在今年原油需求回升相對確定但略顯不足的大前提下，供給是決定原油價格的核心因素。由于OPEC+的減產建立在美國頁巖油產量遲遲無法恢復正常的基礎上，短期油價的決定性因素不在于OPEC+的剩余產能，而在于美國頁巖油的復產彈性。

當前頁巖油廠商的資本開支計劃和新增產能投放面臨一個短期問題和一個長期問題，不確定性較高。短期問題是經歷了去年的破產沖擊和被動加杠桿后，當前油價水平能否催化頁巖油氣生產商的資本開支反饋；長期問題來自于清潔能源轉型對新增產能的影響。在清潔能源轉型的背景下，原油價格的長期中樞可能經歷由供給定價到需求定價的大轉換，價格中樞可能經歷先升(供給定價)后降(需求定價)。

2020年4月以來，油價主要經歷了三輪上漲。第一輪上漲出現(xiàn)在2020年5月，主要是供給推動，沙特與俄羅斯在2020年3月減產協(xié)議談判破裂之后達成了新版減產協(xié)議，OPEC+同意5-7月每日減產970萬桶，8-12月每日減產770萬桶。第二輪上漲出現(xiàn)在2020年11月，主要受需求推動，2020年4季度起“疫苗接種-服務業(yè)復蘇-原油需求恢復-油價上升”的邏輯開始逐漸兌現(xiàn)。第三輪上漲出現(xiàn)在今年2月，漲價原因再度切換回供給層面，極寒天氣導致美國主要頁巖油產地得克薩斯州產量大幅下降，OPEC借機延長減產、推高油價。油價是復蘇交易的一環(huán)，油價的劇烈波動導致整個邏輯鏈的同向因素發(fā)生共振，美債利率受油價影響加速上行，并觸發(fā)了美股高估值成長股的調整。

2021年3月以來的原油價格起伏巨大，油價在3月上旬一路沖高，中旬出現(xiàn)明顯回調，下旬至今寬幅震蕩。月內高點出現(xiàn)在3月8日，WTI開盤價為66.7美元(布倫特70美元)；低點出現(xiàn)在3月23日，WTI收盤價為57.4美元(布倫特60.4美元)；月內波動幅度達到12.3%。

今年全球原油需求的回升較為明確，年內不會恢復到疫情前水平。根據(jù)EIA最新預測，預計2021年全球經濟增長率5.8%，全球原油需求量反彈532萬桶/日至9750萬桶/日，較2019年的10119萬桶/日還有較大差距。

在今年原油需求回升相對確定但略顯不足的大前提下，供給是決定原油價格的核心因素。盡管當前原油剩余產能主要集中在OPEC+，但因為OPEC+是協(xié)同定價，增產與否取決于壟斷利潤最大化的量價點位(價格和庫存)。

疫情前OPEC+的產量已經很大程度上取決于美國頁巖油的生產情況。OPEC+的產量決策需要考慮以下兩點因素：首先是外部供給的增量，假設頁巖油生產情況正常，OPEC+減產帶動油價上漲后，頁巖油會開始增產，油價又將趨于回落；其次是內部分裂的可能，聯(lián)盟內部并非鐵板一塊，俄羅斯等國家在油價上漲至70美元/桶后有較強的增產動力。因此，OPEC+只能與美國頁巖油進行產量的動態(tài)博弈，頁巖油減產，OPEC+也將隨之減產維持高油價搶奪利潤；頁巖油增產，OPEC+也會隨之增產搶占份額。

由于頁巖油能根據(jù)油價變化靈活調節(jié)生產，2014年之后油價定價權逐漸轉移至美國。2014年6月-2016年1月之間，OPEC與美國競爭性增產搶奪市場份額，國際油價最高跌幅達到76%，但OPEC市場份額僅增加了3%。憑借頁巖油儲量豐富和生產靈活的優(yōu)點，美國逐漸獲取了油價定價權，油價的定價中樞逐漸從海灣國家的財政盈虧線轉變?yōu)轫搸r油生產的現(xiàn)金成本線。

由于本次OPEC+的減產建立在美國頁巖油產量遲遲無法恢復正常的基礎上，短期油價的決定性因素不在于OPEC+的剩余產能，而在于美國頁巖油的復產彈性。例如2月得州頁巖油產量受寒潮影響出現(xiàn)明顯下滑，3月OPEC+充分把握時機，在需求復蘇的背景下延長了減產時限。因此今年美國頁巖油產能的恢復彈性是決定油價走勢核心的核心。目前來看，2月起油價的快速上漲(頁巖油意外減產)和3月中旬至今油價的明顯回落(頁巖油產量回歸)均與頁巖油產量有關。年內油價的波動將很大程度上來源于頁巖油產能恢復的不確定性。

在當前的油價環(huán)境下，頁巖油廠商的盈虧平衡較為健康，生產能否提速將決定頁巖油剩余產能的回歸時間。

最新公布的EIA數(shù)據(jù)顯示，美國原油產量已從2月的最低點970萬桶/日回升至1100萬桶/日，基本抹去了寒潮的影響，但和疫情前的1300萬桶/日相比仍有較大修復空間。煉廠的產能利用率已從2月的最低點56.0%回升至81.6%，同比下滑5.7%；受寒潮影響最大的PADD3地區(qū)產能利用率修復較快，但還未回到寒潮前水平。

寒潮之前，美國中游煉化相比上游采掘恢復更快，美油庫存快速去化，WTI油價底部回升；寒潮之后，煉化產業(yè)承受了更強的沖擊，美油庫存出現(xiàn)小幅反彈，最新一周環(huán)比增長191.2萬桶，仍在反彈但斜率已逐漸走平。隨著煉廠產能利用率的進一步修復，美油庫存短期可能再度轉為下滑；但年內美國頁巖油產量的回升將拉動庫存進入回補通道。

自去年二季度起，美國油井鉆機數(shù)出現(xiàn)迅速下滑，8月中旬降至172部，創(chuàng)2005年以來歷史新低；8月之后，美國鉆機數(shù)開始企穩(wěn)回升，但修復進度偏慢，截至3月19日仍較疫情前同比減少52.1%。鉆機數(shù)量不足的背景下，目前美國頁巖油產量主要通過庫存井向完井的轉換實現(xiàn)，庫存井數(shù)量消耗明顯。短期來看，庫存井的消耗仍能支撐頁巖油產量的回升，但后續(xù)頁巖油產量的增量空間很大程度上取決于廠商的資本開支計劃。

當前頁巖油廠商的資本開支計劃和新增產能投放面臨一個短期問題和一個長期問題，不確定性較高。短期問題是經歷了去年的破產沖擊和被動加杠桿后，當前油價水平能否催化頁巖油氣生產商的資本開支反饋；長期問題來自于清潔能源轉型對新增產能的影響。

短期不確定性需要觀察廠商對資本開支承諾的履約情況。為履行分配股息、增加股東回報的承諾，大型頁巖油廠商如西方、先鋒自然資源、德文能源等均表示會繼續(xù)遵守資本開支紀律，CLR提出自由現(xiàn)金流將優(yōu)先用于償債和分紅，EOG也強調2021年審慎的資本開支計劃并未因高油價發(fā)生調整。此外，疫情間破產整合的廠商如Chesapeake等也將受制于債務壓力壓縮資本開支。如果頁巖油廠商完全履行資本開支承諾，新增產能釋放受阻，油價回落的時間可能會相應后移；如果廠商不完全履約，新增產能可能帶動油價提前回落。

清潔能源轉型的長期影響需要更長時間來觀察。需求端，加大使用清潔能源會擠出傳統(tǒng)化石能源需求，但供給端的影響也在產生。從外部約束看，拜登推行清潔能源政策，暫時凍結了聯(lián)邦領土上的石油和天然氣租賃。由于油氣公司早有預期、搶注許可，這一政策不會立刻導致供給的收緊，但長期而言頁巖油的供給可能受到影響。從內部導向看，“碳中和”趨勢下傳統(tǒng)能源公司開始自發(fā)轉型，石油新增產能或逐年下滑。殼牌公司提出上游資本開支比例將從35%逐步壓縮到2025年的25%-30%，同時對上游和可再生能源新增項目的投資回報率加以區(qū)分。BP也計劃將公司的石油天然氣產量在2019到2030年間壓減42%。

隨著頁巖油產量逐漸提升和提高未完井的轉化，OPEC+將縮減減產規(guī)模以搶占市場份額，原油將實現(xiàn)新的供求平衡，油價經歷短期劇烈波動后將逐漸穩(wěn)定。長期頁巖油廠商的資本開支計劃是未來油價定價的核心。在清潔能源轉型的背景下，頁巖油廠商會傾向于縮短資本開支的回報周期，減少對低效率井的投資，OPEC+從頁巖油手上重獲部分定價權，在協(xié)同定價下通過減產維持壟斷利潤最大化。原油價格的長期中樞可能經歷由供給定價到需求定價的大轉換，價格中樞可能經歷先升(供給定價)后降(需求定價)。

風險提示

新冠病毒變異導致疫苗效果低于預期；美國頁巖油生產恢復低于預期；清潔能源轉型快于預期。