专题 | 高硫燃料油裂解价差回顾与分析

1、概述 近几年，受IMO2020政策实施、新冠疫情影响、OPEC+政策变化、发电季节性需求、俄乌冲突爆发导致的一些列问题、美国SPR释放、国际油价暴涨暴跌等多重事件或因素影响，高硫燃料油裂解价差波动极大。本文将分多个时间段，从OPEC+产量变化、需求（海运、投料、发电）、美国SPR的释放（投料与进口需求）、成品油与副产品等因素对高硫燃料油裂解价差的影响进行分析。 2、IMO2020实施前，2019年高硫海运需求断崖式下跌 国际海事组织（IMO）规定，从2020年1月1日起全球船舶硫排放上限从此前的3.5%下降到0.5%，且为确保合规率，自2020年3月1日起禁止未安装脱硫装置的船舶携带高硫燃油。 2019年上半年，高硫裂解价差高位震荡，一度涨至1美元/桶，主要影响因素为OPEC+产量下降。下半年主要影响因素转为IMO2020规则的改变，即海运需求断崖式下跌，且随着沙特OSP轻重价差走扩，高硫燃油裂解价差大幅下跌至-27美元/桶，但下跌过程中波动较为剧烈。 具体来看，2019年第一季度，高硫燃油裂解价差上涨且较往年同期偏强，此阶段主要因素为OPEC+供应端的下降。OPEC+于18年底达成减产协议，其次美国对伊朗和委内瑞拉制裁，原油产量大幅下降，从沙特、俄罗斯、阿联酋、伊拉克、科威特、伊朗和委内瑞拉综合产量来看，7国原油产量从2018年12月份的约3618.8万桶/日下降206万桶至2019年3月的3412万桶/日（减产量部分理解为含硫中重质原油，主导高硫燃油出率），3月新加坡380与Brent裂解价差一度涨至1美元的近5年高点。 2019年第二季度，高硫燃油裂解价差小幅下跌，一方面，此时为中东发电淡季，以沙特为例，燃料油消费量约44万桶/日，进口亦处于低位；另一方面，受IMO2020新政策影响，贸易商多囤积低硫组分，且高硫船燃燃料油需求下降，以新加坡为例，高硫消费量从3月的372下降至350万吨，高硫燃油贴水下降至负数，市场情绪转变，5月裂解价差一度跌至-6美元/桶。 2019年6至7月，380-Brent裂解价差反弹至0附近。在此阶段，一方面，中东进入逐渐进入发电旺季，沙特燃料油消费增加15万桶/日至59万桶/日，另一方面，为应对IMO2020，高硫供需错配，船用燃油高低硫切换缓慢，高硫需求并未大幅下降，新加坡7月高硫消费仍维持约350万吨，导致供需错配，高硫燃油贴水亦从负数上涨至20美元/吨；此外，美国剩余燃料进口或投料需求增加，部分助推燃油裂解价差的上涨。 2019年8至9月，高硫燃油裂解价差呈现V型走势。8月，尽管中东仍处于发电旺季，但OPEC+7国产量增加16.8万桶/日，且新加坡高硫船燃消费下降24万吨，高低硫切换逻辑出现，市场对高硫需求的担忧显现，裂解价差大幅下跌至-10美元/桶以下，但是值得注意的是，高硫新加坡贴水仍维持在11美元以上的水平。9月沙特油田受袭击，沙特产量大幅下降，受此影响，OPEC+7国产量下降134万桶至3240万桶/日，此外新加坡高硫消费增加7万吨至332.2万吨，低高硫船燃切换缓慢，最终380-Brent裂解价差大幅反弹至最高0附近。 2019年10-11月，高硫燃油裂解价差暴跌，一度跌至-27美元/桶。临近IMO2020生效，低高硫海运船燃切换，高硫船燃需求断崖式下跌，新加坡高硫船燃需求从9月的332万吨下降205万吨至12月的127万吨，导致高硫裂解价差大幅下跌，并且美国在10月至11月期间释放980万桶的酸油SPR。此阶段，一方面可参考高硫船燃需求的变化，另一方面，可参考沙特OSP贴水轻重价差，即轻重价差影响高硫裂解价差，二者趋势较为明显。 3、2019年末至2020年4月，油价暴跌与需求回升，高硫裂解价差修复 2019年末至2020年4月，高硫裂解价差修复明显，主要影响因素为原油的下跌以及高硫需求的部分恢复，高硫裂解价差修复至-4美元/桶的高位。 在此阶段，国际油价下跌，Brent主力从68美元一度下跌至30美元以下，在下跌过程中，高硫燃油作为炼厂的副产品，通常情况下其裂解价差与原油呈现相反走势。由于新冠疫情的影响以及OPEC+减产协议的破裂，2月中国油品需求大幅下降，3月全球需求走低，而原油产量3-4月份大幅增加，国际油价大幅下跌。在需求下降的背景下，炼厂利润结构转变，汽油等与出行限制相关品种大幅走弱，裂解价差大幅下行，而炼厂副产品所受影响相对汽油等有价值的成品油相比较为缓和，如高硫燃料油裂解价差上行，最终炼厂利润结构呈现收敛走势。 需求方面，由于前期高硫燃油裂解价差的大幅下跌，炼厂投料经济性较为明显，美国粗略二次原料进口与投料需求持续增加，并在2月份达到阶段性的高点，均达到63万桶/日以上的水平，较11月增加约8万桶/日的需求。在脱硫装置的持续安装下，高硫船燃需求仍占有一定的份额，新加坡高硫消费从2月的62万吨增加至4月的 80万吨，高硫海运需求持续增加。此外，从沙特OPS贴水来看，在2019年11月公布的12月轻重价差达到阶段性高点后有所下降，高硫燃油裂解价差随着OSP轻重价差的收缩而回升。 4、2020年5月至2021年2月，酸油减产，高硫裂解维持高位 2020年5月至2021年2月，380-Brent裂解价差围绕-4美元/桶震荡，主要原因为OPEC+的减产，即中重质含硫原油产量的下降；船燃需求以及发电季节性需求的提升部分助推。 OPEC+于4月重新达成减产协议，OPEC+7国产量从4月的3592万桶/日一度下跌至6月的2675万桶/日，随后产量有所回升，2020年8月至2021年2月整体产量维持约2900万桶/日附近。沙特OSP轻重价差此阶段亦处于偏低范围，高硫燃料油裂解价差维持偏强状态。船燃方面，随着脱硫装置的持续安装，高硫燃油占比持续增加，新加坡高硫船燃消费从2020年4月的77万吨持续增加至2021年2月的100万吨，部分支撑高硫裂解价差。 2020年10月至11月，380-Brent裂解价差走强至-1美元/桶附近。由于LNG供应短期，巴基斯坦等国采购燃油以满足发电需求，且沙特发电需求从淡季的45万桶/日持续增加至旺季的76万桶/日，新加坡甚至转出口燃油至沙特，为历史上首次，最终发电在OPEC+中东大国减产的基础上，在发电需求的助推下，高硫燃料油裂解价差大幅上涨。随着发电需求的回落，高硫裂解价差下跌至-4美元/桶的此阶段正常水平。 5、2021年3月至2022年2月，酸油供应增加，高硫裂解价差下跌 2021年3月至2022年2月俄乌冲突前，高硫燃料油裂解价差总体呈现下跌趋势，主要由酸油供应增加所推动，原油上涨、甜酸矛盾为辅助因素。 随着OPEC+减产协议的改变以及多国自愿减产的结束，OPEC+产量持续增加，OPEC+7国产量从2月的2895万桶/日增加46.1万桶/日至2022年2月的3356万桶/日，中重质含硫原油产量增加；另一方面，为应对国际油价上涨，美国从2021年4月开始释放SPR，且几乎全部为酸油，至2022年3月，共计释放酸油6630万 桶，或接近20万桶/日的供应增量。从沙特OSP贴水来看，在此阶段轻重价差逐渐走扩，从美国价差来看，甜油WTI与酸油Mars价差亦相对走扩，反映酸油的相对偏弱。在OPEC+与美国SPR的释放下，高硫燃油裂解价差从-4美元下跌至-10美元/桶以下。 另一方面，由于全球油品的需求不断恢复，国际油价上涨，而此前受疫情影响，炼厂产能略有不足，成品油裂解价差持续修复（此时位于合理区间）。由于需求的提升，从炼厂整体利润来看，有价值的成品油利润持续上涨，导致炼厂可以部分忽略副产品的价值，导致副产品裂解价差下跌，最终炼厂成品油与副产品利润结构呈现扩大趋势，与此前需求下降导致的收敛趋势正好相反。 在下跌大趋势下，2021年7-9月高硫裂解价差存局部反弹，380-Brent从-9反弹至-5美元/桶附近，此时主要驱动为炼厂以及发电需求的提升。炼厂方面，中国因稀释沥青征税，燃油进口加工需求有所增加，从一般贸易进口量来看，21年7月进口量达到60万吨，较前期不到30万吨的量明显提升，且3季度维持较高进口；美国炼厂投料仍维持同期高位，保持在50万桶/日以上的水平。发电方面，巴基斯坦、科威特、韩国等国均加大对燃油的招标（高硫以及1%的低硫燃油）以满足发电需求，且在同等热值的情况下，亚洲燃油发电性价比已高于LNG；以巴基斯坦为例，由于LNG供应短缺，巴基斯坦于7月至9月每半月招标6.5万吨高硫以及5.5万吨的低硫燃油，并取消了部分LNG的招标。不过沙特由于炼厂开工回升、原油产量增加等因素，燃油发电需求并未亮 眼，仅随季节性小幅增加。 6、2022年3-5月，高硫最后的高光时刻 2022年3-5月，短期供需共振，高硫燃料油裂解价差上涨，380-Brent裂解价差从-10美元以下一度上涨至-5美元/桶。 俄乌冲突后，俄罗斯DPP（可理解为燃料油或相关原料，主要高硫）出口下降，3月出口已下降至不到80万桶/日，低于长期100万桶/日的出口量，尽管后续小幅回升，但仍处于同期低位。在此时期，炼厂处于检修旺季，燃油产出受到抑制，且俄罗斯除了计划内的炼厂检修100万桶/日，额外产能检修50万桶/日。需求方面，由于天然气价格高位，随着天气炎热，东南亚发电需求增加，巴基斯坦、斯里兰卡、孟加拉等国也寻求高硫发 电，从而支撑高硫，这一点也可从相关价差看出，例如新加坡MOPS180贴水近期已经接近40美元，粘度价差也扩大至50美元以上。前期新加坡大量高硫船供油受污染，亦导致高硫偏紧发酵。 7、2022年5-10月，高硫裂解价差暴跌 2022年5月至10月，高硫燃料油裂解价差屡创新低，在此阶段，由供应端主导，380-Brent裂解价差从-5 暴跌至接近-40美元/桶。 美国SPR持续释放，在5月至10月期间，美国共计释放超过9600万桶酸油（2022年共计释放约1亿3700万桶），一方面增加潜在的高硫燃油供应，另一方面，炼厂可直接加工酸油，直接带崩美国的DPP进口调和或加工需求，导致裂解价差下行。 OPEC+在此阶段产量亦有所增加，4月受俄罗斯产量影响，7国产量在降至3288万桶/日后，随着俄罗斯与中东大国产量的增加，10月份供应增加至3471万桶/日，较4月增加182.7万桶/日，中重质含硫原油产量增加，且俄罗斯燃料油出口量再次回归往年区间，对高硫燃油形成打压。此外，由于天然气价格创新高，脱硫加氢成本增加，亦对高硫形成打压。沙特OSP贴水来看，轻重价差保持高位，美国MEH-Mars轻重价差亦保持高位，体现油品结构矛盾，高硫偏弱。从炼厂结构来看，柴油裂解价差亦保持高位，炼厂结构并未有效收敛，高硫持续偏弱。 尽管夏季发电需求增加，以沙特为例，6月燃油需求从淡季的45万桶/日大幅增加至约80万桶，裂解价差受需求的提振，从-27美元一度上涨至-22美元/桶，但在高硫供应增加、结构偏弱的情况下，未能扭转下跌趋势。 8、2022年10月至今，高硫裂解价差的修复 随着高硫裂解价差跌至历史新低后，随着供应端的下降以及需求端的提升，380-Brent从-37美元上涨 至-15美元/桶以上的水平。以下配图时间线设置为2019年至今，可更直观感受不同阶段不同因素对高硫裂解价差的影响。 OPEC+于11月减产200万桶/日，主要减产对象为中东四国，即沙特、阿联酋、科威特以及伊拉克，实质减产约100万桶/日。7国产量从2022年10月的3471万桶/日下降至2023年2月的3332万桶/日，2月俄罗斯燃料油出口量亦大幅下降，且3月将减产50万桶/日的原油；中重质含硫原油产量下降，对高硫燃料油形成支撑。其次，尽管美国继续释放SPR，但释放全部为甜油，对高硫影响较小。沙特OSP贴水轻重价差收缩、美国MEH-MARS价差收缩，反映轻重价差矛盾的缓解。 需求亦对高硫形成支撑。从新增炼厂角度来看，新增产能主要为一体化炼厂，多加工酸油，并生产有价值的成品油，例如科威特AlZour炼油厂在202