國際油氣價格走勢
2022年一季度，國際油價呈現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/桶的區間內。
（來源：微信公眾“能源雜志” 作者：蘇佳純系中國海油能源經濟研究院石油經濟研究室首席研究員 李偉系中國海油能源經濟研究院天然氣經濟研究室資深研究員 孔盈皓系中國海油能源經濟研究院天然氣經濟研究室研究員）
全球天然氣價格同比大幅上漲。東北亞現貨、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現貨價格突破80美元/百萬英熱，創歷史新高。二季度，預計東北亞現貨、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Rystad的統計和預測，2022年全球常規探井數將達到2979口。中國常規探井數1870口，約占全球的72.8%。中國以外地區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）前沿地區勘探、（2）開辟新區帶、（3）新興盆地勘探、（4）資源前景巨大、（5）公司關注重點。
根據上述標準，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者為埃尼、殼牌、埃克森美孚與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%。
海上油氣發現占比超90%，石油發現占比80%
Rystad統計結果顯示，一季度全球常規油氣發現資源量約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%。海洋油氣發現占比約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%；陸上油氣發現占比僅9%。全球主要油氣發現包括納米比亞的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已發現資源量位于前列的公司分別為：道達爾、?？松梨凇⒖ㄋ枃沂凸?、美國阿美拉達赫斯公司。
勘探投資小幅增長，油氣發現成本位于歷史地位
根據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現，一季度全球油氣發現成本約為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。
勘探區塊招投標增長緩慢，海洋區塊占主導地位
根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣勘探區塊招投標預計有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輪勘探區塊招投標，勘探區塊面積約為11.5萬平方公里，其中海洋區塊面積占比近90%。已授權區塊主要包括：挪威、埃及、澳大利亞、摩洛哥等國69海上區塊，以及俄羅斯、印度尼西亞、埃及等國14個陸上區塊。
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。
全球油氣開發趨勢
獲批項目由陸上增長驅動，新增項目投資規模下降
全球油氣開發獲批建設項目增加。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發獲批建設項目約為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%。
全球油氣開發獲批建設項目投資規模下降。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發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%。
投產項目低于預期，俄羅斯項目進展或受影響
全球油氣開發新建投產項目顯著增長。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發新建投產項目約為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，全球油氣開發新建投產項目滯后于計劃。其中，陸上投產項目16個，占全年陸上項目投產計劃的15.4%；海上投產項目14個，占全年海上項目投產計劃的16.5%。
2022上半年，全球擬投產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海上油田開發項目（731百萬桶）、伊拉克的Garraf陸上油田二期開發項目（666百萬桶）以及圭亞那的Liza海上油田二期開發項目（592百萬桶），其峰值產量分別為164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
擬投產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氣田開發項目（32萬億立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah氣田開發項目（8.70萬億立方英尺）以及俄羅斯的Kharampurskoye氣田開發一期項目（4.44萬億立方英尺），其峰值產量分別為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，俄羅斯擬投產油氣開發項目或因制裁影響而出現延期或停滯。上半年，俄羅斯擬投產5個石油開發項目，累計可采儲量1123百萬桶，累計峰值產量238千桶/天；擬投產5個天然氣開發項目，累計可采儲量8.31萬億立方英尺，累計峰值產量1714百萬立方英尺/天。
全球油氣生產趨勢
俄羅斯石油受制裁影響而減產，其他產油國增產乏力
全球石油生產增長緩慢。俄羅斯受制裁影響出現減產，“OPEC+”小幅有序增產但難以達到產量目標，美國供應增長提速但增幅有限，伊朗、委內瑞拉短期內難以重返石油市場。
俄羅斯石油受制裁影響而減產，但出口價格具有極強競爭力。
根據IEA的統計數據，2021年俄羅斯石油產量11.06百萬桶/天。俄烏沖突爆發后，3月俄羅斯石油產量尚未出現明顯下降，日均產量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。
巨大的價格優勢使得俄羅斯出口原油不難尋到買家。根據華爾街日報報道，目前市場上已形成了一套成熟的通過摻混多種原油來規避歐美制裁進口俄羅斯石油的辦法。預計俄羅斯石油產量降幅有限。根據Rystad的預測，俄烏沖突期間，俄羅斯石油產量可能會比沖突前降低1.2百萬桶/天。
“OPEC+”維持穩健的原油增產計劃，但難以達到承諾產量。
IEA統計結果顯示，1-3月，“OPEC+”原油產量分別為43.80百萬桶/天、44.14百萬桶/天、44.09百萬桶/天，其中，受減產協議約束的19個國家增產量分別為0.28百萬桶/天、0.12百萬桶/天、0.05百萬桶/天，產量目標執行率分別為97.7%、97.2%、96.2%。
欠產的主要原因是：許多產油國由于投資不足缺乏生產更多原油的能力，而疫情、地緣政治風險、惡劣天氣、生產設施維修等因素的影響更加劇了這一情況。根據IEA，預計“OPEC+”一季度原油產量為44.1百萬桶/天，環比增長約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+”將繼續維持小幅線性增產計劃，原油產量（含俄羅斯）環比下降約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的石油生產，但受到上游投資持續處于低位、頁巖油老井產量衰減快、社會能源轉型意識增強等方面的影響，美國石油產量增長較為乏力。根據美國EIA的統計結果， 1-4月美國日均原油產量分別為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年美國石油產量下調至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）產量一季度環比增長0.06百萬桶/天，二季度環比增長0.45百萬桶/天。
伊朗和委內瑞拉短期內難以迅速增產。如果伊朗重返原油市場，最多將增加1.3百萬桶/天的產量，但預計伊核協議的談判很可能無法一蹴而就。委內瑞拉近期與美國重啟對話，存在重回市場的可能性。根據IEA的統計數據，委內瑞拉目前原油產量分別為0.71百萬桶/天，閑置產能僅有0.03百萬桶/天。委內瑞拉的重油開采技術要求和成本較高，難以短時間內快速提產。
美國引領全球天然氣產量增長，俄羅斯產量大幅下降
根據IEA的統計數據，2022年全球天然氣產量有望達到41320億立方米，同比增長130億立方米。分地區看，受烏克蘭危機影響，俄羅斯對歐洲管道氣出口將出現較大比例下降，進而影響俄羅斯國內天然氣產量，預計俄羅斯產量為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量增長。
預計美國天然氣產量為9980億立方米，增長250億立方米。受中國天然氣產量快速增長影響，2022年亞太地區天然氣產量為6660億立方米，增加100億立方米。歐洲地區天然氣短缺也將刺激中東、歐洲天然氣產量增加，預計產量分別為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。美國一季度產量為2038萬噸，同比增加379萬噸，是一季度LNG產量增長最多的國家。澳大利亞產量為1954萬噸，同比減少25萬噸?？ㄋ柈a量為1904萬噸，同比減少124萬噸，是一季度LNG產量減少最多的國家。俄羅斯產量為858萬噸，同比增加92萬噸。馬來西亞LNG產量為723萬噸，同比增加44萬噸。二季度LNG產量有望突破1億噸，其中美國產量與一季度基本持平；卡塔爾產量有望恢復性增長，或突破2000萬噸。
全球油氣上游資產并購趨勢
基于Rystad的數據庫，對全球油氣上游資產并購交易分析如下：
并購交易概況
1、并購數量及金額顯著下降，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并不活躍。全球油氣資源共發生86宗并購交易，同比下降32%，環比下降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%，環比下降52%，過去四年內僅高于受全球疫情暴發影響的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，一季度共發生66宗石油并購交易，同比下降31%，環比下降43%。并購交易金額207.67億美元，同比下降9%，環比下降37%，在過去四年中處于較低水平。分地區看，非洲地區因BP及埃尼在安哥拉地區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，成為當季度石油并購發生金額最大的地區。北美地區石油并購交易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、環比均有所上漲。
天然氣并購方面，一季度共發生38宗天然氣并購交易，同比下降33%，環比下降44%，是過去四年內，發生并購數量最少的一個季度。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、亞洲四個地區發生并購交易，是過去四年內天然氣并購發生地區最少的季度。分油氣類型看，天然氣并購在2021年經歷了占比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%，環比下降24%。分區域看，北美、中東是全球油氣并購的熱點地區，并購規模分別為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1660百萬桶油當量，占比14%，創近十個季度新高。
過去幾年，全球各地區并購資源量結構表現出“以北美地區為核心，其他地區大規模并購輪動”的特點，北美地區占比最大86%出現在2021年第二季度，最小27%出現在2021年第四季度，一季度的40.8%僅處于該區域的較低水平，一季度中東地區40.3%創近年單季度新高。
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2021年連續四個季度均超過石油的并購規模，在2022年第一季度大幅度收縮至21%，創下近四年新低。
分資源類型看，一季度，陸上常規、非常規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。海洋油氣并購規模持續低迷，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、澳大利亞未發生或僅發生極少量的并購活動，中東地區因BP和埃尼發生性質較為特殊的區域性資產合并，導致單位資源量成本極低。
分區域看，一季度，全球各地區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，北美地區并購成本2.41美元/桶，較為平穩。
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，全球各地區并購成本也基本遵循油高于氣的一般規律。
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簽訂的協議。根據協議，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個區塊許可證，同時參與Angola LNG合資公司相關業務，并持有Solenova合資公司股份。BP在安哥拉的業務包括海上區塊18和31區塊（作業者）和第15、17、20和29區塊（非作者）的權益以及安哥拉液化天然氣和新天然氣項目聯合體（NGC），埃尼公司運營卡賓達15/06、1/14、28號區塊以及NGC，同時擁有0號區塊（卡賓達）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然氣的權益。新成立的Azule Energy公司產量將超過20萬桶油當量/天。
未來展望
俄烏沖突給能源行業帶來了較大沖擊，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估值預期的差距，或導致買方持續保持觀望態度。
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。全球常規油氣發現儲量約23億桶油當量，同比增加91.3%；海上油氣發現占比超90%，石油發現占比80%，油氣發現成本位于近十年低位。
（二）全球油氣開發增長不及預期。全球油氣開發項目主要由陸上增長驅動，新增獲批項目投資規模下降；新建投產項目執行進度落后于計劃，俄羅斯項目存在延期風險。
（三）全球油氣產量穩中有升。俄羅斯油氣產量受制裁影響而下降，其他產油國增產乏力，美國引領全球天然氣及LNG產量增長。
（四）全球油氣并購市場表現低迷，并購交易數量及金額顯著下降。
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，全球油氣開發進度難達預期，新增獲批項目投資規模上漲。（三）受項目檢修及俄羅斯減產的影響，全球石油產量穩中有降；受歐洲旺盛需求影響，全球LNG產量有望突破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/桶的區間內。
（來源：微信公眾“能源雜志” 作者：蘇佳純系中國海油能源經濟研究院石油經濟研究室首席研究員 李偉系中國海油能源經濟研究院天然氣經濟研究室資深研究員 孔盈皓系中國海油能源經濟研究院天然氣經濟研究室研究員）
全球天然氣價格同比大幅上漲。東北亞現貨、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現貨價格突破80美元/百萬英熱，創歷史新高。二季度，預計東北亞現貨、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Rystad的統計和預測，2022年全球常規探井數將達到2979口。中國常規探井數1870口，約占全球的72.8%。中國以外地區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）前沿地區勘探、（2）開辟新區帶、（3）新興盆地勘探、（4）資源前景巨大、（5）公司關注重點。
根據上述標準，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者為埃尼、殼牌、埃克森美孚與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%。
海上油氣發現占比超90%，石油發現占比80%
Rystad統計結果顯示，一季度全球常規油氣發現資源量約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%。海洋油氣發現占比約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%；陸上油氣發現占比僅9%。全球主要油氣發現包括納米比亞的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已發現資源量位于前列的公司分別為：道達爾、?？松梨凇⒖ㄋ枃沂凸?、美國阿美拉達赫斯公司。
勘探投資小幅增長，油氣發現成本位于歷史地位
根據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現，一季度全球油氣發現成本約為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。
勘探區塊招投標增長緩慢，海洋區塊占主導地位
根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣勘探區塊招投標預計有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輪勘探區塊招投標，勘探區塊面積約為11.5萬平方公里，其中海洋區塊面積占比近90%。已授權區塊主要包括：挪威、埃及、澳大利亞、摩洛哥等國69海上區塊，以及俄羅斯、印度尼西亞、埃及等國14個陸上區塊。
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。
全球油氣開發趨勢
獲批項目由陸上增長驅動，新增項目投資規模下降
全球油氣開發獲批建設項目增加。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發獲批建設項目約為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%。
全球油氣開發獲批建設項目投資規模下降。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發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%。
投產項目低于預期，俄羅斯項目進展或受影響
全球油氣開發新建投產項目顯著增長。根據Rystad的統計和預測，2022年全球油氣開發新建投產項目約為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，全球油氣開發新建投產項目滯后于計劃。其中，陸上投產項目16個，占全年陸上項目投產計劃的15.4%；海上投產項目14個，占全年海上項目投產計劃的16.5%。
2022上半年，全球擬投產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海上油田開發項目（731百萬桶）、伊拉克的Garraf陸上油田二期開發項目（666百萬桶）以及圭亞那的Liza海上油田二期開發項目（592百萬桶），其峰值產量分別為164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
擬投產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氣田開發項目（32萬億立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah氣田開發項目（8.70萬億立方英尺）以及俄羅斯的Kharampurskoye氣田開發一期項目（4.44萬億立方英尺），其峰值產量分別為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，俄羅斯擬投產油氣開發項目或因制裁影響而出現延期或停滯。上半年，俄羅斯擬投產5個石油開發項目，累計可采儲量1123百萬桶，累計峰值產量238千桶/天；擬投產5個天然氣開發項目，累計可采儲量8.31萬億立方英尺，累計峰值產量1714百萬立方英尺/天。
全球油氣生產趨勢
俄羅斯石油受制裁影響而減產，其他產油國增產乏力
全球石油生產增長緩慢。俄羅斯受制裁影響出現減產，“OPEC+”小幅有序增產但難以達到產量目標，美國供應增長提速但增幅有限，伊朗、委內瑞拉短期內難以重返石油市場。
俄羅斯石油受制裁影響而減產，但出口價格具有極強競爭力。
根據IEA的統計數據，2021年俄羅斯石油產量11.06百萬桶/天。俄烏沖突爆發后，3月俄羅斯石油產量尚未出現明顯下降，日均產量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。
巨大的價格優勢使得俄羅斯出口原油不難尋到買家。根據華爾街日報報道，目前市場上已形成了一套成熟的通過摻混多種原油來規避歐美制裁進口俄羅斯石油的辦法。預計俄羅斯石油產量降幅有限。根據Rystad的預測，俄烏沖突期間，俄羅斯石油產量可能會比沖突前降低1.2百萬桶/天。
“OPEC+”維持穩健的原油增產計劃，但難以達到承諾產量。
IEA統計結果顯示，1-3月，“OPEC+”原油產量分別為43.80百萬桶/天、44.14百萬桶/天、44.09百萬桶/天，其中，受減產協議約束的19個國家增產量分別為0.28百萬桶/天、0.12百萬桶/天、0.05百萬桶/天，產量目標執行率分別為97.7%、97.2%、96.2%。
欠產的主要原因是：許多產油國由于投資不足缺乏生產更多原油的能力，而疫情、地緣政治風險、惡劣天氣、生產設施維修等因素的影響更加劇了這一情況。根據IEA，預計“OPEC+”一季度原油產量為44.1百萬桶/天，環比增長約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+”將繼續維持小幅線性增產計劃，原油產量（含俄羅斯）環比下降約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的石油生產，但受到上游投資持續處于低位、頁巖油老井產量衰減快、社會能源轉型意識增強等方面的影響，美國石油產量增長較為乏力。根據美國EIA的統計結果， 1-4月美國日均原油產量分別為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年美國石油產量下調至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）產量一季度環比增長0.06百萬桶/天，二季度環比增長0.45百萬桶/天。
伊朗和委內瑞拉短期內難以迅速增產。如果伊朗重返原油市場，最多將增加1.3百萬桶/天的產量，但預計伊核協議的談判很可能無法一蹴而就。委內瑞拉近期與美國重啟對話，存在重回市場的可能性。根據IEA的統計數據，委內瑞拉目前原油產量分別為0.71百萬桶/天，閑置產能僅有0.03百萬桶/天。委內瑞拉的重油開采技術要求和成本較高，難以短時間內快速提產。
美國引領全球天然氣產量增長，俄羅斯產量大幅下降
根據IEA的統計數據，2022年全球天然氣產量有望達到41320億立方米，同比增長130億立方米。分地區看，受烏克蘭危機影響，俄羅斯對歐洲管道氣出口將出現較大比例下降，進而影響俄羅斯國內天然氣產量，預計俄羅斯產量為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量增長。
預計美國天然氣產量為9980億立方米，增長250億立方米。受中國天然氣產量快速增長影響，2022年亞太地區天然氣產量為6660億立方米，增加100億立方米。歐洲地區天然氣短缺也將刺激中東、歐洲天然氣產量增加，預計產量分別為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。美國一季度產量為2038萬噸，同比增加379萬噸，是一季度LNG產量增長最多的國家。澳大利亞產量為1954萬噸，同比減少25萬噸?？ㄋ柈a量為1904萬噸，同比減少124萬噸，是一季度LNG產量減少最多的國家。俄羅斯產量為858萬噸，同比增加92萬噸。馬來西亞LNG產量為723萬噸，同比增加44萬噸。二季度LNG產量有望突破1億噸，其中美國產量與一季度基本持平；卡塔爾產量有望恢復性增長，或突破2000萬噸。
全球油氣上游資產并購趨勢
基于Rystad的數據庫，對全球油氣上游資產并購交易分析如下：
并購交易概況
1、并購數量及金額顯著下降，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并不活躍。全球油氣資源共發生86宗并購交易，同比下降32%，環比下降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%，環比下降52%，過去四年內僅高于受全球疫情暴發影響的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，一季度共發生66宗石油并購交易，同比下降31%，環比下降43%。并購交易金額207.67億美元，同比下降9%，環比下降37%，在過去四年中處于較低水平。分地區看，非洲地區因BP及埃尼在安哥拉地區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，成為當季度石油并購發生金額最大的地區。北美地區石油并購交易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、環比均有所上漲。
天然氣并購方面，一季度共發生38宗天然氣并購交易，同比下降33%，環比下降44%，是過去四年內，發生并購數量最少的一個季度。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、亞洲四個地區發生并購交易，是過去四年內天然氣并購發生地區最少的季度。分油氣類型看，天然氣并購在2021年經歷了占比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%，環比下降24%。分區域看，北美、中東是全球油氣并購的熱點地區，并購規模分別為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1660百萬桶油當量，占比14%，創近十個季度新高。
過去幾年，全球各地區并購資源量結構表現出“以北美地區為核心，其他地區大規模并購輪動”的特點，北美地區占比最大86%出現在2021年第二季度，最小27%出現在2021年第四季度，一季度的40.8%僅處于該區域的較低水平，一季度中東地區40.3%創近年單季度新高。
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2021年連續四個季度均超過石油的并購規模，在2022年第一季度大幅度收縮至21%，創下近四年新低。
分資源類型看，一季度，陸上常規、非常規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。海洋油氣并購規模持續低迷，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、澳大利亞未發生或僅發生極少量的并購活動，中東地區因BP和埃尼發生性質較為特殊的區域性資產合并，導致單位資源量成本極低。
分區域看，一季度，全球各地區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，北美地區并購成本2.41美元/桶，較為平穩。
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，全球各地區并購成本也基本遵循油高于氣的一般規律。
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簽訂的協議。根據協議，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個區塊許可證，同時參與Angola LNG合資公司相關業務，并持有Solenova合資公司股份。BP在安哥拉的業務包括海上區塊18和31區塊（作業者）和第15、17、20和29區塊（非作者）的權益以及安哥拉液化天然氣和新天然氣項目聯合體（NGC），埃尼公司運營卡賓達15/06、1/14、28號區塊以及NGC，同時擁有0號區塊（卡賓達）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然氣的權益。新成立的Azule Energy公司產量將超過20萬桶油當量/天。
未來展望
俄烏沖突給能源行業帶來了較大沖擊，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估值預期的差距，或導致買方持續保持觀望態度。
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。全球常規油氣發現儲量約23億桶油當量，同比增加91.3%；海上油氣發現占比超90%，石油發現占比80%，油氣發現成本位于近十年低位。
（二）全球油氣開發增長不及預期。全球油氣開發項目主要由陸上增長驅動，新增獲批項目投資規模下降；新建投產項目執行進度落后于計劃，俄羅斯項目存在延期風險。
（三）全球油氣產量穩中有升。俄羅斯油氣產量受制裁影響而下降，其他產油國增產乏力，美國引領全球天然氣及LNG產量增長。
（四）全球油氣并購市場表現低迷，并購交易數量及金額顯著下降。
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，全球油氣開發進度難達預期，新增獲批項目投資規模上漲。（三）受項目檢修及俄羅斯減產的影響，全球石油產量穩中有降；受歐洲旺盛需求影響，全球LNG產量有望突破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。
