峰已过，但 近期美国本土天然气消费量仍维持在70亿立方英尺/日左右的高位，预计后期美 国本土需求回落空间有限。11月起正式开启取暖季，根据N0AA预测，今年四季 度美国大局部地区气温略高于近年均值，取暖季本土消费量或低于往年同期， 观察冬季气温状况。图67:美国天然气消费量2018 2019 2020 2021 -0-2022十亿立方英尺/日140120100806040W1 W5 W9 W13 W17 W21 W25 W29 W33 W37 W41 W45 W49Bloomberg海外需求长期维持旺盛，但LNG出口能力受限。2022年海外对美国LNG的需求长期保持旺
37、盛，自由港装置事故前，美国LNG日均出口量约为23.5万吨,而自由港装置事故后下降3. 17万吨至20.35万吨/日左右，除自由港装置外，其余LNG出口装置均已满负荷运转。自由港装置需要11月初方可逐步复工， Calcasieu Pass装置将于9月开始试运行，一般情况下稳定商业输出仍需2-3个 月时间，因而今年实际产能投放十分有限。预计年内美国LNG出口量增量有限， 或仅能恢复至年初水平。图70:美国LNG出口产能利用率图69:美国LNG出口量路透1601401201008060402002018 2019 2020 20212022W1 W5 W9 W13 W17 W21 W25 W29
38、W33 W37 W41 W45 W49路透当前库存水平偏低，但后期补库速度或可加快。截至9月9日当周，美国天 然气库存为2. 77万亿立方英尺；环比增加770亿立方英尺，累库速度位于近年 均值水平，但当前库存水平仍较近五年均值低4000亿立方英尺。由于自由港装 置推迟一个月复工，美国本土额外获得近600亿立方英尺的供应增量。根据EIA 测算，10月末美国本土天然气库存将上升至3.4万亿立方英尺左右，接近近年 均值水平。图71:美国天然气库存（三）展望：短期价格重心或小幅回落，入冬后或季节性上升但难以突破 前高取暖季欧洲供需或维持弱平衡，气价难以突破前高。供应扰动的影响趋于 减弱，但取暖季的进口
39、缺口难以弥补。目前欧洲仍未正式进入取暖季，需求整 体偏弱，高位库存对气价形成一定压制，气价重心或小幅回落。入冬后，假设欧 洲可以坚决执行15%的消费减量目标，取暖季大概率不会出现天然气供应缺乏的 问题，供需保持弱平衡，气价或有季节性上升，但难以突破前高。美国短期供需矛盾不明显，关注入冬后消费状况。整体来看，美国本土天 然气产量稳中有升，海内外需求虽然强盛，但11月前需求无显著增量，供需矛盾不明显，叠加库存加速补充，气价重心或小幅回落。但随着取暖季的到来, 需求回升下预计美国气价仍将季节性上涨。U!K LPG:短期供应过剩，中期需求重启提振价格图72:2022年天然气供需平衡表预测单位：十亿立方
40、米非洲亚太地区中南美洲前苏联地区欧洲中东北美全球合计天然气供应26866616592520971011894132天然气需求17092614765652458010844086供应-需求98-26018269-31513010546数据来源：日AIEA所2022年三季度LPG价格先跌后涨，然受制于海气供需偏松，叠加需求端重 启节奏偏缓，涨幅并未收复跌势，且当前盘面估值持续高于外盘，价格承压宽 幅震荡。(-)供应：炼厂供应仍有上行空间，国际市场供应偏松1)主营开工快速修复，国产气供应量仍存上行预期近期国产液化气供应表现不佳。2022年1-8月我国液化石油气累计产量 3276. 8万吨，累积同比减
41、少2.3% ,降幅主要出现8月。三季度主营炼厂检修计 划密集，同时前期消化高本钱原油价格，利润持续倒挂压制复工意愿，开工率 长时间维持七成水平；地炼进入三季度时开工率维持高位，但后期受检修与税 务核查影响，开工率快速下滑；综合压制下8月液化石油气产量同比下降8.6%。后期国产气供应存在宽松预期。进入9月以来，主营检修步入尾声，开工率 快速修复至历史同期水平，地炼税务检查结束，开工企稳，四季度计划检修较 少。随着近期国内炼厂利润持续好转，预计开工率环比三季度继续上行，对应 国内炼厂气供应仍存上行预期。国家统计局图73:液化石油气月度产量红桃3图74:液化气月度商品量图75:主营炼厂开工率卓创图7
42、6:山东地炼厂常减压开工率2）进口气：北美及中东产量及出口预计维持高位下游利润影响开工，丙丁烷进口情况分化。2022年1-8月我国液化丙烷进 口 1318万吨，同比增加3. 4%；液化丁烷进口 370万吨，同比上升1.4%；合计进 口同比小幅增加3% o三季度以来，国际液化气市场供需宽松格局持续，价格连 续下调，丙丁烷进口量出现分化。受终端市场持续疲软影响，PDH装置利润倒挂 明显，包括齐翔腾达、濮阳远东、淄博海益在内的局部新增投产也相继停车检 修，PDH开工再度下行，丙烷进口环比明显下行。然受益于7、8月份MTBE出口 套利空间的开启，碳四进口持续高位。图77:我国丙烷进口海关总署图78:我
43、国丁烷进口海关总署供应持续宽松叠加库存水平健康，短期海气供需持续宽松。中东及北美增 产明显提升海外市场液化气供应量：截至9月24日当周，中东LPG装船量合计 3311万吨，同比增加23.5%；美国丙烷丙烯出口量累计水平为129万桶/日，同 比增加8%。当前欧美液化气库存水平同比均较健康，短期国际液化气市场供需 偏宽松格局将维持，进入十一月取暖需求重启后，需求端或有抬升，但假设非出 现极端天气，基本面很难出现供不应求态势。图6:OPEC+产量与配额数据来源：IEA图7:利比亚原油产量2）俄罗斯供应当前仍然宽松，但后期减量将逐步上升俄罗斯供应当前仍然宽松。8月俄罗斯石油产量环比小幅下滑12万桶/日
44、， 但油品海运出口量环比小幅上升。中国、印度各自海运进口的俄罗斯原油量稳 定在90万桶/日左右，欧洲进口量无进一步下滑，而俄成品油出口量持续有所恢 复，叠加俄罗斯取消出口关税以刺激出口，短期俄油供应仍然维持宽松。图8:俄罗斯石油产量数据来源：EIA图9：俄罗斯油品海运出口数据来源:路透欧美制裁逐步加码，预计俄油减量将开始上升。欧盟针对俄罗斯原油的进 口禁令将于12月5日开始执行，而G7针对俄罗斯原油销售价格上限的相关措施 亦将与欧盟的进口禁令同步开始执行，尽管目前亚太买家承接了超过100万桶/ 日的俄罗斯原油，但欧盟制裁导致的俄罗斯原油出口减量最多仍将接近100万桶 /日。俄乌局势再次升级，警
45、惕俄罗斯采取控制出口的极端手段对欧美国家进行 反制。整体来看，预计四季度起俄油减量逐步开始上升。3）相关指标增速缓慢，美国增产或低于预期油企经营现金流创新高，但资本开支增速仍偏慢。2022年二季度样本美国 油企合计经营现金流为363. 3亿美元，环比上升37. 4%高油价下企业经营现金图79:美国丙烷/丙烯出口（MA4）图79:美国丙烷/丙烯出口（MA4）Bloomberg图80:美国丙烷库存Bloomberg图81:中东LPG装船量（MA4）资料来源：Refinitiv Eikon图82:中国LPG到港量Refinitiv Eikon（二）需求：民用气逐步进入消费旺季，但化工需求增量或有限1）碳三需求：PDH开工持续低位，仍有新增投产预期然影响有限PDH有新增产能但利润难以改善，丙烷需求难有起色。截至9月中旬，全国 PDH平均开工率约为71% ,同比下降8%。三季度包括齐翔腾达、濮阳远东以及淄 博海益在内的约110万吨新增产能均出现开车不久便检修的情况，主要因下游PP 需求疲软导致装置利润持续倒挂，多数企业选择减负或检修。四季度预期仍有 超120万吨新增产能，但多数为自供内部下游装置作原料，新增投产必将压缩市 场现有需求，叠加