纪要｜能源大通胀周期下的投资机会解读电话会纪要-韭研公社

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纪要｜能源大通胀周期下的投资机会解读电话会纪要

选对股买对时

中线波段的公社达人

2022-02-20 20:42:12

本次会议聚焦的主题为：能源大通胀周期下的投资机会。
一、【宏观】美国高通胀不是一个短期现象。
我们先看一下目前美国通胀所处的历史方位。从CPI看，上周刚刚公布的美国1月份CPI数据，录得7.5%，创下了过去四十年来的新高。上一次美国CPI达到这么高的位置，还要回溯到1982年。从核心CPI看，美国1月核心CPI同比6%，同样创下近四十年来的新高。即便看美联储通胀关注的PCE和核心PCE数据，结论也差不多，1月份的PCE和核心PCE数据还没公布，从上年12月份数据看，也都已经创下了四十年来的新高。四十年前发生了什么，我们都知道，面对石油危机之后美国经济出现的高通胀现象，美联储主席沃尔克选择了铁腕治理，并以此最终彪炳史册。
接下来，我们想要探讨一下这次美国通胀高企的成因是什么。总结起来，我们认为是跟需求高涨、供应链短缺、劳动力短缺三大因素有关。
首先是疫情后美国货币财政双刺激造成了需求高涨。弗里德曼说过，一切通胀都是货币现象。疫情爆发后，美联储开启史诗级的大放水，美联储资产负债表的规模从4.1万亿飙升到8.8万亿，在两年时间里翻了一倍还多。这当然会带来通胀的压力。问题还不仅于此，美国还推出了大规模的财政补贴，直接增强了美国人的消费需求。2021年，美国人均消费支出增速达到11.7%，其中商品消费的增速更是达到17.3%，远远超过疫情前3%的增速。经济环境尤其是供应链无法匹配消费者如此大程度的消费需求。
其次是疫情下美国迟迟得不到解决的供应链短缺，突出表现是运输阻滞。客观来说，美国产能利用率在后疫情时代经历了一个明显的修复过程，2021年初的时候已经回到并超过了疫情的水平。但问题在于，在需求创下历史新高的同时，产能利用率却回不到之前的高点，这一轮的高点77.2%距离上一轮高点还有一个百分点的差距。事实上，学术界早就发现过这一问题，自上世纪60年代以来，美国产能利用率呈现出明显的长期下降趋势，历次经济复苏后的高点均低于上一轮高点。比产能修复问题更严重的是运输阻滞问题。我们看美国零售商的库存销售比，目前只有1.1，处于1992年有数据以来的最低位，比疫情前的1.4低了20%多，而制造商库销比高于疫情前，反映产成品从制造商运输到零售商存在阻滞。
最后是疫情后出现的劳动力短缺问题，以及由此造成的工资-通胀螺旋问题。出于对疫情传播的担忧和疫情救助等原因，疫情后大批美国人退出劳动市场，劳动参与率大幅低于疫情前水平。截至2022年1月，美国劳动力参与率为62.2%，比疫情前仍低了1.2个百分点，就业人数比疫情前仍少约170万人。美国杜克大学CFO调查显示，74%的受访公司CFO们表示他们在填补职位空缺方面遇到了困难，作为应对措施，其中 82%的公司将它们的起薪平均提高了9.8%。截至2022年1月，美国私人非农企业员工平均时薪同比增长5.7%，连续7个月增速超过4%，可以说，美国工资-通胀螺旋已经初步形成。
继续分析这些因素的持续性，不难看到，美国高通胀不是一个短期现象。关于美联储紧缩周期的启动，目前市场上对于3月份美联储开始加息，4月份开始缩表的预期已经很充分，美联储紧缩有助于抑制通胀上涨势头，但货币政策真正发挥作用具有滞后性，一般滞后半年到一年左右。关于运输阻滞问题，美国杜克大学的调查显示，绝大部分公司CFO们预计要到2022年下半年甚至更晚，运输阻滞问题才会好转。关于劳动力短缺和工资上涨问题，历史经验显示，劳动参与率的修复是一个长期问题，2008年金融危机后，美国劳动力参与率修复期长达四年半，最终也没有回到危机前的水平。而工资-通胀螺旋具有自我实现的特征，更是需要花大力气才能扭转。
最后，鉴于美国高通胀难以在短期内解决，而且失业率也达到了美联储的目标，后续控通胀将成为美联储的首要任务，美联储激进加息完全是可以预期到的行为。然而即便美联储加息，也是对治理需求端造成的通胀更有效，对治理供给端造成的通胀，效果要差很多。这次的问题恰恰是需求端和供给端共同推动的通胀，要治理成功需要更长的时间。

二、【策略】能源通胀周期下的选股策略
首先，跟大家汇报一下我们从策略角度对当下能源通胀周期的看法。大宗商品定价，我们认为最长期的维度是货币。因为货币发行速度远远超过经济增长速度，也远远超过了商品供需的增长速度，所以商品价格与货币的比价会持续走高。而比价的每一次剧烈抬升并不只反映当年的供需缺口情况，而是对于过去十多年货币超发的累积影响的一次性计价。19世纪70年布雷顿森林体系瓦解、20世纪初中国工业化程度的快速提升都是“超级大周期”的触发因素，而非本质原因。从供需层面完全不同，但从货币层面来看，是类似的。
过去10年的大部分时候，周期股的PB都很低，很多时候即使赚钱了，也不会建产能，因为股权和债权融资定价不合理，而且受政策监管。给周期股低的PB，主要是这些行业需求增速慢，有一定的合理性。但是由于资本市场的惯性，会给过低的定价，这会带来这些行业融资速度、产能建设意愿的过度下降。
如果这一次能源周期的时间长度比过去10年的历次周期更长，那么对股市定价体系的冲击是巨大的。在选股策略上，需要重视下面的三大调整：
（1）重资产上市公司将会变得好于轻资产上市公司。上市公司的内在价值取决于现金流折现。长期来看，股价会围绕价值上下波动。我们最近做了个统计，统计各行业2000年以来累积ROE走势和股价走势的关系，能够看到，2000-2010年，周期和金融股价往上偏离ROE趋势更多，偶尔跌到离ROE的趋势比较近的位置就是好的买点。而2010年之后，往上偏离ROE趋势较多的变成了消费和成长，现在消费和成长偏离ROE趋势的状态和2015年牛市差不多，而周期、金融、稳定性还在ROE趋势之下。2000-2010年，大部分时候伴随着的是能源通胀周期。
（2）利率环境波动剧烈，当期利润比长期利润更重要。一旦通胀中枢上行，则利率将会进入中长期上行的通道，对中国来说，虽然面临的压力小很多，但不排除对定价会有影响。2000-2010年的时候，由于中国的快速工业化，中国处在能源通胀周期。而那时候的美股，我们看到的一个情况也是偏周期、地产、金融的板块更强。虽然那时候的美国通胀压力不是很大。当下的情况是相反的，美国通胀很严重，国内通胀可控，但资本市场的表现会类似。由于通胀、利率的变化，资本市场的将会提高当期利润的定价，而降低未来利润的定价，因为利率的波动会加大。
（3）时间选择，2011年之后周期股是滞后指标，但之后的周期股可能会变成领先指标。历史上，周期股往往是经济周期的领先信号，但是从2013年以后，我们能够看到周期股的领先性是比较弱的，2016-2017年周期股的上涨是和股市上涨基本同步。2020年-2021年经济回升周期中，周期股是从2020年Q4才开始强于指数。而如果我们去看2005-2007年、2009-2010年的经济回升周期，周期股往往是提前市场见底走强。

三、【能源】能源大周期的底层逻辑
能源大周期的底层逻辑：之所叫大周期，一是持续时间会很长、以数年为级别，二是能源价格水平也会不断超预期大幅抬升创出历史新高。由于能源资源在最上游，其通过下游电力、汽柴油、化工、原材料等传导影响广泛，所以历史上往往大通胀都是由能源危机引发，当然能源危机的原由可以不同。我认为这一轮能源资源的通胀不像2016~2018年，也不像2009~2011年，而是类似2002~2007年，目前相当于2004年前后，都同是一轮真正意义上的产能周期。本质上，能源短期看需求、中期看供给、长期看货币。本轮能源通胀实际上是供给产能周期为根本，叠加长期货币超发为助推下的一轮。下面我重点讲三点：
首先，大周期的根本原因是能源行业十年下行，产能出清，过去五到十年产能投资下滑，资本开支严重不足。煤炭方面海外从2008年以来，中国从2012年以来长期下行，国内外产能逐步出清，2008年美国煤炭产量为12亿吨左右，目前大幅下降至2021年美国煤炭产量5亿吨左右，国内历经“十二五”后期的煤炭价格大幅下降产能出清，叠加“十三五”的供给侧结构性改革去产能减少产能累计也在10亿吨以上，但更为关键的是伴随能源通缩，尤其是美国页岩油气革命冲击油价以来，全球资本快速显著地撤出化石能源，煤油气的资本开支大幅下滑、明显不足，从而造成新增产能非常有限，无论煤炭还是油气，由此以来资源接续乏力，甚至出现供给零增长、负增长，这就是本轮能源通胀周期的根本原因。大家还要注意的是，煤油气资源是典型的枯竭性趋势，在过去十年的高强度开采下，尤其是海外和国内中东部地区许多矿区已经处在产能下滑趋势之中。
其二，本轮能源通胀与以往原油领涨显著不同的特征是气、电先行，煤炭紧随，原油只会迟到不会缺席。这种局面在去年我就曾在证券时报专访中提出过，这是因为两方面，一个原因是，全球能源转型两条思路，一条尽量多用最洁净的二次能源电力然后用新能源替代，另一条不得不用一次能源时更多用相对低碳的天然气，我们看到的电替代、天然气替代都是这个逻辑。所以以欧洲为代表的天然气、电力短缺就是这个背景下的结果，而另外可以用来发电的就是煤炭，天然气短缺就不得不进一步增加煤炭消费，欧洲主要国家去年煤炭进口都大幅增长原因就在这里，而油由于下游主要在交通，受疫情限制出行和电动汽车的发展双重影响，需求显然没有天然气和煤炭那么强劲。第二个原因是，煤炭上一轮周期见顶早于油气，产能出清更早更彻底，油气由于美国页岩油气革命使得美国成为全球第一大油气生产国，同时也就造成了OPEC+的形成与富余产能，但这些只是迟到的因素，油同样不会缺席，这一点我们去年就反复强调。
其三，本轮能源通胀持续时间上，除非出现经济危机，国内外经济断崖式下滑，否则大概率至少三到五年维度，这取决于产能建设周期和投资意愿与能力。能源煤炭需求有弹性，但供给没弹性或极低，经济好一些、差一点能源电力煤炭消费都在增长，但供给由于过去三五年严重不足的资本开支与产能建设活动，不随未来经济增长而增长或增长很低，这种节奏上的错配是持续性的根源，至于是滞涨还是通胀取决于经济好坏。产能周期方面，常规油气田产能建设周期大致两到三年，煤矿普遍三到五年以上，所以即便从现在开始加紧投资，也难以在中短期有产能的投放，所以造成了三到五年的维度，但更要关注的是投资意愿和能力，尤其在意愿上由于全球过去几年ESG投资盛行，叠加全球碳中和，化石能源的投资意愿依然非常低迷，甚至可能是较长期持续低迷的局面，这就可能进一步拉长产能周期。
基于以上几点，我们继续全面看多煤油气能源大周期的历史性机会。油的问题一会儿淑娴首席还会再讲到，电力我们团队陈昕研究员也会讲，我最后单独再说一下煤炭。
煤炭方面预期差应该是最大的，去年以来是小荷才露尖尖角，应该说机会才刚刚开始。当前板块估值远未反映基本面景气程度，更未反映煤炭供需趋紧、价格中枢上扬的持续性，低估值、高业绩确定性和可观的股息收益使得煤炭板块“攻守兼备”。强劲基本面下，煤炭价格易涨难跌，中枢逐步抬升，煤炭板块将长期享受时间的红利，系统性重估行情刚刚开始，维持行业“看好”评级，板块是整体性机会。重点推荐动力煤龙头兖矿能源、陕西煤业、中国神华等，炼焦煤看好平煤股份、盘江股份、山西焦煤等。能源大通胀周期的风险主要是经济崩溃式下滑。具体的煤炭产能的数据、规律、趋势、政策等请大家参考我们去年发布的深度研究或在做进一步交流。关于能源煤炭电力需求方面也有相关深度报告，欢迎大家具体参阅。

四、【石化】油气上游板块迎来历史机遇
1、需求端：全球原油需求缓慢恢复
2022年，全球原油需求预计恢复到疫情前水平。2020年由于新冠疫情的爆发，全球经济受影响严重，全球原油需求相比2019年大幅下降约900万桶/日，2021年原油需求快速恢复550万桶/日左右，根据IEA预计，2022年将继续恢复约330万桶/日左右，其中国际航班放开后航空煤油将加快恢复约100万桶/日，整体来看，恢复速度放缓，到2022年末，全球原油需求将回到疫情前水平。
分产品来看，IEA预计，汽油、柴油、航空煤油和燃料油等交通用油受疫情影响较大，2022年比2019年下降约200万桶/日，占全球原油需求比重将从2019年69%降至67%，而LPG、乙烷和石脑油等化工原料需求持续增加，2022年比2019年增加约200万桶/日，占全球原油需求比重将从2019年31%增至33%。
分地区来看，IEA预计，亚太和前苏联地区经济恢复速度领先，2022年相比2019年增加200万桶/日，占全球原油需求比重将从2019年40%降至42%，而美洲、欧洲、中东、非洲等地区恢复缓慢，2022年相比2019年下降约200万桶/日，占全球原油需求比重将从2019年60%增至58%。
我们将全球原油需求增速/全球GDP增速定义为“全球原油需求/GDP弹性系数”，2000-2019年期间弹性系数在0.25-0.90之间，这20年平均值为0.52，2020年由于疫情对交通领域冲击过大，弹性系数高达2.38，2021年随着交通、化工等领域用油持续修复，弹性系数降低至0.96，根据IMF对2022年全球GDP增速和EIA对2022年全球原油需求增速的预测，我们测算2022年弹性系数预计将继续降至0.73。
中长期来看，全球原油需求增量约150万桶/日。考虑到2022年后全球原油需求将基本恢复至疫情前水平以及全球能源消费结构石油比例将逐步下降，我们预计2023-2026年原油需求/GDP弹性系数将逐步回落至0.4-0.5，低于2000-2019年中枢水平，根据对IMF对全球2023-2026年GDP的预测，我们预计全球原油需求增速将下滑至1.35%-1.7%，对应每年原油需求增量约150万桶/日左右。
新一轮疫情爆发，油价仍存下行风险。进入2021年后，疫情仍是影响全球原油需求的首要因素。截至2022年1月，全球共经历了三轮较大的疫情反弹：第一轮在2021年4-5月期间，欧洲和印度接连遭遇疫情反扑，叠加阿斯利康疫苗接种遭欧洲多国叫停，变种病毒感染范围扩大，全球新冠肺炎日新增确诊病例激增，达到85万例/天以上。第二轮在2021年7-8月期间，德尔塔毒株进一步蔓延，引发欧洲和美国地区疫情严峻，全球新冠肺炎日新增确诊病例再次攀上高峰，达到70万例/天以上，新冠疫情反复增加了原油市场需求不确定性，油价多次发生负面波动。第三轮在2021年12月至今，奥密克戎毒株加速传播，以欧洲、美国为代表，全球新增确诊病例再次剧烈反弹至200万例/天以上。虽然目前全球疫苗接种进程加快，但全球经济恢复进度仍受疫情干扰有不确定性，这也导致油价仍存在下行风险。
2、供给端：OPEC原油剩余产能有限，供给弹性下降
OPEC+决议温和增产，原油供给逐步回升。OPEC+在2020年5月-2022年9月具备明确的原油生产规划。首先，自2020年5月开始联合减产970万桶/日（相对于2018年10月基准的减产规模），期间逐渐减少减产规模并实现逐渐增产，到2021年11月相对2018年10月减少415.9万桶/日，较2021年10月环比增加40万桶/日。在减产基线基础上，OPEC+产量先大幅骤降、后逐月增产，到2022年9月达到2018年10月份水平。在这个过程当中，每月环比增加的40万桶原油存在一定的分配规则，同时在2022年5月后，俄罗斯、沙特、阿联酋、伊拉克、科威特5国会上调减产基准163万桶/日。
根据目前的增产规则，OPEC-10成员国在2022年1~9月的增产量约为340万桶/日，加上俄罗斯等非OPEC国家的增产量约为180万桶/日，整体OPEC+联盟在2022年9月相比2022年初可增加原油产量520万桶/日。
2021-2022上半年，OPEC-10国具备快速释放产量能力。截至2021年12月，OPEC-13剩余产能约为530万桶/日左右，根据油价水平也位于80美元/桶的2018年同期情况，OPEC-13国底部剩余产能约为250万桶/日左右。剔除利比亚、委内瑞拉、伊朗三个减产豁免国后，参与减产的OPEC-10国剩余产能为400万桶/日左右，2018年底部剩余产能约150万桶/日，OPEC-10国目前具备快速释放产量的能力。
中长期来看，OPEC原油剩余产能有限，供给弹性下降。2010-2020年间，全球原油储量增长有限，资本开支在2015年后大幅下滑，OPEC-13国总体产能呈下降趋势。利比亚、委内瑞拉、伊朗作为OPEC三个减产豁免国，利比亚近3年从战争中逐步恢复，原油产能和产量随之提升，但剩余产能几乎用完。委内瑞拉在过去5年内的产能由从300万桶/日急速下滑到负值，这主要受其国内政治及经济压力影响，上游资本开支几乎为零。对于参与减产的OPEC-10国，到2022年下半年，受产能限制，安哥拉、刚果、赤道几内亚、伊拉克、科威特、尼日利亚6国大概率无法达到预计增产目标，原油增产幅度有限。除阿联酋外，OPEC-10国增产完毕后基本没有剩余产能，因此到2023年以后，OPEC-10国产量供给弹性将下降。
3、供给端：美国原油供给恢复缓慢，增产弹性下降
美国原油供给恢复缓慢。截至2020年疫情之前，美国原油产量已达到了1300万桶/日，超过沙特和俄罗斯成为第一大原油生产国。但是，新冠疫情后，原油价格再次跌破其现金成本，美国原油生产商受损严重。在2020-2021ji间，美国原油生产的恢复速度缓慢。这一期间，国际油价已从20-30美元/桶恢复至70-80美元/桶，而钻机恢复水平有限，截至2021年11月，美国活跃钻机数仅为2018年的一半不到。目前，美国原油产量约1140万桶/日，页岩油总体产量约830万桶/日，占美国原油总产量的73%左右。
从2020年下半年油价回升开始至今，美国油气公司没有充足的资金支持新井挖掘，美国页岩油企业优先选择单产高区块，另外加大对库存井（DUC, Drilled but Uncompleted）的完井操作，完井率最高超过200%，库存井数量大幅下滑，但也只是使得新增页岩油产量能够对冲其他老井的衰减量，维持页岩油产量的稳中略增。
我们认为2020-2021年页岩油生产恢复缓慢与页岩油公司的资金压力大、融资难有关。根据美国一家律师机构Haynes Boone列举的15家银行向石油公司（尤其是页岩油公司）放贷时所参考的油价水平数据，可以发现不同银行贷款参考油价的区间范围较大，区间波动也很大。从均值来看，在2021年Q3，美国银行在放贷时只按照2021年60美元/桶的油价标准进行相应评估，而2021年Q3期间油价基本处于75美元/桶左右，银行贷款参考油价远低于于3季度实际油价水平，可见银行在进行贷款评估时较为保守谨慎，美国页岩油公司的贷款环境较为严苛。
根据Haynes Boone统计的美国页岩油企业破产数量及债务情况，2020年Q2-Q3期间，美国油气公司破产数量再次达到近年高位，与2015-2016年的单季企业破产水平持平，同时美国油气公司债务水平也在这一时期达到高位。在2020年疫情环境下，无论破产与否，美国页岩油公司的债务压力都非常大，资金流状况恶化，融资成本高企。
根据EIA预测，2022年美国原油生产将逐步恢复，相比2021年增加77万桶/日，但增产弹性下降。主要原因：（1）经济性：一方面油价已达到70美元以上，美国原油开采成本为55美元，从现金流角度来看，美国页岩油公司进行原油开采活动是有经济效益的，但页岩油公司的生产活动资金受限。（2）政策性：拜登意在发展清洁能源，对页岩油支持力度有限。
综上所述，我们认为2022年将迎来油价大幅上行拐点。结合IEA、OPEC、EIA三大机构预测，2022年内分阶段来看，一季度内受中东的一些动乱局势影响，OPEC原油供给预期出现较大波动，从需求端看，当前全球经济恢复较为缓慢，但欧洲天然气危机和寒冬促使石油作为天然气替代品的需求增加，油价预计出现一定幅度的上涨。进入二季度后，俄罗斯、沙特、阿联酋、伊拉克、科威特5国会上调减产基准163万桶/日，OPEC+增产幅度扩大，市场累库压力增加，叠加全球经济刺激政策陆续退出，油价可能出现下行。到2022年下半年，全球经济进一步恢复，但部分OPEC国家受产能限制，难以达到预期增产目标，油价有望重回上行通道。
中长期油价中枢有望上行。从中长期来看，考虑全球原油长期资本开支不足，OPEC+国家剩余产能濒临耗尽，传统油气资产开发生产周期较长，美国拜登政府对页岩油支持力度有限，我们认为，2023年往后全球原油供给弹性将下降，而2023-2026年每年全球原油需求增量约为150万桶/日，2023年往后全球有望处于紧平衡甚至局部时间大幅去库存阶段，2023年后油价中枢有望回到75美元/桶以上。

五、【有色】盈利持续提升，行业有望迎来整体估值修复
核心观点：通胀周期背景下，2022年有色金属价格将整体维持高位，企业盈利有望持续提升，板块估值回归低位，2022年有色行业投资线索将由2020-2021年的价格反弹转向利润增厚，国内货币政策持续宽松背景下，有色板块或启动一轮整体估值修复行情，利润兑现度好或者超预期的板块会迎来更加确定的投资机会。
中国1月新增社融6.17万亿元，同比多增9842亿元，社融数据明显超预期，反映稳增长政策前置初有成效，基建投资开始发力。美国1月CPI同比增7.5%，前值7%，市场预期7.2%；CPI环比增0.6%，市场预期0.4%。美国CPI同环比均超预期，创过去40年新高，反映通胀压力继续升温。非农和CPI均超预期，美联储3月份加息预期更为充分，对有色金属的抑制逐步趋弱；同时在大通胀背景下，工业金属和贵金属的资产保值（对冲通胀）属性将会显现。另外，历史几轮美联储加息周期均伴随工业生产高景气，大宗商品需求有较强支撑，我们认为本轮加息周期有色金属仍然会有较强的基本面支撑，需求端，一方面受中国稳增长政策支撑，另一方面新能源全球大发展持续提振新能源金属边际需求增量；供给端，2012年以来，全球金属矿业活动一直处于深度调整中，过去近8年全球矿业勘查投资和采矿业投资均维持低位，预计2021年起有所好转。金属矿从发现到投入生产需要很长的周期，在可预见的未来几年，金属矿产将受制于开发前端长期低投入带来的产出增速下滑，供给弹性逐步趋弱。此外，俄乌的关系及印尼等资源国资源主义盛行等情况，给资源供给造成不确定性。当前有色金属各品种库存普遍回到历史低位，我们预计低库存现象在未来几年将继续维持，金属价格整体将维持高位运行，为板块业绩释放和估值修复提供强劲支撑。
铝价涨成本降，电解铝行业盈利水平走阔。2021年铝价中枢1.85万，当前价格接近2.3万，SHFE铝价涨2.2%至22890元/吨，行业平均毛利上升。据wind数据，铝锭累库21.1万吨至91.6万吨，海外电解铝产能减产带来国内铝锭进口窗口关闭，预计淡季累库步伐缓慢。供给短期看，国内方面，前期受能耗双控等减产产能复产进度缓慢，广西疫情发酵影响省内电解铝产能约50万吨/年，考虑广西氧化铝及电解铝产能国内占比较大（电解铝263.5万吨/年，占比6.2%；氧化铝1245万吨/年，占比13.9%），电解铝供给趋紧，叠加氧化铝价格或受广西疫情影响抬升将共同支撑铝价上行趋势。需求方面，节后下游铝加工企业陆续复工复产，且铝板带箔企业需求强劲，去库仍有支撑。考虑欧洲能源危机短期难以解决，下游新能源用铝需求强劲叠加广西疫情扰动，铝价中枢有望继续抬升。
高通胀预期支撑贵金属价格。SHFE金价涨2.4%至378.8元/g， SHFE白银涨2.7%至4829元/kg，美十年期国债实际收益率下降3pct至- 0.51%；SPDR黄金持仓上升7.8吨至1019吨，SLV白银持仓1.69万吨，基本与上周持平。美国1 月CPI同比上升7.5%，涨幅再超预期。市场加息预期再次升温，但由于此前市场已对年内美联储加息消化充分，超预期的经济数据反而增加了市场对于高通胀的担忧，叠加欧央行超预期释放鹰派信号美元走弱，欧洲能源危机及疫情带来的不确定性仍在延续，贵金属价格短期仍有支撑。
锂价继续维持上行趋势，板块配置时点已到。本周无锡盘碳酸锂价格上涨6.4%至43.25万元/吨，百川工碳、电碳价格上涨5.6%、3.9%至37.55、39.54万元/吨，氢氧化锂上涨4.9%至32.19万元/吨，锂辉石价格上涨0.7%至2710美元/吨，春节过后锂价增速不减。供给端，碳酸锂开工率和产量分别环比上涨13%至42%、3808吨，库存环比增长0.18%至4939吨，氢氧化锂受原料端锂精矿及碳酸锂紧缺限制，开工率和产量环比下降4.73%至39.51%、2910吨，库存环比下降0.89%至780吨，预计氢氧化锂2月总产量将受大厂检修影响继续降低。MRL发布FY2022中报，预计未来将对MT Marion矿山进行技改使产能提升20%~30%，同时Wodgi na矿山一期25万吨锂精矿产能预计2022年4月启动，Kemerton一期2.5万吨/年的氢氧化锂项目预计2022年11月底建设完成，整体看锂资源供给增量将集中在2022年下半年释放。需求端新能源汽车1月份总体销量数据未出，但从国内主要的新能源车企的销量数据看，市场呈现淡季不淡的特点。据高工锂电统计，2022年春节前后，涉及动力及储能电池开工的项目达9个，总投资超798亿元，产能规划超176GWh；签约投资动力电池项目6个，总投资超1080亿元，产能规划超215GWh。动力电池的扩产背后一方面源于旺盛的市场需求，另一方面市场订单为新增产能释放提供了确定性空间。综上，锂资源供给预计短期不会有明显改善，需求淡季不淡的环境下，锂价或将继续维持高位。根据我们的锂供需测算，预计2022年锂资源供应增量约17.7万吨，若假设全球新能源车产量增速为50%，则全年供需维持紧平衡状态，预计2022年锂价中枢将会维持高位运行。
对于锂行业以及相关公司基本面，市场预期较为一致，目前分歧主要在于锂资源企业的估值，是否与其他强周期商品具有相同的估值体系。我们不否认锂同样具有强周期属性，理论上与其他商品估值体系一致，但我们认为锂应该具有与其他商品不一样的估值中枢。同样是金属的黄金、稀土、铜、铝，其相关企业的历史估值中枢却差异很大，这显然与金属本身的成长性、稀缺性以及战略地位等因素紧密相关。而锂作为锂电核心材料，未来10年在新能源车和储能等应用领域的推动下将维持高速增长趋势。另外静态来看，未来3-4年锂资源供应将持续紧缺，从企业保产、产业保供、国家资源安全等各个维度，锂资源的战略地位都将不断提升。在目前锂价水平下，部分锂盐企业PE估值已接近10倍左右，我们预计2022年锂板块公司业绩将继续保持高速增长，板块有望迎来估值修复行情。
投资建议：锂建议关注天齐锂业、赣锋锂业、永兴材料、盛新锂能、中矿资源等；新材料建议关注豪美新材、和胜股份、石英股份、博威合金等；钛建议关注宝钛股份、安宁股份、西部材料等；贵金属建议关注贵研铂业、赤峰黄金、银泰黄金等；工业金属建议关注云铝股份、神火股份、西部矿业、紫金矿业、立中集团、索通发展等。

六、【地产】预售资金监管放松后，地产行业还有哪些机会
2月10日，财联社消息称全国性商品房预售资金监管办法出台，监管办法明确预售资金监管额度为“重点额度监管”，额度由市县级城乡建设部门根据工程造价合同等核定。这次监管办法与过去《城市商品房预售管理办法》的差别主要有两个，一是管理更明确。对监管资金监管额度、交纳范围、取用条件等基本标准进行了明确规定，明确的管理标准有利于改变部分地方预售资金监管政策不明、提取基数和比例过高、提取节奏不合理等问题。二是提升了资金使用的灵活性，办法提到监管额度内资金必须专款专用，当账户内资金达到监管额度后，超出额度的资金可以由房企提取自由使用，具体拨付的节点由各地的市县级城乡建设部门确定，资金使用灵活性的提高一定程度上可以缓解房企的资金压力。
对于房企的影响在于两个方面，一个是我们此前路演中一直强调的，房企要实现从项目层面到母公司层面的现金流回流，需要市场去化率达到一个很高的水平才可以，其主要原因在信贷部门的挤兑和预售资金的监管，现在监管的比例的调整（部分城市在重点监管资金上，一般监管资金这部分有望放松，这部分相当于间接下调了资金监管的比例，这样房企能够有更多的现金流回流到母公司），同样现金流通过提振销售去化的话难度会更大，就比如去化率从50%提升到70%的难度远比监管资金比例下调10%要难的多。另外一点在于，资金使用的灵活性提升，此前部分城市主体结构封顶前可提取的最高重点监管资金比例不到50%，现在前期工程节点（如1/3或者1/2或者主体封顶）可提取的资金比例会有所提升，也能够加快房企的现金流回流，改善房企的资金结构。根据我们的测算从去年9月份开始到12月份，全国预售资金监管的规模大约在2万亿左右，这块的松动比起销售更能够直接改善房企的资金链压力。
所以我们一直也在强调，本轮周期下行是由于信贷政策过度过快收紧，债务违约事件加剧资金监管，导致房地产市场流动性受损，资金链紧张，核心并不在于开发商资金短缺，而是在于开发商资金回路无法打通，资金端的宽松是目前迫切需要解决的问题。化解行业风险的前提一定是打通企业资金端的通路，从供给端来着重解决企业资金链问题。缓解了资金端通路之后，我们认为后续还有两个部分需要重点关注，一个是信贷端，这里尤其指对于房地产企业的信贷端，如开发贷，信托贷款等，目前这部分尚未有明显改善，民营企业依然难以获得贷款，后续房企的拿地能力和推货能力需要信贷端的进一步放松。其次是需求端，资金端的宽松仅能够缓解当前房企面临的短期压力，让房企活的时间更久一点，且政策从实施到见效还有一定的时滞性问题，部分面临出险的房企依然难以纾困，所以后续还需要看到需求端的放松和配合，才能够实现行业的企稳回升，从现有的数据来看，1月份30大中城市商品房销售面积同比下降30.2%，环比下降23.7%，剔除疫情和春节影响，相较2019年同期下降5%，各地相继出台针对保障房、公积金、契税等不涉及限购限贷核心的一些需求端的刺激政策，我们预计需求端的政策还会进一步加码，包括二套房在内的改善性需求，甚至非核心城市在限购、限贷、限售等方面的突破，今年我们认为也是有希望能够看到的。
根据1月份已经发布政府工作报告的30个省的GDP目标增速和往年的数据来看，预计全国2022年GDP目标增速保5%还是当前市场一致认可的目标。当前房地产开发投资对经济增长贡献仍然较大，近5年房地产开发投资占固定资产投资比重的均值为22.9%，构成了固定资产投资增长的重要贡献部门；同时长链条、关联行业多的特点使得房地产对其他行业的增长也有重要贡献。短期内无法迅速切换这种经济模式，因此要实现GDP增速保5%，仍需要房地产在投资端的发力。当前我国房地产市场城镇化、改善和拆迁等住房需求仍存在支撑，围绕资金和需求端的政策持续纠偏下，房地产行业投资和销售有望超预期。
政策放松利好地产和物业板块：经济下行压力大、流动性释放，房地产政策放松预期增加时正式是房企预期动态盈利能力修复的节点。当前资金端的放松更利好此前资金承压民企，如新城控股、金科股份等，后续需求端政策放松则将进一步巩固经营稳健、管理能力出色，已经具备一定经营护城河性质的企业，其中包括持续能集够做全国化扩张的大型国企央企如保利地产、金地集团、招商蛇口、中海地产、华润置地等，也有区域优势明显，能够实现差异化竞争的区域龙头如滨江集团、旭辉控股等。物业板块方面，在2022年房地产政策调整、地产板块修复持续背景下，随着房企资金压力问题得到缓解，母公司爆雷风险解除，物业板块也将迎来明显的修复，个别独立性强的物业公司其成长熟悉将进一步凸显，这类型我们相对看好：碧桂园服务、华润万象生活、旭辉永升服务和金科服务。

七、【建筑建材】基建产业链复苏下的投资机会
首先宏观层面，我国基建发展符合“稳增长”的大方向。在全球经济环境不确定性因素影响下，基建成为我国稳定经济的重要抓手。自中央经济工作会议定调“稳增长”的发展路线以来，
各省、各部门陆续布局相关工作，31省政府工作报告均已发布，尽管多数省份下调了增速目标，但除北京、天津之外，其余省份的经济增长目标均定在5.5%以上，充分反映我国“稳中求进”的发展战略，基建复苏的重要性是非常突出的。
对于基建产业链上的企业来讲，基本面的改善需要充足的需求、资金面宽松以及形成真正的工程进度这三大要素。
第一，资金面。社融超预期，专项债放量，实际也是力保一季度开门红。1月份社融里面最大的增量就在实体经济贷款，特别是长期企业贷款，我们建筑行业整个产业链的运营对于资金需求很大。今年专项债发行已超5000亿，与去年同期相比提速显著。
第二，需求面。行业订单充裕，政策支持环境下企业经营有望显著改善。行业整体订单保障系数始终在2倍以上，头部企业订单更加充裕，订单保障系数更高同时疫情期间年均复合增速多在10%以上，各个省份的重大项目清单以及各个部委的十四五规划也已经陆续发布了，在这五年规划的前半段，各地都会优先保障重大项目。
第三，工程进度。依据建筑业经营模式，形成工程进度是基本面改善的先决因素，上游原材料基于工程进度形成销售，下游施工单位基于工程进度向业主单位收款。去年行业整体放缓，从水泥开工率出货率来看都相对较弱。而今年目前来看，复工率趋势相对较好，水泥开工率同比节前显著提升，挖机开工小时数与去年春节月相比较高。从工地复工率来看，除了东北、华北、华东地区由于气候以及冬奥会的原因复工较慢之外，华南、华中、西北、西南等地区复工率均较去年有显著提升。截止到2月10日，根据全国1.2万个项目情况来看，全国复工率约为27.3%，与去年节后一周相比增长近10%，预计下周复工率可以再提升一倍以上。
因此，2022年基建复苏趋势确定，中长期来看我国基建布局侧重补短板建筑、轨道交通、高质量发展，在资金面支持意向明确，保障适度超前开展基建项目的前提要求下，上半年经营向好的确定性较强。
在板块选择上，我们考虑两方面因素，第一是细分领域需求好，第二是风险抵御能力强。
下游板块建议关注头部建工企业，上游板块建议关注头部建材企业（高耗能背景下格局或向头部集中），以及交通强国发展下需求空间较大的城际市域板块，十四五建筑业重点攻克的建筑抗震板块。
1、关注头部建工及建材企业，头部建工企业订单充裕，保障系数高，能够更好地获得重大项目订单，我国重大项目地方优先保障，且资金支持力度更大，因此需求较好，而遇到原材料大幅波动的情况下，也能够稳定利润率，维持较好盈利水平。建材企业也是如此，应对原材料涨价时更加具备风险抗性，同时碳中和背景下，建材行业属高耗能，面临节能改造，龙头集中更加显著。
2、关注城际市域板块，我国十四五期间仅长三角、京津冀、大湾区就明确新开工里程1万公里，此外还有成渝地区、山东半岛等城市群规划带来的城际及市域建设。与以往十三五期间的高铁并非同一细分板块，未来我国高铁、地铁增速或放缓，但城际市域是快速增长的。
3、关注建筑减隔震行业，十四五建筑业规划中，重点强调建筑业高质量发展，其中新增对建筑抗震板块的规划，相关板块为建筑减隔震，而且政策强制应用新技术的下游建筑类型主要是民生类的公共建筑，我国十四五期间对于城乡社区服务体系建设规划提出了更高的要求，提出了“七有两保障”，幼有所育、学有所教、病有所医、老有所养、弱有所扶，文体活动有服务，民生类建筑需求持续扩大较为确定。

八、【电力】电力供需形势与投资机会
2021年我国出现了多轮次、大范围电力紧缺问题，其中既有短期因素，如来水不足（2021年水电利用小时同比下降203小时）、地方为完成能耗双控任务而一刀切拉闸限电等；也有中长期因素，如煤炭产能不足、可控电力装机（火电、水电、核电）不足等。未来这一问题将如何演绎？今天我们对此进行分析并寻找投资机会。
1、电力电量供需将如何演绎？
研究电力电量供需的背后，实质上是要回答如何构建新型电力系统这一问题，即电力系统如何在安全稳定供电的前提下加快绿色转型。
一个简单但不完全正确的认知：大力发展新能源，用新能源发电量压缩火电发电量，实现降碳。
但新能源发电只能够解决电量问题，而不能解决电力问题。即从年尺度来看，新能源能够提供一定发电量，但是聚焦在一些时段，当用电需求高涨，新能源却往往供给不足。如日内的“极热无风”，去年9月东北风电连续数天低出力，去年欧洲遭遇小风季等。
长期来看，“安全”需要保证足够数量的可控装机，“绿色”需要保证足够数量的新能源装机，二者为协同发展关系，缺一不可。
2、“十四五”电力电量供需形势
从电量平衡看，2022-2023年电量供给仍显紧张。取极端假设，这两年用电量增速5%、4%，水电利用小时恢复至多年均值3800小时，新能源年新增装机120GW，则火电利用小时仍有4350小时左右，较2021年4448小时下降100小时，但仍比2020年高100小时左右。
从电力平衡看，可控电力装机不足，导致发电机组顶峰能力不足，冬夏用电高峰时段有序用电呈扩大趋势。当前装机是否冗余？以最难度过的冬季用电高峰为例进行说明：2021年我国最大负荷11.92亿千瓦，考虑13%旋转备用，则此时开机应达到13.5亿千瓦以上。2021年火电装机13亿千瓦，水电3.9亿千瓦，核电0.5亿千瓦，风电3.3亿千瓦，太阳能发电3.1亿千瓦。冬季高峰多为傍晚，此时太阳能发电出力为0，核电按0.5亿千瓦计，水电按1.3亿千瓦计算（1/3），火电至少有10%机组检修，剩余10.8亿千瓦，合计12.6亿千瓦，即风电出力要达到0.9亿千瓦，出力要达到总装机30%以上。未来可控装机是否充足？2022-2025年，假设最大负荷年均增速6%，则年均最大负荷提高7800万千瓦；火电年均新增4200万千瓦（煤电约3000万千瓦、气电约1000万千瓦、生物质发电约200万千瓦），水电估计800万千瓦（中大型水电640万千瓦），核电约300万千瓦，合计5300万千瓦。供需相差2500万千瓦。假设风电年均新增50GW，则其顶峰出力要达到50%，难以实现。
3、投资机会
综上，提高新增装机+提高电价是长期趋势，投资应把握两点：
（1）常规电源制造商：东方电气、哈尔滨电气（抽蓄+核电+火电）。
（2）发电运营商：核电（新一轮建设有望重启）、火电转型新能源运营商（火电提供电力、新能源提供电量）。

九、【化工】高油价之下的煤化工机遇
自2021年以来，国际油价从50美金/桶水平持续向上突破，到2022年开年，国际油价已经突破90美金/桶的水平。国际油价的上涨，我们的石化团队有非常深入的研究，而且从趋势上来看，在OPEC增产不及预期和页岩油的开发投资受到政策和融资等影响下，我们将会在2022年继续面临着一个相对较高的油价环境。
那么对于化工行业而言，在高的油价下，什么是受益的呢？我们认为，其中显著受益的是煤化工行业。从宏观层面来说，中国因为资源分布存在着“贫油、少气、富煤”的特征，原油高度依赖进口，因此在高油价环境下，无论是经济型的角度、还是从能源、材料供应保障的角度，煤化工都成为了重要的保障。这也是为什么在碳减排、碳中和的双碳政策背景下，国家明确把煤化工的原料用煤不计入用煤指标的原因。
从经济性的角度来看，煤化工与石油化工在诸多产品上是存在着竞争、替代关系的。我国目前煤化工的几个主要产品煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制尿素/合成氨来看，其中烯烃、乙二醇都由石油路线和煤制路线两大类，且在我国，以烯烃来看，煤制烯烃的占比仍然相对较低，油制烯烃的占比均在60%以上，这也就决定了烯烃的价格，很大程度上由油制烯烃决定。根据我们统计，2015年至今，原油价格与乙烯价格相关系数为0.61，与丙烯价格相关系数0.95。
根据卓创统计，我国乙烯产能为3003万吨，在乙烯生产中，油制乙烯（蒸汽裂解、催化裂化）占比达到76%，煤制乙烯（CTO,MTO）占比24%；我国丙烯产能为4037万吨，在丙烯生产中，油制烯烃占61%，丙烷裂解制丙烯（PDH）占14%，煤制丙烯（CTO/CTP,MTO/MTP）合计占比25%。
而从成本结构来看，整体而言，由于CTO/CTP技术路线中，涉及到煤制甲醇装置，单位投资高，因此CTO/CTP路线的生产成本中，固定成本占比达到60%，而原材料成本仅占25%左右。而油制烯烃、气制烯烃以及甲醇制烯烃中，原材料成本占比均在70%以上。
这种成本结构的差异就和产品价格模式就决定了，在不同的油价环境下，煤制烯烃路线和油制烯烃路线的成本差异较大，也就存在着所谓的煤化工的盈亏平衡点油价。整体而言，高油价情况下，煤制烯烃路线的成本优势更为显著。而低油价情况下，煤制烯烃路线的盈利能力受到影响。
我们根据物料平衡关系，取CTO加工费3400元/吨，CTP加工费3050元/吨，油制烯烃800元/吨进行测算，我们发现，在油价高于60美金/桶时，CTO和CTP路线较油制烯烃的盈利能力更强。而在40~60美金/桶之间时，二者盈利能力相当。当油价跌破40美金/桶时，油制烯烃的盈利能力显著优于煤制烯烃。
而目前来看，油价与60美金/桶的油价环境相比已经高出了50%，因此煤制烯烃的优势就更进一步凸显。
但我们需要再额外强调的是，这里的测算均是以外购煤进行测算。虽然油价与煤价不是直接相关，但是煤炭与原油之间存在着替代效应，因此原油价格与煤炭价格也存在一定的关联性。但是由于国内的煤炭整体而言主要为长协价格，且2017年以来受到进口配额限制，因此国内煤炭价格与国际油价的关联性相对国际煤价更弱。2013年以来，国内动力煤期货的价格与国际油价的相关系数为0.49。
在煤价上涨的情况下，煤化工的成本也会相应的上升。因此对于煤化工企业而言，存在外购煤炭进行煤化工生产和自有煤进行煤化工产品生产的差别，显然自有煤炭的企业成本相对是较为固定的，那么在油价上涨的情况下，将更大程度的受益于产品价格上涨。
因此在这样的背景下，我们建议关注自有煤炭，且生产产品与石油高度相关的宝丰能源、广汇能源等企业。

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