核心提示： 2017年，油价呈现V型反转。下半年供需面持续好转，叠加地缘风险升温，油价创下两年来新高。

2018年，原油中枢整体上移，Brent中枢约为60美元/桶，WTI约为55至56美元/桶。上半年呈现一定程度的供给过剩，而下半年会存在缺口——例如OPEC在11月30日延长减产至2018年底，则显著加剧下半年供需缺口。油价整体呈现前低后高走势，下半年存在超预期上行风险。第一、二季度油价出现低点后，可介入中期多单。

风险方面，警惕地缘危机升温造成供给大幅中断、融资情绪收紧导致页岩油增量不及预期、全球供应中断量低位回升，这些情况出现或将进一步抬升2018年油价中枢以及使得2018年上半年油价阶段性调整的判断不成立。

2017年回顾：油价呈现V型反转

2017年，油价走势呈现V型反转（详见图表 1）。截至11月23日收盘，全球三大基准原油中：2017年WTI累计涨幅为8.00%；Brent累计涨幅为11.84%；Oman累计涨幅为11.48%。三大基准原油中，WTI全年表现最弱

具体看来，2017上半年，油价震荡下行。年初1至2月，市场对于OPEC 8年来首次达成减产即将带来的供需好转充满期待，尽管事实表明OECD原油库存不断创出新高（详见图表 3），供需面恶化下油价依旧保持高位震荡。3月供需面继续恶化，骤升的美联储加息预期成为了压垮油价的最后一根稻草，3月8日当晚油价大幅破位下行，宣告了上半年下跌行情的正式开启，市场也对于OPEC减产能否生效产生怀疑。虽然3月底供需面有所好转，以及5月初OPEC延长减产预期影响下，油价出现了两波明显的反弹，但最终都因为供需面表现不及预期而创出阶段性新低。

自中国地方炼厂第二批原油进口配额6月19日正式获批起，供需面的边际好转宣告了年内油价拐点的到来。

2017下半年，原油需求端展现出强劲的增长，市场情绪得以提振。供给端来看，页岩油钻机数增长放缓下滑，产量增幅不及预期；OPEC下半年加大了对于出口的控制，不再像上半年一样通过消耗国内库存来维持高位出口，这些因素共同促成了供需面的明显好转。从历史情况来看，OPEC的减产效果也确实需要半年以上的时间才能显现。这是因为在OPEC减产带来的远期曲线展平过程中，市场首先需要吸纳释放的浮仓，之后减产带来的供给减少效果才会逐渐显现——这是下半年油价走强的内在原因之一。此外，地缘溢价回归市场。中东地区9月之后地缘政治问题明显升温，成为了10月以来油价加速上行的重要推手

展望2018年，我们认为原油的供需情况会呈现阶段性错配，上半年整体会出现一定程度的供给过剩，而下半年会存在缺口油价中枢上移，Brent中枢在60美元/桶，WTI中枢在55至56美元/桶，整体呈现前低后高的走势。策略方面，可在第一、二季度油价出现阶段性低点后，介入中期多单。

同时，我们也看到一些可能会使得油价中枢明显上移以及2018年上半年油价阶段性调整的判断不成立的风险。第二部分我们将详述基准预测情况，第三部分将提示风险。

2.1北美引领全球供给增量，关注油价中枢抬升后减产分歧出现

2.1.1低基数效应下，页岩油产量仍将明显增长

2017年第二季度财报公布之后，页岩油投资者的态度发生了明显的转变。页岩油投资者要求提高分红，否则将会限制对于页岩油企业投资。从最新公布的第三季度财报来看，页岩油企业的股权融资和债券融资延续了今年第二季度开始的净下滑趋势，而且也确实加强了对于资本支出的控制。目前许多页岩油企业表示，未来的资本支出将限制在现金流范围之内。长期来看，除了2016年初时，企业因为现金流急剧恶化，不得不大量进行股权融资和债券融资来修复现金流，页岩油企业的资本支出与融资金额呈现较好的同向性，而钻机数的变动又与资本支出呈现非常好的同向性。如果后续不能实现利润为正，那么页岩油企业的融资情况可能会继续受到抑制，进而影响资本支出以及钻机数的增长

基于此，我们看到Baker Hughes对于明年页岩油钻机数的变化做出合理的假设，认为上半年活跃钻机数将持续下降，而在现金流有所修复之后，下半年钻机数会出现回升。基于Baker Hughes对于明年钻机数的估计，我们对于明年的页岩油产量进行测算，因为2017年上半年产量低基数的效应，以及今年以来页岩油企业生产方式由单井井场转为丛式井场作业，导致产量增长在近期才明显体现，2018上半年页岩油在钻机数下降的情况下，产量增量仍然会较为可观；而下半年即使钻机数回升，因为2017下半年高基数的原因，同比增量仍然低于上半年，呈现前低后高的状态。

总体看来，明年下半年美国原油产量将超过1000万桶/天，全年原油增量在70至75万桶/天，再叠加30至35万桶/天的NGL增量

然而，目前页岩油生产方面呈现出的一些迹象需要引起注意，近期页岩油增量重回猛烈的上升势头，背后的原因可能并不是因为企业暗地里继续加大资本支出，而是因为大型页岩油企业，今年以来生产方式由单井井场转为丛式井场生产所导致的滞后效应。这一效应带来的增量增长后移效应也是前几个月页岩油产量增幅不及预期的原因之一。

而近期的数据表明，这些转为丛式井场方式生产的产量已经开始释放，会加大未来几个月的供应压力。全年来看，生产方式由单井井场转为丛式井场，可能并不会对于全年的增量预期产生太大改变。但是，具体到月度的产量变化，有可能出现某几个月增速低于预期，而某几个月增速高于预期的情况。这样所出现的供给阶段性的偏离预期的情况，可能会导致行情出现阶段性供需错配下的走势。

更长期的角度来看，需要注意的是2017年11月特朗普访华期间达成的，中美史上最大订单，将会带来未来页岩油产量增长的潜力，当然这一影响在2018年应该还不会出现。此次价值2535美元的经贸订单包含进口和投资两部分，其中进口金额占三分之一，而直接投资金额则占三分之二。中国对美直接投资集中在能源领域，预计直接投资额将达1804亿美元，或对于未来页岩油产量增长提供支持

2.1.2 OPEC如延长减产至2018年底则供需过度收紧

从OPEC对于产量缺口的预测来看，OPEC的预测并不具有前瞻性，其预测的差异反而滞后于油价表现2个月。这也就使得，OPEC调节产量的行为，可能会起到助涨助跌的作用

在最新的OPEC月报中，OPEC预计2018年各个季度全球对于OPEC产量需求分别为3229万桶/天、3292万桶/天、3437万桶/天和3410万桶/天。如果按照目前沙特和俄罗斯的表态，OPEC在11月30日的会议上延长减产至2018年底，则2018年下半年可能会产生非常大的供需缺口（详见图表 14）。因此OPEC最合理的减产延长期限也许并不是9个月，而是3个月或6个月。

但是，考虑到在最新的OPEC报告中，OPEC估计2018年全年美国原油以及NGL增量仅为87万桶/天，这一预测或许偏低，所以其对于全球对于OPEC产量的需求预期可能存在高估。从这个意义上来说，OPEC合理的延长减产期限应该在3个月至9个月之间。如果确实如沙特之前表态，延长9个月的话，2018年下半年全球原油供需过度收紧的概率很大。

目前OPEC的境地其实有点尴尬，因为之前其已经给予了市场延长9个月的预期，如果在没有做好预期管理的情况下，延长时间不及9个月，将对于市场造成非常大的打击。而且，如果OPEC只延长减产3个月或者6个月，从数值上测算，2018年全年可能表现出一定的供给过剩，这也使得他们在做出不及市场预期的决定之前需要再三考虑。

另外，我们需要提醒的是，即使OPEC真的延长减产时间不及9个月，在数值测算上，虽然2018下半年也许会表现出一定的供给过剩。但是，OPEC如果做出这一决定，将会使得油价近期面临很大的调整风险，油价的下行又会抑制页岩油的增长以及刺激需求，所以整体来说，即使OPEC延长减产不及9个月，我们认为，我们的基本情形预测仍将是有效的。

2018年OPEC减产执行情况方面，在目前油价中枢尚不能满足大多数减产参与国盈亏平衡的情况下，我们认为，至少在2018年上半年，OPEC的减产执行情况仍将较为良好。而且，2017下半年OPEC已经给了市场非常好的减产形象和预期，如果在没有做好预期管理的情况下，OPEC国家就私自中断或者退出减产协议，甚至是大幅增产，这个组织的信用将不复存在。如果这个情况出现，这个组织以后对于油市的控制能力将进一步降低，这是沙特等领头经济体所不能承受的。所以我们认为，沙特仍会引领OPEC在2018年减产。

然而需要注意的是，从OPEC国家整体盈亏平衡油价来看，中东地区油价中枢达到59美金以上时，国家之间对于继续减产可能会产生分歧。因为如果中东地区油价中枢达到59美金，就已经超过或持平除了沙特、阿曼以及阿尔及利亚之外，其他主要减产参与国的盈亏平衡成本。考虑到中东地区油种对于Brent的贴水，对应的Brent中枢超过60时，OPEC国家对于进一步减产可能会产生分歧。再考虑到我们之前讨论的，2018年下半年，若OPEC进一步减产可能会造成供需过度收紧，促使油价大幅抬升，这会导致即使OPEC延长减产至2018年底，下半年减产执行率也将大打折扣

2.1.3高油价时期建设的长周期项目仍在投产

除了页岩油和OPEC，其余地区的原油产量变动市场较少关注，一方面是因为这是个慢变量，另一方面是因为数据相对较为缺乏。2018年，非美、非OPEC的产量变动，主要还是源于高油价时期投资建设的长周期项目的投产，主要增量预计来自于加拿大和巴西。

高油价时期大型石油公司基本没有人预计到页岩油的蓬勃发展，所以石油七姐妹当时做的资本支出预算主要都集中在深海、超深海以及油砂项目（详见图表 16），而这些项目在近几年大量投产，2017年非美、非OPEC的主要增产产量就来自于深海项目，2018年依旧如此。而且2017年投产的项目，通常产量顶峰都在2018年及以后，这些增量再叠加2018年新投产的项目，共同贡献了2018年非美、非OPEC原油增量。综合考虑新增项目以及老油田产量衰减，2018年非美、非OPEC的产量增量估计在20至25万桶/天。

2.2需求仍表现强劲，非OECD是主角

在2017年10月的最新报告中，国际货币基金组织（IMF）预测2018年全球GDP增速将达到3.7%，比2017年的3.6%增长0.1个百分点。全球经济延续复苏步伐，将对于原油需求产生持续拉动。然而油价中枢的上移，会在一定程度上抑制原油需求增长。不同油价中枢以及全球GDP增速下，我们可推导出2018年全球原油需求增长情况。模型显示，2018年全球原油需求整体表现强劲，但相比2017年160万桶/天的增量，将存在一定程度的下滑

此外，从直接影响原油需求的炼厂加工量情况来看，根据新增炼厂投放以及不同公司目前的检修计划，2018年预计炼厂加工量同比增长160万桶/天。然而，考虑到检修计划通常会随着时间临近而明显增加、非意外停产以及储备库存填充需求（主要是中国），我们认为模型测算的基准情形下145万桶/天的增量较为合理

2.2.1美欧复苏周期延续

2018年美国经济继续复苏。当前美国耐用品库存仍然处于较低的水平，按照过去7年的库存周期，当前处于补库存的初期，耐用品消费有望继续增长。历史来看，除了2011至2013年期间油价高位对于原油消费造成明显抑制，多数情况下美国原油需求呈现与耐用品消费较明显的同步性。与此同时，美国可能正在进入新一轮朱格拉周期，投资有望在接下来几年呈现加速恢复（详见图表 19和图表 20）。基于此，美国原油需求也将继续增长。按照过去几轮朱格拉周期第三年的美国需求表现，2018年美国原油需求增量有望达到15万桶/天。

欧元区的经济周期通常滞后于美国，2018年欧元区也将随之延续复苏势头。发达经济体原油需求增速与GDP增速通常有着良好的同向性，伴随着欧元区经济延续复苏，欧洲原油需求也将继续增长。欧洲经济以及原油需求自2015年起开始复苏，2018年为复苏的第四年。根据近50年来欧洲四个原油需求周期，从复苏第四年的需求表现来看，2018年欧洲原油需求增量仍有望达到10至15万桶/天

2.2.2中印仍将引领世界原油需求增长

亚太地区的中国和印度，仍将是该地区乃至全球原油需求增长的主要拉动力。

中国方面，按照目前的炼厂投产计划，2018年中国炼厂加工能力同比将新增30至35万桶/天，考虑新增炼厂70%开工率的情况下，这部分的新增原油需求约为20至25万桶/天。再假定如果中国战略储备库仍能够按照过去一年平均11.8万桶/天的速度填充（详见图表 23），则总体需求增量约为32至37万桶/天。

2018年，中国需求较为不确定的因素是地方炼厂进口配额，一方面是配额量的不确定，另一方面是政府不同部门态度的分歧，这都会导致企业在做原油进口决策的时候很难拿捏合适的数量，所以采购节奏有时可能会与实际需求产生错配。2017年4月，发改委宣布自2017年5月5日起，停止接收有关原油加工企业使用进口原油的申报材料，已申请尚未获批的配额不受此规定影响。规定发布之时，我国已获批地方炼厂进口配额8585万吨，其余已公示尚未正式获批、以及已提交申请但未进行审核和公示的炼厂还有多家，这部份配额在获批后也可正常使用。

然而通知发布后，新增配额的审批速度非常缓慢。截至目前，2017年全年地方炼厂新增的配额共计约2090万吨，但是在4月通知发布之后，只新增了1010万吨的配额，使得市场认为由于政府偏好改变，明年地方炼厂的进口增量将会非常有限。但是2017年11月8日商务部的一则通知，又使得市场对于明年地方炼厂进口增量受限这一判断产生了疑惑。商务部在《商务部公告第2017年76号发布2018年原油非国营贸易进口允许量总量、申请条件和申请程序》中表示，2018年原油非国营贸易进口配额为14242万吨，比起2017年实际审批的9181万吨，增加了5062万吨（详见图表 24）。简单计算，增量超过50%。

综合考虑中国日趋严格的环保需求，原油进口配额一次性大量发放的可能性不大。原油进口配额的发放可能仍将是分批的，而且增量也将受控。商务部公布的2018年的14242万吨的配额上限，很有可能还计入了计划在2018年下半年以及2019年初投产的恒力和荣盛的4000万吨的年产能，如果这两套大型炼油装置都能够按期投产，由于原油采购需求提前的缘故，将会明显提升2018年下半年中国的原油需求增量，采购开始后最多可能会提升80万桶/天的需求增量，将会使得我们对于2018年，特别是下半年的中国原油需求增量预期出现上修。

印度方面，随着2016年底大额换钞事件影响消退，以及GST法案（商品与服务税法案）稳步推进，预计2018年印度经济将重回高速增长。根据IMF对于印度经济增速的预测，在经历了大额换钞事件以及GST法案实施的阵痛之后，2018年后经济增速预测明显提高（详见图表 25），这也会带动未来能源需求增速的上修。

按照印度“十二五”计划中披露的数据，印度原油需求在“十三五”期间总计增加41.81万吨，年均增量8.36万吨，约合17万桶/天（详见图表 26）。不过在此需要指出的是，印度的“十二五”计划是2013年初提出的，过去四年印度经历的最大的变化就是总理莫迪在2014年上任后，实施了一系列的改革措施，大力推进“印度制造”。在此情况下，2018年初（预计）公布的印度“十三五”计划中，对于能源增长结构与增速的措辞，也许会与“十二五”计划中有较大改变，原油需求规划量可能上修。基于此，我们认为2018年印度原油需求增速将达到20至30万桶/天。

2.3 2018年最大的不同——过剩库存缓冲垫基本消失

单纯从供需角度考虑对于油价的影响，有的时候适用性不好。这其中很重要的一个原因在于，库存在其中充当的缓冲作用。油价同比高位会对于消费行为造成抑制，促使消费者多使用已有库存，而同比低价则会一定程度上刺激消费，促使消费者囤积库存（详见图表 27）。但是因为目前全球过剩的库存都已经基本消化（详见图表 28），所以2018年新增的需求绝大程度上都需要在市面上采购。所以，即使明年油价中枢上移，对于需求的抑制作用可能也很难显现。