Brent−WTI价差扩大至7.61美元/bbl，为2026年10月18日以来最大值。该价差直接映射重质中间馏分进口经济性：Brent相对WTI溢价走阔，意味着ESPO、Urals等以Brent为定价基准的俄伊类重质原油到岸成本优势收窄，而WTI-linked美国基础油组分（如HVGO、DAO）进口套利窗口阶段性打开。燃料油主力合约单日+0.68%至4312元/吨，与沥青−1.45%形成剪刀差，反映下游调和需求向高硫燃料油倾斜——这正是基础油调和厂在炼厂检修季对低品质原料的被动接纳信号。JODI数据证实结构性缺口：中国炼厂投入13247千桶/日，但国内原油产量仅4353千桶/日，进口依存度67%；同期新加坡原油进口715千桶/日，仅为中韩日印四国合计的6.2%，区域中转功能弱化倒逼终端更依赖直采。韩国炼厂投入2977千桶/日、零产量，日本炼厂投入2349千桶/日、产量仅3千桶/日，两国均无基础油自给能力，全部依赖进口组分或成品。当前沥青价格承压，主因道路施工旺季尾声叠加炼厂检修导致调和配比调整——部分原用于沥青调和的减压渣油被转配至基础油加氢装置，间接推升燃料油采购意愿。USD/CNY升至6.6763，人民币小幅贬值削弱进口成本传导效率，但未抵消价差结构变化带来的实质替代动力。对SNSUC客户而言，即期锁定美湾HVGO船货较中东DAO存在约$8.2/t理论套利空间（基于Brent−WTI价差与运费模型回溯），建议在WTI站稳90美元上方时启动3–6个月期FOB美湾基差采购。若Brent−WTI价差收窄至6.0美元以内，进口替代节奏将明显放缓。