异常炎热的天气条件下，全球电力紧张问题成为今夏能源市场的主旋律。伴随着物流端的扰动、发电量激增带来的传统能源需求脉冲，天然气、煤炭、成品油市场情绪高昂，而供应端的种种因素受到地缘政治影响悬而未决，今年秋冬能源市场仍然矛盾重重，尤其在欧洲市场。本文旨在梳理近期能源市场矛盾，并对秋冬及明年的能源品种进行展望。

一、能源市场变化——国外电力

7月以来欧洲、美国、中国部分地区持续高温天气，降水减少引发严重旱情、火灾。极端的气候条件不仅带动各国用电量飙升，增加传统能源品消费，并在供应端造成扰动，例如由于莱茵河水位不断下降，柴油、煤炭等物资出现阶段性运输中断。今夏全球电力市场可谓热火朝天。

欧洲莱茵河水位偏低产生了两个维度的问题。一方面是发电量的减少，由于水力发电需要满足一定的水位势能，核电需要大量水冷却降温，干旱问题会导致电力产出受到抑制，各地不得不限电限产以减少用电需求。另一方面是运输问题及其带来的连锁反应。燃煤发电预期强劲，德国清洁黑色价差扩大，增加了燃煤电厂盈利，然而莱茵河水位告急导致船舶航行受阻，需要通过莱茵河运输的原油、煤炭、木材物流不畅，库存堆积在港口，无法顺利运抵下游。煤炭运输中断已经影响了一些德国燃煤电厂的运营。欧洲能源市场出于对天然气供应、飙升的煤价、可再生能源发电量不足以及莱茵河水位极低的担忧，推升电力价格不断上涨。

燃料转换价格是理论上的EUA价格，碳价使排放量较低的气电更有竞争力。燃料转换受到天然气和煤炭价格变动的影响，如果天然气价格处于低位，较低碳价就能推动气电替代煤电，反之高气价需要更高碳价才能推动燃料转换。在能源紧张的大背景下，欧洲阶段性放松了去年强化的碳减排目标。以全球能源转型领头羊的德国为例，今年7月德国取消了其原先于4月份制定的“2035年实现电力部门100%可再生能源发电”的法律规定。另外德国联邦政府还将宣布一条法令，从10月1日起激活褐煤燃烧储量以及使用更多燃煤电厂。飙升的TTF价格使边际成本更低的燃煤电厂更受青睐，同时清洁黑色价差也处于较高水平，这增加了对EUA的需求，8月在电力问题的推动下，EUA期货价格持续走高，至历史最高点。

美国天然气发电量占总发电量近40%，天然气存量库存低，夏季发电量偏高、天然气用量大以及出口增量导致未来预期趋于紧张。同时，美国的退煤进程并没有推迟，今年5、6月的煤电淘汰量达到今年高峰。核电保持低位、风力发电的减少和水电的季节性下降使得夏季的电力供应压力堆积在天然气上。

二、未来油煤气市场展望

1. 天然气

欧洲天然气价格飙涨带动美国、亚洲天然气价格上涨，全球天然气市场绝对价格屡创新高，且波动较大。

欧洲市场来看，截至2022年8月19日，计划在11月1日前累库至80%目标的欧洲整体库存已经累至76.2%，计划在10月1日前累库至85%目标的德国整体库存已经累至78%，但出于对俄罗斯管道气流量的担忧，天然气市场情绪始终亢奋。供应端上，俄罗斯北溪一号天然气管道维持20%的低水平流量且计划于8月31日到9月2日对北溪一号进行为期三天的检修。虽然俄气已经声明在检修后会仍然维持20%的流量，但市场仍担心检修之后能否恢复。另一方面若事件走向相反的方向，解决了涡轮机问题后供应一旦放开，必定将带来价格的迅速回落，该情景为高价埋下隐患。供应端问题成为悬在欧洲头顶的达摩克利斯之剑。需求端方面，欧洲政府目前节约能源、削减需求的决心极为强烈，高价格、增加税收也会一定程度上抑制需求。但需求的实际量主要取决于气温，一旦进入冬季取暖成为刚需，能否按计划削减需求存疑。另外，高价之下天然气的工业需求已经受到了一定的抑制，德国通胀高企将达两位数，今秋通胀或达到10%以上的峰值，经济存在衰退的可能。今冬天然气供应的高度不确定性以及价格的大幅上涨，可能会给家庭和企业带来一定的负担。

美国的自由港出口装置故障造成美国的LNG出口量在6月中旬至今减少了20%。自由港装置将于10月恢复，加上Calcasieu Pass LNG的剩余装置获得审批，届时将增大出口量。美国自身库存低水位情况下，供应端的天然气钻井数没有大幅提升，美国本土的高温异常天气叠加对燃煤电厂的淘汰增大了天然气发电需求，使得近几周的累库速度不及预期。

日韩亦在加大LNG采购，两国天然气库存偏低，即使天气预报并没有给出气温异常寒冷的结论，日本的公司对于冬季气温仍有担忧。LNG流向欧洲高价地，日韩需要和欧洲争夺来自中东的LNG。俄罗斯要求从萨哈林2号购买液化天然气的日本公司向俄罗斯天然气工业银行支付货款，这让日韩客户陷入制裁和购买天然气的两难境地。尽管如此，从该项目获得液化天然气的日本公司并不希望终止供应合同。澳大利亚作为LNG出口大国，原本承担了亚洲地区约30%的LNG进口量，但目前澳大利亚也决定保障国内的能源供应，更为全球的LNG市场增加了不确定因素。

2.油品

原油方面，由于全球经济增速预期下行，全球石油需求边际下调，俄罗斯年内原油产量下降不及预期，市场预期2022年三、四季度石油累库。四季度由于冬季需求旺季，整体累库幅度较小，更偏紧平衡。展望2023年——需求端，大部分机构预期原油需求在101百万桶/天，同比增加200万桶/天，增量主要发生在亚洲。2023年需求预期较2019年100.7百万桶/天更高。供应端，目前原油仍有剩余产能，OPEC大约有200-300万桶/天，沙特和阿联酋分别约有140、94万桶/天的产能，尼日利亚、伊拉克剩余产能在30万桶/天附近。在碳中和政策引导下，页岩油生产商投资情绪始终低迷，原油年增量在70万桶/天左右。委内瑞拉也有20-30万桶/天的增量。伊朗核问题仍在谈判之中，近期达成协议概率增强，不确定仍存。伊朗大约有125万桶/天的剩余产能，但沙特表示若伊朗供应放出, OPEC+不排除减产可能性。欧盟第六轮制裁措施出炉，提议分阶段（6个月内）对俄罗斯实施石油禁运。IEA预计2023年起，俄罗斯有180万桶/日产量下线，但俄罗斯供应的预期受到政治局势的影响，存在巨大不确定性。由于需求仍在增长，若考虑俄罗斯产量下线，全球剩余产能低位，原油市场可能出现供不应求局面。即使伊朗供应放出，OPEC也会做出相应产量调整，在目前库存低位状态下，原油市场紧张格局无法彻底改变。

第三季度原油市场总体上呈现需求疲软与能源紧张的局面，价格难涨也难跌。需求端，在经历了夏季欧美出行小高峰后，高价对成品油需求出现了一定抑制，汽油端随着出行旺季尾声，裂解大幅走弱。中国成品油需求从疫情中缓慢恢复，炼厂开工整体上升较慢。同时，全球发电量增加与天然气价格大幅上涨带动“气转油”需求。IEA预计，Q3全球油品需求增加30万桶/日以上，其中柴油需求预期增加14万桶/日，燃料油需求预期增加15万桶/日。在欧洲，为了完成天然气补库任务，Q2欧洲燃料油需求已经增加了12万桶/日，其中葡萄牙同比增加131%，英国同比增加51%，西班牙同比增加30%。柴油端，高昂的天然气、电价、碳价使得欧洲炼厂HCU打到亏损，支撑柴油裂解价差，“气转油”需求分流了含硫量0.1%、0.2%的煤油，整体柴油池收紧。供应端，美国、OPEC供应持续放出，但增速低于预期。7月俄罗斯石油产量环比下滑，较俄乌冲突前水平低3%左右，减速低于预期，全球原油总供应增加。伊朗的供应成为近期最大的不确定项，但即使协议达成，也需要一定时间恢复产量。

大方向看，减碳目标压制传统能源需求，供应端保供增加产能，总体供应往需求靠拢，高价被抑制。政治博弈、需求压制、异常天气都会对没有弹性的市场造成很大压力。宏观经济走向、欧洲对俄罗斯的制裁、伊朗核问题谈判等仍然具有较大不确定性，这些因素将共同决定2023年原油市场的格局。

3. 煤炭

天然气价格高企、全球高温带动动力煤需求增长，欧洲多国为全力保供，重启燃煤发电。冬季取暖将放大欧洲煤炭需求。欧盟对俄罗斯煤炭依赖严重，2021年欧盟进口的煤炭中有46%来自俄罗斯。8月11日起欧盟对俄罗斯煤炭禁运正式生效，欧盟各国需要转向其他国家大量进口煤炭，美国成为欧洲最大海运进口来源国。同时，莱茵河的低水位带来的物流问题加剧了这种压力。

中国上半年用电量基本维持去年同期水平，核电、水电和风电总体偏高，变相降低了对火电的需求，也为国外的LNG和煤炭留出空间。印度经济增速较快，热能发电占比较大。库存偏低、用煤量飙升后需要从国外抢收煤炭。印尼为本国保供煤炭，同时向南非欧洲等高价地区出口。

全球多地低库存、供应端增量的不确定性，以及物流限制推升航运费用，仍然支撑着近端煤价。

三、总结

国外能源品紧张的大环境尚未完全扭转，夏季高温在电力上的影响给后续秋季的各个能源品种的累库进程造成一定压力，但有了2021年秋的经验，市场大概率不会再次出现能源价格被动飙升，而是选择在秋冬之前主动提价，提前交易预期以加快补库速度。