20220527【國際能源】原油汽油庫存吃緊、消息人士透露OPEC+預計七月將 維持原定增產步伐，油價收高

儘管汽油需求尚未恢復到 2019疫情前水平，美國的汽油需求從2020/4 COVID-19 初期的590萬桶/天的低點(比2019的水平低38%)，逐漸增加，2022/3-5/20汽油需求平均比2019的水平低6%。美國煉油廠的總投入量從2019/4的1670 萬桶/日，降至2020/4的1330萬桶/日。除了2021 年 2 月的一場重大冬季風暴迫使墨西哥灣沿岸的許多煉油廠關閉之外，自 2020 年以來美國煉油廠的總投入量普遍增加，以滿足對包括汽油在內的石油產品不斷增長的需求。

自 2021/2冬季風暴以來，美國汽油庫存一直低於 2017-2021的平均水平，目前較過去5年的同期平均值減少8%。東北地區汽油庫存偏低（PADDs 1）是全國汽油庫存偏低的最大驅動因素。

煉油廠利用率高和低庫存(正減少)可能導致高裂解價差。在美國墨西哥灣沿岸，隨著地區庫存下降，4 月份汽油裂解價差平均為 0.71 美元/加侖，5 月（至 5 月 24 日）平均升至 1.03 美元/加侖。2022 /4、5的裂解價差明顯高於5年平均墨西哥灣沿岸汽油裂解價差的4 月0.35 美元/加侖和5月0.34美元/加侖。紐約港的裂解價差也同樣高，從4月的0.57 美元/加侖增加到5月的1.20美元/加侖，反映了該地區庫存的減少。較高的汽油裂解價差，導致較高的零售汽油價格。高原油價格和低且仍在減少的汽油庫存，導致了進入陣亡將士紀念日週末的高零售汽油價格。AAA 預測，儘管汽油價格居高不下，但在這個陣亡將士紀念日，仍有 3490 萬人將會離家50英里或以上的地方去旅行，比2019的水平下降 7%，但比2021的水平上升4.6%。

影響油價利多因素:

低庫存，成品油短缺。美國汽油庫存連8週下降(原油價格、俄烏戰爭、美國汽油需求增長超過煉油廠產能)。即將到來的美國陣亡將士紀念日長周末，民眾出遊數據預料將創兩年新高，將導致燃料需求上升。

對俄石油禁運歐盟仍無共識。我們認為歐洲石油禁運的癥結點在於共識決，關鍵在於匈牙利、斯洛伐克、捷克、保加利亞等國是否同意妥協接受延長豁免，但實際執行上仍有三大瓶頸需要克服:運輸基礎建設、原先針對俄羅斯原油品種設計的煉油廠要升級設備規格(至少2-5年)、煉油廠產能利用率須再提升才能補足俄國成品油缺口。歐盟宣布，將於本月30日至31日舉行特別峰會，聚焦烏克蘭、防務、能源和安全等議題。匈牙利總理重申歐盟對俄制裁前須先解決匈牙利能源供應問題，要求歐盟提供約7.5億歐元（約8億美元）資金，用於升級該國煉油設備，並擴建從克羅埃西亞輸入原油的管道。

美國拜登政府計劃在今年秋天購買 6,000 萬桶原油(這次釋儲的1/3)，以補充不斷消耗的SPR。

俄羅斯供應下滑。俄羅斯預測2022俄油產量較去年下降9.3%、俄油出口下降1.2%、石油產品出口下降20%。俄羅斯副總理表示，今年石油和天然氣凝析油產量，預計將下降逾8%至4.8億-5億噸。

美國即將到來的颶風季。即將到來的大西洋颶風季，將於6/1開始(與美國暑假駕駛旺季同步)，颶風季的來襲可能會導致海上供應中斷、煉油廠停止運作，從而進一步推高油價。

OPEC+產量提升中，但增產乏力。OPEC+成員國堅持認為，石油市場是平衡的，最近價格上漲與基本面無關。4月OPEC+產量比目標水平低260萬桶/日，其中俄羅斯佔缺口的一半。OPEC+消息人士表示，該聯盟將在6/2會議上堅持去年達成的石油產量協議，在7月增產43.2萬桶/日，不理會西方要求其更快增產以緩解油價急升趨勢的呼籲。

英國將向石油和天然氣公司徵收25%的能源利潤稅，幫助民眾對抗通膨。該稅是暫時性的，當石價格恢復到歷史上正常水平時，徵稅將被逐步取消。

影響油價利空因素:

價格太高需求萎縮。

對全球經濟放緩的擔憂。世界行長表示鑑於食品和能源價格以及化肥供應的影響，很難想像全球要如何避免衰退。

SPR釋放:從五月起未來兩季美國和IEA共釋放3億桶SPR，美國能源部根據釋放戰略儲油的計畫將招標出售多達4010萬桶原油(此出售屬於3/31宣布釋放儲油的部分)。

美國產量緩步提升中。

根據Dallas Fed Energy Survey 2022Q1調查(139家油&氣公司)

公司平均需要56美元/桶才能獲利，高於去年提出這個問題時52美元/桶的。隨著油價的上漲，幾乎所有參與調查的公司都可以以當前價格鑽探新井並盈利。41%高管認為讓美國油商恢復到成長模式所需的WTI在80-99美元/桶之間，20%高管認為100-119美元/桶就足夠了。一小部分受訪者表示每桶 120 美元或更高。

小型E&P公司:產量低於10000b/d，大型E&P公司:產量為10000 b/d或更多。在美國，小型E&P公司數量更多，但大型E&P公司占生產的大部分（超過 80%）。大公司今年增長率中位數為6%，小公司今年增長率中位數為15%，小型油商較積極。51%的高管預計從2021/12到2022 /12 月，員工人數將保持不變。44% 的高管預計員工人數會增加。66%的服務公司、31%的勘探與生產公司，預計到 2022 年員工人數將增加。

59%高管認為，儘管油價高漲，但石油生產商抑制增長的主因是投資者要求維持資本紀律的壓力。11%高管表示環境、社會和治理問題。對於15%說其他的高管，主要原因是勞動力短缺、設備供應有限和供應鏈問題。另一個原因是未來油價的不確定性以及它們是否會保持在高位。

中國疫情不確定性。在堅持動態清零的指導原則下，雖然上海開始三階段解封，六月下旬完全解封，但中國北京新冠病例激增，北京當局延長實施學生和勞動者居家防疫的命令，也將在北京推行更大規模的篩檢，壓抑原油需求，我們認為中國要完全解封，才有可能恢復原本的原油需求。

我們認為俄羅斯原油買家逐漸從歐盟部分轉向亞洲市場，俄國要找到能遞補歐盟國家的大客戶，減少經濟損失的選項似乎不多，包含印度、中國，但其所需要的數量與歐洲國家相比是小巫見大巫，而就算其他亞洲國家有意願購買俄國原油，恐怕得花上幾年的時間興建接油、儲油設施，顯得緩不濟急。印度政府將繼續從俄羅斯購買廉價石油。Vortexa數據顯示，目前約有6200萬桶俄國烏拉爾原油存放在海上的船隻上，因為交易商難以為原油尋找買家，數量創下紀錄新高。

目前各國對於俄羅斯能源的態度: 德國支持禁止俄油進口，現在還不能對俄羅斯天然氣禁運(目前缺乏天然氣接收站)、法國財長支持俄油禁運、法國總統馬克宏表示若歐洲對俄羅斯天然氣實施禁運，明年冬天將面臨嚴重後果、義大利有望在2024H2停止進口俄羅斯天然氣、匈牙利外長表示該國不會支持對俄羅斯石油天然氣實施制裁、立陶宛宣布不再進口俄羅斯天然氣，會停止購買俄羅斯石油、捷克和斯洛伐克尋求3年過渡期以逐步淘汰俄羅斯石油、奧地利拒絕對俄羅斯天然氣禁運、日本將需要時間來禁止俄油進口、印度計畫盡可能購買俄羅斯石油，準備採取長期合約以獲得更大折扣、印尼計畫購買俄羅斯石油、巴西石油部長表示高油價對消費者不利，願意滿足印度石油需求，希望印度投資、荷蘭計畫年底前停止使用俄羅斯天然氣、俄羅斯宣布對波蘭、保加利亞4/27起斷供天然氣、波蘭呼籲立即對俄羅斯石油天然氣進口制裁、丹麥支持對俄油制裁、芬蘭表示週五俄羅斯可能開始暫停對其天然氣供應（原因為芬蘭申請加入北約）、白俄羅斯將用盧布支付俄羅斯天然氣。

我們認為短期油價將會在需求擔憂加劇(全球經濟成長放緩以及中國疫情擴大封鎖)、擔憂俄油供應中斷之間拉鋸波動，隨著美國、OPEC+產量慢慢開出、未來6個月2.4億桶SPR的釋放、各國極欲打通膨、部分國家依舊購買俄羅斯原油，油價創高不易。此外，OECD和美國原油低水位的庫存，仍可支撐油價在高檔一段時間。我們會持續觀察以下影響油價的因素:中國封城的狀況、中東地緣戰火、俄羅斯的出口量變化的趨勢、歐美對俄原油制裁的力道、伊朗核協議談判進展、對委內瑞拉的制裁、美國頁岩油廠商是否加速增產、OPEC+增產速度、全球油品消費恢復速度、國際對綠能需求的進展、高價的石油產品可能會破壞需求。

【天然氣】

由於人們擔憂天然氣脆弱的供應可能不足以滿足夏季的降溫需求以及美國強勁的出口需求，天然氣期貨週四創下自盤中到9.401美元/百萬英熱，但許多交易者在最後一小時獲利了結，收盤在8.908美元/百萬英熱。隨著春季維修工作逐步減少，對美國LNG需求保持暢旺，週四出口13.3Bcf/d，出口商正逐漸往今年初創紀錄的14 Bcf/d邁進，以滿足歐洲強勁需求。隨著中國和其他國家要為夏季降溫需求做準備，亞洲對美國 LNG的需求正在上升，加劇了與歐洲搶奪美國LNG供應的競爭。

預計今年夏季氣溫將高於正常水平，進一步推升需求預期，與此同時，產量相對疲軟，本週約94 Bcf，遠低於去年冬天的97 Bcf 峰值，我們必須看到產量顯著且可持續的增長，以確保我們在今年秋天達到舒適的存儲水平。

本週週末中西部氣溫將攀升至80s。南部和東部大部分地區可能會出現80s 和90s，恢復需求帶來的上行壓力。加州的乾旱將可能使得夏季水力發電量減少一半，進而提升天然氣發電需求(預計成長8%)、更高的電價。

NOAA預測今年的颶風從6/1-11/30算起，65%機率超出正常水準，預計將有14-21個命名風暴，其6-10個會變成颶風，其3-6個會發展成大型颶風。

截至5月20日當週，美國天然氣庫存+ 80Bcf (低於預期，2017-2021平均淨注入量97Bcf)至1812 Bcf (較過去5年的同期平均值2139 Bcf減少15.3%(327 Bcf )。

EIA 預計 Permian Basin天然氣產量將在 2022 年增加2.1 Bcf/d，並在 2023 年增加1.7 Bcf/d。 Permian Basin是美國第二大頁岩氣產區，僅次於Appalachian Basi，2021平均產量為34.8 Bcf/天。

美國截至5月25日當週 天然氣供應減少需求上升

供給面:略減。美國天然氣總供應量-0.2 Bcf/d (-0.2%)至100Bcf/d，其中乾天然氣-0.1 Bcf/d (-0.1%)至95 Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.1Bcf/d (-1.9%)至4.9Bcf/d。

需求面:略增。美國天然氣總需求+2Bcf/d至88.6 Bcf/d；美國消費+1.1Bcf/d (+1.7%)至63.8 Bcf/d。上週南部、中部和東北部的氣溫高於正常水平，但相較前幾週有所緩和。商業/住宅的天然氣消費量增幅最大+1.6Bcf/d (+16.3%)至11.5Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量+0.9 Bcf/d至12.9 Bcf/d、工業消費量+0.3Bcf/d (+1.4% )至21.8 Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-0.9Bcf/d (-2.8%)至30.5 Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口持平至5.6 Bcf/d；。

影響天然氣價格利多因素:

俄烏衝突供應脆弱:俄羅斯斷氣國家:波蘭、保加利亞、芬蘭。烏克蘭天然氣系統運營商表示頓涅茨克和盧甘斯克地區的主要天然氣管道在遭受俄羅斯炮擊受損後，暫停了天然氣供應。

管道天然氣出口增加。通過管道輸送到墨西哥和加拿大的天然氣出口量將小幅增加，2022 年和 2023 年分別增加 0.3 Bcf/d 和 0.4 Bcf/d，主要是由於更多對墨西哥的出口增加。

LNG出口創2個月新高:美國液化天然氣出口輸往歐洲，歐洲希望擺脫對俄羅斯依賴。EIA 預測今年6 月至 9 月的 LNG 出口平均為 11.8 Bcf/d，而 2021 年夏季為 9.5 Bcf/d。四月EIA SETO預期LNG 出口將繼續引領天然氣

出口的增長，2022LNG 出口達12.2Bcf/d，若能成功實現(新的Calcasieu Pass LNG出口設施投入使用)，美國將超越澳洲和卡達，今年成為全球第一的LNG 出口國。預計美國 LNG 年出口量將在 2022 年和 2023 年分別增加 2.4 Bcf/d 和 0.5 Bcf/d。2021 年，美國對亞洲的LNG出口增加了 1.5 Bcf/d (51%)，美國成為亞洲第三大LNG供應國，佔亞洲所有LNG進口的 12%，僅次於澳洲（29%）和卡達（21%），中日韓佔美國LNG出口總量35%。歐洲、亞洲買家搶奪美國液化天然氣。巴西國家石油公司表示面臨天然氣供應短缺問題，需要加大LNG進口力度。美國今年 LNG 出口量能登全球第一，且以現貨、短約銷售為主，有望額外提供歐洲 15～44 Bcm 的 LNG 供應量。

炎熱的夏季高於往年:強烈降溫空調需求

加州旱災惡化抑制水力發電，增加天然氣需求。美國西部往往比美國東部更容易受到乾旱的影響，因為西部降水具有很強的季節性。類似的乾旱狀況在2021也困擾著美國西部(熱浪和極端溫度)，導致太平洋西北部和加州的水力發電量下降。加州水力發電的發電量比 10 年平均水平（2011-2020 年）低 48%。在由華盛頓、俄勒岡、蒙大拿和愛達荷組成的太平洋西北地區，水力發電的發電量比10年平均水平低14%。由於供需狀況與 2021 年觀察到的情況非常相似，2022夏季可能會出現持續的價格壓力。 2021 加州前兩大:Shasta power plant發電量比10年平均水平低46%、 Edward Hyatt hydropower plant發電量比 10 年平均水平低81%，Grand Coulee power plant(全美最大水力發電廠)發電量比10年平均水平低12%、The Dalles hydropower plant發電量比10年平均水平低14%。