韩国能源安全战略调整 - 韩国是亚洲第三大、全球第四大原油进口国，炼油原料几乎完全依赖进口，易受地缘政治和油价波动影响 [1] - 由于韩国国家石油公司(KNOC)深陷巨额债务，私营油企如SK创新将主导国家能源安全行动 [1] - 私营石油公司的上游项目投资决策基于可行性、盈利能力及环境评估，而非政治动机，这对保障能源安全至关重要 [1] SK创新的上游业务战略 - SK创新计划未来十年扩大亚洲地区上游业务，重心从秘鲁转向东南亚和中国，作为"以脱碳为核心的业务重组战略"的一部分 [2] - 公司获得印度尼西亚两个海上油气区块勘探权，加强以印尼、越南和马来西亚为核心的上游集群战略 [2] - 2024年SK创新在越南15-1/05区块发现原油，并在15-2/17区块持有25%股权，9月获得马来西亚Ketapu Cluster海上区块作业权 [2] - 与印尼签署Serpang和Binaiya区块产量分成合同，加速商业化进程和提高运营效率 [2] SK创新的上游业务现状 - 目前在8个国家参与14个油气上游项目，产量为5.8万桶/日原油当量 [3] - 分析师认为SK Earthon等私营企业的油气项目成功率远高于KNOC [3] KNOC的财务困境 - KNOC总资产18.2294万亿韩元(134亿美元)，总负债19.5781万亿韩元(144亿美元)，正在进行资本减值程序 [3] - 财务困境归咎于失败的资源外交举措，如以4.8万亿韩元(35亿美元)收购加拿大Harvest油田，总投资7.5766万亿韩元(56亿美元)仅收回490.2亿韩元(3600万美元) [3] - 韩国东南海岸6-1区块勘探钻井47天后被判定不具有经济可行性 [3]

西气东输四线全线贯通 - 西气东输四线（吐鲁番—中卫）甘宁段成功投产，标志着全线贯通投产 [1] - 工程年输气能力达150亿立方米，折合替代标煤2700多万吨，减少碳排放约5000万吨 [1] - 西气东输管道系统年输送能力将达到"千亿方"，显著提升天然气跨区域调配能力 [1] 战略意义与能源安全 - 西气东输四线是连接中亚和中国的又一条能源战略大通道 [1] - 提升国际油气资源配置效率，保障开放条件下的能源安全 [1] - 共建新时代绿色能源丝绸之路 [1] 工程技术与环境挑战 - 甘宁段管道长1162公里，起自红柳压气站，止于中卫联络站 [1] - 与4条油气管道长距离并行敷设，交叉穿越点密集 [1] - 沿线地质条件复杂，地貌以戈壁荒漠为主，自然环境恶劣 [1] - 近70公里管道横贯安西极旱荒漠国家级自然保护区，生态异常脆弱 [1] 联合运行与区域影响 - 西气东输四线将与二线、三线联合运行，进一步完善我国西北能源通道 [2] - 我国天然气一次管输能力突破4000立方米，增强管网系统供气可靠性和灵活性 [2] - 将中亚气、新疆塔里木上产气和新疆煤制气输送到环渤海、中部和东南沿海地区 [2] - 优化区域能源结构，改善大气环境，推动沿线经济社会高质量发展 [2]

政府投资 - 英国政府宣布在未来四年内向塞兹韦尔C核电项目追加投资142亿英镑（约合192.5亿美元）[2] - 追加投资后英国政府对该项目的承诺总投资额达到178亿英镑，此前已投资36亿英镑[2] - 财政大臣雷切尔·里夫斯称这是"一代人以来最大规模的核电建设"[2] 项目概况 - 塞兹韦尔C核电站位于英格兰东南部萨福克郡[2] - 预计建设高峰期将创造约10,000个就业岗位[2] - 建成后产生的电力将足以供应约600万户家庭[2] 项目背景 - 塞兹韦尔C将是英国二十多年来建设的第二座新核电站[3] - 上一座是法国电力公司（EDF）承建的欣克利角C核电站，预计2029年投入运营，成本在310亿至340亿英镑之间（按2015年价格估算）[3] - EDF曾表示塞兹韦尔C的成本将比欣克利角C低约20%[3] 股权结构 - 英国政府持股83.8%，EDF持股16.2%（截至去年12月底）[3] - 预计在本次追加投资后EDF的持股比例将进一步降低[3] - 项目开发商去年12月曾告知有五家投资者参与了投标过程[3] 行业影响 - EDF英国首席执行官西蒙·罗西称这是对欣克利角C项目的信任投票[3] - 欣克利角C项目重启了英国核工业并积累了有益于塞兹韦尔C的经验和技能[3] - 塞兹韦尔C项目最初由EDF和中国广核集团共同开发，但英国政府于2022年出于安全考虑收购了中方的股份[3]

中国停止进口美国石油的原因分析 - 中国自美石油进口量锐减90%，2025年3月降至300万桶/月，较峰值2900万桶暴跌近90% [5] - 中国转而大幅增加从加拿大、俄罗斯、中东的进口，如加拿大原油进口飙升至730万桶/月创历史纪录 [5] 经济成本因素 - 美国石油因关税和运输成本较高，价格缺乏竞争力，如俄油通过管道运输且可用人民币结算 [5] 能源安全战略 - 中国推行进口多元化以减少对单一国家依赖，2025年自美能源进口仅占承诺量约三分之一 [5] - 持续提升国内产量及可再生能源占比 [5] 政治反制措施 - 在中美经贸摩擦中，中国以削减能源采购回应美方关税 [7] - 同时扩大与其他产油国合作，如沙特、巴西 [7] 特朗普的表态与白宫解释 - 特朗普在社交媒体称希望中国从美国大量购买石油，但表态与美制裁伊朗立场不符 [3] - 白宫解释称其意在强调伊朗未封闭霍尔木兹海峡是因顾忌中国利益 [3]

霍尔木兹海峡潜在封锁影响 - 伊朗议会投票授权在必要情况下关闭霍尔木兹海峡 最终决定权移交至最高国家安全委员会及最高领袖哈梅内伊 [1] - 霍尔木兹海峡每日输送约2100万桶原油及精炼油品 占全球石油消费量的20% 同时承担全球20%的液化天然气出口 [1] - 若海峡完全中断 全球石油供应将锐减1800万桶/日 相当于全球消费量的近20% 远超历史纪录 [1] 能源市场反应 - 超大型油轮日租金在10天内从不足2万美元飙升至4.8万美元 涨幅超140% [1] - 若绕行好望角 航程将增加7000公里 运输成本再涨40% [1] - 布伦特原油自6月10日累计上涨18% 触及79美元/桶的5个月高点 WTI原油突破76美元 [7] 行业影响分析 - 油价升至130美元时 美国汽油零售价可能突破4.50美元/加仑 加州等地逼近6美元 [3] - 油价每上涨10美元 美国通胀率就将增加0.3-0.4个百分点 [3] - 化工、化肥行业原料价格暴涨 航空业燃油成本占比升至35% 全球汽车制造业或因零部件断供每日减产10万辆 [5] 地缘政治博弈 - 伊朗历史上从未实现完全封锁 2023年扣押油轮事件只引发局部恐慌 [6] - 阿联酋通过阿布扎比原油管道可绕行海峡 沙特的东西管道提供缓冲 但两者合计仅覆盖海峡流量的31% [7] - 伊朗65%的财政收入依赖石油出口 封锁将切断自身经济命脉 国内通胀率已达40% [7] 金融市场预期 - 高盛预警：若海峡运输量减少50%持续一个月 布伦特原油将瞬时飙升至110美元/桶 [6] - 摩根大通推演：全面封锁或使油价跃升至120-130美元 极端情形下触及150美元 [6] - 交易者认为伊朗在2025年关闭海峡的概率已达52% 华尔街正疯狂抢购原油看涨期权 [6] 区域经济脆弱性 - 中国45%的原油进口 印度75%的中东石油依赖该通道 日韩等国承担全球霍尔木兹原油流量的69% [7] - 欧洲柴油溢价在冲突后飙升60% 航空燃油溢价涨45% 卡塔尔占欧盟LNG进口的15%且全部需经霍尔木兹 [7] - 美国第五舰队驻扎巴林 可联合海湾国家组建护航联盟 [7]

霍尔木兹海峡关闭对我国能源安全的影响 - 我国每天经由霍尔木兹海峡运输的原油约500万桶，占年进口量的45% [3] - 海峡关闭将切断我国从波斯湾地区进口原油的通道，导致国内原油供应减少和油价上涨 [3] - 霍尔木兹海峡承担全球20%的液化天然气贸易，我国占比高达83% [3] - 天然气进口主要依赖卡塔尔，其LNG运输几乎都需经过霍尔木兹海峡 [3] - 海峡关闭将导致天然气价格上涨，可能影响工业生产 [3] 替代能源进口方案及成本影响 - 我国可能转向从俄罗斯、巴西、马来西亚等国进口天然气 [3] - 由于运输成本增加，从替代国家进口的天然气价格将显著高于当前水平 [3] - 油轮绕行好望角将使航程延长约40% [5] - 运费可能出现400%的暴涨 [5] 对贸易和产业的影响 - 运输成本增加将推高进出口商品价格 [5] - 中国出口商品在国际市场的价格竞争力可能被削弱 [5] - 从该地区进口的其他商品将面临运输受阻 [5] - 可能导致相关原材料和零部件供应短缺，影响国内相关产业生产 [5] 伊朗的经济考量 - 伊朗每年石油出口收入高达400亿美元 [7] - 石油收入占伊朗财政收入的10%以上 [7] - 关闭海峡将对伊朗自身经济造成重大损失 [7]

报告行业投资评级 - 行业评级为强于大市（维持评级），上次评级同样为强于大市 [4] 报告的核心观点 - 2015年煤炭总量过剩严重，当前是先进产能结构性过剩，且面临较大外部约束，政策背景不同使产能去化难，产业集中度提高或提升安监和环保督察有效性，地缘政治不稳定使保有产能冗余必要 [11][18][38] - 新能源替代效应增强，火电从主体能源向调节性能源转变，风光水火储一体化项目发展，煤炭需求总量或入平台期，出现季节性脉冲式采购，化工用煤需求增长但占比低，坑口电厂发展使港口与坑口煤价差收窄 [43][53][65][70] - 2015年煤价因总量过剩快速下跌，当前煤价低位周期或拉长，煤电一体化使电煤需求见顶，煤价波动率实际收窄，坑口煤需求走强，港口与坑口煤价差缩小 [76][77] 报告各部分总结 供给端差异：结构性过剩+行业面临外部约束 当前面临的是结构性过剩，而非类似2015年的总量过剩 - 2015年全国煤矿总规模57亿吨，原煤产量36.85亿吨，产能利用率约64.6%，2014年消费量负增长，总量过剩严重 [11] - 2009 - 2014年每年新增产能3 - 4亿吨，供给释放滞后，煤炭投资、投产周期长，如中煤大海则煤矿、陕煤孙家岔煤矿 [13] - 2015年供给侧改革淘汰落后产能，2024年千万吨级煤矿82处，核定产能约13.6亿吨/年，安全高效煤矿产量占比由38%提至70%以上，智能化建设成果显著，事故和死亡人数下滑 [18] 当前煤炭行业面临着较大的外部约束 - 煤价与晋陕蒙财政收入、GDP强相关，山西2024年GDP负增长，财政压力使主产地“以量补价”，或加剧过剩和价格下跌，但当前财政状况好于2015年 [22][25] - 地缘政治不稳定，我国原油、天然气对外依赖度高，能源供应链有断裂风险，能源安全战略加速，出台提高非化石能源占比、能源供应灵活性和韧性、加快西部战略部署等政策 [29][34] 对煤炭供给端的启示 - 当前优质产能占比高，用2015年方式去产能边际效果不大 [38] - 2015 - 2024年晋陕蒙、晋陕蒙新产量占比提升，产业集中度提高使安监和环保督察控制开工率有效性或提高 [38] - 地缘政治不稳定，大幅产能去化概率低 [41] 需求端差异：新能源替代效应强，从主体能源转向调节性能源 新能源替代效应较强 - 2015年火电装机容量占比约67%，发电量占比约75%，是主体能源，新能源装机容量占比低，第二产业用电占比高，需火电稳定供电 [43] - 2025年风光装机容量超火电，但新能源发电受随机性、间歇性、波动性及利用率下降影响，发电占比低，装机结构变化传导至煤炭需求端，火电降幅更大 [46][48][49] 从主体能源转型至调节性能源，从煤电博弈到一体化深度融合 - “风光水火储一体化”模式可提高能源互补协调能力，2021年至今多项政策支持，如中电普安、陇东 - 山东项目 [53][56] - 煤炭定位从主体能源转为调节性能源，需求总量或入平台期，出现季节性脉冲式采购，理论上需求波动应放大，但因库存高实际波动减少 [56][57] 化工需求持续较快增长，但占比不高 - 2017年政策支持煤化工发展，化工用煤消费量从2017年1.75亿吨增至2024年2.89亿吨，CAGR约7.4%，但占动力煤总需求仅8%左右 [65] 产地煤电大基地发展趋势下，坑口需求提升或导致港口坑口价差收窄 - 坑口电厂占比从2014年的17.8%提至2024年的22.4%，未来或持续提升，企业和政策角度均支持其发展 [68][69] - 坑口电厂发展使电厂产地采购占比升，港口采购占比降，大秦铁路煤炭运量占电煤消耗量比例从25%降至15 - 17.5%，港口与坑口煤价差收窄或成常态 [70] 2015vs2025，对煤价的启示 - 2015年煤价因总量过剩快速下跌，当前先进产能过剩，产能去化难，地缘政治不稳定需保有产能冗余，煤价低位周期或拉长 [76] - 煤电一体化使电煤需求见顶，煤价波动率理论上放大但实际收窄，坑口煤需求走强，港口与坑口煤价差缩小 [77]

日本大米危机 - 2024年夏季以来日本大米歉收导致价格持续上涨，2025年5月底米价同比涨幅超98%，达24元人民币/斤（中国同等价格可购6-12斤）[1] - 米价上涨未显著提升农民收益，因生产成本增加且流通环节分走大部分利润，加剧农业经营困境[1] - 日本政府通过释放储备米和增加进口缓解短期供应压力，但长期可能加深对国际市场的依赖[2] 东亚农业模式特征 - 东亚地区（日韩中台）形成高度趋同的"东亚模式"：出口导向型制造业、牺牲农业推进城市化、食物能源高度依赖进口[13][14] - 人均耕地资源紧张：日本0.5亩、韩国0.44亩、台湾0.52亩，远低于世界平均水平2.89亩[8][9] - 1960年代曾实现粮食自给（日本1955年谷物自给率88%，台湾1952-60年为农产品净出口地区），但此后自给率持续下降[11][12] 粮食自给率演变 - 日本谷物产量从1960年代末2100万吨降至新世纪约1000万吨，1972年起进口量持续超过产量2倍以上[24][25] - 韩国谷物进口量从1960年代持续增长，1986年首超产量，近年达1400万吨（为产量2.5倍）[26][28] - 台湾粮食产量从1960年代末647万吨峰值跌至21世纪不足200万吨，进口量1979年超500万吨，1995年突破1000万吨[28][30] 消费模式转型 - 日本1954年通过《学校给食法》推广欧美化饮食，肉奶消费指数从1954-56年的100增至1970年的436（肉类）和381（奶制品）[33][34] - 台湾人均肉类消费从1961年16公斤增至90年代末80公斤，30年翻两番[35] - 饮食结构转型导致饲料粮需求激增，东亚地区玉米大豆等作物种植被放弃，转向依赖美国进口[39][40] 中国大陆消费革命 - 1990年代完成消费转型，肉蛋奶消费量显著增长：1978-2018年肉类产量增8.1倍至8625万吨，禽蛋增11.1倍至3128万吨[52][53] - 大豆进口量从2000年1012万吨增至2017年9500万吨，对外依存度超80%，2023年隐含虚拟耕地达10.17亿亩（占国内耕地33.4%）[56][62][69] - 主要农产品进口来源集中于美洲（巴西、阿根廷、美国）和东南亚，导致南美三国森林减少与农地扩张直接关联中国需求[71][72]

可控核聚变行业概述 - 全球地缘政治动荡加速资本转向"反脆弱"资产可控核聚变 技术正从科幻加速落地现实 [1] - 中国能源安全形势严峻 主要能源进口依赖度达20% 石油战略储备仅支撑24天 风光新能源受储能技术制约 核电面临厂址稀缺问题 [1] - 核聚变优势突出 一克氘氚燃料能量等同8吨石油 一升海水提取氘可替代三百升汽油 发电成本低于0.005元/千瓦时 反应过程安全无污染 被中信证券定义为"能源完全自主可控唯一解决方案" [1] 中国核聚变产业布局 - 反应堆建设主体包括中国核工业集团体系 中科院体系 商业公司 高校系四大方向 单个实验堆投资规模达几十亿至上百亿元 [1] - 国家层面将核聚变纳入"未来产业十大工程" 2030年前规划超3000亿元投资 上海 合肥 成都三大基地获专项债支持 [1] - 中油资本联合中石油等向昆仑资本增资32.75亿元 重点投向可控核聚变 昆仑资本已布局聚变新能 星环聚能等项目 [2] - 聚变新能采用"地方政府+科研院所+央企民企"模式融资 注册资本达145亿元 股东包括合肥产投 昆仑资本 皖能股份 蔚来等 [2] 技术突破与产业化进展 - 中科院等离子体所CRAFT项目实现低杂波电流驱动系统全面国产化 [3] - "中国环流三号"装置创下等离子体电流100万安培 离子温度1亿摄氏度 高约束模式运行纪录 聚变三乘积达10^20量级 [3] - 上海超导科创板IPO获受理 计划募资12亿元 其高温超导带材为核聚变装置核心材料 国内市占率80% 2024年营收增长187% [4] - 上海超导为全球唯二实现千公里级第二代高温超导带材量产企业 客户覆盖南方电网 中科院 美国CFS公司 Tesla Energy等 [4] 全球产业发展动态 - 2024年全球核聚变行业融资超71亿美元 同比增9亿美元 多数企业预计2031-2035年实现商业发电 [5] - 美国CFS公司启动SPARC原型机建设 目标30年代初商业发电 Helion Energy承诺2028年交付50兆瓦聚变电力 [5] - 国际原子能机构预测 2030年全球可控核聚变市场规模达4965亿美元 2050年或突破万亿美元 [6] - 中核集团首席科学家段旭如预计商业化需20-30年 但高温超导 AI等技术突破可能加速进程 [6] 能源战略转型背景 - 中国2024年原油进口量同比下降1.9%至5.53亿吨 为二十年来正常年份首次下降 预计2025年进一步降至5.2亿吨 [6] - 核聚变被视为数据中心和AI发展的关键能源支撑 OpenAI创始人奥特曼称其为AI未来发展方向 [5]

氢能产业发展现状 - 2024年中国氢能生产消费规模达3650万吨，位居全球首位，可再生能源制氢产能占全球50%以上 [1] - 中国正从氢能技术追随者向全球产业引领者跨越，但面临产业链协同降碳、成本高、基础设施滞后、技术创新不足等挑战 [1] 氢能战略意义 - 氢能作为零碳能源，可大幅削减二氧化碳排放，推动能源结构变革，助力"双碳"目标实现 [2] - 氢能可替代煤炭作为钢铁行业还原剂，用于化工行业合成氨、甲醇生产，实现源头减碳 [2] - 氢能可缓解中国"富煤、缺油、少气"能源结构问题，降低对外依存度，保障能源安全 [3] - 氢能可作为长时储能媒介，耦合风光可再生能源，解决间歇性问题，提高能源系统稳定性 [3] 氢能产业链带动效应 - 氢能产业涵盖"制—储—运—加—用"全链条，具有产业链长、带动效应强的特点 [3] - 可再生能源制氢将推动光伏、风电产业壮大，储运技术研发将催生新制造业领域 [4] - 氢燃料电池汽车推广将带动汽车产业电动化转型，促进加氢站等基础设施建设 [4] 氢能发展瓶颈 - 可再生能源制氢占比仍低，未形成规模效应，产业链协同降碳面临挑战 [5] - 化石能源制氢受碳排放成本上升影响，可再生能源制氢设备投资大、效率低，导致成本高企 [5] - 加氢站数量少、布局不合理，建设成本高、审批流程复杂制约基础设施发展 [6][7] - 氢能关键技术存在短板，电解槽等核心设备依赖进口，应用场景有限 [7] 氢能发展对策 - 需强化政策支持，构建覆盖全产业链的补贴和税收优惠体系，设立绿色制氢专项基金 [8] - 应加快加氢站建设，简化审批流程，优化布局，研发新型氢气运输技术 [9] - 需构建产学研用创新体系，攻克"卡脖子"技术，加强人才培养 [10] - 应深化国际合作，参与标准制定，推动技术出海，提升国际话语权 [11]