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。2022-7-22·摘要：经历了地缘冲突及多重突发事件带来的供应冲击之后，全球能源价格从历史新高位置向下调整。随着通胀压力增大，海外经济衰退预期逐步加强，对需求走弱的预期，将对全球能源价格形成压制。当投资泡沫退去，我们如何重估能源价格？又如何把握能源价格波动节奏？发言嘉宾：1.近期燃气市场分析及展望发言嘉宾：王浩樽九丰能源衍生品业务负责人2.近期原油市场分析及展望发言嘉宾：闫总某大型国有贸易企业油品现货销售主管3.中国进口煤市场观察与俄乌危机后全球煤炭供需新秩序发言嘉宾：孟萌McCloskey（首席）分析师从供应冲击到需求衰退，能源品节奏如何把握？——中信期货能源与碳中和·月谈第4期会议纪要2022年7月21日下午，由中信期货主办、上期所支持的能源与碳中和·月谈（第四期）在线上举行，本期聚焦能源板块交易逻辑转变，邀请了来自原油、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（第二期）2/11一、发言嘉宾1：王浩樽九丰能源衍生品业务负责人1．消费旺季来临叠加美国低库存支撑，LPG价格反弹预期LPG上游来源主要为炼厂气及油田伴生气。1）炼厂气：通过常压蒸馏、催化裂化、延迟焦化得到的混合气体，主要应用于民用领域的工商业燃料、供暖、交通等，如在港澳、川渝等地出租车大多采用LPG作为燃料；2）油田伴生气：更多应用于烷基化及MTBE装置。如果按照主要成分进行划分，LPG可分为一般纯气和混合气。LPG中游运输以船运及车运为主。（1）洲际航线：具有经济规模的特点，一般以船型来区分，主要分为75000方以上的VLGC（超大型液化气体船）、60000-75000方的LGC（大型液化气体船）、MGC（中型液化气体船）等；（2）内河运输：船型较小，容量一般为4000-7500方不等，此外，在内河从事危化品运输需要交通部颁发特殊牌照；（3）内陆运输：一般以槽车为主。LPG下游主要为民用和化工两大应用方向。LPG在民用领域应用广泛，其市场比碳一更加灵活，更加倾向于零售市场而非批发市场。目前，LPG在民用市场接近饱和状态，甚至需求有下降趋势，未来主要需求增量将更多来自于化工原料需求。在化工应用领域，主要是参与PDH丙烷脱氢制丙烯、汽油调和剂的生产。NGL实货和期货的价格走势趋同。北美市场会把多碳链条的原产物统一归结到天然气凝析液板块，因此，NGL具有多碳的化学属性。一般来看，NGL中占据大部分比例的是乙烷，一般在42%左右，丙烷占比在28%左右，正丁烷和异丁烷占比在15%左右，天然气占比在14-15%左右。NGL前期供应充足压制价格。NGL与天然气产地及管输分布大多重合，美国的页岩油革命对于天然气和油品产量的提升，使得2020年NGL供应增量达33万桶/日水平，产量的上升使得NGL价格持续低迷。2022年以来需求旺盛提振价格。2022年石化行业每天消耗200多万桶NGL，环比与同比销量均呈上升趋势，大概为2%。近5年的需求平均线的上下沿高于整体平均线。且随着超大型乙烷运输船VLEC兴起，国内的外部企业或者融资企业会从北美进口乙烷进行加工，甚至还有一些化学品船直接从北美进口中间制成品。截至5月底，北美市场NGL价格同比上涨了67.5%，需求上涨约10%，产量提升了15.5%，进出口提升了14%，导致NGL在北美市场的库存下降20%。全球的液化气供需可能在2035年左右达峰。2021年液化石油气下海量达到1.36亿吨，主要的贸易流向为中东、北美至亚洲、欧洲，其中以中国需求占比最大。按照中国燃气的预测，全球的液化气供需预期可能在2035年来左右达峰，总量的规模有可能会超过4亿吨。供应的增量主要来自于北美和中东。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）3/11北美供应及出口持续高位。2020-2022年，北美钻机数、管线、出口量处于高位，出口量大概500万桶左右，远高于2016-2019年水平。2022年下半年随着取暖季的到来，LPG出口量不会有下降趋势，且随着各方面的技术设施趋近于饱和，出口和进口方面可能会争夺一部分的市场。2022年三季度、四季度，随着北美会有取暖的需求，冬天的取暖的天数预期增加，丙丁烷需求预期增加，可能会拖累目前库存情况。中国化工需求支撑贸易旺盛。在国内，开工、投产总计需求量在九百万吨以上，预计在2023年年底，中国需求预计在2900万桶以上；随着开工率的变化，对于需求量和价格影响较大。LPG贸易吨运距逐渐增多。中东出口量同样呈现逐年上升趋势，与原油出口走势类似，但北美仍占据主要部分，中东到东北亚的吨运距相比北美会短很多，因此受北美航线增多影响，整体LPG贸易呈现出吨运距的显著增加。目前是船舶周期的高点。目前VLGC总共在320艘左右，共有大概有80家左右的船东，最头部的四五家占据了大部分的VLGC团队，其互相之间也有合作，聚合实现商务溢价。由于LPG的需求和供应均呈上升趋势，整体的贸易量、船舶的需求也呈上升趋势。近两年，随着大宗商品涨价，贸易量上升，新造船的订单的数量和价格都在激增。液化气船从最开始大概7000万美元出头的新造船的水平，现在已经飙升到了8400万美元甚至是8500万美元以上。我们预计今年还会有十五条船交付，明年年底之前有40条船交付，2025年VLGC的船舶大概接近400条。5-7年VLGC二手船价格已经从四、五千万美元的水平涨到了七千两百万-七千三百万美元甚至更高的水平。交易LPG首先要把握宏观大势。LPG合约种类多于LNG，但丙烷持仓和交易量级并不大，品种活跃度较原油相差甚远。目前除国内PG品种以外还没有出现电子盘。由于地缘政治导致行情波动剧烈，持仓量下降，今年在能化领域，长期基本面是CTA策略里面收益率最差的。因此，交易LPG首先要把握宏观大势。LPG相关股票走势不错，几乎没有还本付息的压力，现金流水平较好。丙烷与原油关系密切，但目前丙烷基本面弱于原油。近两年国内PG合约更多地看外盘的丙烷类走势，外盘的丙烷更多参照原油的走势。从2020年油灾至2022年第一季度，丙烷基本上是单边走势，除在去年年底至今年年初有一波下探之外，基本上趋势没有被打断。最近2-3个月，丙烷走出了比原油更加弱的局面，主要是基本面因素影响，丙烷交易的投机属性低于原油，因此很多贸易商持仓量不会很大，没有推价意愿，导致现在丙烷的基本面弱于原油。油气比（丙烷对原油）在去年年底一度超过90%，现在基本上回到了50%的区间。运费指数居于高位，日租金完全可以覆盖运营成本和资金成本。2．LNG高位震荡然难破前高，船运周期波峰将至LNG贸易旺盛提振液化项目投资。根据壳牌、国际气体联盟、进口组织联盟中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）4/11等数据，2021年全球能源消费增长6%，碳排放增加5.7%；天然气需求增长约5.3%，贸易量达3.72亿吨，同比增速超4.5%；液化产能4.59亿吨，利用率超过了80%；接近于投资决策前期的审批项目量超过一千万吨，主要是来自于美国、加拿大和俄罗斯。LNG船运与LPG相似，预期波峰已经到来。天然气运输船有近600条，跑8-9个航次，可以覆盖美国全部产能，因此运输船的波峰已经到来，后期或有回落。北美仍为全球天然气及LNG主要出口商。2022上半年，北美天然气走势非常强势。路上钻机、近海钻机超过770座。上半年对于工商和民用这一块，内需同比增长5%。出口方面，上半年一二季度分别同比增长10%和6%。2022年产能预计达7550万吨，第四季度产能可能达100.7个bcf。预计未来北美的天然气的产能会趋到大概接近8000万吨一年。从2021年-2026年，年均复合增长率可能会超过2%。这也与美国几年前大型项目融资、推动天然气的出口是密切相关的，且我们认为，今年3月份开始的俄乌冲突基本上在美国的掌控之内，提振了北美能源的出口。高气价以及国内经济偏弱抑制天然气需求，管道气及LNG进口出现分化。2022上半年，GDP增速为2.5%，二季度达史上最低的0.4%；上半年有连续两个月的PMI是低于枯荣线的；5、6月份虽然全面复苏，但是仅仅比枯荣线多0.25%，整体上半年需求低迷。对应全国的LNG的进口量锐减，同比锐减20%。按照1-5月份的数据，进口量减少了大概650万吨。此外，进口管道气同比增加11%，国产气增长了6%。气价深跌或突破前高可能性较低。天然气合约玩家少于LPG，流动性较弱，在当前价格中枢已经高位的背景下，冬季到来，价格深跌可能性低，主要为高位震荡；而前高主要是对手盘止损形成，因为前高价格后期也难以复制。JKM半年涨幅约达84.5%，TTF来到了120%，HH约为87.07%，就TTF和JKM的远期曲线来看是远高于HH以及挂靠油价的这一类价格的，欧亚气价整体还是维持高位思路。套利部分，当前实货转运亚洲的货去欧洲的情况没有太多，但预期明年一季度可能会出现现货以及期货的套利空间。二、发言嘉宾2：闫总某大型国有贸易企业油品现货销售主管1．国际原油市场近期回顾拜登中东之行，美沙两方表现出积极的态度，致力于维护稳定安全的能源市场危机，遏制全球经济的衰退。OPEC+产能预期增加有限，依赖于各方利益诉求的平衡。现OPEC+整体产能瓶颈极限约3000万桶/日以上；沙特产量现阶段维持在约1100万桶/日；相对快速释放新增产能约450万桶/日；新增产能主要集中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）5/11中：沙特约250万桶/日，阿联酋约150万桶/日，其余成员国有零星产能。美国战略石油储备持续下滑，7月8日当周，美国战略石油储备下降688万桶，日均释放量接近100万桶。商业原油库存处于历史低位，约4亿桶。钻机数量接近5年平均水平。原油现货价格和期货价格与国际事件以及美联储加息联系紧密。2022年上半年，除去热度极端行情，国际原油价格波动围绕在布伦特110美元上下时段最为集中且纠结，油价高位震荡，此前的底线维持在100美元上方，俄乌战事时间重置油价高点为96美元。美国6月CPI超预期至9.1%，7月美联储加息预期提升至75%，美元指数高位压制油价。当前升息压力，能源供应短缺基本面现状暂未有效缓解，宏观衰退预期叠加地缘政治干预致使油价此前承压快速回落。2．市场主导因素现状OPEC+产能瓶颈无法快速有效填补俄断供市场份额缺口，欧洲能源短缺困境即将凸显。夏季出行能源需求增速，美方战略储备(SPR）及商业库存仍处历史新低。市场情绪波动加大，避险观望氛围渐浓。市场观点分歧对立，交易难度风险增大。3．利空利多因素梳理利空因素：宏观经济衰退预期金融属性主导盘面；地缘政治动荡不安，博弈氛围紧张；各国疫情防控形势依旧不容乐观；中长期，加息及缩表节奏步伐破预期更快且程度更盛；后续由于产能无法满足市场需求，原油需求被动削减；页岩油缓慢有序回归，冲击中东份额；欧洲经济衰退崩盘，引发滞涨。利多因素：美沙保持克制适度情绪，油价得到修复；中长期，四季度欧洲接受能源进口适度溢价；市场需求增长，OPEC+产能进度消极致使能源供应加剧紧张；SPR蓄水池见底，各国进入低库存警戒线或价格高位补库状态；偏紧无解基本面情形，牵引市场支撑油价仍处100美元以上高位运行。4．技术面分析从技术面看，108和96美元是关键价位。布伦特116美元为此前油价131美元重挫中点，108美元价位于100美元之上，附加波动振幅后续具有参考指导意义。不排除后续由于利空氛围侵扰，一时回到90美元附近走弱运行，96美元是跨过链接百元大关和支撑阻力位88-90美元的关键过渡价格。5．后市分析油价现仍具备一定基础保持谨慎适度的平衡感。OPEC+石油剩余产能目前处于历史低位置，但是依旧有继续下降的空间。但是OPEC+增产是各方动态博弈的结果，核心是各方利益最大化。同时，OPEC+目前处于增产瓶颈的阶段。后续增产，加息动态博弈并非一成不变，显然适度克制，当下共识合作大于分歧，利中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）6/11大于弊，显示不惜一切代价缓解国内通胀水平和主导能源格局的意志与决心。6．最新市场消息及相关数据供应方面：沙特产能定下了基调：沙特已宣布将其产能水平提高到每天1300万桶，之后沙特将没有任何额外的产能来增加产量。伊朗总统希望美国应吸取过去的教训，不要总是重复对伊朗使用“极限施压”这一失败政策。伊拉克石油部长贾巴尔表示，在今年剩余的时间里原油价格将维持在100美元上方。阿联酋新总统首访忽略美国邀请选择法国。利比亚石油部长6月时表示，利比亚石油产量上升至70万-80万桶/日。高盛下调布伦特价格预期至110-120，最坏情况下90-105，重申整体方向依然适合看涨。7月8日当周，美国战略石油储备下降688万桶，日均释放量接近100万桶。美国商务部的最新数据显示，今年1月至5月，欧洲进口美国原油约2.1亿桶，亚洲进口美国原油约1.9亿桶。这是自2016年以来，欧洲地区首次超过亚洲地区，成为美国石油的最大买家。需求方面：EIA在6月报中，下调2022年原油增量需求360万桶至220万桶，市场对经济衰退预期增大。截至7月15日当周，原油钻井总数增加2座至599座，为27个月以来新高，预期为599座；天然气钻井总数持平于153座，预期为153座；原油和天然气钻井平台总数增加2座至752座，预期为751座。EIA预计美国页岩油7月产量环比增加14.3万桶/日至890万桶/日，其中二叠纪盆地石油产量将在8月升至历史最高水平。三、发言嘉宾3：孟萌McCloskey（首席）分析师1．动力煤市场新变化研究动力煤市场的新挑战。今年在国际动力煤市场出现了很多新的变化，由于影响各品种国际煤价的支撑不同，各个热值和品质的煤炭之间的价格分化变得越来越大。例如，6月6000K的西北欧动力煤到岸价格已经上涨到350美金/吨左右，而去年同期只有120美金。每周的波动范围从去年6.7美金/吨的平均水平到今年6月28.6美金/吨的水平。快速的煤价上涨和大幅度的波动不仅是供需变化的结果，也是价格发现的过程，这些因素对我们研判动力煤市场带来了巨大的挑战。今年最大的主题是全球能源危机，欧洲情况尤为严重。预计到2022年、2023年的两个冬天，欧洲都会出现较严重的能源危机。目前为了应对俄罗斯进一步缩减、甚至全面缩减对欧洲的天然气的供应量，波兰、英国、德国等国家都做出空前努力来提高本国能源供应水平；欧洲也希望将煤炭库存维持在高位，保证随时重启煤炭机组。重启煤电机组不能帮助欧洲有效地应对天然气短缺。首先，今年多国遭受中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）7/11能源危机，今年很多国家都遭受了极端高温、去火电化等多重因素带来的电力短缺的问题（如美国、日本、澳洲等）。其次，地缘政治是驱动大宗商品价格的最大因素，伴随着地缘政治演化，各国对能源市场的干预也在加剧，这一点在煤炭市场尤为明显。最后，俄乌战争使各国增加了对能源供应可靠性的关注，每个国家都要更好地平衡能源可靠性、碳减排、能源供应的安全性、新能源技术革新、技术变革速度等多方因素，很多国家对煤炭投资不足，会影响到市场价格以及对供需的判断。2．对动力煤市场的主要判断2.1受制裁影响，俄煤出口量将下降目前共计每年大约有5500万吨俄罗斯动力煤流向欧洲和日本，这部分量今年将被其他煤炭取代。下图展示的是2021年俄罗斯动力煤的流向，红色箭头代表供应量可能会快速缩减，绿色箭头表示这些市场可能有增量，而蓝色代表市场会有一些不确定影响。可以看到俄罗斯在2021年出口到欧洲3900万吨的动力煤的量将在8月制裁开始后降为零，从而流向日本市场的1600万吨会逐渐降为零，这说明将近5500万吨的俄煤需要新的市场消纳。随着更多国家自发制裁俄煤，俄煤出口将面临更大危机。如果韩国、台湾也采取更严厉的制裁措施，那么原本出口到韩国约1300万吨和出口到台湾1100万吨的量也会逐渐减少，将给俄煤出口带来更大的危机。虽然俄煤可能流入到新市场，但其净出口量会下降。图1：2021年俄罗斯动力煤贸易流向资料来源：McCloskey中信期货研究所2.2全球煤炭市场新秩序的重建俄罗斯煤炭净出口量会下降，但是对印度和中国的出口会增加。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）8/11从进口区域来看：（1）中国：我们对于中国新增的俄煤的出口的预计有一些不确定性。中国从国家政策上要减少对外能源的依赖度，这对进口煤会是较大的威胁。（2）印度：印度可能是俄煤增长最快地区，印度的进口量受到欧洲挤占，无法满足国内需求，印度的进口将增加，但少于俄乌战争以前的预测。我们预计印度今年电力短缺问题会比较严重，可能会持续到明年。（3）欧洲：欧洲煤炭净进口量会增加，这意味着欧洲要从美国、哥伦比亚、南非、澳洲、印尼采购更多的煤炭弥补俄煤进口的缺失。在新的市场格局中，我们认为欧洲将会挤占原来印度从澳大利亚、南非还有小部分印尼采购电煤的量。从出口国角度来看：（1）南非：南非煤供应水平将重新成为欧洲到岸价格的最关键的驱动因素之一。（2）印尼：印尼市场会有新的转变，将增加对日韩的出口；近期俄罗斯不断卖高中卡煤给中国和韩国，这对印尼中卡煤价格将形成绝对压制。（3）澳大利亚：中国停止进口澳煤之后，澳洲适应了新的市场格局，即增加对印度、日韩、东南亚的供应量，但是俄乌战争又再次打破这一平衡，澳洲可能需要出口更多的量给欧洲。图2：海运煤炭新的贸易秩序资料来源：McCloskey中信期货研究所2.32022海运市场供需变化展望：全球范围内的高煤价将会延续总体来看，短期内，煤炭价格会随着供给的改善缓慢下行，但是接下来至少两年仍有各种有利的因素在支撑煤价。如果需求持续好转，高煤价可能会延续更长时间，甚至持续到2030年。（1）2022年全球海运市场供需变化展望2022年，全球海运市场动力煤进口需求将会下降近3000万吨左右。进口方面，最大的减量来自于中国，中国大概下降4300万吨左右。出口方面，今年俄中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）9/11罗斯累计出口到欧洲的量预计有增加，因为欧洲买家在8月10号制裁开始前仍在大量拉运合同煤，同时俄罗斯也会通过向其他市场出口更多的煤炭弥补损失，但是物流以及付款方式中存在的困难为贸易带来巨大的挑战。预测2022年俄罗斯会至少要损失1800-1900万吨左右动力煤出口量。目前来看，其他供应国的增长是非常有限的，我们认为市场会出现结构性的紧张。俄罗斯的物流能力，以及计划提高俄煤进口量的国家实际能够接收俄煤的能力，这也会成为近期海运动力煤市场价格最大的驱动因素。图3：2022年主要国家煤炭出口变化及依据出口国预计2022年煤炭出口量变化判断依据澳大利亚预计下降550万吨左右澳洲矿山无法响应高煤价而提高产量：天气、疫情、国内通胀带来生产成本上升将限制生产和出口；动力煤主要生产地的新西南威尔士政策严苛，接下来两年很难有新的动力煤产量释放；澳工党上任后出口预期恶化；澳洲出口商再次调整市场适应俄乌战争后的新常态；新投产煤矿不足，被取消的煤矿项目数量超过新投产项目，导致出口下降；新工党可能缓和中澳关系，但仍会延续较为强势的外交姿态。印尼预计增加640万吨左右印尼矿山生产受到出口禁令、降雨、煤炭生产挖掘设备短缺的影响：短期内，预计下半年随着雨季减少和生产设备采购，印尼煤炭产量和出口将获得提升，预计2022年出口高于去年，但低于年初目标。长期来看，印尼希望提升对印度、东南亚煤炭出口，但伴随中国需求降低和印尼本土需求上升，预计印尼煤炭出口将在2030年后下降。南非预计增长100万吨左右铁路运输能力将限制南非煤炭出口，但出口需求较强：国有运输公司Transnet的铁路运输能力成为限制南非通过RBCT出口的主要瓶颈，包括火车头，电缆偷窃，破坏铁路基础设施建设等各种问题，此外还有疫情罢工等的影响。由于印度等国对南非低热值煤炭需求较强，南非可能重新平衡国内外销售比例。哥伦比亚预计增长100万吨左右哥伦比亚试图加大煤炭出口，但存在不确定因素：哥伦比亚计划在俄罗斯受到制裁后加大出口，但首个左派政府反对煤炭开发，支持新能源，可能为煤炭出口蒙上阴影。资料来源：根据嘉宾发言整理,中信期货研究所（2）2023年全球煤炭需求可能发生变化预计2023年全球进口量将增长1900万吨左右，印度、欧洲、东南亚市场都会带来增量。预计到2023年底，俄罗斯到欧洲、日韩、台湾的出口量，较2021年的水平至少要减少5500-6000万吨；若目前的长协完全执行完毕，可能要花3-5年，最大的减量会达到8000万吨。俄罗斯需要积极增大对印度、土耳其及其他东南亚国家的出口量来弥补损失。我们判断，2023年俄罗斯对新市场的出口最多增加3300万吨，但新的买家（如印度等）还将面临付款、船运等巨大的问题。预计在2023年，俄罗斯预计要损失1500万吨的出口量，而印尼、哥伦比亚、南非预计会有出口的增量。（3）动力煤价格展望和价格驱动短期内，我们预计全球动力煤价格会维持高位，然后缓慢下行。预计2022年三四季度，澳大利亚Newcastle6000大卡动力煤出口价格会维持在320-350美元/吨左右；西北欧6000卡动力煤到岸价格在280-307美元/吨左右；印尼3800大卡动力煤出口价格在79-86美元/吨左右；俄罗斯波罗的海6000大卡动力煤出口价格在110-115美元/吨左右。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）10/11预测基于以下基本假设：首先，我们认为，俄乌战争会在两年内结束，但制裁影响非常深远，甚至可以影响到2030年的市场。全球动力煤市场目前呈现割裂格局，自由贸易流动的状态会再次被打破，但2025年之后，海运贸易市场会出现新的稳定的格局，更多俄煤会到达印度市场，同时印尼和哥伦比亚等国将逐渐弥补俄煤出口缺失。我们认为国际市场价格会在比较低的水平运行，但是将高于疫情以及俄乌战争前的预测。预计到2030年之后，制裁会出现放松，俄煤重新流入以前市场。最后，最重要的基本假设和判断是全球煤炭的开采成本会增加，以及不稳定的贸易流会带来更高的运费价格。在接下来两年，我们认为欧洲是全球海运市场最大的增长点之一。（4）中国进口市场观察上半年中国进口煤需求低迷，进口以低卡煤为主。今年的中国进口市场活跃度较差，成交非常低迷。3月份后，进口市场疲软态势加重。受到供需影响，以印尼3800大卡进口煤为代表进口煤价格快速下滑，4月中旬之后长期盘亘，6月份，电厂响应政府号召而加大进口煤采购，但由于国内限价，我们认为中高卡的印尼煤难以流入中国市场。目前的市场情况可能会要延续到年底，电厂进口仍将以3400、3800的低卡品种为主。中国是今年海运动力煤市场最大的变数，下半年不确定性仍强。目前，中国电厂进口需求还是没有得到明显的改善，江浙的电厂连续出现高热耗、高发电量，但其库存水平仍然较高。在水电、长协兑现率、非电企业用煤需求等多重因素影响下，中国市场对于进口价格的判断较为迷茫。一些终端用户认为，补签国内的长协后，价格还会下降，市场煤及进口煤采购量会下降，即便是在市场上较活跃的终端用户采购也更加谨慎。另外，海运市场的矿山供应商预期差扩大，导致买卖盘差距扩大，市场不确定性在加大。预计2022年中国煤炭进口量在2.08亿左右，2023年降至2.06亿。在新冠疫情反复抑制国内需求、经济增速下滑以及持续高产量的影响下，我们不断下调对中国进口的预期。目前，中国新增产能的速度、幅度、中国市场对进口市场的态度都会影响到国际供需格局和价格。北煤南运的格局对于国内的运输和物流会有影响，在下半年可能会有一些瓶颈，为利多因素之一。今年市场上逐渐开始使用人民币结算俄煤，若有更加充裕高卡俄煤流入到中国市场，且价格合适的话，中国进口俄煤可能超过预期的水平。中信期货研究能源与碳中和·月谈（第二期）11/11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的立场。此报告中所指的投资及服务可能不适合阁下。我们建议阁下如有任何疑问应咨询独立投资顾问。此报告不构成任何投资、法律、会计或税务建议，且不担保任何投资及策略适合阁下。此报告并不构成中信期货有限公司给予阁下的任何私人咨询建议。深圳总部地址：深圳市福田区中心三路8号卓越时代广场（二期）北座13层1301-1305、14层邮编：518048电话：400-990-8826传真：(0755)83241191网址：http://www.citicsf.com