俄羅斯副總理表示不太可能進一步減產，油市重挫。

【近期事件】

05/29 美國陣亡將士紀念日連假

06/04 OPEC+會議

【原油】

    週四油市遭獲利了結，前幾天上漲原因為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(夏日駕駛汽油消費旺季來到)，但俄羅斯副總理認為6/4OPEC+ 會議不會有新的舉措(打臉前幾天沙特能源部長的口頭警告)以及美元持續反彈和美國債務上限遲不通過，壓抑油價。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，但供需趨緊也是事實，油價短期區間震盪波動大(季線目前看來有壓)。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、美國鑽井活動放緩(Q3產量成長料陷入停滯)以及IEA認為下半年供不應求200萬桶/日。我們認為油價持續反彈空間有限，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)，中長期仍是震盪下跌態勢(經濟軟著陸)。

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。5月至今OPEC+ 石油出口總量較上個月下降140萬桶/日。5月至今俄石油出口量減少40萬桶/日。6月俄西部港口的石油裝載量將較5月減少6%。

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.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24萬桶。

5.美產量增速放緩(鑽機數連三週減少)

6.原油裂解價差向上

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。

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(連六個月攀升)，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。與鑽井平台數走勢分歧，除了反映3~4個月的生產時間差以外，庫存油井續降、鑽井效率回升均為原因。

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。5月至今出售535.2萬桶。

4.中國復甦不如市場預期，復甦緩慢，且有通縮風險壓力加劇。

【美國天然氣】

    週四天然氣期貨持續下跌至2.307美元。雖然庫存報告增幅略低於預期，但短期氣溫前景不看漲，溫和氣溫需求平淡(天氣預測美國下周南半部氣溫預計接近常態，無法提高空調需求，未來幾周天然氣庫存的注入量將高於平均。) 以及目前產量仍在百年高位。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。然而，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。)及期待夏季空調用電需求(6月第一周之後美國才會出現大面積高溫)及上週風力低於正常水平(增加發電廠的天然氣使用量)，我們認為短期價格震盪疲軟，拉回至2.2，可逢低布局。

    令多頭稍微欣慰的是生產商放緩開採計畫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6月中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5/19當週)，預計增加102Bcf(5年平均+96Bcf 去年同期+88Bcf) ，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約100Bcf，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。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24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+0.2(+0.2%)至105.4Bcf/d，其中乾天然氣+0.4(+0.4%)至101.1Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量-0.1(-4%)至4.2Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-1.2Bcf/d至88.6Bcf/d；美國消費-1.2Bcf/d(-1.8%)至63.5Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量+0.5Bcf/d(+5%)至11.1Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-0.1Bcf/d(-0.1%)至12.7Bcf/d(季節性下降 4月中歷史最高14.9Bcf/d)、工業消費量+0.2Bcf/d (+1%)至21.4Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-1.9Bcf/d (-5.8%)至31Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口+0.1Bcf/d (+0.1%)至5.7 Bcf/d。

2022中國天然氣消費量比上一年下降了 1%（0.4Bcf/d）這是自 1990 以來年消費量首次下降，原因是經濟增長放緩，這主要是由於中國封控，以及政府政策將供應安全（包括煤炭產量的增長）重新置於排放目標之上。2010- 2022 中國的天然氣消耗量增長了兩倍多，從 10.4 Bcf/d 增加到 35.1 Bcf/d。工業部門引領中國天然氣消費增長，增長 10.3 Bcf/d，其次是住宅和商業部門，為 6.5 Bcf/d，電力部門為 3.4 Bcf/d。過去十年中國天然氣消費量的快速增長源於強勁的經濟增長、城市化和支持煤炭向天然氣轉換以減少空氣污染和實現排放目標的環境政策。

國內天然氣產量快速增長，2010 - 2022期間從 8.9 Bcf/d 增加了一倍以上，達到20.5 Bcf/d，滿足了約一半的需求增長。自2017以來，國內產量每年以超過 1 Bcf/d 的速度增長，這主要是由於伴生天然氣產量的增長。2019 - 2022 緻密氣產量增加 0.6 Bcf/d，頁岩氣產量增加 0.8 Bcf/d。

儘管國內天然氣產量顯著增長，但中國越來越依賴天然氣進口來滿足不斷增長的天然氣需求。2021和 2022天然氣進口佔中國天然氣總供應量的 46% 和 42%，高於 2010的 15%。

在 2021 年成為全球最大的 LNG 進口國之後，中國的 LNG 進口量在 2022下降了 20%（2 Bcf/d），這主要是因為需求下降和 LNG 現貨價格高企。根據中國海關總署的數據，2022中國LNG進口量平均為 8.3 Bcf/d，為 2019以來的最低水平。在 2022之前，中國的LNG進口僅在2015下降過一次。通過管道進口抵消了LNG進口的部分下降，與 2021 相比，2022 增加了 8%（0.4 Bcf/d），這主要是因為通過西伯利亞力量管道從俄羅斯進口的流量增加。

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%。根據 Wood Mackenzie 的最新預測，未來 10 年北美天然氣需求可能增長約 25%，並在 2050 年之前保持彈性，因為世界正在轉向低碳能源。

2.價格偏低導致幾家生產商計畫今年可能減產

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19日，天然氣探勘井數量較前週持平至141座(生產商應對暴跌價格的手段-生產放緩預期)。

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。庫存仍高於5年平均

截至5月19日當週，美國天然氣庫存+96Bcf低於預期 (2018-2022平均+91Bcf，去年同期+87Bcf)至2336Bcf ，較過去5年的同期平均值1996Bcf增加340Bcf ( +17%)，較去年同期1807Bcf增加529Bcf(+29.3%)。南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第10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。

6.加拿大野火影響生產 加拿大對美國天然氣出口創2年來新低5/17 1.8億立方米。

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)及溫和氣溫需求平淡以及疲軟工業需求

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。歐盟計畫進一步聯合購買天然氣。

2.經濟前景擔憂 美國工廠活動連續六個月收縮

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。)。

4.目前產量仍強勁維持高位100 Bcf/d