擔憂中國經濟低迷，油市高檔獲利了結。

【近期事件】

08/11 16:00 IEA月報

【原油】

    週四剛好滿足85等幅測距賣壓出籠(昨日有提及)，原因為中國恐陷入通縮以及30年期美債標售需求不佳引發長天期值利率攀升，油價回落。OPEC月報指出今年剩餘時間的石油市場預計保持健康且仍堅持 2024 年石油需求強勁的預測。由於市場預期歐美升息接近尾聲、夏季用油消費旺季(9月初結束)、美國能源公司持續減少石油鑽井平台數量 (Q3美產量成長料陷入停滯)和OPEC+減量保價(Q3產量為兩年新低)將導致下半年全球供需趨緊(第三季全球庫存減幅最大)以及中國表示支持房地產及擴大電動車消費刺激和俄出口下降及美國經濟表現強勁，為這段時間上漲的因素，不過油價漲至85關口也來到技術線型的漲幅滿足點(高於沙特財政平衡油價、中國經濟仍低迷)，我們研判短期轉為高檔橫盤震盪概率高。除非有更多突發的利多事件才能再繼續上漲。

OPEC 8月月報

OPEC月報表示今年下半年全球石油市場前景健康，堅持對明年強勁石油需求預測。由於沙特本月及下個月將按計畫維持減產，石油供應缺口達200萬桶/日。

OPEC 對今年全球經濟成長預測從 2.6% 小幅上調至 2.7%，並把明年的預測上調至 2.6%。將美國今年上調至1.8%。儘管出現最新的正面進展，但今年下半年和明年經濟成長仍存有高通膨、個央行進一步升息等雜音，因此須謹慎監測。

需求端： OPEC月報表示2023全球石油需求增長的預期將增加244萬桶/日(較前月持平)至1.0201億桶/日(較前月預估上調1萬) (超過疫情前水準) ，主要因為第二季中國石油需求增長的影響和印度經濟成長。2024全球石油需求則預估將年增225萬桶/日(亞洲經濟增長)，達到1.0425億桶/日，主要增長來自於NON OECD特別是中國印度，OECD增速僅為26萬桶/日。2024在中國經濟持續改善的情況下，「穩健」的經濟成長預料將提振石油消費。

    2023 OECD石油需求增長預估將增加7萬桶/日(較前月預估上調1萬桶)至4602萬桶/日(較前月預估上調1萬桶)，OECD以外的石油需求增長則預估將加速至236萬桶/日(較前月預估下調2萬)至5599萬桶/日(較前月預估持平)。預計中國2023需求增加92萬桶/日(較前月預估持平)。

NON-OPEC 供給端：

今年OPEC以外的產油量增長預估151萬桶/日(較前月上修10萬)，達到6727萬桶/日(較前月預期上調13萬)，產量增長主要來自於美國、巴西、挪威、哈薩克、圭亞那與中國，產量減少主要來自於俄羅斯。俄國 2023石油產量，預計減少65萬桶(較前月預期上調10萬桶)至 1038萬桶(較前月預期上調10萬桶)。美國2023石油產量至1266萬桶/日(較前月預期上調5萬桶)。

2024 OPEC以外的石油產量預估將年增139萬桶/日，產量增加主要來自於美國、加拿大、圭亞那巴西、挪威、哈薩克等國，產量減少主要來自於墨西哥與亞塞拜然。

OPEC 供給端：

7月OPEC原油產量減少83.6萬桶/日，至2731萬桶/日，主要受到沙烏地阿拉伯宣布將自願削減百萬桶日產量的影響。7月沙國原油日產量減少96.8萬桶至902.1萬桶，利比亞原油日產量減少5.2萬桶至111萬桶，奈及利亞原油日產量減少4萬桶至125.5萬桶。產油增長的成員國有伊朗（6.8萬桶/日）、安哥拉（5.6萬桶/日）、伊拉克（4萬桶/日）與委內瑞拉（3.7萬桶/日）。利比亞、伊朗和委內瑞拉本就不參與OPEC+減產協議。

沙國在7月履行自願大幅減產承諾(延長到9月)，將其產量下調96.8萬桶/日至902.1萬桶/日，有效推動整體OPEC產量減少83.6萬桶至2731萬桶/日。俄羅斯同期將原油產量下降10萬桶至950萬桶/日，使得沙國油產已經小於俄羅斯的產量規模。若沙國在8月和9月計劃維持減產，將使OPEC第三季平均產量維持在2730萬桶/日，代表較日需求量產生約226萬桶的供應缺口。這將使全球石油庫存在第三季出現2021年下旬以來的兩年最大跌幅，與此同時，發達國家石油庫存已低於五年平均水準。OPEC+減產(包括沙國自願大幅減產和俄羅斯減少石油出口)將導致今年餘下時間的市場供應收緊。

OPEC月報表示，將其今年須要開採的原油量預測較前月下調12萬桶至2930萬桶/日。根據 OPEC 目前的產出率，今年市場大致平衡。OPEC 將其對 NON OPEC供應量的預估上調13萬桶至6727萬桶/日。2024全球對OPEC原油的需求將達到3009萬桶/日，較2023增加79萬桶/日。

OECD 庫存

截至6月底， OECD國家商業石油庫存月增420萬桶至28.28億桶，較過去5年的平均值減少7400萬桶；其中原油庫存月減510萬桶，油品庫存月增930萬桶。6月底OECD原油庫存13.95億桶，較過去5年的平均值減少1800萬桶；油品庫存14.33億桶，較過去5年的平均值減少5500萬桶。

影響油價利多因素:

1.OPEC+減產 近兩年OPEC市佔33% 俄約11%

7月OPEC原油日產量較6月減少90萬至2779萬桶，創2021/10以來新低。6月份OPEC+減產協議執行率超過100%。2023/6/4OPEC+決議將減產366萬桶/日協議延長至2024年底。沙特宣布自願額外減產100萬桶至900萬桶/日(2023/7- 9 之後可能還會延長)及俄宣布原油出口量削減30萬桶/日延至9月底(8月減幅50萬桶)，預估減產開始執行全球庫存將以減少1.2-2.1mb/d速度直到2023下半年結束。俄羅斯產量保持在950萬桶/日，等同於延長目前自願減產50萬桶/日的政策。OPEC + 10成員國產量配額自6月的2340萬桶，下降至7月的2260萬桶/日。沙國7月原油產量降至905萬桶/日，出口量減少60萬桶/日。

2.美國5-9月駕車出遊旺季 煉油廠產能利用率將提升

2023全球旅遊市場預計9.5兆美元，對全球GDP貢獻與2019相比僅差5%，2024全面復甦超過2019。

3.美國計畫今年秋季補充SPR

白宮曾於2022/10表示，將以每桶67~72美元(或更低)的價格收購原油建立SPR。美國2023將購買1200萬桶石油補充SPR(上週回補99.5萬桶，最近幾個月回購630萬桶)。美國能源部表示額外購買600萬桶石油補充SPR，新購買的石油將於2023/10-11接收。

4.美產量增速放緩(鑽機數12週其中11週減少)今年上半年油價下跌12%，而歷史數據顯示，美國原油生產對油價的回應通常有12個月的落差。報告預估，第三季美國原油產量就可能出現下滑，並將至少持續至2024年第一季。

5.中國發佈《關於進一步抓好抓實促進民間投資工作努力調動民間投資積極性的通知》，刺激經濟。

6.俄近四週海運原油運輸量降至6個月低點(截至7/16的四周內原油運輸量下降至310萬桶/日)。9月出口減少30萬桶/日，海上石油出口降至290-300萬桶/日(波羅地海和黑海港口)。8/6烏克蘭襲擊俄羅斯輪船威脅黑海出口(可能影響俄油15-20%)。

7.籌碼較連5週偏多

8.颶風干擾煉油廠的可能風險

影響油價利空因素:   

1.歐PMI不如預期。美非農就業放緩，汽油消費預計9月初減緩。

歐元區製造業PMI 續跌至疫情後新低，服務業PMI 51.1，創今年1 月以來低。歐元區製造業正在為該地區經濟帶來壓力，服務業仍處於擴張狀態，但已較今年稍早明顯放緩，未來幾個月歐元區經濟可能進一步陷入收縮區間。

2.美國與非OPEC+國家產量緩步增加。Rystad Energy估計OPEC以外國家的產量將填補OPEC減產量的2/3左右。

EIA表示美國2023/8頁岩油產量月減1.8萬桶/日至939.7萬桶/日，相比2019年12月的創新高產量為928.8萬桶/日。EIA預估2023美國原油產量預估將年增72萬桶/日，達到創新高的1261萬桶/日，相比前月預估為年增64萬桶/日。美8月向亞洲的原油出口量預計達創紀錄的220萬桶/日(因沙特減產) ，美總出口量預計400-420萬桶/日。

3.中國復甦低迷，且有通縮風險壓力加劇。

中國7月 PPI 年減 4.4%，較 6月 -5.4 的年減幅縮小。7月CPI年減0.3%，較前月0%減少。中國2023第二季經濟成長率6.3%，低於預估7.3%，但上升力道不如前季強勁。中國7月原油進口量月減18.8%至4368.6萬噸（1033萬桶/日 2023/1以來新低），較前月減少16%，較去年同期增加17%；1-7月原油進口量年增12.4%至3.258億噸。

4.科威特目前產能280萬桶/日之上。委內瑞拉目前產量83.1萬桶/日，計畫將2023底產量提高至100萬桶/日(出口佔60%)。伊朗原油產量5月達300萬桶/日。伊朗將在夏季結束前額外生產25萬桶/日的石油至350萬桶/日。伊拉克6月原油出口月增3萬至333.5萬桶/日。俄羅斯石油出口在8月減少之後(西方港口出口較7月減少10—20萬桶/日)，9月將大幅增加回升至2022/5以來水平。

【美國天然氣】

    週四天然氣下跌6.62%至2.763(漲多賣壓出籠)，原因為庫存報告增幅雖低於五年均值但稍高於預期，導致賣壓出籠。

美國本土氣溫預計酷熱難耐(德州高溫)至8月下旬以及產量持續下降(暫時管道維護)以及天然氣庫存雖高於5年平均但美國庫存較五年平均增幅持續縮小，應有助於改善基本面，仍是看漲因素。天氣預測若持續變更熱，上漲動能才能持續， (預計下半年平均為2.8美元)。

    令多頭稍微欣慰的是生產商放緩開採計畫及煤轉氣需求增加和相較五年庫存水平平均的增幅逐漸收窄，有利收緊庫存平衡。EIA最新月報預測，今年夏季國內用於發電的天然氣消耗量將創歷史次高，僅次於去年夏季，將能提振價格。要持續上漲至3美元，可能需要使產量收緊2-3 Bcf/d，或是夏天炎熱天氣要大力幫忙才能使得庫存盈餘縮減到300Bcf。NatGasWeather預計如果六月至八月比正常更熱，並且平衡收緊了3-4 Bcf/d，那麼有機會迅速減少盈餘。如果LNG出口增加超過15 Bcf/d，且美國產量降至98-99 Bcf/d以下，则有可能實現這一目標。然而，從長遠來看，人們對於LNG出口是否能夠保持過去一年的狂熱步伐存在一些擔憂(目前對歐洲出口下降，對亞洲提升)。

美國截至8月9日當週 天然氣供應減少 需求減少

    供給面:減少。美國天然氣總供應量-0.6(-0.6%)至108.1Bcf/d，其中乾天然氣-0.4(-0.4%)至102.2Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.3(-4.4%)至5.9Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求+0.3Bcf/d至102Bcf/d；美國消費-2.3Bcf/d(-2.9%)至74.4Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-0.2Bcf/d(-1.8%)至8.5Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-0.2Bcf/d至12.1Bcf/d、工業消費量+0.1Bcf/d (+0.1%)至21.3Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-2.1Bcf/d (-4.5%)至44.6Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口+0.1 Bcf/d (+0.6%)至6.1Bcf/d。

一旦所有再氣化終端目前處於運行狀態，與2022相比，2023-24 全球LNG進口能力（再氣化能力）將擴大16%，即22.8 Bcf/d。2023前7個月，德國、菲律賓和越南這三個國家首次開始進口LNG。到明年年底，安提瓜和巴布達、澳洲、塞浦路斯和尼加拉瓜預計將首次開始進口LNG。

過去 10 年 (2013-22 )，全球再氣化能力增長了 49% (45.8 Bcf/d)，達到 140 Bcf/d。到2024底，預計將有55個國家擁有LNG再氣化終端。從歷史上看，可用的再氣化能力大大超過了LNG的進口量。鑑於該地區對實時LNG進口的高度依賴，出於供應安全的原因，維持了備用再氣化能力，特別是在東亞。亞洲將引領全球再氣化產能的增長，佔2023-24 總新增產能的52%（11.9 Bcf/d），而歐洲將佔38%（8.6 Bcf/d），其他國家將佔10%(2.3 Bcf/d）。在亞洲，中國和印度將佔再氣化產能增量的大部分。尤其：中國正在建設 8.5 Bcf/d 的新再氣化能力。繼2021成為全球最大的液化天然氣進口國後，中國的LNG進口量在2022出現下降，主要是由於新冠疫情相關的經濟放緩。今年中國有望再次成為全球最大的LNG進口國；然而，其LNG進口預計仍低於可用的再氣化能力。印度已於 2023 啟用一座新的再氣化終端 ( Dhamra LNG )，預計另一座終端 ( Chhara LNG ) 將於今年年底投入運行。菲律賓和越南於 2023成為新的LNG進口國。到 2024兩國將擁有總計 2Bcf/d的在線再氣化能力。

在歐洲，隨著從俄羅斯管道進口的天然氣減少，到2024底，LNG再氣化能力預計將比2022的能力擴大1/3。尤其：

德國計劃到 2023 底前新增 3.7 Bcf/d 的再氣化能力，其中包括三個現有終端和三個在建終端。意大利和西班牙分別增加 0.7 Bcf/d 的擴建和新增再氣化能力。芬蘭、愛沙尼亞、法國、希臘和土耳其將在 2023 總計增加 2.3 Bcf/d。比利時、波蘭和荷蘭正在將現有的再氣化終端在 2024 年底前總計擴建 1.1 Bcf/d。

塞浦路斯預計將於明年開始進口LNG，並啟用一座產能為 0.1 Bcf/d 的新接收站。在南美洲的其他地區中，巴西預計今年將增加 1.8 Bcf/d 的產能。尼加拉瓜、安提瓜和巴布達的新增產能規模較小，預計將成為新的液化天然氣進口國，到2024 年底，產能總計將達到0.2 Bcf/d。澳大利亞正在東海岸建設一個新的海上再氣化終端，產能為0.3 Bcf /d。

影響天然氣價格利多因素:

1.炎熱夏季來臨 預計能提升空調使用量增加天然氣需求。

2.美國庫存進入補充庫存季節(4/1-10/31)。庫存仍高於5年平均 但增幅逐漸縮減。

截至8月4日當週，美國天然氣庫存+29Bcf稍高於預期和低於前值 (2018-2022平均+46Bcf，去年同期+44Bcf)至3030Bcf ，較過去5年的同期平均值2725Bcf增加305Bcf ( +11.2%)，較去年同期2451Bcf增加535Bcf(+21.4%)。豐沛的儲氣庫剩餘量仍超過300 Bcf，市場預計會保持供過於求的狀態，直到產量明顯下降。產出需要減少2-3 Bcf/d並保持在這個水平上，同時結合高溫天氣模式才能使價格有意義地改善。在補充季節，平均注入率比五年平均高1%。如果在剩餘的時間注入存儲的速度與9.9Bcf/d的五年平均值匹配，則10/31的總庫存將為3900 Bcf，比五年平均值3595 高出305Bcf。

3.天然氣探勘井數量較前週持平至128座。(較去年同期減少33座)

影響天然氣價格利空因素:

1.產量仍強勁 接近101Bcf/d

EIA預計 7 月份美國7大盆地的天然氣產量將小幅攀升至約 97.34 Bcf/d，比 6 月份高出約 84 MMcf/d。

2.美LNG出口高位但最近有些放緩(管道維護)。ICIS預測中國2023LNG進口達7200萬噸，較2022年增15%。2023全球天然氣需求增長主要將是來自於亞洲與中東市場的帶動，中國天然氣需求預估將年增6%。7 月STEO預計 2023美國LNG出口量平均為12 Bcf/d，2024 年13.3 Bcf/d，因為兩個新的墨西哥LNG液化項目預計將上線Golden Pass及 Plaquemines 。

3.歐洲儲備進度優於預期以及工業活動低迷及熱浪減弱 價格疲弱

歐盟將能源使用量削減15%措施延長到2024。2024年底，歐洲LNG進口能力與 2021相比，該地區LNG 再氣化產能總計6.8 Bcf/d（擴張 34%）。到 2024年底，該產能將再增加1.5 Bcf/d，與2021相比，該地區新增 LNG再氣化產能總計6.8 Bcf/d（擴張34%）。6/15荷蘭計畫2023/10永久關閉歐洲最大的天然氣油田(格羅寧根大氣田)。南歐熱浪開始減弱且天然氣庫存居高不下，價格疲弱。截至8/8歐洲天然氣庫存約為87%，預計9月初能達到儲存目標。8/9歐洲天然氣大漲40%，原因為澳洲一些LNG出口廠有罷工的可能性(10%全球LNG有風險)以及全球LNG貨運競爭加劇、輸往烏克蘭的LNG流量增加、挪威季節性維護。