2025年石化行业2026年度策略：宏观叙事与产业分歧

原油：宏观叙事与产业逻辑的鲜明分歧

1.1 静态观测 2026 年供给压力升至近年最高,H1 压力大于 H2

2026 年海外机构普遍预期市场过剩，2026 年 H1 过剩较 H2 严重。静态观测平衡表看，2026 年过剩压力升至 2020 年来较高水平。从供给需求两端来看，主要由于市场预期 2026 年供 应端投产压力较大。OPEC2025 年逐月开始增产，2026 年同比产量增长的同时；非 OPEC 项目投产较多。 相比之下国内机构对 2026 年原油供需平衡表预测更为乐观，我们认为区别主要在于国内 机构更看重宏观叙事，①基于流动性预期给了 2026 年更高的需求增长预期②国内机构普 遍对 2026 年美国原油产量给予了大幅下滑的预期。③对国内原油战略储备给了大幅高于 2025 年的预期。④隐含了 OPEC+大幅减产的假设(由于 2025 年 OPEC+为逐月增产，因此即 使在 2025 年 11 月产量水平上冻结，也意味着 2026 年同比 2025 年产量净增 100 万桶/天 以上)。宏观叙事与产业逻辑之间形成了鲜明的分歧。

参考历史上OPEC对于平衡表的预期，我们发现OPEC的预测结果较实际情况更为乐观。2026 年 OPEC 对于市场的预期从 2025 年的短缺转为过剩。

2026 年我们分别作出乐观假设与中性假设。乐观假设下，①我们不考虑始于 2023 年 4 月 的 OPEC166 万桶/天减产继续退出（已经退出 40 万桶/天）。②假设 OPEC 不再增产。委内 瑞拉冲突无法解决，该国下滑产量无法回升。OPEC 国家新产能无法投产。③美国产量全 年下滑 30 万桶/天。④俄乌冲突无法解决，且乌克兰对俄罗斯石油设施袭击加剧。俄罗斯 产量进一步下滑。基于此假设，我们预期 2026 年 Q1-Q4，分别过剩 200 万桶/天，140 万 桶/天，-20 万桶/天，80 万桶/天。我们预期布伦特原油价格中枢全年在 65 美元/桶波动。 H1 价格中枢低于 H2。 中性假设下，①我们不考虑始于 2023 年 4 月的 OPEC166 万桶/天减产继续退出（已经退出 40 万桶/天）。②考虑委内瑞拉冲突在 2026 年 Q2 结束前解决，产量回升至 2025 年 10 月 产量水平。③考虑 OPEC 国家中科威特，尼日利亚等扩建新产能符合预期。④OPEC+使用完 全部 290 万桶/天增产配额(截至 2025 年 11 月底仍有 70 万桶/天可使用)。⑤美国原油产 量 2026 年持平。⑥俄乌冲突无法解决。产量既不出现明显下滑也不出现明显下跌。基于 此假设，我们预期 2026 年 Q1-Q4，分别过剩 240 万桶/天，280 万桶/天，160 万桶/天， 210 万桶/天。我们预期布伦特原油价格中枢全年低于 60 美元/桶。其中 H1 可能出现布伦 特原油价格的低点。不考虑地缘风险大幅波动的情况下，时点价格可能触及 50-55 美元/ 桶。H1 价格中枢低于 H2。 相较于 2026 年，2027 年看我们预计供应增长压力放缓，2027 年平衡表或将较 2026 年出 现改善。

1.2 静态过剩但地缘风险带来供应预期的波动，权益市场预期较商品市场更为乐观

尽管市场机构预期 2026 年偏过剩，但 2025 年布伦特原油价格低于 60 美元/桶以下时间较 少；与 2026 年的过剩预期形成了鲜明对比。这主要是由于 2025 年地缘风险题材频发，2025 年布伦特原油价格回升至 60 美元/桶以上的支撑因素主要来自于地缘风险的上升。而地缘 政治风险仍将对 2026 年供需平衡造成重要影响；因此供给端预期仍有较大波动。 2026 年的地缘风险波动集中在以下方面： ① 俄乌冲突的演绎。 ② 美国与委内瑞拉的冲突演绎。 ③ OPEC 产量政策的变化。 ④ 中国补充原油战略储备的速度。 ⑤ 中东地区伊朗核问题是否可能再次导致与以色列的冲突。

由于 2025 年地缘政治风险事件持续出现，这导致部分原油供应出现损失，或是原油产量 成为战略储备或是海上浮仓而未真正进入市场，这支撑了原油价格。

1.3 供应端：长期资本开支下滑影响被资本开支结构优化对冲，地缘放大供应增量及减 量的波动

2023 年以来全球原油资本开支增速下滑，但资本开支增速下滑的影响被资本开支结构优 化对冲，并不会导致 2026 年的产量增速下滑。从结构上看，尽管独立石油公司的资本开 支 2023 年以来下降；但中东地区的石油公司以及亚洲的国家石油公司资本开支保持增长 态势。从当前全球油田成本曲线来看，中东地区及南美海上油田成本开发较低；页岩油区 块中二叠纪盆地核心区块成本较低；油公司优先选择将资本开支投入于生产效率较高的区 块。

2024 年后油价下跌，油公司资本开支纪律优先级提升。勘探资本开支较 2014 年高油价周 期明显下降；这也使 2016 年以来全球国际石油公司的新增可采油气储量下滑。油公司的 战略重心转向周期短，回报可控的开发项目。聚焦于成熟盆地，而非高风险勘探新区。因 此尽管长期产量增速和油公司储量的可采年限可能下滑；但由于油公司倾向于回收低成本 区块的现金流，因此 2025-2026 年供应端增量较明显。

从 2025 年全球库存看，全年陆地+水上库存增加 5.4 亿桶，对应全年过剩约 148 万桶/天。 其中浮仓同样快速增加，除供应增加导致的浮仓增加外，由于对俄罗斯，伊朗和委内瑞拉 的制裁同样导致水上库存的增加。这部分水上库存当前没有进入市场，如果进入市场将进 一步增加供应。

1.3.1 南美及海上项目成为非 OPEC 项目未来主要的增长点

EIA 预测，2026 年巴西因为 2025 年 12 月底的两艘 FPSO 和 2026 年中投产的 FPSO 使产量 同比增长 20 万桶/天。圭亚那 2025 年 11 月因埃克森美孚的 Yellowtail 项目投产而使产 量超过 90 万桶/天。而 2026 年预计产能 25 万桶/天的 Uaru 项目投产。EIA 预测 2026 年 的产量增长为 14 万桶/天。EIA 同时预测阿根廷的产量自 2024 年的 67 万桶/天升至 2025 年的 74 万桶/天。而 2026 年的产量将会升至 81 万桶/天。 根据雷斯塔能源的预测，2026 年非 OPEC 国家产量将继续增长。其中巴西/加拿大/圭亚那 /阿根廷/挪威/俄罗斯/美国产量分别将增长 48 万桶/14 万桶/12 万桶/7 万桶/15 万桶/16w 万桶/天产量。相比较下，我们对于巴西/加拿大/圭亚那 2026 年的产量预测更为乐观，对 于俄罗斯及美国的产量会更加悲观。

巴西同样是海上产量增长的主要贡献方。巴国油 2025-2027 年 FPSO 投产计划较多。2028 年后参考当前投资计划，FPSO 投产速度可能放缓。

1.3.2 俄乌冲突是 2022 年以来最重要的支撑原油价格的供应端因素

部分市场观点认为，由于俄罗斯海上原油出口仍处于较高水平，而产量下滑由于 OPEC 减 产并非冲突引起，因此俄乌冲突对原油价格支撑不强。同时，部分观点认为美国为了俄乌 冲突持续打压原油价格，如果俄乌冲突结束，美国态度可能转变从而支撑原油价格。 与市场不同，我们认为俄乌冲突是 2022 年以支撑原油价格的最重要的供应端因素。我们 认为主要从三个方面可以体现冲突对原油价格的支撑作用。 ① 近期欧洲及美国对俄罗斯制裁导致部分俄罗斯海上原油出口去向不明。在海上形成浮 仓。相当于实质减少了原油供应。如果俄乌冲突缓和或制裁随时间推移，浮仓可能再 度流入市场。

② 2024 年以来乌克兰改变作战策略袭击俄罗斯炼厂，导致俄罗斯炼厂开工下降。成品油 出口同样下滑。叠加 2026 年 1 月起，欧盟禁止进口由俄罗斯原油生产的任何产品； 海外裂解价差尤其是欧洲柴油裂解价差一度升至较高水平。炼厂的裂解价差处于较高 水平推高了炼厂的开工意愿，阶段性支撑原油价格。

③ 乌克兰近期加强了对于俄罗斯石油码头，管道以及影子船队油轮的袭击。这使得市场 担忧供应会出现阶段性的损失。如根据路透社报道，11 月 29 日乌克兰无人机对俄罗 斯黑海港口新罗西斯克附近的里海管道联盟(CPC)码头的袭击导致3个装卸泊位仅有1 个可以正常运行。CPC 混合原油的装载量从最初计划的 170 万桶/天下降至 114 万桶/ 天。

1.3.3 2025 年 OPEC 产量政策出乎市场意料的转折，2026 年市场对于 OPEC 产量政策存在 分歧

2025 年 OPEC 从减产转向增产超出了市场预期。OPEC 决定增产前，大部分市场预期普遍认 为 OPEC 将选择保持减产至 3 季度需求旺季甚至 2025 年底。理由主要基于 OPEC 对于油价 的诉求，以及较高的财政盈亏平衡油价。 与市场观点不同，我们认为财政盈亏油价对于 OPEC 当下产量政策并无关联性。原因在于 ①财政盈亏平衡油价同时受到收入和支出两个方向的影响。如果支出下降则财政盈亏平衡 油价自然下降。而收入端为油价*实际原油产量。如果油价下跌，产量增加同样可以增加 收入。②回顾 OPEC+减产历史，OPEC 决定新的一轮减产时全球竞争对手放缓产量增长以及 OPEC 产量处于高位两个条件缺一不可。然而当下并不满足。③历史上 OPEC+国家出现财政 赤字是常态。多数年份油价并无法达到 OPEC+的财政盈亏价格。

OPEC+当下的减产始于 2022 年 10 月，主要包含了 200 万桶/天的集团减产，始于 2023 年 4 月的 166 万桶/天的自愿减产以及 2023 年 12 月决定的 220 万桶/天自愿减产。2025 年以 来，OPEC+已经决定退出 220 万桶/天的自愿减产，增加阿联酋 30 万桶/天的增产配额；并 且退出 166 万桶/天减产中的其中 40 万桶/天；即共计增加 290 万桶/天的增产配额。并且 实际使用了其中增产配额中的 220 万桶/天，尚有 70 万桶/天配额可以使用。 值得注意的是，OPEC+决定 2026 年 Q1 暂停增产，代表着 OPEC+决定暂时暂停增产配额的 增加，而并非部分市场观点所认为的 OPEC+产量不再增加。

与市场直觉相悖的一点是，截至 11 月底 OPEC+虽然已经增产 220 万桶/天产量，但当下 OPEC+仍处于 2000 年以来历史上除疫情外最大的减产周期。2017 年和 2018 年底 OPEC+为 了支撑油价分别进行了 180 和 120 万桶/天的减产；但截至 11 月底仍在进行的减产规模在400 万桶/天左右。这主要由于 2016 年和 2018 年底 OPEC+决定减产的背景是原油价格跌至 40 美元/桶或更低价格后 OPEC+自高位产量水平开始减产；而此次减产是在 2022 年 10 月 的原油超 90 美元/桶以上的高位水平开始减产。 回顾历史，1978 年底伊朗巴列维王朝下台，两伊战争导致全球原油产量大幅下滑；原油 价格快速上涨。但 1980 年原油价格升至高位后，OPEC 国家反而决定限产保价。而在限产 过程中，非 OPEC 国家发现新油田增产；而伊拉克等 OPEC 成员国不遵守纪律增产挤压了沙 特在全球市场中的份额。这直接导致了 1985 年沙特放弃了限产。尽管我们认为 2026 年沙 特进行价格战的可能性不高，但我们同样认为 OPEC+国家 2026 年在 60 美元/桶背景下再 次减产的概率较低。我们认为只有在布伦特原油价格低于 50 美元/桶的情况下，OPEC+才 有可能考虑减产。除了 OPEC+当前仍在维持较大的减产规模以外；我们认为还有 2 点原因 导致 OPEC+减产难度较大：①OPEC+成员国如伊拉克等，根据雷斯塔能源数据新的油田项 目较多，这将使伊拉克原油产能进入持续增长周期。中国企业参与伊拉克油气增产项目较 多，我们认为这将提高伊拉克油气行业扩产能的效率。②OPEC+批准一项新机制，以重新 评估所有成员国的最大可持续产能，这将作为 2027 年生产配额的基准。③以巴西，圭亚 那为代表的非 OPEC 国家正在进入高速扩产周期。如果 OPEC+2026 年加大力度减产等同于 让渡市场份额。

假设 OPEC+产量冻结在 2025 年 11 月水平，因美国封锁而下降的委内瑞拉产量不修复以及 OPEC+剩余的 70 万桶/天配额不使用；由于 2025 年 OPEC+增产不是一蹴而就而是逐月增产， 则 2026 年 OPEC+产量较 2025 年将同比增加 123 万桶/天。

1.3.4 市场关注的焦点：页岩油产量的下滑为何一直没有到来

市场关注美国页岩油钻机数的持续下滑，认为美国原油产量将因为钻机数的下滑而下降。 但活跃钻机数主要影响库存井数。而美国原油产量等于库存井完井后新增的产量-衰减量+ 原有产量。因此活跃钻机数并非直接和产量正相关。

市场多引用达拉斯联储的能源调查数据印证如果油价低于 70 美元/桶，美国原油产量将出 现明显下滑。但达拉斯联储的能源调查数据并未做加权平均，因此导致实际新井开发成本 数据低于 70 美元/桶水平。

根据 Incorrys Energy 统计数据，二叠纪盆地低于 50 美元/桶 WTI 的储量全成本(考虑 15% 利润回报率)占总体储量 77.0%。50-60 美元/桶占 6.8%。大于 60 美元的为 16.2%。同样 Eagle Ford 地区 75.2%的储量全成本低于 50 美元/桶的 WTI。同样根据 Novilab 数据，二 叠纪盆地潜在打井井位剩余约 25000 处。尽管中位数开采成本在 65 美元/桶附近。但考虑 到每年二叠纪盆地的实际打井数量，消耗完60美元/桶以下的井位仍需要3年以上的时间。

（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。）