石油巨头为什么都在“甩资产”

来源：期货日报

近日，英国石油公司（BP）与挪威国家石油公司（Equinor）达成最终协议，将加拿大Bay du Nord深水项目权益出售给对方。这个拥有约4亿桶可采资源潜力的深水项目，曾被视为加拿大海上石油开发的重要希望。BP为什么放弃这个颇具潜力的项目？答案不在项目本身，而在于整个行业底层逻辑的变化。

行业大转向欧洲石油巨头集体“瘦身”

当前，全球国际石油公司（IOC）的资产评估标准正从“储量规模最大化”切换到“单位资本现金流产出最大化”。弘则研究分析师张玉昕告诉记者，除了BP外，过去3年，欧洲石油巨头集体性退出长周期、高资本支出、回收慢的上游资产，一场巨头“瘦身潮”正在席卷整个行业。

张玉昕表示，欧洲石油巨头集体“瘦身”，不是心血来潮，而是多重压力下的必然选择。

“股东回报压力的结构性强化。2020年之后，欧洲IOC的股东构成发生微妙变化，追求高股息+回购的被动／价值型投资者占比上升。”张玉昕表示，企业管理层被迫将自由现金流的分配优先级从“远期储量替代”调整为“近期股东回报”。相较十年后才能获利的油田，股东们更关心当下能拿到多少分红。

在她看来，能源转型的不确定性推高远期资产折现率。当市场无法确定2035年之后石油需求处于平台期还是下滑时，所有2030年年后才能达产的项目，其隐含折现率都要加上一个“需求风险溢价”，这直接压低了长周期项目的内部估值。

此外，在ESG框架下，欧洲IOC面临碳排放核算压力，高碳强度资产（油砂、重油、深水高含硫）的持有成本上升——不是运营成本上升，而是融资成本上升和估值折价。持有这类资产，不仅要承担开发风险，还要承担“估值惩罚”。

分歧与共识资本纪律从“周期性”到“结构性”

值得关注的是，BP一边宣布回归油气主业，一边持续出售北海、加拿大深水等优质油气资产。这种看似矛盾的操作，恰恰是理解新一代IOC战略的关键。

BP的战略并非简单地“回归油气”，而是回归高资本效率的油气。这意味着并非所有油气资产都值得其持有。本质上，BP正在把自己从“储量驱动型石油公司”改造为“现金流驱动型能源公司”。

在张玉昕看来，这一行为向市场释放出一个信号：即使在油价为70~80美元／桶的环境下，欧洲IOC也不愿意为远期供应“备货”。资本纪律已经从周期性行为变成结构性行为，这是市场最值得警惕的变化。

然而，观察全球石油行业，会发现一个有趣现象：欧洲油企普遍“瘦身”缩表的同时，美国油企却并购扩产。

对此，张玉昕解释说，两者的分歧，不完全是对油价中枢的不同预判，更深层的是，对石油需求峰值时点和下降斜率的不同假设。但两者的共识比分歧更值得关注，即都在回避高成本项目。“全球上游资本支出持续克制的后果正在积累。”张玉昕表示，全球原油供给对需求冲击的响应速度在变慢，油价波动率的底部在抬升。这种集体谨慎，正在悄悄改变原油市场的底层弹性。

在受访人士看来，自2023年红海危机以来，霍尔木兹海峡2026年两次被关闭，中东地缘风险已从“小概率突发事件”变成“常态化风险”。这对IOC的投资决策产生了双向影响。

“一方面，地缘冲突增加了中东资产的风险溢价，但并未阻止IOC进入。BP重返伊拉克基尔库克、道达尔能源扩大卡塔尔LNG投资、壳牌加强与阿联酋合作，这些交易都发生在地缘风险上升期，原因就在于中东资产的成本优势（盈亏平衡点通常低于20美元／桶）足以补偿地缘风险溢价。另一方面，地缘冲突加速了IOC对非核心长周期项目的退出。当运营环境不确定性上升时，IOC管理层更倾向于把资源集中在可控性更强的核心区域。”张玉昕说。

油价新逻辑供给弹性下降的深层影响

受访人士普遍认为，全球上游投资持续克制的后果，不会立刻显现，但会在未来几年逐步释放。

短期（2026—2028年），影响有限。已批准项目的产能释放仍得以正常推进，全球原油产能尚未出现绝对短缺。

中期（2029—2032年），风险开始显性化。这一阶段正好对应当前被推迟／取消的最终投资决策（FID）项目本应达产的时间窗口，如果全球需求没有大幅下降，原油供应缺口将开始扩大。

长期（2033年以后），结构性矛盾可能被激化。据行业普遍估算，全球现有油田产能自然衰减规模400万～450万桶／天。如果没有足够的新项目补充产能，即使需求保持平稳，原油供给仍可能存在缺口。

“一旦供给缺口在2030年前后显性化，市场将无法快速弥补缺口。”张玉昕表示，深水项目从投资到产出首桶油需要5~7年，油砂项目需要3~5年。这个时间差，构成了油价中长期的结构性支撑。

对于石油巨头的“瘦身潮”，张玉昕提醒，市场容易出现几个典型的预期偏差。“首先，IOC集体看空长期油价，这是最容易出现的误读。”张玉昕表示，IOC卖资产不是看空油价，而是资本效率优先的战略选择。高油价下，短周期资产的回报更快、更确定。其次，上游投资不足将引发未来供给短缺，做多逻辑成立、叙事方向正确，但时间维度易与市场节奏错配。供给缺口是2030年之后的慢变量，不应被看作做多2026—2027年近月合约的理由。最后，短期交易信号与长期结构性因素混用。市场不应将“IOC卖资产”作为短期做空原油的理由，也不应将“上游投资不足”作为短期做多的理由。两者的时间维度完全不同，混用只会导致交易失误。

产业链传导如何影响能化期货？

受访人士普遍认为，当前全球主流油企持续削减深水、高成本油气项目投资，将对原油期货合约的价差结构产生系统性影响。

对远月合约而言，隐含均衡价格存在上移动力。当市场逐步认识到2030年之后的供给增量不足以覆盖现有油田衰减时，远月合约的隐含均衡价格中枢将逐步抬升。曲线远端的贴水幅度可能收窄或从深度转向平坦化。

对近月合约而言，隐含波动率将维持相对高位。全球供给弹性下降意味着任何短期供应中断（地缘事件、飓风、意外停产）对近月价格的冲击幅度更大，因为弹性供给（页岩油、OPEC+剩余产能）的响应空间在缩小。

海通期货研究员林舒暖认为，BP出售Bay du Nord项目后，短期对WTI、Brent及SC原油期货盘面的情绪冲击有限，因为该项目当前无实际产量，难以撼动全球供需格局。“全球主流油企持续削减深水、高成本项目投资，意味着远期可新增的大规模产能将明显减少，这一趋势将对原油期货的价差结构产生系统性影响。”林舒暖表示，远期供应收紧预期将逐步定价至远月合约，推动远月合约价格重心上移。

在市场人士看来，远月合约价格有支撑、近月合约价格波动显著，是未来几年原油期货市场可能出现的重要特征。

“原油上游资本开支收缩推高成本重心，将自上而下传导至整个能化产业链。”光大期货能化总监杜冰沁认为，不同能化品种受到的影响程度并不相同。

“原油成本上升压缩炼厂裂解价差，燃料油、沥青等品种在利润收缩之下供应或将被动收紧。即使需求没有明显提升，成本端的推动也能为这些品种价格提供底部支撑。”杜冰沁称，化工链品种分化明显。乙烯受石脑油路线成本推涨，获得支撑显著；甲醇因天然气制工艺占比高，相对涨幅较小。整体产业链价格逻辑表现为成本驱动型通胀，需关注各品种边际成本与供需平衡点的差异。

BP出售加拿大Bay du Nord深水项目，表面上是一笔普通的资产交易，背后却是整个石油行业的供给侧革命。林舒暖表示，这一举措反映了欧洲石油巨头从激进的低碳转型策略逐步回归务实发展路线。对全球原油市场而言，巨头“瘦身潮”短期可能波澜不惊，但中长期的影响正在悄悄累积。“对交易者而言，最重要的或许不是预测油价会涨到多少，而是理解市场的底层逻辑正在发生什么变化。”在林舒暖看来，当供给弹性下降成为结构性趋势时，油价的波动逻辑便和十年前的不一样了。