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缅甸阳光在线真线吧_一图一文:2019原油市场行情展望(思维导图收藏版)

2020-01-11 16:43:28来源:admin

缅甸阳光在线真线吧_一图一文:2019原油市场行情展望(思维导图收藏版)

缅甸阳光在线真线吧,这是扑克推送的第 94 张思维导图:油价震荡寻底,结构性交易机会大年——2019年原油市场行情展望。

作者:肖兰兰

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核心观点

2019年原油仍然有跨价格中枢的交易机会。2019年的油价区间大概率会经过三个价格中枢:页岩油减产区间【35,45】,页岩油增产放缓区间【45,60】,以及页岩油增产,OPEC+减产的区间【60,70】。目前WTI的价格已经跌破半周期成本线,未来需要看到一些质的变化:油价过低导致减产、去库存、远期曲线扭转等,才能看到后两个价格中枢的交易机会。预计WTI全年均价在50-55美元/桶,Brent全年均价在60-65美元/桶。

需求上,多周期叠加,整体不悲观。2019年国际石油将面临经济下行周期叠加炼能大投产周期,再加上IMO2020切换过程中的大结构调整,基于此我们对2019年需求增速不太悲观。但经济下行和炼能投放的结果是,原油库存继续向成品油转移,炼厂利润进一步被压缩。在2019年2H,因为IMO2020的影响进一步具体化,油品市场可能会经历一段时间混乱以及扭曲的结构性行情。

管道和出口终端的建成将助力页岩油产量增长。2019年将有三条管道和一个VLCC出口终端建成,这很好地解决了Permian产区的外输问题和出口过程中小船换大船的高昂成本问题,刺激permian产能的进一步释放。同时有效地降低了运输过程中的运输成本和时间成本,压缩区域间价差。

2019年OPEC可能还将面临1-2次的减产。12月OPEC+会议之后,油价继续暴力下跌,那么此次减产基本上定性为减产不及预期。若想稳住油价, 还需要进一步减产。要么在页岩油半周期成本以下,页岩油减产,要么OPEC加大减产力度。比较大的概率是OPEC还会扩大减产规模。首先在2019年4月会议上,定调延长减产。在2019年年底的会议上,基于美国管道瓶颈解除,进一步出让份额,实施减产。

2019年将有可观的结构性交易机会。(1)成品油裂解利润收缩。逻辑如前所述:经济下行周期+炼能大投产。(2)BW价差收缩的机会。目前BW价差的正常波动区间在8~10美元/桶,这是因为出口力量有限,在通过aframax/suezmax过驳至VLCC时,需要消耗大量的时间成本和运输成本,一旦美国的管道和出口瓶颈解除, BW价差收缩,将管道成本和出口成本挤压到正常空间。(3)IMO2020:高低硫油品价差走阔,柴油/燃料油价差走阔。

风险:(1)管道推迟上线风险;(2)炼厂进度推迟风险;(3)IMO2020不实施风险。

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行情回顾

2018年Q1:中枢上移,区间震荡。2018年伊始,油价延续2017年的上涨上行,加上北美寒冷天气刺激取暖油需求,2018年Q1突破50-60美元/桶的平台,到达60-70美元/桶的区间。随后美股大跌浇灭多头情绪,油价再次回归至60美金水平。

2018年Q2:供应中断叠加地缘政治。2018年委内瑞拉产量呈自由落地式下滑,这也是今年油价易涨难跌不可忽视的一大主线。同时6月份加拿大油砂装置因故障暂停,以及利比亚内乱,造成明显的供应中断,以至于在6月22日OPEC宣布通过增产将减产执行率恢复至100%之后,市场认为利空出尽,上冲80美元/桶。需要注意的是,4月中旬美国借口叙利亚滥用化学武品,对其进行军事打击,激发市场风险偏好,油价强势上行。

2018年Q3:风险事件聚集,区域分化,造就极端行情。三季度,伊朗制裁影响显现,出口和产量均出现趋势性下滑,对伊朗事件的炒作将多头情绪推至极致,brent突破80美元/桶,最高涨至86.7美元/桶的年内高位。除了全球去库,三季度国际原油还面临区域分化,中国主营和地炼集中补库存,由于中美贸易战,中国停止美油进口,增加了对中东原油采购, 造就了中东市场供需极度紧张,DME Oman在9月底甚至出现逼仓。

2018年Q4:宏观微观共振,特朗普推特管理油价。无论是中期选举前拉选票,还是中期选举后特朗普丢掉众议院,特朗普都需要低油价来实现其发展经济的政绩。因此对伊朗原油进口国豁免,通过卡舒吉事件施压沙特增产等事件,都在瞬间改变了平衡表。随着9月份美联储加息,美股结束十年牛市,开启暴跌模式,原油与美股联动性增强,开始暴力回调。微观上看,汽油消费堪忧,裂解价差跌至负值,远期曲线转为Contango等也显示前期涨势无法持续。

回顾2018年国际油价走势,我们认为有三大特征: 

四次跨中枢定价,两波大趋势,V型反转路径。以Brent为例,2018年Q1,60~70美元/桶区间震荡,2018年Q2和Q3,70-80美元/桶区间震荡,2018年Q4突破80美元/桶,而后跌至50美元/桶。分析全年油价两波大趋势以及V型反转的行情路径,我们认为主要是因为:(1)OPEC的产量调整具有滞后性,导致供需经常错配。2018年1H,委内瑞拉产量断崖式下跌,利比亚内乱,加拿大油砂项目因着火而暂停。出现大量产量损失的情况下,OPEC+成员国的产量调整依照每年2次会议的节奏来调整产量。(2)风险事件推动导致戏剧化逆转。在美国制裁伊朗第一批协议生效之后,对石油行业的影响其实已经明显显现,产量和出口锐减,且如果继续制裁,还将有100万桶/日的产量损失。而在特朗普豁免后,未来产量不减反增,会看到明显的产量和出口回归。(3)需求成为重要考量因子。近三年来,各机构对需求维持150-160万桶/日的需求增速预估。2018年随着油价上涨以及全球经济进入下行周期,对石油需求的增速进行不断下调,预计2019年增速在120-140万桶/日。

区域间价格扭曲。2017年算是区域价差比较平庸的一年,各种价差相对合理。但2018年情况大有不同。从全球区域价差来看,EFS持续走低,BW价差走阔至8-10美元/桶。从北美产销区价差来看,Permian、Bakken、加拿大WCS相对库欣价格先后出现大幅贴水。主要是因为:(1)轻重质油结构性问题进一步恶化。全球增产的主力军——页岩油是轻质油组分,而委内瑞拉、加拿大这些供应中断的国家,减产的主要是重质油组分,轻重质油供应的问题导致EFS有所收窄。(2)基础设施瓶颈问题再次出现。美国原油出口量爆发式增长,VLCC终端条件不够,需要依赖小船运力,其中的运输成本和时间成本导致BW价差走阔。而页岩油产区产量继续增长,加拿大油砂项目恢复,管道运力无法跟上,产区贴水问题难以解决。

图 1 BW价差

图 2 EFS

图 3 米德兰-库欣/美湾价差

图 4 巴肯-库欣/美湾价差

图 5 加拿大WCS-库欣价差

远期曲线再次扭转。2017年Q3,远期曲线转为backwardation结构,造就了油价连续3个季度的上涨。2018年远期曲线仍然维持近月升水的格局,其中7月份库欣管道问题,以及9月底Oman逼仓问题,使得WTI和Oman的月差甚至出现了极端偏离的情况。但在2018年Q4,三市远期曲线全年转为contango,现货承压,熊市特征明显。

图 6 WTI月差

图 7 WTI远期曲线 

图 8 brent月差

图 9 brent远期结构 

图 10 Oman月差

图 11 Oman远期结构 

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2019年要素展望

1.需求:多因素叠加,增速不悲观,结构性变革多

2019年原油需求层面的影响因子复杂而又混乱:有宏观利空、有炼能投放大周期、也有IMO2020在切换过程中的结构大调整。

1)美股与油价:You Jump,I Jump

2018年前三季度,美国经济算是一枝独秀,其他经济体PMI开始下行,而美国经济数据却持续靓丽,这主要受益于特朗普的减税政策以及国外盈利回流,才有了半年多的超预期数据。随着9月和12月美联储连续两次加息,美国长短端利率倒挂,美国经济周期性下行的拐点基本确立。美股结束长达10年的牛市,开启暴力下跌之路。油价与美股的联动性变得极强。 从近两个月的盘中表现来看,油价基本上变成美股定价,上演you jump, I jump的连环下跌模式。美股下跌的背后是对美国经济下行的担忧,预计会维持1到1年半的时间。

图 12 全球制造业PMI

图 13 美股与油价 

图 14 长短端国债收益率倒挂预示经济衰退

从2018年1-9月OECD石油产品需求的表现来看,其实OECD美洲贡献了最主要的增量,同比增长64万桶/日,欧洲持平于去年同期,OECD亚洲国家反而出现需求下滑的迹象,同比减少14万桶/日。我们认为随着美国经济拐点出现,2019年OECD整体石油需求会有下滑。这也是为什么三大机构在Q3以来持续下调全球石油需求增速。

图 15 OECD石油产品需求(万桶/日)

图 16 2018年全球石油需求预估

图 17 2019年全球石油需求预估

2) 炼油产能投放大周期:低成本红利不再

炼油产能投放大周期。2019年和2020年是全球炼油产能投放的大周期,从根据Energy Aspect的统计,2019年全球CDU产能将新增243万桶/日,2020年将再增259万桶/日。其中50%以来来自于亚洲地区,2019年和2020年新增炼能分别达141万桶/日和135万桶/日。国内方面,恒力石化在12月15日常减压装置已正式开车,日均炼油能力40万桶/日。2019年还将有浙石化一期40万桶/日、中科炼化20万桶/日,和海南炼化10万桶/日一次炼油装置建成使用。

图 18 全球CDU投产进展(万桶/日)

库存继续由原油端转移至成品油端。炼油产能提高,成品油供应增加,但OECD石油产品需求下行。2019年库存将继续从原油端向成品油端转移。

图 20 OECD原油库存

图 21 OECD成品油库存

图 22 OECD石油库存

即使低油价,炼厂也可能享受不到红利。在上一轮油价下跌过程中,下游享受到了低成本的原材料红利,炼油利润丰厚。但此次情况有所不同,全球炼油产能进入过剩时代,10月开始油价暴跌时,成品油特别是汽油、石脑油等轻质组分跌幅大于原油,裂解价差明显收缩。

图 23 汽油裂解

图 24 柴油裂解

图 25 综合裂解利润

3) IMO2020:油品结构大调整

国际海事组织IMO规定自2020年1月1日起,船用燃料(用于主/辅发动机和锅炉)的含硫量将从3.5%降至0.5%。船舶只有在装有脱硫器(Scrubber)的情况下才能使用高硫燃料油,否则只能装载含硫量低于0.5%的低硫燃料。面对IMO2020,船东有三种选择方式:(1)使用低硫燃料(船用柴油MGO,作为替代;(2)安装脱硫器;(3)使用LNG/LPG燃料船。(见专题《IMO2020对油品价格体系的影响》)

对炼厂和炼油产品的影响:分区域来看,欧美因为本身处于排放控制区,IMO2020对其航运市场影响有限,亚洲和中东地区因缺乏足够的低硫燃料,IMO2020对其影响尤为深远。炼油产品上,高硫燃料油需求断崖式下滑,船用柴油需求崛起,低硫燃料油并驾齐驱,由此对低硫原油的需求增加。没有对应二次加工装置的炼厂,可能会放弃燃料油的生产,导致沥青/焦化料的产量增加。

IMO对炼油产品的价格体系影响深远。(1)高低硫油品价差走阔;(2)不同油品间的供需强弱发生分化;(3)裂解利润进行重新分配。

图 26 IMO2020低硫化时代的解决方案

图 27 船用燃料消费趋势(MGO、LSFO需求激增,HSFO需求断崖)

2.供应:美国能源复兴,OPEC+继续出让份额

1) 美国:管道和出口瓶颈逐步解除

管道投放将助力产量增长。Permian一直是美国页岩油增产的主力产区,但因为管道外输量不够,Permian产区的价格相对于库欣和湾区长期处于贴水状态。从Permian产区的供需平衡来看,Permian日均产量370-380万桶/日,炼厂炼能41万桶/日,管道运力300-310万桶/日。

2018年Permian产量月均环比增速7-12万桶/日,如果延续这个增速,在Sunrise II管道也满载之后,Midland-Cushing /Gulf Coast的价差会再次走阔。Permian产量与管道瓶颈的矛盾需要等到2019年2H才能彻底解除。比较关键的三条管道分别是:(1)Gray Oak管道:由Phillps 66和Andeavor联合建设,运力70万桶/日,目的地Corpus Christi, Sweeny/Freeport。预计2019年Q3将投入使用。(2)由EPIC Midstream运营的EPIC管道,运力67.5万桶/日,目的地Corpus Christi,预计2019年Q3将投入使用。(3)由Plains All American运营的Cactus II线,运力65万桶/日,目的地Corpus Christi,预计2019年Q3将投入使用。这三条管道合计运力200万桶/日,完全可以解决Permian的原油外输问题,同时因管道成本远低于铁路运费,Permian产区的价格相对美湾会有明显收敛。

图 28 Permian产区供需平衡(产量、炼油、管道、铁路)

图 29 Permian管道示意图

图 30 Permian管道建设计划

挤压进口空间有限,依然需要出口疏导。2010年美国原油进口量约为900-1000万桶/日,进口依赖度达60%以上。页岩油革命兴起之后,美国通过挤出进口来影响全球市场,到2014年美国原油进口量最低降至700万桶/日,进口依赖度降至40%。2015年底,美国结束长达40年的出口禁令,开始了美国轻质油换重质油的过程,进口量稍有反弹,目前的进口量维持在700-800万桶/日的稳定状态。美国炼厂主要是吃中重质油的,页岩油又属于轻质油种,因此对重质油的进口依赖度非常高,从下图可以看出API40以上的轻质原油仅占不到10%的比例。因此随着未来页岩油产量继续增长,靠挤压进口的渠道非常吃力,还是需要通过出口去疏导美国的过剩量。

图 31 美国原油进出口

图 32 美国原油进口按API分布%

港口的承载力以及成本非常关键。2015年底美国放开原油出口禁令,美国原油逐步对外出口。2016年平均出口量约为50万桶/日,2017年平均出口量116万桶/日,2018年平均出口量为185万桶/日。EIA曾经写过一篇关于美湾原油出口设施瓶颈的文章,讨论了美湾原油出口的瓶颈问题。目前美湾的海上原油出口能力大约在481.5万桶/日,其中德州392.5万桶/日(Houston 201.3万桶/日,Corpus Christi/Brownsville 110.6万桶/日),路易斯安那州89万桶/日。美国墨湾从事石油贸易的港口都属于内陆港口,需要通过航运通道或可通航河流与公海相连。这些水道的宽度和吃水深度都不够VLCC通行。出口至欧洲的船一般用阿芙拉,可以在任何终端装载,苏伊士船型偶尔也会穿过大西洋,但通常不会满载。出口至亚洲的船型比较多变,有时候可能需要VLCC。

目前美湾只有路易斯安那的海上石油港LOOP能装载VLCC(约27万吨/200万桶)。那么2017年-2018年的出口量其实都是依靠小船的运力(AFRAMAX:50万桶,四船拼一个VLCC ,Suezmax:90-100万桶,两船拼一个VLCC)来扩张的。通过小船过驳到大船(reverse lighten)需要耗费大量的运费成本和时间成本。所以我们看到在2017年年底随着原油出口量喷发式增长,BW价差持续走阔,一开始3-4美元/桶,可以覆盖掉管道和VLCC运费的成本差异,随着出口量进一步增加,对小船过驳的需求量增加,成本进一步抬升,导致BW价差进一步走阔,目前稳定8-10美元/桶的区间。

美国VLCC出口终端的问题未来会逐步得到解决。Tallgrass Energy今年8朦朦胧胧宣布,计划在路易斯安那州建造出口终端,到2021年Q3可以处理VLCC出口,其他公司也在行动之中,Enterprise Products Partners和Jupiter也计划在德州海岸直接装载VLCC。其中Corpus Christi港口在2019年底将有一个VLCC装载终端上线,如前所述,2019年Permian的三条外输管道都是通往Corpus Christi,那么终端上线后,管道和出口终端能很好地衔接。

图 33 美湾出口终端示意图

图 34 德州VLCC装载终端建设计划

图 35 出口运力在逐步扩张

3.OPEC+:可能还需要减产1-2次

OPEC+还需要减产1至2次。12月OPEC+会议之后,从市场反应来看,基本上定性为减产不及预期。且在供应还未证实/证伪之前,油价还是关注宏观及微观事实。近期油价与美股同步暴跌,微观上,高频的库欣库存迟迟不见去库,WTI月差结构甚至有深度贴水的迹象。这足以说明,目前的减产幅度远远不够市场平衡,以及舒缓宏观的悲观预期。若想油价企稳,必须要看到进一步减产,要么在页岩油半周期成本以下,页岩油减产,要么OPEC加大减产力度。此次下跌相比较2014年来说更暴力、迅速。要看到页岩油企业减产其实还需要一定的时间周期(2014年底跌破半周期成本,到2015年Q2开始有减产迹象,每月环比减产幅度10万桶/日,期间油价进一步探底,在2016年初达到低位),那么比较大的概率是OPEC扩大减产规模。首先在2019年4月会议上,定调延长减产。在2019年年底的会议上,基于美国管道瓶颈解除,进一步出让份额,实施减产。

图 36 OPEC历次减产一览

强者恒强,弱者恒弱。2014年OPEC+放弃减产,增产保份额的教训还历历在目。页岩油革命兴起,未来OPEC+还将继续通过减产来维护油市的平衡。但从OPEC+内部来讲,仍然是强者恒强,弱者恒弱的局面,侵占的市场份额,不是俄罗斯、沙特、阿联酋、伊拉克这些国家,反而是经济处于崩溃边缘、地缘政治易发国,如委内瑞拉、伊朗、安哥拉等。以沙特为例,在5月份OPEC会议之后,最高增产105万桶/日,迅速抢占市场份额。而其他国家在5月份增产决议之后,并没有实现产量回归,反而在12月的会议上需要参加减产协议。减产决议的话语权始终在以沙特、俄罗斯等增产实力国中,通过2014年的教训,高油价比高产量对他们更有利。

表 1 2016年12月减产决议

表 2 2018年12月OPEC减产决议

表 3 2018年非OPEC减产决议

图 37 OPEC国家原油产量(1)

图 38 OPEC国家原油产量(3)

图 39 非OPEC国家原油产量(部分)

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不悲不喜,存跨中枢交易机会 

我们认为在2019年宏观面的悲观情绪对油价的压制作用依然会很明显。在出现OPEC+减产效应传导至库存端之前,国际油价依然是向下寻底。当然我们认为OPEC+目前120万桶/日的减产量仍然无法扭转现有的供需平衡,那么需要进一步的减产动作。

进一步的减产动作可以通过两种方式来实现:(1)页岩油的减产;(2)OPEC扩大减产规模。但这两种方式不会是一蹴而就,立马能实现的。需要有一个以时间换空间的过程。以2014年-2016年油价下跌为例,页岩油出现减产的时间点比WTI跌破现金成本的时间点晚了近一个季度。且OPEC做出进一步的减产动作也有滞后性,首先要看到1月份开始减产的真正效果,再对平衡进行评估做出决定。

2019年的油价区间大概率会经过三个价格中枢:页岩油减产区间【35,45】,页岩油增产放缓区间【45,60】,以及页岩油增产,OPEC+减产的区间【60,70】(见专题《油价的“特朗普底”在哪?》。目前WTI的价格已经跌破半周期成本线,未来需要看到一些质的变化:油价过低导致减产、去库存、远期曲线扭转等,才能看到后两个价格中枢的交易机会。预计WTI全年均价在50-55美元/桶,Brent全年均价在60-65美元/桶。

图 40 2019年国际油价运行区间(红色虚线部分)

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结构性交易机会之大年 

2019年石油市场的结构性交易机会不是由基本面温润的平衡调整引起的,而是由具体的行业事件引起的剧烈调整,这里可能存在比较大的交易机会。

VLCC出口终端建成后,BW价差将明显收缩。为什么页岩油产销区有那么高贴水?为什么BW价差能走阔至10美元/桶?这中间的价差都是贴给了高昂的物流成本。管道满载后,过剩的产量需要铁路输出,运输成本在8-10美元/桶。VLCC出口终端有限,需要小船换大船,这其中有高昂的小船运输成本和时间成本。一旦VLCC出口终端建成,BW价差会收缩到合理的价差水平,类比2017年Q4,美国出口量从50万桶/日跳增至150万桶/日,我们认为当时的3-4美元/桶是买家在美油还是北海油之间权衡的合理成本差异。

炼能投产大周期,成品油利润将进一步被挤压。2018年我们看到库存从原油端向成品油端的转移。2019年这一趋势将继续存在。经济下行周期叠加炼油产能投产周期,成品油利润将进一步被挤压。

IMO2020,结构性调整剧烈而混乱。炼油产品的价格体系影响深远。(1)高低硫油品价差走阔;(2)不同油品间的供需强弱发生分化;(3)裂解利润进行重新分配。

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