土耳其港口出口可望恢復，油市部分獲利了結。

【近期事件】

02/11  01:00 Baker Hughes Inc.報告

【原油】

    週四油市獲利了結，原因為土耳其Ceyhan港口的出口可望恢復及聯準會官員接力放鷹。沙特上調3月輸往亞洲原油售價(中國需求復甦)和聯準會主席鴿派談話，使得油價近期震盪上漲，我們認為油價短期震盪偏多，拉回沿五日線操作。支持油價因素為市場期待中國解封復甦的能源需求前景及G7 2/5俄羅斯成品油的制裁。中線仍可期待中國解封帶來的需求增長，第二季為全年油價高點，全年區間震盪格局(小幅供過於求)。

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。

2.歐盟對俄石油禁運

歐盟2023/2/5禁止進口俄羅斯石油產品，過渡期為55天，同時達成俄成品油價格上限的協議(歐盟可能出現柴油短缺，汽油柴油煤油等高於原油價格的石油產品價格上限為100美元/桶，燃料油石腦油等低於原油價格的產品設定上限為45美元/桶)。歐盟也表示將持續監測價格上限，未來會對價格上限進行評估並酌情調整。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%。

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。

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。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。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。

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。2/6西方石油表示股票回購重要性高於增產。

OPEC+產量稍減，但剩餘產能有限

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。

3.西方對俄油制裁 尚未看見明顯影響

俄羅斯副總理諾瓦克稱1月俄油日均產量為980至990萬桶且預計2月產量仍將持平。

4.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)。

5.裂解價差向下

【美國天然氣】

    週四天然氣期貨價格上漲，收至2.43美元，原因為昨晚庫存報告減幅略優於預期，實際預計減少217Bcf (5年平均-171Bcf 去年同期-228Bcf)，但之後幾次的庫存報告提取量將明顯低於正常水平。2/17-19全美短暫氣溫下降，但就跟這個冬季一樣，寒流出現時間很短，美國氣溫很快回暖，最高溫度50-80s，導致天氣驅動的需求減弱，產量已恢復至100Bcf/d，將使冬季末的儲存量將超過5年平均250 Bcf以上。我們認為市場正尋求底部可能約2.3附近(不破排除破底的可能性)，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)，但2月天氣仍主導整個市場的主因，目前價格走勢震盪弱勢整理，相當疲軟，仍逢高偏空看待。天然氣現貨價格上漲1.5美分至2.77美元(中部降雨涼爽 冬季風暴駛向加州)。

    目前美國東海岸氣溫遠高於正常水準，周末稍微降溫，下周初氣溫恢復到遠高於平常水準。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。冬季已過去將近五分之三，而市場已提取不到去年夏天 2.262 Tcf 注入量的一半。本季末的存儲量有望在 1.78 Tcf ，遠高於 EIA 最新預測的 1.49 Tcf 和高於去年的期末的 1.38 Tcf。幾乎沒有天氣數據可以讓市場相信極地空氣可能會捲土重來，並持續。未來強勁的供應情況和較淡的需求季節也是強大的逆風。 

美國截至2月8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-0.3(-0.2%)至104.4Bcf/d，其中乾天然氣持平至98.8Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.3(-5.7%)至5.5Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-7.5Bcf/d至123.3Bcf/d；美國消費-6.9Bcf/d(-6.6%)至98.3Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-4.3Bcf/d (-9.2%)至42.4Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-0.2至12.5Bcf/d、工業消費量-0.6Bcf/d(-2.4%)至24.9Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-2Bcf/d (-6.1%)至31Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口-0.1(-1.3%)至5.1Bcf/d。

與 2021相比，2022前 9 個月美國水平井的天然氣提取量每天增加 4.5 Bcf/d，占美國天然氣總產量的 78%。自 2000 年以來，美國天然氣產量增加了 78%，這主要是由於石油和天然氣開採中 水平鑽探的增加和水力壓裂技術的改進，逐漸取代了垂直井的鑽探。2022 / 9 美國天然氣產量的 53% 來自三個區塊的水平井： Appalachian Basin的Marcellus區塊和northwestern Louisiana的海恩斯維爾區以及西德州和新墨西哥州東南部的二疊紀盆地。在 2022前九個月，Marcellus 油田生產了 31Bcf/d 的天然氣，超過了美國所有垂直井生產的 26.3 Bcf/d 的天然氣。當排除 Haynesville 和 Permian時，Marcellus的產量高於美國所有其他水平井的 29 Bcf/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。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2月3日當週，美國天然氣庫存-217Bcf略高於預期-212Bcf (2018-2022平均-171Bcf，去年同期-228Bcf)至2366Bcf ，較過去5年的同期平均值2249Bcf增加117Bcf ( +5.2%)，較去年同期2133Bcf增加233Bcf(+10.9%)。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16%。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 12.8Bcf/d 相匹配，則3 / 31的總庫存將為1649 Bcf，比五年平均值1532 Bcf高117 Bcf。

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.產量預計恢復接近至100Bcf/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