2019年原油市场展望：静待反弹

2018年四季度起，原油价格剧烈波动、用两个月不到的时间回撤了一年多涨幅。当前，原油市场的关注焦点已由供应转向需求。截至2018年12月25日，Brent原油期货跌至50.68美元／桶，较年内高点84美元／桶下跌近40%。在国际油价连续下探之际，我们对原油市场做年度展望中，一方面要着眼于当下难得的底部机会，给予2019年初这一个季度内走势分析和策略建议，另一方面要远眺2019年全年乃至2020年的长线走向。

我们的观点可以总结为：短线震荡-中线反弹-长线下挫，2019年Brent油价中枢可达70美元／桶，较当前油价存在一定的反弹空间。三个阶段按时间先后，在未来两年里将依次展开。短线震荡的原因在于，基本面上并没有实质利好的数据扭转当前市场的悲观情绪；中线反弹的驱动逻辑在于，OPEC+的联合减产致使石油供给端缩减；长线走势则是，由难以逆转的低成本供给端释放和全球需求端放缓而决定。

2018年上半年，原油价格表现不仅领跑全体大宗商品，也超过了所有全球主要权益、固收及汇率资产。（图表1）这一阶段，由于全球经济增速可观、沙特和俄罗斯主导下的OPEC+持续遵守减产协议，全球原油供需平衡转入供给微缺的紧平衡。整个OECD国家原油总库存自2016年末OPEC减产协议以来加速下滑，至2018年一季度末终于回到库存5年均值水平下方。（图表2）

但在2018年下半年，来自美国方面的干扰对原油市场的波动产生了明显的影响，一是页岩油开采公司普遍锁定套保成本，放大资本开支，在没有后顾之忧的情况下，页岩油产量加速攀升；二是特朗普政府在对伊朗原油制裁问题上随意发挥，导致市场预期在短时间内来回切换，使得油价拐点的发生颇具戏剧性。

截止2018年12月25日，商品市场全年收益率全线告负，特别是原油跌幅最多，在各大类资产中仅胜过中国股市。黄金在商品市场中相对跌幅较小，基本金属连续弱势，原油则是在四季度将上半年收益全部回吐。由于美国加息周期的影响，美债收益率上行，债券价格也不甚理想；美元指数成为全年表现最好的品种；美股在下半年收益率回撤。

下半年主要动因——预期兑现因素及资金面扰动：原本上半年油价攀升之后，无论是美国页岩油生产商，还是OPEC与俄罗斯的产油国联盟，都积极抢夺时间窗口，扩大产量和份额。正常情况下，价格刺激供给后，应该由放大的供给对价格形成反向压制作用，形成市场自我调节机制。但由于特朗普政府拒绝上届政府签订的伊朗核协议，并声称对伊朗采取比2012年更严的原油出口制裁政策，致使市场普遍预期11月起伊朗原油退出市场后留下巨大空白，因此出现价格预期持续走高、产油国继续增产。

该阶段，市场看多情绪高度集中，衍生市场集聚大量看多头寸，在WTI的非商业账户（managed money）的多头与空头持仓比最高升至13:1，在Brent市场甚至达到20:1，为历史之最。（图表3）

直到最终预期未能兑现市场猛然发现现状较供需平衡已经偏离很多，价格一泻千里。之前累积的多头仓位大量撤离，深度价外期权被迫平仓，再加上WTI持仓保证金上调（WTI主力合约1901保证金从3100美元→3650美元→4100美元），使得价格跌破技术支撑位后加快下行。然而，正常情况下，保证金比例上调有助于平抑市场波动，但今年在多头仓位如此集中拥挤的情况下，保证金收紧可能会加速逼迫多头亏损仓位离场，进而加大波动。

“对美国制裁伊朗问题的预期打得过早过满、对中美贸易战问题的预期打得过低过迟”，是今年原油市场供需从平衡走向失衡的直接原因。2018年4-5月份是一个重要的时间节点，中美贸易争端和美伊核问题争端都在此时基本形成定局，此时供给端三大产油国开始加速释放产量（图表4）。却不想伊朗制裁得以延后（或许特朗普政府有暂时不愿激化通胀问题考虑），中美贸易战却愈演愈烈，严重挫伤了对明后两年全球经济增速的预期。

在此过程中，沙特记者遇害事件、特朗普借机向沙特施压、中美贸易战等因素都助推了油价的下行波动。偶然事件的影响一般是短期脉冲式，但中美贸易战则实实在在影响了全球宏观经济增长预估（图表5）。而且随着时间推移，对2019-2020年的预估逐渐下调，来自需求面的悲观预期已成为近期压制油价的重要因素，尤其是对远期曲线的压制更为强烈。（图表6）

由于近期原油即期近端下跌幅度过大，而远端价格相对抗跌，远期结构由backwardation转为contango，这本属于正常现象，2014年暴跌后原油市场也在contango结构下运行了三年之久。但我们发现当下的远期曲线有两点异常，值得我们多加思量：

1、 大跌后远期升水的幅度是相当弱的，半年期也仅仅升水了1美元（61美元→62美元）；相较于2015年的情况，当时半年期升水可以达到10美元。说明虽然市场认同供需调节机制会促进价格反弹，但对反弹幅度的预估十分疲弱；远期价格大幅跟跌，也暗示着这轮下跌行情不全是当前供需突发失衡造成的，也掺入了很多对远端供需悲观的预期。

2、 远期曲线并不连续平滑向上升水，而是罕见的在2019年H2-2021年这两三年的时间形成一条直线，这段时间几乎没有升水存在。说明市场相当不看好这一阶段的价格走势，原因可能是页岩油产区管道建设在2019年H2密集完工、对美国经济繁荣周期的长远预期偏悲观、以及预期到一年后委内瑞拉与伊朗供给端回归，以上因素下文做具体分析。

短期内，在缺乏有力数据支撑油市基本面的情况下，原油市场悲观情绪将很难出现好转。在1月OPEC+联合减产实质数据发布之前，我们认为原油价格将呈现宽幅震荡的态势。

原油作为商品之王，市场虽然掺杂产业、经济、政治、外交、军事、金融诸多因素，但最终都需要通过供需来体现，价格即使会有偏离波动，但大趋势不会背离（图表7、图表8）。展望2019年，我们仍然要以供需平衡的关键点作为分析着眼点，核心有三个问题，OPEC+的供给、新型产油国的供给、以及宏观经济对需求走向的影响。

12月7日，OPEC+在维也纳举行的OPEC会议上达成每日120万桶联合减产的协议：OPEC将减产80万桶/日，非OPEC将减产40万桶/日。

我们根据IEA最新的需求总量预估值、非OPEC供给端预估值做测算，发现2019年原油市场要实现供需再平衡，2019年相较于2018年OPEC原油产量需同比下降112万桶/日。若以2018年10月原油产量作为基准，假设减产时间为6个月，那么2019年上半年较2018年10月，OPEC原油产量需减少171万桶/日。换言之，要期待供需基本面实质扭转至油价反弹的话，我们要在未来6个月的时间里看到OPEC减产达171万桶/日，这对减产协议和执行力的要求都相当高。

当然，仅凭OPEC可能不够，沙特与俄罗斯主导的“OPEC+”体系需再次发挥重要作用。我们不应该忘记，2016年末“OPEC+”体系形成后的威力：OPEC与俄罗斯合计总产量在2016年11月达到历史顶峰的4535万桶/日，之后5个月的时间里产量下降了245万桶/日。再之后一年的时间里产量维稳震荡，直到今年5月份之后再度释放，5个月时间里产量又上升了近200万桶/日（图表10）。

所以，其实OPEC+要做的就是把这几个月增产的量给吐回去，尤其是沙特。沙特在5月至10月期间增产70余万桶，占了全OPEC增产量的近一半。

我们认为OPEC+重拾减产协议，既有必要性、又有可行性。

必要性无需多言，OPEC国家与俄罗斯都仰赖油气收入。对于沙特这样的国家，衡量油田成本收益平衡点已毫无意义，实际需要衡量的一直都是整个国家的财政赤字与经常账户赤字，因为二者前一个决定了国库充盈与否、债务是否超限，后一个决定了外储水平，进而决定了沙特里亚尔的汇率。保证财政与贸易的双赤基本平衡可控，是沙特的必要问题（图表11）。从2018年的情况看，沙特要实现这个目标，需要油价达到70美元/桶（以Brent为基准价衡量）。虽然沙特等中东国家在制定石油政策时，必然要考虑方方面面因素，但首要需要考虑的显然是政府的财政健康，尤其政教合一国家维稳成本高昂，中东军事开支逐年上升，财政安全几乎等同于政权安全。实在很难相信中东国家会因为特朗普政府的口头吹风而放弃核心利益。

可行性则来自于产油国之间的博弈，特别是要考虑减产后市场份额是否会被挤占。换言之，沙特最需要考虑的是，在低油价区间内，是否仍然有其他低成本供给端持续释放。这个风险点来自两处，一是OPEC内部潜伏的供给力量——即因为国内外政治因素、地缘外交因素而退出的伊朗与委内瑞拉产量，有可能在2019年后半段、2020年逐渐恢复；二是美国页岩油成本中枢下行提升增产潜力，这一点留待后文分析。

目前OPEC的各国中，沙特、伊拉克、阿联酋、科威特等国均处在产量最高峰或接近巅峰水平。距离产量峰值最远、最具有产量修复空间的国家分别是委内瑞拉、伊朗、利比亚。当这些国家产量进入恢复期，由于低基数效应、产业的迫切心态，往往会不计成本（而且成本也很低）的扩大产量，OPEC内部的限产指令对其也不具有多少强制性（图表12）。这可能是未来两三年内都需要始终关注的问题。

综上，我们对OPEC+供给端的预估是，短中期将形成严格的限产行动，未来6个月时间内OPEC+整体产量下降171万桶/日，方可走出这轮下行通道。

展望更长期时间段，我们认为OPEC+内部再度分裂是很难避免的，因为委内瑞拉、伊朗、利比亚以一个低成本的姿态重回供给市场是迟早的事，沙特等国也不大可能因为这些国家的增产而放弃自己的产量份额，内部竞争加剧将引发供给端过剩；但是，我们很难预估他们产量恢复的速度，这取决于外交政策博弈、国家局势缓和和重建步伐，目前来看只是初现一些复苏迹象，利比亚的增产趋势比较明显，而委内瑞拉还很不确定，产业重整是需要时间的，恐怕2019年末至2021年才是这些潜在产量兑现的时间。

而一个相对好消息是，由于2015-2017年全球油气开采行业资本开支减少，特别是非OPEC、非页岩油的高成本传统产油区域的资本开支减少。按行业周期规律，其对产量的影响力在2019年-2021年可能会愈加明显，届时全球来看，非OPEC的传统油田产量下滑与委、伊、利等国产量增长可能形成对冲。

2019年全球经济增速弱于2018年已基本形成预期共识。基于IEA统计口径，2018年Q1-Q4原油需求较2017年平均增量为130余万桶/日，假设全球GDP增长速度下滑0.2%，我们预计2019年原油需求增量约为110万桶/日，增速是2012年以来的最慢值，2020年原油消费增量则预计比2019年再减少10-20万桶/日（图表13）。

我们计算了中美欧日等主要消费区域的原油消费负担（以原油消费量乘以年均原油基准价格，美国采用WTI为基准价，其他地区采用Brent为基准价），并将原油消费负担与GDP进行对比。在传统印象认知中，普遍认为美国是用油大国，而中国经济和能源结构并没有太依赖原油，但实际并非如此。我们有以下发现：（图表14）

1、 美国原油消费占GDP比例在2009年以前一直高于全球平均水平，2010年以后则一直低于全球平均，因为页岩油供给增长逆转了WTI与Brent 价差，美国经济确实受益于页岩油气革命，得以享受相对世界其他地区更低的油价。以美国为借鉴，中国大举进军页岩油气开采行业绝对是一项值得的投资——近几年中国本土原油产量低迷，致使中东各国对远东出口价升水提高，若中国产量回升，有望显著拉低进口成本，对我国炼化及下游行业利好众多。

2、 2011年以前中国原油消费负担相对高，长期高于世界均值，2011年以后逐渐回归到与欧美近似的水平。原因可能是历史上中国GDP有所低估，近年来GDP统计口径已相对合理，基本与世界接轨。此外，中国第三产业占比提升，重工业比重下降，单位GDP能耗下降。

当前原油消费在全球GDP中的负担并不算太重，在近十几年中属于居中水平。2018年由于油价年均值大涨，负担增长较多，但由于四季度油价大跌，2019年均价很可能远低于2018年，因此负担大幅下降，对原油需求、经济增速都是一个边际效用较强的利好因素。从这个角度看，对原油消费的预估不宜过于悲观，未来两年保持稳定、稍少于此前的需求增量不成问题；如果价格超预期走低，我们甚至可以看到原油需求猛增，正如2015年。

虽然远端展望的需求较弱，但近期一两个季度的需求可能并不需要太过担心。G20峰会上的会谈成果值得谨慎期待，而即使会上没有释放太多有利因素，当前季节性的用油消费支撑正在显现。11月-12月是美国原油消费量最多的月份之一，基本与7月-8月相当。美国冬季偏冷时的油品消费量会更强，因为汽油驾驶需求不会受太大影响，而取暖发电需求会有较大增长。今年11月美国气候并未如预期那样进入暖冬，反而低于长期平均气温，目前对12月的气温预估基本与长期平均气温相当，因此此前部分市场预期冬季消费疲弱的观点就此落空。

我们看到在过去数周，美国炼厂检修季结束以后，开工率迅速回升，到11月下旬炼厂设备产能利用率已超出历史平均水平3%，显示炼厂对未来数月原油需求的预估相当乐观。这种判断可能是基于成品油库存还处在较低水平。（图表15、图表16）

2018年美国原油产出较2017年增长了约140万桶/日，我们预估2019年仍然可以保持不错的增长势头，但速度将弱于2018年，预计增量为120万桶/日。

至于更长期间2020年及以后的美国供给增长很难给予确切定量预估，因为其增量主要来自页岩油区域，而页岩油区域的供给状况与油价高度相关。（图表17）

页岩油产量的增速一般滞后于油价走势2-3个季度——油价波动影响到资金开支、新增钻井需要1-2个季度，新增钻井影响到页岩油产量也需要1-2个季度。如果油价持续在当前低位，页岩油产量同比增速很可能在2019年3月-7月间大幅回落，环比增长的数据很可能2019年一季度即停滞。（图表18）

较之OPEC或世界其他区域的传统油田，页岩油产区的特点在于：

1、 中型私营经济更繁荣，而非巨型国家石油巨头在掌控生产——这就决定了页岩油经营更灵活，根据市场变化调整产量更为频繁。加上美国金融环境发达，页岩油企业都能熟练使用套期保值工具，因此价格对经营的传导机制有时需要具体个案分析。

2、 页岩油井的技术特点决定其产量释放快、枯竭快（一般开井后一个季度产量剧增至巅峰，1.5-2年后产量大幅衰减）。加之上述所说的企业经营灵活，经常会有完井而不开井的油井存在，作为储备供给，等待油价高时集中释放。

3、 页岩油储量充足，近些年产量主要受技术进步影响，成本中枢不断下行。按EIA根据目前技术和资源储备推测，页岩油成本下行、产量上行的趋势约可持续至2025年。

4、 页岩油产区集中于美国内陆地区，但炼厂分布不足，因此管道运输是必然的运输选择；但由于页岩油产量突破/衰减很快，管道建设往往跟不上实际变化，导致部分产区或集散地现货淤积，跨区域价差波动较大。（图表19）

这些特质决定了页岩油产业的一些核心市场表现。

由于上述页岩油产业特点，产业发展过程中极度看重成本收益平衡，因此作为低成本区间产区的产量会释放很快。在近三年的时间Permian（国内译为二叠纪）以其较低的成本，形成了一个明星产区（图表20），但也遭受了管道运力的掣肘，导致内陆价差（以Midland Spot价格与WTI基准价做比较）走宽。Midland作为临近Permian产区的现货集散地，由于炼化消化能力不足，原油运出又受到管道运力限制，导致2017年四季度以来突破管道运力极限后，当地与WTI基准价及墨西哥湾沿线区域的价差剧烈波动。（图表21）

据EIA预估，到2021年底，Permian区域产量可突破800万桶/日（现在为360余万桶，占全美产量1/3），因此运力不足问题可能会在较长一段时间都困扰市场。到2019年底，随着一批管道集中建成，该地区产量与管道运力的紧张关系有望暂时缓和。虽然每条管道的具体进度不便跟踪，但从价差的远期曲线，我们可以看出2019年下半年期价差逐渐收窄，至2020年初基本达到一个平台期（图表22）。因此预计美国原油产量下一个增速高峰有望发生在2019年四季度-2020年一季度。

而另一个支撑我们判断2019年初美国供给增长减弱的迹象是美国页岩油企业的套保动向。我们在之前梳理美国页岩油企业财报时（详见《莫尼塔研究--美国油气公司运营情况追踪系列》）发现，2018年页岩油企业普遍增加了套保比例，而对2019年的套保覆盖面要小很多，因为一般企业对长周期的价格套保都会比较谨慎。所以说，2018年油价下行可能对页岩油企业的干扰并不是很大，但页岩油企业2019年的价格风险暴露要大很多，即价格下行时减产的迫切性大幅提高。（图表23）

综上，我们认为当前低价将使页岩油产量增长趋势在2019年一季度终结，直到2019年末随着管理建设而再度释放；长期趋势，页岩油成本中枢下行和产量上行还可延续数年。