中國復甦，油價震盪上漲。

【近期事件】

03/08 01:00 EIA月報

03/08 05:30 API公布上周原油庫存

03/08 00:00 EIA公布上周原油庫存及產量

03/09 23:30 EIA公布天然氣庫存

【原油】

    週一油市持續反彈，雖早盤略拉回，原因為中國將今年經濟成長目標訂為5%(略低於預期)，但沙特上調4月銷往歐亞的原油價格(連2個月上調)及先鋒自然資源公司執行長表示油價可能第四季觸及100美元且美國二疊紀盆地頁岩油產量可能在5-6年見頂，油價轉漲。油價短期雖仍承壓升息預期提升以及美油庫存連10週增加，限制油價上漲空間，但我們認為油市短期呈現緩漲逐步墊高態勢，盡量拉回守住均線偏多。中期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可能影響後續供應的量。上半年略供過於求，但中線仍可期待中國解封後帶來的需求增長，全年呈現區間震盪格局。

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%。俄羅斯計畫3月較2月將西部港口的石油出口減少至多25%(此前宣布減產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。沙特阿美上調4月銷往亞洲的大部分原油價格(連2個月上調)。該公司主要的阿拉伯輕質原油價格上調至較阿曼迪拜均價升水2.5美元/桶，比3月份的水平高出50美分。

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.原油裂解價差回升 遠近月逆價差擴大

6.汽油價格低檔 稍微回升。

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 2022/9/21為本波連98天下跌最低點)。

影響油價利空因素:   

1.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。美國二疊紀盆地頁岩油產量可能在5-6年內見頂。

OPEC+產量稍減，但剩餘產能有限

2月OPEC原油日產量較1月增加12萬至2924萬桶。OPEC受配額限制的成員國2月履行169%減產承諾。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

印度2023/1進口俄油創紀錄140萬桶/日，較12月增加9.2%，俄油佔印度進口500萬桶的27%。印度煉油商每天加工的原油規模在1月達到創紀錄新高539萬桶。2023/2輸往印度的俄羅斯柴油約14萬噸，創2017以來新高。2023/1俄羅斯原油出口增長主要是銷往中國，俄對中國的原油出口量較前月增加30萬桶/日達到210萬桶/日，創下歷來的單月新高。俄羅斯被禁止向歐洲出口柴油，但俄羅斯計畫3月海運柴油出口額提高至月度新高(其他市場)。

4.美計畫釋放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。

5.美原油庫存連10週增加

【美國天然氣】

    週一天然氣大跌約15%，為8個多月以來最大單日跌幅，收至2.572美元。大跌原因為原本認為3/8-15的寒冷天氣強度可能不如預期的冷甚至有轉暖的趨勢(削減未來15天取暖需求、南部沒有這麼冷)以及上週漲幅過大導致獲利了結賣壓。目前基本面雖仍較不利(今年以來供過於求，目前2Bcf/d)以及庫存盈餘未來幾周仍持續增加。然而，自由港逐漸恢復服務，有望春季全面投入運營，將增加至2.38Bcf/d產量(目前1.3Bcf/d)以及價格偏低導致生產商計畫今年可能減產(減少鑽井基台數量)，3月初產量低於98Bcf/d，有利之後平衡庫存狀況。投資人要留意天然氣波動大，若冬季風暴維持時間和強度不如預期，會有較大回檔，我們將持續關注未來天氣是否有轉暖的跡象。短期價格走勢預計陷入盤整，但若守住月線上漲仍偏多看待，預計近期可能形成區間震盪走勢概率大。

    有利天然氣價格回升的因素包含3/8-15寒冷和自由港加快恢復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持續增加(最近天然氣佔發電比例較年初至今的67%提升至73%，約2-2.5 Bcf/d增量需求。2.5元以下轉換需求大)，也能提升天然氣需求，中期看起來庫存盈餘將逐漸趨於平衡。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，且冬季即將結束。天然氣現貨價格上漲15美分至3.445美元(西海岸東北部大漲)。

    NatGasWeather 預計3/8-15將有短暫寒流全美氣溫低於正常水準，將提升供暖需求。3/15-25全美氣溫將較正常溫度低。上周末，風暴從西部轉向東部五大湖區域，帶來雨雪和低溫，產生強勁的取暖需求。下周天氣更冷，美國北部氣溫約0-零下20s 美國南部20-40s，大部分地區氣溫較平常低。

    展望下一次庫存報告(截至3/3當週)，預計減少62Bcf (5年平均-101Bcf以及去年同期-126Bcf)。3 月底的庫存預測接近 1.9 Tcf，這使市場面臨在 10 月注入季節結束時達到 4100Bcf 以上的風險。鑑於實現這一水平在物理上是不可能的，因此需要改變供應、需求。自由港恢復運營應該有助於平衡市場。

影響天然氣價格利多因素:

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

Freeport LNG 2023/2部分重啟，將恢復使用之前3個氣罐中的2個和2個天然氣泊位中的1個，將產能提升至2Bcf/d(最大出口能力的85%)。剩下來的第三個氣罐和第2個泊位預計將於5月開始重新使用，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3月中旬寒冷

3.價格偏低導致幾家生產商計畫今年可能減產 放緩生產速度(減少鑽井基台數量) 3月初降至98 Bcf/d(2月最後一週100 cf/d) 加拿大自然資源天然氣價格進一步下跌，可能會減少天然氣鑽井數量。

4.煤轉氣需求增加

影響天然氣價格利空因素:

1.歐洲儲備進度超於預期及溫暖氣溫(2022/8-2023/1使用量較2017-2022同期減少19.3%)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LNG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%）。IEA署長表示部分歐盟國家在下一個冬季前可能對於能源局勢過於自信，警告稱新進入市場的LNG規模將在歷史最低水平附近，而中國將以巨大買家的身份重返液化天然氣市場。預計到2023年底，歐盟和英國的LNG進口碼頭產能將增加約5.3Bcf/d 。到 2024年底，該產能將再增加1.5 Bcf/d，與2021相比，該地區新增 LNG再氣化產能總計6.8 Bcf/d（擴張34%）。

2.美國庫存進入取暖季節，但暖冬關係，庫存增加。

截至2月24日當週，美國天然氣庫存-81Bcf超於預期 (2018-2022平均-134Bcf，去年同期-137Bcf)至2114Bcf ，較過去5年的同期平均值1772Bcf增加342Bcf ( +19.3%)，較去年同期1663Bcf增加451Bcf(+27.1%)。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24%。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6.9Bcf/d 相匹配，則3 / 31的總庫存將為1874Bcf，比五年平均值1532 Bcf高342 Bcf。