单卫国，李昀霏，白桦，张晓宇
（中国石油集团经济技术研究院）
2022年世界石油市场政治溢价凸显，石油需求仍未恢复到新冠病毒疫情前水平，但是石油供应增量创历史新高。因制裁和限价大棒飞舞，俄罗斯石油出口被迫呈现“西降东升”的特点，国际原油贸易开始重新洗牌。
1.1 国际油价冲高回落，布伦特原油年均价格接近100美元/桶，与上年相比显著上涨
地缘政治因素主导2022年上半年国际油价涨势。乌克兰危机爆发后，西方对俄罗斯的制裁持续加码，地缘风险溢价明显增高。2022年3月8日，布伦特油价涨至127.98美元/桶，创2008年7月底以来最高纪录。但是，美国联合国际能源署（IEA）推出史无前例的释放石油储备计划限制了油价涨幅。
宏观经济疲软及金融压力主导2022年下半年油价跌势。由于美联储连续强势加息、全球经济降速、新冠疫情反复无常，油价承压震荡回落。2022年12月5日，欧盟对俄罗斯原油禁运令生效，西方对俄罗斯原油限价“软落地”，进一步施压油价。2022年底油价基本完全回吐年内涨幅，回到80美元/桶底线（见图1）。布伦特原油全年均价为99.04美元/桶，比上年上涨39.6%（约28.09美元/桶），年均价接近2014年的水平。
1.2 乌克兰危机导致西方与俄罗斯制裁与反制裁持续升级
西方主要国家对俄罗斯的石油制裁基本贯穿全年。2022年3月8日，美国禁止进口俄罗斯的石油、液化天然气（LNG）和煤炭；
5月8日，七国集团（G7）承诺逐步取消或禁止进口俄罗斯石油，并安排逐步实施；
6月2日，欧盟批准禁运俄罗斯石油的第六轮制裁，宣布2022年12月5日对俄海运原油禁运生效、2023年2月5日对俄海运油品禁运生效；
9月2日，七国集团就对俄罗斯石油出口价格上限协议达成一致；
9月28日，欧盟全面禁止俄商品在欧盟市场销售，并将公布为俄石油设定限价的法律基础；
12月5日，欧盟对俄海运原油禁运令生效、西方对俄原油限价令落地（见图2）。
俄方的反制措施也很霸气。在前期俄央行宣布天然气交易实行卢布结算之后，普京于2022年12月27日签署总统令，禁止向对俄油限价的国家供应原油和成品油。
图1 2022年国际油价走势
图2 2022年西方国家对俄罗斯的制裁措施及对应油价
1.3 乌克兰危机深度重塑全球原油贸易格局
因西方制裁，俄罗斯海运原油出口量总体减少16万桶/日，减少量低于市场普遍预期。俄原油流向呈现出明显的“西降东升”趋势。其中，对欧出口大幅减少140万桶/日，而出口到印度、中国等亚洲国家和未知目的地的原油则大增126万桶/日。同时，欧洲加大非俄油源进口，导致国际原油贸易呈现出“东降西升”特点。美国和非洲出口至欧洲的原油量大增，分别增加44万桶/日和35万桶/日；
美国和非洲出口至亚洲的原油量明显减少，分别减量15万桶/日和42万桶/日。尽管中东没有增加对欧原油出口量，但是因俄原油迅猛进入亚洲，中东原油在亚洲丧失了近20万桶/日的份额；
中东出口至非洲的原油量增加了近40万桶/日，完全替补了非洲因增加对欧出口量而导致的市场缺口（见图3）。2022年12月5日对俄海运原油禁运令和原油限价令生效后，这种趋势进一步演进，全球原油贸易格局进一步重塑。
1.4 全球石油需求复苏步伐遇阻
乌克兰危机爆发前，市场普遍预期2022年世界石油需求将恢复至新冠病毒疫情前水平。乌克兰危机爆发后，全球石油需求复苏进程大大推后，主要是由于全球能源价格高企、主要国家通胀罕见、美联储鹰派加息、货币政策普遍被动收紧、全球经济动能趋弱，以及中国疫情“净零”管控和年底“大爆发”等诸多因素阻碍石油需求的复苏步伐。世界石油需求全年增幅放缓，大大低于预期和供应增量，只增长2.2%（215万桶/日），需求总量为9980万桶/日，总体上恢复到疫情前的99%（见图4）。从终端消费看，汽柴油和燃料油需求恢复较好，已经接近甚至超过疫情前水平；
唯独航空煤油需求量只相当于疫情前的3/4（见图5），说明疫情对人员的国际交往和国家间的信任等负面影响还远远没有消除。
图3 全球海运原油贸易流向变化（2022年12月与2月对比）
图4 2020-2022年全球分地区石油需求恢复程度
图5 2020-2022年全球分油品需求恢复程度
1.5 “欧佩克+”一度中断减产，全球石油供应创纪录大涨
在欧美国家频繁的外交攻势之下，欧佩克减产联盟（“欧佩克+”）一度于2022年8月划上了减产句号，表态将于9月份准备增产。本轮减产始于2020年5月，创造了减产纪录。在减产过程中，受尼日利亚、安哥拉等国产能不足、俄罗斯遭遇西方制裁等因素影响，减产一度多达350万桶/日，减产执行率不断飙升至300%以上，严重超出业界预期。2022年10月，“欧佩克+”再度进入“减产模式”，在10月5日例会上，“欧佩克+”决定自11月起继续减产200万桶/日，凸显其“限产挺价”决心。
尽管如此，全球石油供应增量创下历史最高水平（见图6）。由于油价高企刺激了非“欧佩克+”国家和地区产量急剧增长，世界石油供应总量达到1亿桶/日。实际增幅突破5%，不但远远高于2021年1.6%的产量增幅，也大大高于全球需求2.2%的增幅。在465万桶/日的全球原油供应增量中，非“欧佩克+”国家和地区增加165万桶/日，80%以上来自美国和加拿大；
“欧佩克+”在持续减产的政策背景下比2021年产量高出300万桶/日，其中2/3来自沙特阿拉伯、阿联酋和伊朗。
上述情况说明，欧佩克对世界石油市场的研判相当精准。尽管有美国的重重压力，“欧佩克+”基于自身判断仍不得不减产。如果不及时减产、控制供应，国际油价还得顺势下跌。实际上，2022年末2023年初国际油价已由120美元/桶的高位跌至80美元/桶的止损线。
图6 2010-2022年世界石油供应增量
1.6 供需由产大于需转为产小于需，紧平衡状态一直未逆转
从各季度供需平衡看，2022年一季度石油市场缺口为80万桶/日，市场持续去库存，以动用库存满足需求增长；
二季度之后，受高油价刺激，全球原油产量猛然增加。由于全球石油需求增长遇阻、“欧佩克+”渐进增产、俄罗斯供应减少并不明显，全球石油供应增量远远大于需求增量。超出需求的富余产量开始陆续进入库存。季度供需平衡变化数据显示，2022年二至四季度全球库存增量均在30万桶/日之上（见图7）。
从全年看，尽管后期市场供大于求，但是全球石油库存一直处于2016年底以来的最低水平（见图8）；
经合组织国家库存处于过去5年均线之下。因此，全年供需总体的趋势是由产大于需转为产小于需，紧平衡状态一直存在，全年库存仅微弱增加20万桶/日。
图7 2022年分季度世界石油市场产需差
1.7 消费国同资源国对市场话语权的争夺日趋激烈
消费国方面，西方对俄制裁持续加码，美国多措并举打压油价，手段包括禁运、限价，这使其运用政治、经济等多重手段参与国际石油市场治理管控的意图彰显。此外，拜登政府也在单方面综合施策，包括史上最大规模释放石油储备、施压“欧佩克+”增产、加快收紧货币政策、推进伊核谈判、有意放松对委内瑞拉的制裁限制等，取得了比较显著的效果。
从资源国看，“欧佩克+”能源自主意识明显增强。针对西方消费国的增产呼吁和拜登亲访中东，主要产油国实际上并不为所动。“欧佩克+”只是2022年10月小幅增产，随后便决定从11月起再度启动减产进程。种种迹象表明，消费国与资源国之间对市场话语权和控制权的争夺呈现日益激烈态势。
图8 2017-2022年全球石油库存
2022年的全球天然气市场亦出现“革命性”变化。在乌克兰危机背景下，各种气价翻倍上涨，搅乱了世界能源定价秩序；
因欧洲对俄全面脱钩，在欧洲天然气需求锐减带动下，全球天然气需求迎来2009、2020年之后的第三次下降；
欧洲LNG需求急剧增加，俄罗斯管道气出口受限，全球天然气供应紧张加剧；
天然气贸易格局发生重大改变。
图9 2020-2022年国际天然气价格走势
2.1 国际天然气价格出现历史性上涨
具体看，气价呈现出三个鲜明特点。一是各种气价屡创新高，波动剧烈，特别是欧洲TTF价格，其2022年初是30美元/百万英热单位，在乌克兰危机爆发后蹿升至72美元/百万英热单位，在2022年6月8日自由港（Freeport）LNG设施爆炸和2022年9月26日北溪管道爆炸之后进一步涨到96美元/百万英热单位，而进入供暖季前后，价格快速跳水（见图9），TTF期货盘中一度出现了罕见的“负气价”。业界专家分析年末气价暴跌原因主要有两点：首先是欧洲储气库满库后造成了西北欧地区LNG接驳和物流严重堵塞，LNG货船无法卸货漂泊海上；
其次是欧洲供暖季气温偏高，迎来暖冬。
二是年均气价翻倍上涨，历史罕见。美国亨利中心（HH）价格年均近10美元/百万英热单位，比上年上涨64%；
英国NBP价格年均为25美元/百万英热单位，比上年上涨60%；
欧洲TTF价格年均为37.7美元/百万英热单位，比上年上涨137%；
东北亚LNG现货价格年均为34.5美元/百万英热单位，比上年上涨138%。
三是气价显著高于油价，引发能源比价关系错乱。96美元/百万英热单位的气价对应的油价是300多美元/桶，2022年100美元/桶的布伦特年均油价折价后，只有17美元/百万英热单位。气价高于油价起始于2021年年中。之后，除美国亨利中心价格以外，各地各类气价都大幅高于油价，这显然与常规不符。如果将TTF气价与布伦特油价和欧洲鹿特丹动力煤价格比较，会发现三者的比价关系近几年完全颠倒。2019年，假设煤炭价格是1，则气价是1.8，油价是4.5，油价是最高的；
2022年，假设煤炭价格依然是1，气价则为3.3，而油价只有1.5。这种比价关系显然极不正常。
2.2 欧洲从“水槽市场”演变为“溢价市场”
所谓“水槽市场”，是指当年全球天然气需求重心在亚洲时，亚洲存在天然气“溢价”，那些无人问津的LNG现货则以低价沉入欧洲。全球天然气需求重心在乌克兰危机爆发之前就开始悄悄偏移到“追求绿色”的欧洲，乌克兰危机爆发加速了重心的转移，欧洲只有靠更高的价格才能吸引到足够的资源，于是自塑成为天然气“溢价市场”。这是2022年欧洲TTF天然气价格能够成为全球气价风向标的深层逻辑。
2022年3月8日，欧洲提出了“重新赋能欧洲：欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动”（REpowerEU）计划，首先是与俄罗斯管道气脱钩，一年之内要减少1000亿立方米俄罗斯天然气。实际上，俄出口至欧洲的管道气量已经减半（见图10），欧洲只能靠进口LNG来弥补管道气的损失。欧洲LNG需求增量比全年液化能力增量高出2倍，导致供需极度紧张，引发气价集体跳涨跳落。
2.3 欧洲天然气需求量大幅下降，带动全球天然气需求量下降近1%
2022年欧洲天然气消费量下降530亿立方米（见图11），降幅高达9.3%，全年消费量仅为5000亿立方米。下降原因：一是欧盟人为地推动削减用气需求；
二是欧洲重启煤电核电、开启“油代气”、加大可再生能源生产，替代了上百亿立方米的天然气；
三是高气价抑制了用气需求，主要是工业因高气价丧失了竞争力、消费者付不起账单；
四是尽管提前购置了大量的LNG和非俄管道气，但相当部分注入储气库。受欧洲需求量下降影响，预计2022年全球天然气消费总量比上年下降0.8%，是金融危机以来第三次下降。
欧洲之外的天然气消费情况是：中亚-俄罗斯下降3.8%；
中南美、非洲分别下降3.4%和1.8%；
中东增长2.3%；
北美复苏加快，增长4.1%；
亚太地区零增长。在亚洲，韩国、中国台湾、东南亚地区天然气消费保持逆势增长；
中国、日本、南亚地区天然气消费不同程度萎缩。增减相抵，亚洲整体天然气消费为零增长，消费量保持在9180亿立方米，依然是全球第一大消费区，美国、欧洲地区次之。
图10 俄罗斯对欧洲管道气出口量变化
图11 2022年主要消费区天然气消费量变化情况
2.4 高气价抑制外购需求，亚洲LNG进口量下降近7%
亚洲LNG进口量下降的主要原因是乌克兰危机背景下所演绎出的LNG现货资源紧张和价格过高。中国、日本、印度等亚洲天然气消费大国LNG进口意愿明显下降，导致2022年全年亚洲LNG进口量降至2.58亿吨，下降高达6.9%，为历史上首次下降。相比之下，2021年增幅为8%，之前长期保持两位数增长。在亚洲LNG消费国家和地区中，韩国LNG增量最大，中国台湾第二，泰国第三，马来西亚、印度尼西亚有微弱增长；
减量最多的是中国，其次是巴基斯坦、印度、孟加拉国等南亚消费国。
2.5 高气价刺激美国LNG出口量猛增13%，带动原料气产量大幅增加
美国LNG出口保持旺盛，2022年全年出口7960万吨，比上年增长13%。其中流向欧洲5340万吨，比上年增长140%，这是最为显著的结构性增长。尽管自由港LNG项目于2022年6月份发生爆炸导致出口暂停至年末，但是卡尔卡苏（Calcasieu Pass）项目提前投产，快速递补了出口下降的缺口。2022年美国LNG液化产能达到8820万吨/年，超越澳大利亚成为全球第一大LNG液化生产国。在高气价刺激下，美国增大上游气田开发力度，全年天然气产量为1.10万亿立方米，增速由上年的3.1%提高到4.3%。
2.6 全球天然气供应格局和贸易流向出现重大变化
与世界石油市场供应变化相似，全球天然气产量出现了“美升俄降”的态势（见图12）。2022年，全球天然气产量为4.25万亿立方米，比上年增长0.4%，相对于需求负增长，理论上应该导致全球天然气供过于求。美国LNG出口强劲，带动国内天然气产量增加4.3%，2022年总产量达到1.1万亿立方米。由于对欧管道气出口受阻，俄罗斯被迫启动上游压产、气田放空，产量下降13.2%，全年总产量不到6800亿立方米。
图12 2022年全球分地区天然气产量变化情况
全球管道气贸易的格局是“西退东进南下”。2022年，全球管道气贸易量为6370亿立方米，比上年下降近10%。其中，俄对欧管道气出口量减少630亿立方米（1.6亿立方米/日），降幅达50%。俄罗斯天然气出口加快向亚洲东进、向土耳其南下，并考虑启动TAPI（土库曼斯坦-阿富汗-巴基斯坦-印度）管道，通过中亚向南亚开辟新市场。
全球LNG贸易新的格局是“西升东降”。2022年，全球LNG贸易增长5.6%，达到4.04亿吨。其中，欧洲加大了从世界各地采购LNG的力度，进口增长60%。尽管欧洲极力与俄罗斯管道气脱钩，但是对俄罗斯LNG并不嫌弃。俄罗斯全年出口至欧洲的LNG数量增长20%。同时，欧洲已经掀起浮式储存及再汽化装置（FSRU）的建设热潮，并开始考虑长期合同进口LNG。美国流入欧洲的LNG总量已经是2021年的1.3倍以上，出口到亚洲的LNG减少40%。
2.7 全球LNG交易极度活跃，合同条款和交易策略更加灵活
首先，全球LNG贸易商销售策略日渐灵活。在供需紧张的情况下，出于收益最大化考虑，LNG贸易商加大了资源自留量，超比例增加现货供应，甚至不惜牺牲长约供应量。“转售”已经成为2022年行业年度热词，包括中国公司在内的各类LNG生产商、贸易商都在“转售”并“套现”其手中与油价挂钩的LNG长期合同货源，赚取了3倍以上的高额利润。其次，全球LNG长期合同签署量迅速回暖。2022年全球新签长期合同量近7000万吨，其中15年以上的长期合同货物量占比由上年的63%提升至89%。第三，“灵活目的地”合同占比回升。由于新签合同大部分来自美国，目的地灵活的合同货物量占比由上年的66%升至86%。第四，与油价挂钩的LNG长期合同定价斜率回升。由于供应趋紧，总体平均斜率从10%～11%回升至12%～13%。
3.1 世界石油需求量可能超过疫情前水平，供应侧各方持续博弈，基本面延续紧平衡状态
2023年，世界石油需求量预计增加170万桶/日，达到10150万桶/日，超过疫情前水平。尽管全球经济增速放缓，但中国经济“正常化”和需求修复将给世界石油市场带来提振和利好。在供应侧，各方将持续博弈。预计在西方制裁下俄罗斯石油降量有限、“欧佩克+”维持现有产量政策、对伊朗制裁不取消的情况下，世界石油供应量比上年缓慢增长130万桶/日。石油市场基本面将延续紧平衡状态。基准情景下，世界石油市场供应量比需求量少20万桶/日，石油库存先涨后降，整体小幅下降（见图13）。
3.2 “欧佩克+”将继续与俄同行
“欧佩克+”为自身利益考虑不会主动打破局面。2023年，沙特阿拉伯财政收支平衡油价为66.8美元/桶，阿联酋和科威特分别为65.8美元/桶和57.8美元/桶。所以，油价回归到70美元桶/是其可以接受的水平。预计，现有既定的石油市场供需格局及“欧佩克+”产量控制政策不会变化，产油国的出口利益应该有所保证，因此“欧佩克+”不会主动打破局面，自损利益。
图13 基准情景下经合组织国家商业石油库存预测
欧佩克中东产油国将保持与俄同行。随着对俄石油“限价令”落地，欧佩克国家已经开始担忧今天的俄罗斯可能就是明天的中东。预计，资源国与消费国对市场话语权和规则主导权的争夺将进一步加剧，“欧佩克+”将继续利用资源和产量优势对供应侧实施严格管理。同时，欧佩克中东产油国将积极维护与俄罗斯的合作关系。
3.3 国际油价比上年回落，但仍处于中高水平
综合判断，2023年宏观经济下行仍是国际油价面临的最大压力；
同时，尽管地缘政治风险溢价减弱，但世界石油市场基本面维持紧平衡、欧美强势货币政策可能缓解油价下降压力。长期以来，所谓“合理”的油价水平应该是70～80美元/桶。2010年至今，布伦特油价平均为80美元/桶，目前油价也处在80美元/桶。因此，2023年年均油价为80美元/桶将是供需双方都可以接受的水平。基准情景下，布伦特原油均价范围在80～90美元/桶（见图14）。
值得注意的是，可能引发“黑天鹅”“灰犀牛”事件的诸多因素均具有潜在的不确定性。当前全球石油投资明显不足、石油库存处于低位，国际油市韧性显著下降。所以，美联储货币政策、俄罗斯反制美西方国家的手段、“欧佩克+”产量政策、伊朗石油出口前景、中美关系等因素都具有不确定，极易引发“黑天鹅”“灰犀牛”事件，将可能使未来油价大幅波动常态化。
图14 2000-2022年布伦特原油年均价格
3.4 受亚洲增长驱动，全球天然气需求增长有望由负转正，美国等带动全球天然气生产向好
2023年，全球天然气需求量有望达到4.1万亿立方米，增速由2022年的-0.8%转为0.7%（见图15）。由于欧洲15%的需求削减目标还没有完全实现，其天然气需求量将持续下滑；
亚洲天然气需求量恢复正增长，增速可能突破3%；
北美天然气需求增速可能由2022年的4.3%回落到1%以下。
供应侧，高气价继续刺激天然气增储上产，2023年全球天然气产量达到4.27万亿立方米，与上年相比的增速至少为1%。其中，美国和中东均比上年增长3%；
欧洲天然气本土自产已是强弩之末，增速将由2022年的7%以上降至1%；
俄罗斯天然气产量保持下降趋势，预计2023年降幅为7%。
3.5 俄罗斯天然气在欧洲市场份额清零，可能成为长期趋势
俄罗斯天然气占欧洲总气量的份额已经从2021年的20%以上下降到2022年的9%以下，到2030年前可能只能维持在6%。国际能源署最近发布的《2022年世界能源展望》报告指出，2030年俄罗斯在国际天然气交易中的份额要减少一半，只占15%。俄罗斯正在变被动为主动，积极开拓新市场，加快“东移”“南进”部署，以弥补在欧洲市场的份额下降。俄罗斯的市场新目标是亚洲市场和土耳其。
图15 2023年全球分地区天然气消费量
3.6 全球LNG产能增量小于需求增量，市场持续紧张
2023年全球LNG需求量可望新增900万吨，达到4.13亿吨，增速只有2.2%，较上年下降6个百分点。其中，亚洲进口量约为2.6亿吨，增量约为180万吨，比上年增加0.7%，恢复正增长；
欧洲进口量约为1.3亿吨，增量约为570万吨，比上年增加4.5%，远低于上年的59.9%；
南美进口量约为1250万吨，增量约为150万吨，比上年增加13.6%；
中东和北美进口量分别为730万、220万吨，进口量与上年持平。
尽管2023年全球计划新增LNG产能3000万吨/年以上，主要集中在美国（813万吨/年）、俄罗斯（660万吨/年）、印度尼西亚（430万吨/年），但是考虑到项目建设超支或延迟、“北极-2”项目遭受制裁风险等因素，实际投产量将大大低于计划，预计实际投产的LNG产能增量可能低于800万吨/年，低于需求增量。同时，现有LNG项目依赖提高负荷增产的可能性大大降低。2022年全球LNG项目平均开工率超过90%，其中卡塔尔为108%、美国逼近100%，美国自由港LNG项目爆炸事故带给我们的教训是负荷率太高早晚会出事。预计2023年已有LNG项目增产空间十分有限。
3.7 国际气价震幅收窄，总体回落，但仍处于高位
2023年，大国博弈对全球能源市场的影响仍将延续，欧洲天然气市场的再平衡成为全球天然气市场的关键和“风眼”，欧洲LNG进口规模将再创新高，预计将逼近1.3亿吨。全球LNG资源继续加速流向欧洲。欧洲、亚洲之间对LNG资源的竞争进一步加剧，亚洲的现货空间继续被挤压。
由于全年天然气供应持续紧张，2023年气价虽然有回落，但仍处在高位。市场的关注焦点依然是欧洲的储气库指标变化。尽管欧洲得到“眷顾”可能安然度过这个冬季，但是如果其在夏季之后继续补库，则会成为气价新的拉动力，这是LNG“新故事”主要的逻辑演绎与核心所在。全年气价走势理应是前低后高，但不排除个别时段因意外事件或气温异常而形成的短期气价跳涨，因此全球天然气消费者，特别是欧洲，依然应做好最坏打算。根据研判，欧洲TTF天然气价格将继续领涨或领落全球天然气价格，其全年平均价格在30美元/百万英热单位以内；
东北亚LNG现货价格比TTF价格低1～2美元/百万英热单位；
美国亨利中心天然气价格维持在约5美元/百万英热单位。