傳美伊達成臨時協議，油市一度重挫。

【近期事件】

06/10 22:30 Baker hughes報告

【原油】

    週四油市一度重挫4%後續收斂跌幅，原因為中東媒體報導美伊*傳出*將達成有關減免制裁的臨時協議，該協議將要求伊朗停止其 60% 及以上的鈾濃縮活動，作為回報，伊朗將被允許出口多達100萬桶石油/日。後續，白宮駁斥該報導，表示該報導虛假且具有誤導性(我們認為多少空穴來風)。油價上方有壓，原因為俄計畫6月將海運柴油出口量提高1/3、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(信貸緊縮和7月有機會加息)，仍是相當大壓力(季線有壓)。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、美國鑽井活動放緩(Q3產量成長料陷入停滯)和OPEC+減量保價將導致第三季全球供需缺口擴大和夏季駕駛汽油消費旺季來到。短期價格區間震盪69-74區間震盪操作。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(經濟軟著陸以及歐美打通膨)。

影響油價利多因素:

1.OPEC+宣布減產 近兩年OPEC市佔33% 俄約11%

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)。2023/6/4OPEC+決議將減產366萬桶/日協議延長至2024年底。5月至今OPEC+石油出口總量下降80萬桶/日。沙特2023/7自願額外減產100萬桶至900萬桶/日(可能延長)。OPEC+同意2024/1/1-2024/12/31將總體產量目標降低140萬桶/日至4046萬桶/日，部分國家產量配額的增減調整將符合其產能，屆時阿聯酋配額獲得提升20萬桶/日，數個產能不足的非洲國家配額遭到削減。俄羅斯目標產量下調65萬至982.8萬桶/日，等同於延長目前自願減產50萬桶/日的政策。沙特的財政預算需要油價維持在每桶81美元以上。

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5週減少) 目前投資動能續降，產量成長預計Q3放緩。

5.原油裂解價差向上

6.沙特將7月售往美國亞洲和西北歐的石油出口售價全面上調。

7.中國5月原油進口1211萬桶/日(yoy+12.2%)

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。7月加息一碼機率提升。美能源部將與多方合作尋求降低油價。

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)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)。印度5月進口俄油月增15%至196萬桶/日(佔原油進口42%)。截至6/4的俄羅斯四週平均海運石油出口量環比增加並高於2月生產水平，使OPEC+成員國要求俄國透明化其產油數據。俄計畫2023將石油管道容量提升3200萬噸，滿足亞太區需求。

6.籌碼偏空

【美國天然氣】

    週四天然氣續彈至2.352，反彈原因為產量稍微下滑、6月下旬強勁空調降溫需求預期增加以及昨晚公布原油庫存增加104Bcf低於預期。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LNG對歐出口放緩(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6月2日，天然氣探勘井數量較前週持平至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)。若拉回2.3附近，可偏多操作，等待天氣預測有明顯變熱，上漲動能才能持續。

    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10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。

    近期天氣溫和，要等到6月中旬後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。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(目前對歐洲出口下降，對亞洲提升)。

    天然氣和原油價格對勘探和生產公司的鑽探和投資決策影響很大，因為價格決定了給定資源的經濟可採量。截至 2023/ 3 ，海恩斯維爾地層生產了 33.4Tcf的天然氣。我們估計，當美國基準 Henry Hub 的天然氣價格平均為2.50 美元時，剩餘的經濟可採天然氣為 3.7 Tcf。5.15 美元/MMBtu時為64Tcf 和 8.50 美元/MMBtu 時為116.2 Tcf。海恩斯維爾目前是美國第三大天然氣產區，產量僅次於阿巴拉契亞和二疊紀盆地，2023/3天然氣產量平均達到創紀錄的14.5Bcf/d。 Haynesville 的鑽井成本往往更高，因為它通常需要鑽比其他地層更深的天然氣井，這意味著與其他地區相比，天然氣價格下跌對該地區的天然氣生產影響更大。天然氣價格是每個地區鑽井盈利能力的強大驅動力。天然氣價格從 2022/ 8的月均 8.81 美元/MMBtu 跌至 2023 / 5 的 2.15 美元/MMBtu，過去一年（2022/6-2023/5）的平均價格為 5.09 美元/MMBtu。我們預測美國亨利樞紐的基準天然氣價格將在2024上漲至平均3.42 美元/百萬英熱單位，這將影響在海恩斯維爾鑽探和生產被認為經濟的天然氣量。通過將盈利能力的衡量標準從盈虧平衡價格更改為內部收益率。在 2美元/MMBtu，目前沒有區域可以實現 10% 的內部回報率，但在 8美元/MMBtu，總面積的 72% 可以實現 10% 的內部回報率。以 4美元/MMBtu 計算，只有 13% 的區域在 10% 的內部回報率下盈利，但另外 72% 的區域將在 0%–10% 的內部回報率下實現邊際盈利。

美國截至6月7日當週 天然氣供應增加 需求增加 有利價格走勢

    供給面:增加。美國天然氣總供應量+0.1(+0.1%)至106.3Bcf/d，其中乾天然氣-0.6(-0.7%)至101.2Bcf/d，來自加拿大的天然氣日淨進口量+0.8(+18.6%)至5Bcf/d。

    需求面:增加。美國天然氣總需求+3.5Bcf/d至92.4Bcf/d；美國消費+4.7Bcf/d(+7.5%)至67.5Bcf/d。商業/住宅的天然氣消費量-0.6Bcf/d(-5.8%)至9.8Bcf/d、美國液化天然氣出口到港量-1.4Bcf/d至11.9Bcf/d、工業消費量-0.1Bcf/d (-0.3%)至21.5Bcf/d。發電部門的天然氣消費量+5.4Bcf/d (+17.5%)至36.2Bcf/d。對墨西哥的管道天然氣出口持平至6.2Bcf/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%。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%。2023/5美國LNG出口降至766萬噸，向歐洲出口減少，增加對亞洲和拉美的出口。

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)。

3.6月下旬炎熱夏季來臨 預計能提升空調使用量增加天然氣需求。

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%）。6/5歐洲天然氣大漲，原因為沙特減產和亞洲需求增加。

2.經濟前景擔憂 美國工廠活動連續六個月收縮

3.美國庫存進入補充庫存季節。庫存仍高於5年平均

截至6月2日當週，美國天然氣庫存+104Bcf低於預期 (2018-2022平均+100Bcf，去年同期+99Bcf)至2550Bcf ，較過去5年的同期平均值2197Bcf增加353Bcf ( +16.1%)，較去年同期1988Bcf增加562Bcf(+28.3%)。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。