金十数据

  2021年3季度，原油升至阶段性高点，布油和WTI分别逼近78美元/桶和75美元/桶，而后随着旺季出行的预期被充分price in，并且Delta疫情的迅速蔓延，市场情绪转弱，宏观risk off拖累了油价上行的动力。总的来看是现实强于预期的格局。

  展望Q4，随着供应端边际增量变多，而需求增速环比有所走弱，供需缺口继续收窄至接衡状态，也许会出现小幅累库；但从3季度欧佩克和其他产油国的实际增产情况去看，由于上游投资收缩过快，实际的供应情况可能比预期紧张。

  供应变量边际增加。欧佩克在解除内部风险后继续执行月增40的增产计划，为供应端的稳定提供保障；页岩油的回归是Q4最大的不确定因素，从目前的钻机回升速率来看，环比增量可能达到50而触及1200万桶/天的水平；伊朗的谈判仍在不断推后，市场预期回归最快也要到明年上半年；另外生产端仍有其它的一些因素扰动，比如利比亚的内乱后遗症，比如飓风的影响大于预期等。

  需求增速放缓，关注亚洲和油品的增量。Q3出行旺季的表现基本符合预期，除了航煤继续受到疫情的拖累。到4季度，中国有新装置的投产，和第四批配额/SPR的补库可能带来的增量；印度的逻辑是开工回升至去年同期水平，尚有约60万桶/天的修复空间；其它东南亚等地区也随着解封有需求回升的预期。油品来看，柴油旺季将至，航煤仍有所期，利润的走强将提振炼厂开工。

  宏观方面taper tantrum基本已经消化，Q4的宏观风险降低；疫情可能要以更为常态化的心态面对，对需求的影响边际走弱；有必要注意一下的是，由于如天然气、煤炭等其它能源的价格暴涨，部分品种的热值比价已超越原油，使得原料池中油的经济性提升，尽管能够实际用于替代的比例并不大，但①经济性选择拉动边际需求量开始上涨②部分炼油成本增加③连带效应造成原料端普涨，市场情绪高涨，或成为新的上行驱动。

  Q4有诸多变量等待证实/证伪，供需双增的情况下，需求可能的边际增量更重要，整体宽幅震荡中重心或有抬升，突破前高需要更为明确的驱动和宏观逻辑，把握阶段矛盾和节奏是关键。

  从平衡表的情况去看，今年以来随着需求增速的放缓和供应端的有序增产，整体去库格局下供需缺口不断缩窄，4季度可能达到紧平衡或略微累库的状态。

  具体来看，供应方面的增量大多数来源于欧佩克月增40万桶/天和页岩油加速回升近60万桶/天；需求环比增加约150万桶/天，增量大多数来源于亚太区域。

  供应端的谨慎调节和需求在前两个季度的迅速恢复使得库存持续去化，进入3季度来，库存的去化速度减缓，整体库存水平回归常值。相对中性偏低，尤其是OECD的低位库存提供了对基本面的底部支撑。

  从原油和油品的库存分别来看，夏季旺季的兑现使得两端的去化速度不一样：旺季前的备货补库举动加快了炼厂对原油的消耗，而油品端的快速去库的数据相对滞后。

  截至7月，OECD美洲、欧洲、亚洲的原油库存较均值分别低1108、2032、6196万桶；成品油分别低718、2840、1136万桶；从地区来看，2季度亚洲的消耗更多一些。

  到4季度，需求预期仍有增量，而供应边际增加，炼厂冬季通常进入累库阶段，有极大几率会出现价格和库存同涨的情况。

  因阿联酋、伊拉克等国不满之前的减产基线月的欧佩克月会一度延期甚至面临取消。延期后的会议重新达成了新的减产框架，将从明年五月开始提高部分成员国的减产基线，绝大多数都是沙特等大国做出让步，满足了阿联酋等国家的诉求。

  当前的油价区间对于产油国来说仍是较为理想的，能够覆盖大部分国家的盈亏平衡价。因此在减产基线的风波过后，欧佩克内部的稳定将保证增产计划的执行率可以维持在非常高的水平，不太会出现争夺份额而大幅增产的不稳定情况。

  在页岩油缓慢增产且整体供需仍存在缺口的情况下，欧佩克谨慎释放产量，为油价下沿提供有力支撑。

  以4月的实际产量作为基准，按照5月至今的增产计划推算得到5-8月的理论产量。能够正常的看到，月度的实际产量与理论产量的差值逐步拉大，欧佩克供给没有到达预期，实货市场比想象更紧。

  由于利比亚自去年9月结束内乱后恢复出口，市场上的轻质油多了一部分边际供应，而偏重质的油相对减量更多，使得一些炼厂选择以燃料油等作为部分的原料替代。

  钻机回升速率较为稳定，不会出现突变量。去年9月以来，钻机数从底部180台开始缓慢回升，目前接近400台，平均月增约18台。从产量的实际增长变化来看，此前钻机数的暴跌造成的高衰退量难以靠缓慢的增量抵消，一直到今年3季度，才有正增长的迹象出现。

  近几年美国页岩油的私营企业加快速度进行发展，到2020年，私营企业的的产量超过总产量的20%，也就是接近200万桶/日。

  页岩油今年来的增量大多数来源于于小型的私营页岩油商，他们的钻机数较疫情前增长了10%；而majors基本上没有太多增量，较疫情前仍有近七成的钻机数量未回归，其他的页岩油商也有近一半的量未回归。

  私营企业反映的是高油价对生产活动的指引行为，而majors则有更多需要仔细考虑的因素。

  从去年Q3油价开始启动至今，油价稳步回升，远超页岩油公司的半周期成本线，页岩油企业的财务情况也随之有较大程度的改善，从这个方面来说，majors其实就是有增产的主动权的。

  按照年初行业制定的资本支出纪律，页岩油商将减少CAPEX的支出，而将营收优先用于偿还债务和股份回购，以稳定投资者的信心。从实际的表现来看，行业的自律性还是相当强的。

  碳中和背景下，油气类等传统能源将逐步被清洁能源所替代，因此长周期来看资本偏好的改变将使得上游CAPEX的投入会逐步缩减。缺少CAPEX的投入，即使在利润较高的情况下，页岩油企业的增产行为也需要仔细考虑更多的因素。

  从实际情况去看，今年以来，majors正在加速对其资产的整合，包括并购重组、售出高碳排放量的非核心资产等。据不完全统计，今年以来几家大型页岩油公司已将剥离非核心盆地的部分资产列为重点计划，以完成公司未来的碳中和指标。

  市场从去年美国总统缓解就开始在炒作伊朗回归的故事，这一预期在今年上半年伊朗的浮仓迅速增加，以及对中国等国家出口量的激增中达到峰值。

  然而美伊双方迄今为止的六轮谈判拉锯战已经消耗了市场大部分的耐心，对今年内伊朗能够顺利被解除制裁的乐观情绪已然不再；第七轮谈判的时间尚未敲定，回归的时间节点将至少推至明年Q1.

  去年9月利比亚两大政党达成停火协议后，利比亚的产量快速回升，到去年底基本已恢复至内乱前水平约120万桶/天，此后基本保证了较为稳定的出口。

  期间，出口曾因短暂的罢工威胁和由于常年投资不足带来的运输能力瓶颈问题，而有过短期的波动。今年9月初，由于政府财政部和国家石油公司的政治分歧，Es Sider和Ras Lanuf两个主要港口再次面临出口的威胁，尽管很快得以解决，但利比亚尚未完全稳定的局势仍将时不时对其出口能力造成不利影响。

  9月初，第一个形成规模等级的飓风Ida登陆美湾，对生产端造成了超预期的影响，与历次大规模的飓风的修复路径相比，生产端完全恢复可能要比以往花费超过三倍的时间。其根本原因在于：1. 今年的飓风强度高于过往；2. 上游投资的过快收紧使得设备的老化问题、人力的短缺问题等在面临灾害时集中爆发，拖累恢复的速度。

  3季度受到欧美出行旺季的提振，需求增速超过200万桶/天；到4季度，欧美需求环比略有走弱，增量大多数来源于亚洲，总增速超过150万桶/天。

  从油品来看，航煤仍是需求回升的最后一环，预计到明年，航煤需求可以回到疫情前的80%以上。

  油品来看，今年夏季消费旺季汽柴的表现都较为符合预期，大多数都回到了疫情前的水平；而航煤继续缓慢的复苏，受到夏季Delta变异病毒的蔓延，各国出行计划取消了不少，国际航班的允许量继续收紧。

  截至9月，航煤的需求较疫情前仍有近300万桶/天尚未回归，在Q4不会再出现大规模的疫情蔓延的预设条件下，预计需求将环比增加约100万桶/天。疫情的反复仍是航煤脆弱的主要原因。

  9/10月欧美季节性检修增加，炼厂需求损失约150万桶/天，较夏季旺季需求环比偏弱。

  Q4来看全球需求格局可能又出现东强西弱的情况，需求增量大多数来源于于亚洲，尤其是中国和印度。

  8月商务部下发了第三批配额，仅为442万吨，至此国家共下发了当年允许量的67%，而去年这一比例是91%。考虑到Q2Q3以来的一系列对于严查地炼规范配额使用的组合拳已见成效，以及Q4仍有新投产需求（盛虹顺利出料的线万桶/天的增量），我们大家都认为下放第四批配额的可能性仍然较大，而对于发放量的期待可能需要放低。

  9月9日，中国首次公示将释放国家战略储备，总释放量为738万桶。我们大家都认为这次公示的形式意义更大，因为事实上此前也有过未公布而释放SPR的情况，目前从进口量来看，国内的供应不算紧张。

  从去年的低油价时期以来，国家整体的SPR水平都较之前增加了一定的量级，并且根据历史经验来看，国内释放SPR更像是将战储的库存转移至炼厂，然后再由国家补充战储，因此无论是SPR的补库，还是炼厂的需求，都可能会成为Q4的边际增量。

  去年2季度的疫情在印度快速蔓延，造成印度月度需求暴跌约1/3，超过600万吨，随后随着需求不断回升，到4季度印度炼厂保持超开工贡献了较大的需求增量。

  今年的走势类似于去年的剧情，同样是在2季度，由于落后的疫苗接种率，且放弃了大部分的封锁措施及社交距离，印度再次爆发疫情，不过这次的应对方式没有像去年那么严格，因此需求的损失量小于去年。

  随着雨季的结束，市场仍对印度Q4的需求恢复抱有较高的期待，若开工能够恢复至去年的水平，预计仍有50-60万桶/天的增量等待证实/证伪。

  柴油的旺季逻辑较为显著：低库存+供应紧张+取暖需求+天然气暴涨带来的边际成本增加，裂解不断走强，Q4利润仍有5-8美元的回升空间。

  随着国际航班的谨慎放开，Q4航煤需求预期继续增加，裂差继续回升，炼厂利润好转后进一步提升开工积极性。

  三季度原油触顶后维持在高区间，高油价和部分地区的原料限制使得炼厂在原料的选择上有所变化。

  1. 中国部分地炼为了缓解配额的紧张，一次装置掺混燃料油作为补充原料的比例上升，能够正常的看到，今年2季度以来中国燃料油进口有显著增加的情况。

  2. 在发电需求旺盛、LNG高价的情况下，巴基斯坦、科威特等国家将燃料油用于替代的需求也在增加。原油下游端的补充和替代需求上升，也会对原油端的需求造成边际影响。

  3季度经济数据的不断改善，使得市场关于美联储是否会退出QE以及何时启动的时间节点的推演变得更多，宏观risk off拖累大类资产的风险提高。鲍威尔在8月底的央行会议上继续表明了偏鸽的意愿，充分沟通后市场达成年底正式公开宣布、年底/明年初正式缩减购债规模的共识。总的来看taper tantrum的阶段似乎已结束，若接下来的FOMC会议变数不大，Q4的宏观扰动或有减弱。

  随着需求预期的回升，布油在7月突破77美元/桶，升至自2018年10月以来的新高。而随着油价持续维持在高位区间，主要消费国美国、欧元区的CPI显著上升。

  而大国的通胀压力加剧后，通过对产油国的增产施压或是释放SPR等行为打压油价，使得油价受地理政治学影响的因素占比上升。

  目前全球的疫苗接种速率已近见顶，原因是以中国等谨慎防控为代表国家，接种率已经很高，超过75%；而像美国、英国等发达国家的接种率达到60%、70%之后也很难继续提升，主要是民众的接种意愿不够强烈，但欧美对待疫情的思路一直以来都不是0消除，因此对疫情的思考，需要从关注新增病例转为关注变异病毒带来的重症率、死亡率等。

  天然气价格暴涨，炼厂需要外采氢气的成本增加，炼油成本可能增加，推涨成品油价格；而从热值比价来看，目前TTF价格已超越柴油的价格，从经济性考虑，若一些发电厂选择用柴油或是如燃料油等替代天然气，可能会贡献预期外的成品油边际需求量。

  另外天然气暴涨后，部分发电需求转移至煤炭，使得煤炭价格同步飙升，热值比价较去年翻了一倍以上。而在今年冬季预期较往常更为寒冷的情况下，紧张的原料池的连带效应可能会带来能源商品的普涨。

  从供需的角度来看，随着需求已经恢复至97%以上，继续增长的空间相对有限，需求定价的逻辑还未结束但已近尾声；而到4季度亦或是22年1季度，页岩油的回归在加速，伊朗问题悬而未决，和收到上游投资缩减给部分产油国带来的实际产能衰减等的限制，供应端的影响占比增加，定价逻辑可能会在某一节点转换。

  1、若油价跌破60甚至50的区间，欧佩克通过供应调节油价的机制会再次发挥作用，尤其在疫情尚未结束，需求仍有回落可能性的背景下，下沿有较为显著的支撑；

  2、油价处于60美元/桶以上的水平时，无论是传统油田还是页岩油，都在其成本线以上，产油国乐于维持现状；

  3、当油价继续抬升，上涨至70-80的区间，阻力将来自产油国的减产自律性和消费国的通胀压力，突破80则需要更强劲的需求驱动或宏观逻辑的推动。

  非农打击降息预期的风险很高 黄金不破此处则仍有回调空间 1月5日分析汇总