图1：原油&煤炭长周期价格走势
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图2：原油&LPG长周期价格走势 ![]()
在新冠疫情扩散及3月初OPEC+减产协议破裂、4月初国内标杆煤企陆续推出量大优惠政策对供需的双重打压之下，一季度以来国内外能源市场上演暴跌行情。从价格的绝对水平来看，一季度布伦特原油人民币价格累计下跌59.5%，广州液化气价格最高跌幅达49.5%，已基本回归16年低点；而秦港动力煤价格自一季度高点仅下跌11.9%，一度另市场对动力煤后续下跌空间产生遐想。图3：能源系商品单位热值价格走势
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从能源系商品单位热值的价格走势来看，原油和LPG除提供能量外还是重要的化工原料，其附加值高于动力煤，因此单位热值价格长期处于动力煤之上，可以说动力煤的单位热值价格决定了原油和LPG单位热值价格的下限。本轮下跌中原油和LPG每千卡价格最低跌至0.14元和0.23元，较动力煤单位热值溢价显著缩窄。图4：境外新冠肺炎新增确诊病例
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年初以来国内、海外新冠肺炎疫情的扩散接连冲击大宗商品需求，能源作为提供能量的资源品，其需求在以限制人员流动为主的疫情防控中所受冲击首当其冲。上游煤矿、油田采掘业面对需求坍塌短期的增产争份额价格战、协同减产的相对滞后性造成能源商品库存快速累积，剩余有效库容成为边际定价的商品能否继续暴跌的重要关注点。图5：4月初能源类商品库容率
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鉴于固、液、气三态能源不同的存储特性，目前其所面对的剩余库容压力也存在一定差异。原油作为液体能源其库容相对有限且短期内难以扩张，截至4月初全球原油剩余可用库容9.3亿桶左右，库容率约83%，如果按照EIA预估4月盈余幅度1544万桶/天来计，其2个月即可被填满，5月起减产联盟重新达成的协议将延缓这一累库进程，但4月内的累库仍将对局部储运设施构成压力，短期以内陆市场为代表的现货价格难改弱势；动力煤作为干散货的代表品对仓储要求相对较低，尽管近年来环保整改要求在上游煤矿、集运站、下游电厂搭建储煤棚，在一定程度上限制了其有效库容，横向来看动力煤剩余库容仍相对充裕，环渤海港口的库容率普遍在70%之下，这一特性导致动力煤不易出现原油等液体能化品的暴跌行情。值得注意的是，目前秦港、国投曹妃甸库存分别达19年高点的94%、90%，出库压力增加下现货市场加速下行；作为油气田、炼厂副产品，LPG价格弹性较大，尽管4月以来进口货陆续到岸港口库存有所回升，但目前华东、华南码头库容率仍较去年高点70-80%有较大差距，对价格的制约作用相对有限。需求交易逻辑将自“弱事实”向“强预期”过渡，二季度耗煤表现不过分悲观
受钢铁和煤化工连续作业特性影响，疫情期间高炉喷吹和化工用煤所受影响相对有限，2月钢铁行业用煤不降反升0.8%，化工行业用煤同比降幅也仅为0.5%；与此相对应，下游建筑施工受影响更大且库容缓冲有限的建材耗煤2月同比骤降27.5%，火电耗煤受第三产业活动拖累同比下降7.2%。3月中上旬，非电力行业耗煤已基本恢复正常水平，截至4月3日，全国水泥熟料运转率已恢复至75.4%，高炉开工率恢复至67%，煤制甲醇开工率恢复至75.9%，均已到达去年同期水平。
3月下旬以来，火电耗煤恢复明显加快，一方面随着全社会复工复产有序进行，3月下旬发电总量的同比降幅缩窄至12.5%，另一方面水电发电量同比大降26.4%为火电腾挪出更多发力空间，火电发电量同比降幅已自2月下旬的17.7%显著缩窄至4.8%，4月以来全国重点电口径煤耗进一步恢复至同期高位水平。图6：发电量旬度同比增速
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图7：全国重点电煤耗
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考虑到国内疫情对除武汉、北京外省市经济活动的影响已基本进入尾声，海外除美国外的其他国家陆续出现新增病例拐点，美国华盛顿大学健康测量及评价研究所预测美国疫情峰值将在4月15日出现，我们认为后续期货市场对动力煤需求的交易逻辑将由此前的“弱事实”向“强预期”过渡。在此前的能源年度策略展望中，我们曾分析过厄尔尼诺气候及核电有效装机容量投产大年之后，2020年水电、核电的挤压效应将明显趋弱并对火电耗煤需求形成支撑，今年1-3月水电、核电旬度平均同比降幅分别为16.6%、15.6%。综合考虑疫情后国内经济活动的滞后恢复及去年上半年水电高基数的影响，我们对二季度耗煤淡季的需求表现并不过分悲观，全年耗电耗煤增速预估自疫情前的2.9%下调至1.37%。![]()
低煤价能否倒逼减产有待观察，价格优势回落二季度进口量或低位运行
与需求端的迟缓恢复相比，国内煤矿产销在春节之后受疫情冲击程度更大但恢复也更加迅速，3月三西样本煤矿平均产能利用率82.3%，较85%的常态开工水平所差无几。但受下游采购需求偏弱影响，运销量并未恢复往日强劲水平，2月末以来鄂尔多斯Q5500坑口价格累计下跌81元/吨（21.2%）至301元/吨，榆林Q5800坑口价格累计下跌86元/吨（18.9%）至370元/吨，目前坑口市场已触及17年以来低点，部分煤矿表示若煤价继续下行则考虑减量生产。图9：三西样本煤矿周度产量
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年初以来进口煤异地报关从严，多个口岸给出进口额度不超过2017年水平的指引，我们认为在过去两年平控指引下广义动力煤进口分别增长2.7%、7%的情况下，20年的减量进口控制若能实现与19年进口量持平已属乐观，预估进口额度限制对进口量的实际影响或集中在下半年体现。尽管如此，考虑到国内煤价快速下跌之后以澳煤为代表的进口煤价格优势已自3月初的90元/吨以上回落至37元/吨左右，国内电厂采买进口煤意愿下降，继3月进口煤到港船期环比增长11.4%之后，二季度进口量大概率低位运行。
图10：进口煤交割成本及价格优势
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图11：广义动力煤进口量预估
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此前我们曾反复分析过纵使疫情影响淡化后终端需求出现改善，电厂高库存仍将制约港口环节采购需求的恢复，3月下旬以来电厂进入主动去库存阶段，这一采购真空期中港口煤价出现加速下跌。从二季度的供需预判来看，5-6月动力煤市场总体仍将处于供大于求、库存累积的状态，3-4月CCI5500月均价累计下跌53.8元/吨已部分透支这一淡季预期。
图12：动力煤月度供需平衡表
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图13：动力煤月度供需缺口/价格涨跌
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关于本轮现货市场下行的支撑位，我们提供几个参考：一是目前受到外矿成本支撑跌速放缓的进口煤交割成本510元/吨左右；二是环渤海港口动力煤成本曲线60%分位数500元/吨；三是环渤海港口成本曲线48%分位数、目前标杆煤企外购煤平仓成本470元/吨左右。截至4月10日CCI5500已跌至497元/吨，进口煤交割成本被有效突破，进口煤价格优势的弱化已反馈至进口煤招标采购量的缩减；后续市场煤价格将在470-500元/吨的行业痛点区内继续探底。在终端电厂主动去库存的策略带动下，4月首周动力煤中下游库存已下降517万吨（3.8%），电力高库存矛盾有所缓解，随着中下游绝对库存水平回落至去年同期以下，不排除二季度出现小周期的主动补库行为，为环渤海港口这一关键定价点的采购需求带来边际改善；从上游生产企业来看，40-50%的亏损产能占比终究不可持续，470-500元/吨行业痛点区内减产行为的出现只是时间问题。期货主力合约2009已于4月初率先跌至这一行业痛点区内，后续下跌空间愈发有限，表现出对利多消息的敏感性，此前空单可在470-500元/吨区间内逢低减持，套保多单静待供需出现边际改善后择机布局。图14：动力煤港口&电厂库存演绎路径
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图15：环渤海港口动力煤成本曲线
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新冠疫情对原油需求的冲击不仅极为严重而且非常迅速。短期来看，由于居民出行及交通运输行业用油占原油终端消费50%以上，主要疫情国居民居家隔离及生产贸易活动放缓使得该部分需求快速坍塌，其他工业行业用油与化工需求亦将受到不同程度的影响。具体来看，航空煤油与汽油正常时期占原油下游需求分别约10%与30%，或是当前受影响最为严重的两个产品。全球每日在飞航班数量在欧美疫情恶化后急剧下降，二季度初较一季度初相比总计下滑约60%，全球维度看航空煤油消费的下降比例在所有油品中或首当其冲。汽油方面，以全球最大汽油消费国美国为例，3月以来随着其疫情的大规模爆发，汽油表观消费量一个月内下降了约4400万桶/日，降幅近50%，对处于疫情蔓延期的国家来说，汽油消费大幅下滑或都难以避免。
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图17：美国汽油表观消费量
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终端成品需求的坍塌使得炼厂在出货受阻的同时利润走低，原油加工量大幅下滑，美国炼厂开工率至4月3日当周已下滑至75.6%，原油加工量与去年同期相比下降近250万桶/日，降幅达15%。综合其他各方面信息，截至4月初全球受新冠疫情影响的炼厂原油投入降量或已高达1200万桶/日以上，主要集中在北美、欧洲及除中国以外的其他亚洲地区，原油市场正在经历有史以来最大量级需求坍塌的至暗时刻。
图18：美国炼厂开工率
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另一方面，国内疫情得到有效防控，复工复产有序推进下终端需求的边际大幅好转正在进行，山东地炼开工率一季度一度暴跌逾30个百分点后现已反弹至正常区间，但在成品油库存较高与出口压力增大的情况下，3月主营炼厂开工率并未得到明显提振，卓创数据显示主营2月与3月开工率分别为63.67%与60.23%，同比下滑均15个百分点以上。可以预估，当前海外尚处于成品需求坍塌带动炼厂降量的加速阶段，即使二季度疫情有望迎来拐点，需求恢复的渐进性以及巨大的库存压力也将使得炼厂端原油需求的反弹可能更加缓慢。从EIA今年4月短期能源展望的预估来看，今年剩余三个季度的石油需求平均同比下降513万桶/日，4月同比降幅可能高达1671万桶/日，而海外部分投行与咨询机构的预估更为悲观。当前全球原油需求端弱事实的局面是相对确定的，然而疫情发展的拐点以及持续时间的高度不确定仍使得市场对后期需求预期难以统一，3月欧美新增确诊加速的同时悲观情绪已得到新一轮释放，全球逆周期调节政策的不断加码下4月初风险资产出现了企稳迹象，但疫情的爆发是迅速的，消退或许是漫长的，欧美何时能真正走出疫情的阴霾尚无定论，印度、俄罗斯、非洲也可能正面临新一轮威胁，需求预期的发展仍是二季度原油市场的最核心因素，也是决定供应端博弈格局的重要背景。3月以来市场对欧佩克+的供应预期由减产转向增产后，又再次转变为大规模减产。低油价对产油大国的影响3月开始已经逐步显现，包括沙特计划将今年财政预算削减5%、考虑出售阿美管道部门、美国垃圾债利差飙涨、页岩油企Whiting Petroleum申请破产保护等。沙特作为最大的机动产油国和减产联盟的最核心成员，增产源于份额争夺打压竞争对手，但在美国干预以及日益严峻的全球库容压力下，产量策略被再度改变。短期原油供应持续过剩使得全球库存大幅累积，剩余库容成为产油国未来生产活动得以持续必须关注的问题，综合各方面信息来看，截至4月初美国原油剩余可用库容3.8亿桶左右，库容率约74%，全球原油剩余可用库容9.3亿桶左右，库容率约83%，如果按照全球1500万桶/日过剩量发展，两个月后将被填满，这从根本上限制了维持增产策略的可行性。
图19：全球原油库存及剩余可用库容预估（单位：亿桶）
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4月2日特朗普宣布沙特与俄罗斯将减产后，原油供应端此前的增产预期被完全扭转， 4月12日欧佩克+新一轮减产协议达成，将在今年5至6月减产970万桶/日，7至12月减产770万桶/日，2021年1月至2022年4月减产580万桶/日，减产节奏与其预估的需求边际好转节奏相对应，这对原油供应前景进行了主动的预期管理，后期部分G20产油国可能的加入使主动减产目标可能被进一步放大，供应预期最为悲观的时候或已经过去。由于新一轮减产涉及国家较多、减产目标较大，产油大国的经济利益与政治诉求需要不断动态平衡，后期执行或仍将面临多方面的考验，欧佩克+组织中非欧佩克国家2017年以来对减产的实质性贡献较小，欧佩克的减产执行或更加值得期待，本次协议欧佩克承担的减产目标约600万桶/日，若与其今年一季度产量相比需要再度减产约460万桶/日。总体来看，在需求坍塌背景下，主动减产很难在短期扭转原油的累库趋势，但供应压力大幅减弱、累库速度放缓为等待疫情好转提供了时间差。除了主动减产外，低油价下以美国页岩油为代表的被动减产已经开始。过半页岩油生产商现金盈亏平衡需要的WTI油价在 24美元/桶以上，同时过半生产商新增钻井计划需要的WTI 油价在50美元/桶左右，且几乎没有生产商愿意在WTI油价30美元/桶以下新增钻井计划。美国活跃石油钻机数3月初以来已下降近200台， EIA今年4月短期能源展望报告将今年剩余三个季度美国原油产量预估由1298万桶/日调低至1144万桶/日。![]()
对于被动减产来说，生产活动的连续性偏好使得成本对产量的传导不会立即显现，在合同履约与套期保值等多方面因素影响下，资本支出也不会立即被清零，相对确定的是长期低油价将加速高成本产量的出清，成本逻辑对远月合约的支撑更加确定，美国产量也将在远月基本面预期的博弈下寻找新的平衡点。总而言之，弱需求将驱使供应端主动与被动减产均在二季度开始显现，对油价形成托底效应。图21：全球石油供需平衡预估
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当前原油市场非常态的供需格局和供应端频繁切换的交易热点使得短线风险仍然偏大，欧佩克+主动减产达成后供需矛盾得到一定缓解，油价进一步大幅下探的风险大幅降低。但最终可能再被打折的减产量与需求的大幅下降相比仍难以扭转弱事实的局面，现货价格的疲软对期价形成压制，预计宽幅震荡磨底的概率较大，可关注震荡格局形成后的区间操作机会。对于长线资金来说，基于全球需求在二季度见底的中性预估，在价格处于绝对低位以及利于多头的预期偏差更有可能发生的情况下，建议以关注多头配置策略为主，可参考WTI远月合约30美元/桶价位附近进行长线多单布局。价差方面，欧佩克+主动减产使全球东区市场供应压力边际减弱，远月BW价差有一定走阔动力。全球储油成本高企及外盘近月深度贴水的月差结构下，SC原油固定的仓储费用使得仓单价值凸显，支撑内外盘价差相对高位运行，后期回归节奏需关注供需再平衡带来的外盘月差改善情况。图22：INE SC理论仓单上下边界测算
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新冠疫情使得全球海运贸易活动放缓，继而施压船用油需求。具体来看，正常时期分别占船用油需求约3.7%和22%的邮轮和集装箱需求所受影响最大，二季度邮轮的大规模停航已是必然，年内或很难走出阴霾，受新冠疫情影响，闲置集装箱船运力今年2月一度接近250万TEU，超过金融危机时期约150万TEU的水平，欧美疫情爆发后二季度集运需求恶化预期进一步加剧，从当前市场主流预估来看，4月航线取消量较3月大幅增加，二季度全球主要航线集装箱总运量将同比下降15%左右，集运需求或是二季度船运需求走弱的主要推动。此外，油轮运输一季度受中东增产、屯油需求旺盛共同提振景气度大幅提高，受后期产油国减产影响，5月后油运船用油需求将有所回落但幅度相对可控，干散货运输需求相对刚性，短期冲击比较有限。综合来看，与汽油、煤油相比，全球船用燃料油需求下降比例相对较小，预计在10%以内。图23：新加坡船用燃料油销量
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高低硫价差今年以来持续缩窄，一方面IMO 2020限硫令正式实施之后，低硫燃料油成为航运市场消费主力，从新加坡今年前两个月的船用油销量来看，低硫重质燃料油与高硫重质燃料油的比例约为3:1，疫情对低硫燃料油的冲击相对更为直接；另一方面，汽柴油裂解价差走低削弱了低硫燃料油作为催化裂化原料的价值，国内燃料油出口退税政策1月22日发布后，产能释放预期亦对低硫供应紧张的局面形成改善。在此背景下，对于高硫燃料油来说，高低硫价差100美元/吨以下时脱硫塔投资回收期需要4-8年，使用脱硫塔已不具备明显经济优势，后期新增订单的预期大幅走弱，近期也已出现已有订单的推迟安装，高硫燃料油船用需求预期将受到压制。图24：新加坡燃料油高低硫价差及高硫裂解价差
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以沙特为代表的中东夏季发电用需求临近此前被寄予成为支撑燃料油二季度季节性行情的因素，然而当前高硫燃料油裂解价差处于高位且原油现货相对廉价，从历史来看沙特此时选择用原油直接发电的概率更大，高硫燃料油发电需求可能低于预期。图25：新加坡主要油品裂解价差
本轮原油下跌开启的主要原因是需求端的实质性走弱，也可以看作是汽、煤油等主产品裂解价差领跌所带动，主副产品的互补效应一定程度使作为副产品的高硫燃料油裂解价差相对受到支撑，原油绝对值的大幅下降也使得各产品裂解价差绝对值走低。对于后期供应来说，去年12月以来高硫裂解价差的持续走高说明炼厂已通过将部分高硫调油组分转为深加工路线适应了限硫令带来的冲击，虽然在当前裂解价差水平下，高硫燃油继续深加工的动力并不强烈，炼厂将根据各产品利润情况适当调整收率，但在整体炼化利润承压背景下加工量大幅下滑仍是必然，IHS预估亚洲地区二季度炼厂降量将在200万桶/日以上，燃料油总产量下降概率较大。另一方面，当前东西跨区价差位于40美元/吨附近且运费持续高企，后期大量套利船货流入亚洲的预期并不强烈，燃油供应端趋紧是相对确定的。在船用需求整体承压的同时，当前高低硫价差偏低及高硫裂解价差偏高使得高硫燃料油需求前景进一步受到压制，炼厂的大规模降量亦将使燃料油产量有所下滑，燃油供需双弱的局面在二季度或仍将延续。长期来看，当前高硫燃料油裂解价差估值处于绝对高位，与其需求预期形成负反馈，具有向下修正的动力，长线做空裂解价差具有较高安全边际，但其趋势性走弱的前提仍是疫情预期迎来转向，届时船用油需求、炼厂加工量及各油品裂解价差将迎来再平衡，主产品裂解价差回升带动的原油上涨将加速高硫燃料油裂解价差向下修复。由此也能看出，燃料油绝对价格在疫情预期转向前或以跟随原油宽幅震荡为主，后期走势大概率较原油偏弱。
一季度LPG行情可以分为两轮下行和近期开始的筑底上探。首先由于去年年末中东丙烷开始挺价而带动国内气上涨后，下游需求偏弱，加之3月起允许国内企业申请豁免更低价的美国丙烷的进口关税，国内价先于中东价持续走弱。3月由于疫情的全球扩散和原油暴跌，中东价骤降，国内价缺乏进口成本支撑而跟随下行。近期则由于国内外需求环比恢复和欧佩克减产协议的初步达成，已达历史低价的LPG市场显现筑底行情，开始上探。国内LPG期货上市恰逢国内市场谷底，出于对需求恢复的不确定性而较2600元/吨的挂盘基准价大幅低开后，又因现货筑底和旺季合约升水修复而连续拉涨六个交易日，直到上周基本面转弱，而原油利多情绪已兑现于升水幅度中，转为高位震荡。
图26：LPG一季度现货与期货价格走势
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需求方面，LPG燃料需求中受影响最大的是餐饮业需求。1-2月全国餐饮业收入为4194 亿元，同比下降43.1%。据中国饭店业协会3月2日报告《新冠疫情下中国餐饮业发展现状与趋势报告》，调查时营业额同比减少80%以上的餐企占比83%，减少90%以上的餐企占比71%。因此我们认为餐饮业在一月维持同期水平后，二月几乎完全停摆，导致占国内液化气2019年需求约18%的餐饮业需求大幅减少。3月26日，商务部线上发布会称餐饮业复工率达80%左右，销售额恢复到去年同期的35%左右。而据饭店业协会报告调查，近六成餐企认为全年营业额将大幅下降40％，49%的餐企表示行业可在疫情结束后3个月恢复，有46%的餐企表示行业可在疫情结束后6个月恢复。考虑到疫情后人们生活习惯也难以短期内扭转，因此我们认为高复工率下的餐饮业需求仍将维持一个漫长的恢复过程，整个一季度餐饮业需求约为同期45%，二季度内仍难以恢复到同期水平。
化工需求方面，PDH因丙烷价格走低，毛利改善而开工率较高，汽油添加剂需求则因成品油消费减少而大幅受损。目前MTBE恢复较快，4月9日开工率为49.26%，接近同期水平，烷基化油开工率则在春节后维持低位。近期炼厂由于原油成本大幅下滑而炼油利润持续好转，炼厂开工率上升导致汽油添加剂需求开始恢复，一季度MTBE产量282万吨，同比下降11.36%，烷基化油产量196万吨，同比下降14.12%。两者开工率恢复分化的主要原因是近期乙醇汽油和国六标准的推广均有所放缓，MTBE因含氧量指标更差的劣势被弥补，MTBE价格走低幅度略高于烷基化油，下游销售更为顺畅。未来一方面由于汽油需求逐步恢复，另一方面炼厂有意愿消耗前期高价库存原油以尽早享受低价原油的红利，汽油添加剂需求二季度恢复速度有望加快，但由于低位汽油价格抑制添加剂价格，企业毛利水平上升困难，最终难以恢复到同期水平。前期处于低位的国内LPG总需求约从3月中旬开始有较明显恢复迹象，晚于全国其他行业的复工进度，因此处于低位需求背景下环比改善明显。3月末以来市场挺价情绪走强，买方持续观望后抄底进场，炼厂小幅挺价出货。但这些恢复因素在二季度难以因我国疫情消退而全面加速，因此对LPG来说需求恢复会是慢于其他行业开始，又慢于其他行业加速，弱势需求会对市场利多因素造成的短期冲高形成制约。图27：MTBE开工率
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图28：烷基化开工率
进口气方面，3月31日沙特公布4月CP丙烷230美元/吨，较3月430美元/吨降幅虽大，但仍略高于发布日前市场200美元/吨的现货价位，国际价格已较为充分的兑现了疫情和原油的双重利空，后市以筑底上探为主。南亚地区作为中东货源的重要市场，随着印尼、印度等国于3月陆续宣布封城，民用需求下滑的担忧使得中东丙烷再度承压，但3月末印度政府宣布在未来三个月为全国8300万户贫困居民提供免费液化气，这一利空压力被大大削弱。印度自16年以来大幅推动燃料清洁化，液化气消费量迅速上升，同时由于本国产量较为稳定，这部分增长需求主要通过进口来弥补。2020年1-2月印度进口272万吨LPG，同比增长19.26%，表观消费量484万吨，同比增长11.17%。印度LPG消费约87%都属于民用燃料消费，同时由于过去印度LPG推广中政府补贴只覆盖居民LPG燃气灶和第一罐LPG，存在居民因收入问题并未持续消费LPG的情况，而目前政府补贴用气后居民用气率会大大提高从而支撑其需求。后续由于印度汽油消费下降，国内炼油量下降导致国产LPG下降，维持增速的总消费量中进口占比还可能进一步放大。Wood Mackenzie预计印度二季度的汽油、煤油和柴油需求将分别下降25％，33％和13％。因此若印度二季度国产LPG也下降20%，表观消费增速维持不变，则二季度净进口量有望达442万吨，较去年二季度增长127万吨。图29：印度LPG消费状况
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OPEC+在4月9日召开会议制定初步减产协议，并经过波折后最终于4月12日达成协议，从5月起开启为期两个月的首轮减产，减产规模970万桶/日，与9日初步协议1000万桶/日相近。国际丙烷市场对后市展望并未受4月9日会议结果有较大影响。相比3月末由于需求改善和沙特CP价高于预期带来的近端价格大幅走强，国际市场对二三季度进一步改善并不乐观，远期曲线结构扁平化。而油价在需求恶化已成定局，减产未达超预期，高位库存背景下，后市在疫情情绪好转前或将呈现底部宽幅震荡。在中国市场对北美丙烷开放后，中东货源和北美货源会由于共同销往远东市场而价格关联性增强。未来油价低位震荡过程中，北美页岩油会因成本压力减产从而导致北美低价丙烷先行减产，因此即使发生黑天鹅事件导致油价大幅下滑或需求再度恶化，中东丙烷能因北美丙烷减产空缺的市场份额而维持销量，使得当下中东价格筑底更为稳固。图30：互换市场丙烷CP远期曲线
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国内供给方面，在一季度需求大幅下跌同时，炼厂开工率因疫情影响下滑幅度更大，形成了弱平衡格局，使得国内外价差在3月大幅拉大，油价暴跌对国际价影响大于国内价。但目前来看，炼油利润好转和全国全面复工导致供给恢复更快，炼厂开工率已接近同期水平。而3月时较高国内外价差也驱动进口商吸纳低价进口货源，这批货源在4月陆续到港后会对供给宽松的国内市场形成更大压力。图31：山东地炼开工率
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大商所目前挂牌LPG期货为远月旺季合约，市场情绪对其影响更大，价格弹性较现货市场更强。我们认为在OPEC+及G20减产协议未超预期的背景下，后市缺乏潜在利多，当前盘面对现货升水的幅度难以继续抬升。而现货需求显著恢复迹象未现，3月低价进口货源陆续到港后将进一步施压目前弱平衡的供需面。炼油利润好转导致现货供给和需求的恢复速度错配，现货市场在筑底上探过程中短期承压，有小幅回调的可能，届时若能打压盘面升水幅度，则有较好的安全边际再次布局多单。能源首席 高明宇 投资咨询号：Z0012038
高级分析师 李云旭 投资咨询号：Z0014563
助理分析师 李祖智 从业资格证号：F3063857
助理分析师 王盈敏 从业资格证号：F3066912
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