中美經濟數據表現不佳，油市震盪走低。

【近期事件】

05/17 22:30 EIA公布上周原油庫存及產量

05/18 22:30 EIA公布天然氣庫存

【原油】

    週二油市小幅走低。原因為中美經濟數據不如預期。我們認為市場仍擔憂美國下半年經濟前景黯淡和信貸緊縮以及中國復甦不如預期且有通縮風險，油價反彈空間有限，預計轉為橫盤區間震盪格局。油價下方有支撐原因為美國計畫8月回購300萬桶原油以補充SPR。油價要能持續反彈，端看後續歐美中夏季需求復甦的狀況以及OPEC+實際減產執行率(端看未來歐美中經濟數據及每周公布EIA數據)。

API盤後公布的數據顯示，截至5月12日當週，美國原油庫存+361.8萬桶(前期+362.9萬桶)、庫欣原油庫存-131.6萬桶(前期+284.7萬)、汽油庫存+39.9萬桶(前期-246萬桶)、蒸餾油庫存-394.5萬桶(前期-88.6萬桶)，我們認為數據對於油價短線應中性偏空。

IEA月報

衰退疑慮拖累國際油價連續幾周跌跌不休，但IEA仍認為油市今年稍後將進入供應吃緊和需求強勁的格局。綜合供需各方面影響因素，IEA 預估，全球石油市場將在今年夏季陷入赤字，導致原油庫存在今年下半年以每天 200 萬桶的速度快速消耗。產業活動放緩和利率升更高這兩大因素，不只壓低油價，更使經濟陷入衰退的可能性升高。儘管市場目前充斥悲觀氛圍，但這跟我們預期油市下半年將面臨供應更緊俏的情境，形成鮮明對比，預估屆時全球每日石油需求將比供應高出近200萬桶。

上調全球需求增長 但同時警告經濟風險可能打擊需求
今年全球石油需求的預期增幅升至220萬桶/日(較前月上調20萬桶/日)，總需求增至1.02億桶/日(較前月預期上調10萬桶/日)，較2019增加130萬桶/日。其中，中國3月原油需求升至創月度最高紀錄的1600萬桶/日，今年中國需求增幅將在全球總增量中占60%，將與印度及中東一起填補OECD需求疲軟的缺口。預估 2023中國石油需求增幅將達到130萬桶/日，寫紀錄新高水準。2023需求成長分別為OECD的35萬桶/日，NON-OECD 190萬桶/日。

全球供應

2023全球石油供應量將增加120萬桶/日，其中美國和巴西居首。隨著OPEC+減產，全球石油市場料在今年下半年大幅收緊。大部分的緊縮將由 OPEC + 造成，主要成員國本月開始新一輪減產。IEA 預估從4到12月，OPEC + 的石油供應將減少85萬桶/日，而Non-OPEC +的石油供應將增加71萬桶/日。

俄羅斯未確實減產，可能正在增產，以彌補收入損失。

IEA最新月報顯示，將近80%的俄羅斯原油出口到中國和印度。儘管面臨限價等西方制裁，俄羅斯上月的石油出口量仍達到去年俄烏衝突以來最高水準。俄羅斯4月石油出口量增至830萬桶/日，創去年2月以來月度新高。4月俄羅斯石油出口收入月增17億美元至150億美元(較去年同期少了27%)。IEA估算，4月俄羅斯從石油和天然氣行業得到的稅收年減64%。為彌補收入的損失，俄羅斯可能在增加銷量。IEA表示4月的俄羅斯原油產量大致穩定維持在960萬桶/日，5月俄國必須每日再減產30萬桶，才能讓減產達標。

全球庫存減少

全球觀察到的石油庫存在3月份下降了790萬桶，因為水上載油庫存的激增和Non OECD庫存的小幅增加未能抵消OECD 5600萬桶的大幅下降。在產品大幅減少的帶動下，OECD行業庫存跌至六個月低點27.53億桶，比五年平均水平低 8900萬桶 。4 月份的初步數據顯示，陸上庫存增加，而水上石油庫存減少。隨著新的OPEC+減產生效，本月全球石油供應將進一步下降，全球石油庫存可能再次承壓。過去一年 IEA 政府庫存的創紀錄釋放量已將行業庫存赤字與其五年平均水平相比從一年前的 3億桶至不到9000萬桶。

影響油價利多因素:

1.OPEC+宣布減產

4月OPEC原油日產量較3月減少31萬至2880萬桶(受伊拉克出口受阻-26.2萬桶至393.8萬桶和奈及利亞回落拖累)，OPEC 受配額限制的成員國4月履行194%減產承諾(3月173%)。OPEC 受配額限制的成員國4月產量比目標額減少120萬桶/日(3月為93萬桶/日)。4月初OPEC+宣布5月起至2023年底將自願減產，合計115.7萬桶/日。俄羅斯減產50萬桶/日的措施延長至年底。OPEC+去年10月決議減產200萬桶/日，並持續至2023年底。OPEC+合計將減產365.7萬桶/日。俄4月減產44.3萬桶/日。

2.美國5-9月駕車出遊旺季

2023全球旅遊市場預計9.5兆美元，對全球GDP貢獻與2019相比僅差5%，2024全面復甦超過2019。

3.美國計畫最快今年秋季補充SPR

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。減產所帶動的漲幅。美國預計明年底前使除SPR增加數千萬桶(8月預計回購300萬桶)。

4. 原油裂解價差稍微擴大

5.伊拉克北部原油向土耳其杰伊漢港的輸送尚未恢復。

影響油價利空因素:   

1.美國下半年經濟前景擔憂(信貸緊縮)和地區銀行危機。

IMF 警告未來5年全球經濟成長的預期或為30多年來最疲弱的時期，約成長3%(過去20年對未來5年預期為3.8%水平)。OPEC及EIA下修美國需求，成長率分別為0.3%、0.4%。

2.美國與非OPEC+國家產量緩步增加。

EIA表示美國2023/6頁岩油產量將增加4.1萬桶/日至933.2萬桶/日，此將創下2019/12月以來的新高，相比2019年11月的創新高產量為927.5萬桶/日。美國二疊紀盆地頁岩油產量可能在5-6年內見頂。美油產量長期增長三瓶頸:面積生產率下降、油田成本上升供應鏈瓶頸、投資戰略的結構性轉變。

3.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。

4. 俄油目前未受制裁影響

5月俄從西部港口出口的石油即將達到4年高點242萬桶/日(俄羅斯表示管道石油流量的減少部分由海上出口彌補)。俄2023產量預計為960萬桶/日(凝析油被排除在OPEC+的配額之外)煉油廠運行量4月份至今較去年同期+17%。2023俄原油佔印度進口20%，從2022/4/1-2023/3/31財年，每進口一噸俄油，印度省下89美元(已省下50億美元)。

5.中國復甦不如市場預期，復甦緩慢，且有通縮風險壓力加劇。

中國4月美元出口金額年增率由+14.8%→+8.5%，進口金額年增由-1.4%→-7.9%，低於市場預期的-0.2%，反應全球需求放緩與內需恢復平淡。中國4月CPI年增長僅0.1％，為過去2年來最低水準，甚至比核心CPI 0.7%還要低上許多，反映中國至今仍面臨通縮風險。中國4月PPI年減-3.6%，連續第7個月下跌，以上數據反映內需不振。

【美國天然氣】

    週二天然氣期貨連3日走高，原因為Baker Hughes Inc.報告表示，截至5月12日，天然氣探勘井數量較前週-16至141座進而造成價格反彈(生產商應對暴跌價格的手段-生產放緩預期)。目前整體基本面仍較差勁，包含5月天氣溫和需求平淡直至6月初和產量恢復強勁100Bcf/d，這可能導致未來幾周天然氣儲存量大增，進一步向下施壓價格。預計未來幾次庫存報告公布，可能都來拉回測試支撐價格帶，我們認為生產活動增速放緩和期待夏季用電需求仍是價格上漲的催化劑，短期價格沿續區間震盪態勢(2.2-2.4美元)，不宜追高，拉回買。殼牌ceo表示看好天然氣下半年表現。

    令多頭稍微欣慰的是LNG出口強勁。生產商計畫今年放緩開採計畫(目前尚未看到減產跡象)及煤轉氣需求增加和南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第8週收窄，有利收緊庫存平衡。EIA最新月報預測，今年夏季國內用於發電的天然氣消耗量將創歷史次高，僅次於去年夏季，將能提振價格。

    5/7-15之後有可能每週出現三到四次100 Bcf左右的庫存增加（沒有明顯更熱或更冷趨勢），這將抑制看漲情緒，價格承壓。可能要等到五月中下旬證明更炎熱的天氣能產生降溫需求才能使盈餘得到改善。從長遠來看，可能會出現持久的牛市遊行。7 月和 8 月會很炎熱，並因價格下跌而放緩生產。 LNG需求受到歐洲和亞洲持續進口的支撐，增加了另一個看漲因素。明年及以後上線的新LNG設施應該會提供進一步的需求。

    展望下一次庫存報告(截至5/12當週)，預計增加110Bcf(5年平均+91Bcf 去年同期+87Bcf) ，但人們普遍預計5月剩餘時間的良好天氣預報將導致接下來幾週的庫存大量增加，這可能會進一步擴大盈餘。從5月中旬開始，每週大量庫存注入可能會使得價格保持較低的勢頭。

    要持續上漲至3美元，可能需要使產量收緊2-3 Bcf/d，或是夏天炎熱天氣要大力幫忙才能使得庫存盈餘縮減到300Bcf。我們認為目前價格雖然進一步上漲，但回測支撐價位仍很可能發生。NatGasWeather預計如果六月至八月比正常更熱，並且平衡收緊了3-4 Bcf/d，那麼有機會迅速減少盈餘。如果LNG出口增加超過15 Bcf/d，且美國產量降至98-99 Bcf/d以下，则有可能實現這一目標。然而，從長遠來看，人們對於LNG出口是否能夠保持過去一年的狂熱步伐存在一些擔憂。除了春季和秋季肩負期間計劃進行的關閉之外，由於已經有強勁庫存儲量，歐洲的儲氣罐可能比去年提前到達容量上限。

影響天然氣價格利多因素:

1.美LNG出口強勁接近歷史新高14Dth/d。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，中國將以巨大買家的身份重返LNG市場(ICIS預測中國2023LNG進口達7200萬噸，較2022年增15%)。Freeport LNG 全面投產2.38 Bcf/d(最大出口能力的100%)。美國未來十年內預計出口 22.3 Bcf/d。2023全球天然氣需求增長主要將是來自於亞洲與中東市場的帶動，中國天然氣需求預估將年增6%。

2.價格偏低導致幾家生產商計畫今年可能減產(今年冬季才有影響) 夏季產量預計100.3 Bcf/d

生產在夏季保持強勁，然後在年底放緩。在即將到來的降溫季節中，每月產量增長平均將達到0.25 Bcf/d。天然氣產量2023保持在接近歷史最高水平，因為預計 2024和2025將有更多的美國出口設施投入使用，LNG需求將增加。哈里伯頓公司CEO於最新的電話會議表示當未來 24 個月內新增 6 Bcf/d 的LNG出口能力上線時，天然氣市場的疲軟將得到解決。截至5月12日，天然氣探勘井數量較前週-16至141座進而價格反彈(生產商應對暴跌價格的手段-生產放緩預期) EIA模型顯示，從 5 月到 6 月，美國天然氣產量增長將放緩但不會停滯，連續增加 256 MMcf/d(較前期有所下降)達到 97 Bcf/d。

3.由於低價，煤轉氣需求增加。發電用天然氣需求正處2014以來最高的季節性水平。

4.6月炎熱夏季將要來臨。

影響天然氣價格利空因素:

1.歐洲儲備進度超於預期(目前處歷史最高水平)及溫暖氣溫

歐盟將能源使用量削減15%措施延長到2024。G7和歐盟將禁止重啟俄羅斯天然氣管道。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%）。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%）。歐洲進入補庫存季節，最近回補，使庫存增加1%，今年9月前可能回補完庫存。

2.美國庫存進入補充庫存季節。

截至5月5日當週，美國天然氣庫存+78Bcf (2018-2022平均+87Bcf，去年同期+76Bcf)至2141Bcf ，較過去5年的同期平均值1809Bcf增加332Bcf ( +18.4%)，較去年同期1556Bcf增加509Bcf(+31.2%)。南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第8週收窄。即使考慮到短期的寒冷天氣，豐沛的儲氣庫剩餘量仍超過300 Bcf，市場預計會保持供過於求的狀態，直到產量明顯下降。產出需要減少2-3 Bcf/d並保持在這個水平上，同時結合高溫天氣模式才能使價格有意義地改善。

3.經濟前景擔憂

4.5月天氣溫和 需求平淡 。今年可能出現更多水力發電抵銷煤改氣(供水條件的改善將有助於在未來幾個月內增加加州和西南部的水力發電量。)。