市場期待中國逐漸解封和美元震盪走貶，油價上漲。

【近期事件】

01/14  01:00 Baker Hughes Inc.報告

【原油】

    週四原油持續漲勢，原因市場將焦點放在中國放寬封控經濟重啟迎接春節將提升交通需求(中國石油公司加速採購美國和西非的石油)及G1對於俄羅斯成品油的制裁和美元震盪走貶，激勵油價上揚。然而，歐美暖冬減少取暖需求、中國新冠疫情持續升溫及FOMC 表示持續加息和經濟衰退疑慮，可能也使漲幅不大。我們認為短期震盪慢慢墊高看待。中線仍可期待中國解封帶來的需求增長(巨大的移動需求復甦)，第二季疫情趨緩，可望提振原油需求。

影響油價利多因素:

1.全球大多數煉油廠的產能已接近峰值、投資不足。

中東增產積極，歐美油商受資本紀律及考量ESG，投資力道緩慢。OPEC年報表示至2045全球石油部門仍然需要12.1兆美元的投資，而在經濟下滑、疫情以及綠色能源轉型的政策影響下，全球石油投資明顯不足。穆迪投資者服務公司報告表示，2023全球上游油氣部門（探勘與生產）的資本支出預估將較2022的4170億美元，增長10%-15%至4600-4800億美元，但此仍將低於2016-2019年期間的水平。2023油氣探勘與生產企業的資本支出雖然增長，但其中約半數的增長僅足以抵銷成本通膨的上揚，用於提升產量的資本支出相對較少；而包括油田服務成本上揚、美國勞動力市場吃緊，以及全球供應鏈的拖延等，也都限制了生產商在今年快速擴充產能的能力。

2.歐盟對俄石油禁運

歐盟2023/2/5停止海運進口俄羅斯成品油，G7尋求2/5起對俄油產品實行2個價格上限，制裁措施將對俄羅斯精煉產品設定兩項價格限制：針對柴油等高價值出口產品以及針對燃料油等低價值出口產品。歐盟同意設定俄油價格上限於60美元，不過仍高於俄羅斯已出售的大部分原油價格(50美元)。每兩個月能夠修改一次上限價格，確保任何時候對價格上限的調整都應至少低於市場平均水平5%。俄羅斯下令2023/2/1-7/1禁止對實施俄油價格上限的國家銷售石油，增添中長期供應的不確定性。禁運上路後，亞洲將成為歐洲的替代市場(12月願意購買俄油只剩四個國家)。俄羅斯副總理表示明年初可能減產5-7%(50-70萬桶/日)應對西方對俄油的價格上限。

3.中國放寬防疫封控，第二季可望增加需求。

標普全球商品洞察表示隨中國放寬封控，預估2023中國汽油需求年增7%至360萬桶，2022Q42023Q1年減10%至320萬桶/日。2023中國航空煤油需求預估將年增36%至65.6萬桶/日，Q2或Q3之後旅遊需求預期將有較明顯的恢復，2023Q1可望略增至48.6萬桶/日。

4.SPR 回補

美國能源部計畫公開招標，買回最多300萬桶預定2023/2交付的原油作為SPR。買回行動將採全新模式，以固定價格收購原油，合約會在1/13前與能源業者簽訂。美國可能得費時數月甚至數年才能補回所有SPR。SPR目前庫存降至38年低點。白宮曾於10月表示，將以每桶67~72美元(或更低)的價格收購原油建立SPR。拜登政府推遲補充應急原油儲備，，因其認為收到的報價不是太昂貴，就是規格不符合要求，美國能源部拒絕了2月潛在購油的幾個報價。能源部將延遲原定於下個月進行的採購，但其接受固定價格的新方案將繼續施行。

5.裂解價差上升

6.原油期貨遠近月逆價差擴大

影響油價利空因素:   

1.對全球經濟衰退的擔憂。美國持續加息至2023Q1。

Fed 主席Powell表示將持續努力降低通膨，直到完成使命，而這場抗擊通膨的戰鬥將令就業和經濟成長付出高昂代價，強調 Fed 當務之急是讓通膨回落到 2% 目標。

2.美國與其他國家產量緩步提升中。美10月原油產量升至1238萬桶/日。

EIA表示美國2023/1頁岩油產量將增加9.4萬桶/日至931.9萬桶/日，此將創下2020年3月（919.3萬桶/日）以來的新高，相比2019年11月的創新高產量為927.5萬桶/日。美國石油協會月報表示，2022/11美國原油產量為1225萬桶/日，較前月以及去年同期的日產量分別增加2萬桶與5萬桶，但仍低於2019/11的1300萬桶新高水平。美國石油（原油以及油品）出口量1030萬桶/日，淨出口量210萬桶/日，則是雙雙創下自1947紀錄以來的新高。2023ExxonMobil及Chevron預估資本支出為230-250億、170億，較2022年指引溫和增加6.7%、13.3%，落在長期指引的上緣，反映在高通膨及能源轉型下偏好低成本投資的心態，產量成長將維持溫和成長。2023美國將成為原油淨出口國。

OPEC+產量提升中，但剩餘產能有限(沙特和阿聯酋也只有300萬桶/日的剩餘產能)。

12月OPEC原油日產量增加15萬至2914萬桶(奈及利亞135萬桶/日)。OPEC受配額限制的成員國12月履行161%減產承諾，較目標還有78萬桶/日。由於經濟前景疲軟，OPEC+決定自2022/11減產200萬桶/日直至2023年底，將以產量基準計算，實際產量可能只會減少100萬桶/日。2022/11減產協議上路後累計下滑74萬桶/日，低於配額的126.7萬桶/日，減幅似乎沒這麼大。沙特和阿聯酋正將重點從傳統的亞洲市場轉向以更高價格向歐洲供應更多原油。

3.美國對委內瑞拉制裁放鬆 與雪佛龍簽署合約，透過合資企業提高石油產量。其生產設備長年投資不足，預計2023 Q1增產。2022/12/30近四年首次從委內瑞拉進口石油。

4.中國逐漸放寬防疫封控，中國疫情留意新增確診人數有所增加。

中國疾控中心的流行病首席專家吳尊友表示，明年3月中旬前中國可能經歷三波感染潮，預估有10%~30%的人口被感染，第一波主要襲擊城市、第二波是農曆新年返鄉潮、第三波是工人重返崗位時。中國宣布1/8起，新冠病毒感染改為「乙類乙管」，參考各國經驗，首波Omicron感染循環大概需4到6個月，Q2起中國疫情將顯著降溫，經濟活動同步復甦，明年有望提振能源需求150-250萬桶/日。1/21-27中國農曆新年假期前後的旅遊活動預計將比去年同期激增。中國人潮移動大約在國定假日前後約40日左右，中國官方估計，此回新年移動量約恢復至 2019的 70% 水準。

5.沙特下調2023/2銷往亞洲和歐洲的原油售價。阿拉伯輕原油較1月少了1.45美元/桶，是 2021/11以來最低水平，僅較阿曼和杜拜市場的每桶基準售價溢價 1.8 美元。將其2月份對西北歐的阿拉伯輕質油OSP定為每桶較布蘭特原油貼水1.5美元，比1月份低1.4美元/桶。

6.汽油價格低檔。

AAA全美每加侖汽油平均價格回落(2022/6/14 5.016美元 史上最高紀錄 9/21為本波連98天下跌最低點)。

【美國天然氣】

    週四天然氣期貨市場微漲，收至3.695美元，盤中一度因市場期待1/23-28加拿大冷空氣可能回歸使得美國北部較冷出現零下0-20s而大漲，但最終在公布庫存報告超於預期後收斂漲幅。昨晚庫存注入報告(截至1/6)，因溫和天氣影響，預計減少14Bcf (去年同期-157Bcf ，5年平均-157Bcf)，實際增加11 Bcf(罕見1月注入)。天然氣產量恢復至101Bcf/d以及天氣預測未來兩週全美創紀錄溫暖，1月異常溫暖天氣持續下去天然氣需求可能創歷史新低，將改善庫存赤字(假設2和3月勢正常天氣，1月溫暖的天氣將會讓冬季結束時的庫存大約為1.85Tcf，高於此前1.65 Tcf預測)，可能使庫存於1月中旬前高於5年平均水平。市場總是反映未來。

   未來一週天氣預測高於正常的氣溫蔓延全美，2023/1天氣是將近20年來最溫暖的1月天氣，全國需求將跌至40多年來的最低水平以及消息指出自由港可能延至2023/2甚至可能更拖幾個月部分回歸(人員訓練)以及歐洲1月溫暖氣溫可能削弱美國對其出口的需求，皆是影響期貨價格下跌的壓力，我們認為近期價格可能會保持在3.5美元/MMBtu左右。天然氣現貨價格上漲1.06美元至6.23美元。我們認為基本面仍偏空看待，需要有更多證據顯示天然1月底會轉冷，才能建立更穩固的價格底部(近期價格看起來短底有形成的味道)。天氣寒冷，價格才有更強機會，反之天氣沒這麼冷則會面臨下行壓力，隨天氣變化天然氣價格波動劇烈，自由港回歸越接近時，底部可能接近，不要過度追空，投資人須嚴守紀律。

    展望下次庫存注入報告(截至1/13)，因溫和天氣影響，預計減少74Bcf (5年平均-156Bcf) 。接下來的三份 EIA 報告可能顯示天然氣消耗量比平均水平低約 250 Bcf，從而將庫存赤字轉為盈餘。

   本週剩餘時間天氣舒適，五大湖東北部最高氣溫30-50s、南部50-70s，全美天然氣需求非常低。下週全美國每個地區的氣溫都接近或高於平均水平。加州1月下著寒冷大雨以及持續的洪水及泥石流，並可能出現冷風。直到1/18，太平洋一系列風暴將繼續以多輪大雨和山雪襲擊北加州。

1月EIA STEO估計美國天然氣消費量2022達到創紀錄水平，部分原因是電力行業天然氣使用量增加。2022國內天然氣消耗量平均為 88.7 Bcf/d，較2021增長 6%。電力部門平均消耗量為33.3 Bcf/d，創歷史新高，較2021增長8%，因為有記錄以來第三熱的夏季提振了7月的空調需求。儘管天然氣價格與前五年相比處於高位，但煤炭供應緊張、煤炭價格相對較高以及燃煤電廠庫存低於平均水平導致了減少燃煤發電，增加天然氣發電。主要受溫度變化的影響，住宅部門 (5%) 和商業部門 (7%) 的天然氣總消費量上升。由於以下原因，美國天然氣產量在 2022創下歷史新高：已鑽但未完工的油井數量持續下降、鑽機數量超過 2020/3水平、增加供應墨西哥灣沿岸液化天然氣 (LNG) 終端的出口能力。2022乾天然氣產量平均為98 Bcf/d，較2021歷史高點高出 3.5 Bcf/d。二疊紀和海恩斯維爾地區引領了產量增長。2022大部分時間裡，美國天然氣儲存庫存處於歷史低位，因為與溫度相關的需求增長超過了產量增長。2021-22 取暖季節（2021/11 -2022/3）低於正常的氣溫使美國天然氣庫存在3/31降至1387Bcf的三年低點，比五年低 17% （2017-21）平均，2021-22取暖季節，淨提取量升至四年來的新高。在補充季節（2022 /4-10），高於正常水平的夏季氣溫導致向儲存的淨注入量低於平均水平。然而，溫和的溫度加上較高的產量導致9 月和 10 月的每週注入量高於平均水平，導致補貨季結束時的庫存比去年同期和五年平均水平低 3%。美國天然氣總出口量繼續保持上升趨勢， 2022 液化天然氣產能和出口量超過 2021 年，推動總出口量增加。2022前10個月份，超過 60% 的美國LNG出口繼續流向歐盟，取代東亞市場成為美國LNG的首選目的地，主要是為了抵消俄羅斯對歐洲天然氣管道出口的下滑。

美國截至1月11日當週 天然氣供應增加 需求增加

    供給面:增加。美國天然氣總供應量+2.3(+2.2%)至105.8Bcf/d，其中乾天然氣+0.9(+0.9%)至100.2Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量+1.3(+30.9%)至5.5Bcf/d。

    需求面:增加。美國天然氣總需求+13.2Bcf/d至118.3Bcf/d；美國消費+11.6Bcf/d(+14.3%)至93.1Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量+8Bcf/d (+27.3%)至37.5Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量+0.7至12.3Bcf/d、工業消費量+1Bcf/d(+4 %)至24.8Bcf/d。發電部門的天然氣消費量+2.6Bcf/d (+9.3%)至30.7Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口+0.5(+10.7%)至5.4Bcf/d。

影響天然氣價格利多因素:

1.北溪1號供氣不穩定 促進對美國LNG需求成長

俄羅斯天然氣產量2022將下降18-20%至6710億立方米。俄烏戰爭爆發前，歐盟有約 40% 的天然氣由俄羅斯供應，目前俄羅斯運往歐盟的日流量下降了80%，剩餘的管道天然氣還存在完全停止運輸的風險。歐盟2022/1-10自美國進口LNG 480億立方米(比2021多260億立方米)，歐盟計畫2023將較2021進口美LNG增加500億立方米。假設利用率90%，預計到2028 LNG出口達26.7Bcf/d，較最近出口增長260%。

2.美國庫存進入取暖季節。

除較冷的西部和北部，全美大部分地區溫暖，截至1月6日當週，美國天然氣庫存+11Bcf超於預期極為罕見(原預期減少14Bcf)(2017-2021平均-157Bcf，去年同期-157Bcf)至2902Bcf ，較過去5年的同期平均值2942Bcf減少208Bcf ( -1.4%)，較去年同期3042Bcf減少308Bcf(-4.6%)。

3.美國1月底2月初有變冷的可能性

影響天然氣價格利空因素:

1.經濟衰退的風險。聯準會持續加息。

經濟衰退期間，商業和工業的天然氣需求往往會減少。

2.歐洲儲備進度超於預期及溫暖氣溫(2022/8-2023/3使用量目標減少15% 過去四個月減少20%)歐盟同意聯合購買天然氣，量至少相當於歐盟儲存能力的15%。2024年底，歐洲液化天然氣進口能力與 2021相比，該地區LNG 再氣化產能總計6.8 Bcf/d（擴張 34%）。歐盟能源部長會議達成協議將天然氣價格設定動態上限，未來若TTF近月天然氣合約價格連續3天超過每兆瓦時180歐元(56美元/ MMBtu)，且價格比全球LNG參考價高11美元便會觸發上限機制，一但觸發將不允許以高於市場LNG參考價35歐元/兆瓦時的價格交易，預計2023/2/15生效，為期一年。歐洲正經歷數十年以來最熱的1月天氣。

3.Freeport LNG (佔美國出口LNG能力15%)延至2023/2甚至更久恢復出口服務。

Freeport LNG 延滯2023/2重啟 將產能提升至2Bcf/d(最大出口能力的85%)，2023/3達2.38 Bcf/d(最大出口能力的100%)。

4.美國12/28-2023/1/23氣溫趨於溫暖

5.產量恢復接近至101Bcf/d，預計將持續增長到年底。二疊紀盆地產量增長帶動下，2023產量可望達超過104Bcf/d。