美薪資增幅放緩，帶動十年期殖利率走弱，油價反彈。

【近期事件】

03/15 05:30 API公布上周原油庫存

03/15 00:00 EIA公布上周原油庫存及產量

03/16 23:30 EIA公布天然氣庫存

【原油】

    週五油市反彈，原因為美國非農就業數據表現優於預期薪資增幅放緩帶動美債殖利率下滑美元走弱，帶動油價反彈。油價短期仍承壓緊縮預期(需觀察本周公布的CPI數據)，然而市場期待中國解封復甦的能源需求前景及航空需求增加。短線油價目前止穩，前低應有支撐，可以尋找買點。全年略供過於求57萬桶/日，全年呈現區間窄幅震盪格局。

  Baker Hughes Inc.報告表示，截至3月10日，美國石油與天然氣探勘井數量較前週-3至746座(相較於去年同期+83座)。其中，主要用於頁岩油氣開採的水平探勘井數量較前週+2至692座。美國石油探勘井數量較前週-2至590座，天然氣探勘井數量較前週-1至153座。新井鑽探許可數量創新高顯示生產商提高產量的意圖，只要供應鏈的瓶頸獲得解決，我們預計2023產量將可望平緩增加。隨著油價上漲，所有公司都可以以當前價格鑽探新井並盈利，但油商抑制生產快速增長的主因可能是投資者要求維持資本紀律的壓力、ESG、勞動力短缺成本上升、供應鏈問題以及未來油價的不確定性是否會保持在高位，石油巨頭聚焦調整財務體質，資本支出仍低於疫情前水準。不過隨著能源行業累積穩定現金流，加上下半年供應鏈瓶頸逐步緩解，我們留意到供給先行指標 — DUC 庫存井 已接近落底，供給未來有逐步上揚的可能性。

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

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

白宮曾於2022/10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.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.原油裂解價差回落 遠近月逆價差縮小

【美國天然氣】

    週五天然氣下跌，收至2.43。下跌原因為原本認為3/8-15的寒冷天氣強度可能不如預期的冷(德州氣溫升至80s)使得需求較為溫和以及庫存報告減幅雖稍超逾預期但仍較五年平均減幅來的少，庫存盈餘持續增加。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，未來幾週將全面投入運營，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及煤轉氣需求增加，有望使價格在2.4應有支撐(天然氣波動大，投資人仍需嚴守停損)。若冬季風暴維持時間和強度不如預期，價格會有回檔，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偏弱盤整。

    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。天然氣現貨價格下跌25.5美分至2.8美元(南部溫暖)。

    上週四庫存報告(截至3/3當週)，減少84Bcf，減幅略多於預期 (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。

    2023/3 STEO表示未來兩年LNG的出口將繼續推動美國天然氣出口的增長。預測 2023美國LNG出口量平均為12.1Bcf/d，比去年增長14% (1.5 Bcf/d)。預計LNG出口明年將再增長 5% (0.7 Bcf/d)。由於全球需求旺盛，預測美國LNG出口量將增加，因為LNG將繼續取代從俄羅斯到歐洲的管道天然氣出口。今年到目前為止，溫和的冬季氣溫和高於平均水平的儲存導致國際LNG價格下跌，這可能會刺激各國進口更多LNG，尤其是東南亞對價格更為敏感的國家。自由港LNG出口終端恢復服務以及預計將於2024年底投產的新LNG出口項目支持預測的出口增長。

    自由港LNG終端是美國七個活躍的LNG出口設施之一，在高峰日可以生產 2.14 Bcf/d 的LNG。在該設施於 2022/ 6完全關閉之前，從2021/1到2022/5，該設施的出口量平均為 1.9 Bcf/d 。由於自由港關閉，美國LNG出口量在 2022 /6 月至2022/12期間下降至平均10 Bcf/d，而3月曾達到 11.7 Bcf/d 的峰值。當新的 Calcasieu Pass LNG出口設施投入使用時，它部分抵消了自由港LNG出口的下降；自 2022 /6以來，Calcasieu Pass 的出口量平均為 1.2 Bcf/d。

    今年，一旦 Freeport LNG 的三個液化裝置全部恢復運行，預計美國 LNG 出口量將超過 12 Bcf/d，美國仍將是全球最大的 LNG 出口國。我們預測，到 2024/12，美國LNG出口量將進一步增加，達到約 14 Bcf/d，因為屆時一些在建的LNG出口項目預計將開始運營。

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，將恢復使用最後2個氣罐和1個列車，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%)。預計未來30-45天美國LNG出口將接近14.5Bcf/d。

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

歐盟將能源使用量削減15%措施延長到2024。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3月3日當週，美國天然氣庫存-84Bcf略超於預期 (2018-2022平均-101Bcf，去年同期-126Bcf)至2030Bcf ，較過去5年的同期平均值1671Bcf增加359Bcf ( +21.5%)，較去年同期1537Bcf增加493Bcf(+32.1%)。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5Bcf/d 相匹配，則3 / 31的總庫存將為1891Bcf，比五年平均值1532 Bcf高359 Bcf。