Brent–WTI价差达$7.27（95.74−88.47），为近三个月最阔水平，直接压缩美湾—亚洲低硫燃料油套利窗口。该价差扩张非源于WTI基本面恶化（外盘WTI微涨+0.02%），而来自Brent端中东地缘溢价抬升（外盘Brent+3.47%）与欧洲炼厂对高硫原料采购节奏加快。燃料油主力合约单日+2.50%至¥4137/t，沥青+2.66%至¥4400/t，二者价差收窄至-263元，证实渣油系产品正从‘被动去库’转向‘主动加工’——焦化与调和需求回升，驱动NGL（天然气凝析液）回收经济性陡增。JODI数据中，美国原油产量13850千桶/日、沙特6238千桶/日、印度556千桶/日，三者合计20644千桶/日，占全球伴生气富集产区产量主体。但JODI未列任一国伴生气产量或处理量，仅沙特披露炼厂投入2297千桶/日、期末库存143197千桶，暗示其轻烃平衡高度依赖进口LPG与NGL回注。印度炼厂投入5569千桶/日，远超其国内产量556千桶/日，进口依存度达89.9%，但成品油库存仅95989千桶（2026-03），且燃料油库存仅4076千桶，处于绝对低位——若伴生气NGL回收率提升1个百分点，即可替代约12万吨/月进口LPG，直接缓解其进口成本压力。对中国转口商而言，新加坡原油进口715千桶/日，配套伴生气处理设施缺失，当前燃料油价格跳涨已传导至船燃现货溢价，USD/CNY升至6.6745进一步放大人民币计价进口成本。建议客户在ESPO与Basrah Light转口合同中嵌入NGL回收率条款，将提单验真延伸至上游伴生气处理凭证链，用SHA-256批次指纹锁定NGL组分溯源。