2024年原油行情&策略展望：阴霾vs变局

---2024年原油行情&策略展望 高明宇从业资格号：F0302201 投资咨询号：Z0012038 “后疫情”&“后能源危机”时代的供需再平衡 宏观展望：金融风险缓释，但经济增长驱动仍偏疲软 欧美将开启降息周期，中美极值利差的修复提前启动：10月下旬以来美联储加息立场持续转鸽，目前首次降息时点的预期已自年中左右提前至3月，年度累计降息或可达6次以上 经济增长“阴霾”未散，节奏或先抑后扬：在美国财政扩张放缓、高利率滞后影响经济的背景下，新一轮制造业补库周期尚未启动，全球制造业PMI的下行趋势仍未明确扭转；服务业PMI也自2023年下半年展开高位回落 数据来源：彭博，国投安信期货 数据来源：wind，国投安信期货 数据来源：wind，国投安信期货 以史为鉴：加息停止后的一年油价趋势性明显放缓 能源转型长期挑战：主要国家汽油消费增速放缓 非电动车保有量增加对汽油消费的贡献降低预计主要因疫情后居家办公比例的趋势性增加、运营车辆电动化、燃油效率提升以及高汽油价格的需求负反馈。 能源转型长期挑战：主要国家汽油消费增速放缓 新能源政策推动下，在车用能源中，电的比价优势长期存在，中外的车用天然气价格经济性均好于汽油。 能源转型长期挑战：主要国家汽油消费增速放缓 在既定政策情景下，中国、欧洲电动车渗透率遥遥领先，美国亦将在2022年后进一步加速，2030年中美欧均达到50%以上。 全球燃油车保有量预计在2026年达峰，2024至2026年年均增速仅0.9%，考虑到燃油车使用频率的降低以及燃油效率的提高，全球汽油消费的增长将逐步停止，增速预计小于0.5%，达峰时间可能早于2026年。 汽油：需求增速明显承压 1）随着中国疫后出行需求完成恢复，作为2024年电动车销量及保有量第一的国家，汽油消费增量预计十分有限。 2）海外经济体中，以印度为代表的新兴市场国家将在未来几年贡献主要消费增量，印度在小汽车保有量大幅提升（2021、2022新车销量增速均超25%）且电动车比例微乎其微的情况下汽油消费仍有可观增速。 3）2024年预计美国汽油消费受电动车的挤压进一步增加，但汽油裂解价差中枢的回落对其消费形成支撑，全年汽油消费量预计与2023年相差不大。 综合来看，2024年全球汽油消费在出行需求增量大幅放缓及电动替代加速的长期因素制约下预计大幅承压，但汽油价格中枢下移可能对消费形成阶段性的提振，全球汽油消费增速预计仅0.5%左右。 柴油：宏观联动增强，关注累库幅度 柴油消费与宏观高度联动，2021至2023年增速逐步放缓，2024年受制于全球经济的低增速，需求端难有亮点。 柴油消费与全球石油产品消费均重新回到非OECD贡献主要增量且与宏观周期联动加强的时期。 航煤：增速面临瓶颈，回归常态化增长 2023年下半年以来，全球在飞商业航班数增量趋于稳定，目前中国国际及港澳台执飞航班恢复至19年同期的68.5%。 展望2024年，以中国国际执飞航班恢复至疫情前80%水平、全球航空客货运航班增速3%进行预估，全球航煤消费增幅预计为2%左右，增量约15万桶/日。 数据来源：航班管家，国投安信期货 需求“阴霾”将至：2024年面临明显降速 与2023年相比，汽油、航煤消费增速大幅下降，柴油需求增速持续弱势，化工需求增长相对稳健是2024年石油消费前景的相对共识。 IEA为对油品需求较为悲观的机构，今年以来其需求预期的下调主要基于宏观预期及新能源替代：需求增速自2023年的227.4万桶/天回落至105.7万桶/天 炼化产能：紧缺矛盾缓解，炼化利润&开工率承压 参照IEA 2022、2023、2024年终端油品需求增速分别为197万桶/日，227.4万桶/日、105.7万桶/日对比，2024年炼能矛盾将明显缓解，预计炼化利润及开工率中枢进一步下移；但大型炼厂在开始投产的一年内开工率波动往往较大，需关注最终落地情况。 裂解价差：中枢下移，节奏性机会仍在 汽油裂解：2023年开始高辛烷值组分的紧缺有所缓解，在VGO中间原料物流重构的同时，2023至2024年全球FCC炼能有望总计增加160万桶/日，其中尼日利亚dangote炼厂贡献44万桶/日增幅。在需求增速偏弱的背景下，预计裂解中枢及价格弹性较2023年进一步下降。 柴油裂解：2024年需求增速大幅放缓叠加炼能矛盾缓解，全年裂解中枢下移及库存累积的概率较大，但具体波动节奏亦需关注库存偏低时淡旺季切换前的主动补库对裂解价差的提振 数据来源：路透，国投安信期货 页岩油：从弹性产能到“无弹性产能“ 页岩油产量变动=新增产量-衰减产量=完井量*新井单产-衰减产量 疫情前后新井单产基本平稳：“母子井”干扰等地质资源条件的恶化意味着新井单井的生产效率步入成熟期美国原材料和劳动力供应链的修复一度带来钻井效率的改善和井深的加深，但边际利好递减疫情后美国页岩油库存井去化已近一半，截至2023年10月回落至有数据记录以来的最低水平 页岩油：从弹性产能到“无弹性产能“ 投资意愿有所恢复，但仍处低位：上半年页岩油上市公司的再投资率仅为69%，与前两轮增产周期的131%、98%相比存在明显差距 未来2年页岩油企业的长期投资增速或限于2%之内，且2026年起存在回落风险；预期2024、2025年其油气产量增速将自疫情后的12-13%回落至4%左右 疫情后生产成本有所上升，短周期油价利好指引有限：根据2023年一季度达拉斯联储的调查，目前美国上游开采企业钻新井的平均成本为62美元/桶，不同页岩油区块的平均边际开采成本为78美元/桶。 页岩油：从弹性产能到“无弹性产能“ 地质资源条件成熟导致页岩油新井单产的瓶颈已经出现，供应链紧张缓解、钻机效率改善带来的边际利好有限，资本开支意愿及短周期油价亦无法为钻机数提供偏强指引。 预估2024年美国原油产量增速将自2023年的102万桶/天回落至19万桶/天左右，且产量环比回落的时间点或已临近。 数据来源：EIA，国投安信期货 非美非OPEC+：“低碳”vs“安全”平衡下的稳定增长 资本开支仍处低位：2023年大型跨国油企的测资本开支仍仅相当于10年前峰值的52.3%，且未来2年的资本开支增速预计仍将维持4.5%、0.5%的低位水平 投资结构的清洁低碳转型：勘探与生产相关的传统上游投资占比已由2016年前的接近100%大幅下滑至50%左右 非美非OPEC+：“低碳”vs“安全”平衡下的稳定增长 展望2024年，我们预计非美非OPEC+产量将增长76.7万桶/天，增速与2023年基本持平 巴西（19.3万桶/天）：Buzios、Mero、Tupi、Peregrino、Itapu五大油田的增产；Atlanta、Pampo-Enchova集群等新项目的投产,1月加入OPEC+加拿大（16万桶/天）：此前油砂检修产能复产，亚伯塔省通往西海岸的59万桶/天输油管道TMX计划于2024年一季度末投产圭亚那（20.5万桶/天）；挪威（6.7万桶/天） OPEC+：低于预期的减产协议 自2022年10月新一轮减产周期以来，OPEC+原油产量累计下降266.6万桶/天（6.6%），其中沙特和俄罗斯分别减产200.9万桶/天（18.3%）、46.7万桶/天（4.7%）。 11-30第36届OPEC+部长级会议结论（一）：将3个非洲国家的目标产量下调了4.9万桶/天，其中安哥拉下调17万桶/天（12-21宣布退出OPEC）、尼日利亚上调12万桶/天 OPEC+：低于预期的减产协议 截至2023年11月OPEC10国的实际产量已低于年内承诺产量68.7万桶/天，减产完成率达到121%；非OPEC10国总体实际产量亦较承诺产量偏低97.9万桶/天11-30第36届OPEC+部长级会议结论（二）：除沙特和俄罗斯已在承诺的超额自愿减产外，明年一季度6个产油国共计作出69.6万桶/天的额外自愿减产，其中OPEC10国57.2万桶/天、非OPEC12.4万桶/天。我们预估2024年一季度OPEC+产量较目前水平下降53.9万桶/天左右：9个国家面临95.2万桶/天的减产（拉克23.3万桶/天、哈萨克斯坦15.3万桶/天、科威特13.7万桶/天）；剩余11个产油国面临48万桶/天的增产 俄罗斯24万桶/天、伊 OPEC+：仍需低油价激发减产决心 边际财政盈亏平衡成本上移：受伊拉克、阿塞拜疆等国财政压力增大的影响，最近3年中东、中亚的原油供给曲线有一定幅度上移，维护油价在80美元/桶之上仍符合其核心利益。 减产提价为沙特“最优解“：2015年以来其出口收入与油价的相关性达到96.2%，而与同期出口数量的相关度仅为27.4%。 OPEC+：豁免国存在边际增产空间 伊朗：截至9月原油产量累计增加47.8万桶/天至305.8万桶/天，较2020年中低点已净增112.6万桶/天；目前剩余产能80万桶/天，存量浮仓亦可带来3个月内25.8万桶/天的出口支撑，但巴以冲突后美国制裁风险加大，2024年增产空间或在30万桶/天之内 委内瑞拉：美国将对其的石油、天然气交易制裁暂停6个月，但短期增产能力有限，年度产量增幅或限于20万桶/天之内，主要影响在于更多的委油自亚太转向欧美。 数据来源：wind，国投安信期货 数据来源：Kpler，国投安信期货 原油库存：四季度总体增加，在途增幅尤甚 数据来源：彭博，国投安信期货 原油：阴霾VS变局下的先抑后扬 欧美高利率水平面临回落，中美极值利差亦提前开启修复之旅，金融市场尾部风险缓解；但全球实体经济“阴霾”未散，增长驱动仍偏疲软，加之疫情后出行复苏力量的褪去及交通系统能源转型的中期挑战，全球石油制品需求的增长将面临明显降速。与此同时，疫情后全球炼能步入新一轮稳定投放期，炼化环节供需匹配下紧缺矛盾缓解，利润及开工率中枢相应承压。 面对暗淡的需求前景，供应端亦在历经深刻变局：地质资源条件的成熟及投资约束使页岩油增产弹性下降，美洲其他产油国亦将在“低碳”与“安全”的权衡中录得稳定增长，原油平衡表的边际决定者再度回归维也纳联盟，而最新的减产协议显然相对保守。 展望2024年，我们认为OPEC+仍有能力维系年度级别原油市场的供需平衡，但首先需要Q1-Q2相对低位的油价刺激其更为坚定的减产意愿落地，油市运行节奏或前低后高，布伦特波动区间大体位于65-90美元/桶，年度均价80美元/桶左右或较2023年的82-83美元/桶小幅下移。 数据来源：wind，国投安信期货 活水涌现，中枢下移---2024年动力煤行情&策略展望 高明宇从业资格号：F0302201 投资咨询号：Z0012038 2023年行情回顾：回归合理区间 彼时上游煤&电体系对工业中下游部门的利润挤压依然明显，且煤炭、电力之间的利润分配仍处绝对失衡；产业链自2022年的主动补库存、价格上涨过渡为被动累库的降价周期 秦港Q5500下移330元/吨（25.3%）至974.8元/吨，三西主产区标杆煤种的年度均价跌幅也在113-169元/吨不等，跌幅13%-17.1%。 动力煤价量格局的“新变化” 动力煤价量格局的“新变化” 1）长协比例下调，动力煤价格体系继续“并轨” 2023年电煤中长期合同的总任务量为26亿吨，参考需求方签约比例最高可自105%下调至80%，2024年长协资源向现货市场的释放量或可达6.19亿吨左右。 数据来源：汾渭，国投安信期货 动力煤价量格局的“新变化” 2）到港流向弱化，产地议价能力增强 2023年三西原煤产量较2018年增35.6%，但环渤海港口的铁路调入量却大体持稳，5年累计增幅仅为4.2%，集港流向占比已从2018年的峰值26.8%逐级回落至20%左右 近两年港坑口价格相对脱钩，2023年到港发运利润出现了供给侧改革之后最为严重的亏损 供应展望：内产难有明显增量，