2023年度原油投资策略 2023年原油市场展望

一、 2022 年行情回顾

回顾 2022 年，油价走势主要表现为冲高后回落，最后。根据油价走势的演变情况，大 体上可以把行情划分为四段，具体如下： 第一段（1 月-6 月初）：上半年驱动油价震荡上行因素主要分两类：现实与预期。现实： 实际的供需缺口，主要由于美国供应低于预期，欧佩克增产低于预期，而海外需求恢复 超预期，导致库存在低位之下持续去库。预期：指的是预期的断供风险主要来自俄乌冲 突后市场担忧对俄制裁导致的俄油供应的大幅下滑。 第二段（6 月中旬-9 月中旬）：油价大幅回落主要由于宏观因素和基本面因素的双利空。 宏观层面，市场交易海外积极加息可能导致的衰退风险。基本面利空来自供需两方面， 首先需求端，今夏旺季不旺，海外受累于高汽柴油价格，需求弱于预期，而国内也因一 线城市疫情封锁使出行量下降；此外，俄罗斯供应的韧性超预期，并没有出现市场预期 的供应减量。

第三段（9 月底-11 月初）：油价震荡区间上移，因汽油价格大幅回调后美国需求回暖， 且 10 月欧佩克+的减产决定使供应过剩得到显著改善。 第四段（11 月中旬-至今）：油价震荡区间下移，主要由于在需求走弱的背景下，供应减 量未能兑现。11 月以来，海内外经济指标以及成品油消费表现均疲软，而欧佩克+维持 产量不变且 G7 对俄限价未能产生显著影响，最终供应过剩的担忧使原油远期曲线走入 contango，油价呈现易跌难涨的态势。

二、 原油基本面分析

(一) 供应端

1.欧佩克+供应

2022 年全球石油供应同比增量预计为 460 万桶/天，其中 65%来自欧佩克+的计划性增 产。关于欧佩克目前的产量情况：出于对 Q4 供应严重过剩的担忧，10 月欧佩克+决定将 11 月目标产量下调 200 万桶/天，并将限产协议延续至 2023 年底。但是 11 月实际减 量最多环比减 100 万桶/天，因尼日利亚、安哥拉和俄罗斯的实际产量是远低于目标值 的，因此根本不需要减产就已经达到了最新协议的要求。尼日利亚主要是由于长期投资 不足，且石油设施遭到破坏，老旧井产量衰减。安哥拉是因为运营维护问题以及长期投 资不足使 2015 年以来石油产量持续衰减。俄罗斯则是因为受到制裁。12 月欧佩克+决 定维持现有产量，我们认为欧佩克主要是对 12 月及明年初的市场预期较为乐观，一方 面有俄罗斯被欧盟禁运后的供应减量，另一方面有中国防疫政策放松后带来的需求增量， 因此没有做出减产的决策。下次欧佩克+部长级监督委员会（JMMC）会议将在 2 月 1 日 召开，但是如果出现供应过剩压力大使油价大跌的情况，欧佩克+可以召开临时会议对 产量进行灵活调整。

关于明年欧佩克能给到多少增产量，主要取决于其增产能力和增产意愿。增产能力而言， 基本上只有沙特，阿联酋具备闲置产能，其他国家基本都处于满产状态。今年 10 月 IEA 估算欧佩克 13 国（除伊朗外）共有 240 万桶/天闲置产能，11 月减产后闲置产能预计增 加 100 万桶/天，达 340 万桶/天，占全球供应量的 3%左右。EIA 预估欧佩克闲置产能在 明年初达到 290 万桶/天，与 IEA 的估计值较为接近。无论这些闲置产能中实际可以快 速产出的量究竟有多少，我们纵观历史，可以发现 300 万桶/天左右的闲置产能仍然处于 历史较低水平。回顾 2003 年到 2008 年，欧佩克的总闲置产能接近或低于每天 200 万桶（不到全球供应量的 3%），在需求快速增长的背景下，供应因地缘政治事件而受到 冲击时，欧佩克的缓冲能力不足使油价暴涨。综上，明年欧佩克增产能力仍然十分有限， 即使把这仅有的 290-340 万桶/天产能开出来能弥补一时的供需缺口，但未来涨价的风 险将会更大。

关于欧佩克+的增产意愿，首先从 10 月欧佩克+会议的坚定减产决心来看，欧佩克+产油 国正在与西方霸权主义形成对抗。对俄油限价以及美国抛储等措施打破了欧佩克+认定 的自由公平的市场交易，预计欧佩克+明年将会把团结稳价贯彻到底。虽然如此，但是欧 佩克+不希望油价过高，若油价超过 120-130 美元/桶，可能给需求带来抑制作用，甚至 将加速新能源行业的发展，这不利于油价长期健康地增长。这也是为何在俄乌冲突导致 油价暴涨后，欧佩克+开始主动增产的原因。 关于欧佩克的减产意愿，我们从 IMF 给出的主产国财政收支平衡油价来大致地评估，沙 特与阿联酋的平衡油价初步预计将在 65-70 美金/桶，意味着布伦特低于 70 美金/桶，沙 特为首的欧佩克组织可能具有减产的意愿。

欧佩克的三个限产豁免国——伊朗，委内瑞拉和利比亚，其中伊朗需要特别关注。伊朗 因受到美国制裁，2018 年后产量大幅下滑 120 万桶/天，2020 年 Q4 开始增加的产量主 要用于伊朗本土的新增炼能。拜登上台后，美伊重启伊核协议谈判，但至今依然在几个 关键问题上僵持，因此谈判陷入僵局。但还是要对伊朗保持高度关注，因伊朗一旦被解 禁可在 6-8 个月内释放 120-130 万桶/天的产能。 委内瑞拉同样因美国制裁而产量加速下滑，但委内瑞拉产量下滑的最核心原因是旧井衰 减量大，而新增投资匮乏，因此即使美国 11 月宣布允许雪佛龙在委石油项目重启，委内 瑞拉明年也仅仅最多增产 10 万桶/天。 利比亚在 2021 年 7 月达成停火协议之后，产量持续复苏，目前已经达到 120 万桶/天的 产能上限，预计明年也最多只是维持现有产量，没有新增产能。利比亚因东西割据，地缘风险时有发生，明年供应也可能存在大幅波动的风险，需要关注。

俄乌冲突爆发后，欧美对俄制裁步步加深，但是由于对俄油的制裁执行期在 12 月，因 此俄罗斯原油产量和出口表现出超预期的韧性，11 月俄罗斯原油及凝析油产量仅比 1-2 月低 20 万桶/天。而 12 月 5 日起，欧盟对俄原油采取禁运措施，并且欧盟及 G7 国家对 俄原油采取限价措施，关于这两项措施的中短期影响做如下分析：

（1） 关于限价

目前欧盟及 G7 达成的限价是在 60 美金/桶，虽然执行细则仍未公布，但欧美拟 对高于限价的俄油不再提供船舶租赁和保险服务。运输俄罗斯原油的油轮，大多 数是由希腊船东控制的船舶，占比为 51%， 俄罗斯船东占比 19%，中国船东占 比 6%，其他船东控油轮占比为 24%。全球油轮 95%的责任险都在伦敦（需要 遵守欧盟法律），若没有保险，一旦发生漏油事故、海上事故、战争风险等等， 船东将面临数百亿美元的索赔。但是值得庆幸地是，60美金/桶的限价是较高的。 目前俄罗斯的两个主要出口油种当中，西海岸出口的乌拉尔现货价格在 40-50 美 金/桶（数据来源：阿格斯），是远低于限价的，因此理论上是能够继续使用欧盟 的船运和保险的，但是需要格外注意的是乌拉尔的现货价格是动态变化的，且原 油的成交价格通常基于装船月的月均价，因此交易员现在下订的俄油无法确定是 否超过限价，这使部分采购者避免购买，这可能使大量的乌拉尔原油（根据彭博 统计，今年乌拉尔的日均出口量在 176 万桶）存在减产风险。而东海岸出口的 ESPO 现货价格在 70-75 美金/桶，高于限价，属于被制裁的范畴。而东海岸出 口的 ESPO 出口量为日均 75 万桶/天，11 月为 80 万桶/天（几乎全部出口至中 国）。意味着限价后，这 80 万桶/天的 ESPO 只能通过非欧盟的船只和保险进行 运输。实际上俄罗斯可调用的航运运力有 150 万桶/天，再加上中国现在已经在 运的船只，这 80 万桶/天的船运似乎不成问题。而保险问题仍然存疑，虽然印度 和土耳其已经在使用俄罗斯保险公司的承保，但是中国目前还没有承认俄方的保 险和再保险公司签发的保险证书。中国已经暂停 ESPO12 月船货的购买，可能 在考虑更低的价格或者是更安全的保险方案。综上，对俄油限价可能使俄油供应 面临较大的减产风险，具体减量需要持续关注。

（2） 关于禁运

根据表 2.中的数据可知，10 月欧盟进口俄原油总计为 150 万桶/天，其中 70 万 桶/天通过管道运输，剩下 80 万桶/天则通过海运。根据彭博最新数据显示，11 月欧盟海运进口俄原油仅剩 50 万桶/天，这 50 万桶/天的原油需要改道运至亚 洲。此外，德国和波兰也宣布将在今年年底前禁运俄罗斯的管道原油，这部分量 约 65 万桶/天。但是从欧盟改道亚洲，运距拉长 2.5 倍，而欧盟不再进口俄油后， 改进口美国、中东、西非油后，运距拉长 4 倍，因此导致全球原油运力陷入极度 紧张的状态。这共计 115 万桶/天的俄油能否有足够的运力运输，并且亚洲国家 仍有现存的中东原油合约，亚洲炼厂还能消化多少乌拉尔存疑。若无法运输或被 炼厂消化，则这部分俄油不得不面临减产。 而关于欧盟对俄罗斯成品油的禁运，根据表 2.可知，10 月欧盟进口俄罗斯成品 油大约 100 万桶/天。由于中国和印度拥有丰富的炼能，因此不太可能进口成品 油，因此明年 2 月禁运执行期到来时，这部分量无处可去，将倒逼俄罗斯原油产 量相应减 100 万桶/天。

综上，中短期看，俄罗斯供应在年底及明年 Q1 仍然存在较大减产风险。我们按照目前 市场较保守的预估来假设，12 月俄原油减产 50 万桶/天，Q1 再减 100 万桶/天，直至明 年 Q3 俄原油产量相比 2022Q1 减 200 万桶/天。但是若俄罗斯战败和解的话，可能会出 现俄罗斯卖原油抵战败赔款的可能，这是俄罗斯唯一的增产风险。而从中长期的角度看， 俄罗斯有 10%（俄罗斯 20%产量来自新型油田，而海外油服占其中一半）的原油产量由海外油服公司承包，这部分油服公司在俄乌事件后纷纷退出俄罗斯，虽然 2014 年后俄 罗斯也在发展国内油服顶替，但是进展未知。并且俄罗斯自身对原油上游的投资从 2010 年以来几乎没有增长，因此中长期看俄油 10%的产量面临威胁，且很难有新增产能，这 是即使俄乌和解也无法改变的事实。

2.美国供应

在非欧佩克+国家中，美国增产占今年全球增量的 75%。2022 年截止 12 月初，美国原油 年均产量同比增长 80 万桶/天（其中 70 万桶/天来自页岩油），而疫情之前 2018-19 年，美国年均增长是 100 万桶/天，可以看出今年美国增产速度下降。今年甚至是近几年美国 飓风影响最小的一年，年均产量却依然下降，着背后的关键问题在于疫情后，由于缺少压 裂设备、压裂工人，压裂指数自 2021 年下半年之后就停滞不前；其次，页岩油生产商继 续关注分红和偿息，用于打井的资本支出低于 2019 年 26%，叠加今年通胀导致生产成本 上升，因此今年产量难以大幅增长。

而压裂能力受限，资本支出不足的问题依然将持续至明年。资金方面，根据彭博统计的页 岩油上市企业明年的资本开支，明年支出仍然略低于 2019 年支出的 4.5%。设备方面，三 季度达拉斯联邦政府能源行业调研结果显示德州页岩油企业依然在抱怨压裂能力受限和 成本上涨的问题。在今年下半年以来美国油气钻机的增长速度一直在下降，这意味着明年 上半年的产量增长将比较温和。另外也仍然需要关注未完井（DUC）存量低的问题，从 2020 年 7 月至今，页岩油未完井一直没有增长，处于疫情前一半的水平。以上问题将导 致美国供应弹性非常低，是无法快速应对突发断供的（例如飓风、管道关停等意外），在 以上问题解决之前，页岩油供应增量将被持续压制。预计明年美国产量增长 80-100 万桶 /天。 从中长期看，美国页岩油已失去市场调节者的地位，欧佩克+重新掌控大局。因为美国打 井用地的减少，以往页岩油企业可以轻易的获得土地租赁并尽快钻探，但现在已存在的土 地只能用到 2026 年，随着获得打井许可的地慢慢耗尽，页岩油可能很快陷入产量同比下 降的状态。

3.非美非欧佩克供应

非欧佩克+国家中，加拿大，巴西和挪威仍有少量增产能力。 加拿大 2022 年均增产预计达到 15-20 万桶/天，增量主要来自检修后的复产和 Alberta 油砂老项目的产量提升。关于加拿大油砂出口瓶颈的问题，今年相比去年变得更加严峻， WCS-WTI 目前已经接近 30 美金/桶，这来自供需两方面对 WCS 的利空影响，首先今 年全年美国一直在大规模地释放战略储备原油，释放的这部分油种与油砂品质相似，全 部流向了美湾，因此削减了美湾炼厂对油砂的需求。其次，加拿大油砂在下半年检修结 束后产量回升，而 9 月美国俄亥俄 Toledo 炼厂因火灾关停，影响下游需求 9 万桶/天， 10 月美国中西部炼厂（加拿大油砂的主要去处）进入检修期，进一步削减需求，因此 WCS 相对 WTI 的贴水走扩。11 月底美国炼厂检修结束，WCS 贴水小幅收窄，但是 12 月 7 日美加输油管道 Keystone 又因为漏油而关停，因此贴水再次走扩。若该管道能在 12 月 20 日之前如期重启，价差可小幅收窄，否则 WCS 贴水将再度走扩。预计要等到 明年 Q4 Trans Moutain 扩建管道（新增运力 59 万桶/天）上线后 WCS 贴水才能真正回 到 20 美金/桶以下。明年加拿大产量预计将小幅增加约 10 万桶/天，由于 Terra Nova FPSO（3 万桶/天）检修结束后将于 2023 年 Q1 重启，此外还有一些油砂老项目的产量 提升，但是最重要的还是 Trans Moutain 管道如期开通才能使新增的油砂顺利运出，否 则明年加拿大铁路运油压力将大大增加，WCS 贴水将持续走扩。

巴西今年平均增产仅 10 万桶/天，增量来自 Peregrino 油田的复产以及 Mero 与 Tupi 油 田的两个新 FPSO 产量的增长。明年产量预计提升 30 万桶/天，来自两个新增的 FPSO。 欧洲北海方面，今年产量同比预计下滑 20 万桶/天，主要由于今年上半年英国和挪威油 田的检修量仍然较多，且新增项目因疫情而延迟上线。7 月开始 Ekofisk 和 Johan Sverdrup 油田检修后复产，下半年北海产量慢慢恢复。12 月 Johan Sverdrup 2 期逐步 投产，新增产能将有 22 万桶/天，因此明年北海产量预计将增加 20 万桶/天。

小结：假设欧佩克产量维持不变直至 2023 年底，明年供应增量则主要来自美国预计 80- 100 万桶/天，其余增量将来自巴西（30 万桶/天）、加拿大（10 万桶/天）和欧洲北海（20 万桶/天），非欧佩克国家预计共增产 140-160 万桶/天。但是在俄乌冲突爆发后，欧美国 家对俄制裁将造成俄油供应逐步减少，预计禁运将导致 12 月俄罗斯原油环比减产 50 万 桶/天，Q1 禁运俄罗斯成品油后，上游原油将被倒逼减产环比再减 100 万桶/天，全年平 均产量同比预计减 140 万桶/天。而俄油的减产几乎将非欧佩克国家的增产全部抵消。与 此同时，由于长期低油价和疫情导致的投资不足、项目推迟，全球闲置产能较少，且美 国也受限于压裂能力问题，总体来看，全球原油供给端弹性较差。且闲置产能主要集中 在沙特和阿联酋手中，意味着欧佩克将决定明年油价的中枢。由于欧佩克可以灵活调节 产量，并且明年沙特与阿联酋的财政平衡价格预计在 65-70 美金/桶，因此布伦特 70 美 金/桶欧佩克大概率将减产挺价，而油价高于 120 美金/桶时，欧佩克大概率将增产以防全球需求受到抑制。

(二) 需求端

1.成品油供需情况

海外全面解封后经济迅速恢复，私家车、卡车和航空出行增加，因此成品油需求快速恢 复，而成品油供应端却急剧减少，这背后的最主要原因是疫情和全球双碳政策的推行使 2020-2022 年全球有 350 万桶/天的炼能关停，且大多数炼能出清是不可逆的。成品油供 应减少也有其他两方面原因，首先中国双碳政策下，商务部缩减成品油出口配额，今年 前四批配额下发少，因此 1-10 月中国柴油和汽油平均净出口量同比分别大幅减少 32% 和 14%；其次，俄罗斯受制裁后柴油出口量减少 35 万桶/天。将汽油和柴油进行对比， 实际上馏分油的供需错配问题更加突出，这点从库存水平上也不难看出，虽然汽柴油库 存都处于历史低位，但是汽油因高价抑制需求因此库存仅是同比持平，而柴油因供应减 量更多且燃油发电需求增加，因此 1-10 月库存是远低于历史同期低点的，导致今年全 年柴油裂解利润一直处于历史高位。而成品油的结构性短缺问题将持续至明年，供应端， 虽然明年全球预计有 160 万桶/天的新增炼能，但同时也将有 30 万桶/天的炼能淘汰；俄 罗斯成品油被禁运后将造成 100 万桶/天的成品油（主要是柴油）供应损失；中国防疫放 松后炼厂可能会为需求复苏提前囤货，因而减少出口，甚至商务部可能也会担心储备不 足而削减出口配额。需求端，明年上半年可能因为海外加息，以及中国疫情增长期导致 全球油品需求偏弱，但下半年开始，中国疫情高峰结束后将刺激汽油和航煤需求，海外 加息结束，全球油品需求将迎来集中增长期，同比增量可能高达 200 万桶/天以上。综 上，明年成品油利润将继续保持高位。但是今年 12 月到明年 2 月俄成品油被禁之前， 由于需求弱而全球炼厂高开工，中国急于用完最后一批出口配额，因此全球下游库存出 现累积，裂解利润会短暂下行。

按照较为中性的评估， 2023 年全球需求同比增量达到 160 万桶/天。并且，其中的主要 增量将来自航空出行的持续恢复，这刺激航空煤油的增长，并且在中国防疫持续放松的 背景下，明年有望重开国境，国际航班的恢复可能给油品需求带来较大增量，预计明年 航煤需求将提供 80-100 万桶/天的增量，成为增量的主力。

2.全球需求分地区

美国油品需求占全球需求的 20%。今年美国需求预计零增长，增量主要来自航煤，而汽 油需求同比下降抵消了增量，柴油需求同比持平。由于今年受俄乌冲突和炼能关停影响， 美国汽油价格暴涨，6 月高点可达去年同期价格的两倍左右，汽油消费对价格较敏感， 因此受到抑制作用，美汽油表观消费预计下降 20 万桶/天。1-10 月美国制造业 PMI 维持 在 50 以上表明经济处于增长态势，使得美国馏分油（主要是柴油）的表观消费同比略 增长，但是 11 月开始，美国经济由低速增长转为负增长，馏分油需求也出现明显下降，而这种经济的衰退预计仍将持续至明年 Q1。今年 1-8 月美国航空出行保持较大增量， 主要来自疫情后的复苏，但是 9 月转入出行淡季后，复苏量也减弱，因此 9-12 月初美 国航煤需求降至同比持平的水平。目前美国航煤需求恢复至疫情前近 90%的水平，预计 明年仍将继续增长，航煤有望为明年美国需求提供 10-20 万桶/天的需求增量。但是，明 年美国汽柴油需求总量预计仍是负增长，尤其是上半年的柴油，主要受到宏观面逐步恶 化的负面影响，预计情况将在 Q2 美联储结束加息后将慢慢改善。美国明年全年油品需 求预计延续零增长或微幅度增长状态。

欧洲油品需求占总量的 15%。今年欧洲发达国家全年油品需求增量约 50 万桶/天，主要 来自上半年亮眼的柴油需求，因经济较好叠加有大量的气转油需求，但是下半年工业放 缓，高燃油价格抑制道路出行，且欧洲天然气高库存压低了天然气价格以及燃油发电需 求，柴油需求环比下滑。伴随高通胀，欧央行持续加息将导致欧洲经济加速下行，但明 年欧洲天然气在 Q2-Q3 将面临更大的考验，因此燃油发电需求将给予支撑，航煤需求也 有增长空间（目前欧洲航班出行量为 2019 年的 86%左右）。正负相抵后，明年欧洲需求 预计同比零增长或微弱增长几万桶/天。

亚太油品需求占全球的 30%。今年中国需求同比下降 50 万桶/天，主要由于封控政策导 致的出行下降影响汽油和航煤需求，而国内经济也受疫情拖累，因此柴油需求也不乐观。 在下游需求疲弱的背景下，中国炼厂利润下降甚至一度亏损，因此中国今年炼厂开工和 原油进口均同比下降。今年 Q3 开始，中国制造业 PMI 降至荣枯线以下，人民币汇率在 10 月底也降至 15 年最低点，显示出市场对于中国经济的担忧。但是 Q4 中国防疫政策 全面放开标志着需求迎来了新起点。即使 Q4-Q1 感染人数激增或导致居民减少流动，而 最快在 Q2 中国疫情可能见顶，随着全民免疫的到来，汽油、航煤需求将有较大增长， 伴随各项经济刺激措施，基建及地产回暖有望带动柴油共同增长。明年中国需求有望同 比增长 100 万桶/天以上，且呈现前低后高的趋势。

中国以外，亚太需求主要来自日本，韩国和印度。印度是今年全球最坚挺的经济体，今 年 GDP 增速预计 7%，油品需求预计同比增长 40 万桶/天。目前印度制造业 PMI 仍在 逆势而上，表明印度经济仍然处于高速扩张状态。而印度经济如此强劲主要是政府管控 能源零售价格，因此通胀可控；并且印度早已全面免疫，因此需求有复苏增量。明年印 度油品需求增量大概率降速，增量或 20 万桶/天。增量下降主要是复苏需求已基本结束， 叠加全球经济大环境不佳拖累印度出口。 日韩作为亚太发达国家，疫情前石油需求均是同比萎缩的。日韩今年油品总需求几乎是 同比持平的，或有微幅增量。虽然目前日韩制造业 PMI 都已经低于荣枯线，经济已经不 容乐观，但是受益于中国的放开，东亚国际航班量或大幅增长，贸易量也将因此增加。 预计 2023 年日韩油品需求总计增加 15 万桶/天。

(三) 库存与价差

库存去化的顺序是先去化高成本浮仓再去化低成本的内陆库存，而库存累积时是先累积 陆上低成本库存再累积高成本浮仓。在今年 Q4 需求走弱，供应减量未能兑现的背景下， 原油远期曲线结构由 back 转为 contango。若月差足以覆盖浮仓的租船成本时，意味着 出现无风险套利机会，我们将见到浮仓显著增加。但是目前全球油轮运力紧张，老旧油 轮也被征用，因此月差还不足以覆盖浮仓的租船费，目前浮仓仍未出现累库迹象。

内外价差与中国期货库存方面，SC 在今年 7-10 月短暂回到升水外盘的状态，因海外衰 退担忧，且 SC 仓单大量注销。11 月开始，中国油品需求受到疫情的影响持续走弱，下 游成品油和上游原油库存均累积，最终在人民币升值的刺激下 SC 回到贴水状态，之后 11 月底 SC 仓单大幅增加，使 SC 贴水进一步走扩。未来 SC 何时能回到升水状态？等 到中国疫情高峰结束，下游需求回暖，炼厂开工提升，采购需求一旦增加，仓单库存可 能注销出库，届时 SC 即可回到升水状态。

关于 WTI 月差与美国库存情况：今年 1-10 月美国交割库——库欣库存与 WTI 近远月差 的负相关性较明显，但是 11 月以来，库欣库存下降但 WTI 开始趋于 contango，这是因 为库欣库存下降的主因是战略储备释放节奏放缓，叠加炼厂检修后复产，而并不是因为 终端需求好，实际上美国需求在 11 月持续走弱，因此市场开始交易近月供应过剩的预 期。最终 WTI 真正转为 contango 是由于美国 Zydeco 原油管线的中断，这可能使页岩 油产区不得不将油转送至库欣，增加库欣压力。接下来 WTI 能否回到 Back 结构主要取 决于近期关停的美加原油管线 keystone 能否快速重启，越晚重启，WTI 库存就越低， WTI 近月合约就会越强。 美国油品总库存（含 SPR）来看，仍然十分健康，商业油品库存仍在五年低位且持续去 化，上半年去库是由于美国本身仍有疫后复苏增量，下半年去库是因为俄乌冲突后美国 -欧洲出口大幅增加，加速美国库存的去化。相应地，我们在欧洲库存上看到了明显累库的情况，因欧洲内需弱，但由于对俄油的禁运使其不得不加大进口囤积库存。同时，欧 洲也加大了对西非轻油的进口，该举措导致布伦特-WTI 价差的走扩。 从 OECD 库存来看，9 月底原油库存已经非常接近五年均值水平，这也成为原油价格承 压的重要因素之一。而成品油库存仍低于五年库存均值 2.4 亿桶，主要是柴油和航煤的 紧缺，这也解释了航煤和柴油的全年高加工利润。明年上半年预计油品供应过剩，尤其 是一季度面临快速累库，因此今冬明春油价将继续承压，而 Q2 供需可能重归平衡，甚 至将提前开始交易下半年的供需紧张，因此全年油价可能呈现前低后高的趋势。

关于战略储备库存的释放：为了压低油价，美国原计划在 5-10 月，每天释放 100 万桶/ 天的天量战略储备（SPR）1.8 亿桶，但是实际上大多数情况下并没有达到该抛储速度， 因为管道和港口运力达到上限，说明抛储的影响力是受限的。另外，目前美国战略储备 为 3.87 亿桶，距离 IEA 要求的最低储备水平线 3.15 亿桶（等于美国 90 天净进口），只 有 7000 万桶左右，因此美国的子弹是较少的。关于回购补库，美国白宫早前提到 WTI 70 美金/桶以下计划回购战略储备油，因此这给油价带来一个较强的支撑。

月差方面，因今年下半年供应过剩、库存累积，且明年 Q2 之前全球经济看不到改善， 而明年 Q2 之后加息结束，中国疫情好转，供需可能重新回到供应紧张的状态，因此原 油远期曲线近端已经转为轻度 contango。若需求继续不及预期，contango 加深，意味 着油价易跌难涨，进入熊市；若俄罗斯减量超预期，keystone 管道长期关停导致加拿大 减产，或出现需求好于预期，远期结构可能重回 back。

三、 2023 年原油市场展望

需求端：明年 Q1 将是全年需求的谷底，由于海外加息导致经济衰退，同时中国疫情迎 来高峰居民减少出行。但是 Q2，需求或出现转机，加息结束或放缓，中国疫情高峰结 束，利好汽油和航煤，全球油品需求预计在 Q2 同比增长 200 万桶/天，其中中国是增量 主力。伴随中国进一步放开国际通行，航煤将是明年全球需求端最主要的增长动力，全 年需求预计增长 170 万桶/天。 供应端：假设欧佩克产量不变，明年增产将主要集中在 Q2-Q3，增量来自美国等非欧佩 克国家，而 Q1 全球供应预计因俄罗斯而下滑，Q4 供应预计增产停滞。明年全年来看， 预计俄油的减产几乎将非欧佩克国家的增产全部抵消。与此同时，由于长期低油价和疫 情导致的投资不足、项目推迟，全球闲置产能较少，且美国也受限于压裂能力问题，总 体来看，全球原油供给端弹性较差。且闲置产能主要集中在沙特和阿联酋手中，意味着 欧佩克将决定明年油价的中枢。由于欧佩克可以灵活调节产量，并且明年沙特与阿联酋 的财政平衡价格预计在 65-70 美金/桶，因此布伦特 70 美金/桶欧佩克大概率将减产挺 价，而油价高于 120 美金/桶时，欧佩克大概率将增产以防全球需求受到抑制。

总结：总的来看，明年 Q1 供需双减，Q2 开始供需双增，上半年大概率呈现供需平衡状 态，而下半年需求增速将超过供应端，大概率呈现供不应求的情况，并且供需缺口将逐 步扩大。而供应端因闲置产能不足，且美国增产受限，因此一旦出现突发断供，供给弹 性较小，因此油价上涨的风险以及上涨的空间将比下跌的要大。 操作上，明年交易将以多头思路为主。底部支撑大约在 70 美金/桶（即是美国收储价， 也是欧佩克减产价），而油价的上限主要考虑欧佩克的增产意愿，按照欧佩克的表态和实 际做法来看，上限可能在 120 美金/桶。因此明年油价波动区间大约是布伦特（70，120） 美金/桶。

编辑：JACK