随着各国疫苗施打率和对疫情的容忍度不断提升，全球原油需求端的复苏已呈现出常态化趋势。根据 IEA 的预测，今年全球原油需求处于复苏通道，全世界需求量预计达到 9631 万桶/天。

寒冬将至，欧洲将面临能源大考，已出现天然气需求转向原油的现象。目前市场对今年东北亚和西北欧出现“拉尼娜”极端气候的预期越发强烈，在新能源供应不足、欧俄天然气供应纠葛、需求强势恢复等多个因素的扰动之下，天然气价格已经飙升至历史高位，欧洲正在积极寻求包括石油在内的能源以应对即将到来的大考。

供给端扩张乏力，OPEC增产目标难达成，页岩油未走出飓风阴影 OPEC+扩产能力有限，计划产量难达成。尽管在美国强烈要求进一步增产的情况下，OPEC 在 10 月的 21 届 OPEC+部长级会议上还是宣布维持先前稳步增产的计划，每日上调产量40万桶/日, 直到 2022年4月才将逐步淘汰580万桶/日的现有减产计划。

页岩油增产乏力仍有远忧，DUC 的快速下行和资本支出的放缓一体两面。DUC 的快速下行叠加钻探完成量的快速上行是个很不好的兆头，这意味着页岩油库存在产的油井数量在急剧下降，完井率的提升确实在短期之内可以提振产量，但库存的快速透支会导致页岩油中长期产量受阻，出现青黄不接的现象。

原油价格冲上100美元/桶概率较大，变量干扰不改大势判断在需求回暖且不断升温、供给短期难以配套的情况下，9 月全球原油供给缺口达 240 万桶。首先，当下能源问题的本质是疫情后全球复苏周期和“碳中和”议题相叠加，这在短期内表征为能源短缺和能源价格的飙升，在中期内或会继续演绎成“可再生能源替代化石能源不及预期”的矛盾。

与此同时，今年冬季可能出现的极端气候恐将使得东北亚和西北欧出现极端寒冷气候，届时燃油需求的升温可能成为今年底到明年初继续抬高原油价格的主要驱动力，当下原油价格已达到84美元/桶，在冬季需求飙升的冲击到来之前均有左侧布局的机会。

一、需求端复苏已呈现常态化趋势，寒冬大考或继续推升原油需求

随着各国疫苗施打率和对疫情的容忍度不断提升，全球原油需求端的复苏已呈现出常态化趋势。根据IEA的预测，今年全球原油需求处于复苏通道，全世界需求量预计达到9631万桶/天。长期来看，预计到2022年，全球原油需求量将回升到9960万桶/天，基本持平2019年9970万桶/天的水平，预计2023年的原油需求量达到1.016亿桶，回归正常区间；短期来看，需求端的结构化复苏也较为强劲，汽油、柴油和液化气的需求量也基本恢复到疫情之前水平。

寒冬将至，欧洲将面临能源大考，已出现天然气需求转向原油的现象。目前市场对今年东北亚和西北欧出现“拉尼娜”极端气候的预期越发强烈，在新能源供应不足、欧俄天然气供应纠葛、需求强势恢复等多个因素的扰动之下，天然气价格已经飙升至历史高位，欧洲正在积极寻求包括石油在内的能源以应对即将到来的能源短缺。同时，鉴于煤炭、天然气等传统能源价格的高企，今年八月以来欧洲和亚洲出现对燃料油的异常需求扩张，部分电力企业已经转向使用原油或柴油发电。根据沙特的估计，因天然气供应短缺而产生的石油需求缺口大概在50万桶/天，而这一情况预计将一直持续到2022年一季度，虽然50万桶/天的量并不大，但OPEC表示并没有满足这一需求的能力，这给四季度能源紧缺平添了风险。

中印两国主导亚洲地区的石油需求，印度需求扩张较快，中国仍需观察未来进口节奏。印度的原油需求随着疫情缓和之后一直处于快速复苏的状态，三季度国内需求达到18.5万桶 /天，国内下游炼油厂的利用率在7月就已达到90%以上，9月印度的原油进口量再创5个月新高，同比增长 16% 至 1761 万吨，映射强劲的经济复苏动力。中国目前国内原油价格稳定，中国在今年二季度释放了总量738万桶的国家原油战略储备后，下游炼厂生产库存较为充足，间接验证了我国原油进口量基本保持平稳的现象。预计我国会在今年四季度和明年初于合意价位补库存，届时可能会带动原油需求的边际增量。

二、供给端扩张乏力，OPEC 增产目标难达成，页岩油未走出飓风阴影

OPEC+扩产能力有限，计划产量难达成。尽管美国强烈要求进一步增产，OPEC在10月的 21届OPEC+部长级会议上还是宣布维持先前稳步增产的计划，每日上调产量40万桶/日, 直到2022 年 4 月才将逐步取消先前 580 万桶/日的现有减产计划。根据沙特方面的表态，虽然市场强烈期望大量增产以满足需求，但从长期看缓慢增产符合OPEC的整体利益，明年需求若有所回落，快速扩产可能导致22年底出现存货积压。如果11月4日召开的22届OPEC+部长级会议继续维持当前基调，全球供需矛盾在今年底和明年初料将无法缓释。

虽然增产政策已出，但从实际增产情况来看，产能距离预想还有一段距离。从9月IEA 公布的原油供应数据来看，OPEC+的供应能力达到4216万桶/日，其中OPEC-10各国的产量距离目标产值还存在每天57万桶的缺口。当下主要产油国中只有沙特、俄罗斯、阿联酋、科威特、伊拉克和阿塞拜疆有充足实力提产以满足OPEC设定的配额，并且贡献了当下大部分的增量，其余国家或多或少因为急剧减产后重启乏力、多年投资不足和产油量下降等原因无法达产。非洲主要产油国尼日利亚和安哥拉的产量复苏遥遥无期，尼日利亚自去年7月开始就一直没有达到生产配额，今年7月的原油供应量比去年同期减少了20%；安哥拉将2021年目标石油产量下调到119万桶/日，比OPEC133万桶/日的配额低11%。

从地缘政治角度观察，伊朗核协议短期无望。拜登上台之后受困于共和党和以色列的压力，未就取消特朗普任内对伊朗的制裁积极回应。但随着10月初伊朗正式宣布拥有120公斤低浓铀上限的浓缩铀之后，美伊宣布将在11月底之前举行一场会谈，预计双方还将经历不断拉锯的谈判过程。上半年以色列和伊朗关系再度紧张且摩擦不断，我们认为明年上半年之前伊核问题不会得到妥善解决，美国可能将民兵组织等新议题加入谈判之中，一定程度增加了谈判难度。即便对美国解除制裁存在乐观预期，伊朗原油产量扩充也不能一蹴而就。

美国页岩油产业还未完全从飓风阴影中恢复过来，且存在结构性的矛盾。美国国内目前有很强的意愿进行页岩油的扩产，从原油钻机数量指标等景气指标观察，石油钻机的数量已经从去年最低点的 178 台上升至今年 7 月的 381 台，复苏动能明显，去年钻机数量暴跌造成的产量衰退只能依靠今年数量的缓慢回升来回补，但从产量的环比增长来看，直到三季度才勉强实现正增长，短期内暂无快速扩产的可能性。

页岩油增产乏力仍有远忧，DUC 的快速下行和资本支出的放缓一体两面。DUC 的快速下行叠加钻探完成量的快速上行是个不好的兆头，这意味着页岩油库存在产的油井数量在急剧下降，完井率的提升确实在短期之内可以提振产量，但库存的快速透支会导致页岩油中长期产量受阻，出现青黄不接的现象。而让情况更加复杂的是，美国页岩油公司 CAPEX 远低于历史水平且短中长期均无太大提振希望。短期来看，按照今年年初制定的资本支出纪律，页岩油厂商将减少 CAPEX 支出，并将有所改善的营收用于偿债、分红和回购以稳定投资者信心；中长期看，在“碳中和”全球议题和 ESG 标准的要求之下，均不允许页岩油公司进行大规模的资本支出，美国的部分龙头页岩油公司为了达到减碳标准已经开始带头减少 CAPEX。

页岩油厂商的支出不足和 DUC 的迅速下降一体两面，放大了美国页岩油产量萎靡的预期，基本可以判断美国在明年一季度之前没有快速增产的风险，不会形成对价格的压降风险。

三、原油价格冲上 100 美元/桶概率较大，变量干扰不改大势判断

在需求回暖升温、供给短期难以配套的情况下，9月全球原油供给缺口达240万桶。首先，当下能源问题的本质是疫情后全球复苏周期和“碳中和”议题相叠加，这在短期内表征为能源短缺和能源价格的飙升，在中期内或会继续演绎成“可再生能源替代化石能源不及预期”的矛盾。与此同时，供给端的缓慢扩产或导致供给先于需求提前达峰，今年冬季可能出现的“拉尼娜”现象恐将使得东北亚和西北欧出现极端寒冷气候，届时需求的升温将成为今年底到明年初继续抬高原油价格的主要驱动力。当下原油价格已达到84美元/桶，在当下供给需求紧平衡有所改善之前均有左侧布局的机会，我们认为原油价格冲上 100 美元/桶的大关并非天方夜谭。

其次，全球原油库存去化已逐渐逼近正常水位，OECD国家低库存对油价基本面形成有力支撑。今年以来，在需求端的快速恢复之下，原油库存持续去化，进入三季度之后，全球库存去化速率边际放缓，分地区来看，美国库存情况逼近正常区间，商业原油库存为 4.27 亿桶，比同期的五年平均水平低约 6%左右。根据 EIA 的数据，经合组织 8 月份的商业库存比疫情之前的五年平均水平低 1.62 亿桶。OECD国家的低库存状态短期之内难以缓解，进入四季度之后对油价难形成压降风险。

最后，四季度Taper预期以及随之而来的加息预期可能对原油价格产生扰动，但短期内影响相对有限。美国目前通胀渐起，但仍在美联储的容忍范围之内，短期内推高加息预期或无必要。目前来看，通过加息平抑通胀仍需付出不小代价，不可避免会引发总需求的“雪上加霜”，对尚在复苏阶段的美国经济不利。因此短期内无须过多担心加息预期上升对油价的影响，可以留意Taper时间节点推演的预期对油价造成的短期扰动。