美元走弱和中國5月煉油量年增15.4%，油市反彈。

【近期事件】

06/17 22:30 Baker hughes報告

【原油】

    週四油市跌深反彈，原因為美元走弱以及中國5月原油加工量年增15.4%至6200萬噸及中國人行調降MLF 利率10bps，稍微提振投資人對於中國需求信心。油價上方有壓，原因為俄羅斯出口仍暢旺、投資人仍觀望中國復甦的程度以及市場仍擔憂美國下半年經濟前景(信貸緊縮和7月有機會加息)和伊朗原油回歸的可能性，仍是相當大壓力(季線有壓)。油價下方有支撐原因為美國計畫今年回購1200萬桶原油以補充SPR、美國鑽井活動放緩(Q3產量成長料陷入停滯)和OPEC+減量保價(沙特7月減產100萬桶/日)將導致第三季全球供需缺口擴大和夏季駕駛汽油消費旺季來到。短期價格區間震盪67-72區間震盪操作。反彈空間料應有限，端看後續歐美中夏季需求復甦的狀況以及OPEC+實際減產執行率(端看未來歐美中經濟數據及每周公布EIA數據)，中長期仍是震盪下跌態勢(經濟軟著陸以及歐美打通膨)。投資人須留意情緒往往短期會對油市有大的波動。

中國國家統計局數據顯示，5 月份煉油廠吞吐量年增 15.4%，達到 6200 萬噸，是有記錄以來的月度第二高吞吐量，僅次於 3 月份的 6330 萬噸。中國需求強勁，將能支撐油價。

影響油價利多因素:

1.OPEC+宣布減產 近兩年OPEC市佔33% 俄約11%

5月OPEC原油日產量可能較4月減少50萬至2826萬桶，OPEC 受配額限制的成員國5月履行137%減產承諾(4月194%)。OPEC 受配額限制的成員國4月產量比目標額減少120萬桶/日(3月為93萬桶/日)。2023/6/4OPEC+決議將減產366萬桶/日協議延長至2024年底。5月至今OPEC+石油出口總量下降80萬桶/日。沙特2023/7自願額外減產100萬桶至900萬桶/日(可能延長)。OPEC+同意2024/1/1-2024/12/31將總體產量目標降低140萬桶/日至4046萬桶/日，部分國家產量配額的增減調整將符合其產能，屆時阿聯酋配額獲得提升20萬桶/日，數個產能不足的非洲國家配額遭到削減。俄羅斯目標產量下調65萬至982.8萬桶/日，等同於延長目前自願減產50萬桶/日的政策。沙特的財政預算需要油價維持在每桶81美元以上。

2.美國5-9月駕車出遊旺季 煉油廠產能利用率將提升(本季目標處理1790萬桶/日 94%產能)

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。IEA認為下半年供不應求約200萬桶/日。

3.美國計畫最快今年秋季補充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。美國能源部公佈6/9以均價73美元採購於8月交付的300萬桶原油，且正在招標購買額外300萬桶原油以回補戰略儲備(9月)。美國2023將購買1200萬桶石油補充SPR(包含8 9月的購買量)。

4.美產量增速放緩(鑽機數連5週減少) 目前投資動能續降，產量成長預計Q3放緩。

5.原油裂解價差向上 遠近月逆價差擴大

影響油價利空因素:   

1.美國下半年經濟前景擔憂(信貸緊縮)和地區銀行危機。7月加息一碼機率提升。美能源部將與多方合作尋求降低油價。

2.美國與非OPEC+國家產量緩步增加。

EIA表示美國2023/6頁岩油產量將增加4.1萬桶/日至933.2萬桶/日(連六個月攀升)，此將創下2019/12月以來的新高，相比2019年12月的創新高產量為928.8萬桶/日。美國二疊紀盆地頁岩油產量可能在5-6年內見頂。

3.美計畫釋放2600萬桶原油，預計將在4-6月交付(全球供應增加30萬桶/日)，此為2015立法授權的出售計畫。5月至今出售535.2萬桶。

4.中國復甦不如市場預期，復甦緩慢，且有通縮風險壓力加劇。

中國 5 月 PPI 年減 4.6%，較 4 月 3.6% 的年減幅更擴大，創 2016/2以來最疲弱數據。5月CPI年增0.2%，較前月年增0.1%提高。

5.俄持續出口廉價重質原油(仍在高位)俄計畫6月將海運柴油出口量提升1/3(約136萬噸超低硫柴油)。印度5月進口俄油月增15%至196萬桶/日(佔原油進口42%)。俄5月海運石油產品出口月減14.7%。俄計畫2023將石油管道容量提升3200萬噸，滿足亞太區需求。俄上調2024在OPEC+的產量配額994.9萬桶/日。

6.伊朗原油回歸的可能性

高盛將俄羅斯、伊朗和委內瑞拉 2024 年日產量，分別上調了 0.4、0.35 及 0.05 百萬桶。市場觀察人士此前曾估計，美國與伊朗若能達成成功的核協議，可能會使原油出口每天至少增加 100 萬桶。

【美國天然氣】

    週三天然氣續漲至2.533，原因為生產放緩以及南部高溫推升對於空調的需求及上週庫存增幅低於前值和預估值。價格仍在低檔震盪原因為近期天然氣庫存的注入量皆高於平均以及美國LNG對歐出口放緩(歐洲補庫存進度超於預期)，整體基本面仍較差勁。然而，近幾週我們觀察到庫存較五年平均增加的幅度有縮小，搭配生產活動增速放緩(Baker Hughes Inc.報告表示，截至6月9日，天然氣探勘井數量較前週-2至135座。)及仍可期待美國夏季空調用電需求(6月中旬之後美國才會出現大面積高溫)。若拉回2.4附近，可偏多操作，等待天氣預測有明顯變熱，上漲動能才能持續。

    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南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第10週收窄，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。

    6月中旬後證明更炎熱的天氣預計能產生降溫需求使盈餘得到改善。從長遠來看，可能會出現持久的牛市遊行。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6月14日當週 天然氣供應減少 需求減少 有利價格走勢

    供給面:減少。美國天然氣總供應量-0.6(-0.6%)至105.7Bcf/d，其中乾天然氣-0.6(-0.6%)至100.6Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.1(-0.5%)至5Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-1.3Bcf/d至91.5Bcf/d；美國消費-0.4Bcf/d(-0.6%)至67.1Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-0.1Bcf/d(-0.3%)至9.8Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-0.6Bcf/d至11.3Bcf/d、工業消費量-0.1Bcf/d (-0.1%)至21.5Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-0.4Bcf/d (-1%)至35.8Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口-0.3 Bcf/d (-3.8%)至6.4Bcf/d。

2022 全球LNG貿易量增加 2.6 Bcf/d，與 2021相比增長 5%，平均為 51.7 Bcf/d。全球LNG貿易的增長受到液化能力增加的支持，主要是在美國，以及歐洲LNG需求的增加，因為LNG繼續取代從俄羅斯進口的管道天然氣。

與往年類似，2022LNG出口增幅最大的是美國，與2021相比增長1.4 Bcf/d（16%）。2022上半年，美國首次成為全球最大的LNG出口國，在新的 Calcasieu Pass 液化天然氣出口設施投入使用後。但由於自由港液化天然氣出口終端關閉，美國下半年LNG出口量出現下滑。2022卡塔爾和澳大利亞仍是全球前兩大LNG出口國；卡塔爾的出口平均為 10.5 Bcf/d，澳洲的出口平均為 10.4 Bcf/d。

在 LNG 進口地區中，歐洲（包括土耳其）在全球範圍內的 LNG 進口量增幅最大，與 2021 相比增長了 65%（6.5 Bcf/d）。亞洲的 LNG 進口量下降了 9%（3.2 Bcf/d），而與 2021 年相比，拉丁美洲減少 34%（0.8 Bcf/d）。

2022 歐盟 27 國和英國的LNG進口量大幅增加，與 2021相比增長 73%（6.3 Bcf/d）取代了從俄羅斯通過管道進口。法國、英國、西班牙、荷蘭和比利時這五個國家 LNG 進口量增加了 5.4 Bcf/d，佔總增加量的 85%。

2022 日本重新成為世界上最大的LNG進口國，這個頭銜保持了 50 多年，直到 2021 ，去年從中國手中奪回了頭把交椅。儘管去年日本的LNG進口量下降了 3%（0.3 Bcf/d），平均為 9.5 Bcf/d，但中國的 LNG 進口量下降了 20%，部分原因是封控政策、從俄羅斯通過管道進口增加，以及更高的煤炭使用量。其他亞洲國家，尤其是那些更依賴全球LNG現貨市場的國家，由於去年LNG價格創歷史新高而減少了現貨採購。與 2021相比，2022印度、巴基斯坦和孟加拉國的LNG進口總量下降了 18%（0.9 Bcf/d）。在拉丁美洲，巴西的LNG進口降幅最大，減少70% (0.6 Bcf/d)，主要是因為更多的電力來自水力發電，與 2021相比，2022對天然氣發電的需求減少。

影響天然氣價格利多因素:

1.美LNG出口高位但最近有些放緩。ICIS預測中國2023LNG進口達7200萬噸，較2022年增15%。美國未來十年內預計出口 22.3 Bcf/d。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%。2023/5美國LNG出口降至766萬噸，向歐洲出口減少，增加對亞洲和拉美的出口。

2.價格偏低導致幾家生產商計畫今年可能減產

在即將到來的降溫季節中，每月產量增長平均將達到0.25 Bcf/d。天然氣產量2023保持在接近歷史最高水平，因為預計 2024和2025將有更多的美國出口設施投入使用，LNG需求將增加。哈里伯頓公司CEO於最新的電話會議表示當未來 24 個月內新增 6 Bcf/d 的LNG出口能力上線時，天然氣市場的疲軟將得到解決。截至5月26日，天然氣探勘井數量較前週-4至137座(生產商應對暴跌價格的手段-生產放緩預期)。

3.6月下旬炎熱夏季來臨 預計能提升空調使用量增加天然氣需求。

4. 3.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，但本周公布庫存增幅低於前值和預估值。

截至6月9日當週，美國天然氣庫存+84Bcf低於預期和前值 (2018-2022平均+84Bcf，去年同期+94Bcf)至2634Bcf ，較過去5年的同期平均值2281Bcf增加353Bcf ( +15.5%)，較去年同期2082Bcf增加552Bcf(+26.5%)。南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第12週收窄。即使考慮到短期的寒冷天氣，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7%。如果在剩餘的時間注入存儲的速度與9.1 Bcf/d的五年平均值匹配，則10/31的總庫存將為3948 Bcf，比五年平均值3595 高出353Bcf。

4.鑽機數下降

5.歐洲儲備進度優於預期以及疲軟工業需求 可能會影響美國出口

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%）。預計到2023年底，歐盟和英國的LNG進口碼頭產能將增加約5.3Bcf/d 。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%）。6/9歐洲天然氣大漲，原因為炎熱氣溫需求增加(亞洲競爭)。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)，期貨大漲。

影響天然氣價格利空因素:

2.經濟前景擔憂 美國工廠活動連續六個月收縮

3. 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。