中国海油集团能源经济研究院院长王震：地缘政治放大短期油价溢价，供需基本面决定未来2-3年油价走势

王 震 中国海油集团能源经济研究院院长

以下观点整理自王震在CMF宏观经济热点问题研讨会（第50期）上的发言

本文字数：3950字

阅读时间：10分钟

欧盟理事会近期发布公告批准第六轮对俄制裁方案，对俄罗斯石油实施“部分禁运”，在6个月内逐步禁止俄罗斯石油进口，8个月内禁止其他精炼石油产品，同时将俄罗斯三家银行排除SWIFT系统。这是乌克兰危机后，欧盟作出的对俄罗斯经济影响最大的一轮制裁。根据“OPEC+”内部测算，俄罗斯的石油产出已在4月同比下降9%，未来两年俄罗斯经济将受到此项制裁的重大影响，俄罗斯石油在危机结束后快速重返欧盟市场的可能性降低，国际原油市场将面临重构。为了维持财政收入，俄罗斯将不得不更依赖其他的新兴市场，廉价的俄罗斯原油可能加速转向发展中国家，并将长期在发展中国家占据重要的消费比例。由于俄罗斯原油巨大的市场份额，短时间内，中东产油国将获得更多的市场话语权。欧盟短期内能源供应的安全稳定受到极大影响，其战略焦点不得不短暂地从低碳化转向能源安全，长期看将加速欧洲及其它西方国家的能源转型进程。

一、乌克兰危机和高通货膨胀带来了过高的短期风险溢价，但从未来2-3年来看基本面因素对油价走势影响更大

今年以来，油价一直处在高位，受俄乌冲突进展影响，油价不断创出更高水平，同时油价波动明显加大。可以说，地缘政治风险使油价产生了脱离供需基本面的剧烈震荡，如果扣除乌克兰危机的风险溢价和当前欧美国家通货膨胀的影响，供需平衡油价大致在85美元/桶左右。随着夏季即将到来，欧美国家出行显著增加，全球石油需求持续上升。OPEC原油闲置产能接近枯竭，非OPEC国家石油产量增加有限，全球库存处于历史地位，IEA和美国释放战略库存，努力维持短期供应平衡。预计2022年三季度国际油价在105美元/桶左右，2022年全年均价在100美元/桶以上。欧美减少甚至禁止进口俄罗斯原油，全球石油贸易流向变化较大，运距上升，运费增加。欧美将增加中东中轻质原油进口，印度增加乌拉尔原油的进口，全球石油市场重新平衡。

如果看未来2-3年，随着地缘政治风险溢价降低和疫情影响减弱，油价总体趋势会往下走，但仍会处在相对比较高的水平，预计2023年在90美元/桶左右，2024年在80美元/桶左右。支撑这个判断的理由主要来自供需两端。

从需求来讲，还是受到地缘政治、高通胀、疫情因素影响，这些因素直接影响全球经济下行的压力在增大，包括最近的世界银行发布的全球经济展望都在调低2022和2023年的经济增长速度。所以，可以看到全球经济面临着滞胀的风险。从这个意义上来讲，很多国家难以避免经济的衰退，当然会影响对石油的需求。从大多数专业分析和一些判断来看，到明年年初2023年疫情管制措施会逐步放开，交通领域消费可能会出现大的反弹，不排除同比会出现一些报复性的消费。实际上到2022年今年总体油的需求总体会恢复到疫情前的水平，2023年、2024年甚至恢复到相对增长更高一点的水平。

从供给角度来讲，地缘政治、高通胀及疫情等因素对供应侧的影响比对需求侧的影响更严重，尤其是对于经济较为脆弱的亚非拉产油国，石油供应能力遭到破坏。

一是“OPEC+”将持续在调控全球石油市场方面发挥作用。“OPEC+”将执行限产计划至2022年底，总体倾向将产能释放滞后于需求增长，设定了逐月小幅增产的目标；然而，许多成员国由于投资不足缺乏生产更多原油的能力，疫情和高通胀更加剧了这一情况，此外，地缘政治因素、恶劣天气、生产设施维修等因素更是造成了产量的进一步下降。根据IEA的统计数据，当前“OPEC+”原油闲置产能约为4.53百万桶/天，仅为去年同期的一半，主要分布在沙特阿拉伯（2.00百万桶/天）和阿联酋（1.13百万桶/天）。

二是俄罗斯石油供应受制裁影响。短期内，由于乌拉尔原油具有极强的价格竞争力，国际市场已形成一套较为成熟的、通过掺混规避制裁以进口俄罗斯石油的办法，俄罗斯石油供应大概率降幅有限；根据Rystad的预测，乌克兰危机期间，俄罗斯石油供应可能降低1.2～2百万桶/天。长期来看，作为全球第三大产油国，俄罗斯在石油供应体系中的地位难以替代。目前大量国际石油公司撤出俄罗斯业务，导致上游投资不足，中长期全球石油供应缺口将加大。

三是受应对气候变化政策及融资困难影响，美国增产较为缓慢。根据贝克休斯6月11日发布的报告，美国目前石油钻机580台，比去年活跃，但仍低于历史同期水平（800-900座）。根据EIA在6月预测数据，预计2022年美国石油产量为11.92百万桶/天，同比增加0.79百万桶/天，但仍低于疫情前2019年水平（12.29百万桶/天）。其中2022年美国页岩油产量约8.90百万桶/天，占比约74.7%。

四是如果美国放松对伊朗和委内瑞拉的制裁，伊朗有能力在年内增加约1.5百万桶/天的原油出口，委内瑞拉最多可增加0.7～1百万桶/天。美国允许部分国际石油公司在委内瑞拉投资，同时可能默许伊朗更多的石油出口；而伊朗和委内瑞拉签署了为期20年的全面战略合作协议，将在石油生产方面展开合作。

五是2014年以来上游投资不足，未来石油增量有限。目前大型石油企业都在严格控制油气上游资本支出预算，并承诺这一立场在未来几年内都会保持不变。在油气价高企的情况下，石油巨头在拿到油价带来的巨额利润之后，并没有选择继续投资以提高供应，而是倾向于通过股息和股票回购向股东派发现金。从发现油气藏开始，大型项目通常需要至少五至七年时间才能投产，考虑到现有油井产量的自然衰减，这就造成当下任何在投资、勘探、开发及生产方面的滞后都会让未来增产目标愈加遥远。

二、液化技术推动天然气正在成为全球化大宗商品，亚洲气价处于高位但与欧美溢价显著缩小

从全球天然气市场来看，2022年美国引领全球天然气产量增长，俄罗斯产量大幅下降。据IEA，2022年全球天然气产量有望达到41320亿立方米，同比增长130亿立方米。2022年全球天然气消费或小幅下降。据IEA，2022年全球天然气消费量约为40860亿立方米，同比下降110亿立方米。展望未来，2023-2027年年均供应增速约1.5%，2027年全球天然气产量约为44500亿立方米。消费方面，受乌克兰危机影响，全球天然气价格持续高位，将抑制消费增长，预计2023年至2027年需求增速约1.6%，低于十四五时期约1.9%的增速，2027年全球天然气消费量约为44200亿立方米。

从全球LNG市场来看，2022年欧洲LNG进口大幅增加，全球LNG供应大幅收紧。消费方面，2022年全球LNG消费有望达到4.1亿吨，增量约2000万吨。因乌克兰危机，2022年俄-欧管道气贸易或减少约400亿立方米，欧洲不得不大量采购LNG弥补空缺，预计全年进口量超过1亿吨，同比增加约4000万吨。生产方面，2022年新增天然气液化产能约1000万吨，液化总产能约4.7亿吨/年。综合来看，全球天然气液化产能利用率逼近88%，与2021年相比上涨3个百分点。展望未来，2023-2024年全球天然气液化产能利用率维持高位，LNG市场供需继续收紧。根据对已有项目的统计，2023-2024年年均新增产量约1000万吨/年，远低于2018、2019年约2500万吨/年的增长。需求方面，2023-2024年，全球LNG需求年均增幅略高于1000万吨。随着大量天然气液化项目投产，2025年后全球LNG供应紧张局面有望缓解。根据对已对外宣布的液化项目的统计，有望在2025-2027年投产的液化项目约1.3亿吨，其中已通过FID的项目约1亿吨。

从全球天然气价格来看，2022年，乌克兰危机为全球天然气市场带来了显著的供应风险溢价，预计2022年东北亚LNG、TTF现货年均价在30美元/百万英热附近。美国由于旺盛的LNG出口、国内干旱导致水电出力减少、产量增长不及预期，价格大幅上涨，2022年HenryHub均价约6美元/百万英热。展望未来，考虑到天然气、LNG市场供需收紧，2023-2027年全球天然气价格将在高区间运行。预计2023-2024年美国HenryHub现货年均价高于4美元/百万英热，显著高于2016-2020年平均价格——2.6美元/百万英热；东北亚LNG、TTF现货年均价高于20美元/百万英热，显著高于2016-2020年东北亚LNG现货平均价格——6.4美元/百万英热。2025-2027年，由于天然气液化产能集中投产，东北亚LNG、TTF现货年均价有望跌破15美元/百万英热；美国HenryHub现货价格随之走低，预计年均价维持3.5美元/百万英热附近。但乌克兰危机、俄欧矛盾直接冲击欧洲天然气市场，2021年欧洲TTF现货年均价首次高于亚洲，乌克兰危机后2022年大部分时间欧洲TTF现货价格高于东北亚LNG现货价格。若欧洲在天然气领域持续去俄化，欧洲天然气供应紧张的局面可能持续数年，欧洲LNG进口未来几年可能保持约1000万吨/年的增长，而亚洲地区可能由于高价抑制，LNG进口增速可能大幅放缓甚至负增长。因此未来几年亚—欧现货价差维持在较低水平，甚至亚洲持续低于欧洲也可能存在。

三、保障能源安全的五大建议

我国以煤炭为主的能源结构决定了煤炭的基础性地位和在能源安全方面的兜底作用。对油气行业而言，“十四五”时期要以推动高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，以改革创新为根本动力，积极适应能源转型和绿色低碳生产，坚定不移加大国内油气勘探开发力度，不断提升储备调峰能力，深化油气体制机制改革，持续强化国际油气合作。

一是要持续推进油气增速上产，提升整个能源安全的保障能力。油气行业将通过持续推进增储上产，着力增强能源供应能力，确保战略安全。特别是加快完善油气产供储销体系，做好油气管网等能源基础设施建设，特别是加强油气跨省跨区输送通道建设、重点推进地下储气库、LNG接收站等储气设施建设，提升能源供应能力弹性。

二是统筹能源转型和能源安全，加快绿色低碳转型。既要推进能源生产环节碳减排，也要融合传统能源优势，积极布局零碳、负碳产业，积极培育二氧化碳循环利用，开展甲烷治理准备工作等。

三是要建设全国统一的大市场，提升治理效能。一是要激发市场主体活力，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的领域，二是加快建设现代能源市场，三是完善能源制度和政策体系。

四是推动商业模式创新，持续推进科技创新。特别是能源科技创新进入持续高度活跃期，先进信息技术与能源产业深度融合，新技术、新模式、新业态层出不穷，实现商业模式创新和科技创新的相互促进。

五是要坚持立足国内保安全，共赢推进能源对外合作。要坚定不移深化国际油气合作，以共建“一带一路”为引领，聚焦实施更大范围、更宽领域、更深层次能源开放合作，努力实现开放条件下的能源安全。