1  2H20原油市场回顾——需求前景预期主导市场

经历了波澜壮阔的上半年，原油市场在2020下半年表现相对较平淡。全球原油市场从价格战和需求崩塌中艰难复苏，油价在二季度走出深“V”走势后，市场快速消化了欧美第一波疫情解封后的需求改善预期，下半年波动区间明显收窄。7月至9月初欧美需求恢复逐渐趋缓并陷入停滞，Brent油价在40-45美元/桶缓慢爬升。进入9月后，北半球夏季消费高峰结束，需求恢复显露出瓶颈，同时欧美疫情开始出现回升的苗头，市场对需求前景预期由乐观转向担忧第二波疫情冲击，油价波动区间下移。11月初辉瑞和BioNTech率先公布了联合研发新冠疫苗临床三期试验结果，显示出非常高的有效性，油价由此开启涨势，交易逻辑由交易二次疫情冲击切换至交易疫苗普及带来的需求改善预期，此后疫苗预期不断强化，市场信心得到明显恢复，Brent油价回升至50美元/桶关口，基本收复了3月初OPEC+会议以来的跌幅。

2  需求恢复趋势将持续，疫苗影响恢复节奏

2.1、秋冬季二次疫情高峰对需求冲击较温和

全球原油需求从4月份“Lockdown”形成的低点逐步恢复，但2020年前三个季度全球范围内只有中国需求基本与去年同期持平，其余地区有平均近10%的降幅，IEA预计2020年全球原油需求较2019年的降幅将达到创纪录的880万桶/天。

各主要消费体恢复的情况存在较大分化，美国和欧洲成品油消费在7-9月间始终徘徊在疫情前90%左右的水平，呈现出较大的恢复瓶颈，进入四季度，第二波疫情在欧美“如约而至”，欧洲主要经济体自10月末起先后宣布二次封城，再度打击了本就面临恢复瓶颈的需求端，四季度受到第二波疫情高峰和季节性因素影响，出现趋弱的势头。

从数据表现来看，欧美第二波疫情的需求冲击弱于第一波，以英国为例，第一轮封锁从3月23号开始实施，主要的道路燃料柴油消费在4月中旬附近跌至最低点，仅为疫情前均值的32%左右。5月10日英国首相宣布逐步解封，柴油消费因此恢复，在9月下旬附近恢复到疫情前均值的约92%左右。11月5日英国开始新一轮限制措施，柴油消费回落至疫情前的78%左右水平，随着防疫初现成效，英法政府在12月逐步放松限制，汽柴油消费迅速恢复至封锁前的水平，相当于疫情前90%左右的水平。美国秋冬季以来疫情状况持续恶化，但政府没有采取大规模的强制性封锁，各别州的防疫措施有所升级，10月份以来，特别是汽油消费出现明显的季节性下滑的趋势，至12月初下滑至五年均值的85%左右水平。在疫苗预期下，市场对于疫情造成的短暂需求冲击担忧已明显缓和，由交易疲弱需求现实转向交易需求改善预期。我们认为在疫情状况可能仍然比较严峻的2021年一季度，主要疫苗预期不出现重大偏差，二次疫情对油价的利空影响也将因疫苗而被淡化。

2.2、中国继续发挥需求增长稳定剂作用，但投机需求预计回落

新兴经济体中，中国在疫情后迅速恢复对市场再平衡起到重要作用，印度需求在三季度遭遇疫情和季风洪水的冲击，虽然四季度疫情状况并没有得到有效缓解，但政府推动重启经济使得需求在10月出现强劲的回升。

根据中国发改委数据，2020年前三季度中国成品油表观消费量同比下降2.6%，其中，汽油同比增长0.7%，柴油同比增长2%，航煤同比下降35.9%，从趋势来看，自4月份摆脱疫情影响后已持续处于正增长的状态。中国几乎以一己之力撑起疫情期间的全球需求，但2020年二季度的超买在下半年也无法持续。原油进口量增长一方面是新增炼能带来的进口刚需，另一方面则是低油价引发的投机性需求，原油进口量与加工量累计同比增速的缺口扩大表明大量囤油需求的存在。地方炼厂进口配额用尽以及严重的滞港导致下半年开始原油进口量自高位回落，四季度以来，随着地方炼厂新一年配额下发预期临近，以及大炼化新产能试车需要，原油现货市场表现强劲，炼厂偏好的原油升水不断扩大，表明中国的买气回归。未来而言，中国市场将继续作为需求增长的稳定保障，增长将更多来自于炼能扩张的刚需，投机性需求将因原油价格的回升而下降。

2.3、疫苗将成为打破需求恢复瓶颈的关键因素

虽然二次疫情对于需求的冲击小于第一波，但仍然可以看出，在疫情没有得到有效控制的情况下，需求恢复明显存在瓶颈。秋冬季第二波疫情期间，各国政府权衡经济与防疫，对采取强制性的封城措施较为谨慎，但类似于限制公共活动、限制边境流动等措施仍然使得商业活动无法完全恢复，即便是疫情状况较好的地区也是如此。瓶颈一方面出现在道路交通无法完全恢复，特别是欧美市场，道路燃料消费在恢复到疫情前90%后明显面临回升阻力。这很可能与居民减少感染风险而减少非必要出行以及鼓励远程办公，灵活工作日等工作模式的变化有关。以美国为例，美国在四季度二次疫情以来并没有采取任何强制性的封锁措施，但根据美国Kastle门禁系统使用数据来看，商业地产的门禁使用率仅恢复到疫情前的25%，仍然有较高比例的人员没有返回办公场所或降低频率。另一方面航空需求仍然极大受限，消费仅为疫情前的50%左右。从海外疫情的状况来看，在有效疫苗缺失的情况下恢复航空需求的可能性较低，因此市场对于新冠疫苗寄予厚望。 

新冠疫苗已被预期为消灭疫情的“灵丹妙药”，尽管从人类历史来看，单纯依靠疫苗消灭疫情的先例少之又少。2020年12月初，英国和美国已批准Pfizer-BioNtech疫苗紧急使用，欧美市场第一批疫苗在年底投入使用。发达国家在疫苗处于研发阶段时已经“储备”了一定数量的疫苗，美国、英国和欧盟分别确保8亿、3.5亿和14亿支疫苗，相当于人均2.4支、5.3支和3支，发展中国家例如印度等人均疫苗“储备”则非常有限，尽管从调查来看，发展中国家的疫苗接种意愿普遍远高于美国等发达国家。受限于产能，即便目前候选疫苗进展顺利，距离大规模推广尚需时日。美国CDC官员预计2021年上半年美国疫苗的供应仅足够医护人员和高危人群的接种，普通大众的接种需要等到至少二季度末或下半年。市场对于疫苗的乐观预期已经提前反应到油价的持续上涨中，但疫苗的有效性以及对于提振需求的真实影响均需要时间验证，在此之前，市场将处于预期与现实不断验证的阶段，在疫苗有效性得到进一步确认前，油价的涨势可能放缓，但若疫苗的普及能够帮助控制疫情，需求恢复无疑将加快。

2.4、原油加工量存在较大回升空间，利润修复是关键

2020年前10个月全球主要炼油中心原油加工量同比下降469.1万桶/天，分地区来看，仅有中国同比增长，这依赖于中国从新冠疫情中迅速恢复以及新炼能投产带来的刚性需求。欧美地区由于高库存和低利润的压制，原油加工量始终大幅低于往年同期。下半年以来，终端需求恢复节奏分化，汽油消费回升较强劲，汽油库存率先开始去化，但中间馏分受到航煤的拖累库存消化困难。美国炼厂因此大幅上调汽油与中间馏分油的产出比，以最大化生产汽油的模式缓解中间馏分油累库压力，取得一定成效。依靠炼厂低开工率以及多汽少柴的生产比例调节，二季度积压的成品油库存得以去化，美国汽柴油库存降至过去5年均值附近，但欧洲柴油库存仍然偏高。随着中间馏分库存趋于合理，柴油裂解价差回升，有助于炼厂提升整体开工率。印度石油公司表示旗下所有炼厂在11月已经达到满负荷运行。如果有效疫苗的推广使国际航空客运和其他正常业务活动得以恢复，那么对原油加工量的提振也会非常大。

2020年持续的低利润以及疫情引发的需求冲击进一步暴露了全球炼能的过剩局面，全球宣布永久关闭或计划长期关停的炼能达到105万桶/天，主要集中在欧洲和美国。另外还有超过100万桶/天的炼厂将转型成为生物燃料工厂，造成这一局面也与能源巨头加快从油气供应商向综合型能源商转型有关，逐步剥离低盈利的炼化项目。未来全球炼能的扩张仍将集中在中国和中东，浙石化二期已于2020年11月投料试车其中一半产能，而盛虹石化计划在2021年年底投产，中国炼能将在未来几年持续增长。中东地区科威特和沙特的两个大型炼化项目可能在2021年投产，合计产能102万桶/天，全球范围来看，过剩仍将持续。

3  OPEC+供应料将回升，联盟不稳定性日趋上升

3.1、OPEC+艰难达成折中方案，避免联盟破裂

OPEC+自2020年5月起开始实施史上最大幅度的减产协议，从8月起减产协议进入到第二阶段，OPEC+整体减产规模由第一阶段的970万桶/天放松至770万桶/天，第一阶段超产的国家同时实施补偿减产，主要涉及伊拉克和阿联酋等。从产量调查数据来看，截止11月底补偿减产并没有兑现，伊拉克确实受制于沙特的压力产量略低于配额，俄罗斯超产则略有增加。2020全年来看，OPEC+俄罗斯产量同比下降约500万桶/天。

2020年OPEC+的每一次会议都不缺故事，11月底年度会议前，市场预期OPEC+将延长第二阶段减产配额至一季度末以平衡利比亚供应恢复和欧美第二波疫情造成的需求下滑，但阿联酋、伊拉克和尼日利亚先后对减产政策表达不满。沙特与阿联酋的分歧多少让市场感到意外，毕竟两国历来是坚定的盟友。媒体报道阿联酋对其他国家超产但没有进行补偿减产表示不满，并私下表示考虑退出OPEC，伊拉克和尼日利亚则呼吁联盟考虑各成员国经济现状调整减产规模。这几个国家都曾在过去几个月受到来自于沙特的施压要求补偿5-7月的超产。最终，会议在延期的情况下达成折中方案，在2021年1月增产50万桶/天，并将补偿减产期限延长至2021年3月底。成员国将在2021年1月起每月召开OPEC+部长级会议，以评估市场状况，并决定下个月产量调整，每月调整不超过50万桶/天。由于OPEC+在2020年4月12日制度的减产计划（Declaration of Cooperation）第三阶段为2021年1月至2022年4月执行570万桶/天的减产规模，较第二阶段增产200万桶/天，因此如果按照2021年1月起每个月50万桶/天增产，将在4月起增产至上限，并执行至到期。尽管最终结果与市场预期略有差异，不过仍然尽力避免出现产量调整造成2021年一季度累库的方案。OPEC内部文件表明，如果按原计划实施第三阶段减产，则全球原油库存将在一季度增加20万桶/天，如果推迟一个季度执行，则一季度全球库存可能下降170万桶/天，如果从1月起每月增产50万桶/天，则去库幅度可能约70万桶/天。

3.2、OPEC+闲置产能是供应端潜在风险

我们认为年度会议的结果充分表明，成员国之间的分歧会随着减产的进行而逐渐暴露，特别是在油价持续上涨会增加减产联盟的不稳定性，并降低未来减产执行率，历史经验亦如此。但OPEC+也不会冒险逆市退出减产协议，年度会议上各方最终妥协已经表明OPEC+不愿再重复2020年3月由于减产协议破裂而导致油价暴跌的前车之鉴。鉴于OPEC+采取灵活调整的机制，我们认为未来OPEC+将不会在市场已经出现实质改善的情况下还维持大规模减产，一方面不符合产油国利益，另一方面也可能使得OPEC+内部的矛盾无法调和，不过产量政策调整仍然可能滞后于需求改善和油价的反弹。2021年上半年OPEC+还不需要过度的顾虑页岩油供应大幅回归市场，简单测算产量与油价对产油国石油收入的影响可以发现，选择顺应市场维持油价不大幅下跌仍然有利于产油国增加石油收入，我们认为2021年一季度OPEC+仍有望维持极高的减产执行率，但达到570万桶/天第三阶段减产后，减产执行率将下降。

由于2020年大幅度的减产以及制裁，OPEC+形成了大量闲置产能，按2021年原570万桶/天的减产规模与2017年产量峰值对比，闲置产能高达770万桶/天（不含伊朗、委内瑞拉、利比亚），意味着OPEC+存在着巨大的产量调整空间，足够满足预期2021年需求增长的幅度，这可能成为制约油价涨幅的因素之一。伊朗与委内瑞拉的供应则仍然受美国制裁政策的影响，委内瑞拉供应即便解除制裁也将受限于上游投资不足。伊朗的供应将是供应端长期潜在的风险点之一。美国当选总统拜登上任后可能会试图推动重新与伊朗建立关系，长期来看会导致伊朗供应回归，但在2021年兑现的可能性仍然比较小。美伊关系在多位伊朗重要人物被刺杀后处于紧张状态，即便拜登政府推动新伊核协议的谈判，原油出口也可能是重要的谈判筹码，重新谈判需要花费很长的时间。

4  页岩油供应恢复滞后，依赖于高油价提升行业资本开支

4.1、页岩油新钻井活动仍然维持在较低水平

美国原油产量在2019年11月达到峰值1286万桶/天，此后呈现回落趋势，叠加新冠疫情和油价暴跌造成全球性的减产，2020年5月美国原油产量降至低点1000万桶/天。随着油价回升，因经济性关停的油井陆续重启导致产量在6-7月间回升，但8月至11月间美国墨西哥湾地区接连遭遇飓风，对供应造成一定干扰，与此同时，由于新钻井活动仍然维持在较低水平，不足以维持产量持续回升，页岩油产量自9月起再度转入下行的趋势中，预计2020全年美国原油产量约1135万桶/天，同比下滑约90万桶/天。

压裂设备数量和钻机数量先后在5月下旬和8月中旬触底回升，但幅度仍不显著，截止11月末钻机数量较3月的峰值仍下降64%，压裂设备降幅约58%。完井活动的恢复主要集中在成本较低的Permian地区，其他地区回升幅度明显滞后。由于资本开支被大幅削减，生产商选择消化DUC库存维持产量，压裂活动的复苏很大程度上归功于大量的DUC库存，Permian地区截止10月末仍然有3,565个DUC。Dallas联储三季度调查显示生产商预期WTI到达46-50美元/桶区间后将完井速度将显著回升，11月以来油价持续回升有助于完井数量增加，但即便如此距离2020年一季度的峰值仍有较大差距。DUC能够缓冲在新钻井活动较低的情况下产量下滑程度，但不足以完全扭转供应下滑的趋势，页岩井在第一年的产量衰减就能达到60%。如果按照2020年一季度较高的完井速度静态测算，Permian地区DUC库存足够消化8个月左右，在此期间如果新钻井速度没有显著恢复，那么页岩油产出将面临显著下滑风险。根据调查，新钻井大幅增加需要WTI回升至50美元/桶以上。

4.2、束缚页岩油供应回升的关键是资本开支的欠缺

低油价和新冠疫情使得页岩油行业经历前所未有的危机，2020年前三个季度无论是独立页岩油企业还是石油巨头均净利润均为负，特别是石油巨头持续亏损在上一轮熊市中都不曾出现。为了维持现金流，生产商不得不大幅削减资本开支，2020年前三个季度，独立页岩油商和石油巨头资本开支分别同比下滑42.5%和23.6%。2020年虽然E&P破产数量比2016年大幅下降，但破产负债规模已经接近2016年水平。申请破产虽然不意味着这部分页岩油产能退出市场，但已经申请破产保护的E&P企业在完成债务重组之前，绝大多数都无法很快恢复到正常的资本支出和钻探活动水平，而债务重组通常需要大约6至12个月的时间，因此也将在一定程度上抑制2021年的资本开支。

当前，束缚页岩油供应回升的关键是资本开支的欠缺。上两轮页岩油的蓬勃兴起都离不开资本的支持，2010-2014年低廉的融资成本使得生产商能够大幅负债扩张，在上一轮2014-2016年低油价环境中，开采成本被大幅压缩，石油巨头率先从熊市中恢复，依靠集中在“Sweet Spot”区域开采，技术进步和产出效率的提升，页岩油产量在2017-2019年间实现翻倍的增长。目前开采成本虽仍有下滑但空间已经有限，页岩油在新冠疫情出现前已经显露出产出效率提升瓶颈，想要维持增产必然需要大量的新开井，这需要足够的资本开支，而股东回报率低迷已经让页岩油生产商面临着筹资难度不断上升的问题。2020年超过一半的E&P交易溢价仅有不到10%，垃圾债发行规模也降至2010年以来新低。投资者信心和融资环境需要时间来修复，短期页岩油商想要再大幅举债扩张的难度较大，因此在油价显著回升以前，大多数页岩油商的首要任务是在尽可能降低成本，控制资本开支的情况下兑现投资者回报、偿还债务并维持产出。从23家独立页岩油商（约占2020年页岩油产量41%）的初步资本开支计划来看，将在2020年计划基础上再削减13.1%，基本维持产量目标不变。不过，页岩油在过去已经证明了它的韧性，若油价在2021年持续反弹，资本开支也有望逐步恢复，预计2021年美国原油产量将维持在1100万桶/天水平。

5  复盘历史，2021年原油市场具备短牛市基础

复盘2000年以来油价的牛市，需求增长往往是牛市的核心驱动力，供给端响应高油价和需求增长的速度则决定了牛市持续的时间。2003-2008年的长牛市之所以能够形成，一方面离不开亚洲市场特别是中国需求持续高速增长，另一方面也与供应无法跟上需求增长有关，OPEC产量在2004年底至2006年底期间停滞不前，沙特闲置产能下降限制其应对需求和价格上涨的反应能力，需求增速与供给增速的缺口不断扩大为油价提供了强劲的上涨动能。金融危机后，油价出现两波短牛市，2009年年初至2011年年中，各国在金融危机后集中的经济刺激政策促使需求快速恢复，推动油价持续上涨，但2011年开始美国页岩油崛起，尽管全球需求维持稳定增长，但在页岩油加速增长的对比下黯然失色，供应端的无序扩张也导致2014-2016年油价陷入暴跌。上一轮油价暴跌并非由需求崩溃引起，油价在2016年初见底反弹，牛市持续至2018年三季度，同样是由于美国原油产量每年超过100万桶/天的爆发式增长抑制了油价的上涨。

当前原油市场正在逐渐摆脱新冠疫情的泥潭，需求状况可以对标2009-2010年金融危机后的复苏，不同的是此轮需求崩塌是由于疫情而非传统经济周期，因此2021年需求复苏不仅需要各国政府的刺激政策，也需要疫苗推广有效控制疫情，两者叠加下需求有望出现报复性反弹的高增长。历史经验表明供应的恢复往往滞后，OPEC+政策调整机制虽然已经比较灵活，但也是以先看到需求复苏为前提，页岩油产出恢复则更依赖高油价提升行业资本开支。与此同时，2020年全球油气上游投资的削减幅度超过30%，在需求加速复苏的阶段可能会出现上游投资不足的局面。2020年下半年开始全球原油库存开始去化，全球油品库存积压集中在成品油端而非原油端，以及油价远期Contango幅度迅速收窄，近月已出现微Backwardation均是供需由过剩向短缺转向的信号。以上因素均是油价趋势性上涨的基础，但同时我们也认为此轮油价的上涨可能无法复制2003年的长牛市，主要原因在于当前供应端存在大量的闲置产能，供给释放的弹性较大。OPEC+处于历史最规模减产协议的束缚下，页岩油也在2011年之后表现出极强的韧性，这意味着需求驱动的高油价最终将导致足够的供应回归填平缺口。

6  “后疫情时代”能源领域投资将逐渐向清洁能源倾斜

新冠疫情对于能源行业的一个长期深远影响当属加快推动全球能源格局向清洁能源的转型。以欧洲石油巨头为代表的全球石油公司纷纷在2020年公布各自“Net Zero”战略计划，承诺降低碳排放，加快新能源转型的脚步。对应到能源领域投资，2020年油价暴跌导致传统油气上中下游行业投资锐减，特别是油气上游行业投资同比下滑的幅度达到35%，但清洁能源领域的投资下滑非常有限，这使得清洁能源在整个能源领域投资的占比首次上升至39%。目前，中国和欧洲是清洁能源投资的主力市场，欧洲几大石油巨头2020年在可再生能源领域的最终投资决策（FIDs）达到35亿美元，比2019年非核心领域资本支出高出三分之二。美国石油巨头的新能源战略相对滞后，美国当选总统拜登的能源政策旨在抑制传统化石能源行业并大力发展新能源，这一政策导向未来将增加页岩油的开采成本，并可能禁止联邦土地上新的石油和天然气钻探租约，也将促使美国能源巨头向清洁能源转型。

全球实现“碳中和”需要政府、企业和居民层面的通力转型，现阶段石油企业的转型更多是迫于政府政策的压力，以及出于可再生能源项目的经济效益考量，距离真正意义的“零排放”仍有巨大的差距。化石能源碳排放更多是来自于汽车、飞机等终端使用的燃料燃烧，即“Scope 3排放”，这部分排放量基本占到石油企业总排放的90%，但目前大多数石油巨头承诺的Net-zero Pledge并不包括其销售石油产品的排放，而是只减少油气生产，精炼和加工过程中的直接排放，即Scope 1和Scope 2排放。至于Scope 3排放，大多数的应对措施是降低石油产品的“碳浓度”（Carbon intensity，即每单位能源的排放量），也就意味着石油企业可以通过销售更多低碳能源，例如太阳能，生物燃料等来补偿传统石油生产的排放。为此，我们看到石油巨头已开始加速出售经济性较差的传统油气的资产，并将非核心的炼厂转型成生物燃料工厂来实现这一目标。

对原油市场来说，碳中和意味着传统石油供给和需求长期来看均将受到抑制，因此很难对油价得出一个确定的方向性结论。但就目前新冠疫情后低油价的现状而言，各国政府减排政策对石油企业的约束力可能因低油价而增强，表现在能源领域投资向清洁能源倾斜，这可能导致供应下降的幅度快于需求，反而对油价形成一定支撑。

7  投资建议——把握供需恢复时间差

展望2021年，需求前景仍将是油价的主要驱动因素，在疫苗预期下，市场对二次疫情造成的短期需求冲击担忧将减弱，需求恢复的大趋势将延续，风险主要来自于疫苗的有效性偏差和推广进度出现延迟将影响需求恢复节奏。在看到疫苗对需求实质影响前，市场将继续处于交易预期阶段，不确定性较大，油价可能面临回调风险。供应端恢复相对滞后，无论是OPEC+还是页岩油供应恢复都依赖于需求改善信号或价格上涨。一旦疫苗有效性确认或看到疫苗对改善需求的积极影响，需求恢复加速可能产生阶段性的供需缺口，市场从交易预期到交易现实的转换将加速油价的上涨，大概率将发生在二三季度，但全球大量的闲置产能决定了供给释放的弹性，最终将抑制油价的涨幅。我们认为2021年油价中枢将继续抬升，Brent运行区间在40-65美元/桶之间。

风险提示

疫苗效果大幅不及预期，美国产量恢复速度远超预期。