报告摘要
走势评级： 原油： 震荡
报告日期：2022年6月28日
★俄罗斯供应暂平稳，制裁影响待显现
自俄乌冲突后，市场表现出较强的贸易流调节能力，俄罗斯原油海运发货量环比仍有回升。制裁缓冲期内，贸易流变化以及欧洲长约买家提前采购可能在短期内延续，即俄罗斯出口在下半年预计维持相对平稳，或在今年底至明年一季度出现进一步下降。
★实际需求韧性尚存，但前景预期随宏观情绪转弱
在高利润支撑下，全球炼厂原油加工量仍有回升空间。高通胀对需求的影响尚温和。俄罗斯成品油出口后期下降的风险较大，将加剧全球柴油供应的紧缺，使得柴油裂解价差维持高位，汽油裂解价差则有库存持续去化的季节性支撑。中国市场需求将逐步恢复，但疫情仍可能构成扰动。
★全球原油供给持续回升，但弹性依旧偏低
美国持续大规模的SPR释放是阶段性市场供应的增量之一，但重建库存需要产量增量。成本通胀和资本支出约束牵制页岩油增产速度，预计美国原油产量延续温和回升趋势。OPEC+暴露产能瓶颈问题，且部分国家供应不稳定性上升，增产将主要依赖有闲置产能的国家，沙特可能继续释放一定规模闲置产能。
★投资建议
宏观预期恶化构成下半年市场的主要风险之一，市场对需求前景预期已由疫情后的复苏向海外加速加息可能引发衰退过渡，尽管实际需求尚有韧性，成品油裂解价差维持高位。俄乌冲突对俄罗斯供应的阶段性影响已较充分计价，制裁的影响或在明年一季度进一步体现，供应仍趋于下降。全球库存处在较低水平，重建库存需要新增供给，全球闲置产能下降仍是中长期支撑油价的因素。原油价格在下半年预计维持高位区间波动，在市场情绪企稳后仍有反弹的机会，Brent价格区间预计在100-140美元/桶，价格维持高波动率。
★风险提示
地缘冲突可能造成价格大幅波动。高通胀导致政策干预价格风险上升。
报告全文
1 1H22原油市场回顾——俄乌冲突引爆全球能源市场
2022上半年的原油市场也可谓是波澜壮阔，俄乌冲突点燃市场。俄罗斯作为能源大国身处风暴中心，引发供应风险急剧上升，油价轻松突破100美元/桶关口，Brent一度上涨至130美元/桶附近，达到上半年高点。地缘冲突的高度不确定性导致市场波动率显著上升，流动性受到影响而快速下降后维持在七年以来低点。随后，原油价格在供需基本面紧平衡和地缘局势的交织影响下变化进入到宽幅震荡的走势中，油价中枢持续抬升。二季度原油市场略累库，一方面是中国需求受疫情影响，另一方面美国石油战略储备持续释放为市场提供缓冲，但主要原油生产国的增产节奏并没有因俄乌冲突的出现而发生显著变化，供给维持低弹性。欧美对俄罗斯制裁不断升级为上半年油价提供较高的风险溢价，伴随着油价的持续上涨，欧美通胀压力持续上升，可能抑制需求的担忧也随之上升。下半年，我们认为市场主要关注点将在低库存和需求预期恶化之间切换，地缘冲突继续构成扰动，价格维持高波动率。
2 俄罗斯供应暂平稳，制裁影响待显现
2.1、贸易流调节将导致俄罗斯原油出口在制裁过渡期内维持平稳
自俄乌冲突后，市场表现出较强的贸易流调节能力，俄罗斯出口流向来看，对部分欧洲出口下降，对亚洲的出口增加。4-5月俄罗斯原油海运发货量环比一季度回升，略高于2019年平均水平。大多数欧盟国家已在制裁落地前开始着手寻找替代资源，仅有少数几个欧盟国家5月的俄罗斯原油到货量高于2021年均值。俄罗斯对西北欧地区降幅较明显，但对南欧的出货量高于往年平均值，主要是Lukoil在意大利、保加利亚和罗马尼亚的炼厂在4-5月增加采购。由于6个月缓冲期的存在，贸易流变化以及欧洲长约买家提前采购可能在短期内延续，即俄罗斯出口在短期内预计维持平稳，或在今年底至明年一季度出现进一步下降。
俄罗斯对亚洲市场的增量目前主要体现在印度，4月和5月俄罗斯向印度的发货量稳定在平均65万桶/天，相比之下过去3年的平均发货量仅3万桶/天。过去印度不是俄罗斯原油的主要买家，价格优势是吸引到印度买家的主要原因，Indian Oil Corp与Rosneft签订了在2022年额外供应至多1,500万桶俄罗斯原油的合同。更多的增量主要依靠现货采购，将取决于Urals的价格，在弥补掉高昂的运输和融资等成本后，Urals原油较中东原油仍能产生较高的利润，对新买家将维持吸引力。
中国是俄油另一个重要的潜在买家，由于二季度中国需求受疫情影响，3-5月俄罗斯向中国的出口量小幅增长30万桶/天左右。随着中国需求在二季度末见底回升，对俄油的采购可能增加，将驱动贸易流进一步变化。过去大约57％的俄罗斯对中国原油出口依靠管道，其中ESPO至中国大庆支线管道基本接近满负荷运行，经由KCP管线向中国的出口理论上还有20万桶天的闲置运输能力。海运方面，俄罗斯向中国的海运出口以Kozmino装载的ESPO混合油为主，2021年Kozmino港的平均发货量65万桶/天，70％流向中国，未来俄罗斯东部港口和管道向中国增加出口的潜在空间预计30-40万桶/天。俄罗斯西部港口出口的Urals属于中质含硫原油，是中国进口占比最大的一类原油，理论上适合取代品质相近的油种。中国中质含硫原油进口大多来自于中东国家，有长期供应合约作为支撑，将是Urals向中国大规模出口的主要阻力之一。从补充库存角度，中国库存从2020年9月的高位大幅下降，为进口俄罗斯原油提供补库空间。
2.2、欧洲进口来源更多元，影响区域间价差
欧洲海运原油到货量环比持续回升，暂未受到俄罗斯供应下降的影响。欧洲的海运进口来源更加多元化，几乎各主要出口市场向欧洲的出口均在增加，欧洲北海地区的出口也在增加，弥补了俄罗斯原油的缺口。由于欧洲国家寻找其他原油来源替代俄罗斯，这也导致一些区域的油种溢价显著上升至历史新高。
中东和美国出口量伴随着产量增长均持续上升，中东与亚洲市场的捆绑更紧密，因此向至亚洲市场的出口增加更显著，但Urals原油的深度折价同样影响了中东原油的贴水，Brent-Dubai处于较高水平。美国向欧洲和亚洲增加的出货量较平均，西北非货源则更多被调节到欧洲市场。美国持续大幅释放SPR来缓解市场紧缺，出口自3月以来持续上升，美国墨西哥湾沿岸的原油价格相对欧洲北海原油的出现深度折价使得美国向欧洲的套利窗口打开。美国原油的价格相对于Bonny Light等同品质等级的西北非原油具有一定的价格优势，将有利于美国原油向欧洲市场流动。未来美国将是俄罗斯退出欧洲的市场份额的有利竞争者之一，这将导致欧洲与美国的能源联结更紧密，需要美国原油与Brent折价维持在能够促进贸易流的水平，同时欧洲市场可能需要更高的溢价来吸引足够的进口，可能导致Brent与其他区域价差扩大。
3 实际需求韧性尚存，但前景预期随宏观情绪转弱
俄乌冲突出现后，成品油价格的涨幅远大于原油，美国、欧洲和新加坡三地的的汽柴油裂解价差均大幅上涨至历史新高的水平。俄罗斯也是重要的成品油出口国，尤其是向欧洲市场供应超过40％的柴油，对俄罗斯出口的制裁不仅影响到原油市场，同时也影响到成品油市场，并且俄罗斯成品油出口下降意味着其他市场需要加工更多的原油才能填补成品油市场的缺口。但随着通胀压力持续增加，政策制定者对于抑制通胀的决心不断增强，可能出现的政策干预，以及主要央行持续加息后，衰退预期上升，需求将受到抑制的预期也会随着价格上涨而增强，形成原油大幅上行的阻力。
3.1、俄罗斯成品油出口下降加剧全球柴油紧缺
俄罗斯轻质石油产品发货量在俄乌冲突后出现下降，4月和5月的发货量较2月水平下降50万桶/天，其中是柴油出口降幅尤为明显。俄罗斯成品油出口以柴油和石脑油为主，占比分别达到63％和28％，分地区来看，俄罗斯向欧盟的出口占比61％，G7（非欧盟）和亚洲分别占比12％和13％。4-5月俄罗斯向欧洲的发货量高于2021年平均水平，下降主要集中在G7（非欧盟）和亚洲。
俄罗斯出口因制裁下降对柴油市场的影响将更为明显，尤其以欧洲受到的影响最为直接，欧美汽油裂解价差6月份以来基本平稳，但柴油裂解价差仍有走强的迹象。欧洲的柴油需求在总需求的占比能够达到一半左右，过去38％来源于俄罗斯。由于炼厂在实际生产中难以实现50％以上的中间馏分收率，因此欧洲无法通过提高自身炼厂开工率来填补缺口，依然需要大量进口，即需要其他市场提高原油加工量来提供额外的供应。目前俄罗斯出口的下降，依靠的是其他市场增加出口来填补，美国3月和4月柴油出口量大幅增加，但5月有较大降福，中东地区则有由于炼能增加而有稳定的出口增长，北亚的韩国出口也有较为明显的上升。
前5个月全球主要国家炼厂原油加工量较往年季节性均值偏高50万桶/天，但4-5月由于中国和俄罗斯加工量下降而环比走弱。当前高利润对炼厂开工率有较强的提振，美国炼厂开工率在6月初已接近95％，尽管炼能下降导致加工量仍低于2019年，欧洲炼厂原油加工量环比同样在回升，但5月有季节性检修影响，印度原油加工量基本维持在2019年水平。随着各市场季节性的检修结束以及中国需求改善对加工量的提振，欧洲和中国的原油加工量还有较大回升空间，8月全球CDU计划检修量较6月下降180万桶/天，但俄罗斯受制裁影响可能维持偏低的水平，其余拉美和非洲等区域的闲置产能长期处于停产状态，重启的难度较大。中国炼厂开工率虽有回升预期，但成品油出口政策收紧使得出口量在短期内难有大幅增长，且以中国目前的需求情况来看，短期汽油的出口意愿可能更高。
从目前的趋势看，俄罗斯成品油出口进行贸易流调节的难度更大，四季度或后期俄罗斯出口出现明显下降将加剧全球柴油供应的紧缺，使得柴油裂解价差受到更持续的支撑。俄罗斯以外的市场需要维持高炼厂开工率，长远来看也需要新增炼能来满足需求。疫情以来由于利润恶化和能源转型诉求，全球炼能关停较多，主要集中在欧美市场。今年的炼能增加主要集中在中东，沙特Jazan投产后，中东向欧洲的柴油出口增加已见端倪，开工率仍在提升中，未来预计贡献更多增量。若科威特AL-Zour四季度顺利投产，预计中东出口量在明年可能进一步增加。2023年全年炼能预计将有150万桶/天以上的净增长，将缓和俄罗斯受制裁后潜在的全球炼能的紧缺，尽管炼能投产存在延期的可能性。
3.2、海外成品油裂解基差预计维持高位，尽管需求前景预期转弱
从欧美中印四个地区成品油实际消费的情况来看，一季度Omicron对需求造成短时间的影响，随后道路燃料需求继续疫情后的复苏，2-3月汽柴油消费量回升至高于2019年水平。通胀的影响在二季度开始体现，随着俄乌冲突发生导致汽柴油价格大幅上涨，汽柴油的消费出现边际转弱，汽油在4-5月偏低于2019年水平62万桶/天，欧美市场受到燃油价格大幅上涨的影响，中国市场则由于疫情影响而下滑，柴油整体表现相对较好，维持在2019年水平。航煤依然是需求的拖累项，Omicron影响了全球放开边境管控的进程，导致航空需求恢复受阻。目前来看，海外高通胀对需求的影响尚温和，欧美主要国家道路燃料消费量比2019年水平平均偏低4％左右。疫情对海外需求的影响逐渐消退，多国开始大幅放松对新冠的限制措施，特别是欧洲，全球政府Covid-19封控响应指数从2月开始加速下降，表明终端需求在朝着恢复常态的方向发展，原油需求大量对应交通出行需求，具有一定的刚需特点，表现相对有韧性。
欧美汽柴油库存至5月维持去化的趋势，表明下游市场维持偏紧格局中，也是裂解价差维持高位的重要支撑。俄罗斯成品油出口预期下降将导致柴油裂解价差受到持续支撑，汽油消费相对具有更高的季节性，但由于今年柴油库存显著低于过去五年均值，将导致各产品间炼厂收率的竞争更加激烈。从大趋势来说，汽油裂解基差在旺季后存在较大的下降可能，但三季度来说，高辛烷值调油组份的紧缺对汽油裂解价差仍有较强的支撑，炼厂若增加高辛烷值组分的收率会导致更多的石脑油副产，但石脑油裂解基差已经由于化工品需求疲弱而大幅恶化。美国政府虽有计划延长对E15汽油（含有15％乙醇的汽油）的季节性销售限制的豁免，允许其在夏季销售。理论上提高掺混比例确实可以“节约”炼厂汽油的产量，但实际操作中，加油站缺乏必要的基建设施将限制这一比例的掺混。从季节性角度，还需要关注的是天气的影响，气象预计美国今年将经历活跃飓风季，墨西哥湾地区的飓风可能对当地炼厂生产和出口造成阶段性干扰，将阶段性提振裂解裂解价差。
下半年市场面临的一个风险是市场对需求前景的预期发生转向。美联储6月利率会议加息75个基点，显示出美联储对抗通胀的决心，尽管未来政策可能面临艰难平衡，衰退风险持续存在，因此市场对需求前景的预期从疫情后的复苏切换至加息引发需求下降。美国家庭能源支出占工资的比例虽然在近期随着价格的上涨而开始大幅上升，截止4月升至8％左右水平，距离历史高值仍有一定差距，从居民端来说对于高能源价格仍有一定承受的空间，加息导致的需求下滑并非立竿见影的体现。三季度需求相对有季节性支撑，且随着海外防疫政策的放松，航煤需求可能进一步恢复，我们认为海外需求短期大幅下滑的风险相对有限。
3.3、中国需求逐渐恢复，疫情仍是扰动
疫情因素对需求端的影响分化，海外逐步消退，国内则受“动态清零”政策的制约。3月以来疫情导致国内部分城市封控措施升级，道路和航空出行大幅下降，影响中国市场二季度需求。省会城市拥堵指数从3月开始持续下降，降至自2020年以来新低的水平，同时，由于各地限行措施，导致物流业也因此受到一定影响，需求疲弱导致汽柴油库存不同程度的累积。俄乌冲突后，海外裂解价差上升至高位，使得国内成品油出口具有吸引力，但由于出口配额削减，成品油出口维持在低水平。6月初商务部下发350万吨成品油出口一般贸易配额，但在国内控出口的政策导向下，成品油出口大幅增加的可能性较低。
国内炼厂开工率从年初以来持续下降，在5月见底回升，国际油价持续上涨对中国炼化企业形成较大的成本压力，由于国内终端成品油零售价存在天花板，在高油价环境下成本向下游传导将变得不那么顺畅，叠加疫情导致需求下滑，4月中国原油加工量降至2020年3月以来新低，偏低于去年平均水平近150万桶/天。6月以来，随着国内疫情形势大幅好转，上海全面恢复正常生产生活状态，需求开始进入逐步恢复的阶段，不过恢复的过程可能较长。前5月中国原油进口量2.17亿吨，同比下降1.7％，需求偏低导致一定的累库压力，国内炼厂开工率偏低对原油采购热情有一定影响，未来国内炼厂提升预计将对原油进口量有一定提振。
4 全球原油供给持续回升，但弹性依旧偏低
俄乌冲突并未刺激全球供给大幅增加，欧洲和美国原油商业库存在今年上半年维持在大幅低于2015-19年范围的水平，虽然3月以来库存水平略有回升，美国持续释放石油战略储备对商业库存形成补充。持续的库存消化预期，无论是商业库存还是SPR，都意味着中长期市场需要更多的供给增量来重建库存。全球主要产油国在疫情后产量持续回升，至今年5月依然偏低2020年一季度210万桶/天，其中较大缺口来自于美国和俄罗斯。美国产量在疫情后维持温和回升的趋势，俄罗斯则由于制裁导致今年2季度产量下降，OPEC合计产量已接近疫情前水平，闲置产能逐渐耗尽意味着增产空间将越来越有限。
4.1、美国SPR释放成为短期补充供给的主要来源之一
美国和IEA其他成员国在俄乌冲突后大幅释放石油战略储备意图平抑原油价格，其中原油的SPR抛售以美国为主。美国在3月末宣布自今年5月起的未来6个月释放1.8亿桶的SPR库存。截止6月10日当周SPR较4月末下降3,138.2万桶，折合91.4万桶/天，接近计划的100万桶/天的流出速度，SPR释放一方面补充了商业库存，此外由于国内供需缺口较小，美国原油出口规模显著增加，欧洲成为其主要目标市场之一。
在已完成的三轮SPR出售中，前两轮实际成交量均达到了计划量，但5月末的一轮出售，计划流出4,100万桶，实际3,600万桶成交，因此可以预计未来两个月流出速度将略有下降。从计划来看，未来预计还有两轮4,500万桶的出售计划即达到合计1.8亿桶的计划释放量，美国SPR库存按此计划将降至1984年以来最低。美国已公布SPR长期补充计划，第一批预计回购6,000万桶，招标将在秋季进行，中长期来看，全球库存已处于非常低的水平，无论是消化商业库存还是SPR，都需要产量持续回升来重建库存。
4.2、成本通胀和资本支出约束牵制页岩油增产速度
美国原油产量温和回升，2022年上半年预计将达到平均1,170万桶/天，同比回升73万桶/天，距离2020年一季度达到的高点偏低110万桶/天。美国延续产量温和回升的趋势，主要依靠页岩油主产区Permian表现出的较强的增产趋势，3月达到历史新高近500万桶/天，其他页岩油产区产量依然维持低水平。石油钻井总数维持回升的趋势，距离疫情前偏低15％左右，但压裂设备数量却从3月份以来显示出阶段性见顶的趋势，偏低疫情前13％左右，反映出劳动力和供应链瓶颈。压力设备数量是完井水平的先行指标，因此页岩油主产区的完井数量升势明显放缓。截止4月末DUC总量4,223个，已降至2014年以来最低水平，其中Permian地区的DUC数量虽未达到历史最低，但距离低点也仅不足600个，DUC的逐渐耗尽凸显出生产商增加钻机的迫切性。
由于资源丰富、盈亏平衡成本低、Permian依然是美国页岩油生产的最热点地区，2016年以来，对该地区的投资显著高于其他产区，这一趋势在疫情后得以延续，Permian的投资得以较快恢复，而其他产区的资本支出基本维持在低水平。然而疫情后上市生产商的资本支出纪律导致Permian的投资结构发生变化，私人生产商的份额增加，2022年私人生产商在Permian子产区的投资预计增幅将达到50％。与私人生产商积极的投资扩张相比，独立上市生产商和石油巨头的恢复相对温和，尤其是独立生产商的总规模较2019年仍有较大差距。投资的差异也体现在钻机数量的差异，2021年至今，私人生产商在该盆地的钻机数量增加了一倍多，预计占比将达到45％，上市的独立生产商在今年也将有较大的增加钻机意愿。不过，私人生产商生产效率偏低会削弱他们对产量的贡献，此外，这些公司普遍持有土地面积较有限，快速增加钻机也会加快他们资源的消耗。上市生产商的资本支出约束持续影响他们的投资规模。独立生产商的Capex/CFO在今年一季度维持在51％的水平，比去年上半年略有上升。经过新一轮整合后的页岩油行业更倾向于维持目前高利润的格局，通过激进增产来竞争市场份额的意愿已大不如前，因此资本支出纪律将是中长期牵制美国产量增长速度的核心因素。
根据上市生产商的披露，2022年页岩油独立生产商资本支出计划增加18％，依然大幅偏低于2019年水平，含5家大型综合油企则资本支出计划预计增加35％，不过综合油企的能源转型诉求更加强烈。油服成本上升也是资本支出增加的原因之一，页岩油行业更加依赖资本开支来兑现增产，因此成本通胀的影响对于页岩油生产商尤为明显。预计今年油服成本增长将在10％-15％左右，钻井和水力压裂所需的原材料、钻井完井服务和劳动力成本均在上升。此外，劳动力紧张、供应链延迟也是生产商面临的增产障碍。达拉斯联储在一季度末对生产商的调查显示大型和小型生产商增产计划中值分别为6％和15％，按照2022年美国产量增速预计7％-10％测算，即全年平均80-110万桶/天产量增长。
4.3、OPEC+暴露产能瓶颈问题，增产持续不及预期
今年以来，OPEC+实际增产量持续不及目标，大多数国家在产量已接近产能上限的情况下，很难再支撑持续性的增产，体现在每月兑现计划增产量难度越来越大，联盟中仅有沙特、阿联酋和科威特的产量持续性增加。利比亚虽不受产量协议约束，但由于其国内局势动荡，油田关停和港口关闭等情况时有发生，对产量造成较大干扰，供应不稳定性进一步暴露。从闲置产能来看，截止到5月，有较大确定性的闲置产能合计330万桶/天，主要集中在沙特和阿联酋两国。伊朗闲置产能预计130万桶/天，依然受到制裁，伊核协议谈判陷入僵持，伊朗供应回归时间仍旧存疑。此外，美国开始开始着手放松对委内瑞拉的制裁，但由于长期投资不足，委内瑞拉产能已大幅下滑，即使制裁解除，对市场的影响也相对有限。俄罗斯由于西方制裁导致4月产量原油下降约85万桶/天，5月有小幅回升，但在持续制裁预期下，产量完全恢复的前景并不乐观。
自俄乌冲突后，由于能源价格持续上涨导致通胀压力高企，消费国对OPEC+扩大增产的呼声越来越高，特别是美国总统拜登多次喊话OPEC增产。迫于外部压力，OPEC+在6月部长级会议确定在7-8月扩大增产幅度至每月64.8万桶/天，较之前的增产幅度增加50％，按份额分配，沙特能够每月增产17万桶/天。目前大多数成员国产能瓶颈问题依然制约增产，供应不稳定将部分抵消其他增产国的努力，因此预计未来OPEC+实际增产量依然无法达到增产目标。无论OPEC+后续产量政策如何调整，有闲置产能的国家的产量变化将尤为重要。沙特可能继续释放闲置产能，市场预估沙特稳定产能1,230万桶/天，但这一水平此前从未出现过，5月的产量水平已略高于2015年至疫情前的平均产量水平，单月的最高产量出现在2020年4月1,170万桶/天，略高于此轮减产的基准1,150万桶/天，我们认为沙特可能在下半年将产量上调至1,100-1,150万桶/天区间内。
5 投资建议
宏观预期恶化构成下半年市场的主要风险之一，市场对需求前景预期已由疫情后的复苏向海外加速加息可能引发衰退过渡。现实状况来看，海外需求尚有韧性和季节性支撑，裂解基差维持高位。中国市场需求在疫情后仍有恢复空间，整体而言，需求大幅恶化的风险相对有限。俄乌冲突对俄罗斯供应的阶段性影响已较充分计价，下半年在欧盟制裁过渡期内，市场将继续调节贸易流，使俄罗斯原油出口维持相对平稳，制裁的影响或在明年一季度进一步体现，供应仍趋于下降。美国持续大量释放的SPR为供应端提供阶段性缓冲，但全球库存处在较低水平，重建库存需要新增供给，全球闲置产能下降仍是中长期支撑油价的因素。原油价格在下半年预计维持高位区间波动，在市场情绪企稳后仍有反弹的机会，Brent价格区间预计在100-140美元/桶，在宏观和地缘冲突等阶段性定价因素切换时，价格波动上升。
6 风险提示
本文源自东证衍生品研究院