國際油氣價格走勢
2022年一季度，國際油價呈現(xiàn)大幅攀升后高位震蕩走勢，Brent原油期貨均價為97.90美元/桶，環(huán)比上漲22.89 %，同比上漲59.65 %。其中，3月8日Brent日均價格升至127.98美元/桶，創(chuàng)2008年7月以來的新高。二季度，預計國際油價高位震蕩，Brent原油期貨均價位于100美元/桶-110美元/桶的區(qū)間內(nèi)。
（來源：微信公眾“能源雜志” 作者：蘇佳純系中國海油能源經(jīng)濟研究院石油經(jīng)濟研究室首席研究員 李偉系中國海油能源經(jīng)濟研究院天然氣經(jīng)濟研究室資深研究員 孔盈皓系中國海油能源經(jīng)濟研究院天然氣經(jīng)濟研究室研究員）
全球天然氣價格同比大幅上漲。東北亞現(xiàn)貨、歐洲TTF、美國Henry Hub均價分別為31.22、32.49、4.67美元/百萬英熱，分別環(huán)比下跌10.9%、1.5%、2.3%，分別同比上漲215.0%、397.6%、55.1%。其中，3月7日東北亞LNG現(xiàn)貨價格突破80美元/百萬英熱，創(chuàng)歷史新高。二季度，預計東北亞現(xiàn)貨、歐洲TTF價格有所下降，美國Henry Hub價格維持高位。
全球油氣勘探趨勢
探井以陸上鉆井居多，海上探井資源潛力巨大
根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球常規(guī)探井數(shù)將達到2979口。中國常規(guī)探井數(shù)1870口，約占全球的72.8%。中國以外地區(qū)961口，其中，陸上占比67%，主要分布在俄羅斯（223口）、印度（79口）和土耳其（48口）；海上占比33%，主要分布在挪威（40口）、印度（36口）和美國（25口）。對全球油氣勘探形勢具有較大影響力的探井主要包括以下五類：（1）前沿地區(qū)勘探、（2）開辟新區(qū)帶、（3）新興盆地勘探、（4）資源前景巨大、（5）公司關注重點。
根據(jù)上述標準，2022年全球高影響力探井約為30口，具有130億桶油當量的油氣資源潛力；主要分布在非洲和美洲，其中8口在非洲，6口在南美，5口在北美，西非和南美的赤道地區(qū)受關注度最高；24口探井位于海上，其中22口為深水、超深水探井；同時，33%的高影響力探井的作業(yè)者為埃尼、殼牌、?？松梨谂c道達爾等國際石油公司，說明高風險、高回報的勘探井仍然受到大公司青睞。
一季度全球常規(guī)探井已完井612口，占全年計劃的20.5%。中國已完成479口，占全球的78.3%。中國以外地區(qū)已完成136口，與去年同期水平基本持平（133口），但遠低于2020年同期水平（172口）；其中，海上占比23.5%，陸上占比76.5%。
海上油氣發(fā)現(xiàn)占比超90%，石油發(fā)現(xiàn)占比80%
Rystad統(tǒng)計結(jié)果顯示，一季度全球常規(guī)油氣發(fā)現(xiàn)資源量約23億桶油當量，高于去年同期91.3%；其中，天然氣占比20%，石油占比80%。海洋油氣發(fā)現(xiàn)占比約91%，其中1500米以上的超深水占比45%，125-1500米水深占比31%，125米以下淺水占比14%；陸上油氣發(fā)現(xiàn)占比僅9%。全球主要油氣發(fā)現(xiàn)包括納米比亞的Venus超深水油田、蘇里南的Krabdagu深水油田、圭亞那的Lau Lau和Fangtooth超深水油田等。全球石油公司按照年內(nèi)已發(fā)現(xiàn)資源量位于前列的公司分別為：道達爾、埃克森美孚、卡塔爾國家石油公司、美國阿美拉達赫斯公司。
勘探投資小幅增長，油氣發(fā)現(xiàn)成本位于歷史地位
根據(jù)Rystad的預測，2022年全球油氣勘探投資約為433億美元，比去年增長約8.3%，但仍顯著低于疫情前2019年近600億美元的水平。其中，海上油氣為勘探投資熱點，約267億美元，占比約61.7%，比去年投資增長22%。
得益于海上油氣重大發(fā)現(xiàn)，一季度全球油氣發(fā)現(xiàn)成本約為2.5美元/桶油當量，處于近十年最低位，遠低于去年7美元/桶油當量的水平。
勘探區(qū)塊招投標增長緩慢，海洋區(qū)塊占主導地位
根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣勘探區(qū)塊招投標預計有57輪，略高于2021年54輪的水平。招投標將主要集中在澳大利亞、巴西、加拿大、中國、印度、印度尼西亞、馬來西亞、俄羅斯和美國。
一季度，全球已完成8輪勘探區(qū)塊招投標，勘探區(qū)塊面積約為11.5萬平方公里，其中海洋區(qū)塊面積占比近90%。已授權(quán)區(qū)塊主要包括：挪威、埃及、澳大利亞、摩洛哥等國69海上區(qū)塊，以及俄羅斯、印度尼西亞、埃及等國14個陸上區(qū)塊。
目前有18輪在進行評標，14輪在進行招標，17輪正在計劃中。正在招標的區(qū)塊主要分布在索馬里、巴西、利比亞、巴基斯坦、黎巴嫩、馬來西亞、莫桑比克、澳大利亞、岡比亞、剛果-布拉柴維爾、特立尼達和多巴哥共和國。計劃招標的區(qū)塊主要分布在蘇丹、南蘇丹、印度、印度尼西亞、美國、波蘭、厄瓜多爾、突尼斯、塞內(nèi)加爾、挪威、約旦、英國、新西蘭、圭亞那、以色列和哈薩克斯坦。
全球油氣開發(fā)趨勢
獲批項目由陸上增長驅(qū)動，新增項目投資規(guī)模下降
全球油氣開發(fā)獲批建設項目增加。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)獲批建設項目約為189個，同比增長13.2%。其中，陸上項目為121個，同比增長12.2%；海上項目68個，維持去年水平不變。一季度，全球油氣開發(fā)獲批項目建設進展滯后于計劃。其中，陸上獲批項目20個，占全年陸上項目獲批計劃的16.5%；海上獲批項目10個，占全年海上項目獲批計劃的14.7%。
全球油氣開發(fā)獲批建設項目投資規(guī)模下降。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)獲批建設項目投資約為1190億美元，同比下降18.5%；單位項目投資6.30億美元/個，同比下降38.8%。其中，陸上項目總投資約420億美元，同比下降32.3%，單位項目投資3.47億美元/個，同比下降44.6%；海上項目總投資約770億美元，同比下降8.3%，單位項目投資11.3億美元/個，同比下降8.3%。
投產(chǎn)項目低于預期，俄羅斯項目進展或受影響
全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目顯著增長。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目約為189個，同比增長19.0%，但仍低于疫情前2019年水平（213個）。其中，陸上項目為104個，同比增長44.4%；海上項目85個，同比增長4.9%。一季度，全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目滯后于計劃。其中，陸上投產(chǎn)項目16個，占全年陸上項目投產(chǎn)計劃的15.4%；海上投產(chǎn)項目14個，占全年海上項目投產(chǎn)計劃的16.5%。
2022上半年，全球擬投產(chǎn)石油項目主要分布在俄羅斯、南美和中東，累計可采儲量約47億桶。其中，可采儲量最大的三個項目分別為：巴西的Mero海上油田開發(fā)項目（731百萬桶）、伊拉克的Garraf陸上油田二期開發(fā)項目（666百萬桶）以及圭亞那的Liza海上油田二期開發(fā)項目（592百萬桶），其峰值產(chǎn)量分別為164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
擬投產(chǎn)天然氣項目主要分布在俄羅斯、中亞、中東和東南亞，累計可采儲量約56萬億立方英尺。其中，可采儲量最大的三個項目分別為：土庫曼斯坦的Galkynysh-2氣田開發(fā)項目（32萬億立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah氣田開發(fā)項目（8.70萬億立方英尺）以及俄羅斯的Kharampurskoye氣田開發(fā)一期項目（4.44萬億立方英尺），其峰值產(chǎn)量分別為2637百萬立方英尺/天、1068百萬立方英尺/天以及1017百萬立方英尺/天。
需要指出的是，俄羅斯擬投產(chǎn)油氣開發(fā)項目或因制裁影響而出現(xiàn)延期或停滯。上半年，俄羅斯擬投產(chǎn)5個石油開發(fā)項目，累計可采儲量1123百萬桶，累計峰值產(chǎn)量238千桶/天；擬投產(chǎn)5個天然氣開發(fā)項目，累計可采儲量8.31萬億立方英尺，累計峰值產(chǎn)量1714百萬立方英尺/天。
全球油氣生產(chǎn)趨勢
俄羅斯石油受制裁影響而減產(chǎn)，其他產(chǎn)油國增產(chǎn)乏力
全球石油生產(chǎn)增長緩慢。俄羅斯受制裁影響出現(xiàn)減產(chǎn)，“OPEC+”小幅有序增產(chǎn)但難以達到產(chǎn)量目標，美國供應增長提速但增幅有限，伊朗、委內(nèi)瑞拉短期內(nèi)難以重返石油市場。
俄羅斯石油受制裁影響而減產(chǎn)，但出口價格具有極強競爭力。
根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年俄羅斯石油產(chǎn)量11.06百萬桶/天。俄烏沖突爆發(fā)后，3月俄羅斯石油產(chǎn)量尚未出現(xiàn)明顯下降，日均產(chǎn)量11.1百萬桶/天；而4月初，因本國石油需求下降以及海上出口受限，俄羅斯石油日產(chǎn)量已降至10.52百萬桶/天。受制裁影響，俄羅斯主力油種烏拉爾原油大幅折價。根據(jù)俄羅斯財政部聲明，3、4月俄羅斯出口烏拉爾原油的平均價格分別為89.05美元/桶、70.52美元/桶，與3月、4月Brent原油均價相比分別存在約23美元/桶、35美元/桶的差價。
巨大的價格優(yōu)勢使得俄羅斯出口原油不難尋到買家。根據(jù)華爾街日報報道，目前市場上已形成了一套成熟的通過摻混多種原油來規(guī)避歐美制裁進口俄羅斯石油的辦法。預計俄羅斯石油產(chǎn)量降幅有限。根據(jù)Rystad的預測，俄烏沖突期間，俄羅斯石油產(chǎn)量可能會比沖突前降低1.2百萬桶/天。
“OPEC+”維持穩(wěn)健的原油增產(chǎn)計劃，但難以達到承諾產(chǎn)量。
IEA統(tǒng)計結(jié)果顯示，1-3月，“OPEC+”原油產(chǎn)量分別為43.80百萬桶/天、44.14百萬桶/天、44.09百萬桶/天，其中，受減產(chǎn)協(xié)議約束的19個國家增產(chǎn)量分別為0.28百萬桶/天、0.12百萬桶/天、0.05百萬桶/天，產(chǎn)量目標執(zhí)行率分別為97.7%、97.2%、96.2%。
欠產(chǎn)的主要原因是：許多產(chǎn)油國由于投資不足缺乏生產(chǎn)更多原油的能力，而疫情、地緣政治風險、惡劣天氣、生產(chǎn)設施維修等因素的影響更加劇了這一情況。根據(jù)IEA，預計“OPEC+”一季度原油產(chǎn)量為44.1百萬桶/天，環(huán)比增長約0.8百萬桶/天，增長的主要貢獻者是沙特（漲幅0.3百萬桶/天）、阿聯(lián)酋（0.1百萬桶/天）、科威特（0.1百萬桶/天）和伊拉克（0.1百萬桶/天）。預計二季度 “OPEC+”將繼續(xù)維持小幅線性增產(chǎn)計劃，原油產(chǎn)量（含俄羅斯）環(huán)比下降約0.6百萬桶/天；其中，哈薩克斯坦受里海管道維修、卡沙甘大型油田定期維護的影響，產(chǎn)量下降約0.2百萬桶/天。
美國石油增量有限。
高油價雖然可以刺激美國國內(nèi)的石油生產(chǎn)，但受到上游投資持續(xù)處于低位、頁巖油老井產(chǎn)量衰減快、社會能源轉(zhuǎn)型意識增強等方面的影響，美國石油產(chǎn)量增長較為乏力。根據(jù)美國EIA的統(tǒng)計結(jié)果， 1-4月美國日均原油產(chǎn)量分別為11.63百萬桶/天、11.60百萬桶/天、11.63百萬桶/天、11.85百萬桶/天。4月13日，EIA將2022年美國石油產(chǎn)量下調(diào)至12.01百萬桶/天，低于此前的預期的12.03百萬桶/天，同比增長0.88百萬桶/天，但仍遠遠低于疫情前2019年水平（12.29百萬桶/天）。預計美國石油（包括原油及凝析油）產(chǎn)量一季度環(huán)比增長0.06百萬桶/天，二季度環(huán)比增長0.45百萬桶/天。
伊朗和委內(nèi)瑞拉短期內(nèi)難以迅速增產(chǎn)。如果伊朗重返原油市場，最多將增加1.3百萬桶/天的產(chǎn)量，但預計伊核協(xié)議的談判很可能無法一蹴而就。委內(nèi)瑞拉近期與美國重啟對話，存在重回市場的可能性。根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，委內(nèi)瑞拉目前原油產(chǎn)量分別為0.71百萬桶/天，閑置產(chǎn)能僅有0.03百萬桶/天。委內(nèi)瑞拉的重油開采技術(shù)要求和成本較高，難以短時間內(nèi)快速提產(chǎn)。
美國引領全球天然氣產(chǎn)量增長，俄羅斯產(chǎn)量大幅下降
根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022年全球天然氣產(chǎn)量有望達到41320億立方米，同比增長130億立方米。分地區(qū)看，受烏克蘭危機影響，俄羅斯對歐洲管道氣出口將出現(xiàn)較大比例下降，進而影響俄羅斯國內(nèi)天然氣產(chǎn)量，預計俄羅斯產(chǎn)量為7100億立方米，下降520億立方米。歐洲對LNG需求旺盛，歐美天然氣價差走闊，巨大的價差刺激美國天然氣產(chǎn)量增長。
預計美國天然氣產(chǎn)量為9980億立方米，增長250億立方米。受中國天然氣產(chǎn)量快速增長影響，2022年亞太地區(qū)天然氣產(chǎn)量為6660億立方米，增加100億立方米。歐洲地區(qū)天然氣短缺也將刺激中東、歐洲天然氣產(chǎn)量增加，預計產(chǎn)量分別為7100億立方米、2090億立方米，分別增加180億立方米、50億立方米。拉美、非洲天然氣產(chǎn)量分別為1650億立方米、2680億立方米，分別增加30億立方米、60億立方米。
全球LNG產(chǎn)量逼近1億噸，美國成為全球最大出口國
受高價刺激，一季度全球LNG產(chǎn)量約為9960萬噸，同比增加270萬噸。一季度LNG出口前五的國家分別為美國、澳大利亞、卡塔爾、俄羅斯以及馬來西亞。美國一季度產(chǎn)量為2038萬噸，同比增加379萬噸，是一季度LNG產(chǎn)量增長最多的國家。澳大利亞產(chǎn)量為1954萬噸，同比減少25萬噸?？ㄋ柈a(chǎn)量為1904萬噸，同比減少124萬噸，是一季度LNG產(chǎn)量減少最多的國家。俄羅斯產(chǎn)量為858萬噸，同比增加92萬噸。馬來西亞LNG產(chǎn)量為723萬噸，同比增加44萬噸。二季度LNG產(chǎn)量有望突破1億噸，其中美國產(chǎn)量與一季度基本持平；卡塔爾產(chǎn)量有望恢復性增長，或突破2000萬噸。
全球油氣上游資產(chǎn)并購趨勢
基于Rystad的數(shù)據(jù)庫，對全球油氣上游資產(chǎn)并購交易分析如下：
并購交易概況
1、并購數(shù)量及金額顯著下降，石油并購金額占比80%
一季度，盡管布倫特油價均值在100美元/桶以上，但油氣并購市場表現(xiàn)并不活躍。全球油氣資源共發(fā)生86宗并購交易，同比下降32%，環(huán)比下降37%，與2018年一季度峰值167宗減少近一半。一季度，并購交易金額260.65億美元，同比下降36%，環(huán)比下降52%，過去四年內(nèi)僅高于受全球疫情暴發(fā)影響的2020年前兩個季度。平均單宗并購交易金額約3.03億美元，同比降低6%，環(huán)比降低24%，略低于與過去四年均值。
石油并購方面，一季度共發(fā)生66宗石油并購交易，同比下降31%，環(huán)比下降43%。并購交易金額207.67億美元，同比下降9%，環(huán)比下降37%，在過去四年中處于較低水平。分地區(qū)看，非洲地區(qū)因BP及埃尼在安哥拉地區(qū)合資成立公司的大型并購行為，并購交易金額96.21億美元，時隔七個季度再次超越北美地區(qū)，成為當季度石油并購發(fā)生金額最大的地區(qū)。北美地區(qū)石油并購交易8986百萬美元，與非洲合計占比接近全球石油并購金額的九成。平均單宗并購交易金額約315百萬美元，同比、環(huán)比均有所上漲。
天然氣并購方面，一季度共發(fā)生38宗天然氣并購交易，同比下降33%，環(huán)比下降44%，是過去四年內(nèi)，發(fā)生并購數(shù)量最少的一個季度。并購交易金額52.98億美元，同比下降71%，環(huán)比下降75%，僅為2019年第二季度峰值的12%。僅北美、非洲、歐洲、亞洲四個地區(qū)發(fā)生并購交易，是過去四年內(nèi)天然氣并購發(fā)生地區(qū)最少的季度。分油氣類型看，天然氣并購在2021年經(jīng)歷了占比40%左右的四個季度后2022年第一季度重新回到較低水平，僅為20%，僅高于2020年第四季度的13%，石油再次成為全球油氣并購的主要資源。
2、并購資源量有所下降，海洋油氣并購持續(xù)低迷
一季度，全球油氣并購資源量12221百萬桶油當量，同比下降18%，環(huán)比下降24%。分區(qū)域看，北美、中東是全球油氣并購的熱點地區(qū)，并購規(guī)模分別為4987百萬桶油當量和4928百萬桶油當量，占比分別為41%、40%；非洲地區(qū)1660百萬桶油當量，占比14%，創(chuàng)近十個季度新高。
過去幾年，全球各地區(qū)并購資源量結(jié)構(gòu)表現(xiàn)出“以北美地區(qū)為核心，其他地區(qū)大規(guī)模并購輪動”的特點，北美地區(qū)占比最大86%出現(xiàn)在2021年第二季度，最小27%出現(xiàn)在2021年第四季度，一季度的40.8%僅處于該區(qū)域的較低水平，一季度中東地區(qū)40.3%創(chuàng)近年單季度新高。
分油氣類型看，一季度，全球并購石油資源量9673百萬桶油當量，并購天然氣資源量約2548百萬桶油當量，兩者比例達79：21。天然氣資源并購未能延續(xù)2021年連續(xù)四個季度均超過石油的并購規(guī)模，在2022年第一季度大幅度收縮至21%，創(chuàng)下近四年新低。
分資源類型看，一季度，陸上常規(guī)、非常規(guī)油氣并購資源量分別為5129百萬桶油當量、4748百萬桶油當量，占比分別為42%、39%，合計占比八成以上。海洋油氣并購規(guī)模持續(xù)低迷，淺水油氣僅657百萬桶油當量（占比5%），深水油氣雖同比有較大幅度反彈，但也僅有1686百萬桶油當量（占比14%）。
3、單位資源量并購成本下行，石油成本略高于天然氣
一季度，全球油氣平均并購成本2.13美元/桶，同比下降22%，環(huán)比下降37%。主要影響因素是，平均并購成本較高的俄羅斯、澳大利亞未發(fā)生或僅發(fā)生極少量的并購活動，中東地區(qū)因BP和埃尼發(fā)生性質(zhì)較為特殊的區(qū)域性資產(chǎn)合并，導致單位資源量成本極低。
分區(qū)域看，一季度，全球各地區(qū)油氣并購交易成本差異明顯。并購成本最高的是南美，達到13.98美元/桶，其次是非洲6.72美元/桶、歐洲5.91美元/桶，北美地區(qū)并購成本2.41美元/桶，較為平穩(wěn)。
分油氣類型看，一季度，全球油氣項目平均并購成本基本一致，油項目2.15美元/桶，略高于氣項目的2.08美元/桶，全球各地區(qū)并購成本也基本遵循油高于氣的一般規(guī)律。
重要交易活動
一季度，全球油氣并購交易賣家多是大型國際石油公司，買家多是中小型石油公司。在交易金額前10位的并購項目中，交易金額排名前兩位的是Azule Energy分別與埃尼、BP簽訂的協(xié)議。根據(jù)協(xié)議，BP與埃尼成立合資公司Azule Energy，用以合并其在安哥拉的相關業(yè)務，交易完成后，BP、埃尼各持有新公司50%的股份。Azule Energy將持有16個區(qū)塊許可證，同時參與Angola LNG合資公司相關業(yè)務，并持有Solenova合資公司股份。BP在安哥拉的業(yè)務包括海上區(qū)塊18和31區(qū)塊（作業(yè)者）和第15、17、20和29區(qū)塊（非作者）的權(quán)益以及安哥拉液化天然氣和新天然氣項目聯(lián)合體（NGC），埃尼公司運營卡賓達15/06、1/14、28號區(qū)塊以及NGC，同時擁有0號區(qū)塊（卡賓達）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然氣的權(quán)益。新成立的Azule Energy公司產(chǎn)量將超過20萬桶油當量/天。
未來展望
俄烏沖突給能源行業(yè)帶來了較大沖擊，地緣政治因素在油氣上游并購交易中的考量在增加，預計亞非拉等低風險國家將吸引更多的上游并購投資。此外，當前國際油價仍在100美元/桶以上的水平高位震蕩，原油價格的快速上漲擴大了買賣雙方對于油氣資產(chǎn)估值預期的差距，或?qū)е沦I方持續(xù)保持觀望態(tài)度。
全球油氣上游趨勢概述與展望
2022年一季度，全球油氣上游趨勢呈現(xiàn)如下特點：
（一）全球勘探活動回暖，海上勘探成果顯著。全球常規(guī)油氣發(fā)現(xiàn)儲量約23億桶油當量，同比增加91.3%；海上油氣發(fā)現(xiàn)占比超90%，石油發(fā)現(xiàn)占比80%，油氣發(fā)現(xiàn)成本位于近十年低位。
（二）全球油氣開發(fā)增長不及預期。全球油氣開發(fā)項目主要由陸上增長驅(qū)動，新增獲批項目投資規(guī)模下降；新建投產(chǎn)項目執(zhí)行進度落后于計劃，俄羅斯項目存在延期風險。
（三）全球油氣產(chǎn)量穩(wěn)中有升。俄羅斯油氣產(chǎn)量受制裁影響而下降，其他產(chǎn)油國增產(chǎn)乏力，美國引領全球天然氣及LNG產(chǎn)量增長。
（四）全球油氣并購市場表現(xiàn)低迷，并購交易數(shù)量及金額顯著下降。
二季度，國際油氣價格仍在高位運行，預計：（一）全球油氣勘探將提速，深水及超深水仍為熱點。（二）受俄烏沖突、高通脹及供應鏈中斷的影響，全球油氣開發(fā)進度難達預期，新增獲批項目投資規(guī)模上漲。（三）受項目檢修及俄羅斯減產(chǎn)的影響，全球石油產(chǎn)量穩(wěn)中有降；受歐洲旺盛需求影響，全球LNG產(chǎn)量有望突破1億噸。（四）亞非拉等低風險國家將吸引更多的投資，并購交易活躍度增加。
2022年一季度，國際油價呈現(xiàn)大幅攀升后高位震蕩走勢，Brent原油期貨均價為97.90美元/桶，環(huán)比上漲22.89 %，同比上漲59.65 %。其中，3月8日Brent日均價格升至127.98美元/桶，創(chuàng)2008年7月以來的新高。二季度，預計國際油價高位震蕩，Brent原油期貨均價位于100美元/桶-110美元/桶的區(qū)間內(nèi)。
（來源：微信公眾“能源雜志” 作者：蘇佳純系中國海油能源經(jīng)濟研究院石油經(jīng)濟研究室首席研究員 李偉系中國海油能源經(jīng)濟研究院天然氣經(jīng)濟研究室資深研究員 孔盈皓系中國海油能源經(jīng)濟研究院天然氣經(jīng)濟研究室研究員）
全球天然氣價格同比大幅上漲。東北亞現(xiàn)貨、歐洲TTF、美國Henry Hub均價分別為31.22、32.49、4.67美元/百萬英熱，分別環(huán)比下跌10.9%、1.5%、2.3%，分別同比上漲215.0%、397.6%、55.1%。其中，3月7日東北亞LNG現(xiàn)貨價格突破80美元/百萬英熱，創(chuàng)歷史新高。二季度，預計東北亞現(xiàn)貨、歐洲TTF價格有所下降，美國Henry Hub價格維持高位。
全球油氣勘探趨勢
探井以陸上鉆井居多，海上探井資源潛力巨大
根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球常規(guī)探井數(shù)將達到2979口。中國常規(guī)探井數(shù)1870口，約占全球的72.8%。中國以外地區(qū)961口，其中，陸上占比67%，主要分布在俄羅斯（223口）、印度（79口）和土耳其（48口）；海上占比33%，主要分布在挪威（40口）、印度（36口）和美國（25口）。對全球油氣勘探形勢具有較大影響力的探井主要包括以下五類：（1）前沿地區(qū)勘探、（2）開辟新區(qū)帶、（3）新興盆地勘探、（4）資源前景巨大、（5）公司關注重點。
根據(jù)上述標準，2022年全球高影響力探井約為30口，具有130億桶油當量的油氣資源潛力；主要分布在非洲和美洲，其中8口在非洲，6口在南美，5口在北美，西非和南美的赤道地區(qū)受關注度最高；24口探井位于海上，其中22口為深水、超深水探井；同時，33%的高影響力探井的作業(yè)者為埃尼、殼牌、?？松梨谂c道達爾等國際石油公司，說明高風險、高回報的勘探井仍然受到大公司青睞。
一季度全球常規(guī)探井已完井612口，占全年計劃的20.5%。中國已完成479口，占全球的78.3%。中國以外地區(qū)已完成136口，與去年同期水平基本持平（133口），但遠低于2020年同期水平（172口）；其中，海上占比23.5%，陸上占比76.5%。
海上油氣發(fā)現(xiàn)占比超90%，石油發(fā)現(xiàn)占比80%
Rystad統(tǒng)計結(jié)果顯示，一季度全球常規(guī)油氣發(fā)現(xiàn)資源量約23億桶油當量，高于去年同期91.3%；其中，天然氣占比20%，石油占比80%。海洋油氣發(fā)現(xiàn)占比約91%，其中1500米以上的超深水占比45%，125-1500米水深占比31%，125米以下淺水占比14%；陸上油氣發(fā)現(xiàn)占比僅9%。全球主要油氣發(fā)現(xiàn)包括納米比亞的Venus超深水油田、蘇里南的Krabdagu深水油田、圭亞那的Lau Lau和Fangtooth超深水油田等。全球石油公司按照年內(nèi)已發(fā)現(xiàn)資源量位于前列的公司分別為：道達爾、埃克森美孚、卡塔爾國家石油公司、美國阿美拉達赫斯公司。
勘探投資小幅增長，油氣發(fā)現(xiàn)成本位于歷史地位
根據(jù)Rystad的預測，2022年全球油氣勘探投資約為433億美元，比去年增長約8.3%，但仍顯著低于疫情前2019年近600億美元的水平。其中，海上油氣為勘探投資熱點，約267億美元，占比約61.7%，比去年投資增長22%。
得益于海上油氣重大發(fā)現(xiàn)，一季度全球油氣發(fā)現(xiàn)成本約為2.5美元/桶油當量，處于近十年最低位，遠低于去年7美元/桶油當量的水平。
勘探區(qū)塊招投標增長緩慢，海洋區(qū)塊占主導地位
根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣勘探區(qū)塊招投標預計有57輪，略高于2021年54輪的水平。招投標將主要集中在澳大利亞、巴西、加拿大、中國、印度、印度尼西亞、馬來西亞、俄羅斯和美國。
一季度，全球已完成8輪勘探區(qū)塊招投標，勘探區(qū)塊面積約為11.5萬平方公里，其中海洋區(qū)塊面積占比近90%。已授權(quán)區(qū)塊主要包括：挪威、埃及、澳大利亞、摩洛哥等國69海上區(qū)塊，以及俄羅斯、印度尼西亞、埃及等國14個陸上區(qū)塊。
目前有18輪在進行評標，14輪在進行招標，17輪正在計劃中。正在招標的區(qū)塊主要分布在索馬里、巴西、利比亞、巴基斯坦、黎巴嫩、馬來西亞、莫桑比克、澳大利亞、岡比亞、剛果-布拉柴維爾、特立尼達和多巴哥共和國。計劃招標的區(qū)塊主要分布在蘇丹、南蘇丹、印度、印度尼西亞、美國、波蘭、厄瓜多爾、突尼斯、塞內(nèi)加爾、挪威、約旦、英國、新西蘭、圭亞那、以色列和哈薩克斯坦。
全球油氣開發(fā)趨勢
獲批項目由陸上增長驅(qū)動，新增項目投資規(guī)模下降
全球油氣開發(fā)獲批建設項目增加。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)獲批建設項目約為189個，同比增長13.2%。其中，陸上項目為121個，同比增長12.2%；海上項目68個，維持去年水平不變。一季度，全球油氣開發(fā)獲批項目建設進展滯后于計劃。其中，陸上獲批項目20個，占全年陸上項目獲批計劃的16.5%；海上獲批項目10個，占全年海上項目獲批計劃的14.7%。
全球油氣開發(fā)獲批建設項目投資規(guī)模下降。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)獲批建設項目投資約為1190億美元，同比下降18.5%；單位項目投資6.30億美元/個，同比下降38.8%。其中，陸上項目總投資約420億美元，同比下降32.3%，單位項目投資3.47億美元/個，同比下降44.6%；海上項目總投資約770億美元，同比下降8.3%，單位項目投資11.3億美元/個，同比下降8.3%。
投產(chǎn)項目低于預期，俄羅斯項目進展或受影響
全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目顯著增長。根據(jù)Rystad的統(tǒng)計和預測，2022年全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目約為189個，同比增長19.0%，但仍低于疫情前2019年水平（213個）。其中，陸上項目為104個，同比增長44.4%；海上項目85個，同比增長4.9%。一季度，全球油氣開發(fā)新建投產(chǎn)項目滯后于計劃。其中，陸上投產(chǎn)項目16個，占全年陸上項目投產(chǎn)計劃的15.4%；海上投產(chǎn)項目14個，占全年海上項目投產(chǎn)計劃的16.5%。
2022上半年，全球擬投產(chǎn)石油項目主要分布在俄羅斯、南美和中東，累計可采儲量約47億桶。其中，可采儲量最大的三個項目分別為：巴西的Mero海上油田開發(fā)項目（731百萬桶）、伊拉克的Garraf陸上油田二期開發(fā)項目（666百萬桶）以及圭亞那的Liza海上油田二期開發(fā)項目（592百萬桶），其峰值產(chǎn)量分別為164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
擬投產(chǎn)天然氣項目主要分布在俄羅斯、中亞、中東和東南亞，累計可采儲量約56萬億立方英尺。其中，可采儲量最大的三個項目分別為：土庫曼斯坦的Galkynysh-2氣田開發(fā)項目（32萬億立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah氣田開發(fā)項目（8.70萬億立方英尺）以及俄羅斯的Kharampurskoye氣田開發(fā)一期項目（4.44萬億立方英尺），其峰值產(chǎn)量分別為2637百萬立方英尺/天、1068百萬立方英尺/天以及1017百萬立方英尺/天。
需要指出的是，俄羅斯擬投產(chǎn)油氣開發(fā)項目或因制裁影響而出現(xiàn)延期或停滯。上半年，俄羅斯擬投產(chǎn)5個石油開發(fā)項目，累計可采儲量1123百萬桶，累計峰值產(chǎn)量238千桶/天；擬投產(chǎn)5個天然氣開發(fā)項目，累計可采儲量8.31萬億立方英尺，累計峰值產(chǎn)量1714百萬立方英尺/天。
全球油氣生產(chǎn)趨勢
俄羅斯石油受制裁影響而減產(chǎn)，其他產(chǎn)油國增產(chǎn)乏力
全球石油生產(chǎn)增長緩慢。俄羅斯受制裁影響出現(xiàn)減產(chǎn)，“OPEC+”小幅有序增產(chǎn)但難以達到產(chǎn)量目標，美國供應增長提速但增幅有限，伊朗、委內(nèi)瑞拉短期內(nèi)難以重返石油市場。
俄羅斯石油受制裁影響而減產(chǎn)，但出口價格具有極強競爭力。
根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年俄羅斯石油產(chǎn)量11.06百萬桶/天。俄烏沖突爆發(fā)后，3月俄羅斯石油產(chǎn)量尚未出現(xiàn)明顯下降，日均產(chǎn)量11.1百萬桶/天；而4月初，因本國石油需求下降以及海上出口受限，俄羅斯石油日產(chǎn)量已降至10.52百萬桶/天。受制裁影響，俄羅斯主力油種烏拉爾原油大幅折價。根據(jù)俄羅斯財政部聲明，3、4月俄羅斯出口烏拉爾原油的平均價格分別為89.05美元/桶、70.52美元/桶，與3月、4月Brent原油均價相比分別存在約23美元/桶、35美元/桶的差價。
巨大的價格優(yōu)勢使得俄羅斯出口原油不難尋到買家。根據(jù)華爾街日報報道，目前市場上已形成了一套成熟的通過摻混多種原油來規(guī)避歐美制裁進口俄羅斯石油的辦法。預計俄羅斯石油產(chǎn)量降幅有限。根據(jù)Rystad的預測，俄烏沖突期間，俄羅斯石油產(chǎn)量可能會比沖突前降低1.2百萬桶/天。
“OPEC+”維持穩(wěn)健的原油增產(chǎn)計劃，但難以達到承諾產(chǎn)量。
IEA統(tǒng)計結(jié)果顯示，1-3月，“OPEC+”原油產(chǎn)量分別為43.80百萬桶/天、44.14百萬桶/天、44.09百萬桶/天，其中，受減產(chǎn)協(xié)議約束的19個國家增產(chǎn)量分別為0.28百萬桶/天、0.12百萬桶/天、0.05百萬桶/天，產(chǎn)量目標執(zhí)行率分別為97.7%、97.2%、96.2%。
欠產(chǎn)的主要原因是：許多產(chǎn)油國由于投資不足缺乏生產(chǎn)更多原油的能力，而疫情、地緣政治風險、惡劣天氣、生產(chǎn)設施維修等因素的影響更加劇了這一情況。根據(jù)IEA，預計“OPEC+”一季度原油產(chǎn)量為44.1百萬桶/天，環(huán)比增長約0.8百萬桶/天，增長的主要貢獻者是沙特（漲幅0.3百萬桶/天）、阿聯(lián)酋（0.1百萬桶/天）、科威特（0.1百萬桶/天）和伊拉克（0.1百萬桶/天）。預計二季度 “OPEC+”將繼續(xù)維持小幅線性增產(chǎn)計劃，原油產(chǎn)量（含俄羅斯）環(huán)比下降約0.6百萬桶/天；其中，哈薩克斯坦受里海管道維修、卡沙甘大型油田定期維護的影響，產(chǎn)量下降約0.2百萬桶/天。
美國石油增量有限。
高油價雖然可以刺激美國國內(nèi)的石油生產(chǎn)，但受到上游投資持續(xù)處于低位、頁巖油老井產(chǎn)量衰減快、社會能源轉(zhuǎn)型意識增強等方面的影響，美國石油產(chǎn)量增長較為乏力。根據(jù)美國EIA的統(tǒng)計結(jié)果， 1-4月美國日均原油產(chǎn)量分別為11.63百萬桶/天、11.60百萬桶/天、11.63百萬桶/天、11.85百萬桶/天。4月13日，EIA將2022年美國石油產(chǎn)量下調(diào)至12.01百萬桶/天，低于此前的預期的12.03百萬桶/天，同比增長0.88百萬桶/天，但仍遠遠低于疫情前2019年水平（12.29百萬桶/天）。預計美國石油（包括原油及凝析油）產(chǎn)量一季度環(huán)比增長0.06百萬桶/天，二季度環(huán)比增長0.45百萬桶/天。
伊朗和委內(nèi)瑞拉短期內(nèi)難以迅速增產(chǎn)。如果伊朗重返原油市場，最多將增加1.3百萬桶/天的產(chǎn)量，但預計伊核協(xié)議的談判很可能無法一蹴而就。委內(nèi)瑞拉近期與美國重啟對話，存在重回市場的可能性。根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，委內(nèi)瑞拉目前原油產(chǎn)量分別為0.71百萬桶/天，閑置產(chǎn)能僅有0.03百萬桶/天。委內(nèi)瑞拉的重油開采技術(shù)要求和成本較高，難以短時間內(nèi)快速提產(chǎn)。
美國引領全球天然氣產(chǎn)量增長，俄羅斯產(chǎn)量大幅下降
根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022年全球天然氣產(chǎn)量有望達到41320億立方米，同比增長130億立方米。分地區(qū)看，受烏克蘭危機影響，俄羅斯對歐洲管道氣出口將出現(xiàn)較大比例下降，進而影響俄羅斯國內(nèi)天然氣產(chǎn)量，預計俄羅斯產(chǎn)量為7100億立方米，下降520億立方米。歐洲對LNG需求旺盛，歐美天然氣價差走闊，巨大的價差刺激美國天然氣產(chǎn)量增長。
預計美國天然氣產(chǎn)量為9980億立方米，增長250億立方米。受中國天然氣產(chǎn)量快速增長影響，2022年亞太地區(qū)天然氣產(chǎn)量為6660億立方米，增加100億立方米。歐洲地區(qū)天然氣短缺也將刺激中東、歐洲天然氣產(chǎn)量增加，預計產(chǎn)量分別為7100億立方米、2090億立方米，分別增加180億立方米、50億立方米。拉美、非洲天然氣產(chǎn)量分別為1650億立方米、2680億立方米，分別增加30億立方米、60億立方米。
全球LNG產(chǎn)量逼近1億噸，美國成為全球最大出口國
受高價刺激，一季度全球LNG產(chǎn)量約為9960萬噸，同比增加270萬噸。一季度LNG出口前五的國家分別為美國、澳大利亞、卡塔爾、俄羅斯以及馬來西亞。美國一季度產(chǎn)量為2038萬噸，同比增加379萬噸，是一季度LNG產(chǎn)量增長最多的國家。澳大利亞產(chǎn)量為1954萬噸，同比減少25萬噸?？ㄋ柈a(chǎn)量為1904萬噸，同比減少124萬噸，是一季度LNG產(chǎn)量減少最多的國家。俄羅斯產(chǎn)量為858萬噸，同比增加92萬噸。馬來西亞LNG產(chǎn)量為723萬噸，同比增加44萬噸。二季度LNG產(chǎn)量有望突破1億噸，其中美國產(chǎn)量與一季度基本持平；卡塔爾產(chǎn)量有望恢復性增長，或突破2000萬噸。
全球油氣上游資產(chǎn)并購趨勢
基于Rystad的數(shù)據(jù)庫，對全球油氣上游資產(chǎn)并購交易分析如下：
并購交易概況
1、并購數(shù)量及金額顯著下降，石油并購金額占比80%
一季度，盡管布倫特油價均值在100美元/桶以上，但油氣并購市場表現(xiàn)并不活躍。全球油氣資源共發(fā)生86宗并購交易，同比下降32%，環(huán)比下降37%，與2018年一季度峰值167宗減少近一半。一季度，并購交易金額260.65億美元，同比下降36%，環(huán)比下降52%，過去四年內(nèi)僅高于受全球疫情暴發(fā)影響的2020年前兩個季度。平均單宗并購交易金額約3.03億美元，同比降低6%，環(huán)比降低24%，略低于與過去四年均值。
石油并購方面，一季度共發(fā)生66宗石油并購交易，同比下降31%，環(huán)比下降43%。并購交易金額207.67億美元，同比下降9%，環(huán)比下降37%，在過去四年中處于較低水平。分地區(qū)看，非洲地區(qū)因BP及埃尼在安哥拉地區(qū)合資成立公司的大型并購行為，并購交易金額96.21億美元，時隔七個季度再次超越北美地區(qū)，成為當季度石油并購發(fā)生金額最大的地區(qū)。北美地區(qū)石油并購交易8986百萬美元，與非洲合計占比接近全球石油并購金額的九成。平均單宗并購交易金額約315百萬美元，同比、環(huán)比均有所上漲。
天然氣并購方面，一季度共發(fā)生38宗天然氣并購交易，同比下降33%，環(huán)比下降44%，是過去四年內(nèi)，發(fā)生并購數(shù)量最少的一個季度。并購交易金額52.98億美元，同比下降71%，環(huán)比下降75%，僅為2019年第二季度峰值的12%。僅北美、非洲、歐洲、亞洲四個地區(qū)發(fā)生并購交易，是過去四年內(nèi)天然氣并購發(fā)生地區(qū)最少的季度。分油氣類型看，天然氣并購在2021年經(jīng)歷了占比40%左右的四個季度后2022年第一季度重新回到較低水平，僅為20%，僅高于2020年第四季度的13%，石油再次成為全球油氣并購的主要資源。
2、并購資源量有所下降，海洋油氣并購持續(xù)低迷
一季度，全球油氣并購資源量12221百萬桶油當量，同比下降18%，環(huán)比下降24%。分區(qū)域看，北美、中東是全球油氣并購的熱點地區(qū)，并購規(guī)模分別為4987百萬桶油當量和4928百萬桶油當量，占比分別為41%、40%；非洲地區(qū)1660百萬桶油當量，占比14%，創(chuàng)近十個季度新高。
過去幾年，全球各地區(qū)并購資源量結(jié)構(gòu)表現(xiàn)出“以北美地區(qū)為核心，其他地區(qū)大規(guī)模并購輪動”的特點，北美地區(qū)占比最大86%出現(xiàn)在2021年第二季度，最小27%出現(xiàn)在2021年第四季度，一季度的40.8%僅處于該區(qū)域的較低水平，一季度中東地區(qū)40.3%創(chuàng)近年單季度新高。
分油氣類型看，一季度，全球并購石油資源量9673百萬桶油當量，并購天然氣資源量約2548百萬桶油當量，兩者比例達79：21。天然氣資源并購未能延續(xù)2021年連續(xù)四個季度均超過石油的并購規(guī)模，在2022年第一季度大幅度收縮至21%，創(chuàng)下近四年新低。
分資源類型看，一季度，陸上常規(guī)、非常規(guī)油氣并購資源量分別為5129百萬桶油當量、4748百萬桶油當量，占比分別為42%、39%，合計占比八成以上。海洋油氣并購規(guī)模持續(xù)低迷，淺水油氣僅657百萬桶油當量（占比5%），深水油氣雖同比有較大幅度反彈，但也僅有1686百萬桶油當量（占比14%）。
3、單位資源量并購成本下行，石油成本略高于天然氣
一季度，全球油氣平均并購成本2.13美元/桶，同比下降22%，環(huán)比下降37%。主要影響因素是，平均并購成本較高的俄羅斯、澳大利亞未發(fā)生或僅發(fā)生極少量的并購活動，中東地區(qū)因BP和埃尼發(fā)生性質(zhì)較為特殊的區(qū)域性資產(chǎn)合并，導致單位資源量成本極低。
分區(qū)域看，一季度，全球各地區(qū)油氣并購交易成本差異明顯。并購成本最高的是南美，達到13.98美元/桶，其次是非洲6.72美元/桶、歐洲5.91美元/桶，北美地區(qū)并購成本2.41美元/桶，較為平穩(wěn)。
分油氣類型看，一季度，全球油氣項目平均并購成本基本一致，油項目2.15美元/桶，略高于氣項目的2.08美元/桶，全球各地區(qū)并購成本也基本遵循油高于氣的一般規(guī)律。
重要交易活動
一季度，全球油氣并購交易賣家多是大型國際石油公司，買家多是中小型石油公司。在交易金額前10位的并購項目中，交易金額排名前兩位的是Azule Energy分別與埃尼、BP簽訂的協(xié)議。根據(jù)協(xié)議，BP與埃尼成立合資公司Azule Energy，用以合并其在安哥拉的相關業(yè)務，交易完成后，BP、埃尼各持有新公司50%的股份。Azule Energy將持有16個區(qū)塊許可證，同時參與Angola LNG合資公司相關業(yè)務，并持有Solenova合資公司股份。BP在安哥拉的業(yè)務包括海上區(qū)塊18和31區(qū)塊（作業(yè)者）和第15、17、20和29區(qū)塊（非作者）的權(quán)益以及安哥拉液化天然氣和新天然氣項目聯(lián)合體（NGC），埃尼公司運營卡賓達15/06、1/14、28號區(qū)塊以及NGC，同時擁有0號區(qū)塊（卡賓達）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然氣的權(quán)益。新成立的Azule Energy公司產(chǎn)量將超過20萬桶油當量/天。
未來展望
俄烏沖突給能源行業(yè)帶來了較大沖擊，地緣政治因素在油氣上游并購交易中的考量在增加，預計亞非拉等低風險國家將吸引更多的上游并購投資。此外，當前國際油價仍在100美元/桶以上的水平高位震蕩，原油價格的快速上漲擴大了買賣雙方對于油氣資產(chǎn)估值預期的差距，或?qū)е沦I方持續(xù)保持觀望態(tài)度。
全球油氣上游趨勢概述與展望
2022年一季度，全球油氣上游趨勢呈現(xiàn)如下特點：
（一）全球勘探活動回暖，海上勘探成果顯著。全球常規(guī)油氣發(fā)現(xiàn)儲量約23億桶油當量，同比增加91.3%；海上油氣發(fā)現(xiàn)占比超90%，石油發(fā)現(xiàn)占比80%，油氣發(fā)現(xiàn)成本位于近十年低位。
（二）全球油氣開發(fā)增長不及預期。全球油氣開發(fā)項目主要由陸上增長驅(qū)動，新增獲批項目投資規(guī)模下降；新建投產(chǎn)項目執(zhí)行進度落后于計劃，俄羅斯項目存在延期風險。
（三）全球油氣產(chǎn)量穩(wěn)中有升。俄羅斯油氣產(chǎn)量受制裁影響而下降，其他產(chǎn)油國增產(chǎn)乏力，美國引領全球天然氣及LNG產(chǎn)量增長。
（四）全球油氣并購市場表現(xiàn)低迷，并購交易數(shù)量及金額顯著下降。
二季度，國際油氣價格仍在高位運行，預計：（一）全球油氣勘探將提速，深水及超深水仍為熱點。（二）受俄烏沖突、高通脹及供應鏈中斷的影響，全球油氣開發(fā)進度難達預期，新增獲批項目投資規(guī)模上漲。（三）受項目檢修及俄羅斯減產(chǎn)的影響，全球石油產(chǎn)量穩(wěn)中有降；受歐洲旺盛需求影響，全球LNG產(chǎn)量有望突破1億噸。（四）亞非拉等低風險國家將吸引更多的投資，并購交易活躍度增加。
