擔憂六月加息的可能性，油市震盪收低。

【近期事件】

05/20 Baker hughes報告

【原油】

    週四油市部分獲利了結，市場靜待美國債務上限談判、美元反彈、6月加息機率增高。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。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以及OPEC+財政平衡油價、美國油商新井損平價以及IEA認為下半年供不應求200萬桶/日。預計轉為橫盤區間震盪格局，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)。

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(5月已達成)。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 煉油廠產能利用率將提升(本季目標處理1790萬桶/日 94%產能)

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。IEA認為下半年供不應求約200萬桶/日。5/27-29陣亡將士紀念日假期周末將是2000以來第三繁忙的汽車旅行。

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。加拿大阿爾伯塔省石油日產量因野火持續而減少31.9萬桶。

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。

中國工業生產指數、固定資產投資和零售銷售數據皆明顯低於場預期

【美國天然氣】

    週四天然氣期貨大漲至2.365美元，原因為庫存增幅遠低於預期，提振價格。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，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。不過近幾週我們觀察到庫存較五年平均增加的幅度有縮小，搭配生產活動增速放緩(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。)及期待夏季用電需求仍是價格上漲的催化劑，我們認為短期價格震盪偏多，拉回買。

    令多頭稍微欣慰的是生產商放緩開採計畫(根據 Evercore ISI，4月天然氣和石油陸上許可為3060個，月減31%，較三月減少1337個，年減25%。)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）。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。

    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。

美國截至5月17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-0.4(-0.4%)至105.2Bcf/d，其中乾天然氣持平至100.8Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.5(-9.6%)至4.4Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-1Bcf/d至89.7Bcf/d；美國消費-0.6Bcf/d(-1%)至64.7Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-2.7Bcf/d(-20.1%)至10.6Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-0.1Bcf/d(-0.1%)至12.8Bcf/d(季節性下降 4月中歷史最高14.9Bcf/d)、工業消費量-0.4Bcf/d (-1.6%)至21.2Bcf/d。發電部門的天然氣消費量+2.4Bcf/d (+7.8%)至32.9Bcf/d(部分地區空調需求上升)。對墨西哥的管道天然氣出口-0.2Bcf/d (-4.1%)至5.6 Bcf/d。

2023年度能源展望(AEO2023) 中，以原油為目標的油井生產的天然氣（伴生天然氣）在大多數情況下通常會增長到 2050 年，並繼續保持長期趨勢。在 AEO2023 參考案例中，伴生天然氣約佔預測期內美國天然氣總產量的 20%。在高油價情況下會在 2030 年達到峰值，佔天然氣產量的 32%。

二疊紀盆地（位於西南人口普查區）是美國產量最高的產油區，佔當今美國生產的大部分伴生氣。在 AEO2023 參考案例中，預計西南地區的伴生天然氣產量將繼續增長，從 2025 年的 12.1 Bcf/d 增加到 2050 年的 13.7 Bcf/d，佔西南部伴生天然氣產量增長的三分之一以上美國在此期間。預計伴生天然氣產量的增長主要由三個趨勢驅動：

1.不斷上漲的原油價格支持緻密油地層的產量增加，伴有大量伴生天然氣。

2.許多油井正在老化，隨著這些油井的老化，它們往往會生產出相對於原油的更高比例的天然氣。

3.伴生天然氣的加工變得越來越經濟，部分原因是 IRA 中的條款對排放和燃燒甲烷進行了處罰，促使生產商從油層中捕獲更多天然氣。

在 AEO2023 參考案例中，預計美國的伴生天然氣產量將從 2025 年的 19.8 Bcf/d 增加到 2050 年的 24.2 Bcf/d。

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。

5.美國庫存進入補充庫存季節。補庫存速度低於季節性趨勢。

截至5月5日當週，美國天然氣庫存+99Bcf低於預期 (2018-2022平均+91Bcf，去年同期+87Bcf)至2240Bcf ，較過去5年的同期平均值1900Bcf增加340Bcf ( +17.9%)，較去年同期1719Bcf增加521Bcf(+30.3%)。南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第9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。

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)及溫暖氣溫需求平淡

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.經濟前景擔憂

3.5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。)。