觀望OPEC+會議，油市反彈。

【近期事件】

06/04 OPEC+會議

【原油】

    週四油市反彈，盡管上周原油庫存增加，但反彈原因除了打到前低的技術性反彈、OPEC+會議前空單回補以及6月大機率不加息和美債上限眾議院過關，市場情緒稍加改善。然而，俄表態不再減產、俄計畫6月將海運柴油出口量提高1/3、和中國製造業PMI進一步萎縮以及市場仍擔憂美國下半年經濟前景(信貸緊縮)，即使反彈，整體油價仍維持弱勢震盪。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、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/日和夏季駕駛汽油消費旺季來到。目前建議短多操作，季線有壓，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)。

    EIA數據顯示，截至5月26日當週，美國商業原油庫存+450萬桶至4.597億桶(較過去5年的同期平均值減少2%、戰略原油儲備庫存-250萬桶至3.554億桶(1983/9來最低水平)、庫欣原油庫存+160萬桶至3890萬桶(連6週增加)、汽油庫存-20萬桶至2.161億桶(較過去5年的同期平均值減少8% 2014以來最低水平 )、蒸餾油庫存+100萬桶至1.067億桶(較過去5年的同期平均值減少18%)。

    美國原油產量-10萬至1220萬桶/日(2022年底以來鑽井活動停滯)(較去年同期+30萬桶/日)、原油產品消費量-125.9萬桶至1944.2萬桶/日、汽油消費量-33.9萬桶至909.8萬桶/日，原油以及油品的日均出口量+109.4萬桶至1119.4萬桶、原油進口(排除SPR)+136.7萬桶至721.7萬桶/日、原油出口+36.6萬桶至491.5萬桶/日、原油淨進口+100.1萬至230.2萬桶/日、煉油廠原油加工量+9.6萬桶至1616.5萬桶/日、煉油廠產能利用率+1.4%至93.1%。(東海岸89.6% 墨西哥灣沿岸95.3% )、汽油產量-34.5萬桶至997.1萬桶/日、蒸餾油產量+16.5萬桶至504萬桶/日、石化產品淨進口-64.6萬桶至-418.3萬桶/日、汽油進口+7萬桶至83.3萬桶/日、蒸餾油進口+4.3萬桶至19.9萬桶/日、石化產品出口+72.8萬桶至627.9萬桶/日。整體而言，我們認為數據對於油價偏多。

影響油價利多因素:

1.OPEC+宣布減產

5月OPEC原油日產量可能較4月減少50萬至2826萬桶，OPEC 受配額限制的成員國5月履行137%減產承諾(4月194%)。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)。2023/4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。

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。

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。美國6/9將公布收購300萬桶SPR的競標結果，預計8/1~8/31運送。除了直接回購，順利取消2024-27財年國會授權出售的1.4億桶SPR；政府回購數量可能僅有4000萬桶。

4.美產量增速放緩(鑽機數連四週減少) 目前投資動能續降，產量成長預計Q3放緩。

5.原油期貨遠近月逆價差擴大

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。6月加息一碼機率提升。

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。

5.俄持續出口廉價重質原油(仍在高位)。消息指出俄計畫6月將海運柴油出口量提升1/3(約136萬噸超低硫柴油)。截至5/28的四週平均海運石油出口量為六週以來首次下降，降至364萬桶/日，較承諾減產的基準2月高出27萬桶/日。印度5月進口月增10%約1.1億桶原油，其中俄油創紀錄高位。

6.原油裂解價差向下動能趨緩

【美國天然氣】

    週四天然氣續跌至2.158。昨晚公布庫存報告+110Bcf高於預期，導致價格持續承壓。近期價格疲弱，原因為短期溫和氣溫導致天然氣需求疲弱(6/12前空調需求仍疲弱，未來幾周天然氣庫存的注入量將高於平均。) 以及目前產量仍強勁維持100Bcf/d以及LNG出口放緩(歐洲補庫存進度超於預期)。整體基本面仍較差勁。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26日，天然氣探勘井數量較前週-4至137座。)及仍可期待美國夏季空調用電需求(6月中旬之後美國才會出現大面積高溫)，我們認為近期價格震盪疲軟偏空操作，預計有機會拉回至2.1，需等待天氣預測有明顯變熱才有上漲動能。

    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。

    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。

    二疊紀地區的天然氣總開採量在2022達到21Bcf/d的年度歷史新高，較2021高出14%。十多年來，二疊紀地區的天然氣年總產量一直在穩步增長，且2023前四個月繼續增長。二疊紀地區是美國第二大天然氣產區，僅次於阿巴拉契亞地區，2022天然氣總開採量為 34.8 Bcf/d。 與阿巴拉契亞地區不同，該地區鑽井活動集中在天然氣上，二疊紀的大部分天然氣產量都是油井生產的伴生天然氣。因此，生產商在計劃在二疊紀地區的勘探和生產活動時會應對原油價格的波動，包括是否部署鑽井平臺或使鑽井平臺停止運營。

    在2016初達到低點後，二疊紀地區的原油價格和活躍鑽井平臺數量開始上漲，並普遍上升到2019年底，鑽機數量在2018/11達到492台的峰值。原油價格2020 下跌，平均為39美元（b），導致鑽井平台數量在2020 /8迅速下降至 122 個的低點，全年平均下降到 220 個鑽井平臺。隨著原油價格開始上漲，2021為68美元/桶，2022 為94美元/桶，鑽井平臺數量也隨之增加，2021為240個鑽井平臺，2022 為335個鑽井平臺。 隨著二疊紀地區天然氣產量的增加，中游管道公司繼續增加該地區的外賣能力。到2024年底，預計額外的4.2 Bcf / d的新管道產能將上線，從而使更多的產量進入美國墨西哥灣沿岸的消費市場和LNG終端。

美國截至5月31日當週 天然氣供應增加 需求減少 不利價格走勢

    供給面:增加。美國天然氣總供應量+0.5(+0.5%)至105.9Bcf/d，其中乾天然氣+0.6(+0.6%)至101.7Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量持平至4.2Bcf/d。

    需求面:減少。美國天然氣總需求-0.6Bcf/d至87.8Bcf/d；美國消費-1.4Bcf/d(-2.2%)至62Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-0.8Bcf/d(-7.6%)至10.1Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量+0.6Bcf/d至13.3Bcf/d(季節性下降 4月中歷史最高14.9Bcf/d)、工業消費量-0.1Bcf/d (-0.6%)至21.3Bcf/d。發電部門的天然氣消費量-0.5Bcf/d (-1.5%)至30.6Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口+0.2Bcf/d (+3%)至5.9 Bcf/d。

影響天然氣價格利多因素:

1.美LNG出口高位但最近有些放緩。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。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26日，天然氣探勘井數量較前週-4至137座(生產商應對暴跌價格的手段-生產放緩預期)。

3.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及溫和氣溫需求平淡以及疲軟工業需求 可能會影響美國出口

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%）。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5/31庫存容量達至66%，遠高於歷史同期水平。今年夏天歐洲部分地區的天然氣短期合約可能會降至負值。

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

5. 美國庫存進入補充庫存季節。庫存仍高於5年平均

截至5月26日當週，美國天然氣庫存+110Bcf高於預期 (2018-2022平均+101Bcf，去年同期+82Bcf)至2446Bcf ，較過去5年的同期平均值2097Bcf增加349Bcf ( +16.6%)，較去年同期1889Bcf增加557Bcf(+29.5%)。南中部的盈餘雖然強勁，但已連續第11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。