2021年原油市场展望——2021年油价区间震荡为主

2020年原油波动剧烈，全年走势年初大幅下行后，逐步稳定回升。分季度来看，一季度先后受到疫情、OPEC+会议破裂影响，油价大幅暴跌，一季度布伦特原油下挫52%，WTI原油大幅下挫59%，油价重回20美金一线。一季度原油大幅下挫的原因主要有三点，OPEC+谈判破裂、疫情爆发影响需求、避险情绪施压油价。具体来看，OPEC+方面，俄罗斯拒绝在现有210万桶/天减产基础上，继续减产150万桶/天；沙特立刻决定4月起原油产量上调至1000万桶/天；沙特宣布4月份卖给亚洲的原油定价下调4-6美元/桶，卖给美国的原油定价下调7美元/桶，卖给西北欧的原油定价下调8美元/桶，在沙特调高产量的同时，调低销售价格，直接使得布伦特原油大幅低开32%；疫情影响方面，航空、船运、汽柴油等需求终端一季度受到显著影响，多国航班停飞，中国春节期间交通限制均对需求端有较大抑制，同时由于疫情影响，全球市场避险情绪推升，多国股市等风险资产受疫情、原油的影响，出现技术性熊市，促使风险资产进一步被抛售。二季度油价展开大幅反弹，布伦特涨幅逾50%，一方面是前四个月受到疫情、增产、价格战及恐慌心理影响，油价有所超跌；第二是减产协议开始执行确实对供应端起到缓解；第三是需求出现超预期增长，各国逐步重启经济活动改善需求端。三季度油价呈现高位震荡态势，整体基本面较二季度有所宽松，OPEC+进入770万桶/天的第二阶段减产计划(较第一阶段970万桶/天下降200万桶/天)，对应OPEC+减产量出现下降(减产协议中已有约定)，而美国方面钻井平台数量出现抬头，产量可能重新企稳增长，需求端又有较大的不确定因素，主要来自于美国疫情仍然有不确定性，经济活动无法正常展开，往年此时正处于美国一年的需求旺季，因此三季度油价高位震荡运行，季线收十字星。四季度油价重拾上涨趋势，但波动剧烈。10月美国墨西哥湾面临多次飓风影响。使得美国墨西哥湾近海油气田石油生产和天然气产量部分被关闭，挪威石油工人罢工导致北海油田油气产量下降8%。宏观层面，由于11月进行美国大选，油价在10月底及11月初剧烈波动，美国大选靴子落地后，油价重拾上涨。BRT-WTI价差方面，一季度由于美油回落幅度较大，价差扩大至6美金，但随着宏观及基本面逐步稳定，价差稳定在2-3美元一线震荡运行。。

我们认为2021年原油价格将呈现区间震荡格局，较难出现趋势行情。一季度受到OPEC+减产制约，中国需求有望在一季度实现跨越式增长，一季度易涨难跌，预计上半年油价将保持偏强震荡格局；三四季度将取决于OPEC+年中会议、非OPEC国家增产及出口情况以及全球疫情是否可以得到控制，经济重新复苏带动需求回升情况。对于2021年，我们认为基本面矛盾集中在需求端是否可以实现重新增长，而供应端需要重点关注OPEC+减产协议的延续情况及美国产量问题。

一、供应将成价格重要指引

1、OPEC+继续减产，关注供需缺口

OPEC+在2020年达成两次重要减产协议，对2021年产量具有重要指引作用。根据OPEC+4月第十次会议达成的减产协议，自2020年5月1日起进行为期两个月的首轮减产，至6月30日结束减产额度为970万桶/天吗，自2020年7月起减产770万桶/天至12月31日，自2021年1月起减产580万桶/天至2022年4月；同时除减产协议外，沙特宣布5月起将减产至850万桶/天，沙特4月产量为1230万桶/天；俄罗斯将比照沙特进行同比例减产，而出口方面，沙特、阿联酋和科威特三国将额外削减原油出口量200万桶/天，协议有效期至2022年底。而2020年OPEC+第12次会议中，OPEC+决定小幅更改减产幅度，根据决议，自2021年1月开始，OPEC+决定从现有770万桶/天的减产幅度，下调50万桶/天至720万桶/天，同时会议还指出，OPEC+将根据后续实际产量情况调整减产幅度，或继续下调减产量。

12月的OPEC+会议带来两个信息，第一减产幅度下降了，产量变相增加了50万桶/天，同时后续仍可能继续增加，这表明了OPEC+对于当前原油产量情况有较大的把握及把控，同时根据减产执行率来看，OPEC+的履约能力很强，根据欧佩克最10月份月报数据，2020年10月份，OPEC总产量为2439万桶/天，减产执行率在101%，而包括沙特、阿联酋、科威特在内的OPEC产油国甚至超额减产，减产意愿非常强；第二是此次会议没有明确减产协议到期时间，而是阐述了每个月都会召开会议进行评估，以决定后续减产协议时间及内容。从市场的反馈而言，较为积极，OPEC+宣布减产协议后市场上涨。虽然是变相增产，但较于2020年4月会议的减产协议而言，减产幅度仍然维持较高水平(2020年4月协议规定，2021年开始减产幅度下降至580万桶/天)，同时市场供应端出现缺口，根据卓创整理EIA数据情况看，自2020年6月份开始就出现供需缺口，供应缺失量为6月份178万桶/天、7月份320万桶/天、8月份265万桶/天、9月份327万桶/天。10月份342万桶/天，供需缺口仍然较大，即使2021年1月起变相增产50万桶/天，但供应缺口仍有162万桶/天(卓创预估)。

2、减产协议严格执行，符合各方利益

对于OPEC+的减产协议的执行情况，我们关注两个方面，一个是减产的实际量，一个是减产的时间期限。OPEC+达成970万桶/天、770万桶/天、720万桶/天的减产，但全球库存(包括海上浮仓)均面临较大压力风险，因此减产执行率对全球供应端来说是非常重要的指标；虽然从10月的产量数据看，OPEC+减产执行率在101%，同时以沙特、阿联酋及科威特为代表的OPEC产油国甚至超额减产，但随着油价突破50美元以及美国的产量复苏，2021年减产执行率是否可以维持是我们需要重点关注。同时，我们也需要关注减产到期时间，而减产协议何时到期将由OPEC+会议每月讨论，其中原油供需是很重要的考量因素，而美国产量是不能忽视的变数。

沙特为主的产油国严格执行减产，低油价不符合产油国各国自身利益。从实际情况看，各国严格减产，而目前较大的不确定性在于美国产量

。

我们认为，沙特为主的产油国严格执行减产，无论从政治层面考量还是基本面考量，目前低油价不符合产油国各国自身利益，因此减产协议将被严格执行。从产油国政治层面考量，沙特内部政权更跌，油价长期保持低位将拖累财政收支，影响内部稳定，不利于萨勒曼政权巩固；俄罗斯财政盈亏平衡点略低于中东产油国，但40美金下方油价仍然拖累高度依赖能源出口的俄罗斯。从基本面考量，沙特及俄罗斯底牌已现。沙特及俄罗斯剩余产能只有100万桶/天及50万桶/天左右，加上其他产油国，剩余产能在300万桶/天左右，满负荷生产，只能继续提供300万桶/天的增量。

沙特不存在扩产动机，将继续严格执行减产协议。首先是沙特剩余产能有限。沙特目前剩余产能约为100-150万桶/天。而剩余产能普遍被认为是仍然可以增产的空间。据国际能源信息署此前预计，全球在短时间内能够增长的闲置产能仅有110万桶/天，若按照在几个月中提升产能来推算，全球闲置产能约有340万桶/日，其中有60%都在沙特，其余来自阿联酋、科威特、伊拉克和俄罗斯。而沙特遇袭后，沙特迅速恢复产量，一部分是调节了库存，另一部分就是启用了闲置产能。有效的剩余产能转化为实际产能，使得包括沙特在内的OPEC国家调解市场供应能力变弱。因此沙特直接调低价格，意在直接在价格战中获得反馈。若采取长期增产方式，对沙特不利，包括俄罗斯及OPEC其他产油国在内，均有增产空间，会使得沙特丢失现有市场份额。其次，沙特国内财政收支大幅依赖于原油价格，根据德意志银行预测，15年俄罗斯的平衡点落在90美元/桶，2020年为42.4美金/桶，而沙特盈亏平衡点略高于俄罗斯。因此，在制定及执行减产协议时，沙特均较为主动，从目前运行实际情况看，沙特在产油国中，身体力行进行减产和降低出口。

对俄罗斯而言，长期低油价也于俄罗斯不利。根据挪威雷斯塔能源公司(Rystad Energy)的UCube数据库，2020年俄罗财政平衡点所需要的原油价格为42.4美金/桶，俄罗斯财政收入将近一半来源于能源收入。根据俄罗斯央行公布，当乌拉尔原油低于25美元/桶，将出售外汇。虽然俄罗斯与中国签订的原油合同为长协活约，但长期低油价，对于俄罗斯而言，将造成实质损失。2013年中俄双方政府深化合作，签订了《中俄石油贸易协议》，时间长达25年。根据协议，俄罗斯将连续25年向中国增加供应3.6亿吨原油，每年石油供应量大约不到1500万吨，合同内的总金额高达2700亿美元。对于协议中合同价格，均为长协活跃，即长期贸易、浮动定价，实际结算是按约定周期(三个月或半年)的国际原油期货(北海布伦特价位为基准)平均价格，外加升贴水计算。因此，若油价在三个月仍然保持低位，按30美元/桶均价计算，对俄罗斯造成的单季度损失为8.25亿美金(按协议估算)至36.45亿美金(按2019年从俄罗斯进口量估算)。

减产的重要基础仍然是库存。OPEC+仍然非常重视全球库存及消费情况。此次决议继续减产乃至深化减产幅度，是在回顾了2020年全球库存及消费后，由各国协商博弈得出。OPEC+各国最初减产的依据就是各国产量供给远超消费增速，使得库存无法有效去化，维持五年均值高位，才积极推动减产，以求约束供给，使库存回落五年均值。OPEC月报显示，经合组织9月商业原油库存录得增长，9月增加1000万桶，连续五个月增长，至29.37亿桶，高于5年均值100万桶。原油库存的意外增加，无疑是OPEC+继续其减产计划的动力之一。

我们判断2021年减产协议被严格执行且继续执行概率较大。虽然美国方面钻井平台数量小幅回升，但较2020年初相比，大幅下降，因此产量大幅度攀升可能性很小，对于当前减产协议而言，美国产量若大幅增产及增加出口，OPEC+可能会重新评估减产情况。

同时，我们要关注OPEC剩余产能问题，而剩余产能普遍被认为是仍然可以增产的空间。据国际能源信息署此前预计，全球在短时间内能够增长的闲置产能仅有110万桶/天，若按照在几个月中提升产能来推算，全球闲置产能约有340万桶/日，其中有60%都在沙特，其余来自阿联酋、科威特、伊拉克和俄罗斯。

美国能源信息署预测2021年欧佩克原油日均产量2750万桶，相较对于2020年原油日产量2560万桶预测增加90万桶。预计2021年第一季度欧佩克原油日产量2570万桶，比11月份美国能源信息署报告预测下调了170万桶。11月份欧佩克原油日产量2997万桶，比10月份原油日产量增加85万桶；其中利比亚原油日产量增加70万桶，比9月份原油日产量增加101万桶。

总体而言，此次减产虽然几经波折，但最终能达成一致，对2021年上半年供应面将形成利好，但幅度有限，不宜过分乐观，也不宜盲目悲观。除去各国在减产问题上仍有余地外，还有需要考虑剩余产能及非OPEC国家增产问题。

2、美国产量或重新增长

2021年全球原油供应增加主要来自于以美国、加拿大、巴西、挪威、厄瓜多尔、卡塔尔、圭亚那、阿曼为主的非OPEC国家，产量增量预计为95万桶/天(OPEC对于2020年的非OPEC增量预计为192万桶/天)，而2020年非OPEC的实际产量是下降了243万桶/天(较2019年)。

美国方面，我们需要重点关注其产量，今年上半年钻井平台数量大幅下降，但四季度下降趋势暂缓，出现小幅回升，后续仍有回升的空间。但由于钻井平台绝对数量较年初大幅下降80%，若需要大幅增加产量，钻井平台数量可作为先行指标进行判断。一方面是出口量仍受瓶颈制约，维持在300万桶/天上方的出口量；另一方面低油价对美国页岩油产生较大冲击。从当前美国的数据看，美国活跃钻井平台数量在今年8月14日触底，达到最低172座，美国在线钻探油井数量有九周增加。贝克休斯公布的数据显示，截止11月7日的一周，美国在线钻探油井数量226座，比去年同期减少517座(减少63%)。从出口看美国出口量在300万桶/天附近维持稳定，8月出现明显上升，四季度趋于稳定。根据EIA周度数据，截止11月20日四周，美国原油日均出口量265.2万桶，比去年同期减少7.8%。今年以来美国原油日均出口309.6万桶，比去年同期增加6.2%。从美国产量及出口数据看，美原油产量在10月受到飓风影响，重新出现下降，出口同样受此影响，后续产量恢复后，仍将施压供应端。我们需要关注美国产量的增长态势，若油价回温稳，美国产量持续增长，将刺激OPEC+产油国同盟重新讨论减产协定。

2020年加拿大产量较此前预期相差无几，实际为仍将维持在511万桶/天，但运力瓶颈限制出口。根据OPEC数据，加拿大2021年平均产量在534万桶/天。预计2020年加拿大新增产量主要集中在阿尔伯特省的油砂，但加拿大自身运力遭遇瓶颈，向外输出受到限制。

从以上数据不难得出，2020年全球新增原油供应将主要来自于非OPEC国家。虽然美国产量增速放缓，但高产量无疑将成为新常态。美国是除去OPEC和俄罗斯外，全球最大产油国，2021年中，在供应端的动态博弈中，我们重点就美国产量、钻井平台展开论述。

我们不认为美国产量将继续维持高增长，主要是页岩油产量停滞，但总产量依旧维持高位。美国产量组成是油传统油井和页岩油井组成，传统油井产油量稳定在350万桶/天，而页岩油产油量则通过两方面反应产量，第一是钻井平台数量，包括DUC；第二是页岩油上游的现金流。

美国活跃石油钻井数量方面，2019年较2018年大幅回落，2018年美国石油活跃钻井平台数量一直处于858-869座之间，维持较高水平，美国产量增长与页岩油钻井平台活跃数量保持一致，但2019年来看，钻井平台数量大幅回落，2020年更是由于油价走低，钻井平台数量进一步下跌，根据贝克休斯公布的数据显示，从当前美国的数据看，美国活跃钻井平台数量在今年8月14日触底，达到最低172座，美国在线钻探油井数量有九周增加。贝克休斯公布的数据显示，截止11月7日的一周，美国在线钻探油井数量226座，比去年同期减少517座(减少63%)。根据OPEC统计数据，10月美国DUC(已经建设但未完工)油井3614座，6月高点为4413座，与油价反弹时间吻合。我们可以看到活跃石油钻井数量重新抬头以及DUC的下降，均表明了有效产能处于回升状态，而反馈到产量上，2021年美原油将有增长预期。

页岩油生产商的经营及投资状况也是判断页岩油产量的一个重要标志。先锋资源表示当前已经有页岩油生产公司资产负债表紧张，开支消减，融资困难的情况，多数资方不愿再向中小页岩油商提供融资。而油价55美元被普遍认为是多数中小页岩油生产商的盈亏平衡点，油价低于该价格，页岩油生产商经营生产压力将迫使其停产；油价高于55美金，可以保证正常生产经营活动。虽然我们不认为短期美油产量会大幅增产，但原油价格在65美金以上，对于页岩油生产而言仍然有可观的利润，一旦维持在65美金以上，DUC将会转为活跃钻井平台，促使产量上升，从而抑制油价。IEA预计，美国页岩油产量将在未来十年内升至1900万桶/日，并挤压俄罗斯和欧佩克的市场份额；到2030年，后二者的市场占有率将从2000年代中期的55%下降至47%。

出口量增加一方面是美国出口瓶颈的突破，另一方面也是国内供增需减的基本面下，过剩产量的必然去向。IEA此前预计，美国在10年内成为净出口国，最快在2020年就变成净出口，但从2020年实际情况看，由于全球疫情问题，使得美国原油出口出现下降，但整体原油及原油产品仍然呈现净出口格局。根据OPEC报告，美国原油净进口量在8月、9月、10月分别为213万桶/天、228万桶/天、253万桶/天，而包含原油及原油产品在内的数据显示，美国仍然为净出口格局，8月、9月、10月的原油及原油产品净出口数据分别为103万桶/天、50万桶/天、42万桶/天。净出口数据下降主要是两个原因，第一是包括欧盟在内的OECD国家仍未恢复大规模进口，第二是临近年底中国独立炼厂进口配有限。这两点因素并不会对美国净出口国格局造成长期影响。随着疫苗推出和疫情稳定，OECD国家的需求企稳，同时新一年中国独立炼厂的配额重新生效，仍然将刺激美国加大出口。我们认为美国向净出口国转变意味着两点：

1)美国的供应将冲击全球原油市场，随着中东地缘政治推升运费和保险费，高质量的美油将有一定的出口竞争力。目前OPEC产油国产量在2400万桶/天左右，占全球供应的34%以下，而美国产量目前占到了11%，而OPEC及俄罗斯正在遵守减产协议。因此美国的产量出口量增加对OPEC+产油国在全球市场的份额掌控会有所挑战；

2)对Brent-WTI的影响。虽然两种基准油长期维持布伦特升水，从质量而言，WTI优于Brent，但受制于实际出口量，WTI无法完全作为套利工具使用。一旦出口量大幅增加，意味着两油价差不会再轻易扩大到2018年2019年11美元的水平，使套利行为成为可能。美国原油生产激增将引发国际原油市场的结构变化。

二、全球需求存在一定不确定性

2020年受到疫情影响，全球原油需求出现明显倒退。根据OPEC月报显示，2020年需求缺失量在1070万桶/天，而对应时间内的供应下降仅为540万桶/天。OPEC预估2020年全球原油实际需求在9000万桶/天，对比2019年IEA对2019年全球需求9980万桶/天及2020年需求10088万桶/天的预估，远低于预期，主要原因是疫情影响全球的经济活动和需求。但是在此次的报告中，OPEC重新调整了2021年的需求预期，认为在疫情得到控制的情况下，2021年需求重回增长，特别是汽油消费的增长。整体原油需求预计在9630万桶/天。

我们可以看到，比较OECD及非OECD国家自2017-2022年需求增速，根据OPEC预测，OECD需求增速在2019年触顶，以中国为主的亚洲发展中国家将成为需求主要驱动因素，保持需求高速增长。根据OPEC预计，2021年OECD原油需求增量为259万桶/天，而非OECD国家原油需求增量则达到了331万桶/天，以中国为主的亚洲国家提供了2021年主要的原油需求增量，预计2021年全球石油日均需求达到9589亿桶。

1、中国原油需求仍将保持增长

中国需求方面，预计2021年仍将保持增长。根据OPEC预估，中国已经逐步从疫情对需求的影响中恢复，虽然2020年由于疫情对于一季度的原油需求有较大影响，特别是交通运输方面。交通运输(包括飞行器、汽车等)对原油和成品油等的消耗，仍然是需求端较大的影响因素。从二季度和三季度的汽车销售增长看，2021年的需求仍然是呈现增长。二季度乘用车销售同比增长9.3%，三季度乘用车销售进一步增长至13.8%，乘用车销售增长也意味着实际需求端的复苏，因此2021年，中国原油端需求将会呈现增长，主要原因疫情得到控制后，经济活动复苏，根据OPEC预计，中国2021年GDP仍然保持6.9%的增长水平，居民经济活动包括旅行及对乘用车的需求。而OPEC预计的需求高点则出现在2021年春节所在的一季度，符合大众出行习惯。

中国目前炼油能力增强、地炼进口配额增加和国内产量下降三方面因素都将刺激中国原油进口量继续保持增长。2020年中国全年进口量按今年增速预估仍将超过5亿吨。根据EIA预估，到2023年，中国的原油净进口量将上升到1000万桶/天。而美国随着国内供应增加，到2023年的原油净进口量将为约500万桶/天。

目前中国的总炼油能力已经跃居全球第二，仅次于美国，占全球炼油能力的16%。根据中石油经济研究院统计，当前独立炼厂的新增炼油能力占全国增量的比例将高达69.4%，独立炼厂总能力占比将升至33%，2020年这一比例将达到36%。2022年，中国尚有约2.01亿吨/年的扩建及筹建计划，若全部投用，中国一次加工能力将超过10.16亿吨/年。

加工能力持续增长也将带动中国进口量的持续增长。根据EIA预估，到2023年，中国的原油净进口量将上升到1000万桶/天。而美国随着国内供应增加，到2023年的原油净进口量将为约500万桶/天而从进口结构看，沙特进口量仍位居第一位。进口来源区域依然主要集中在中东、欧洲、非洲、南美地区，其中中国自中东地区进口的原油量占比全部进口量的47%。

伴随中国需求恢复，中国原油进口量亦在今年9月创下有记录以来的第三高位，而前两个进口高位的月份是今年6月和7月。低油价使得炼厂加大进口及加工量，特别是地炼进口量大幅攀升，非国营贸易进口配额增加且提前下放。据商务部消息，2021年原油非国营贸易进口允许量为24300万吨，环比增加4100万吨或20.3%。2020年为20200万吨、2019年为20200万吨、2018年为14242万吨。据卓创资讯了解，2020年底投产的民营炼油项目为浙石化二期2000万吨/年、2021年投产的民营炼油项目为连云港盛虹1600万吨/年。2020年前两批次下放配额分别为10383万吨、5388万吨，累计15771万吨，2020年原油非国营贸易配额已经分三批次下放，共累计下放18455万吨。10月中国原油进口结构并未出现较大变化，从地炼加紧进口原油以及进口配额提前下放来看，一方面是由于国内地板价设置，使得炼厂的盈利空间放大，另一方面也从侧面表现了炼厂亦不认为原油会长期处于低位。

目前中国已经成为全球第一大原油进口国，原油进口依存度高达72%。据中国海关数据统计，2004年至2016年，我国原油进口量从1.23亿吨上升至3.81亿吨，年均增长9.87%，2017年中国原油进口量4.2亿吨，2018年进口量为4.6亿吨，预计今年总进口量可达5亿吨。我们认为，中国目前炼油能力增强、地炼进口配额增加和国内产量下降三方面因素都将刺激中国原油进口量继续保持增长。2020年中国全年进口量按今年增速预估仍将超过5亿吨。根据EIA预估，到2023年，中国的原油净进口量将上升到1000万桶/天。而美国随着国内供应增加，到2023年的原油净进口量将为约500万桶/天。

目前中国的总炼油能力已经跃居全球第二，仅次于美国，占全球炼油能力的16%。根据中石油经济研究院统计，2018年炼油能力将继续增长。新增炼油能力3600万吨，总能力达到8.08亿吨。能力增长将以民营为主，2018年独立炼厂的新增炼油能力占全国增量的比例将高达69.4%，独立炼厂总能力占比将升至33%，2020年这一比例将达到36%。2022年，中国尚有约2.01亿吨/年的扩建及筹建计划，若全部投用，中国一次加工能力将超过10.16亿吨/年。

地炼检修呈现季节性，根据地炼往年惯例，一般检修季集中在二季度及三季度，而地炼常规检修则会影响终端成品油需求。地炼的常规检修也会根据当年炼厂利润、气温等进行调整。2020年由于年初原油暴跌以及疫情影响，炼厂利润由于今年油价低位，迅速走高，最高利润触及800元/吨上方，与之对应的则是炼厂常减压开工负荷的快速走高以及阶段性维持高位。

我们对中国原油需求增长始终保持信心，将成为2021年原油需求端一大亮点。石油表观需求方面，我们预计，随着中国炼油能力将继续增长，2020年独立炼厂总能力占比将升至36%。中国炼油能力逐步增强，2021年中国保持当前高进口高需求的现状。目前炼油能力增强、战略库存储备需求、国内产量下降以及油价相对低位多方面因素都将刺激中国原油进口量继续保持增长。

三、去库存仍将继续

由于今年疫情影响需求，OECD商业库存重回五年高位，2021年去库存仍是市场关注重点。2019年OPEC整体减产执行情况表现较好，OECD原油库存已下降至5年均值水平一线。但2020年由于年初OPEC+产油国谈判破裂出现增产，以及今年疫情影响需求，使得库存重回五年高位。根据OPEC报告，OECD 9月商业原油库存为31.79亿桶，高于5年均值2.119亿桶，而2019年同期仅高于五年均值2820万桶；根据IEA月报，10月份经合组织原油库存减少5530万桶至31.29亿桶，比5年均值水平高出1.83亿桶。10月全美商业原油库存为4.468亿桶，较2018年高1300万桶，高于5年均值840万桶。这可能进一步引发市场对供应过剩加剧的担忧。原油库存的意外增加，无疑将促使OPEC+继续其减产计划或维持在较高的减产量以降低库存。

虽然当前全球需求逐步复苏，但是由于前期需求低迷，使得全球范围内库存积压，OECD商业库存在五年均值上方，高库存限制了原油的上行幅度。根据OPEC最新月报显示，OPEC下调2021年全球原油需求预期至9684万桶/天，而OPEC对2020年需求预期为9029万桶/天，需求增量更是从8月的700万桶/天下降至654万桶/天。库存堆积主要原因仍然在于前期需求低迷，亚洲、欧美等多数航班停飞导致航煤需求下降，对原油需求造成巨大的缺失，而原油消费端三分之二来自于交通运输方面。

由于需求弱于去年同期，而疫情也使得传统旺季不旺，库存逐步积压，对油价形成压力，高库存不仅存在于美国，整体OECD均面临累库风险。根据卓创援引美国能源信息署数据显示，截止11月20日当周，美国原油库存量4.88721亿桶，比前一周下降75万桶；美国汽油库存总量2.30147亿桶，比前一周增长218万桶；馏分油库存量为1.42632亿桶，比前一周下降144万桶。原油库存比去年同期高8.1%；比过去五年同期高6%；汽油库存比去年同期高1.8%；比过去五年同期高4%；馏份油库存比去年同期高22.5%，比过去五年同期高8%。

我们需要注意，如果OECD库存降至五年均值，那么OPEC+继续减产的动机将会消失，但是根据能源研究公司Rystad Energy:若欧佩克将减产协议延长至2020年，则可能平衡明年的油市。要实现油市平衡，需要“全球经济避免急剧下降，且原油需求恢复至高于常态增速(100-120万桶/日)”。

四、中东问题的后续影响

从今年实际情况看，中东问题的地缘溢价仍然存在，但表现形式更为理性。从情绪层面转为实际的供应出口问题，再细化到运费保险费。我们在年初就看到了运费上涨拉开内外盘价差的情况。

当前伊朗问题已不是简单的制裁问题或是单一的出口问题，而是更为复杂的地缘政治问题。霍尔木兹海峡占全球三分之一的原油海运。伊朗一直在威胁要关闭霍尔木兹海峡，该海峡承担全球运输量为1300万桶/天(目前OPEC产量是3000万桶/天)。

该地区地缘冲突直接影响船运费及保费，也间接推高油价成本：一方面运费上升，航经波斯湾地区的油轮战争保险费率上涨了近10倍，数据显示，今年3月10日中东到中国TCE收报于70,188美元/天，日环比上涨81%，年同比上涨92%；另一方面保险费上升，保险费率从万分之2.5升至到千分之2.5。若地缘政治继续发酵，将在油费成本中体现，推高全球原油。

在年初行情中，内外盘出现多次INE上涨，WTI及Brent下跌的行情，价差拉开。究其原因，主要是VLCC运费推升至30年高位，使得原油到岸货值出现较离岸货值出现跃升，部分运费甚至出现翻倍价格。若运费持续高位或进一步提升，下游采货积极性势必将放缓，目前亚洲炼厂利润普遍较低，高运费将阻碍炼厂生产积极性。

五、总结与风险提示

我们认为2021年原油价格将呈现区间震荡格局，较难出现趋势行情。一季度受到OPEC+减产制约，中国需求有望在一季度实现跨越式增长，一季度易涨难跌，预计上半年油价将保持偏强震荡格局；三四季度将取决于OPEC+年中会议、非OPEC国家增产及出口情况以及全球疫情是否可以得到控制，经济重新复苏带动需求回升情况。对于2021年，我们认为基本面矛盾集中在需求端是否可以实现重新增长以及高库存是否能得到有效去库，而供应端需要重点关注OPEC+减产协议的延续情况及美国产量问题，若需求无法改善，高库存将施压油价下行。

在风险方面，虽然美国大选尘埃落定，但新任总统上台后，对于中东地区政策仍有不确定因素，投资者仍需谨慎对待。

（文章来源：中期期货）