2024能源行业报告：市场情绪改善，煤油气价格波动

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。美国原油库存增加，沙特原油海运发货量回升，本周油价下跌。本周一，部分美联储官员表示通胀尚未确定朝着2%的目标回落，呼吁在政策上继续保持谨慎，降息短期到来的希望渺茫。此外，OPEC方面，沙特的原油海运发货量在快速的提升，对全球供给的增加对油价形成了打压；美国方面，上周，其原油库存为827.6百万桶，环比+281.8万桶，意外的累库使得市场对需求产生担忧，进而形成油价的下跌。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81.02美元/桶，环比-1.00%；WTI原油周度均价78.12美元/桶，环比-1.12%。

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：市场情绪开始好转，动力煤市场价格上涨。本周秦皇岛港动力煤（Q5500）市场均价877.1元/吨，较上周+3.02%；晋陕蒙坑口煤均价环比+ 0.25%。库存方面，本周环渤海九港合计库存报2600.7万吨，环比增加140.4万吨；南方港口合计库存报759.7万吨，环比-0.17%；国内重点电厂煤炭库存最新数据（20240516）报10757万吨，环比（20240509）增加262万吨，库存可用天数最新报27.6天，环比+1.2天。供应端：周内仍有煤矿发生安全事故，多数煤矿仍以安全生产为主，动力煤产量短期内增量有限。后市旺季预期较浓，支撑价格回升。港口方面，贸易商对后市存利好预期，且成本高位，报价坚挺。需求端：电煤方面，电厂日耗有所降低，目前电厂库存不低，加之进口煤补充，电厂对市场煤采购积极性不高，非电市场方面，市场开工较高，利润尚可，周内维持按需采买，后期建材类需求有提升预期，对煤价有一定支撑。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

焦炭第一轮提降落地，焦煤价格维稳。周末日照准一报价2060元/吨，环比-4.63%。焦炭成本面压力稍有减小，零星焦企小有盈利，行业整体开工呈小增趋势，场内焦炭供应水平尚可。

焦煤方面，本周末京唐港山西主焦煤报价2060元/吨，环比持平。焦煤市场线上竞拍情绪尚可，但部分价格偏高煤种现货有降，矿场出货速度放缓。钢企方面，本周末螺纹钢报价3740元/吨，环比+2.19%；本周全国247家钢厂日均铁水产量236.75万吨，环比-0.08%。期螺有明显拉升，市场情绪颇受鼓舞，出货情况迅速好转，商家整体出货顺畅，成交日环比增量，整体交投氛围表现好转，市场资源情况尚可，库存继续下降，下游终端采购多按需为主，市场投机活跃度随着下降，商家谨慎观望心态渐增。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，焦煤企业具备更高的定价权，且受行政管制较少，始终在煤焦钢产业链中保持强势地位。且双焦库存整体处于历史低位，市场对于供需缺口十分敏感，焦煤价格弹性较大；终端需求层面：钢厂盈利能力已是底部，铁水产量和高炉开工率未来边际向上确定性高，印度进口钢材需求提供基础支撑，四季度重要稳增长政策发布，或刺激下游需求向好推动钢材价格上涨。重视焦煤在产业链上的强势地位以及边际改善的确定性。

（四）天然气

天然气：本周美国气价上涨。截至5月25日，欧盟天然气储气容量占比67.96%，较上周增加1.67PCT。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34.18欧元/兆瓦时，较上周上涨12.3%；美国NYMEX天然气期货价格2.67美元/百万英热，较上周上涨9.2%；亚洲JKM天然气价格11.9美元/百万英热，较上周价格上涨11.1%；国内液化天然气出厂价为4302元/吨，较上周下降0.1%。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。展望2024年，海内外需求恢复叠加新增供给放缓，气价有望企稳。

虽然欧洲经过自愿性节气+加速补库的举措使得天然气库存水平较高，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，来自气温的扰动以及亚洲国家的气源抢夺或将加剧资源紧张局面。从欧洲来看，22年下半年以来的节气措施较有成效，进入23年整体用气需求仍较19-21年平均用气量出现较大下滑。从各主要用气部门来看，电力部门用气需求波动较大，且易受到可再生能源发电的替代影响；工业部门前期需求较为低迷，但进入23年以来已有边际企稳趋势；居民部门需求受到天气条件影响呈现明显的季节性波动特征。后续工业和居民部门存在较大的用气需求复苏预期，预计24年欧洲下游用气需求将得到修复，并将有效支撑气价企稳回升。近期国内LNG价格亦于低位止跌，23年前10个月我国累计进口天然气约1342亿立方米，同比增长8.8%；其中累计进口LNG约5625万吨，同比增长11.4%，用气量实现稳步增长。后续随着国内经济复苏及顺价机制的持续推进，后续气价或仍具备弹性。

（五）油服

政策加码与高油价共振，油服行业景气回升。为保障能源安全，2019年国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，2023年三大油资本开支合计5817.38亿元，相比2018年复合增速为6%，其中中海油资本开支复合增速高达15.7%，政策支持增储上产为油服公司工作量提供一定保障。此外，受地缘政治冲突、OPEC挺价意愿强烈及海内外经济修复等因素影响，2022年至今油价中枢总体中高位震荡，或一定程度刺激油气公司资本开支触底回升。根据IEA统计数据，2022年上游油气投资同比提升11%，考虑到油价上涨传导至油气公司资本开支有一定的滞后性，油气公司资本开支或有望持续增长，并带动油服行业景气度进一步提升。展望2024年，增储上产力度不减，油价有望持续中高位运行，油服行业或可持续受益。国内方面，根据各公司指引，2024年三大油资本开支预期为5560-5660亿元，而2023年资本开支预期为5293-5393亿元，区间中值同比增长5.0%，反映国内油气勘探开发力度持续加强。海外方面，虽OPEC减产可能对局部油服需求形成扰动，但正如前文分析，2024年原油需求有望持续增长，油价中高位运行预期或刺激上游整体勘探开发力度温和提升。据IHS Markit预测，2024年上游勘探开发资本支出或同比增长5.7%，其中海上勘探开发资本支出或同比增长19%，油服行业或可在油价高企的背景下持续受益。4月全球活跃钻机数量下滑，本周我们追踪的海上钻井平台日费率涨跌不一。

根据贝克休斯统计数据，2024年4月，全球活跃钻机数量为1726台，环比-67台；其中除北美地区外活跃钻机数量为978台，环比+7台。分地区来看，4月中东地区活跃钻机数量343台，环比-1台；其中陆上活跃钻机数299台，环比+2台；海上活跃钻机数44台，环比-3台。4月亚太地区活跃钻机数量237台，环比+8台；其中陆上活跃钻机数129台，环比+2台；海上活跃钻机数108台，环比+6台。

截止5月24日当周，美国活跃钻机数量600台，环比-4台；其中陆上活跃钻机数579台，环比-5台；海上活跃钻机数21台，环比+1台。本周，350+英尺自升式钻井平台日费率为9.37万美元，较上周变化-0.47%；1500-5000英尺半潜式钻井平台日费率为28.06万美元，较上周持平；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38.94万美元，较上周变化+0.05%

二、主要能源价格变化情况

本周华创化工行业指数98.52，环比+0.69%，同比+3.32%；行业价格百分位为过去8年的32.83%，环比+0.34%；行业价差百分位为过去8年的9.16%，环比+0.28%；行业库存百分位为过去5年的81.24%，环比-3.08%。行业开工率为65.98%，环比-0.04pct。图表1本周华创化工行业指数98.52，环比+0.69%，同比+3.32%

三、原油：供给有限叠加地缘冲突加剧，原油价格或将维持高位震荡

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。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。供给端：据OPEC最新月报，2024年4月欧佩克原油产量达26.58百万桶/天，环比减少0.3万桶/天；2024年累计原油产量达23.88亿桶，同比减少4.6%。据EIA，截至2024年5月17日，美国当周原油产量13.1百万桶/天，环比持平，同比+6.50%；截至2024年5月24日，美国原油钻机数量497部，环比持平，同比-73部。

需求端：据OPEC最新月报，2024年4月欧洲16国炼厂开工率81.63%，环比+1.51PCT，同比-0.79 PCT。据EIA，截至2024年5月17日，美国炼油厂周度开工率为91.70%，环比+1.30 PCT，同比持平。截至2024年5月17日，美国原油库存827.6百万桶，环比+281.8万桶，同比+1.8%；成品油方面，汽油、航煤、燃料油库存分别为226.8、42.5、116.7百万桶，环比-94.5、+114.0、+37.9万桶。本周Brent原油价格下跌。本周，Brent原油周度均价81.02美元/桶，环比-1.00%；WTI原油周度均价78.12美元/桶，环比-1.12%。

阿联酋将提前实现其石油产能目标，阿布扎比国家石油公司(Adnoc)预计将在2025 年底或2026 年初达到每天500 万桶的产能，超过其2027 年的原定目标。预计这一加速时间表将在石油输出国组织及其盟友(OPEC+)内部引发摩擦，该组织将在今年晚些时候审查成员国的产能，以设定2025 年的生产基准。目前，阿布扎比的产量约为其产能的三分之二，但国有企业阿布扎比国家石油公司正在积极扩大钻井活动并增强基础设施，以实现产量最大化。该公司1500 亿美元的投资计划旨在加快产能扩张，确保增加的产能不会未得到充分利用。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）