美1月PPI超於預期，美元走強，油價承壓。

【近期事件】

02/18  01:00 Baker Hughes Inc.報告

【原油】

    週四油市略跌，油價承壓原因為美1月PPI增幅高於預期，提高升息預期，美元走強。我們認為油價短期雖有承壓，但若守住季線仍偏多操作。支持油價因素為市場期待中國解封復甦的能源需求前景(OPEC上調今年需求前景)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，全年區間震盪格局。

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。預計到2045，石油行業每年需要5000億美元投資。

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%。俄將於2023/3起減產50萬桶/日。

3.中國放寬防疫封控，第一季後可望增加需求。

路孚特Eikon的數據顯示，1月運往中國的烏拉爾原油(Urals)海運供應量增至約23萬桶/日，為2022年6月以來最高，中國對烏拉爾原油的需求顯示出反彈的早期跡象。

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。

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7.5萬桶/日至935.7萬桶/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。

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.美計畫再釋放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。

【美國天然氣】

    週四天然氣期貨價格走弱，收至2.389美元，原因為庫存報告減幅少於平均以及產量保持強勁。基本面仍較不利，產量已恢復至100-102Bcf/d，未來兩次庫存的報告，將可看到庫存盈餘將超過260 Bcf，我們認為市場正尋求底部可能約2.3附近，不要過度追空，價格有撐原因為自由港2月恢復部分服務以及天然氣價格過低刺激電力部門棄煤改氣發電需求增加，從2月起已達3.2Bcf/d以及2/23-至3/2有寒流會在北美蔓延。寒流時間長度及強度才能影響天然氣價格的漲幅，畢竟這個冬天每次寒流維持的時間並沒有天氣預測的這麼久。目前價格走勢橫盤震盪整理，仍逢高偏空看待。若要抄底做多，請在區間下緣操作(守好停損)。天然氣現貨價格下跌2美分至2.99美元(由於天然氣價格低，導致煤氣轉換發電需求增加)。

    NWS表示本週五六寒冷天氣影響東部，然而週日至下周二氣溫回暖。下週中至3月前幾天寒冷天氣會蔓延美國西部和北部，最高氣溫10-40s最低氣溫零下10-30s。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。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。 展望下一次庫存報告，預計減少71Bcf (5年平均-177Bcf以及去年同期-138Bcf)。

美國截至2月15日當週 天然氣供應增加 需求減少

    供給面:增加。美國天然氣總供應量+0.6(+0.5%)至105Bcf/d，其中乾天然氣+1.9(1.9%)至100.6Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-1.2(-22.6%)至4.2Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-11.6Bcf/d至111.8Bcf/d；美國消費-12Bcf/d(-12%)至86.3Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-9.5Bcf/d (-22.4%)至32.9Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量+0.5至12.9Bcf/d、工業消費量-0.9Bcf/d(-3.6%)至24Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-1.6Bcf/d (-5.2%)至29.4Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口+0.1(+2.6%)至5.2Bcf/d。

2023/1天然氣價格下跌41%，原因為1月氣溫高於正常水平，減少天然氣發電取暖消費量，且產量於新高水平。

影響天然氣價格利多因素:

1.Freeport LNG (佔美國出口LNG能力20%)延至2023/2恢復出口服務。

Freeport LNG 2023/2部分重啟 將產能提升至2Bcf/d(最大出口能力的85%)，2023/3，將所有3列列車投入運行。2023/4初 全面投產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)。

2.美國2/23-3/2寒冷

影響天然氣價格利空因素:

1.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.產量恢復接近至100-102Bcf/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。

4.美國庫存進入取暖季節，但暖冬關係，庫存增加。

截至2月10日當週，美國天然氣庫存-100Bcf (2018-2022平均-171Bcf，去年同期-228Bcf)至2266Bcf ，較過去5年的同期平均值2083Bcf增加183Bcf ( +8.8%)，較去年同期1938Bcf增加328Bcf(+16.9%)。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19%。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 11.2Bcf/d 相匹配，則3 / 31的總庫存將為1715 Bcf，比五年平均值1532 Bcf高183 Bcf。