EIA公布原油庫存連六週增加，油市續跌。

【近期事件】

01/14  01:00 Baker Hughes Inc.報告

【原油】

    週三油市下跌，原因為EIA公布原油及成品油庫存增加。我們認為油價短期震盪稍微偏弱，原因在於歐美持續加息和經濟放緩疑慮及俄油出口量仍在高位以及美原油庫存連六週增加。支持油價因素為市場期待中國解封的能源需求前景及G7 2/5俄羅斯成品油的制裁。我們認為短期稍微偏弱震盪看待，市場同時觀望2/5對俄的成品油制裁。中線仍可期待中國解封帶來的需求增長，第一季末疫情趨緩，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。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，第一季後可望增加需求。

標普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。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。累計今年前兩批原油非國營貿易進口允許量共計下發約1.32億噸，與去年同期相比減少18.5%，前兩批佔2023年進口允許總量的54.3%。

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。美國能源部尋求停止2023財年的石油儲備銷售(2600萬桶)，此前已取消2024-2027財年的1.4億桶銷售。

5.原油期貨遠近月逆價差持平

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。

EIA表示美國2023/2頁岩油產量將增加7.6萬桶/日至938萬桶/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。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。美2022/11原油產量降至1238萬桶/日。

OPEC+產量稍減，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)。

1月OPEC原油日產量較12月下降5萬至2887萬桶。OPEC受配額限制的成員國1月履行172%減產承諾，產量較1月產量目標低於92萬桶/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。2023/2/1OPEC+表示維持產量政策不變，因為仍需時間評估俄油制裁禁令與中國經濟重啟對於油市供需的影響。

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。2023/1/14 美國煉油廠菲利普66向雪佛龍購買50萬桶委內瑞拉原油。

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。

2023/3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。Q2起中國疫情將顯著降溫，經濟活動同步復甦。

5.西方對俄油制裁 尚未看見明顯影響

路透報導，俄羅斯波羅的海港口 1 月石油裝載量預計較 12 月增加 50%，且數據表明出口量邁向 2 月出口更加走強，顯示俄國克服歐洲制裁對其原油出口造成的初步衝擊。

6.裂解價差稍微下滑

7.汽油價格低檔 稍微回落。

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】

    週四天然氣期貨價格小跌，收至2.456美元。儘管本週寒流將席捲美國北部中部(週三產量下滑至96 Bcf)，然而下週美國東海岸和中部部分地區氣溫預計回暖，導致天氣驅動的需求減弱(未來7-10天全美需求暴跌25Bcf/d)，產量回升，並強化冬季末的儲存量將超過5年平均水準的可能性。價格持續疲弱，原因為天然氣產量保持100Bcf/d強勁水準和取暖需求疲弱(供過於求)。自由港有望2月恢復部分服務(聯邦政府許可自由港開始擴大工作內容)。天然氣價格若要反彈，需要仰賴這波寒冷空氣的強度多強並且能維持多久。我們認為市場正在尋求底部可能約2.3-2.5附近(不要過度追空)，但2月天氣仍主導整個市場，並且冬季快結束，目前價格走勢仍相當疲軟，逢高偏空看待。天然氣現貨價格上漲5.19美元至10.9美元(本周寒流)。

    展望下次庫存注入報告(截至1/27)，因溫和天氣影響，預計減少141Bcf (5年平均-181Bcf 去年同期-261Bcf) 。The Schork Report分析師表示，假設週四的數據在 The Desk 的平均預估附近，照現在的趨勢是預計冬季末儲量為1.784 Tcf，較EIA最新的季末預測1.493 Tcf高，也高於去年同期1.382 Tcf 。

    NatGasWeather 預計本周隨著寒冷氣流席捲美國北部中部(-20-20s)帶來雨雪，取暖需求將非常強勁(價格卻沒有反應?)。週二中西部的零度以下的天氣系統將向南和向東蔓延，到2月初將覆蓋美國大部分地區。它可以將冰冷的空氣輸送到德州和南部(10-30s)，穿過五大湖和東海岸。西部將有雨雪混合的雜亂天氣，使得加州到落基山脈的氣溫低於平均水平。然而，與2023迄今為止的情況一樣，寒流預計將被證明是短暫的，本周東部南部地區舒適氣溫將達到50-80s，高於正常2月初氣溫水平，到週日，冷空氣將退回到北部，美國南部2/3的地區2月前兩週變暖至50-70s。下週，寒冷的天氣系統將在西部山區和北部平原的部分地區徘徊，但溫和至宜人的氣溫將擴展在南部和東部的大部分地區，使得全國需求中等至低(減少46 bcf需求)。如果冰凍天氣像預測的那樣迅速消退，價格可能會繼續承壓，因為市場努力在產量增加和需求減少之間找到平衡點。

美國截至2月1日當週 天然氣供應減少 需求增加(天氣寒冷)

    供給面:減少。美國天然氣總供應量-1.3(-1.2%)至104.1Bcf/d，其中乾天然氣-1.9(-1.9%)至98.2Bcf/d(寒冷天氣使得井口凍結)，來自加拿大的天然氣日淨進口量+0.6(+11.8%)至5.8Bcf/d。

    需求面:增加。美國天然氣總需求+6.8Bcf/d至132.4Bcf/d；美國消費+6.7Bcf/d(+6.7%)至106.6Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量+5.5Bcf/d (+13.1%)至47.2Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量+0.2至12.7Bcf/d、工業消費量+0.6Bcf/d(+2.5%)至25.9Bcf/d。發電部門的天然氣消費量+0.6Bcf/d (+2.5%)至33.5Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口-0.1(-2.5%)至5.3Bcf/d。

2023全球LNG出口能力增長有限

2023預計全球將有四個新的LNG出口項目上線，總產能為1Bcf/d。根據GIIGNL 的數據，2023LNG總產能增加量將是自 2013以來的最低水平(當時新增出口產能為 0.7 Bcf/d)。2014 -2022，LNG新增產能從2021的1.8 Bcf/d 的低位到 2018的5.6 Bcf/d的高位。預計今年上線的新液化天然氣出口項目包括：毛里塔尼亞和塞內加爾近海的Greater Tortue LNG(FLNG)（0.3 Bcf/d）。剛果近海的Tango 浮式液化天然氣生產裝置（0.1 Bcf/d ）。印尼的Tangguh LNG（0.5 Bcf/d）。Sengkang LNG（0.1 Bcf/d ）。

2022美國、俄羅斯、莫桑比克新增3個LNG出口項目，總產能為2.2Bcf/d。在美國，峰值產能為 1.6 Bcf/d 的Calcasieu Pass LNG。在過去的 11 年（2012-2022）中，澳洲和美國引領了全球 LNG 產能的增長，增加了 22.7 Bcf/d 的 LNG 出口產能，占同期全球新增產能總量的75%。美國於2016/2開始出口LNG，並在7年內發展成為全球最大的LNG出口能力，超過澳洲和卡達，擁有7個LNG出口設施，峰值產能達13.9 Bcf/d。2024-2025 我們預計全球 LNG 出口產能的增加將低於往年。我們預計隨著目前在建的三個項目完工，美國LNG出口能力將增長。

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。2022歐盟LNG 進口量達1.01億噸，較2021增長58%，成為全球最大LNG買家，歐盟2022從美國進口LNG的量占總進口量41%達3886萬噸(yoy+154%)。

2.美國庫存進入取暖季節。

截至1月20日當週，美國天然氣庫存-151Bcf略高於預期141Bcf (2018-2022平均-181Bcf，去年同期-261Bcf)至2583Bcf ，較過去5年的同期平均值2420Bcf增加163Bcf ( +7%)，較去年同期2622Bcf增加222Bcf(+9%)。在提取季節（11-3月），從存儲中提取的平均速度比迄今為止的五年平均水平低 22%。如果在剩餘的提取季節中，從存儲中提取的速率與五年平均值 14.1 Bcf/d 相匹配，則3 / 31的總庫存將為1695 Bcf，比五年平均值1532 Bcf高163 Bcf。預計本周末開始到2月中溫暖氣溫會使得庫存盈餘超過250Bcf。

3.美國2月第一周較冷

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中達2.38 Bcf/d(最大出口能力的100%)。2023沒有新的LNG出口產能(2016以來首次)。

4.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。

5. 美國2月中旬回暖