预期原油价格中枢或稳步上移 欧洲气价季节性机会仍存-世界快资讯

中金公司研报指出，当前能源价格或已到达成本低谷，在市场主线聚焦“筑底过程中的边际定价”之际，或不必对下半年的能源市场过于悲观，供给侧的主动调整、需求侧的季节性压力均可能成为向上转机，

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中金公司认为，预期原油价格中枢或稳步上移，欧洲气价季节性机会仍存，相较之下，对动力煤市场较为谨慎。从能源热值比价的均值回归属性中也可得印证，当前煤炭、天然气比价已回归历史正常区间，而原油与煤、气的比价或仍处于向上通道。

从2020年全球疫情中的需求坍塌，到2022年俄乌冲突下的“断供”风险，能源市场在过去三年受到相对一致且方向明确的基本面因素或市场预期驱动，表现为右侧行情延续性较强，价格波动相对剧烈。时至2023年，虽然地缘紧张局势仍未结束，其对能源供给的影响从预期到现实层面均已减弱，叠加全球疫情结束长尾退出进程，需求回归内生增长驱动，能源市场供需两侧的不确定性均有所下降，基本面格局逐渐清晰、并较我们在年度展望中的预期明显改善，价格中枢回落，波动亦有减弱。往前看，我们认为当前能源价格或已到达成本低谷，在市场主线聚焦“筑底过程中的边际定价”之际，或不必对下半年的能源市场过于悲观，供给侧的主动调整、需求侧的季节性压力均可能成为向上转机，我们预期原油价格中枢或稳步上移，欧洲气价季节性机会仍存，相较之下，我们对动力煤市场较为谨慎。从能源热值比价的均值回归属性中也可得印证，当前煤炭、天然气比价已回归历史正常区间，而原油与煤、气的比价或仍处于向上通道。

上半年，潜在变数相继落定，市场格局逐渐清晰

在2022年11月14日发布的研究报告《能源2023年度展望：风险未平，溢价延续》中，我们提出2023年能源市场的定价模式或将由原先的基本面定价转向不确定性持续下的少量因素定价。上半年，我们看到能源市场供需两侧的重要变数基本相继“尘埃落定”。供应方面，贸易格局转变平滑地缘供应冲击，例如被欧美施加禁运制裁的俄海运原油通过转运至印度等亚洲国家而基本未受影响，俄罗斯至欧洲“断供”的PNG也部分被LNG进口增量填补。供应变局之下，绝对减量相对有限，但平衡的效率和成本受损也难以完全避免，美国在贸易市场供给侧的话语权有所提升。需求方面，国内恢复式增长格局企稳，“场景复苏”支撑成品油消费回暖，天然气消费修复仍待验证；海外趋势性走弱方向未变，工业部门油气需求格外承压，但在全球实际需求弹性仍然偏低之际，市场预期在风险事件扰动下显得更为悲观。

方向性定价几近完成，价格或已至成本低谷

目前来看，2023上半年能源基本面相对好于我们在年度展望中的判断，库存条件也录得明显改善，特别是欧美天然气库存；因此全年来看，油气价格中枢或较此前预期有所下移。但站在2023年中，我们认为不论是供应风险缓和后的远期预期修正，还是现货市场中仍未结束的过剩格局，或均已反映在当前偏弱的能源价格中。其中，中东原油主产国财政盈余平衡油价和页岩油边际成本均显示油价或已贴近边际成本下限；美国天然气价格在触及生产成本后已受到一定支撑；基于欧洲气价已低于亚洲气价、美国至欧洲LNG出口利润已低于出口亚洲所得、LNG现货价格已低于长协价格这三点现状，我们判断当前欧洲天然气价格或已处于筑底阶段；国内煤价也已触及部分边际煤矿的成本位置。

往前看，过剩局面或有转机，边际变化仍待计入

在2023年6月7日发布的展望综述报告中，我们将2023下半年大宗商品市场主线归纳为“筑底过程中的边际定价”。就能源市场而言，我们认为于成本支撑下方进一步走低的空间或相对有限，需求侧的季节增量、供给侧的主动收紧等边际变化或将成为后续市场定价的关键，并为已处于低谷的能源市场提供向上转机。

石油：供应收紧或为过剩格局踩下“刹车”。我们认为1H23相对宽松的石油基本面或不宜线性外推，在价格触及成本支撑之后，供给侧的主动调节或将出清基本面过剩，例如OPEC+于4月初的意外减产便已成为了过剩中的第一脚“刹车”，叠加需求侧的季节性增量有望兑现、沙特自愿减产力度再次加码，供需两侧的边际变化或将成为扭转平衡和市场预期的关键。基准情形下，我们预期2H23全球石油供需格局或将转为短缺，布伦特原油价格中枢或环比上移至85-90美元/桶。其中，价格超预期上行的可能支撑或为地缘局势下的俄油供应缺口扩大，风险情形下或驱动布伦特油价中枢上移至90-100美元/桶；而进一步下行的风险或来源于需求侧的超预期坍塌和伊朗原油的意外回归。全年来看，我们更新2023年全球石油供需缺口至12万桶/天左右，较年度展望中的测算有所收窄，叠加供给不确定性下降，全年油价中枢将较年度展望中的预测有所下移。

天然气：供应缺口下的季节性压力仍存。欧洲方面，在俄PNG缺口持续之际，欧洲气价或仍将对基本面的边际趋紧压力较为敏感，而这些变化或已初露端倪。其一，溢价优势消除或抑制欧洲对LNG现货的进口能力，目前南美、亚洲等价格敏感型进口国已开始重回市场；其二，天然气需求结构的季节性特征使得淡季弱势或不宜线性外推至旺季，冬季用气以取暖刚需为主，仍由天气表现主导；其三，产能维修对挪威PNG供应的扰动或在3Q23再现。往前看，除非暖冬助力再现，我们预期荷兰TTF天然气价格或于4Q23上移至20美元/百万英热附近。美国方面，当前相对宽松的基本面或随着供应增速放缓和需求旺季将至而边际收紧，我们预期2H23 NYMEX天然气价格中枢或有望抬升至2.5美元/百万英热附近，夏季小高峰及今冬取暖季的季节性消费波动或为气价带来阶段性的上行风险。

动力煤：弱势难改。随着夏季逐步到来，下游日耗走高，库存也有拐点迹象。当前煤价已触及部分边际煤矿的成本位置，考虑到市场对今夏供电压力紧缺的担忧并未完全打消，煤价可能企稳在当前位置。不过我们认为今夏及下半年煤炭上行压力并不大。一是当前电厂与贸易商环节的库存普遍较高，对于超预期的需求或形成一定缓冲；二是我们预计供应端国内煤炭产量或将处于高位，海外煤价格大幅回落也利好进口；三是我们预计需求侧居民用电在高温下存在超预期的可能性，但受制于地产疲软和出口放缓，用电大户制造业以及冶金、建材等非电用煤可能承压，水电若不出现极端偏弱的情况，火电压力可能有限，同时非电用煤表现可能也较弱。

全年来看，我们预计动力煤供需过剩将较去年小幅走阔。就今夏而言，电力需求的季节性走高或将驱动动力煤过剩收窄，不过电厂库存高企的情况下，供应无虞，电厂亦无在高价下补库的需求，因此我们认为今夏煤价上行压力或较为有限。我们下调下半年煤炭价格中枢至850元/吨（QHD 5500K）。长协煤价可能会跟随小幅下降，但空间有限。