石油行业深度研究报告：油价远未见顶

1、 资本开支结构蕴藏大危机

市场基于传统周期逻辑认为原油价格维持高位将显著刺激油企增加资本开 支，从而促进原油产量增加，油价从而由高点逐步下行，但我们需要特别强调 的是：欧盟 2030 降碳 55%的时间表以及关键经济体普遍提出“2030 前后禁售 燃油车”的政策，很大程度上相当于宣布特定能源品种的“死期”，这是是此轮 周期同历次周期最大的不同之处 ，这导致资本开支结构侧重于“治标”而非 “治本”，主要表现在于油气企业正在加速将存量产能转化为产量（加速消耗库 存井），而非着眼于中长期产能建设，我们认为市场对此轮化石能源周期存在严 重的误判。

1.1、降杠杆、提高股东回报成页岩油企业首要选择

我们梳理了美国页岩油重点油企负债率、现金流、股东回报、资本开支等 一系列数据，较为显著的趋势是，伴随 2021-2022 年原油价格的上涨，美国页 岩油企业在现金流有较为显著的改善后并未大力增加资本开支，而是大幅降低 企业杠杆，以及提高股东回报，分红及回购金额同比增幅接近 100%。

通过对样本公司的经营性净现金流以及资本开支数据的整理可以发现，页 岩油企业资本开支经历了约 3 个阶段，2013-2016 年期间，页岩油企业资本开 支远超企业经营活动现金流净额，该阶段油企通过加杠杆推高资本开支金额， 而第二阶段为 2017-2019 年阶段，该阶段油企资本开支与油企经营活动现金流 净额基本一致，油企逐步依靠内生性资金维持每年的资本开支。自 2020 年以 后，受疫情、终端消费低迷等一系列影响，油企资本开支大幅下滑，资本开支 在经营活动现金流净额占比从 100%左右下滑至 40%区间，即使 2021 年全球 原油需求以及油价有较为显著的改善，油企资本开支依然增幅有限，开支意愿 不足。通过比较不同规模页岩油气企业 2022 年资本开支及原油产量指引的变 化，可以发现计划在 2022 年大幅增加资本开支及产量的多为小规模企业，大 规模企业在扩张方面则显得更加保守。

通过对样本页岩油企业的财报数据进行梳理可以显著的发现，各大页岩油 企业筹资活动现金流净额出现大规模流出，一方面是页岩油企业用于偿还长期 债务现金流逐年上升，另一方面是页岩油气业增加了股东回报支出，且在 2020 年大量页岩油企业破产后这一趋势更为显著，因此，在油价上涨推动页岩油气 企业经营活动现金流净额的充裕后，降杠杆，提高股东回报成页岩油企业优先 选择。

与此同时，通过对比筹资活动现金流的波动趋势以及用于偿还长期贷款所 支付的现金可以显著发现，2020-2021 年美国页岩油企业获得贷款金额显著下 滑，一方面或受 2020 年低油价情景下大量页岩油企业破产负面影响，导致各 大企业的授信额度从 2020 年起有较为显著的下滑，另一方面，美国 3-5 年期 企业债收益率近期的持续上行或导致页岩油企业后续融资成本上升。 2020-2021 年的页岩油破产潮的出现、融资难度及融资成本的上升或导致页 岩油企业倾向于加快降杠杆速度。

与此同时，通过对美国页岩油企业用于股东回报的现金流追踪可以显著的 发现，美国页岩油企业持续维持较为稳定的分红，即使在 2020 年低油价环境下，用于股东分红的现金流并未出现显著下滑，主要收缩了股东回购规模，伴 随 2021 年原油价格的持续上升，美国页岩油企业大幅增加分红金额，回购规 模也有所恢复，用于股东回报的现金流（股利与企业回购之和）出现显著上升， 达到了近 11 年以来最高水平。

我们统计了核心页岩油企业 2022 年资本开支预算以及产量指引（部分企 业由于暂未披露数据，样本企业数量相比前文略有差异），可以较为显著的发现， 在当前的高油价环境下，资本开支增幅较为有限，且资本开支的涨幅高于原油 产量指引的涨幅，参考往年的用于偿还长期债务、股东回报等现金流变化趋势 以及勘探开发在资本开支中的占比变化，降杠杆、增加股东回报是页岩油企业在经营活动现金流大幅上升的情景下的优先选择，这也与核心页岩油企业的资 本纪律相符合。

20 世纪 60 年代末，美国油气行业开始进入景气周期，油气公司利用大量 现金开展了大范围投资，然而由于企业管理者并非出于公司利益作出投资决策， 导致 1975-1985 年，油气行业大量投资项目失败。Jensen 根据油气行业的这 个现象提出了自由现金流假说，认为当企业内部存在大量自由现金时，企业管 理者有时会出于自身利益最大化目标，会进行过度投资以增加所控制的资源。 但是当前情况却发生了变化，由于能源转型在即，投资者要求油气公司管理层 控制在油气行业的投资，并增加对投资者的回报。根据达拉斯联储的一项调查， 接近 60%的油气企业高管认为“投资者维持资本纪律的压力”是导致油价上升 后开采活动未快速增加的原因，各大页岩油气企业在最新年报、投资指引公告 中均表明将执行严格的资本纪律，控制在油气行业内新的投资，使用现金保持 健康的资产负债表，并增加对投资者的回报。

拜登为新能源的支持者，在竞选时便承诺将停止联邦土地上的钻井活动和 公共能源储量的租赁，拜登政府对油气行业采取了更为严格的政策，扩大了油 气企业扩张的政策风险。拜登在上任第一天便将碳的社会成本（SCC）恢复至 51 美元/吨，而特朗普政府的 SCC 估计值仅为 3-5 美元/吨。美国的政策未给予 油气行业支持，拜登政府曾两次暂停联邦土地和近海水域的油气租赁和钻井许 可证（APD）发放，撤销 Keystone XL 管道的许可证等行为更是加大了企业对 政策不确定性的担忧。拜登政府在 APD 发放方面有所收紧，拜登上台后便将联 邦土地上的油气租赁和 APD 发放暂停了 60 天。由于拜登政府设定的 SCC 较 高，联邦法院曾禁止在联邦环境政策制定中使用 SCC，拜登政府再次暂停联邦 土地上的油气租赁和 APD 发放作为回应。2020 财年（2019 年 10 月至 2020 年 9 月）美国联邦及印第安土地的 APD 发放量为 4631 份，2021 年仅为 3644 份。油气企业需要签订钻井平台才能钻探油井，在签订钻井平台之前通常会储 存足够的 APD，APD 为可能限制企业进行开发的因素之一。

2019 年，联邦和印第安土地、近海水域原油产量超过 10 亿桶，占全美原 油产量的 20%以上，联邦土地和近海水域在美国原油生产中发挥较重要的作用。 企业在租赁油气后通常需要在 10 年内进行开发，相比于油气租赁，APD 的发 放数量及存量对短期油气开发影响更大。2021 年 7 月，联邦和印第安土地上已 批准并可开始钻井的钻井许可证高达 9881 份，远高于 2020 年末的数量，在拥 有大量 APD 后油气企业并没有急着消耗这些许可证以进行开发。虽然目前 APD 并非美国油气扩产的限制因素，但政策的不确定性或导致部分页岩油企业 开发意愿受到负面影响。

1.2、全球能源结构变革，传统油企勘探开发意愿较弱

我们梳理了部分综合油企的负债率、资本开支、勘探及开发费用等一系列 数据。可以发现样本企业的资本开支与经营活动现金流净额之比持续下降。虽 然 2021-2022 年原油价格上涨带来更多的现金流，但是样本油企的资本开支较 2021 年再次下降。综合油企规模普遍较大，企业整体经营效率以及经营理念较 为超前，在疫情前样本企业维持着健康的负债水平，2021 年行业盈利能力增强， 综合油企资产负债率下降。由于能源转型在即，这些综合油企走在行业前列， 同时大企业业务转型更为困难，因此这些综合油企在油气勘探及开发方面的投 资不如从前，综合油企的勘探及开发费用变化趋势与资本开支相似，但 2014 年后的下降幅度较资本开支更大，企业资金更多用于维持负债率和业务转型方 向，此外，综合油企纷纷增加对股东的回报，Chevron 、Exxonmobil 和 TotalEnergies 均提高了股利和股票回购金额。

我们统计了 10 家综合油企 2022 年资本开支预算以及产量指引（部分企业 由于暂未披露数据，样本企业数量相比前文略有差异），10 家样本企业资本开 支指引略高于 2020 年，2015-2021 年资本开支较 2011-2014 年已大幅下降， 与页岩油气企业整体相似。2020 年后产量小幅增长，2022 年产量指引与 2019 年基本持平。2022 年资本开支指引增幅大于产量指引，或意味着综合油企将增 加油气行业以外的投资。

ESG 即 Environmental（环境）、Social（社会）和 Governance（治理）， 是一种较新的投资理念和企业价值指标，该理念要求企业除了考虑自身发展， 同时也要关注环保、人的发展、管理层的表现等，承担起社会责任，实现可持 续发展。目前在环境部分中受到油气企业关注的主要为温室气体排放问题，石 油巨头已纷纷提出 ESG 目标，大多将目标制定为在 2050 年前实现 SCOPE1 和 SCOPE2 的净零排放。部分公司已将 ESG 目标的完成情况与员工薪酬挂钩， 降低了这些公司在实现减排目标过程中半途而废的可能性。

为实现净零排放目标，油气公司需要同时从温室气体排放和吸收入手。在 减排方面，主要措施包括在油气田安装甲烷测量仪以检测数据、开展清洁能源 业务等；在碳吸收方面，主要措施包括发展 CCUS、造林等。增加新能源、环 保领域的投资意 味着油气企 业的资本 开支结构将 进一步变化 ，例如， ExxonMobil 计划在 6 年内在减排项目投资超过 150 亿美元，以每年 25 亿美元 计算，约占其 2020 年资本开支的 25%。据 IEA 统计，2021 年油气行业的清洁 能源投资占资本性支出的 4%，2020 年仅为 1%。

壳牌败诉为油气企业敲响了警钟。2019 年 4 月，Friends of the Earth 和 Greenpeace 等 7 个环保组织在荷兰以环保原因对壳牌发起诉讼，壳牌于 2021 年 5 月在这场官司中被裁定败诉，荷兰法院要求壳牌在 2030 年前将碳排放量 在 2019 年的基础上降低 45%。除壳牌大规模的油气勘探开发外，环保组织对 壳牌发起诉讼的原因还包括壳牌曾多次公开表明化石燃料对气候的影响，以及 壳牌曾计划向新能源领域转型而后又取消了该计划。本次诉讼已成为标志性事 件，壳牌成为了首家因能源转型败诉的石油巨头，意味着在国外，公众对油气 企业加快转型、减少排放的诉求已得到法律支持，未制定减排计划或减排计划 执行不力的公司均暴露在被诉讼的风险中，因此在外部力量的推动下，油气公 司转型的趋势也难以被逆转。

企业转型和节能减排将抑制石油巨头的油气开发投资。随着碳中和概念越 来越受到重视，部分发达国家已提出燃油车的禁售计划，以减少汽车的排放， 目前普遍计划在 2025-2040 年实现燃油车禁售，全球公路运输对原油消费量占 比高达 36.2%，因此对于原油供应商来说，实现业务转型势在必行。BP 目前 规划由石油企业转变为综合能源企业，将在新能源领域进行大规模投资，以 2021-2025 年在新能源领域新增 22.5-32.5 亿美元投资计算，其平均每年需要 在新能源领域投资 4.5-6.5 亿美元，占其 2021 年资本开支的 3.5%-5.1%。埃克 森美孚的目标同样为 2050 年前实现范围 1 和范围 2 的净零排放，其计划未来 6 年内在减排项目上共投资 150 亿美元，若减排项目上的投资在未来 6 年内平均 发生，则每年 25 亿美元的投资额可占其 2021 年资本开支的 15%，如此高的占 比将对其资本开支结构产生较为明显的影响。雪伏龙也计划到 2050 年实现范 围 1 和范围 2 的净零排放，其计划在 2028 年前，在减排、可再生能源和碳补 偿中项目中投资 27.5 亿美元，平均每年 3.9 亿美元，占其 2021 年资本开支的 4.8%。此外，道达尔计划 2022 年在新能源和电力领域投资 35 亿美元，占其 全年总投资的 25%。

ESG 投资的理念逐渐被各大主权财富基金所接受，目前规模靠前的沙特 PIF、挪威 GPFG、科威特 KIA 等主权财富基金均提出了各自的 ESG 投资要求， 在投资中重视公司的 ESG 表现。挪威 GPFG 提高了对可再生能源相关设施的 投资额度，卡塔尔 QIA 则不再进行碳氢化合物投资。沙特 PIF 承担了帮助沙特 实现发展目标的责任，目标为提高沙特国内非石油 GDP 占比，实现 2060 年净零排放目标。主权财富基金规模庞大，其 ESG 投资理念将促使被投资企业 （包括油气企业）重视 ESG 表现，同时也将对其他投资机构的投资理念产生 影响。此外，主权财富基金减少对油气项目的投资也将加大油气行业扩张的融 资难度。

2、 页岩油资产品位下滑导致产量增量或持续低于预期

我们发现市场对于油气资本开支存在巨大的认知偏差，而页岩油气由于其 快节奏投产的特点，长期以来受到极高的关注，目前几乎全市场都认为只要页 岩油气公司增加资本开支，就能够看到产量的大幅快速增加，我们认为这个观 点存在根本性的认知偏差，因为市场没有认识到当前页岩油气核心产区二叠纪 盆地正在面临新投产油气井的油气产量(代表新井综合资源品位)的大幅下滑， 且下滑幅度同资本开支增加幅度接近，预示着页岩油气潜在增量可能出现严重 低于预期的局面。

2.1、页岩油产量增幅远低于资本开支增幅

高油价下油企扩张意愿并不强烈，美国页岩油气企业 2022 年资本开支指 引仍低于 2019 年水平，产量指引则小幅增长。我们统计了 21 家页岩油气公司 2022 年资本开支及产量指引。2022 年 21 家样本企业总体资本开支指引均值同 比增长 22.60%，但与 2019 年水平仍有较大差距，产量指引均值同比仅增长 7.69%，远低于资本开支指引增速，疫情后美国工资指数快速上升，人工成本 提高或为油企资本开支增速高于产量增速的原因之一。2021 年美国页岩油产量 约 728 万桶/天，若把 7.69%作为美国页岩油产量增速，则 2022 年美国页岩油 产量将增长接近 60 万桶/天上下，增长有限。（报告来源：未来智库）

2.2、品位下滑或成页岩油产量增量持续低于预期核心因素

美国页岩油气革命后，页岩油产量及占比迅速提升，目前美国开采的原油 中页岩油占比约为 65%。疫情后美国页岩油产量大幅下降，2019 年 11 月，美 国页岩油气七大产区原油产量达到历史高点 926.89 万桶/天，目前产量为 870.70 万桶/天，尚未恢复至疫情前生产水平。Permian（二叠纪盆地）为美国 最大页岩油产区，目前原油产量约为 520.51 万桶/天，，从 2014 年 3 月至 2022 年 3 月，Permian 产区的原油产量增长了 359.1 万桶/天，占七大产区原油产量 增量的 92.15%，远高于其他产区。

页岩油气开采可简单拆分为：钻井-完井（水力压裂）-投产的过程，完井 的数量直接影响油气产量，其中经过了钻井步骤但是还没有进行完井（水力压裂）步骤的井被称之为库存井（Drilled but Uncompleted，DUC）,只有经过了 完井步骤，油气产量才能够释放出来，一口油气井才能算成投产。 与 2016 年数据进行对比，可以发现 2020-2021 年，美国三类油气井数量 变化趋势与 2016 年较为类似：库存井数量下降，钻机与完井数量下降后回升， 且钻机数超过完井数。Permian 产区库存井数量已降至 2017 年的水平，且仍 未结束下跌趋势。这种状况若长期持续，将导致的结果是：库存井消耗完毕， 完井持续超过钻井，油气产量出现下滑。

页岩油存在高衰减率问题。据 EIA 统计，美国各主要产区单井油气产量 12 个月衰减率高达 70%左右，若上游资本开支维持现状，一旦库存井过度消耗， 现有运行井将无法承担维持产量的任务，未来页岩油气产量的持续下滑或在所 难免。

Permian 产区单井油气产量下降，高品位资产或已被快速消耗。美国页岩 油产区大致按每 300 米水平井段初始产量将页岩油资源品质分为多个等级，第 一级为品位最优区块（sweet spot，甜点），不同资源品质等级地区的开采成本 相差较大，2018 年，第一级地区平衡油价可低至 30 美元/桶，而等级靠后地区 平衡开采成本可超过 80 美元/桶。我们观察到：相比 2021 年每台原油钻机平均 新打井产量约 1500 桶/日和天然气钻机平均新打井产量约 3300 千立方英尺/天 的高生产效率时段，美国页岩油气核心产区二叠纪盆地当前的平均新打井产量 下滑了约 23%（油）和约 31%（天然气）。我们认为美国页岩油气新投产井的 油气产量下滑主要来自于新井的综合资源品位的下滑，背后反映的是疫情过后 页岩油气公司为了避免破产从而快速回收现金流过程中对品位最优区块的快速 消耗。通过比较页岩油气企业 2022 年产量指引增速和资本开支增速可以发现， 样本企业 2022 年资本开支增速高于产量增速，意味着相同的原油产量需要更 多的投资，侧面证明目前页岩油气企业已准备开采资源品质较低地区的页岩油。 随着高品位资产的消耗，越往后期其新打井的品位持续走低是难以避免的，这 将大概率导致新增资本开支需要首先对冲资产品位下滑带来的影响，在资本开 支增幅显著大于品位下滑幅度之前，页岩油气潜在增量可能持续低于预期。

3、 OPEC 长期存在高油价诉求，俄乌冲突或留严重后遗症

3.1、增产多次不及配额，OPEC 高油价诉求明显

2020 年前 OPEC 原油产量波动幅度较小，原油及其他液体产量通常在 3500 万桶/天左右波动。2020 年 OPEC 实施了大规模减产，原油及其他液体燃 料产量为 3075 万桶/天，同比下降 11.38%，2021 年产量为 3166 万桶/天，同 比增长 2.96%。

OPEC+成员国增产意愿不强，边际增量存在不确定性。2020 年 OPEC+实 施新一轮减产后，OPEC 原油产量及出口量下降，目前仍低于 2019 年的生产 和出口水平。本轮减产于 2020 年 5 月开始，预计将于 2022 年 10 月结束，减 产前 OPEC+基准配额为 4385.3 万桶/天，其中 OPEC10 配额为 2668.3 万桶/ 天；2020 年 5-7 月 OPEC+生产配额共减少 970 万桶/天，减产规模为历史最大。 2022 年 3 月，OPEC+生产配额为 4129.4 万桶/天，保持每月增产 40 万桶/天。 本轮 OPEC+减产初期多个国家减产执行率低于 100%，但在 OPEC+推动补偿 性减产及强硬态度下，成员国基本均达到 100%+减产执行水平。近期 OPEC10 增产意愿不足，在 2021 年 8 月至 2022 年 2 月共 7 个月内， OPEC10 在其中 5 个月的产量增长幅度低于配额增长，7 个月产量增量比配额 增量低 14.1 万桶/天。2022 年 2 月 OPEC10 产量为 2414 万桶/天，生产配额为 2480.8 万桶/天，仍有 66.8 万桶/天的富余生产配额。

OPEC 对高油价存在需求，2001-2020 年间，除 2014 年第三次原油价格 战以外，当油价处于下跌趋势时 OPEC 普遍进行了减产。OPEC 通常基于原油 基本面做出减产决策，当原油可能或已供过于求、油价可能或已出现下跌时， OPEC 会进行减产以维持油价，OPEC 减产后油价通常会出现上涨。虽然减产 可抬高油价，但各成员国通常并非齐心协力，受“减产协议”制约的国家产量 长期超出配额，在油价上涨过程中，各成员国超额生产通常会更加严重。从 2001 年至 2020 年 3 月，OPEC 进行了 12 次减产（采用第三方产量数据）。在 OPEC 每次的产量额度出台后，其实际产量虽然向新的产量额度靠近，但是调 整幅度和调整量大多数情况下同协议产量额度仍存在一定差距。从统计数字上 来看，OPEC 的实际产量调整量一般仅有协议产量调整量的 60%。

通过回溯本轮深度减产前的两轮减产可以发现，此前两轮减产实际效果较 差。首先，各国存在减产前突击增产抬高减产对应基数行为；其次，实际执行 减产时各国存在分歧，因此 OPEC 实际减产效果有限。OPEC 整体减产率的高 低与沙特的减产力度关系最大，在 2016 年 10 月-2020 年 2 月减产期间，沙特 整体的减产执行率维持高位，沙特减产量占 OPEC 整体减产量的一半以上。在 第二轮减产期间，沙特的减产率一度接近 300%，这也使得 OPEC 整体减产率 曾经接近 150%。尽管沙特严格减产甚至超额减产，但从实际效果来看，沙特 在第二次减产中更卖力的减产并没有换来更好的结果，其余多个成员国减产执 行率并未达标。在本轮减产周期内，沙特依然对减产起到了带头作用，不同的 是各成员国的减产执行率较历次减产更高，因此我们判断 OPEC+维持高油价 的意愿较以往更为强烈。

时隔多年油价重回财政盈亏平衡油价以上，产油国处于舒适区间。2021 年， 中东产油国财政盈亏平衡油价普遍超过 60 美元/桶，根据 knoema 估算，沙特 财政盈亏平衡油价为 82.4 美元/桶，2014-2020 年，油价长期处于 70 美元/桶 以下，油价走高后各国有足够的动力维持油价。

目前 OPEC10 中原油产量最大的 5 个国家分别为沙特、伊拉克、阿联酋、 科威特和尼日利亚，2022 年 2 月，这 5 个成员国的产量占 OPEC10 的 88.81%。根据我们的统计，在过去 10 年内以上 5 国新投产油田的产量占 2022 年 2 月 OPEC10 产量的 4.3%，目前主要消耗老油田的储量，而沙特则在近 10 年内无新投产油田。各国对新油田的开发并不积极，2011 年以来 5 个成员国探 明储量增速低于全球，若过度依赖通过老油田增产以增加全国产量，则易导致 原油开采后劲不足。

3.2、俄乌冲突虽缓，长期后遗症影响或远超预期

俄罗斯为最主要的油气生产国之一，2020 年，俄罗斯原油产量分别为 1066.7 万桶/天，占全球产量的 12.07%，俄罗斯原油主要供应至欧洲和亚洲。

Rosneft（俄油）和 Gazprom（俄气）为俄罗斯油气巨头，2020 年其合计 产量占俄罗斯的 51%（原油）及 82%（天然气），我们发现这两家的合计资本 开支规模较历史高点下降幅度较大。

3 月 11 日，欧盟公布了对俄罗斯的第四批制裁措施，其中包括欧盟将大幅 禁止欧洲在俄罗斯能源部门的新投资，包括能源勘探、生产、技术转让等方面的投资，目前欧美油气巨头大多已计划撤离俄罗斯市场，而目前未计划完全退 出俄罗斯市场的 Total Energy 受到了 NGO 的诉讼威胁。鉴于目前的政治、金 融环境，这些国际油气巨头难以以合理的价格出售其位于俄罗斯的资产，因此 将承受一定损失，并进一步影响其投资积极性。俄罗斯的油气项目在开发时通 常会有外资参与，外资退出后项目融资方面的困难也将降低开发速度。

3.3、其余产油国增产或存在能力不足

伊朗计划在 2022 年 3 月将原油产量提升至 400 万桶/天，并将在未来 10 年内分别将原油产量和天然气产能提升至 500 万桶/天及 15 亿立方米/天。 2018 年 5 月，美国退出伊核协议后伊朗原油产量出现断崖式下降，2020 年末伊朗原油日产量不足 200 万桶；目前伊朗原油日产量约 250 万桶，仍处于 近 30 年低位水平。伊朗原油消费量较为稳定，通常在 180 万桶/天附近波动， 在 2016-2017 年原油产量较高时，伊朗原油生产主要用于出口，近年则以自用 为主。

本次伊朗计划首先将原油产量提升至 400 万桶/天的水平，达到近 30 年最 高生产水平，较目前产量增长约 150 万桶/天；150 万桶/天占 2020 年全球产量 的 1.7%或目前 OPEC+协议内生产规模的 3.63%，按照 OPEC+每月将产量恢 复 40 万桶/天的计划，本次伊朗扩产计划相当于将 OPEC+复产计划提前约 4 个 月完成，因此我们认为若伊朗可顺利扩产，对全球原油供给影响有限。

通过追溯伊朗历史原油出口量可以发现，伊朗原油出口高峰期约为 270 万 桶/天，即 2018 年伊朗的原油产量中近 70%用于出口，目前伊朗原油出口量已 大幅下降，若伊朗可实现扩产，则其新增产量将主要用于出口。

由于 2005 年伊朗重启浓缩铀计划，联合国安理会与 2006 年 12 月对伊朗 核相关材料和技术进行制裁，联合国、美国在随后几年进一步加强了对伊朗的 制裁力度。2010 年后，欧美开始对伊朗能源行业进行制裁，在 2012 年欧盟对 伊朗实施原油禁运以及美国对伊朗央行实施制裁并禁止世界银行完成与伊朗的 石油交易后，伊朗原油出口量大幅下降，2012 年 2 月伊朗原油出口量为 233.8 万桶/天，2014 年 1 月出口量降至 128.2 万桶/天，2014-2015 年出口量保持在 140 万桶/天。2015 年 2 月，P5+1 与伊朗达成伊核问题谈判框架协议，7 月各 国达成《共同全面行动计划》，半年后，即 2016 年 1 月开始，伊朗原油出口量 出现大幅增长，经过约 1 年的时间基本恢复至石油行业受到制裁之前的水平。

伊核协议为决定伊朗能否顺利扩产并实现出口关键因素。伊朗已与联合国 核监管机构确定了计划，以在 6 月底之前解决关于伊核协议所有问题，但目前 仍存在一些棘手的问题需要解决。首先，伊朗的浓缩铀储量及丰度均未满足此 前伊核协议的要求；第二，IAEA 在伊朗未进行申报的 3 个地点发现了加工铀的 痕迹，伊朗希望可以结束调查并将此纳入协议，欧美国家对此存在异议；第三， 拜登政府无法保证下一届政府是否会遵守这份新的协议，这种不确定性伊朗不 愿承担。伊朗对美国驻伊拉克领事馆附近的住宅进行导弹袭击后谈判的不确定 性再次增加。在谈判的关键时间点，伊朗的行为或许代表其态度已发生转变。 美国内部对该谈判存在较大分歧，美国官方仅对伊朗侵犯伊拉克主权进行了谴 责，副国务卿表示美国官员仍在寻求达成协议，同时也已对俄罗斯开出了关于 制裁不会影响俄罗斯与伊朗之间合作的保证；另一方面，美国的维也纳谈判团 队中的三名国务院官员辞职以表示抗议，49 名共和党参议员也对新的伊核协议 公开表示反对。美国的态度表明其迫切希望本次谈判可继续进行，但本次导弹 袭击仍然为谈判增添了阻力。

目前伊朗在役钻机数及完井数均已大幅下降，恢复此前的生产规模需要进 行大量投资。截至 2021 年底，伊朗在役钻机数为 117 台，较 2018 年减少 40 台；截至 2020 年底，伊朗完井数为 105 口，较 2013 年减少 218 口。本次石 油和天然气的扩张计划需要 1600 亿美元的投资，石油和天然气项目投资额分 别为 900 亿美元和 700 亿美元。2020 年伊朗 GDP 为 8353.5 亿美元，项目投 资占其全年 GDP 的 19.15%，本次扩产投资额较大，因此本次扩产难以快速推 进。

委内瑞拉原油储量排名全球第一，但目前委内瑞拉原油产量约为 70 万桶/ 天，处于历史低位。2006 年起，美国多次对委内瑞拉进行制裁，冻结了 PDVSA（委内瑞拉国家石油公司）在美国的所有资产并禁止美国个人或企业与其发生交易，后续又对与其发生交易或运输委内瑞拉产原油的个人或企业进行 制裁。由于投资不足以及制裁，2016 年起，委内瑞拉原油产量持续下降， 2015 年产量约为 240 万桶/天，2021 年仅为 56 万桶/天；2016 年，委内瑞拉 拥有 58 台油气井钻机，2021 年仅剩 25 台。

委内瑞拉对国内原油开发持积极态度，3 月 10 日，委内瑞拉总统马杜罗宣 布，委内瑞拉将于 2022 年实现 200 万桶/天的原油产量，并将尽快提升产量至 300 万桶/天，委内瑞拉计划向美国出口原油和天然气，双方在增产方面意见较 为一致。但由于此前委内瑞拉与美国交恶，与俄罗斯关系良好，委内瑞拉已重 申对俄罗斯的支持，且委内瑞拉油气行业长期投资不足，因此预计委内瑞拉增 加对美国原油出口仍是一个漫长的过程。

4、 原油供需中长期持续偏紧，油价远未见顶

4.1、油价全靠短期手段压制，中长期供求缺口不可忽视

原油价格在俄乌冲突前持续维持上涨趋势，反应了原油供给增速低于需求 增速的局面。

2021 年下半年以来，各国出行快速恢复，其中美国与印度的出行指数已达 到 21 年较高水平，其对能源的需求随之增长。参考美国 EIA 数据，美国当前 各类油品库存持续维持较低水平，且美国炼厂开工率持续恢复，已达到历史同 期新高，美国原油需求持续稳中向上。 2021 年下半年以来，由于全球原油供需偏紧导致原油价格中枢持续上抬， 美国多次呼吁 OPEC 增产，但 OPEC 持续增产量不及预期，且沙特声称不为 油价和全球原油供应短缺负责。

在全球原油供需持续偏紧情景下，IEA 和美国纷纷宣布释储，3 月 1 日， IEA 宣布释放 6270 万桶紧急石油库存。3 月 31 日，美国宣布将在 6 个月内释 放 1.8 亿桶战略石油储备，折合每日释放约 100 万桶，为历史最大规模释储。4 月 1 日，为应对俄乌冲突带来的油价持续上行，IEA 再次在 6 个月内追加释放 1.2 亿桶石油战略库存，其中包含美国的 6055.9 万桶库存，这 6055.9 万桶库 存同时也属于美国 3 月 31 日宣布释放的 1.8 亿桶储备之中。总体来看，IEA 两 次释储以及美国单独释储总规模达到 3 亿桶。IEA 两次释储共释放 1.8 亿桶石 油库存，占 IEA 库存的 8.67%。美国目前战略石油储备为 5.65 亿桶，1.8 亿桶 占其战略石油储备的 31.86%，本次释储规模较大，目前美国战略石油储备规 模处于 2002 年以来新低水平，若继续释放 1.8 亿桶储备，则其储备规模将下降 至 3.85 亿桶，为 1984 年的储备水平。因此在短期内释储行为可缓解原油供给 的燃眉之急，但该行为无法长期进行。

但我们要说明的是，通过独家卫星大数据追踪，全球重点能源消费国，尤 其是欧美国家出行指数持续恢复，且已超过 2021 年峰值，与此同时，美国原 油库存，各类油品库存持续维持下行趋势，欧美能源需求超预期恢复。在此情 景下，美国原油库存以及总油品库存持续呈下行趋势，依靠释放原油战略库存， 增加页岩油钻机数量等短期行为仅能避免供应持续不足，从中长期而言，在终 端消费的持续恢复下，原油价格中枢或维持持续上抬趋势。（报告来源：未来智库）

4.2、供应边际增量有限或致全球原油供需持续偏紧，油价远未见顶

通过对全球页岩油企业、综合油企、美国、俄罗斯、OPEC 重点国家多维 数据的梳理，可以显著发现多方面因素导致全球原油供应边际增量较为有限；

（1）由于来自投资者、外部融资环境等的压力，大量的油气企业在现金流 充裕后大多用于降杠杆、提高股东回报支出，实际资本开支增量有限，且集中于加速存量产能转化为产量（加速消耗库存井），而非着眼于中长期产能建设。 与此同时，多国宣布在 2030 年前后全面禁售燃油车，从能源政策直接宣布特 定能源品种的“死期”，来自环保的压力也逼迫传统油企业务转型，也是此轮周 期同历次周期最大的不同之处，从而严重抑制了传统油气企业的中长期增产意 愿。大型油企在增产方面较小型油企更加保守，大型油企推动原油产量增长的 力量不足。

（2）美国页岩油企业资本开支增长幅度约为 22.60%，但通过对产量指引 统计，2022 年预计页岩油产量增幅约为 7.69%，产量增幅远低于资本开支增幅。 通过对核心产区 Permian（2014 年 3 月-2022 年 3 月产量增量占美国七大产区 的 92.15%）新钻单井产量变化趋势可以显著发现，当前美国页岩油单井产量 相比 2021 年高位下滑约 30%，我们认为美国页岩油气新投产井的油气产量下 滑同新井的综合资源品位的下滑密不可分，随着高品位资产的消耗，越往后期 其新打井的品位持续走低是难以避免的，这将大概率导致新增资本开支需要首 先对冲资产品位下滑带来的影响，在资本开支增幅显著大于品位下滑幅度之前， 页岩油气潜在增量可能持续低于预期。

（3）我们的卫星大数据监测发现 OPEC10 在过去 7 个月的增产进程中实 际增产仅有两个月符合承诺，当前实际产量相比 2022 年 2 月配额仍存在 66.8 万桶/天产量差距，且 OPEC“扛把子”沙特在过去 10 年都没有新油田投产。 与此同时，伊核协议谈判仍不明朗，考虑到伊朗长期缺乏投资，即使伊核协议 通过，也只能提供有限的短期产量提升。与之相反的是，即使俄乌冲突缓和， 但欧美主流资本宣布暂停或撤出俄罗斯油气资产投资从中长期而言，将持续对 俄罗斯油气资产的资本开支及贸易产生负面影响，俄罗斯原油中长期供应堪忧。

与此同时，伴随新冠疫苗在全球的持续推广，原油终端消费需求持续恢复， 各大能源重点消费国家出行指数持续维持恢复，叠加在俄乌冲突前原油价格持 续维持中枢上抬趋势，原油的需求边际增量持续高于原油的供应边际增量。 在原油消费端需求持续恢复但供应端边际增量较为有限且中长期增产意愿 较弱情景下，原油供需格局或中长期维持紧平衡状态，原油价格中枢或持续上 行。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）