2024年下半年原油期货行情展望：库存波动放大，或先涨再跌

2024年06月23日 库存波动放大，或先涨再跌 ---2024年下半年原油期货行情展望 黄柳楠 投资咨询从业资格号：Z0015892 huangliunan021151@gtjas.com 王涵西 投资咨询从业资格号：Z0019174 wanghanxi023726@gtjas.com 报告导读： 我们的观点：三季度走强，Brent或挑战90美元/桶，SC或挑战690元/桶；四季度创新低，Brent或跌破70美元/桶，SC或跌破550元/桶； 我们的逻辑：三季度看涨主要基于OPEC+减产、美国页岩油产量下滑、季节性需求旺季，大概率去库；四季度看空主要基于巴西产量回归、需求淡季、宏观负反馈，大概率累库； 投资建议：单边上，先趋势逢低多，再趋势逢高空；套利上，逢低多SC-Brent；主要风险点：中东地缘冲突、贸易摩擦、信用风险。 请务必阅读正文之后的免责条款部分1 请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 1.行情回顾3 2.供应3 2.1OPEC+减产收紧三季度供应4 2.2关注美国页岩油产量下滑风险5 2.2.1未来产量预测8 2.3巴西产量四季度或显著回升11 2.4加拿大运输瓶颈打通，短期冲击北美贸易格局13 2.5总结14 3.需求端14 3.1宏观边际影响逐步钝化14 3.2油品需求总量不佳，但季节性旺季难证伪17 4.地缘层面的不确定——美国大选前夕动荡不安的世界格局19 4.1急于取得“正面胜利”的拜登19 4.2美油产量阶段达峰，两党能源分歧收窄21 4.3加沙惨象举世瞩目，政治捆绑纷争难解22 5.供需平衡综述25 6.SC或阶段性强于外盘26 7.投资建议及风险提示29 （正文） 1.行情回顾 回看2024年上半年，原油整体呈现一季度上涨、二季度下跌的走势。在第一季度OPEC+减产加之欧洲需求旺盛，供需面利好促动了油价的上涨，而二季度由于欧洲，亚太油品需求疲软，导致油价回落。 在今年的第一季度，原油市场受到多重利好因素的推动，价格大幅上涨。主要原因包括OPEC+的减产行动以及欧洲市场的强劲需求。OPEC+在三月初的会议上决定将其减产计划延续至年中，这一策略有效限制了市场上的原油供应，造成供不应求的局面。此外，中东地区的政治局势不稳定，例如俄罗斯炼厂的多次遭受攻击，也在供应端提供了额外的支撑。与此同时，随着欧洲经济的逐渐复苏，该地区的石油需求显著增加，进一步推高了油价。这一系列因素共同作用，使得美原油价格在3月底达到83美元以上，而SC与布伦特原油也显示出相似的上升趋势。 进入第二季度，全球原油市场的情况则有所不同。价格总体呈现下滑趋势。在供应方面，尽管OPEC+宣布延续减产，但实际执行中部分成员国并未严格遵循减产配额，导致市场供应量略有增加。同时，中东地区的地缘政治紧张局势有所缓解，减少了市场对潜在供应中断的担忧，进而导致地缘溢价的回落。在需求端，整体成品油市场表现疲软，特别是亚太地区的需求恢复进程缓慢，国内市场对石油产品的需求低迷。此外，炼厂的开工率也未达到预期，汽油等季节性需求的缺失未能为市场带来预期的提振。多种因素的叠加，最终促使原油价格在第二季度呈现下降趋势。 总的来说，2024年上半年的原油市场由于多种复杂因素的影响而显示出明显的季节性波动。从一季度的价格上涨到二季度的逐渐回落，反映了国际原油市场在供需动态、地缘政治以及经济复苏等多方面因素的共同作用下的变化。 图1：2024上半年原油走势回顾 资料来源：同花顺iFinD，国泰君安期货研究 2.供应 在2024年的上半年，原油市场供应端的影响权重并不突出。虽然OPEC+延续了2023年的“220万桶/日” 减产计划，但需求端较大的波动主导了上半年的行情。展望下半年，我们认为供应端的影响权重可能放大。尽管OPEC+在6月初的会议上达成的协议并无亮点，但OPEC+部分成员国在下半年潜在的“补偿减产”以及美国页岩油产量的下行担忧则可能与OPEC+现有的减产动作共振，成为旺季油价走强的重要驱动。 2.1OPEC+减产收紧三季度供应 在2024年初，市场一度对于包括原油在内的大宗商品保持了较为乐观的预期，“投资不足”、“产能瓶颈”等一系列强化供应紧缺的热词充斥着市场，助推着看涨情绪。但显然，由于OPEC+过去两年积极减产，全球闲置产能相当富裕。仅就OPEC+自身而言，截至2024年5月闲置产能就高达650万桶/日，约占当前全球需求消费总量的7%，足以应对当前任何经济正常增长状态下的原油需求增长。这种情况下，显然我们无法得出产能偏紧下油价中枢必然上移的结论。因此，无论下半年的原油需求增量究竟如何，OPEC+在供应端的表现至关重要。 图2：OPEC产能、产量变化趋势图3：部分OPEC+国家闲置产能仍然充沛 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 2024年6月初，OPEC+再次宣布延长2023年11月底达成的减产协议至三季度。在这份减产计划里，各成员国产量削减计划与上半年一致。此外，对于二季度，油价震荡下行一个很重要原因在部分成员国减产执行率不及预期。包括俄罗斯、哈萨克斯坦、伊拉克等均表态将在下半年开展补偿减产，或能带来20-30万桶/日的环比减量。而这或与原本的OPEC+减产计划一起共同构成三季度供应端利好。 表1：OPEC减产计划 国家 2023年4月OPEC新增减量(执行至 2024年年底) 2023.7-12月新增减量 沙特 50 100 俄罗斯 50 50 伊拉克 21 / 阿联首 14 / 科威特 13 / 哈萨克斯坦 8 / 阿尔及利亚 5 / 阿曼 4 / 合计 165 150 资料来源：根据公开资料整理，国泰君安期货研究 2.2关注美国页岩油产量下滑风险 2024年以来，美国原油产量与2023年年末的1280万桶/日相比出现小幅度下降，自3月份以来大致维持 在1270万桶/日的水平。截至目前还并未出现明显的产量下降，各地区产量相对平稳。主要原因依旧是新井的 产量增加明显，很大程度上抵消了旧井产量的衰减，使整体产量仍维持在与2023年末相当的水平。图4：美国页岩油产量图5：油价与美国原油产量 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 在分析美国页岩油产量时，因为页岩油井的产量随时间衰减很快——新井和旧井产量差异很大，我们借鉴美国能源信息署EIA在钻井生产报告中的分析方法，将所有的油井分为两部分来分别计算。其中，第一部分是新井，即为上个月首次开始投入生产的井，每口井只会被分类为新井一次；第二部分是除去新井之外的旧井。当期的产量取决于新井产量和旧井产量衰减二者的变化。以二叠纪地区为例，如果新井的产量为44.4万桶/日，当 月旧井产量衰减42.6万桶/日则预测接下来二叠纪地区总产量会增长1.8万桶每日。 图6：EIA对美国页岩油产量分析 资料来源：EIA，国泰君安期货研究 因此，要分析原油总产量，主要需要关注新井产量和旧井衰减两大部分。对于新井产量，在先前《原油：优先关注下行驱动，全年确定性机会》的分析中，我们的前提假设是新井单产不增加。然而2024年以来的实际情 况是：在新井数量维持在2023年末相同的水平，而新井的单产出现了明显的提升，即从2023年的新井平均单 产1006桶/日提升到了1166桶/日的水平。截止到2024年4月，新井产量平均为64.7万桶/日，高于2023 年的61.6万桶/日。 图7：美国新井数量与单产比较图8：美国新井产量 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 图9：美国各地区新井单产图10：美国各地区钻机数（新井数量） 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 其次，对于旧井产量衰减这部分的变化，排除年初旧井产量衰减的波动这一影响因素，旧井产量衰减整体处于一个缓慢增长的趋势。可以估算，旧井衰减量在2024年为平均68.7万桶/日，而在2023年平均只有59.6万桶/日。这也意味着由于旧井衰退的加速，只有不断地开发新井，有足够新井投产的增量才能抵抗旧井衰减，维持整体产量。 图11：美国页岩油主产区成本对比图12：旧井衰竭与7区总产 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 通过以上的分析我们可以得知，2024年上半年产量没有出现明显减少的原因在于新井产量有着明显的上升，抵消了相当大的一部分旧井产量衰减。关于新井产量的增加，主要源自新井单产的增加，即钻井数量与2023年第四季度数量相当，最终导致产量稳定。 图13：资本支出与油价图14：资本支出与新井数量 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 图15：资本支出与产量 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 在钻井数量方面，2024年以来，主产区的新钻井和DUC的数量没有发生明显变化。其中，新钻井维持在860座左右，DUC维持在4500座左右，完井由1-2月份的887座减少到了860座左右的水平。总体而言，钻井部分的变化微小，只有完井数量略微减少，这也与产量的变化趋势相一致。当前DUC与新钻井的数量变化都趋于平稳，这意味着随着井口的自然衰竭，完井数量仍或有下降趋势。下半年完井的变化取决于生产商是否有增产的意愿，如果油价在下半年上涨，则完井数量可能随之增加来实现增产，DUC可能随之减少；反之，如果生产商没有增产意愿，完井数量很大概率维持当前水平不会发生很大变化。 从地域上看，2022年以来美国页岩油生产重心越来越向Haynesville和Appalachia地区偏移。Permian的DUC占比自2020年开始大幅下降后，在2022之后有略微回升，但远不及2022年之前水平。自2020年疫情之后，主要的产量增幅都来自于Permian地区。其中，自2022年起Permain的新钻井和完井数量都维持在400座以上的数量，完井数量在大多数时间都比新钻井数量要多。这也导致Permian的DUC数量持续减少，直到2024年以来DUC减少到900座以下，与Appalachia和Haynesville数量接近。而Appalachia和Haynesville地区2022年以来新钻井数量高于完井数量，并且数量都较少，这使得这两个地区的DUC数量上升明显，直到当前已经达到800座左右的数量水平。从DUC储量的角度来分析页岩油未来产量，一直以来占Permian地区在总生产中占据超过50%的比重。而近年来Permian的DUC数量逐年下滑，这预示着在未来很难靠仅有的DUC数量为Permian地区带来完井数的大量增长，页岩油整体供应前景难有较大增长。 图16：美国页岩油各产区DUC数量图17：资本支出与新井数量 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 2.2.1未来产量预测 自2007年以来，美国页岩油总共出现过三次较明显的产量下滑阶段，其中发生在2015年5月和2020年3 月。两次产量下滑与同时期油价变化紧密相关，产量下滑分别出现在油价开始下跌之后几个月到一年的时间内， 2021年2月的产量快速下跌较为特殊，主要是受到当时美国的极端天气影响。图18：美国页岩油产量与油价关系 资料来源：Bloomberg，国泰君安期货研究 图19：油价与美国页岩油产量关系复盘 资料来源：EIA，国泰君安期货研究 2024年二季度，WTI原油期货价格出现从82美元/桶到75美元/桶的下跌，这进一步减弱了生产商们扩大 资本支出投入生产的热情。其结果是产量在二季度未出现上升，维持在1270万桶/日的水平，甚至略低于2023 年末1280万桶/日的水平。目前来看，这已经与EIA年初对2024年油价上涨、产量回升的预测相悖。