俄乌冲突后，全球原油贸易流调节展望及影响

走势评级：原油：震荡   报告日期：2022年06月20日

★欧盟禁运俄罗斯石油将加速欧洲摆脱对俄能源依赖

俄乌冲突成为欧洲切断对俄罗斯的石油依赖的导火索，西方国家等对俄罗斯制裁不断升级，欧洲大陆过去是俄罗斯原油最主要的买家之一，欧盟海运禁令涉及规模将接近220万桶/天原油和120万桶/天的石油产品，未来都需要寻找新买家。Druzhba管道进口虽被豁免，但不足以扭转大趋势。

★航运保险禁令是俄罗斯至亚洲出口的潜在威胁

亚洲成为未来吸纳俄罗斯原油的主要市场，印度自俄罗斯的进口量显著增加，中国也仍有空间进一步吸纳俄油。俄罗斯成品油出口下降，尚未观察到明显的贸易流调节趋势，短期由其他市场提高开工率增加出口来弥补。欧洲需要更加多元的进口来弥补俄罗斯缺口，美国或成为俄罗斯退出欧洲的市场份额的有利竞争者。欧盟航运保险禁令可能成为未来俄罗斯石油出口的主要障碍之一，并且贸易流调节的代价是运距大幅增加所导致的运输效率下降以及运能的再次分配。

★原油贸易流改变对市场的影响

在欧盟制裁缓冲期内，原油贸易流调节尚有空间，将导致俄罗斯出口短期维持平稳，在年底或明年一季度预计将有进一步下滑。然而，贸易流在改变同时伴随着供应不稳定的风险随之上升。欧盟航运保险禁令的影响尚未完全凸显，同时，贸易流改变导致的航程变长将加剧产地与消费地间的错配风险，油价的风险溢价水平随之抬升。

由于俄罗斯商业储油能力有限，因此如果未来俄罗斯的原油或成品油无法找到新买家，必然将导致原油产量被动下滑。目前俄罗斯成品油出口未观察到贸易流调节的趋势，当未来向欧盟出口中断后，虽然其他市场原油需求可能有一定增量，这部分降幅最终仍会大部分兑现到原油产量的下滑。

★风险提示

需求下滑程度远超预期，美国页岩油产量增速大幅超预期。

1\欧盟禁运俄罗斯石油将加速欧洲摆脱对俄能源依赖

1.1、俄乌冲突成为欧洲切断对俄罗斯的石油依赖的导火索

俄乌冲突发生以来，俄罗斯供应前景成为原油市场的核心焦点。俄罗斯在能源领域的重要程度不言而喻，就石油而言，俄罗斯2021年原油和凝析油产量平均1,050万桶/天，向全球出口约400-500万桶/天原油和200-300万桶/天成品油。自俄乌冲突以来，美国和欧盟等对俄罗斯逐步实施全方面的制裁，不仅局限于金融和能源领域。就石油相关的制裁，目前仅有美国、英国、加拿大和澳大利亚四国宣布禁止俄罗斯原油进口，但这四国本身对俄罗斯的依赖就较低，2021年合计进口俄罗斯原油仅约27万桶/天。欧盟在5月初提议第六轮对俄罗斯制裁，包括石油禁运，虽然谈判过程出现一些波折，最终在6月初落地。在欧盟部分禁运落地前，相关企业因担心声誉风险，实际早已处于自我制裁的状态。西方大型国际石油公司不仅表示将撤出现有投资，停止与俄罗斯的现货原油交易，并将在可行的情况下在2022年底不再续签定期合同。在5月15日生效的欧盟第四轮制裁中包括禁止欧盟企业与某些俄罗斯国有企业进行交易，虽然在制裁措辞中涉及能源安全的“绝对必要”交易被豁免，但出于审慎角度，欧美贸易商大多已经在着手削减相关的现货交易。

欧洲大陆过去是俄罗斯原油最主要的买家之一，通过管道和海运出口至欧洲的原油占俄罗斯总出口的近50%左右，成品油占比更是接近70%。由于制裁和市场自我制裁，俄罗斯原油价格自冲突以来始终维持深度折价的状态，主要出口油种Urals较Dated Brent折价达到35美元/桶的历史极值。已宣布降低采购的西方石油企业在2021年的平均原油进口量约58万桶/天，欧盟海运禁令涉及规模将接近220万桶/天原油和120万桶/天的石油产品，都需要寻找新买家。

1.2、欧盟豁免Druzhba管道进口不足以改变降低依赖的大趋势

冲突前，欧洲进口俄罗斯原油中，大约73万桶/天是通过管道进口，约占总量的三分之一。由于部分国家对管道进口的依赖度非常高，为了获得这些国家的支持，欧盟在第六轮制裁中暂时豁免通过管道进口俄油，但这不足以改变欧洲降低俄罗斯石油依赖的大趋势。

Druzhba管道是联结俄罗斯西伯利亚原油产区至欧洲的主要出口管线，分为两条支线，主要有7家欧洲炼厂（见图表8）在其沿线。北线通向德国、波兰的炼厂，北线最大管输能力120万桶/天。南线经乌克兰通向匈牙利、斯洛伐克和捷克的炼厂，南线最大管输能力60万桶/天。Druzhba管道北线上德国和波兰进口量较大，但依赖程度在30-35%左右，炼厂有其他管线与港口相连，降低依赖的难度相对偏低。德国与波兰已宣布无论是否豁免，都将逐步停止从俄罗斯的管道进口，因此未来欧洲管道出口量仍将趋于下降。从豁免中受益的欧盟国家主要是Druzhba南线的匈牙利，斯洛伐克和捷克，2021年合计进口量24.5万桶/天，但依赖度均高于50%。

波兰和德国的炼厂有管线与港口相连，因此替代Druzhba的可能性更多。波兰通过将位于波罗的海沿岸（Naftoport码头）的Gdansk炼厂和位于Druzhba管道上的Plock炼厂之间的一条管道反向铺设，利用从沿海向内陆运输原油，减少了对俄罗斯的依赖，波兰与沙特签署了长期供应协议，这也导致波兰经Dzruhba管道进口量在2021年大幅下降。Naftoport码头的最大卸货能力为72万桶/天，2021年码头平均卸货32万桶/天。Gdansk—Plock—Schwedt—Leuna炼厂之间也有管道联通，同时德国的Rostock码头也有管线通向德国两个炼厂，这使得德国可以通过Naftoport或Rostock进口海运原油来替代部分的Druzhba管输，但受限于现有管道运能瓶颈，如果Druzhba管道进口被完全禁止，沿线的德国炼厂依然可能面临原料短缺。Naftoport码头的进口将首先满足波兰炼厂的需求（Gdansk+Plock合计50万桶/天）这将导致仅剩10万桶/天的闲置管输产能能够向Schwedt输送原油。Rostock—Schwedt管道最大运输能力仅14万桶/天，因此德国炼厂理论上存在8万桶/天的缺口。不过，Gdansk—Plock之间第二条管线目前在建，预计2023年完工，将增加54万桶/天最大管输能力，在启用后理论上能够完全Druzhba管线。

斯洛伐克、捷克和匈牙利三国地处内陆，Druzhba管道沿线炼厂原油加工量合计45万桶/天，替代的难度取决于其他管线基础设施的完善程度，成本较高。该区域内有另外两个管输系统运行，分别是JANAF和TAL。JANAF最大管输能力40万桶/天，部分与Druzhba共用，由克罗地亚的Omisalj港连接到匈牙利、斯洛伐克和捷克的炼厂。TAL则从意大利Trieste港连接到捷克两家炼厂。2021年JANAF的平均输油量13万桶/天，相当于最大管输能力的32%，而TAL则已使用约90%的管输能力。若未来Druzhba管输受到制裁，理论上利用JANAF的闲置管输产能应能够满足捷克、斯洛伐克和匈牙利的炼厂替代Druzhba管线，只是运输成本将有一定程度上升。2015年以来，三国经Druzhba管道年进口量处于24-31万桶/天区间内。俄罗斯原油处于折价状态可能导致其吸引力上升，未来三国通过该管线的进口量可能小幅增加，维持在30万桶/天的高水平。

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2\航运保险禁令是俄罗斯至亚洲出口的潜在威胁

2.1、亚洲将是吸纳俄罗斯原油的主要市场

俄罗斯有四个主要的原油出口港，分别是西部波罗的海的Primorsk和Usst-luga，黑海的Novorossiysk，和远东地区的Kozmino。远东港口出口主要针对亚洲市场，预计受到制裁影响相对较小，受欧盟制裁影响较大的将是西部三个港口发货的原油。

自俄乌冲突后，海运贸易流调节持续进行，俄罗斯出口流向来看，对欧洲出口下降，对亚洲的出口增加。4-5月俄罗斯原油海运发货量环比一季度回升，略高于2019年平均水平。俄罗斯出口维持坚挺一方面取决于全球炼厂开工率的不断提升导致需求恢复，另一方面得益于价格优势吸引到亚洲买家和部分欧洲买家提前采购。从目前的趋势来看，大多数欧盟国家已在制裁落地前开始着手寻找替代资源，仅有少数几个欧盟国家5月的俄罗斯原油到货量高于2021年均值。俄罗斯对西北欧地区降幅较明显，但对南欧的出货量高于往年平均值，主要是Lukoil在意大利、保加利亚和罗马尼亚的炼厂在4-5月增加采购，也有部分原因是俄罗斯原油在欧洲海域进行“ship-to-ship”转运后将流向亚洲市场。5月俄油到欧盟制裁落地后，由于6个月缓冲期的存在，贸易流变化以及欧洲长约买家提前采购可能在短期内延续，即俄罗斯出口在短期内预计维持平稳，或在今年底至明年一季度出现进一步下降。

俄罗斯对亚洲市场的增量目前主要体现在印度，4月和5月俄罗斯向印度的发货量稳定在平均65万桶/天，相比之下过去3年的平均发货量仅3万桶/天。2021年印度原油总进口量中，仅有1%来自俄罗斯，今年5月这一比例达到17%。印度与部分中东国家的长约使得伊拉克等国的份额相对稳定，美国和阿联酋等至印度的份额在5月减少。价格优势是吸引到印度买家的主要原因，印度国营炼厂不仅增加了现货采购，Indian Oil Corp与Rosneft签订了在2022年额外供应至多1,500万桶俄罗斯原油的合同。不过6月初Rosneft推迟了与印度国有炼油商签署新的原油协议，这意味着印度更多的增量将主要依靠现货采购，这将取决于Urals的价格，在弥补掉高昂的运输和融资等成本后，Urals原油目前实际的折价大致在15美元/桶左右。鉴于未来航运保险禁令等制裁可能导致运输成本进一步上涨，新买家可能要求更高的折扣，印度此前已经表示希望以低于70美元/桶的价格购买俄罗斯原油，吸引新买家增加采购量将需要俄罗斯原油更深的折价。

中国是俄油另一个重要的潜在买家，2019-21年，俄罗斯向中国的海运和管道出口量维持在140万桶/天左右。由于二季度中国需求受疫情影响，3-5月俄罗斯向中国的出口量小幅增长30万桶/天左右。随着中国需求在二季度末见底回升，对俄油的采购可能增加，将驱动贸易流进一步变化。大约57%的俄罗斯对中国原油出口依靠管道，冲突前经俄罗斯ESPO管道和中哈原油管道（KCP）的出口量维持在平均80万桶/天。俄罗斯ESPO管道从东西伯利亚的Taishet将原油输送到东的Kozmino港，最大管输能力160万桶/天，其中向中国大庆的支线最大运输能力70万桶/天，2012年起Rosneft执行与中石油为期20年的长期原油供应协议，ESPO至中国大庆支线管道基本接近满负荷运行。2017-21年俄罗斯经KCP管道（Atasu-阿拉山口）管道向中国的出口量约20万桶/天，理论上KCP仍有20万桶天的闲置运输能力。今年2月Rosneft与中石油签署一份新的长期原油供应合同，为期10年，共计1亿吨（或20万桶/天）。未来俄罗斯经KCP管线的运输量可能也将增加至近满负荷，使得俄罗斯向中国的管道出口上升至100万桶/天左右。

俄罗斯向中国的海运出口以Kozmino装载的ESPO混合油为主，是东北和山东地区炼厂的主要进口油种之一。2021年Kozmino港的平均发货量65万桶/天，70%流向中国，因此俄罗斯东部港口和管道向中国增加出口的潜在空间预计30-40万桶/天，未来需要更多关注的是俄罗斯西部港口向中国出口的增长潜力。俄罗斯西部港口出口的Urals属于中质含硫原油，是中国进口占比最大的一类原油，理论上适合取代俄罗斯以外份额，例如西非、北美等品质相近的油种。从中国海运进口来源结构来看，俄罗斯总占比约8%，但中质含硫原油进口中Urals占比并不高。前五大进口来源占比近年来相对稳定，主要有长期供应合约作为支撑，进口的油种以中质含硫原油为主，长约的市场份额未来条件的空间相对有限，这将是Urals向中国大规模出口的主要阻力之一。从补充库存角度，中国陆上库存从2020年9月的高点下降超过9,000万桶，以及仍在筹备中的新石油战略储备库将为进口俄罗斯原油提供补库空间。

2.2、俄罗斯成品油尚未观察到明显的贸易流调节趋势

与俄罗斯原油进行贸易流调节导致发货量平稳不同，俄罗斯轻质石油产品发货量在俄乌冲突后出现下降，4月和5月的发货量较2月水平下降50万桶/天，其中是柴油出口降幅尤为明显。中国和印度均是成品油净出口国，因此并非俄罗斯成品油的目标市场。俄罗斯成品油出口以柴油和石脑油为主，占比分别达到63%和28%，分地区来看，俄罗斯向欧盟的出口占比61%，G7（非欧盟）和亚洲分别占比12%和13%。4-5月俄罗斯向欧洲的发货量高于2021年平均水平，下降主要集中在G7（非欧盟）和亚洲。目前俄罗斯出口的下降，依靠的是其他市场增加出口来填补，柴油方面，美国3月和4月出口量大幅增加，但5月有较大降福，中东地区则有稳定的增加，北亚的韩国出口也有较为明显的上升。此外，欧洲内炼厂开工率回升和SPR释放，使得区域内的贸易量也在上升。汽油的贸易流波动较大，没有明显的趋势形成。

俄罗斯出口下降对柴油市场的影响更为明显，尤其以欧洲受到的影响最为直接。欧洲的柴油需求在总需求的占比能够达到一半左右，过去38%来源于俄罗斯。由于炼厂在实际生产中难以实现50%以上的中间馏分收率，因此欧洲无法通过提高自身炼厂开工率来填补缺口，依然需要大量进口，即需要其他市场提高原油加工量来提供额外的供应。

前5个月全球主要国家炼厂原油加工量较往年季节性均值偏高50万桶/天，但4-5月由于中国和俄罗斯加工量下降而环比走弱。当前高利润对炼厂开工率有较强的提振，美国炼厂开工率在6月初已接近95%，尽管炼能下降导致加工量仍低于2019年，欧洲炼厂原油加工量环比同样在回升，但5月有季节性检修影响，印度原油加工量基本维持在2019年水平。随着各市场季节性的检修结束以及中国需求改善对加工量的提振，全球炼厂原油加工量预计仍有300万桶/天左右的回升空间，能够有效满足短期缺口。中国炼厂开工率虽有回升预期，但成品油出口政策收紧后，未来出口增量将取决于政策，且中国以出口汽油为主。

从目前的趋势看，俄罗斯成品油出口进行贸易流调节的难度更大，因此制裁生效后，曾经销售至欧盟的成品油可能大部分无法找到新买家。长远来说，全球的柴油缺口更多需要依靠炼能扩张来满足。全球炼油产能在2020-21年出现关停潮，2021年减少130万桶/天，减量主要集中在欧洲和北美。今明两年，全球炼油产能预计将净增长260万桶/天，其中中东和中国将贡献65%，不过炼厂新投产可能出现延期，并且开工率提升需要一定时间。沙特Jazan投产后，中东向欧洲的柴油出口增加已见端倪，若四季度科威特AL-Zour投产顺利，预计中东出口量可进一步增加。

2.3、欧洲需要更加多元的进口来弥补俄罗斯缺口

欧洲海运原油到货量环比持续回升，暂未受到俄罗斯供应下降的影响。欧洲的海运进口来源更加多元化，几乎各主要出口市场向欧洲的出口均在增加，欧洲北海地区的出口也在增加，弥补了俄罗斯原油的缺口。由于欧洲国家寻找其他原油来源替代俄罗斯，这也导致一些区域的油种溢价显著上升至历史新高。

用其他等级的原油取代俄罗斯原油并不是一换一的选择，不同油种品质的差异(主要是密度和硫含量)导致炼厂石油产品收率的差异，同时也一定程度受炼厂处理能力的约束。从进口习惯来看，轻质和中质原油占比超过80%，平均API 35.4。不过，随着俄罗斯原油到货量减少，更多的轻质油流入西北欧，导致该地区API有明显上升，而更多的俄罗斯原油进口使得地中海地区的API明显下降。中东和美国出口量伴随着产量增长均持续上升，中东与亚洲市场的捆绑更紧密，因此向至亚洲市场的出口增加更显著，但Urals原油的深度折价同样影响了中东原油的贴水，Brent-Dubai处于较高水平。美国向欧洲和亚洲增加的出货量较平均，西北非货源则更多被调节到欧洲市场。

美国持续大幅释放SPR来缓解市场紧缺，出口自3月以来持续上升，美国墨西哥湾沿岸的原油价格相对欧洲北海原油的出现深度折价使得美国向欧洲的套利窗口打开。同时，西北非原油对Dated BFO的溢价达到历史新高的水平，因此，美国原油的价格相对于Bonny Light等同品质等级的西北非原油具有一定的价格优势，将有利于美国原油向欧洲市场流动。未来美国将是俄罗斯退出欧洲的市场份额的有利竞争者之一，这将导致欧洲与美国的能源联结更紧密，需要美国原油与Brent折价维持在能够促进贸易流的水平，同时欧洲市场可能需要更高的溢价来吸引足够的进口，可能导致Brent与其他区域价差扩大。

2.4、欧盟航运保险禁令威胁贸易流调节规模

在欧盟第六轮对俄制裁中还有一项是在6个月后禁止欧盟公司向运输俄罗斯石油的船只提供担保。航运保险可能成为未来俄罗斯石油出口的主要障碍之一。油轮通常需要两种保险:船体和机械保险(H&M)和保赔保险(P&I)，前者承保船舶的物理损坏，而后者则承保各种第三方责任，包括货物损失、碰撞和污染。缺少这两大类的保险，船只将不被允许停靠在世界上大多数港口。欧美企业在船运保险和再保险业务领域具有统治地位，国际保赔协会集团（International Group of P&I Club）为全球90%的远洋油轮提供保险，该集团由13家保赔协会成员组成，绝大多数设立在英国、挪威和欧盟，并依靠第三方商业再保险。一旦失去了P&I保险，西方的船运公司也将很难继续承接俄罗斯原油的运输业务，不仅是至欧洲的运输，还包括至亚洲的运输。西方贸易商和国际石油公司承担着大部分俄罗斯原油的贸易，包括向第三国的贸易，也主要依赖西方船队进行运输。俄罗斯的油轮船队规模在全球的占比仅2.4%，在全球前十大油轮船队规模的国家中，欧洲国家占据5席。

尽管为响应欧盟的第四轮制裁，西方大型贸易商已经在5月15日起暂停与俄罗斯国家石油公司的现货贸易，这部分贸易业务未来可能由买家与俄罗斯国家石油公司直接交易或一些不受制裁影响的贸易商接手，但航运及相应保险依然是无法绕开的一环，保险禁令将增加俄罗斯向亚洲出售石油的难度。理论上应对保险禁令的变通途径一是通过进口国政府提供的主权担保替代商业保险，二是由俄罗斯或进口国的保险机构承担起相应的船只商业保险业务。航运保险相关的制裁并非第一次出现，2012年7月欧盟对运输伊朗原油的船只的航运保险禁令生效，对伊朗的出口产生了重大影响，伊朗原油出口量因此下降近100万桶/天，买家难以快速找到保险替代。随后伊朗原油出口有所回升，日本和印度开始为运输伊朗原油的船只提供主权担保，中国和印度随后也开始接受伊朗保险公司Kish P&I club为其船只提供保险，通过这两条解决变通渠道，伊朗得以继续向市场出口原油，但平均出口量较2012年上半年下降约40%。基于过去的经验，保险禁令生效后，俄油出口预计有所下降，未来印度和中国可能都需要采用类似的途径来购买俄罗斯原油。

俄罗斯的船运公司Sovcomflot因制裁已经失去了西方企业的保险业务，而转向让当地的保险公司承保，例如俄罗斯的保险公司Ingosstrakh。这确保Sovcomflot的船队可以继续运输俄罗斯石油，但Sovcomflot运营的船只主要以Aframax为主，目前拥有37艘Aframaxes/LR2s,10艘Suezmaxes和2艘VLCC，因此单凭目前俄罗斯的远洋运输的能力不足以覆盖所有的贸易流调节所需的运力，保险禁令将限制一些依赖欧洲航运保险体系的国家继续进口俄罗斯原油。就远洋运输能力而言，中国企业拥有较大规模的VLCC船只数量，有能力大幅提升运力，是未来可能承担起俄罗斯原油运输的主要运输力量之一，前提是保险问题得到解决。

2.5、贸易流调节导致原油运输航程变长，运输效率下降

俄罗斯原油的贸易流调节代价之一是运距大幅增加所导致的运输效率下降以及运能的再次分配。由于港口吃水深度有限和运输距离影响，过去80%的俄罗斯原油运输使用LR2(e.g. Aframax, Suezmax)船型，但从运输经济性的角度来说，VLCC更适合长距离的远洋运输。因此在目前的贸易流调整过程中，可以观察到“Ship-to-ship”（STS）的转运情况在4-5月明显增加，甚至出现了在大西洋中部海域进行STS转运的较罕见的情况，俄罗斯原油从西部港口短途运输至欧洲或亚洲海域后被转运到大船上，并最终运抵亚洲。由于STS成本较高，2021年俄罗斯原油通过这种形式转运量平均仅21万桶/天，其中较常见的转运最终目的地是亚洲和美国，2021年通过这一形式向亚洲和美国运输量平均分别是10万桶/天和6万桶/天，转运通常在亚洲或北海水域进行。今年2月以来，在欧洲水域进行STS的转运量从2021年的平均每月5万桶/天增加至23万桶/天。

欧盟制裁生效后，更多的原油需要被调运至亚洲，STS这样的高成本运输模式可能更为常见，STS和贸易流变化导致运输时间大大延长，俄罗斯西部港口至欧洲的船运时间普遍在一到两周内，但至印度或中国的运输时间普遍在一个月以上。中国或印度未来若采购更多的俄油，可能导致中东更多原油运往欧洲，这也意味着更长的航程，因此未来贸易流调节可能导致tonne-mile持续的增长。物流方面的瓶颈并没有完全暴露，相比过去，更多的运力需要分配到俄油的运输，才能保证相同时间内与过去等量的运输，否则将加剧产地与消费地的错配。

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俄罗斯贸易流改变对市场的影响

俄乌冲突发生以来，虽然西方制裁对俄罗斯出口施加的阻碍不断升级，目前俄罗斯原油出口仍表现出较强的韧性，尚未出现大幅下滑的情形，成品油出口量小幅下降。在欧盟制裁缓冲期内，市场自我调节将继续，使得俄罗斯原油出口短期维持平稳，在年底或明年一季度仍可能有一定幅度下滑。然而，俄罗斯出口下降对市场的影响可能远不止于此，贸易流在改变同时伴随着供应不稳定的风险随之上升。

欧盟制裁将加速欧洲切断对俄罗斯石油依赖的进程，对原油市场的深层影响在于重构未来的贸易流，俄罗斯原油需要以低价来寻找新的买家，同时欧洲的缺口意味着需要支付更高的溢价来吸引替代资源。我们认为原油贸易流调节的空间尚存，但可能将以低效且高成本的运输方式来实现。欧盟航运保险禁令的影响尚未完全凸显，同时，贸易流改变导致的航程变长势必增加运输成本，在途库存增加将加剧产地与消费地间的错配风险，油价的风险溢价水平随之抬升。

对于俄罗斯原油产量的影响，由于俄罗斯不设SPR储备，境内运营的商业储油能力约9,680万桶，相当于约90天的原油产量，因此如果未来俄罗斯的原油或成品油无法找到新买家，必然将导致原油产量被动下滑。从4-5月的预估数据来看，这种影响非常直观，俄罗斯原油产量的降幅与原油加工量下降的程度非常接近。目前没有观察到俄罗斯成品油出口形成贸易流变化的趋势，因此在8个月过渡期结束后，成品油出口将面临较大的下降风险，假设向欧盟出口的成品油贸易流无法被调节，原油加工量下降100万桶/天，虽然其他市场原油需求可能有一定增量，这部分降幅最终仍会绝大部分兑现到原油产量的下滑。

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风险提示

需求下滑程度远超预期，美国页岩油产量增速大幅超预期。