2023年，大国竞争博弈加速升级，多重冲击对全球经济造成压力，世界经济增速进一步放缓，发达经济体与新兴经济体增长前景日趋分化，全球治理面临新的挑战。在全球经济前景尚不明朗之际，巴以冲突持续升级又给国际油价后期走势平添巨大变数。一些大宗商品分析师认为，尽管巴以局势发展迄今尚未直接影响到石油供应，但主要产油国介入冲突的风险正在增加。

 “历尽千帆”的2023年国际能源市场即将翻开新的一页。从愈演愈烈的地缘冲突中可以看出，国际力量对比的革命性变化、国际体系与秩序的紧迫性变化、国家发展范式与价值观的竞争性变化，以及大国博弈态势的复杂性前所未有。回顾2023年全球能源市场，新兴能源的崛起、传统能源的转型升级，以及全球能源治理体系的重构，正在深刻影响着全球能源市场的格局和趋势。未来一段时间，地缘危机影响仍将持续，能源商品价格将继续波动，同时，可再生能源占比也将进一步提升。国际能源署（IEA）预测，可再生能源将覆盖今明两年预期中的电力需求增长，明年可再生能源发电量将首次超过全球电力供应总量的1/3。

作为世界经济最重要的增长引擎，2023年中国能源消费持续增长，供给保持较高水平，能源供需总体平稳，价格总体处于合理区间，绿色低碳转型和高质量发展深入推进，主要呈现出“能源保供有力有效、绿色低碳转型深入推进、能源高质量发展取得新进展、能源投资保持较快增长态势”4个特点。今年前8个月，全国在建和年内拟开工能源重点项目完成投资额近1.5万亿元，投资完成率较去年同期高出5.5个百分点，有效发挥了扩内需、稳投资、促增长、保安全的牵引支撑作用。

勇立潮头扬风帆，再踏层峰辟新天。

梳理发生在2023年国内外石油市场上的标志性事件，为的是让我们多一些回眸，多一些凝视，多一些思索。

国内篇

2023年，我国经济顶住了来自国外的风险挑战和国内多重因素交织叠加带来的下行压力，经济运行总体上呈现持续恢复向好态势。前三季度我国国内生产总值同比增长5.2%，社会消费品零售总额同比增长6.8%，规模以上工业增加值同比增长4%，第三产业同比增长6%……置身复杂严峻的外部环境，随着经济社会全面恢复常态化运行，一系列指标彰显我国经济韧性。在能源领域，国内油气生产保持增长，非常规天然气快速发展。前三季度，规模以上工业原油产量1.6亿吨，同比增长1.9%。天然气产量1704亿立方米，同比增长6.4%。其中，非常规天然气占比39.5%，比上年同期提高4.2个百分点。

1至9月，全国天然气表观消费量为2887.5亿立方米，同比增长7%。我国持续加大资源进口力度，有效发挥进口补充调节作用，前三季度进口煤炭3.5亿吨，同比增长73.1%；进口原油4.2亿吨，同比增长14.6%；进口天然气8777万吨，同比增长8.2%。

今年是共建“一带一路”倡议提出10周年。10年来，我国石油石化企业在全球60多个国家和地区参与运营和管理260多个油气项目，2022年油气作业产量当量3.8亿吨，较2012年近乎翻番。其中，在“一带一路”沿线26国投资了100多个油气项目，2022年作业产量当量2.7亿吨，占海外总产量的70%。

油气勘探取得多项新发现和新突破

 2023年上半年，我国石油企业持续加大油气勘探开发力度，勘查投入稳定增长，主要含油气盆地常规油气、非常规油气勘探取得多项新发现，国内油气产量稳定增长、消费量快速回升。

在持续推进科技创新带动下，2023年我国油气勘探开发不断取得新发现和新突破，陆上四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地等大型含油气盆地新区带、新类型、新层系勘探取得多项新发现。四川盆地宣探1井在飞仙关组测试获日产气108.6万立方米高产工业气流，开辟了规模增储上产阵地；蜀南茅口组风险探井胜探1井和泸探1井，试获日产气分别超过50万立方米和20万立方米，开辟了向斜区接替的新领域；蓬深8井测试获日产气41.6万立方米高产工业气流，展现出蓬莱气区灯四气藏良好的勘探开发前景；巴中1HF井在侏罗系凉高山组河道砂岩储层获日产油126立方米、日产气5.77万立方米高产工业油气流，进一步揭示了四川盆地凝析气藏—挥发性油藏具有良好的勘探前景。塔里木盆地顺北84斜井，垂直钻井深度已突破8937.77米，成为目前亚洲陆地上垂直深度最深的千吨井；塔西南山前地区勘探井在石炭系—二叠系碳酸盐岩中获得重大突破，发现一个重要的勘探接替层系。准噶尔盆地南缘呼101井、呼102井在侏罗系规模新层系首获突破，实现当年发现、当年建产。渤海湾盆地陆上保定凹陷保清6井获工业油流，整体展现出新规模发现场面；泗探1X井获高产油流，实现武清凹陷勘探重要突破；黄骅歧口凹陷海探1井东三段压裂后放喷获高产油流。渤海海域再获亿吨级油田发现，发现了国内最大的变质岩潜山油田—渤中26—6亿吨级大油田，进一步夯实了我国海上油气资源储量基础。

我国非常规油气资源丰富，随着勘探开发技术不断取得突破，页岩油气、致密油气、煤层气等非常规油气资源已成为常规油气资源的有效补充。2023年，我国页岩气勘查在四川盆地及周缘威远渝西深层、普光气田浅层、井研—犍为寒武系、梁平和红星二叠系、新场复杂构造深层、丁山构造深层等取得新突破。在鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、苏北盆地、北部湾盆地等非常规石油新层系、新类型和新区勘查取得成效，将成为今后石油稳产的重要接替领域。鄂尔多斯盆地东缘临兴、神府等地区深层煤层气勘查获得重要突破。2023年，页岩气新层系获得突破，四川盆地资201井测试获稳定日产气量73.88万立方米，为全球首次在距今5.4亿年的寒武系古老页岩地层钻获具有商业开发价值的高产工业气流；达州地区雷页1井试获日产气42.66万立方米页岩气流，首次在二叠系大隆组地层实现海相深层页岩气勘探新进展，进一步拓宽了四川盆地页岩气勘探领域。2023年国内油气新增探明储量仍将保持增长态势，石油新增探明地质储量有望继续保持10亿吨规模，天然气新增探明地质储量仍将保持万亿立方米水平；原油产量将保持2亿吨以上，天然气产量将超过2300亿立方米。深层煤层气有望成为未来天然气勘探开发投资的重点领域。

9月24日，中国海油发布消息，我国海上亿吨级油田开发项目—垦利6—1油田钻井开发项目全部完成，目前油田已达到日产原油近万方规模。垦利6—1亿吨级油田位于渤海南部海域，石油探明地质储量超过1亿吨，是我国渤海莱北低凸起浅层勘探发现的首个亿吨级岩性大型油田。其钻井开发项目由三个区块组成，9个钻井作业平台累计完成钻井177口井，是我国海上钻井迄今为止规模最大、时间最短、平台最多的开发项目。在国际油价下降的情况下，中国海油的产量增加抵消了国际油价下降对公司总体收入的影响。2023年前三季度，中国海油净产量达499.7百万桶油当量，同比上升8.3%，创历史同期新高。

截至目前，我国海上探明储量超10亿吨油当量，共获61个商业和潜在商业发现。2022年，我国海上油气产量突破6800万吨油气当量，创历史新高，原油增产量占全国石油增产量的50%以上。2023年，我国海洋油气产量将继续增加，油气产量或将突破7000万吨油气当量。

炼化行业运行进入高效发展新阶段

随着炼油行业进入规模化发展阶段，我国炼油行业整体运行进入良性阶段，化工下游需求潜力正在逐步释放，产能压力得到缓解，产业链、供应链均表现出很强的韧性。

根据国家统计局数据，2023年上半年，国内原油加工量3.6亿吨，同比增长9.9%，开工率约78.3%。同期，国内成品油（汽、煤、柴）产量1.76亿吨，其中汽、煤、柴油产量分别为0.779亿吨、0.222亿吨、1.075亿吨，同比增长率分别为17.9%、5.0%、64.4%、21.7%；成品油出口总量为2038.65万吨，同比上涨71.19%。

长期以来，在能源消费需求强劲驱动下，我国炼油产品结构以成品油为主，基础化工原料生产能力有限，“增油减化”结构明显。伴随成品油消费增速放缓、炼油产能过剩明显，“减油增化”将成为我国炼油产品结构调整主要方向。从市场态势看，国内柴油消费量在2015年已达到峰值（1.73亿吨），汽油消费增速目前明显放缓，预计2025年达到峰值（1.56亿吨），炼油产能过剩与需求进入峰值平台期“剪刀差”进一步扩大，“油转化”大势所趋、难以逆转。

从需求端看，我国经济率先恢复增长，物流运输和交通出行已经恢复正常，原油加工量、成品油消费基本恢复到疫情前的水平，航煤还有很大潜力，而化工用油增加拉动了石脑油消费量大幅提高，全行业开工率明显提升，行业平均利润保持了较好水平。从出口配额下发量来看，今年前两批成品油出口配额为2799万吨，同比上涨24.40%；上半年国内汽柴煤油出口总量2038万吨，出口配额使用率达72.81%。预计7、8月国内汽柴煤油计划出口量660万吨，若实际出口量能达到计划，那么1—8月出口量约2700万吨，出口配额使用率将达到97%，前两批配额几乎全部用完。

从消费端看，上半年汽油消费量较去年同期增长4.5%，呈现近期快速恢复、中期稳步增长态势；柴油需求与国内道路运输、工矿企业、产业园区、城市开发等高度相关，上半年消费量大幅增长16.1%，可见国内生产运营和建设投资都保持在了较高水平，另外的原因是国家税务总局加强监管，之前将部分未统计的产量计入；航煤消费在逐渐恢复。民航局发布数据显示，行业运输生产已恢复至2020年前水平。随着国际交流的正常化，航煤出口需求仍会有较大幅度增长。总之，成品油需求逐渐恢复，国内炼厂利润较好，支持炼油企业提高加工负荷，原油加工量将继续保持较快增长。

受原油价格下跌影响，化工产品价格今年上半年同比下降幅度较大，行业利润由历史波峰坠入谷底，企业效益变差，市场需求增长不振，行业运行承压。综合来看，2023年上半年石化行业运行呈现“三个双下降”特征。

首先是收入、利润“双下降”。

上半年全行业实现营业收入7.6万亿元、同比下降4.4%（去年上半年是同比增长20.9%），实现利润总额4310.9亿元、同比下降41.3%（去年上半年是同比增长24%）。石化全行业收入、利润“一升、一降”的年份居多；尤其是三大板块分属于产业链的上、下游，上游原料和下游产品的效益是互为因果、一般情况升降是反向的。上半年石化全行业及油气和化工板块的营业收入和利润均同步“双下降”、而且下降幅度都较大，实属罕见。其次是进口额、出口额“双下降”。根据海关数据，上半年石化行业出口额1620.6亿美元、同比下降5.6%（去年上半年是同比增长24.6%）；进口额3143亿美元、同比下降8.7%（去年上半年同比增长30.7%）。石化行业进口额和出口额同比均下降，致使全行业进出口总额同比下降7.6%，贸易逆差同比下降11.7%。这种同步下降的主要原因，是原油及主要石化产品的市场价格今年同比下降幅度较大导致的。再次是产品价格同比、环比“双下降”。产品价格下降是今年上半年行业经济运行中最明显的变化。6月布伦特原油均价74.7美元/桶，当月同比下降39.6%、环比下降1.2%；上半年石油和天然气出厂价格同比下降13.5%，化学品出厂价格同比下降9.4%；6月重点监测的48种无机化学品的市场均价同比下降的有44种、占比91.7%，环比下降有39种、占比81.3%；重点监测的72种主要有机化学品的市场均价同比下降有68种、占比94.4%，环比下降有66种、占比91.7%。

国内炼化产业布局不断优化。

近年国内形成了以“环渤海”“长三角”和“珠三角”三大炼化企业集群和东北、西北、沿江三大炼化产业带为特征的炼化产业“三圈三带”格局，空间布局基本成型。近年新建的大型炼油企业基本布局于沿海地区炼化一体化基地，中西部、东北、西北地区没有新布局大型炼油项目，新建乙烯项目的大部分布局于沿海地区，小部分与西北或东北炼油企业或资源地一体化布局。环渤海湾、长江三角洲和珠江三角洲三大区域的炼油、乙烯和芳烃总能力占全国产能的70%，形成了一大批石化化工产业园，包括宁波基地、舟山基地、惠州基地、上海基地、连云港基地、古雷基地、大连基地、烟台园区、南京园区、天津滨海园区和湛江园区等。围绕几大经济区的炼化产业布局，将体现较强的集聚效应，带动了下游产业集群发展。

炼油无序增长势头得到抑制，进入良性发展阶段。2023年下半年，国内暂无新建及改扩建炼油项目建成投产，全国炼油总能力保持在9.2亿吨的规模，考虑到成品油需求仍将恢复向好，而化工项目原料需求明显上升，预计全年原油加工量为7.36亿吨，炼油行业的产能利用率将得到提升至近80%，同比增长8.8%；成品油产量为4.33亿吨，同比增长8.3%。同时，需要充分认识到替代能源迅猛发展，包括电、氢能、甲醇和生物能源等汽油替代能源发展加速，尤其是电动汽车扩张迅速，加之国家对新能源行业发展提供政策支撑，对传统燃油车的替代作用会愈加显著，长期需求增长空间会逐步被新能源替代，因此，现有炼油装置要坚决做好“减油增化”，转型升级仍是企业长期生存的必由之路。

新能源产业领跑全球

作为推动全球新一轮能源革命的主力军，中国和中国新能源企业，经过多年艰苦奋斗和不懈努力，实现了浴火重生、凤凰涅槃，已成为全球新能源产业最大增长来源，其增量将超过欧盟与美国之和。2023年上半年，全国可再生能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长。截至6月底，全国水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.9亿千瓦，太阳能发电装机4.71亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦，可再生能源发电总装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，约占我国总装机的48.8%。

今年上半年，我国可再生能源发电新增装机1.09亿千瓦，占全国新增装机的77%。其中，水电新增536万千瓦、风电新增2299万千瓦、太阳能发电新增7842万千瓦、生物质发电新增176万千瓦。全国可再生能源发电量达到1.34万亿千瓦时，其中水电发电量5166亿千瓦时，风电发电量4628亿千瓦时，光伏发电量2663亿千瓦时，生物质发电量984亿千瓦时。可再生能源作为我国发电新增装机主体地位进一步夯实，保障能源供应和推动清洁低碳转型的地位作用越来越突出。

站在电动化风口，我国新能源汽车产业正在创造一个又一个奇迹：2020年9月，新能源汽车生产累计突破500万辆；2022年2月，突破1000万辆；2023年7月，迎来第2000万辆的下线。第二个1000万辆，仅用了1年零5个月时间。2000万辆的背后，是市场规模的快速增长。数据显示，我国新能源汽车产销已连续8年位居全球第一，全球市场份额超过60%。尽管上半年全球新能源并购市场交易数量和规模乏善可陈，但仍不乏亮点。普华永道8月发布的《2023年上半年中国新能源行业并购市场回顾及展望》显示，2023年上半年，国内新能源行业并购交易数量达395笔，较去年同期增长7%，总交易金额达1371亿元，较2022年同期下降23%。其中，共有2笔超过百亿的大型交易，总计近326亿元。作为新动能，新能源产业的培育壮大，能为经济发展创造更广阔空间。绿色循环低碳发展，是当今时代科技革命和产业变革的方向，是最有前途的发展领域。更好地把握绿色转型机遇，就能在未来的竞争中占据主动和有利位置。海关总署数据显示，前三季度，以电动载人汽车、锂电池、太阳能电池为代表的“新三样”产品合计出口7989.9亿元，同比增长41.7%。我国在一些绿色产业领域实现跨越式发展，充分证明了这一赛道的重要性。

“一带一路”能源合作结出共赢之果

“天下之势不盛则衰，天下之治不进则退。”伴随着全球化1.0版行至山穷水尽之时，天下大势也迎来百年未有之大变局。共建“一带一路”倡议源自中国，成果和机遇属于世界。随着推动共建“一带一路”进入高质量发展的新阶段，能源、电力、基建等领域也将迎来新一波投资合作高潮，为携手奔向下一个黄金10年增添强劲动力。

能源合作是“一带一路”建设的先行产业和重要引擎，是沿线国家共赢之举。“一带一路”倡议为深化中国与沿线相关国家之间能源合作创造了历史性机遇。10年来，“一带一路”能源合作持续深入推进。中国先后与有关国家签署了100多份合作协议，发布了《推动“一带一路”能源合作愿景与行动》和《共建“一带一路”能源合作伙伴关系部长联合宣言》；与沿线10多个国家和地区开展能源合作规划；与阿盟、东盟、非洲和中东欧国家合作建立4大区域能源合作中心。

作为中央企业参与“一带一路”建设的重要骨干，中国石油进一步抢抓机遇，加快国际化步伐，阿联酋陆海、莫桑比克4区等一批新项目正成为“一带一路”建设的新支点。历经30年扬帆出海、开疆拓土，公司形成了五大油气合作区、三大油气运营中心和四大油气通道的国际化布局，即建成了中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区，以新加坡、伦敦和休斯敦为中心的亚洲、欧洲和美洲三大油气运营中心，横跨我国西北、东北、西南和东部海上的四大油气通道。2022年，公司海外油气权益产量当量连续第4年突破1亿吨。其中，“一带一路”沿线油气权益产量占海外权益总产量的80%以上，成为海外核心油气合作区。截至目前，中国石油在32个国家参与管理运作88个石油石化合作项目，在31个国家和地区建立了贸易营销网络，拥有海外工程服务队伍1200支，业务遍及80多个国家，国际化指数达25%。与此同时，公司累计为东道国公益事业投入超过7亿美元，惠及当地1200万人，创造就业岗位超过35万个，海外员工本土化率平均接近90%。

“一带一路”倡议提出10年来，中国石化加快“走出去”步伐，深化国际能源合作，与“一带一路”共建国家开展了多领域、深层次的紧密合作，形成了利长远、惠民众、可持续的合作模式。目前，中国石化在“一带一路”共建国家执行石油工程项目合同314个，每年从“一带一路”共建国家进口原油1.8亿吨，开展成品油贸易2000多万吨、LNG贸易近700万吨，推动共建“一带一路”高质量发展取得新成效。

过去10年，中国海油全方位加强能源国际合作，坚持将资产布局向共建“一带一路”优化。在海外22个国家拥有43项资产，“一带一路”地区油气产量占海外油气总量比例提升至31%；连续五年参加进博会，累计签约金额突破500亿美元。

我国石油央企是全球化受益者，同时也是贡献者。30年来，中国石油累计为资源国贡献财政收入超过1000亿美元；中国石化在海外发展中，积极聘用外籍员工，在全球60余个国家和地区设有常驻机构，境外用工总数达3.4万人。中国石油石化企业先后帮助苏丹、乍得、尼日尔等多个资源国建立了一体化石油工业体系，以产业发展带动资源国社会、经济、文化发展。

国际篇

2023年，在地缘冲突、气候变化、汇率波动等多种因素影响下，全球能源安全不确定性陡然增加。随着新一轮巴以冲突爆发，地缘政治风险急剧升级、扩散，由于中东地区是全球最重要的石油生产和输出地之一，巴以冲突对全球油市的冲击尤为显著。首先，布伦特原油价格在冲突爆发后的短短几小时内就上涨了5%。随后，WTI原油价格也出现了类似上涨。这表明，投资者已经开始预期中东地区的不稳定可能冲击全球石油市场。统计显示，2023年上半年，国际油价呈现震荡下行走势；布伦特原油连续期货结算均价为79.91美元/桶，WTI均价为74.79美元/桶，环比分别下降14.30%与14.1%，同比分别下降23.85%与26.51%。IEA最新报告预测，由于“OPEC+”再度减产，全球石油市场可能在未来几个月内面临供应紧张局面。但长期来看，全球石油需求已接近峰值，电动汽车的普及、生物燃料的增长和燃油经济性的提高，进一步推动了石油需求萎缩。此外，欧美发达国家前所未有的货币紧缩政策也在抑制石油需求。

“OPEC+”调控油市自主性增强

 今年国际原油（布伦特期货）整体呈现先抑后扬态势，但价格重心明显下移。截至10月31日，布伦特原油期货均价为82.66美元/桶，较去年均价下跌16.58%。国际原油价格走势呈现“重心下移、前低后高”特征，上半年加息背景下欧美银行业危机等各种经济压力浮现，导致油价走低，跌幅高达16%。进入下半年后，得益于“OPEC+”减产等因素支撑，基本面利好开始凸显。截至目前，“OPEC+”累计减产幅度超260万桶/日，相当于全球原油产量的2.7%，带动油价创下20%涨幅，推动布伦特原油期货再次回到80美元/桶以上的高位区间。

2023年6月15日，“OPEC+”举行第35次部长级会议，决定将此前达成的减产协议延长至2024年底，将2024年原油总产量目标调整为日均4046万桶。此外，部分“OPEC+”主要成员国宣布了额外减产措施，以帮助油价实现稳步回升。为配合“OPEC+”会议决定，沙特宣布从7月起，将自愿再减产原油100万桶/日，该减产措施为期一个月，并可考虑延长。今年5月起，沙特自愿减产原油50万桶/日。两次自愿减产后，到今年7月，沙特原油日产量将减至900万桶。

自俄乌冲突爆发以来，美国为了打压俄罗斯，先是施压沙特等国将俄罗斯排除出“OPEC+”，在遭到对方拒绝后，又转而要求欧佩克增产。然而，欧佩克没有屈服于美国的压力，不但不愿“站队”，反而在能源政策上表现出更强的主动性和自主性。在2022年10月初举行的第33次部长级会议上，“OPEC+”宣布自2022年11月起在同年8月产量基础上将月度产量日均下调200万桶，调整至日均4185.6万桶。美国总统拜登曾于2022年7月访问沙特，希望说服沙特带领其他产油国增加石油产量，“OPEC+”的减产决定给拜登政府以沉重一击。

今年4月初，“OPEC+”再次决定减产，宣布自今年5月至年底在此前减产决定的基础上额外自愿减产日均166万桶。这一意外减产消息一度刺激国际油价显著上涨，也引发美国的强烈不满。分析人士指出，这次减产体现出“OPEC+”寻求避免国际油价被美国过度掌控，努力争取更大石油定价权。

作为国际石油市场的三大供应方，美国、俄罗斯、沙特三足鼎立的格局持续了10余年。而自美国页岩气革命使其实现能源独立以来，沙特、俄罗斯等依赖石油出口的传统产油国面临巨大压力，由此于2016年11月成立了“OPEC+”。近两年，随着美欧对俄实施能源制裁不断深化，三国之间的关系出现了两个变化：一是沙特与俄罗斯合作动力更强；二是沙特能源自主性进一步增强，冲在了与美进行能源博弈的前列。因为沙特意识到，如若美国垄断国际石油市场，那么沙特的根本利益将受损。为了维护自身利益，沙特需要保持其在全球能源格局中的权力和地位。

近两年，国际石油市场格局出现新的调整：一是地缘政治因素的影响显著上升；二是中东产油国的战略自主性增强；三是主要供应力量此消彼长，俄罗斯地位有所下降，欧佩克地位上升，而美国面临国内严峻的经济挑战，只能首先保障自身能源需求。在这种情况下，沙特优先考虑的不是一时的石油产量和油价高低，而是在国际石油市场和全球能源格局中的影响力和领导力。2023年乃至以后，“OPEC+”将更加坚定地维护自身利益，通过增加或减少石油产量，更为有效地管控国际石油市场。长远来看，产油国自主性增强，包括沙特与一些国家在石油交易中抛弃美元，很可能会对形成近半个世纪的“石油美元”体系产生冲击，美元霸权和美国霸权或因此遭到进一步挑战。

有美媒评论称，减产决定表明沙特在美沙关系中正在实施“沙特优先”的经济政策，优先考虑本国利益。专家指出，从石油减产决定可以看出，沙特不再把美国利益太当回事。尽管沙特目前还不想或不能全面“脱美”，但是经济领域的“沙特优先”政策表明，单极世界确实结束了，美国不再是唯一的玩家。

全球天然气市场趋向平衡

2023年以来，全球三大主要天然气市场价格已显著回落，但未来仍存在冲高风险。在过去几个月中，气温偏暖、库存状况良好、欧洲需求压减、亚洲需求疲弱、美国产量回升，以及地缘政治溢价减弱等，是造成天然气价格下行的主要因素。近期，美国亨利中心（Henry Hub）基准天然气价格回落至2.5美元/百万英热单位上下，基本回到疫情前同期水平。欧洲天然气价格标杆TTF和日韩基准液化天然气价格（JKM）虽然较前期显著下跌，但仍远高于往年同期水平，目前欧亚气价仍在中高位运行。

在产能方面，2023年全球LNG产量继续保持增长，上半年全球LNG产量约为21052万吨，环比增加约530万吨，同比增加300万吨；上半年LNG出口前5名的国家分别为美国、卡塔尔、澳大利亚、俄罗斯，以及马来西亚。随着美国自由港LNG出口设施复产，美国LNG出口稳步增加并带动美国LNG产量增长。上半年美国LNG产量为4436万吨，同比增加216万吨，是上半年LNG产量增加最多的国家。卡塔尔产量为4162万吨，同比增加106万吨。澳大利亚产量为4130万吨，同比减少56万吨。俄罗斯产量为1660万吨，同比减少84万吨。马来西亚LNG产量为1380万吨，同比减少28万吨。下半年，预计全球LNG产量继续超过2亿吨，2023年总产量约4.2亿吨，预计美国将成为最大的LNG出口国。

在价格方面，上半年，全球天然气价格剧烈波动后重回低价；亚洲JKM、欧洲TTF、美国Henry Hub现货均价分别为13.8、14、2.4美元/百万英热，同比分别下跌52.3%、55.5%、60.3%。下半年，预计欧亚天然气供需将呈现先宽松后收紧的态势，预计JKM现货均价范围为13美元/百万英热至15美元/百万英热。在基准情况下，欧洲今冬过后天然气库存将保持高位，俄乌冲突导致的地缘政治溢价风险将逐步消退。值得关注的是，欧洲或将有超过60%的LNG需求需要通过现货来满足，补库时期的阶段性供应紧张压力仍然存在，这将造成欧亚LNG现货采购竞争加剧，且欧洲仍将承担高于亚洲价格的溢价，以吸引更多LNG现货流入。

在天然气并购方面，上半年共发生91宗并购交易，同比下降44%，环比下降38%，交易数量创近5年来新低。并购交易金额216亿美元，同比下降6%，环比下降58%，是过去两年内发生并购数量最少的半年。

上半年，尽管国际油价在70美元—80美元/桶的常态区间波动，但由于大宗商品价格前景不明，以及油气行业越来越关注维持充足现金流等因素，上游并购市场整体交易活动仍然受限。上游并购交易数量同比大幅下降38%，但交易金额却仅下降了5%，主要是北美地区发生多笔大额交易，如雪佛龙、奇维塔斯资源等公司收购了价值数十亿美元的资产，这些大额交易使得北美地区单宗交易价格从2019年至2022年的3.3亿美元增至2023年的6.7亿美元，增幅达100%。石油巨头通过并购交易补充现有上游业务，确保未来资源供应稳定。随着全球各大石油公司对清洁能源的持续投入，天然气和液化天然气资源在并购市场的活跃度日益增加。以液化天然气为核心资产的并购金额，占中东地区并购总金额的比例从2019年的8%（约3.4亿美元）增至2022年的79%（约100亿美元），成为全球并购活动的主要驱动力之一。近两年，卡塔尔North Field天然气项目扩张计划，推动了中东地区液化天然气并购规模。但上半年卡塔尔NFS和NFE项目的部分股权已被剥离，QatarEnergy份额占比再次降至26%，股权稀释空间减少，未来项目出售机会较少。

地缘冲突不确定性笼罩油市

俄乌冲突后国际油价飙升，但巴以冲突对油价影响却有限，背后的区别在于：俄罗斯是重要产油国，而巴以却不是。IEA数据显示，2022年巴勒斯坦的石油产量为0.1万桶/日，占全球石油产量的0.0001%；以色列石油产量为3.9万桶/日，占全球石油产量的0.004%。两国石油储量分别为0.6亿桶和1.5亿桶，占全球石油储量的0.04%和0.09%。从这些数字可以看出，巴以对全球石油市场上的影响力非常微弱。

巴以冲突爆发以来，在地缘溢价推动下，10月下旬WTI原油期货盘中一度突破90美元/桶，一举扭转10月初油价颓势，随后有所回落。考虑到巴勒斯坦和以色列均不是主要产油国，在局势不进一步升级的情况下市场大幅波动可能性较小。此外，在地缘冲突对油价影响有限背后，表明全球经济吸收油价冲击的能力也有所提高。自上世纪70年代能源危机爆发以来，各国都加强了抵御油价冲击的能力，降低了对石油的依赖，1美元GDP所消耗的石油量大幅减少了约50%。

目前来看，巴以冲突所带来的影响将取决于其持续时间、强度，以及是否会蔓延至中东其他地区。如果冲突范围不进一步扩大到主要产油国，地缘政治事件对油市影响大概率较低。但如果冲突升级，世界银行警告称，油市无疑将遭遇冲击：在“小规模干扰”情景下，全球石油供应每天将减少50万至200万桶，大致相当于2011年利比亚内战时期的减少量。在这种情况下，油价将在今年四季度达到每桶93至102美元；在“中等干扰”情景下，石油供应将每天减少300万至500万桶，减少量相当于2003年伊拉克战争，油价将升至每桶109至121美元；在“大规模干扰”情景下，石油供应将减少600万至800万桶，相当于1973年阿拉伯国家对以色列和西方发起的石油禁运，油价将升至每桶140至157美元。

地缘冲突阴霾笼罩下，油市供应前景存在不确定性。目前市场关注焦点集中于巴以冲突对中东周边国家的影响，特别是美国、伊朗与沙特等国是否会卷入冲突，这将直接左右此次冲突对于油价的影响力度。如果冲突蔓延到伊朗，以色列打击伊朗基础设施，国际石油市场震荡难以避免。不过，目前看来这种可能性不大。

当前，石油市场面临沙特和俄罗斯将自愿减产期限延长至年底等利多因素，还面临全球宏观经济指标低于预期和美国汽油交付量跌至两年来的低点等利空因素，这些因素都将对未来油价走向产生重要影响。今年四季度，石油需求将面临旅游减少和季节性库存增加的情况。IEA10月原油市场月度报告显示，预计四季度原油供应将保持相对短缺状态，但如果沙特和俄罗斯的减产措施在明年1月取消，原油供应最终或将过剩。

对于化工品而言，首先巴以冲突通过影响油气价格，从成本端抬升化工品价格中枢；其次，如若巴以冲突后续进一步升级为地区战争，可能影响部分中东部分化工品种的生产和运输，带来化工品供应中断风险，进一步增加该部分化工品种的风险溢价。对于我国进口中东地区较多的品种而言，诸如甲醇、乙二醇、LPG、顺丁橡胶、PE、苯乙烯等，

其潜在价格风险不容忽视，需要投资者予以警惕。

石油已成为美国最大出口商品

进入2023年之后，美国石油生产出现了恢复性增长。从1月份开始，虽然有所波动，但美国原油产量都保持在每天1250万桶以上，6月超过1280万桶/天，7月超过1290万桶/天，8月上升到1305.3万桶/天，超过2019年11月的1300万桶/天，成为新的月度美国原油产量历史纪录。出口方面，据美国能源信息署（EIA）数据，2023年上半年，美国原油出口量平均为399万桶/天，这是自2015年美国取消大部分原油出口禁令以来，上半年创造的最高纪录。与2022年上半年相比，今年上半年其原油出口量增加了65万桶/天，增幅达19%。美国原油最大出口地为欧洲，平均为175万桶/日，主要运往荷兰和英国等国。亚洲是美国原油出口的第二大目的地，每天168万桶，其中大部分出口到中国和韩国。美国对加拿大、非洲、中美洲和南美洲等地，也出口相当数量的原油。

与原油大幅增产相反的是，2023年以来，美国用于石油天然气勘探开发的钻机数量持续减少。1月份全美油气钻机总数为772台，其中原油钻机623台，8月份则分别下降到647台和521台。行业人士认为，今年美国原油产量的持续增长，是由效率和新的钻井方法推动的，从而抵消了活跃钻机数量的减少，其中在得克萨斯州最为明显。根据得克萨斯州石油和天然气协会最新月度能源经济分析，作为美国最大产油州—得克萨斯州8月原油产量达到创纪录的570万桶/天，其主要原因是，虽然该州钻井数量相对减少，但生产率的提高和已钻但尚未完工的井为产量增加提供了推动力。从技术角度看，从二叠纪盆地到马塞勒斯页岩区，随着钻井设备的减少和井长的增加，美国页岩油气公司正在钻越来越深的横向井。正是在这一趋势下，尽管活跃的钻井平台减少了，但石油和天然气产量仍在增加。

从本世纪第一个十年开始，美国石油产品出口大幅度增长，原因有很多，包括美国墨西哥湾沿岸炼油厂的竞争力和生产效率的提高，以及与美国上游石油和天然气产量增加相关的烃类气体液产量的增长。丙烷和其他烃类气体液的出口，推动了美国石油产品出口的整体增长。与2022年上半年相比，美国车用汽油、馏分燃料油和喷气燃料等其他主要石油产品的出口均有所下降。当时欧洲采取措施，减少从俄罗斯进口石油产品，美国的石油产品出口迅速增长，以满足欧洲日益增长的需求。

丙烷是2023年上半年美国出口量最大的石油产品，平均出口量为150万桶/天，延续了自2020年以来的趋势。过去4年，美国丙烷出口一直推动着美国石油产品出口的增长。

近年来，美国对亚洲的丙烷和其他烃类气体出口增长迅速。与2022年上半年相比，对欧洲目的地的丙烷出口有所下降，对中美洲和南美洲目的地的丙烷出口也有所下降。除丙烷外，烃类气体液出口，也是2023年上半年石油产品出口增长的重要推动力，与2022年上半年相比增长了9%（8.5万桶/天）。

2023年上半年，美国出口了110万桶/日馏分燃料油，比去年同期减少了5%，原因是对中美洲和南美洲目的地出口的减少。尽管有所下降，但大多数美国馏分油出口都流向了中美洲和南美洲，合计占美国馏分油出口总量的57%。

尽管馏分油出口总量下降，但在欧盟从2023年初开始全面禁止俄罗斯石油产品进口之后，美国对欧洲的馏分油出口与2022年上半年相比有所增加。2023年上半年，美国对欧洲目的地的馏分燃料油出口，平均为13.8万桶/天，而2022年上半年为5.6万桶/天。如同原油一样，进入下半年之后，美国的成品油出口仍维持在非常高的水平。2023年7—10月的4个月里，美国成品油出口数量平均为627.31万桶/天，高于上半年的水平，其中的7月28日当周最高，为660.8万桶/天。

迅速增加的石油产量和出口量，给美国经济带来了一个非常有利的结果，即石油已成为美国最大的出口商品，从而为其对外贸易形势的改善起到了重要的作用。依据美国人口普查局的数据，跟踪分析美国出口形势的世界城市公司（WorldCity）指出，就货值和数量而言，截至2023年8月，美国石油出口在美国对世界贸易的所有类别中都是最大的，而且很可能在2023年全年都是如此，这是有史以来的第一次。

展望篇

2023年10月，在最新一期《世界经济展望报告》中，国际货币基金组织（IMF）预计全球经济增速在今明两年将持续放缓，其中2023年经济增速预计为3%，2024年经济增速预计为2.9%，比7月份预测值下调0.1%。全球经济下行压力加大，将对全球能源发展产生深远影响。EIA在其最新月度石油市场报告中表示，尽管巴以冲突尚未对原油供应产生直接影响，但随着危机的蔓延，能源市场参与者仍将“如坐针毡”。IEA将2024年全球原油需求增长预期，从此前每天100万桶下调至每天88万桶。IEA预测，到2024年底，全球55个国家将拥有LNG终端，全球LNG再气化能力将达到1630亿立方英尺/日。与今年相比，2024年全球LNG产能将提高16%，即每天230亿立方英尺。2023年和2024年亚洲将引领全球再气化产能的增长，增长份额占52%，达到119亿立方英尺/日；欧洲将占增长份额的30%，即86亿立方英尺/日，世界其他地区占10%，即23亿立方英尺/日。

全球油气勘探开发投资增长乏力

近年来，全球油气勘探开发投资增长乏力，油企对于扩大上游投资一直持谨慎态度，但在能源危机不断蔓延的背景下，保障充足的能源供给已成为各国的当务之急，这直接促使油气上游勘探和生产支出的反弹。2023年，全球油气行业上游投资有望企稳回升。《2023年石油市场报告》显示，2023年全球上游油气投资预计增加11%，达到5280亿美元。但较高投资额的部分，或将被通胀导致的成本上升所抵消。不过，不明朗的全球经济环境、“OPEC+”的决策方向等若干风险因素，可能影响中期市场平衡。

据Rystad预测，2023年全球常规油气勘探投资约为530亿美元，同比增长10.4%，但仍低于疫情前2019年近600亿美元的水平。其中，海上油气为勘探投资热点，投资达300亿美元，占比56.6%，同比增长22%。由于油气重大发现较少，2023年上半年全球油气发现成本约为5.2美元/桶油当量，略低于2022年全年6.2美元/桶油当量的水平，但显著高于前5年均值（4.3美元/桶油当量）。全球油气开发新建投产项目的投资正在大幅增长。根据Rystad预测，2023年全球油气新建投产项目投资约为1170亿美元，同比增长19.4%；其中，陆上项目投资为320亿美元，同比下降22%，占全部投资比例的27%；海上项目投资850亿美元，同比增长49.1%，占全部投资比例的73%。从区域看，亚太地区油气开发新建投产项目投资占比34%，南美洲占比15%，北美洲14%，中东13%，非洲12%，俄罗斯6%，欧洲5%。

2023年，全球油气勘探区块招投标预计超过65轮，略高于2022年60轮的水平。招投标主要集中在中国、印度尼西亚和美国。2023年上半年，全球已完成18轮勘探区块招投标，不足全年计划的30%；勘探区块授权408个，其中海洋区块个数占比97%；勘探区块授权面积约为31.1万平方千米，其中海洋区块授权面积占比近80%。目前，全球勘探区块招标有1轮部分授标，17轮在进行评标，14轮在进行招标，15轮正在计划中。目前正在招标的区块主要包括印度、埃及、圭亚那、以色列、几内亚比绍、阿曼、巴基斯坦、马来西亚、新西兰、塞内加尔、挪威、波兰、加拿大、塞拉利昂、巴巴多斯和中国。

预计未来一段时间，国际油气价格将在常态区间震荡。全球油气勘探将提速，深水及超深水仍为热点。全球油气开发进度快于预期，全年投资规模大幅增长。受“OPEC+”减产及美国上游投资减少的影响，全球石油产量增长乏力；受欧洲旺盛需求影响，全球LNG产量继续超过2亿吨。全球油气并购市场仍难以改善，美国页岩油、尼日利亚深水等可能成为并购市场上的优质资产。

全球成品油市场延续供大于求局面

根据IEA数据，2023年全球成品油需求量预计为4.9亿吨，比2022年增长4.6%，主要受到新冠疫情缓解、经济复苏、出行恢复等因素的推动。其中，亚洲地区需求量占全球的40%，为1.96亿吨，增长5.5%；欧洲地区需求量为0.93亿吨，增长2.9%；北美地区需求量为1.18亿吨，增长4.7%；其他地区需求量为0.83亿吨，增长4.8%。

全球成品油供应量预计为5.1亿吨，比2022年增长5.2%，主要受到原油价格上涨、产能恢复、新建项目投产等因素的刺激。其中，中东地区供应量占全球的28%，为1.43亿吨，增长6.7%；亚太地区供应量为0.98亿吨，增长5.8%；欧洲地区供应量为0.82亿吨，增长2.6%；北美地区供应量为1.25亿吨，增长5.3%；其他地区供应量为0.62亿吨，增长3.4%。

综合来看，2023年全球成品油市场将呈现供大于求的局面，供需缺口约为2000万吨。这将对国际油价形成一定的下行压力，同时也给出口国提供了更多的市场空间。

中国成品油市场呈供需平衡态势

2023年中国成品油消费量预计为3.6亿吨，比2022年增长10.5%，主要受到经济建设、消费修复、出口扩张等因素支撑。其中，汽油消费量为1.48亿吨，增长7.2%；柴油消费量为1.85亿吨，增长9.4%；煤油消费量为2030万吨，增长11.2%。中国成品油供应量预计为3.8亿吨，比2022年增长11%，主要受到新炼厂产能释放、进口原料利润改善、替代能源发展等因素影响。其中，汽油供应量为1.54亿吨，增长11.6%；柴油供应量为1.91亿吨，增长11.3%；煤油供应量为2100万吨，增长9.8%。综合来看，2023年中国成品油市场将呈现供需两旺、供需平衡或略有富余态势，这将对国内油价形成一定的稳定作用，同时也给进出口贸易提供了更多的机会。

目前国内成品油行业竞争格局将呈现以下特点：一是国有炼厂仍占主导地位，但地方炼厂和民营炼厂的影响力不断增强。根据中金普华咨询数据，2023年中国炼油总能力将达到9.5亿吨/年，其中国有炼厂占比为67%，地方炼厂占比为23%，民营炼厂占比为10%。国有炼厂仍是国内成品油市场的主要供应商，但地方炼厂和民营炼厂在产能、产品质量、市场渠道等方面都有所提升，对国有炼厂形成了一定的竞争挑战。二是成品油零售市场竞争日趋激烈，多元化经营成为趋势。根据中国石油流通协会数据，2023年中国成品油零售网点总数将达到11.8万个，其中国有企业占比为54%，民营企业占比为46%。随着成品油零售市场的放开，民营企业不断涌入，对国有企业形成了强劲的竞争压力。三是成品油替代能源发展迅速，对传统能源形成冲击。根据中国石油规划总院数据，2023年中国汽柴油替代能源消费量将达到7500万吨，其中电动力占比为40%，LNG占比为55%，其他替代能源占比为5%。随着新能源汽车的普及和政策的支持，电动力对汽油的替代效果日益显著，预计2023年电动力将替代3000万吨汽油。LNG仍是最主要的车用替代能源，预计2023年LNG将替代4100万吨柴油。其他替代能源如生物柴油、甲醇等也有一定的发展空间。成品油替代能源的发展对传统能源市场产生了一定的冲击和影响，也促进了能源结构的优化和转型。

未来国内成品油行业将面临以下发展趋势：一是高质量发展是行业的必然选择。随着国家对环境保护和节能减排的要求不断提高，成品油行业必须加快转型升级，提高产品质量和效率，降低污染排放和资源消耗。这就要求行业加强技术创新和管理创新，推进清洁生产和循环利用，实现高质量发展。二是差异化竞争是行业的必然趋势。随着市场竞争日趋激烈，成品油行业必须根据不同的客户需求和市场特点，提供差异化的产品和服务，以实现差异化竞争。这就要求行业加强市场调研和分析，推进产品开发和创新，实现产品多样化和个性化。三是国际化合作是行业的必然方向。随着国际油价的波动和国际贸易的变化，成品油行业必须加强与国际市场的联系和合作，以实现国际化合作。这就要求行业加强对外开放和交流，推进国际标准和规则的参与和制定，实现国际竞争力和影响力的提升。

随着国内资源供应紧张的态势得到缓解，且参与竞争主体逐步多元化，终端加油站环节的竞争愈加激烈。各销售单位为抢占市场份额，使用降价促销等销售手段愈加频繁。整体来看，预计国内终端加油站销售政策更加灵活，油价促销或成为常态。

全球能源转型步伐不断加快

近期多家国际机构发布的报告显示，全球能源转型正在启动“加速度”。在《2023年可持续发展筹资报告》中，联合国经济和社会事务部统计，2022年的全球新能源投资额飙升至创纪录的1.1万亿美元，首次超过化石燃料投资。IEA今年发布的《2022年可再生能源》报告也预计，受能源危机推动，各国可再生能源设备安装明显提速，未来5年全球装机增量有望接近此前5年增量的两倍。

地缘危机给全球能源系统带来了深远影响，导致全球能源供应受到冲击，能源短缺和能源价格上涨随之而来，凸显了能源结构有序转型的重要性。各国政府由此加强对能源转型的战略布局，向清洁能源的转型步伐正在加快。

绿色低碳转型不断为世界经济发展注入新动能，相关领域增长势头明显。IEA近期发布《可再生能源市场更新》报告认为，由于政策支持、化石燃料价格上涨、太阳能和风能发电项目的积极推进，预计今年全球可再生能源装机容量将新增1/3，明年全球可再生能源发电量将继续增长，预计到2030年全球将拥有足够的太阳能光伏制造能力。

IEA预计，今年全球将有3800亿美元的投资流向太阳能领域，将首次超过对石油领域的投资。光伏新增装机容量将占今年可再生能源新增装机容量的2/3，预计2024年，光伏产业制造能力将增加100%以上，达到1000吉瓦。随着疫情期间曾推迟的风电项目陆续开始推进，今年全球风力发电量将大幅反弹，同比增长约70%。

不过，能源转型过程也面临着诸多挑战。国际货币基金组织认为，能源转型过程中各国需要面对能源安全、宏观经济影响、能源转型部署举措，以及关键矿产供应链安全性四大挑战，发展清洁能源的可持续和包容性等议题也引起人们的关注。近日举行的第八届石油输出国组织（欧佩克）国际研讨会上，欧佩克秘书长海赛姆·盖斯表示，能源转型的可持续性在于平衡当代和后代的需求，处理好发展与环境保护的关系；能源转型的包容性在于听取各方声音，认识到实现能源转型、应对气候变化存在多种途径。

作为全球经济的新引擎，新能源市场有望成为推动经济可持续发展的重要力量，并为人类创造更加清洁、绿色的生活环境。在全球能源治理体系重构的背景下，加强国际能源合作，共享能源资源，促进能源技术交流，优化能源供应结构，实现能源互补和共赢，也是推动全球能源发展的应有之义。