能源与碳中和组研究员：朱子悦从业资格号F03090679投资咨询号Z0016871投资咨询业务资格：证监许可【2012】669号0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.002021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-03美元/百万英热单位IPE天然气热值价格NYMEX天然气热值价格WTI热值价格Brent热值价格ARA煤炭热值价格IPE煤炭热值价格中信期货研究能源与碳中和•月谈（会议纪要）重要提示：本报告难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。2022-4-21·摘要：能源与碳中和·月谈每月举办一次，会议将邀请能源与碳中和领域相关嘉宾，就一个核心议题，分享核心的逻辑和观点。希望各位参会的领导后期持续关注能源与碳中和·月谈系列会议，共同将本论坛打造为能源与碳中和领域最具影响力的交流平台之一。发言嘉宾：1.地缘风险从情绪面走向基本面，能源后市如何演绎？发言嘉宾：朱子悦中信期货研究所能源与碳中和组组长2.需求淡季遇上不确定的供应，欧美天然气如何运行？发言嘉宾：郝荣儒新奥股份衍生品研究员3.地缘、抛储及疫情扰动，油价远近强弱逻辑如何转换？发言嘉宾：黄逸赟弘则研究高级原油分析师4.保供持续，煤炭淡季需求能否超预期？发言嘉宾：杨洁易煤研究院副总监地缘情绪VS基本面，能源站哪边？——中信期货能源与碳中和·月谈第1期会议纪要2022年4月20日下午，由中信期货主办的能源与碳中和·月谈在线上举行，来自原油、天然气与煤炭领域的三位嘉宾为大家呈现了有特色、有价值、有深度的逻辑和观点，以下为本次会议纪要。报告要点中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）2/9一、发言嘉宾1：朱子悦中信期货研究所能源与碳中和组组长今年以来，全球能源价格已经突破2021年10月以来的高点，主要原因是地缘冲突的扰动。现在我们来回顾一下本轮地缘冲突是如何影响全球能源价格的。在冲突发生之前，虽然美国政府多次预热，但市场可能有80%的人都想不到冲突会真的发生。而当冲突确实发生以后，市场产生了两个预期，第一个是预期冲突快进快出，持续时间短，第二个预期是以为欧美对俄罗斯的制裁力度有限。后来，这两个预期都被证伪了。冲突持续时间超过两个月，且目前还没有结束的迹象。同时，欧美制裁不断加码，先是数量增加，又是份量增加，从金融向能源迈进。在这样的背景下，地缘风险对于市场的扰动从情绪转向基本面，且对基本面产生了两个核心的影响。一是随着冲突的延期，加剧了中长期全球经济衰退的风险。二是随着制裁的加码，加剧了全球能源供应的短缺，甚至造成了供应短缺可能长期存在。因此，在当前偏紧的供需背景下，无疑加剧了供应弹性偏低的局面，造成了能源价格近强远弱、易涨难跌的局面。目前全球能源市场有四条主线：1.地缘风险影响边际减弱，但供应扰动增加：俄乌谈判陷入僵局，但对市场扰动边际减弱。1）欧洲加强对俄罗斯能源进口制裁，对海外能源价格形成支撑：欧洲宣布年内停止对俄罗斯煤炭进口，海外煤价回升；考虑停止对俄罗斯石油进口，关注禁令的时间表。2）国内大秦线突发事故，对国内煤价形成短期支撑。3）利比亚短线停产。2.冬季结束全球用能需求回落，中国疫情迎来拐点将利好用能需求：全球气温回升，整体能源需求季节性回落。其中，欧洲亚洲气温偏高，需求回落明显，欧洲和中国的天然气和煤炭价格走弱；美国由于寒潮天气扰动和出口需求旺盛，煤价和天然气价格偏高。当前国内新增病例即将迎来拐点，预计疫情或将在5月中旬结束，市场对于需求拖累担忧或逐步缓解，利好油价、煤价。3.各国政府加大能源价格调控力度，但对价格影响不一：国内方面，立足于以煤为主的基本国情，进一步完善煤炭市场价格形成机制，中长期国内煤价或维持区间震荡。海外方面，欧洲加快能源转型，欧美加强能源合作，一是释放SPR以调控近端油价压力，二是美国对欧洲增加额外150亿立方米LNG出口。具体影响如下，1）油价转为近弱远强，SPR释放的实质是库存转移，尽管缓解近端压力，却抬升了远端油价重心；2）中期欧美天然气价格仍有上行驱动，美国液化产能受限，且不会低价卖气，欧洲天然气供应压力犹存；而在高出口驱动下，美国本土天然气消费压力增加，价格重心或将上移。4.全球化石能源库存依旧处于低位，低供给弹性下价格大幅回落空间有限：1）当前全球化石能源库存均处于低位，主要因长期能源转型下化石能源资本开支偏低、中期疫情影响供应链恢复、短期地缘冲突导致供应紧张，对价格形成了明显的支撑。2）由于地缘冲突影响从短期转向中长期，能源安全重要性中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）3/9增强，能源转型或将加快，预计全球化石能源供给弹性维持偏低水平，能源价格大幅回落空间有限，且波动加剧。我们对于后期能源价格的观点是：1）油价高位震荡：供需维持偏紧，叠加低位库存支撑，布伦特运行区间或为90-120美元/桶。地缘溢价减弱：地缘冲突从短期扰动向持久战转变，对于市场情绪的边际影响减弱。供应难言宽松：俄罗斯供应缺失难以弥补，SPR释放能缓解部分供应压力，但OPEC+和美国增产缓慢。需求有望修复：欧美经济韧性较高，海外需求偏强；国内疫情迎来拐点后，需求有望改善。2）气价近弱远强：短期需求扰动结束后，淡季仍将主导价格回落；远期供应风险犹存，价格仍有上行风险。供应风险犹存：当前供应稳定，且LNG供应基本充足；但在地缘冲突扰动和区域间资源争夺下风险犹存。需求淡季回落：气温回升，需求季节性回落；但欧洲可再生能源发电不稳和美国寒潮导致短期需求偏强。3）煤价宽幅震荡：供需紧平衡格局，高产量、签长协稳定大局，低库存支撑煤价下沿，预计煤价宽幅震荡。供应内松外紧：国内保供有望贯穿全年，进口减量预期相对明确。需求先抑后扬：短期需求受淡季压制与疫情冲击，中期疫情缓解后复工复产将带动需求上行。物流瓶颈制约：需求由外转内对物流提出考验，供应链问题频发增加下游补库难度。二、发言嘉宾2：郝荣儒新奥股份衍生品研究员首先我们回顾过去一年多时间里波澜壮阔的天然气行情。从2021年4-5月起，欧洲天然气价格开始上涨。寒潮导致欧洲库存水平低，且淡季补库速度不足，价格一路上涨；9月开始，欧洲对于冬季库存不足的担忧更加强烈，导致气价第二波上涨；进入12月份后，俄欧关系紧张导致俄对欧输气量减少，亚马尔管道暂停输气叠加寒潮因素直接引爆气价。而最近一次上涨主要因为地缘冲突。美国方面，欧洲与美国天然气有一定相关性，但是相关性不强，主要因美国出口产能有限，导致天然气以区域运行为主，其中欧洲与亚洲联动更强。近期美国HenryHub价格上涨到2008年以来的高位。第一个因素是寒潮，但是如果把这一波价格大幅上涨都归咎于寒潮的话，其实是有一些片面的，今年至今美国合计发生了三次寒潮，我觉得近期这个西部寒潮其实主要还是强化了一下现在本来就很严峻的库存形势。从2010年以来，库存同比变动和价格的相关性还是比较高的。所以说库存对价格的支撑还是特别强劲的。然后我们看今年以中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）4/9来，美国的天然气去库速度比去年高，绝对值甚至是达到了近五年来一个最低的水平。所以说这个库存对价格的支撑还是非常强劲的。今年的几个预期对于价格也是支撑非常强劲，首先比较讨论火热的就是LNG的出口预期；然后第二个就是美国产量增速不足的预期；最后一个就是欧盟对俄罗斯的煤炭进行了制裁，然后可能会增加美国煤炭出口至欧洲的需求，从而提升美国煤炭的价格。然后煤炭、天然气和电这三部分的价格联动是相关性很高的，所以说如果煤炭价格大幅度上涨，也会更加强力地支撑天然气的价格。然后下面我们就来看一下这几个预期的情况。其实对于LNG出口的预期，如果从量的方面来讲，由于美国LNG出口都是挂钩HenryHub价格，这个价格从现在来讲，无论美国新建多少出口终端，都是要比TTF和JKM低的，所以说这个出口量的预期一定是打满。对于新增接收装置，其实全球跟踪得也比较紧，对于需求的预期其实也打得特别满，它什么时候新增多少，我们都知道。但是为什么最近一直在驱动着这个价格上涨呢，我觉得更多是市场行为的表现。天然气的消费是分淡旺季的，而LNG的出口量是没有淡季的。淡季期内对价格不敏感的用户抢夺天然气，进而推动气价，然后淡季价格涨，旺季价格肯定会涨得更高。既然说到了需求，我们就来看一下美国整体的天然气需求。美国天然气需求是电力为主，工业次之。最近这几年增量最大的肯定是LNG的出口。但如果我们刨除LNG出口这个变量，从最近三年来看，电力的需求一直是变动最大的。美国电力部门主要就是煤炭与天然气的竞争，随着欧洲制裁俄煤，可能提升欧洲对美国煤炭的需求，即使出口未有增多，也将提升全球煤价，对天然气价格形成支撑。工业方面的需求较为稳定，没有明显的季节性。工业需求主要是原料与燃料两部分，其中多数都是燃料需求。EIA的问卷表示90%以上的商家都不愿意切换燃料，主要是设备不能随意转换，短期内工业部门变动量不大。从生产端来看，去年下半年以来，需求增速是在不断提升的，但是生产增速一直保持稳定，在这个情况下，如果以后需求增速再提高，而生产增速还跟不上，就可能会造成较大的影响。2018年库存绝对值同样处于一个特别低的位置，而去库速度也是长期保持高速，但价格一直没有起来，这是因为2018年是美国页岩油气产量大幅度增长的时候，所以哪怕库存再低去库速度再快，大家也不会认为气不够用，导致价格一直承压。今年南部地区的主要盆地增速比较快，但是其他盆地目前的增速特别低，对于未来增产是否会不足带来隐忧。从钻机来看，总钻机从去年下半年开始以均衡速度增加，但DUC井在大幅下降。若后期DUC井耗尽而钻机增速仍偏慢，后续增产能力会不足。目前钻机增长同比较快的都是主要产油盆地，主要产气盆地基本没有增长。由于美国气价高，市场讨论高气价是否会引导厂商增产，但是目前油价同样偏高，而原油产量增速一直没有上来，所以还是需要用实际数据来证实。目前气价仍然是预期驱动，LNG出口的预期是充足的，主要影响是库存与库存变动，最后是煤炭价格影响。欧洲相对美国情况更简单，市场对于俄罗斯断供的担忧会长期持续。目前中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）5/9TTF持仓减少，流动性减弱，波动率上升。欧洲基本面较宽松，主要是向下的压力。从库存来看，库存绝对值偏低，但由于LNG补充非常充分，管道气输气没有继续下降，去库速度比往年慢，库存压力不大。今年LNG库存从低位开始运行，进口LNG与卸船需要时间，导致补库偏慢，但绝对值仍然可观。从船期来看，3-4月长期保持高位，LNG供应充足。管道气方面，挪威是欧洲重要的供应商，从去年四季度到现在，挪威输气量保持历史最高值，但挪威管网和油田老化，长期满负荷运营压力大。阿尔及利亚目前有2mcm/day的输气量减量，主要由于与摩洛哥的政治冲突，但是年初至今输气量保持稳定。变量主要是俄罗斯，去年俄罗斯管道气输气量驱动TTF变化。欧洲希望俄罗斯能维持历史高位输气，但俄罗斯仅愿意履行长约，拒绝向欧洲供应大量现货。四季度开始俄罗斯供应量出现大幅下降，进而推动气价大涨。目前俄罗斯从TTF的驱动者变成跟随者，除断供风险外，其余情况已被市场充分预期。需求相对供应与库存属于慢变量，目前需求同比下降将近10%，西北欧下降13%，淡季下降会更多，在供应低位的前提下补库，削减需求是必须的。欧洲目前供应宽松主要是因为LNG进口保持高位，同时因为亚洲需求疲弱。若亚洲需求恢复，会加剧竞争。三、发言嘉宾3：黄逸赟弘则研究高级原油分析师原油目前的状态，短期市场是两股力量在供给端的拉扯，一股是俄乌冲突带来的缺口，另一股是以美国为首的希望补足缺口以打压通胀的力量。长期来看，原油即使没有俄乌问题，也是一个缺的品种，主要是因为供给弹性不足。回顾冲突时间线，2月26号欧盟宣布禁止部分俄罗斯银行使用SWIFT，但并未封死所有金融渠道；3月8号美国宣布禁止进口俄油，但有40多天的延后空间，美国是首个实行禁令的国家，但影响不大，只有20-30万桶/日。更重要的是要去看欧洲，因为对欧洲原油出口占到俄罗斯出口总量的50%。目前的缺主要是由自我制裁带来的。ESPO的价格在三月初与乌拉尔原油一样大幅贴水，但在三月末价格已经反弹，目前与布伦特已经基本平水，而乌拉尔仍然贴水幅度很多。从现货市场来讲，购买乌拉尔的需求仍然偏少。与伊朗对比，伊朗贴水仅为5.5美金，而俄罗斯贴水30美金以上。从俄罗斯的出口量跟踪来看，3月和4月的前两周出口总量与1-2月比是正常的，但大部分出口量是在途状态，这可能是水雷导致运输不畅，也可能是俄罗斯国内满库，需要用船运出来飘在海上，或是船家不敢接货，实际运达欧洲的速度确实放慢了，从而形成了一定的缺。那么缺口要怎样填补呢？首先是美国抛储，但是抛储并不能完全解决缺的问题，因为抛储它只是一个点状的行为。美国计划从5月份开始连续六个月进行1.8亿桶总量的抛储，大概每月100万桶/日的这个量级。同时，国际能源署也宣布联合其他国家进行抛储，抛储总量达到2.4亿桶，美国贡献其中100万桶/日，其他所有国家加在一起33万桶/日。这个问题的核心是，它会不会造成原油在二季度开始进行大幅累库？首先他为什么要选在这个时候进行抛储？一是为中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）6/9了补俄罗斯的缺，二是因为欧美季节性检修结束，原油投料需求季节性回升。从这两个角度来讲，我们倾向于认为哪怕抛了133万桶/日的储备，从供需缺口来讲，不至于造成大幅累库的状态。我们可以分别从美国的出口和美国自己的消化两个指标来进行跟踪，关注出口端美国MARS原油-布伦特现货价差与炼厂端LLS-WTI现货价差对库欣库存的领先性。从长期的供需来看，供给弹性不足但需求强劲。对此有两个方案：找到长期可增长的供给或消灭需求。在供给端，增长弹性恢复需要时间。从2020年开始页岩油增产速度转慢。特朗普时期支持页岩油发展，有大量优惠政策，进而促进整个行业的繁荣。页岩油油井衰竭快，需要长期投入资金打新井，但由于拜登支持新能源，导致投资者行为发生变化，进而限制页岩油的增产。2021年页岩油企业自由现金流水平大幅恢复，但资本开支增长速度偏慢，投资者不愿意将现金流再投资。同时，由于美国劳动力短缺，活跃钻机数回升速度偏慢。钻机需要1.5-2个月才能转化成产量，短期内难以大幅增产。各大机构对美国原油产量预测的均值是1200万桶/日，增产预期仍然缓慢。OPEC+也存在增产能力不足的问题。OPEC+实际产量长期低于既定产量。尼日利亚与安哥拉存在资本开支不足、设备老化等问题，而核心国家也存在钻机打满下产能不足的问题。OPEC去年开始增产，但是活跃钻机数长期保持低位，目前的钻机数增长主要来自伊拉克，其他核心国家活跃钻机数均偏低，进而导致增产能力不足。疫情下OPEC国家石油收入大幅下降，虽然三季度起开始盈余，但仍然不足以补足疫情期间亏损，OPEC国家挺价的意愿仍然偏强。尽管OPEC有足够的石油储量，但是释放产量需要钻机，而打钻后要6-8个月才能生产，因此短期内OPEC也是增产能力不足。全球产能不足，支撑油价，唯一的出路就是需求崩溃。三月初地缘冲突爆发时造成的短缺对欧洲影响不大，主要是因为欧洲处于炼厂检修季。三月底欧洲炼厂检修量开始回落，四、五月加工量可能修复100万桶/日，原油投料需求恢复，供需缺口会更明显。而美国馏分燃料油主要是工业需求，与PMI相关性强，目前美国经济仍有韧性，驱动美国柴油去库。美国出行活动近期保持强劲，驱动美国炼厂综合利润走高以及投料需求增加，进而带来美国PADD3库存的大幅去化。目前欧美需求都保持强劲，改变需要外力作用，可能是疫情或美联储加息。疫情对于需求的影响呈摆动状、且周期较短，而加息则是直接打压长期需求，影响更大。我们认为美国可能加息到2%才能起到打压需求的作用。加息开始对需求有负面作用时，工业首先受到影响，因此柴油需求最敏感，可以以柴油库存与裂解价差作为信号来观察需求见顶时期。在远端价格曲线上，会先从backwardation到平水再到contango，目前的结构在以前都发生过，2014年是近端价格下跌，2008年是远端价格上升，背后逻辑不同。2014年是由于供给端变化，美国页岩油产量爆发，随后沙特与俄罗斯快速增产以试图挤走页岩油，近端大幅累库后跌下来。2008年是因为需求见顶。所以这一轮如果我们倾向于供给的弹性不足的话，那么就需要由需求去打中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）7/9崩，我们就要看到远端价格翘起来，但现在还没有给出这些信号。这些从宏观上的指标、柴油的信号都没有给出，油价还没有到一个彻底崩塌的时候。二季度如果说没有抛储，库存肯定还是继续去化的，有了抛储以后，缺口会在二季度逐渐打平，所以预期油价区间震荡。但由于抛储仅仅是把缺的问题延后，并没有完全解决问题，原油在这个策略方向上还是应该去寻找买的机会。四、发言嘉宾4：杨洁易煤研究院副总监今年1月至今，煤炭行业发生了一些超预期的情况。动力煤价格在去年10月开始下行，但在今年1月1日印尼出台了煤炭出口禁令，成为煤价反弹的导火索，随即开启了三波上涨行情，直到最近才出现显著下跌，目前仍处高位。印尼煤出口禁令导致1-2月进口到货减量，成为一季度煤价上涨的导火索。2021年最后一天，印尼能矿部宣布，为了保障印尼国内电厂供应，于2022年1月1日-1月31日暂停煤炭出口。在中国减少澳煤之后，印尼煤在中国进口煤的比重由45%左右增加到60%，因此印尼煤出口禁令导致市场心态恐慌，煤价上涨。从进口数据看，1-2月进口煤出现了明显下降。1月进口煤总量同比增加18.7%，进口印尼煤下降10.4%，减量大约500万吨；2月份进口煤同比下降45.9%，印尼煤进口下降55.5%。印尼煤减量的影响主要体现在2月份到货减少，叠加冬奥之前部分电厂有补库任务，共同驱动煤价上涨。冬奥保供任务带动集中补库行情。冬奥会保供涉及的8省70个市（北京、天津、河北、山西、内蒙、辽宁、山东、河南）要求在1月20日前将库存可用天数15天以下电厂清零，1月25日前库存可用天数达到20天，1月31日前库存可用天数达到30天。涉及冬奥保供任务的八省火电耗煤量占全国40%，1月初平均可用天数在22天左右，按中电联口径重点电可用天数在16天左右，按沿海八省口径可用天数在14天左右，内陆电厂约18天左右。因此，保供任务要求之下，各省尤其内陆地区采购需求激增，出现了一波集中补库行情。国内安全生产加严。一季度，山西推进安全生产“百日攻坚”集中行动。1月份晋陕蒙重点煤矿产量环比下降4.5%，直到3月份才出现环比回升。春节后寒潮叠加经济形势较好，煤价处于上涨。2月份寒潮刺激南方地区用电需求增加，沿海八省日耗同比增10.2%，达到2017年以来最高水平，两广地区日耗达到历史最高水平。同时，一季度经济形势较好，水泥、化工等非电需求较好，坑口地销量增加，整体需求旺盛。内外供应均有减量，叠加需求增加，虽然政策多次强调保供稳价，但在供求关系没有真正改善之前，煤价仍然处于上涨趋势。同时，贸易商发运意愿降低、坑口销售增加，导致港口库存持续下降，市场煤占比下降，电厂库存结构恶化。供求紧张的情况到3月底出现了缓解，一方面疫情对经济活动的影响开始体现，另一方面，政策对煤价管控加严，303文件明确规定长协价格，并要求5月1日起执行，煤价开始迎来向下的拐点。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）8/9疫情压制经济活动，长三角日耗下降。上海疫情的蔓延导致长三角及周边省份的经济活动降低，导致当地用电和工业用煤大幅下降。江浙沪作为全国经济核心地带，疫情封控导致物流的受限，从而引发上下游工业开工率大幅回落。上海区域的整车货运物流同比下降84%左右，江苏、浙江降幅50%左右，直到目前仍未看到显著改善。从日耗角度看，受疫情影响，4月18日沿海八省日耗较3月底下降10.7%，仅略高于2020年同期水平。水电出力提高，电厂负荷下降。清明节后，西南地区长江上游来水较好，水电出力提高，而沿海受电需求降低，本地消纳提升，从而压低内陆日耗，导致电厂负荷下降。截至4月20日，根据易煤三峡日度预测模型，当月累计发电48.7亿千瓦时，来水同比增幅30.0%，出库同比增幅6.3%。疫情叠加水电出力，火电日耗超预期下降，需求减弱导致煤价下降至1150元/吨左右。在此过程中，大秦线推迟检修、保持高发状态，港口库存、电厂库存都出现被动累库。4月13日，北港库存较3月底增加5.4%，沿海八省库存增加1.5%，内陆库存增加4.9%。根据易煤沿海库存指数，3月初库存回升，4月连续增加，已超过2021年同期。坑口港口市场出现共振下行。坑口市场需求减弱主要有三种原因，其一，疫情影响物流效率，晋陕蒙都出现了不同程度疫情，尤其山西疫情蔓延导致上站受限。其二，疫情压制了用煤需求，周边电厂和内陆电厂以及煤化工的需求都在下降，坑口煤矿被动累库；其三，神华拒收神优外购，加剧内蒙贸易商看跌情绪，清明节后煤矿销售压力增大，库存顶仓，并开启主动降价。而港口市场受制于下游需求疲软，贸易商主动降低报价，5000K煤种跌到900元/吨，5500K降到1250元/吨左右，出现了与坑口的共振式下跌，打击了市场信心。近期煤价呈现企稳现象，反弹之路且曲折且可期。以4月14日大秦线事故为导火索，环渤海煤价出现企稳迹象。企稳的主要原因是，目前港口价已跌到坑口发运成本，贸易商存在挺价心理；但因疫情没有缓解，水电对火电挤出效应显著，日耗未有起色，电厂还在被动累库，且大秦线已恢复运输，因而短期煤价未能持续反弹。2020年大秦线事故之后，2021年每周2次天窗，因此本次事件之后，大秦线运量能否回到曾经发运水平（检修期100万吨/天，非天窗期130万吨/天）仍待观察。春季集中检修在5月1日-5月20日进行，检修结束后即将面临迎峰度夏时节，如果届时大秦线运输状态仍未恢复，将会直接影响到下游迎峰度夏补库。目前沿海电厂库存并不是很高，由于进口倒挂、进口煤采购困难，沿海电厂的确存在一定补库预期，这将对国内的铁路运力、港口吞吐提出更高的要求。疫情缓和之后，在全年经济增速5.5%的预期之下，工业活动有望快速恢复，但由于进口煤减量、国内煤增产，预计国内煤炭市场仍然处于相对偏紧的状态。需要关注疫情后期发展，是否有超预期因素发生，比如国内天气、印度高温带动需求增加等等。因此，对于动力煤来说，短期可以期待疫情后期的补库需求，中长期来说，仍有较多不确定因素，直接判断行情相对较难。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第一期）9/9免责声明除非另有说明，中信期货有限公司拥有本报告的版权和/或其他相关知识产权。未经中信期货有限公司事先书面许可，任何单位或个人不得以任何方式复制、转载、引用、刊登、发表、发行、修改、翻译此报告的全部或部分材料、内容。除非另有说明，本报告中使用的所有商标、服务标记及标记均为中信期货有限公司所有或经合法授权被许可使用的商标、服务标记及标记。未经中信期货有限公司或商标所有权人的书面许可，任何单位或个人不得使用该商标、服务标记及标记。如果在任何国家或地区管辖范围内，本报告内容或其适用与任何政府机构、监管机构、自律组织或者清算机构的法律、规则或规定内容相抵触，或者中信期货有限公司未被授权在当地提供这种信息或服务，那么本报告的内容并不意图提供给这些地区的个人或组织，任何个人或组织也不得在当地查看或使用本报告。本报告所载的内容并非适用于所有国家或地区或者适用于所有人。此报告所载的全部内容仅作参考之用。此报告的内容不构成对任何人的投资建议，且中信期货有限公司不会因接收人收到此报告而视其为客户。尽管本报告中所包含的信息是我们于发布之时从我们认为可靠的渠道获得，但中信期货有限公司对于本报告所载的信息、观点以及数据的准确性、可靠性、时效性以及完整性不作任何明确或隐含的保证。因此任何人不得对本报告所载的信息、观点以及数据的准确性、可靠性、时效性及完整性产生任何依赖，且中信期货有限公司不对因使用此报告及所载材料而造成的损失承担任何责任。本报告不应取代个人的独立判断。本报告仅反映编写人的不同设想、见解及分析方法。本报告所载的观点并不代表中信期货有限公司或任何其附属或联营公司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