中金大宗商品 | 2H22能源展望：从断供恐慌到减量平衡

2022年初，地缘风险平地再起波澜，能源市场疫后供需再均衡进程被迫延迟，俄乌冲突及对俄制裁引发的供应风险支撑天然气、原油、海外煤炭价格强势上行，成为上半年大宗商品市场的领涨品种。当前来看，我们认为市场对极端情形下的供应担忧正在逐步减弱，或者说能源价格波动区间的顶部已然出现，而在地缘冲突的“大波澜”之下，我们看到基本面的“小修补”也仍在进行，例如北美页岩油和OPEC增产、美国LNG加量出口至欧洲和国内煤炭的保供措施，供应补不足的如期推进也将对能源基本面的再均衡产生影响。在断供恐慌暂缓、风险溢价趋稳的背景下，我们认为后半年市场或将回到供应减量背景下的再平衡之路，而届时需求增长预期可能将成为各类能源价格波动的主导因素，我们看到，过去两年原油价格历次大幅上涨均伴随着需求修复的预期强化，而天然气和煤炭的价格波动也会受到消费季节性的显著驱动。

我们对2H22能源市场的商品排序为：天然气>海外煤炭>石油。具体来看，海外煤、气市场将面临地缘供应风险和需求侧增量的组合风险，目前俄罗斯煤炭禁运已然落地[1]，俄罗斯对天然气交易的“卢布结算令”也仍悬而未决，而全球天然气库存、特别是欧洲天然气库存的淡季修复需求为核心支撑，其也同时带来了美国LNG的出口需求，煤炭或将受益于气价高企之下的气煤转换和印度、东南亚等地的消费潜在增量。相比之下，石油市场则将在地缘风险高悬下步入供需缺口收窄周期，其中需求侧除了“恢复式”增长结束后的增速自然回归，还将面临疫情扰动和成本抬升下的“负反馈”影响。

石油：波澜平地起，延迟再均衡

年初俄乌冲突打破市场稳态，石油价格犹如“站立的硬币”，当前仍伫立在100-110美元/桶的高位。然而随着供给侧的如期修复，叠加从欧美到中国的疫情反复进一步加速了油品需求恢复的高增速回落，1Q22全球石油供需缺口已收窄至35万桶/天，而在需求增长继续回落、供应修复如期推进的基准假设下，我们判断全球石油供需缺口将于2Q22正式实现收敛。从历史经验来看，市场供需交点往往意味着原油价格的走势拐点将现。然而，俄乌局势及对俄制裁对于全球石油供应的实际减量仍未有定数，截至5月底，欧盟或将加入俄油出口的“有序减量”行列[2]，而部分管道油流量或得以免于禁运。当前来看，俄罗斯原油出口贸易总量未受影响，但流向出现较大调整，而成品油的出口却已明显下滑，在炼厂产能受限、脱硫成本抬升和原料供应减少等瓶颈下，或将使欧美、特别是欧洲的成品油市场率先趋紧。在我们假设的100-200万桶/天的俄油及油品供应减量的基准风险情形下，全球石油基本面或在2H22维持紧平衡状态，甚至会有小幅短缺的风险。

因而我们判断，2022年石油价格如何演绎，可能不再是“站立硬币如何倒向”这样非黑即白的选择题，我们或将看到石油现货市场短缺改善的同时，地缘政治冲突及全球经济增长不确定性等诸多风险依然存在。因而市场在对石油定价时或将继续给予一定的预期溢价，在供需交汇之后，我们判断全球油价的下方支撑或将有所延续。而在预期溢价持续之时，高于基本面公允的价格水平也将对需求侧形成负反馈作用，一定程度上可以对供应减量形成对冲，也就是供应冲击和价格高企之下的市场再平衡之路。

往前看，我们维持80美元/桶的油价基本面支撑点位和俄罗斯石油出口受损基准情形的观点，对应20-30美元/桶的原油风险溢价。我们提示近期欧盟制裁出台或将引发油价短时波动，而在欧盟禁运措施逐步推进的过程中，减量冲击和风险溢价或将接近我们基准情形的上沿水平、甚至到达基准风险和极端风险情形之间。综合来看，我们预期布伦特原油价格将在3-4Q22达到100-110美元/桶。

天然气：美国LNG“远水”加注，难解欧洲库存“近渴”

2021年下半年以来，欧洲天然气库存降至近五年低位，推升欧洲气价快速飙升，同时风险外溢至美国、亚洲的天然气市场。而2022年俄乌冲突更使得37%的欧洲天然气供应暴露在地缘风险之下，市场短缺“雪上加霜”，欧洲天然气市场在低库存起点、高供应风险中进入了新一轮补库周期。在俄罗斯管道气供应风险高企的背景下，LNG成为了欧洲天然气库存修复的主要来源，而从LNG接收能力、输出能力和“可支配”贸易量三个角度来看，我们认为欧洲具备在极端情形下实现库存目标所需的LNG接收能力，但其内部的再运输和再分配风险仍存，而输出端的所受瓶颈较大，同时需要更多的现货采购货源。（详见我们于2022年5月22日发布的研究报告《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》）

美国或将成为欧洲LNG的最主要来源，年贸易量或不仅限于约定的400亿立方米，出口需求也将对美国国内的天然气基本面形成一定压力。目前美国天然气库存位于历史相对低位，并将于6月正式进入夏季用气小高峰，从当前情况来看，我们判断产量或将维持线性增加，保持高位的LNG出口流量或将使库存于今夏持续处于低位。

往前看，我们认为海外气价有望在淡季补库阶段趋稳，但由于俄气供应风险并未解除，欧洲补库需求较大且仍存难度，欧洲气价中枢的支撑或将延续。而美国LNG的出口需求也将对其库存和基本面形成压力，且欧洲供需紧张也仍有外溢风险。我们判断欧洲气价中枢或将在2H22处于20-30美元/百万英热之间，而美国气价则在6-8美元/百万英热区间波动。

煤炭：国内外价格倒挂或将延续

今年以来，海外动力煤市场的供需紧张进一步加剧。一方面，俄罗斯是全球第三大动力煤出口国，西方对俄罗斯煤炭的进口禁令将重塑全球海运煤的贸易格局。另外，极端天气（譬如澳大利亚东部煤矿主产区的洪灾）、资源国的出口限制或禁令等也是不容忽视的供应风险。但囿于过去几年全球范围内煤炭产能的低固定资本投入，供给冲击下煤炭供应缺乏弹性。另一方面，欧洲天然气与电价大涨，虽然过去二十年煤炭在欧洲发电来源中的占比不断减少，但高昂的天然气价格意味着在短期内可能仍需煤炭来缓解一部分燃眉之急。同时，在印度、东南亚等发展中国家，煤炭依然是可靠的电力来源，因此我们预计在中短期维度内海运煤的需求仍有增量。但煤炭供应释放依然落后于需求，我们看到西欧、印度等地的煤炭库存均呈现了下降的趋势，而低库存也强化了煤炭价格的波动。

在国内，自去年四季度以来煤炭增产增供持续加码，原煤生产强度一直保持在日均1200万吨以上，有效缓解了煤炭紧缺的情况。面对近来外部风险持续升温，国常会要求保能源安全，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策。国家积极引导中长期合同煤炭价格运行在合理区间 ，并着力提升长协覆盖度与执行率，避免了煤炭价格出现大幅波动和上涨。（详见我们于2022年5月29日发布的研究报告《全球煤炭：国内外价格倒挂或将延续》）

2022年初，地缘风险平地再起波澜，能源市场疫后供需再均衡进程被迫延迟，俄乌冲突及对俄制裁引发的供应风险支撑天然气、原油、海外煤炭价格强势上行，成为上半年大宗商品市场的领涨品种。当前来看，我们认为市场对极端情形下的供应担忧正在逐步减弱，或者说能源价格波动区间的顶部已然出现，而在地缘冲突的“大波澜”之下，我们看到基本面的“小修补”也仍在进行，例如北美页岩油和OPEC增产、美国LNG加量出口至欧洲和国内煤炭的保供措施，供应补不足的如期推进也将对能源基本面的再均衡产生影响。在断供恐慌暂缓、风险溢价趋稳的背景下，我们认为后半年市场或将回到供应减量背景下的再平衡之路，而届时需求增长预期可能将成为各类能源价格波动的主导因素。我们看到，过去两年原油价格历次大幅上涨均伴随着需求修复的预期强化，而天然气和煤炭的价格波动也受到消费季节性的显著驱动。

我们对2H22能源市场的商品排序为：天然气>海外煤炭>石油。具体来看，海外煤、气市场将面临地缘供应风险和需求侧增量的组合风险，目前俄罗斯煤炭禁运已然落地，俄罗斯对天然气交易的“卢布结算令”也仍悬而未决，而全球天然气库存、特别是欧洲天然气库存的淡季修复需求为核心支撑，其也同时带来了美国LNG的出口需求，煤炭或将受益于气价高企之下的气煤转换和印度、东南亚等地的消费潜在增量。相比之下，石油市场则将在地缘风险高悬下步入供需缺口收窄周期，其中需求侧除了“恢复式”增长结束后的增速自然回归，还将面临疫情扰动和成本抬升下的“负反馈”影响。

2022年一季度，石油供应担忧平地再起波澜，始料未及的俄乌冲突打破市场稳态，迅速占据全球石油市场的交易主线，供应风险溢价支撑油价快速攀升，布伦特油价当前仍在100-110美元/桶的高位区间波动。然而在供应担忧的“大波澜”之下，我们看到基本面的“小修补”仍在如期进行。据IEA最新数据，1Q22全球石油产量为9842万桶/天，同比小幅提升7%，较疫情前4Q19仅余330万桶/天尚未修复，其中OPEC和美国的供应缺口分别为95和92万桶/天。与此同时，全球石油需求的“恢复式”增长渐近尾声，而从欧美到中国的疫情反复进一步加速了油品消费的增速回落，1Q22全球石油需求为9877万桶/天，同比提升5%，正式步入环比下滑空间。

当前来看，1Q22全球石油供需缺口已收窄至35万桶/天，而在需求增长继续回落、供应修复如期推进的基准假设下，我们预期全球石油供需缺口将于2Q22正式实现收敛。从历史经验来看，市场供需交点往往意味着原油价格的走势拐点将现。然而，俄乌局势及对俄制裁对于全球石油供应的实际减量仍然未有定数，在我们假设的100-200万桶/天的俄油产出减量的基准风险情形下，全球石油基本面或在2H22维持紧平衡、甚至小幅短缺的状态。

因而我们判断，2022年石油价格如何演绎，可能不再是“站立硬币如何倒向”这样非黑即白的选择题，我们或将看到石油现货市场短缺改善的同时，地缘政治冲突及全球经济增长不确定性等诸多风险依然存在。往前看，我们认为今年的石油市场或将在“风险归零后的回归基本面”和“风险兑现下的供需失衡”之间寻找新的均衡路径，因而市场在对石油定价时或将继续给予一定的预期溢价，因而在供需交汇之后，我们判断全球油价的下方支撑或将有所延续。

图表: 当前全球石油市场正处于2019年以来的第三次供需交点，然而油价或不会随缺口的收敛而快速回落

资料来源：IEA，彭博资讯，中金公司研究部

需求“恢复式”增长渐近尾声，高价“负反馈”或将加快增速回落

► OECD油品需求的疫后修复仍为高增速的主要支撑

2022年一季度，全球石油需求同比增速为5%，仍高于疫情前1-2%的平均水平，其中以欧美国家为主的OECD国家油品需求仍在快速增长，同比增速录得7%，而以中国、印度为代表的非OECD国家需求则已恢复常态，同比增速录得2.6%，基本恢复至疫情前水平。从油品需求结构来看，仍处修复区间的航空煤油仍为油品消费快速增长的核心拉升，1-4月OECD航空煤油消费同比增速高达33%，而绝对水平仍较2019年同期下降了20%。

图表: 全球油品需求的疫情后恢复尚未结束，不同地区的修复进程存在差异

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 航油消费为OECD同比高增速的主要拉动，为欧美油品需求修复的“最后拼图”

资料来源：IEA，中金公司研究部

►   年初以来，从欧美到中国的疫情反复对油品需求形成一定压制

疫情反复仍为石油需求侧的一项重要扰动。全球新冠确诊病例在2022年初再创新高，从1月的欧美新增确诊激增，到2月以来国内吉林、上海、北京等地的疫情接力反弹，使得海内外疫情防控政策再度趋严。基于牛津大学发布的各国疫情防控严格指数，我们看到1-2月欧洲防疫政策严格程度有所上升，而中国防疫力度更在4-5月达到较高水平。疫情反弹对海内外成品油、特别是汽油等居民用油的需求形成明显冲击。我们看到1月OECD汽油和柴油需求出现超季节性下滑，而航空煤油的修补也受到一定扰动。但由于2021年同期需求尚未完成修复，叠加更为严格的防疫措施，使得油品需求的同比增速仍处快速扩张区间，可以看到2021年1-2月欧美等国的疫情防控指数较今年同期更高。当前来看，随着欧美各国疫情企稳，防疫政策也已有所放宽，欧美航空出行的短时减量基本实现回补，叠加夏季出行旺季将至，航空煤油需求重新步入快速修复通道。

图表: 年初以来全球疫情再度反弹

资料来源：OXCGRT，WHO，中金公司研究部

然而，国内疫情反复仍未结束。4月国内成品油表观消费出现逆季节性下降，环比减少9%；较去年同期下降6.3%，且为去年10月以来的首次同比转负。具体来看，疫情对居民出行造成的直接约束使汽油需求的减量最为显著，4月我国汽油表观需求为254万桶/天，同比增速从3月的16%直线跌至-2%。而本就处于下行通道的航空煤油需求也在疫情的拖累下进一步下滑，4月我国航空煤油表观需求仅为4万桶/天，同比减少95%。此外，疫情对我国经济生产活动也产生了直接冲击，4月工业增加值同比转负至-2.9%，制造业PMI指数更在荣枯线之下进一步收缩至47.4，我们看到柴油表观消费环比减少20万桶/天，同比增速也出现边际下滑。

图表: 4月我国成品油消费出现逆季节性下滑

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

图表: 汽油和柴油需求受疫情的压制最为明显

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

疫情反复将使2Q22淡季我国油品消费表现更淡。虽然上海确诊病例在5月初筑顶回落，市内交通情况也有一定修复，但较疫情前水平仍有20%的差距，而当前北京市内的交通拥堵延时指数也已下降近28%，且持续位于低点徘徊。航空出行方面，4月下旬以来国内航班执行情况已有边际改善，但较疫情冲击前仍存较大缺口，5月至今国内日均航班执行数量为4688班次，较2月减少63%，而取消航班数量则增加了116%。

图表: 北京和上海的市内交通仍未完全修复

资料来源：万得资讯，中金公司研究部

图表: 国内航班执行数量缺口仍存

资料来源：万得资讯，中金公司研究部

往前看，我们判断本轮疫情反弹将对2Q22我国成品油消费形成较大冲击，或使淡季表现更淡，在6月初上海疫情管控稳步放开和北京疫情不进一步恶化的基准情形下，我们预计2Q22我国成品油表观需求或将同比下滑约4%，而在2022年下半年再次回到同比扩张区间。

►  海外油品终端消费的“负反馈”开始显现，或将在2H22加快需求增速下滑

成品油价格大幅上涨，欧美油品终端需求的“负反馈”开始显现。2020年11月以来，随着原油成本持续攀升，全球成品油价格也随之步入持续上行通道，而在2022年俄乌冲突发生后更是急剧攀升。截至5月末，欧洲、美国和新加坡的汽油现货价格分别累计上涨38%、48%和36%，柴油现货价格则累计上涨27%、28%和27%。

图表: 全球汽油、柴油价格快速上涨

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

成品油价格的快速上扬已经对油品需求形成了一定压制，我们看到美国汽油需求在3-4月出现了逆季节性回落，而根据EIA的高频数据，随着汽油价格仍在攀升，美国汽油消费较5年均值的差距在5月仍在拉大，截至5月第三周，美国汽油需求已低于5年均值近10%。

图表: 3-4月美国汽油需求出现逆季节性下滑，近期也持续不及往年水平

资料来源：IEA，EIA，中金公司研究部

此外，美国的柴油需求也在3-4月出现超季节性下滑，而同期美国制造业PMI却始终处于景气扩张区间，4月ISM制造业PMI录得55.4。我们认为，高价格对卡车运输等领域的柴油需求产生的负反馈效果或许可以对这部分减量进行解释，我们看到3月以来，美国公路柴油价格当前已累计上涨36%，而美国货运协会（ATA）公布的卡车吨位指数也在4月边际回落2%，为2021年8月以来的首次环比下降。

图表: 3-4月美国柴油需求出现超季节性下滑，但PMI仍处于景气区间

资料来源：IEA，EIA，彭博资讯，中金公司研究部

往前看，我们认为在2H22，欧美等OECD国家仍将面临回归常态增长中的油品需求增速放缓，从而带动全球石油需求增速继续回落，并在四季度回归由非OECD驱动的疫情前的常态。目前来看，受疫情拖累，我国油品需求或在2Q22同比减少4%，而在基准情形下将于2H22回归扩张区间。此外，我们判断，高价格对油品需求侧的负反馈或将延续，从而一定程度上加快全球油品需求增速放缓的步伐。其实在2022年3-4月，高价对汽油和柴油需求侧的负反馈已经使其同比增速受到一定影响。3-4月OECD汽油消费同比增速从1-2月的7%-11%下降至1%，而柴油消费的同比增速甚至从1-2月的7-8%下降至零。由于二者共同贡献了油品需求的59%，OECD总体油品需求的同比增速也从1-2月的7-12%下降至3-4月的3-4%。

图表: OECD难担重任，油品需求增速或将继续回落

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 高价负反馈或将继续加速需求增速放缓

资料来源：IEA，中金公司研究部

俄油产出减量初显，OPEC和美国或共担供应修复重任

时至2022年中，除了IEA在3月初释放6000万桶石油战略储备为供给侧提供了短时宽松，地缘冲突带来的俄油断供担忧、OPEC+减产基准并未如期上调、利比亚石油意外减产等，均造成了供应侧的约束放松力度不及我们的预期。而北美页岩油产量则如期在新钻油井的支撑下快速释放，我们判断美国原油产量预计将于今夏回到疫情前水平，并将和OPEC共同成为2022年全球石油供应修复的核心支撑。此外，并未纳入我们供需预测基准情形的伊朗原油供应的释放情况也尚未有定数，我们仍提示若其得以重返市场，或将对俄油供应风险形成较强缓冲。

►  俄油减产兑现叠加OPEC未如期上调减产基准，供应约束放松力度或不及预期

俄乌冲突及对俄制裁引发全球石油市场的供应担忧，而当前俄罗斯石油产出减量已初步兑现。受到美国、英国等国对俄油及油品出口制裁的压制，俄罗斯成品油出口需求快速减少，叠加国内需求疲软，俄罗斯国内炼油厂投入量出现超季节性下滑。2022年4月，俄罗斯国内炼油厂投入量环比减少30万桶至490万桶/天，而相比俄乌冲突发生前的投入水平已累计减少了约100万桶/天。在此背景下，4月俄罗斯石油产出环比减少96万桶/天，基本等同于其国内炼厂投入需求的减量。而在同期，虽然OPEC和美国石油产出分别增加10和11万桶/天，全球石油产量仍环比下跌近71万桶/天，为2021年3月以来的最大单月跌幅。

图表: 2022年4月俄罗斯石油产出减少96万桶/天

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 年初以来俄炼厂投入累计减少约100万桶/天

资料来源：IEA，中金公司研究部

OPEC+减产基准并未如期上调，而俄油减产或将进一步拖累协议达成。OPEC+在2022年4月的产量会议上决定，从5月起将每月的产出增量从40万桶/天小幅上调至43.2万桶/天，并在6月维持该产量增幅。而基于去年夏季的产量协议，OPEC+原定于今年5月将减产基准从4385.3万桶/天上调163.2万桶至4548.5万桶/天，并将于今年9月将产量恢复至该水平。但从现在的产量计划来看，OPEC+并未如期上调减产基准，而若按当前的增产速度，OPEC+原油产量仍将于今年9月到达旧减产基准。

图表: OPEC+减产基准并未如期上调

资料来源：OPEC，彭博资讯，中金公司研究部

此外，随着俄油产出减量已经开始兑现，作为OPEC+产量计划的重要协议国，俄罗斯原油产出下滑将对协议达成进一步形成拖累。可以看到，OPEC+协议国原油总产出在4月环比下降92万桶/天，其中俄油下滑为最主要

原因，而OPEC 10国产量则环比提高10万桶/天，其中伊拉克、沙特和阿联酋为主要增产贡献国。与协议产量相比，4月总产出低于目标近287万桶/天，其中仅俄罗斯便较协议值存在131万桶/天的差距，而尼日利亚和安哥拉则为OPEC产量协议达成中的主要拖累项。

图表: 俄油减产对OPEC+产出和协议达成均形成拖累

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

除了参与产量协议的OPEC 10国，2022年4月利比亚和伊朗的原油产出也有所下滑，拖累OPEC整体产出环比增量降至1万桶/天。其中，受国内政治局势和港口关闭的影响，3-4月利比亚原油产量累计减少22万桶/天，成为了OPEC整体产出修复的最主要拖累。此外，伊核谈判也尚未有定论，4月伊朗原油产量为258万桶/天，较制裁前水平约有150万桶/天的差距，而原油出口也仍未恢复。我们曾多次提示，伊朗原油为2022年油市供给侧的重要“X因素”，若能够重返市场将对俄罗斯原油供应受阻的负面影响形成较强缓冲。

图表: 利比亚拖累OPEC原油增产

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

图表: 伊朗原油尚未重返市场

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

►  新钻油井持续增加，美国页岩油产量如期快速释放

我们曾在2022年3月20日发布的研究报告《石油：边际生产者，影响不边际》中提出，随着页岩油企业净利润规模和ROA在4Q21稳定回正，盈利能力的恢复使页岩油企业进行产能扩张的意愿有所修复。资本结构的改善和短期偿债风险的边际缓解也使得企业可以将更多的可支配现金流用于增加资本开支。因而我们判断，2022年美国页岩油企业的资本开支约束或将有所放松，页岩油生产模式将从“低成本运营”重回“可持续运营”，虽然DUC井存量逐步降至历史低位，释放速度也有所下降，但新钻油井将逐步替代DUC井投产，成为2022年“边际生产者”贡献供应增量的核心支撑。

当前来看，新钻油井正在快速回归美国页岩油产能释放的主导地位，与我们此前的预期基本符合。截至2022年4月，在美国当月新增944口页油井中，874口属于新钻油井，占比高达93%，较年初的57%有了大幅提升，而同时DUC的下降速度也有所放缓。4月美国页岩油产量为850万桶/天，而原油总产量则达到了1158万桶/天。当前来看，美国石油活跃钻机数量仍在稳步上升，截至5月第三周活跃钻机数量达到576部，较年初增加了20%，并将支撑美国页岩油产量在今夏基本恢复至疫情前产量水平，同时将带动美国原油产量达到1220万桶/天，如期完成疫情后的产出缺口修复。

图表: 新钻油井逐步重返页岩油产量释放主导地位

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: 美国页岩油产量有望稳定释放

资料来源：EIA，中金公司研究部

►俄油实际减量仍不确定，OPEC和美国或将共担供应修复重担

当前来看，今年俄罗斯石油供应的具体减量仍存不确定性，而OPEC和美国或将成为下半年供应修复的核心支撑。由于OPEC+并未如期上调减产基准，我们更新OPEC 10国石油产出将于4Q22回到旧减产基准的判断，而利比亚、伊朗等OPEC国家产量维持现状的假设下，届时OPEC石油产出将较1Q22提高约100万桶/天，而同期美国石油产量释放也将贡献约100万桶/天的产出增量，共同支撑疫情后的全球石油产出修复。而俄油供应仍为缺口能否如期修复的最大不确定性因素，在我们设定的100-200万桶/天的减量情形下，全球供需或将在2H22维持紧平衡、甚至是小幅短缺的状态。

基准情形下，供需缺口继续收敛，库存有望边际修复

随着供给侧修复如期推进、需求侧增速回落，叠加疫情、负反馈等超预期因素加持，我们判断基准情形下全球石油供需缺口将实现收敛，并于2H22维持于紧平衡状态。虽然当前全球原油库存仍处历史绝对低位，但已于近期步入季节性的边际修复，2022年3月末OECD原油库存为9.9亿桶，较2月小幅增加2%。往前看，若地缘风险没有转化为全面的断供冲击，随着原油市场供需条件改善，我们认为全球库存压力可能将有所缓解。

图表: 3月OECD原油库存出现季节性边际修复

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: OECD原油及油品库存处于历史绝对低位

资料来源：IEA，中金公司研究部

俄乌冲突发生以来，俄油贸易流向明显调整，而出口总量并未下降

虽然俄原油产出减量在4月初步体现，但其石油贸易量还未受到实际影响，但贸易流向出现显著变化。根据路透船期数据，2022年3-4月俄罗斯海运原油的出港情况基本表现正常，日均出港量大约320-390万桶/天，甚至较2021年和2022年初的出口流速还有所增加。除海运原油出口外，2021年俄罗斯陆上原油出口量为190万桶/天，其中到达中国和欧盟的管道油出口分别大概为80和70万桶/天，而我们假定这部分出口流速仍保持稳定。

综合来看，2022年4月俄罗斯原油总出口达到580万桶/天，较俄乌冲突发生之前环比增加了90万桶/天，其中印度和中国为俄罗斯海运原油出口增量的主要去向，分别贡献了其中的70和40万桶/天，而去往欧盟的海运油则减少了30万桶/天。

图表: 俄乌冲突以来俄罗斯原油总出口未受影响

资料来源：路透社，中金公司研究部

图表: 俄罗斯原油出口增量大多运往印度等亚洲国家

资料来源：路透社，中金公司研究部

此外，俄罗斯海运原油到港同样表现正常。2022年3-4月全球共到港俄罗斯原油324-388万桶/天，占全球海运原油到港总量的7-8%，与2021年平均水平一致，说明俄罗斯原油的到港并未受到较大影响。欧洲港口的接收情况也同样正常，3-4月欧洲到港俄罗斯原油106-146万桶/天，占欧洲港口海运油到港总量的15%左右，与2021年情况基本一致。

图表: 全球港口俄罗斯海运油到港情况表现正常

资料来源：路透社，中金公司研究部

图表: 欧洲港口俄罗斯海运油到港情况表现正常

资料来源：路透社，中金公司研究部

油品出口明显下滑，炼厂投产限制或使海外、特别是欧洲的成品油市场率先趋紧

俄罗斯成品油出口在3-4月已经发生了明显下滑。在美国、英国对俄油及成品油颁布进口禁令后，4月俄罗斯成品油出口量为261万桶/天，较2月减少近65万桶/天，其中去往美国和英国的成品油分别减少了50万桶和18万桶/天。我们也在前面提到，成品油出口需求下滑一定程度上解释了俄炼油厂投入和石油产出的明显减量。

图表: 俄乌冲突以来俄油品出口已经开始减少

资料来源：路透社，中金公司研究部

作为全球油品的重要供应国，俄罗斯油品的出口减少对本就处于库存低位的全球成品油市场形成直接冲击。去年9月以来，OECD成品油商业库存便持续处于历史同期绝对低位，截至3月末库存水平较5年均值下降9%。全球成品油市场的率先趋紧表现为油品价格较原油价格的涨幅更高，即裂解价差快速攀升。我们看到，自俄乌冲突发生以来，西北欧、美国和新加坡的汽油裂解价差分别上涨326%、216%和149%，而三地柴油裂解价差虽然当前已有所回调、但仍较俄乌冲突发生前存在着123%、54%和101%的累计涨幅。

图表: 全球成品油库存位于历史绝对低位

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 俄乌冲突以来全球汽油裂解价差快速攀升

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

图表: 俄乌冲突以来全球柴油裂解价差快速攀升

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

成品油裂解价差走阔支撑了全球炼油毛利快速攀升。在成品油裂解价差创下历史新高的同时，全球炼油毛利同样在3月以来出现超季节性走高，其中欧洲、美国和新加坡的炼油毛利在5月初分别筑顶35.3、53.6和26.1美元/桶，较2月底累计涨幅高达848%、228%和288%。

图表: 3月以来，全球炼油毛利快速攀升

资料来源：路透社，中金公司研究部

然而美国炼厂产能已达上限，欧洲则将面临更多不确定性。随着3-4月的炼厂检修旺季如期结束，产能的逐步回归使供应压力有所减轻，成品油裂解价差于5月初相继筑顶，炼油毛利也从高点边际回落，但均仍处于历史绝对高位。往前看，随着夏季出行旺季的到来，汽油、煤油需求将出现季节性回升，而俄成品油出口受限或将进一步对供应形成约束，特别是其出口最多的柴油。油品供需趋紧叠加库存低位将对炼厂利润形成支撑，并推动炼油厂维持高投入状态，但当前美国炼厂产能基本已达上限，而欧洲炼厂产能释放或也将面临原料供应和成本抬升的制约。

炼油毛利将支撑美国炼厂维持高投入状态，但可用增量产能有限。我们看到，5月美国炼油厂开工率高达92%，而这样的高负荷运转或将持续至2H22。一方面，除了驾驶旺季汽油消费的季节性提升外，航空煤油缺口修复和俄罗斯柴油等供应受限，均对美油品需求提供了额外的支撑。另一方面，美国炼油厂产能在2020年疫情期间出现下滑，当前美国炼油产能为1794万桶/天，较疫情前减少了约104万桶。叠加美国成品油库存也处于历史绝对低位，我们判断美国炼厂利润或将在今夏仍存支撑，并带动炼油厂保持当前的高运转状态。当前来看，美国汽油裂解价差仍将在夏季高于历史平均水平，而柴油、煤油的裂解价差高位或将更为持续。据EIA预测，美国炼油厂平均开工率或将在今年三、四季度保持在94%和90%。

图表: 当前美国成品油库存位于历史绝对低位

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: 美国炼厂或将在今年维持高负荷运转

资料来源：EIA，中金公司研究部

而欧洲炼油厂或仍将面临原料供应和成本抬升等方面的不确定性。2021年，OECD欧洲进口的原油和油品中有21%来自于俄罗斯，其中斯洛伐克、波兰、匈牙利、捷克等对俄油及油品的依赖程度均高于30%。分品种来看，原油、柴油、NGL及炼油原料、石脑油的进口中分别有23%、22%、39%、19%来自俄罗斯。因此，俄罗斯原油及油品出口的减少意味着，欧洲不仅需要加量进口原油并提高炼厂开工率，或许还需加量进口成品油、例如从美国进口更多柴油，来填补油品的供应缺口。

图表: 欧洲国家对俄油及油品依赖度较高…

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: …特别是炼油原料和柴油

资料来源：IEA，中金公司研究部

我们看到，近期成品油供需趋紧支撑欧洲炼油毛利快速抬升，但炼厂开工率却并未提高，2022年4月OECD欧洲国家炼厂开工率为78%，与3月基本持平，总投入量为1096万桶/天。除了检修带来的季节性下滑，我们认为，欧洲炼厂产能投产或也受到原料短缺和成本抬升的双重制约。一方面，OECD欧洲炼厂投入量中有大约20%为乌拉尔原油，而沙特等中东国家提供的原油虽然可以填补进口缺口，但由于含硫量较高，或不适用于长期使用中低硫原油的西北欧炼厂。另一方面，高企的天然气价格也抬升了欧洲炼厂的脱硫成本，据我们的预测，欧洲气价或将于今年维持在20-30美元/百万英热的高位，可能将对炼厂产能投放形成进一步制约。当前欧洲成品油库存仍处于历史绝对低位，我们认为炼厂产能释放受限或将推升欧洲成品油的进口需求，并为全球成品油的基本面紧张和价格高位提供一定支撑。

图表: 当前OECD欧洲成品油库存位于历史低位

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 欧洲炼厂产能释放或存在较多约束

资料来源：IEA，中金公司研究部

一方面，边际成本曲线显示价格支撑点位

我们基于美国页岩油样本企业的财务及产量数据，对2017-2021年页岩油的成本曲线进行了估计，而随着北美页岩油生产模式逐步回归新钻油井所支撑的“可持续运营”，我们判断原油边际成本或将从2021年的50-60美元/桶回升至80美元/桶附近，而从边际定价角度来看，这将成为2022年原油价格波动的基本面支撑点位，或者说是剔除供应风险溢价后的均衡价格。

图表: 2017-2021年美国页岩油成本曲线

资料来源：FactSet，中金公司研究部

另一方面，俄油减量悬而未决，年内全球油价或持续位于100美元/桶之上

在美国、英国和加拿大决定禁止进口俄油及油品进口后，5月，欧盟也提出将加入俄油“有序减量”的制裁行列，对俄罗斯石油出口施加制裁[3]，但由于高度依赖于俄罗斯原油、特别是Dzuzhba管道油的匈牙利、斯洛伐克和捷克等国提出反对俄油禁运，目前欧盟提出通过先禁运海运油的方式对俄进行制裁，而管道运输或得以避免禁运。2021年欧盟对俄罗斯原油和油品的总进口量约为370万桶/天，其中220万桶/天的进口原油中约有32%通过管道运输抵达，因而若欧盟海运油禁令落地，将对俄罗斯原油和油品出口造成约300万桶/天的损失，叠加之前美国、加拿大和英国已经采取的禁运措施，我们判断俄罗斯原油和油品出口预计将合计减少约350-360万桶/天。但就目前贸易情况来看，虽然极端的断供风险已过，俄罗斯原油实际出口的“有序减量”仍存较大不确定性，一方面欧盟的制裁执行情况仍有待观察，另一方面从欧美等国减少的进口需求可能会去往印度等地，全球来看，对俄罗斯原油及油品供应的“净损伤”或小于表观制裁数量。

图表: 俄罗斯原油及油品供应从“断供恐慌”步入“有序减量”

资料来源：IEA，路透社，中金公司研究部

因而当前来看，在俄油出口前景和制裁措施仍有不确定性的情况下，“石油硬币”便不算完全倒下，而市场对制裁预期的不断变化也将主导原油价格宽幅震荡，短期内欧盟的禁运制裁或将对油价走势产生较强扰动。往前看，我们维持在2Q22季度更新报告中对俄罗斯原油出口受损的基准情形判断，即俄油和成品油出口合计减少100-200万桶/天，对应20-30美元/桶的原油风险溢价，而在欧盟禁运措施逐步推进的过程中，减量和风险溢价或将接近我们基准情形下的上沿水平、甚至到达基准风险和极端风险情形之间。（详见我们于2022年3月27日发布的研究报告《石油季度更新：波澜平地起，延迟再均衡》）

当前我们仍维持3-4Q22布伦特油价在100-110美元/桶区间波动的价格判断，但提示仍需关注欧盟制裁细节及后续执行效果为油价带来的波动风险。

图表: 俄罗斯原油及油品出口制裁的三种情形假设及风险溢价测算

资料来源：IEA，中金公司研究部

2021年下半年以来，欧洲天然气库存降至近五年低位，推升欧洲气价快速飙升，同时风险外溢至美国、亚洲的天然气市场，成为全球能源市场的关注焦点。而2022年一季度的俄乌冲突更使得37%的欧洲天然气供应暴露在地缘风险之下，市场短缺“雪上加霜”。二季度以来，随着欧洲用气需求进入淡季，天然气市场在低库存起点、高供应风险中进入了新一轮补库周期。3月23日，欧盟委员会提出[4]，欧盟成员国的天然气库存填充率需在2022年11月1日、即2022/23年取暖季前达到80%，而从历史经验来看，取暖季的库存起点一般在90%。

截至4月末，欧洲天然气库存填充率为33%，则欧洲需要在5-10月补充520-630亿立方米库存。当前来看，俄罗斯油气风险可能犹在，欧洲天然气“近渴”迫在眉睫，液化天然气（LNG）“远水”增量能否填补俄气缺口成为了欧洲天然气库存能否如期修复的决定性因素。因此，欧洲完成补库目标需要多少LNG、以及这部分LNG增量是否具备技术上的可行性，成为了当前市场普遍关注的问题。

为测算在俄气供应风险下，欧洲天然气市场需要进口多少LNG才能完成2022/23年取暖季前的补库目标，我们为俄罗斯PNG供应减量设定了三种情景假设：一是极端情形，俄罗斯PNG供应减少至零；二是中性情形，为了完成欧盟削减三分之二俄气依赖的目标，欧洲需减少60-65%的俄罗斯PNG进口；三是乐观情形，维持现有流量，即俄罗斯PNG减少30%。在控制了供需平衡表的其他变量后，我们测算得到，为达到80%-90%的库存填充目标，极端情形下欧洲需要在5-10月进口850-970亿立方米LNG，中性情形下需要620-730亿立方米，而在乐观情形下仅需390-510亿立方米。

图表: 俄气供应情形下的欧洲天然气补库所需LNG测算结果

资料来源：欧盟统计局，IEA，中金公司研究部

极端情形下，欧洲的LNG日均流量需要在5-10月维持在4.65-5.25亿立方米/天，而这样的LNG进口流量是否具备技术上的可行性，我们将从以下三方面进行判断：

►  从欧洲LNG接收能力来看，当前欧洲（欧盟+英国）LNG的再气化产能为2150亿立方米/年，2022年1-4月已进口535亿立方米LNG，剩余接收能力约为1615亿立方米；日均产能为5.89亿立方米/天。也就是说，欧洲LNG再气化产能利用率达到79%-89%则可以满足极端情形下的LNG进口需求。但我们提示，欧洲内部各国LNG接收能力分布存在较大的不均匀性，或将带来LNG进口后的再运输和再分配风险。

图表: 欧洲国家之间的LNG接收能力、补库需求和俄气风险敞口分布不平均

资料来源：欧盟统计局，GIE，ENTSOG，中金公司研究部

►  从全球LNG输出能力来看，当前全球LNG液化产能为17.3亿立方米/天，2021年释放产能为14.4亿立方米/天，其中有2.6亿立方米/天去往了欧盟和英国。若在2022年5-10月，全球液化产能全数释放，则将较去年增加约3亿立方米/天，而同期在极端情形下，欧盟和英国的LNG进口流速需较2021年均速增加2.0-2.6亿立方米/天，占全球LNG总出口增量的70-90%。也就是说，在俄罗斯PNG供应降至零的最极端情形下，5-10月的全球LNG出口增量几乎全部运往欧洲，才可以实现其补库目标，而我们认为这或许存在较大难度。

图表: 极端情形下，全球LNG输出增量中的70-90%均运往欧洲才可完成补库

资料来源：路透社，中金公司研究部

►  从欧洲LNG进口货源来看，据IEA预测，2022年全球LNG总贸易量有望达到5600亿立方米左右，那么5-12月全球预计仍将有3731亿立方米的LNG贸易量，按2021年37%的现货和短期合约比例计算，其中将有1381亿立方米LNG贸易量处于“灵活支配”状态。在极端情形下，欧洲要实现库存目标，则需要进口全球30-40%的灵活货源。

图表: 2022年5-12月剩余全球LNG贸易量及其中的短期合约和现货占比测算

资料来源：IEA，路透社，中金公司研究部

基于以上估算，在极端情形下，我们认为欧洲具备实现天然气80-90%的补库目标所需的LNG接收能力，但由于欧洲各国LNG接收能力、俄气风险敞口和补库需求存在分布不均，其或将面临内部再运输和再分配带来的不确定性。此外，全球LNG输出端的瓶颈风险较大，5-10月需要70-90%的LNG输出增量抵达欧洲才可以满足极端情形下的进口需求，我们认为这存在较大难度。同时，欧洲也需要更多的现货采购货源。（详见我们于2022年5月22日发布的研究报告《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》）

美国或将继续对欧加量出口LNG，双方年贸易量或不仅限于约定的400亿立方米。3月25日，欧盟和美国发布关于欧洲能源安全的联合声明[5]，提出美国将努力确保在2022年为欧洲提供至少150亿立方米的LNG增量，这意味着2022年美国需出口约400亿立方米LNG至欧洲。从美国LNG输出能力和当前LNG运量来看，兑现400亿立方米的LNG出口承诺似乎不成问题。当前美国在营的LNG液化产能为1260亿立方米/年，远大于400亿立方米的LNG出口需求。实际上，年初以来美国便不断加大向欧洲的LNG出口，据路透社船期数据，2022年1-4月，美国出口382亿立方米LNG，其中大约有250亿立方米运往了欧洲。据目前荷兰TTF天然气和日韩JKM天然气的远期价格曲线来看，2Q-4Q22欧洲天然气相对亚洲天然气的价格溢价或将维持在2-6美元/百万英热之间。因此我们认为，欧洲天然气溢价或将持续吸引更多美国LNG运往欧洲。

当前美国液化产能利用率已达到92%，进一步扩大对欧LNG出口的空间较为有限。基于我们的判断，5-10月美国向欧洲的LNG出口流速或将在0.8亿立方米/天（遵循400亿立方米贸易协定）和2.1亿立方米/天（今年1-4月均速）之间，对极端情形下欧洲补库所需LNG总量的贡献大概在15%-45%。

图表: 年初以来，65%的美国LNG出口运往欧洲

资料来源：路透社，中金公司研究部

图表: 欧洲天然气溢价或将继续吸引更多美国LNG

资料来源：路透社，中金公司研究部

而强劲的LNG出口需求也将对美国国内的天然气基本面形成一定压力。年初以来，在LNG出口压力的推动下，美国天然气价格在风险溢价的支撑下快速上涨，截至5月底，美国NYMEX天然气价格已较年初累计提升了132%。据EIA预测，美国LNG出口将在今年夏天保持高位，5-10月的平均出口规模大约在120亿立方英尺/天、即3.3亿立方米/天，LNG液化产能利用率高达96%，较2021年同期提高24%。

图表: 年初以来美国气价持续上涨

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: EIA预测美国LNG将在今夏维持高位

资料来源：EIA，中金公司研究部

当前美国天然气库存位于历史相对低位，截至5月底，天然气库存较5年均值减少了14%。虽然年初以来随着WTI油价快速攀升，美国天然气活跃钻机数量也出现明显增长，但天然气产出仍基本保持着渐进式释放，1-4月仅同比增加了4%。当前美国天然气消费并未出现超级季节性表现，而据CDD指数显示，美国将于6月正式进入夏季用气小高峰，虽然目前来看今夏气温或表现正常，仍将对美国天然气供应和库存形成一定的季节性压力。在库存处于低位、产量弹性有限和需求旺季将至的背景下，保持高位的LNG出口流量或将使美国天然气基本面进一步趋紧，我们判断美国天然气库存或将于今夏持续处于历史相对低位。

图表: 当前美国天然气库存处于历史相对低位

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: 美国天然气供给维持渐进式增产

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: 当前美国天然气消费基本符合季节性

资料来源：EIA，中金公司研究部

图表: CDD指数显示美国将于6月进入夏季小高峰

资料来源：EIA，中金公司研究部

往前看，我们认为海外气价有望在淡季补库阶段趋稳，但由于俄气供应风险并未解除，欧洲库存修复仍存难度，欧洲气价中枢的支撑或将延续。而美国LNG的出口需求也将对其库存和基本面形成一定压力，且欧洲市场的供需紧张也仍有价格外溢风险。我们判断欧洲气价中枢或将在2H22处于20-30美元/百万英热之间，而美国气价则可能在6-8美元/百万英热区间波动。

图表: 欧美天然气近月及远期价格表现

资料来源：彭博资讯，中金公司研究部

我们预计欧洲的高天然气价格或将继续支撑动力煤的需求和价格。从气-煤转换平价和天然气价格的远期曲线看，在短期内煤炭发电成本相对于天然气仍将更具经济性。基于我们对天然气价格的预测推出的煤炭发电的平价价格为238-412美元/吨，我们预计下半年海外煤炭价格将跟随天然气价格在高位波动，并向成本平价收敛。

图表: 欧洲天然气价格长期保持在气-煤转换平价之上

资料来源：汤森路透，中金公司研究部

俄乌冲突爆发后，俄罗斯煤炭价格处于大幅折扣的状态。在8月禁运落地前，我们预计欧洲将加速对俄罗斯煤炭的进口。随着欧洲加大煤炭进口量以尽可能补充库存，我们预计其煤炭库存在消费淡季将有所上行。因此我们预计在这段时间内基本面压力可能会有所释放，主导价格的因素可能更多取决于西方对俄罗斯能源进口的政策风险。

除此之外，欧洲或将通过挖掘自身产能，或通过寻求其余地区的进口以替代俄煤，这也将加剧全球范围内的煤炭紧缺程度，带动出口煤价格，并加速重塑全球海运煤市场的贸易格局。在欧洲对俄罗斯煤炭禁运落地后，我们预计俄煤出口则将流向更远的印度等亚洲国家，而欧洲将更多从澳大利亚、美国、南非、哥伦比亚等国进口。但囿于过去几年煤炭行业疲软的固定资本投入，我们预计这些地区的供给弹性依然较弱。面对融资条件方面严格的ESG要求以及“碳中和”下的偏悲观的煤炭需求前景，我们认为近来煤炭生产商的高额利润可能并不会转为产能投资。

作为全球第二大煤炭消费国，印度电厂的煤炭库存自去年四季度陷入紧张之中，库存天数在去年10月一度跌至5天以下。今年以来，其煤炭库存有些许改善，但在俄乌事件的冲击下，其煤炭供需紧张的格局并没有得到有效的缓解，印度电力部（Ministry of Power）的报告显示，173家电厂中有107家的煤炭库存处于“严峻”水平（critical），即小于正常库存水平的25%，全国平均库存水平仅为正常值的31% 。海运煤炭价格大涨对国内电厂补库与价格都造成了不小的压力。在需求侧，印度近期的热浪袭击意味着在这个夏天或将有超预期的火力发电需求（详见我们于2022年5月22日发布的研究报告《印度热浪或加剧全球农产品供给担忧》），在低库存下，煤炭价格可能面临着较大的上行压力。

图表: 印度电厂煤炭库存仍然处在低位

资料来源：印度电力部，中金公司研究部

图表: 面对高价，美国煤炭产量缺乏弹性

资料来源：EIA，彭博资讯，中金公司研究部

在近期提出的RePowerEU计划中，欧盟将其2030年可再生能源占其一次能源结构中的目标从40%提升到45%，并通过绿电与大力发展氢能来替换部分工业与运输部门中的化石能源需求。

而随着经济与发电量的持续增长，我们预计印度、东南亚等地的煤炭需求在中期内仍有上升空间。对发展中国家来说，相比于天然气和可再生能源，煤炭依然是更为稳定且更具经济性的电力来源。印度、印尼等国也有相对充裕的煤炭资源。印度、东南亚叠加中国自身的煤炭消费增量将对冲欧美等地区的下滑，我们预计全球煤炭消费在2025年前可能仍将有小幅的增长。

在国内，自去年四季度以来煤炭增产增供持续加码，原煤生产强度一直保持在日均1200万吨以上，有效缓解了煤炭紧缺的情况。面对近来外部风险持续升温，国常会要求保能源安全，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策[6]。国家积极引导中长期合同煤炭价格运行在合理区间[7]，并着力提升长协覆盖度与执行率，避免了煤炭价格出现大幅波动，取消进口关税也在一定程度上缓解了人民币贬值带来的进口成本上升。

我们预计煤炭产量将保持在高位。但我们认为安全事故、环保以及长协煤对市场煤供给量与运力的挤压等因素仍不容忽视。热值高于6000卡的无烟煤供应可能仍较紧张。我们预计今年原煤产量将在1200-1300万吨/天的区间波动。

图表: 国内外动力煤价差保持在高位

资料来源：万得资讯，彭博资讯，中金公司研究部

图表: 煤炭产量和进口走势出现一定分化

资料来源：国家统计局，海关总署，中金公司研究部

疫情缓解后，电力与工业用煤需求或将触底回升

对于下半年，随着疫情后工业生产复苏与经营活动反弹，我们预计煤炭需求将触底回升。考虑到夏季水电预期较强，今年火力发电可能将落后于总发电量增长，全年来看或仅有小幅正增长。而冶金、建材等工业领域的煤炭需求全年将同比小幅下滑，但下半年随着疫情好转，稳增长下基建投资逐步实物工作量，工业领域的用煤环比有改善预期。但需求恢复高度可能将掣肘于地产供给端较为有限的改善幅度与海外经济放缓对出口增长的拖累。

当前25省终端用户库存回升至近22天，较去年同比增加约7天的水平。从基本面看，我们预计今年国内供需将较去年有一定改善。但海外能源价格仍在高位波动的情况下，供给侧保供压力仍存，国内煤炭产能的释放仍需时间，供需短期内难言大幅放松。局部地区与部分时段煤价可能存一定上行压力，譬如对进口电煤依赖度较高的沿海地区，以及在疫后需求恢复期叠加夏季用电高峰等时段。（详见我们于2022年5月29日发布的研究报告《全球煤炭：国内外价格倒挂或将延续》）

图表: 发电量受疫情拖累，但水力发电超预期

资料来源：CCTD，中金公司研究部

图表: 疫情对生产活动与服务业经营形成较大拖累

资料来源：万得资讯，中金公司研究部

[1]https://edition.cnn.com/2022/04/05/energy/russian-coal-eu-ban/index.html

[2]https://www.bbc.com/news/world-europe-61638860

[3]https://www.reuters.com/business/energy/eu-edges-towards-oil-sanctions-russia-no-deal-yet-2022-05-08/

[4]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/qanda_22_1937

[5]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/statement_22_2041

[6]http://finance.china.com.cn/industry/energy/20220524/5812229.shtml

[7]http://xinhuanet.com/finance/2022-03/03/c_1128432263.htm

本文摘自：2022年5月31日已经发布的《能源2H22展望：从断供恐慌到减量平衡》

郭朝辉 SAC 执业证书编号：S0080513070006 SFC CE Ref：BBU524

王炙鹿 SAC 执业证书编号：S0080121040106