2022年，国际油价上演过山车行情，呈倒“V”走势，WTI和布伦特原油价格全年振幅超过80%，加息背景下经济和需求预期转弱，对冲地缘政治紧张带来的供给压力，油价高位震荡后逐步回落。截至2022年12月30日，国际油价基本回吐年内涨幅，WTI原油期货收于80.26美元/桶，全年累计上涨6.71%；布伦特原油期货收于85.91美元/桶，全年累计上涨10.45%。

乌克兰危机影响下，俄欧乃至全球油气供需格局显著调整，美国加速成为全球最大油气出口国，全球油气需求重心加速东移；全球石油需求持续反弹，地缘政治不稳定限制油气供应，全球油气价格进入动荡期。国际能源署在2023年初发布的《世界能源展望》报告中指出，这是第一次真正意义上的全球性能源危机，冲击的广度和复杂性前所未有。面对复杂严峻局面，我国石油石化行业在党中央国务院的坚强领导下，在国家发改委、国资委、海关总署、国家能源局等国家部委的工作部署和业务指导下，积极应对诸多超预期因素冲击，行业总体实现高质量运行，全行业营业收入比上年增长14.4%、进出口总额比上年增长21.7%，营业收入和进出口总额均再创历史纪录，为国家能源安全和经济社会发展提供了坚实保障。

溪云初起日沉阁，山雨欲来风满楼。2023年国际地缘政治将呈现冷战结束以来最为深刻、复杂、动荡的变化，百年变局以前所未有的烈度向纵深演化，变革和动荡两种趋势持续演进，团结与分裂两种取向相互激荡，阵营化博弈、地区冲突和去全球化趋势愈发凸显。

如何在“溪云初起”中积攒前行的力量，在不确定性中寻找确定性更强的方向，在频频回首中积蓄接力奋斗的勇气……2023年的年度之问，成为摆在石油石化行业面前绕不过去的课题。

油气对外依存度首降释放积极信号

2022年，面对国内外多重超预期因素冲击，我国稳住了宏观经济大盘，经济实力再上新台阶。统计数据显示，2022年，我国国内生产总值（GDP）达121万亿元（约17.5万亿美元），在世界经济体量排名靠前的主要经济体中增速领先。这是继2020年、2021年连续突破100万亿元、110万亿元之后，再次跃上新台阶。按年平均汇率折算，我国经济总量达18万亿美元，稳居世界第二位。人均GDP为85698元，按年平均汇率折算达12741美元，继续保持在1.2万美元以上。

2022年，面对复杂严峻的外部环境及国内新冠疫情反复等不利影响，能源重要地位作用不断凸显，供应安全受到高度重视，统筹能源安全与绿色发展成为政策主旋律。我国油气行业将保供稳价作为首要任务，在加快油气增储上产、强化油气产供储销体系建设、推进国际油气合作等方面多措并举，加大工作力度，同时加快绿色低碳和数字化转型步伐，开创了高质量发展新局面，保障了油气安全稳定供应，实现了经营绩效的历史性提升。油气产量超额完成“七年行动计划”阶段性目标，原油产量时隔6年重上2亿吨，天然气产量连续6年增产超百亿立方米，产供储销体系弹性韧性进一步提升。

在油气产销方面，呈现“两增两减”态势，即原油产量和天然气产量均有增长，进口量减少、原油加工量和天然气消费量减少。2022年，国内原油产量2.05亿吨，同比增长2.9%；天然气产量2177.9亿立方米，同比增长6.4%。原油产量实现“四连增”，再度登上2亿吨“安全线”；天然气产量稳步增长，比上年增加了125.3亿立方米，产量累计同比增长6.4%；月均产量为181.5亿立方米。与此同时，我国原油和天然气进口出现新变化，2022年，我国进口原油50828万吨，同比下降0.9%，原油对外依存度降至71.2%；进口天然气10925万吨，同比下降9.9%，天然气对外依存度降至40.2%。

我国油气对外依存度首降释放出积极信号。一是国内油气供给能力提高。最近几年来，国家加大了国内油气勘探开发力度，实施了“油气增储上产七年行动计划”，要求国内大型油气企业加大勘探开发投资，使得国内油气探明储量和产量均有所上升，尤其是非常规油气（页岩油气、致密油气、煤层气等）开发能力得到明显提升，产量增加较快，而且弥补了东部地区老油田的减产。二是国内油气消费增长速度有所下滑。对于石油来说，由于新能源汽车快速发展，抑制了石油消费需求。加之去年疫情原因，导致经济活动受到影响，交通运输活动减少，石油消费需求下降。对于天然气来说，由于疫情等因素导致经济趋缓，促使工业用气、化工用气和交通用气消费疲软，再加上天然气价格高企，抑制了天然气消费需求。

对外经济贸易大学中国国际碳中和经济研究院执行院长董秀成认为，“国产油气数量稳步提升有利于我国应对国际能源市场的挑战，在国内供应增长而需求减少的背景下，原油和天然气的进口依存度有所下降，能源产业在落实‘把能源饭碗端在自己手中’显现成效。未来我国立足国内增储上产的政策不会改变，但考虑到国内原油大幅增产的难度很大，非常规的天然气会成为主要的增长力量”。

天然气消费增速降至历史最低

2022年，地缘政治危机推升世界能源局势巨变，天然气贸易格局发生根本性改变。欧洲从“水槽市场”（价格低于平均水平）演变为“溢价市场”（价格高于平均水平）。欧洲TTF天然气价格成为世界液化天然气（LNG）价格引领者；世界LNG流向从亚洲转向欧洲；LNG仍将在能源转型过程中发挥重要作用；天然气价格飙升导致煤炭与核能重返世界舞台。

在供应链遭到破坏、高气价抑制、经济疲软和能源转型等因素叠加作用下，全球天然气消费降至4.01万亿立方米，同比下降0.8%，为2008年金融危机以来第二次下降。其中，由于俄气供应大幅减量，欧洲通过能源替代和需求管控等方式积极应对，天然气消费降幅达9.3%；亚太消费受高价抑制稳中有降；北美受发电用气拉动，消费增长4%。估计全球天然气产量达4.25万亿立方米，增速放缓至0.4%，呈“美升俄降”态势。美国加大上游投资开发力度，产量达到历史最高水平，为1.10万亿立方米，增速4.3%；俄罗斯因对欧管道气出口受阻被迫减产，产量6720亿立方米，同比下降12.7%；中东地区稳步增长，产量7330亿立方米，增速3.7%。

2022年，我国天然气表观消费量3663亿立方米，同比下降1.7%，这是我国年度天然气消费量历史首次下降。

天然气消费增速降至历史最低，其主要原因包括，一是价格因素。受乌克兰危机影响，欧洲天然气供应紧张，气价一度飙升10倍。近期价格虽有所回落，但与前几年相比仍增幅不小。按需求定律，价格上涨，如有替代可能必然导致需求收缩。受此影响，2022年国内液化天然气进口量出现近7年来首次下降，同比下降19.5%。需求收缩同样体现在全球天然气市场。国际能源署数据显示，2022年全球天然气消费同比下降0.78%。二是经济因素。2022年我国经济增速有所放缓，国内生产总值同比增长3%，低于潜在经济增长水平。受疫情影响，不少工厂不能正常开工，使占天然气消费量近1/3的工业用气量同比下降。数据显示，2022年我国工业燃料用气1310亿立方米，同比下降2个百分点。此外，天然气汽车保有量下降。与纯电动汽车相比，天然气汽车使用成本更高，保有量进一步下降，相应影响了天然气需求。

但长期来看，我国仍处于天然气消费增长阶段。过去5年，我国天然气消费量呈稳步增长态势，2021年为3726亿立方米，较2017年增长57%以上，远超同期全球天然气消费量11%增长率。《世界能源统计年鉴2022》显示，2021年全球天然气消费在一次能源消费中占比24%。与全球相比，我国天然气占比不到9%，仍处于较低水平。我国计划到2030年，将天然气在一次能源消费占比提高至15%左右。由此看，天然气消费仍有较大上升空间。

展望2023年国内天然气市场，随着天然气价格回落及国内消费逐步恢复，预计天然气需求增速将触底回升，总量达到3865亿立方米，增速回升到15.2%，增量约190亿立方米，为2019年的88%。考虑高气价抑制等各方面因素，预计全年天然气产量2346亿立方米，增速5.4%；天然气进口量1582亿立方米，增速4.6%；管道气稳步增长，LNG进口恢复增长，新增LNG接收能力5130万吨/年，总量达1.49亿吨，增幅为52.7%；新增履约长协624万吨/年，但国际气价高企将持续抑制LNG现货进口。

综合来看，受到“双碳”目标影响，未来10年内天然气仍是重要的过渡能源，2023年乃至今后消费量回升将是确定趋势。

非常规为油气增产提供接续资源

近年来，国内外油气资源开采逐步从常规地区向非常规地区转移，页岩气和致密油更是成为石油天然气供应的重要来源。非常规油气资源的潜力无疑是巨大的，但其勘探和开发难度也较大。为有效提升油气自给保障能力，我国持续推动陆上油气稳产增产，加速海洋油气勘探开发向深水迈进，非常规油气接替能力不断增强。通过加强地质工程一体化攻关，不断完善配套技术工艺，鄂尔多斯盆地庆城、准噶尔盆地吉木萨尔建成百万吨级页岩油产区，大庆古龙、胜利济阳不断扩大页岩油建产规模。2022年，我国页岩油产量突破300万吨，是2018年的3.8倍。持续深化页岩气成藏和富集理论，创新发展水平井优快钻井技术、水平井体积改造技术、复杂山地工厂化作业技术等关键工程技术，大幅提升单井产量和最终可采储量，推动页岩气跨越式发展。2022年，我国页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增加122%。

我国已进入常规和非常规油气并重的新发展阶段，非常规油气接续资源地位日益凸显。三大石油央企都将“保障能源安全和能源供应”列在重点工作首位，继续保持油气储量产量“箭头向上”，力争常规、非常规两条“赛道”齐发力。

中国石油立足非常规领域，坚持战略接替，积极推进页岩油、页岩气国家级示范区建设，制定非常规油气效益开发指导意见，构建了地质工程一体化协同研究与决策平台和“一全六化”管理模式，一体化全力推进页岩油气勘探开发工作，2022年页岩油气总产量分别较2018年增长2.9倍、2.3倍；突出强基固本，持续强化老油气田稳产，突出控制递减率和提高采收率两条主线，积极采取精细油气藏描述、老油田二次开发、精细注水等措施，着力推进老油气藏分类治理、综合治理，平均老井自然递减率为9.34%、综合递减率为4.20%，创10年以来最好水平。

为保障能源供应，中国石化加快推进非常规油气资源勘探开发。10年来，涪陵页岩气田累计提交页岩气探明储量8975.24亿立方米，含气面积824平方千米；年产气量从2013年的1.42亿立方米提高至2021年的85.13亿立方米；截至2022年，涪陵页岩气田全年生产天然气71.96亿立方米、页岩油6998.24吨，分别增产3051.21万立方米、1480.44吨，累计生产页岩气532亿立方米，创造中国页岩气田累产新纪录。与此同时，中国石化加快川西、中江、东胜、威荣、海域等产能建设，加强普光、元坝、大牛地等气田精细开发调整，率先在国内开展页岩气立体开发。

深海是我国油气储量重要接替区之一。随着水深超过1500米的“深海一号”超深水大气田投产，我国海洋油气勘探开发能力全面进入“深水时代”。2022年，深海区域地质研究、油气田开发、装备建造、钻完井技术体系以及配套作业能力建设进一步加强，实现了深水油气勘探开发新突破，基本具备了深海油气勘探开发全产业链的技术和装备能力。2022年，中国海油共获得18个新发现，成功评价28个含油气构造，净证实储量提至62.4亿桶油当量，储量替代率达182%，储量寿命稳定在10年，为公司未来发展筑牢资源基础。2022年，中国海油共有9个新项目顺利投产，40余个产能项目在建。全年公司油气净产量增至623.8百万桶油当量，刷新公司净产量纪录。

近年来，我国非常规油气勘探开发取得了战略性突破，成为继北美之后全球第二大非常规油气资源开发利用地区。2022年，我国非常规油气产量占油气总产量的20%以上。其中，致密气产量526亿立方米，煤层气产量83亿立方米，页岩气产量228亿立方米，致密油产量300万吨。非常规油气已成为我国油气勘探和增储上产的战略接替领域。在页岩气方面，国内相继建成了涪陵、长宁、威远和昭通页岩气田；在页岩油方面，建成了新疆吉木萨尔、大庆古龙和胜利济阳页岩油国家级示范区；在煤层气方面，相继建成山西沁水和鄂东两大国家级煤层气示范区。

“我国主要发育海相、沼泽相与湖相三类页岩，都有形成页岩气基本条件与潜力。当前基础研究与钻探实践表明，我国陆相页岩气仍需继续探索与突破；海相页岩气现实性最好，高产富集‘甜点区’主要受深水陆棚相带、较好基质孔缝、较高异常高压力、适中埋藏深度等主要因素控制。”中国科学院院士、北京大学能源研究院院长金之钧介绍，我国页岩气潜力巨大，产量目标是到2022年，确保页岩气产量300亿立方米，到2030年能够达到800–1000亿立方米。这样的目标，挑战是巨大的。因为我国页岩油气最主产区是四川、重庆一带，以及广大的南方地区，埋深4000–5000米，这个目的层只有10米到30米厚度，要钻水平井，水平段要钻到1500–3000米深度，再进行20–30段压裂，难度相当大，需要包括地质导向和旋转导向等一系列高精端的技术。

未来几年全球油气增产将主要来自三大领域，即北美页岩油气、阿根廷页岩气和中东常规石油。美国页岩油气革命促使其原油产量急剧增长，并深刻地影响着国际能源格局。我国作为页岩油储量大国，要实现页岩气之梦这一国家愿景，就需要破解页岩气高成本难题。通过构建实施以学习曲线方法为基础的页岩气开发投资成本管控体系，引入学习曲线方法，借助大量生产数据，揭示钻完井成本变化规律并预测未来成本走势，科学确定投资预算、目标成本，建立循环传导倒逼机制，突出降本关键点，完善监督约束与考核激励机制。探索形成了一套标准化、制度化、流程化操作系统，做到从指标设定、数据管理、成本预测，到投资预算、目标管理、考核激励等多个模块的一体化、闭环式管控。让技术进步与降本增效成新常态，才能伫立页岩气新大陆，完成“页岩气革命下一个舞台”的历史使命。

油气勘探开发投资逆势增长

2022年，在高油价和安全保供双重因素刺激下，全球油气勘探开发投资支出4993亿美元，较2021年增长1410亿美元，增幅39.4%。其中，北美地区勘探开发资本支出增长613亿美元，增幅53.1%，亚太和拉美地区勘探开发投资增长均超过100亿美元，增幅分别为45%和34.2%。2022年，全球工程技术服务市场规模约为2657亿美元，同比增长28%。油田生产服务和钻井与完井服务板块市场规模增长超过30%，表现好于其他板块；测录试服务、物探装备与服务市场规模涨幅超过20%，略低于平均增速，油田工程建设服务板块是市场规模增长最慢的板块，增速不足20%。

预计2023年，考虑到国际油价较大概率在较高价格区间持续波动，以及地缘政治冲突等风险影响，全球油气勘探活动或将出现新变化。全球勘探活动重点区域将进一步聚焦。一是预计大西洋两岸部分非洲、南美国家深水—超深水勘探活动或将保持活跃。二是预计欧洲相关区域天然气资源勘探活动或将保持活跃等。

石油市场基本面看，2023年在经济下行压力下，全球石油需求增速将进一步放缓。但在中国需求推动下，全球石油需求总量将超过疫情前水平。供应侧博弈将持续并进一步复杂化。预计在西方制裁下，俄罗斯油气供应将出现有限下降，欧佩克+将继续通过限产政策管理市场，非欧佩克+石油出口国将继续带动石油供应增长，其中美国仍将是2023年供应增长的主要来源。在欧佩克+维持现有产量政策、伊朗制裁不取消的情况下，2023年世界石油供应增速显著放缓。世界石油市场供需基本平衡，叠加石油库存处于低位等因素，石油市场基本面将维持偏紧状态。

2022年，国内油气勘探开发业务保持了较高投资强度，勘探规模达到历史新高水平。中国石油集团经济技术研究院统计数据显示，2022年我国油气企业上游投资约为3700亿元，同比增长19%；其中勘探投资约840亿元，创历史最高水平；开发投资约2860亿元，投资增量主要用于超深层、深水、页岩油气等重要接替领域的勘探开发。与此同时，石油企业积极推进海外新项目投产和现有项目增产，2022年海外油气权益产量达1.85亿吨，同比增长2.7%。

在全球新冠疫情和地缘政治大变局叠加影响下，海外主要油气生产区的政治、经济、安全环境都发生显著变化。中亚地区投资环境更趋复杂，哈萨克斯坦在“一月事件”后加速政治改革，地区国家对俄离心力增强，美西方趁机加强对该地区的渗透；地区国家经济复苏势头减弱，哈萨克斯坦和土库曼斯坦GDP增长率分别仅有2.5%和1.2%，通胀率分别达到14%和17.5%。中东地区投资环境趋势向好，主要国家局势总体稳定，战略自主性增强，沙特阿拉伯、伊朗、阿联酋等国希望推动地区政治多极化；油气出口国经济增长较快，沙特阿拉伯、阿联酋和伊拉克GDP增长率分别达到8.7%、5.1%和9.3%；拉美地区投资环境向好，拉美地区深海是近年来油气资源发现前景最好的地区，油气合作机会显著增多。

2023年，地缘政治前景不明朗，不确定性、不可预知性因素仍将持续，全球能源市场在动荡中进一步深刻调整。随着油气行业转型，油气投资不仅要考虑油气资源是否丰富，还将考虑地缘风险、过道安全，以及盆地可再生能源开发利用成本。传统超级盆地因可再生资源开发利用成本差异，可分为优势、中等和劣势三类。地缘政治不确定性正在成为石油市场最大变量因素，安全稳定，且具有可再生能源开发优势的超级盆地将是未来投资首选。传统超级盆地中，具有可再生能源发展潜力优势的盆地主要分布于北美、中东、北非、北海及澳大利亚；劣势超级盆地主要分布于俄罗斯东西伯利亚和北极地区。可再生能源潜力处于中等的超级盆地占大多数，对于此类超级盆地，资源国政府往往要通过加速脱碳的财政支持和监管政策来吸引油气勘探开发投资。随着国际能源巨头逐渐将投资转向，未来美国的墨西哥湾沿岸盆地和二叠盆地、中东的鲁卜哈利盆地以及澳大利亚的北卡那封盆地等能源超级盆地，将获得持续的上游开发及可再生能源和CCS投资。而那些劣势的超级盆地，如俄罗斯的东西伯利亚、东库页岛、东巴伦支海、蒂曼–伯朝拉等盆地，委内瑞拉的马图林盆地，美国的北坡盆地，阿根廷的内乌肯盆地，因为可再生能源利用成本高，获得的投资机会将明显减少。

炼化行业进入景气周期低谷

2022年，全球炼化产能继续增长。炼油能力从2021年的下降转为继续净增长，80%新增炼油能力来自亚太和中东地区，总能力达51.2亿吨/年。全球烯烷、芳烷和下游产品产能继续增长，其中乙烯产能增长5%，总产能达2.2亿吨/年，亚洲是增长最快地区，占全球新增产能的73%，北美占新增产能的27%。全球合成树脂产能增长7.4%，亚洲产能增量占全球新增产能的80%。与此同时，全球炼化产能继续向东方集中。欧美炼油能力持续减少，欧洲一批化工企业大幅减产或关停。截至2022年底，全球炼油能力46%集中在亚太和中东。亚洲合成树脂产能占全球的56%。其中，亚洲聚乙烯产能占全球的37%，中东聚乙烯产能占全球的17%，欧美聚乙烯产能合计占全球的33%。亚洲、中东聚丙烯产能分别占全球的57%和10%，而欧美仅占全球的21%。全球合成橡胶产能中亚洲占比超过50%，北美仅占15%。中国继2021年成为全球第一大炼油国后，2022年乙烯产能也跃升至全球第一。

2022年，中国炼油能力增长放缓，总炼油能力升至9.24亿吨/年，稳居世界第一大炼油国；乙烯产能连续第4年高速增长，总产能达到4953万吨/年，超过美国，升至世界第一位。

这一年，受国际油价大幅走高和主要油品需求大幅下滑影响，我国炼油行业多项经营指标下降，行业进入景气周期低谷。其中，国内原油加工量下降5.0%至6.8亿吨，为21世纪以来的首次下降；炼厂平均开工率为73.8%，较2021年下降4.8个百分点，结束了2015年以来的正增长态势；全行业炼油企业吨油利润约为140元，较2021年大幅下滑63%。

在乙烯产业方面，2022年，中国乙烯产能连续4年高速增长，新增产能585万吨/年，总产能位居世界第一。其中，民营乙烯产能已经达到1648万吨/年，占比33.4%，同比提升1.7个百分点，民营乙烯已经占到了全部产能的1/3。但同时，乙烯需求增速明显放缓，乙烯当量消费量为6250万吨，同比增长3.6%，较过去5年平均值下降4.9个百分点。受高成本压制，叠加疫情冲击，乙烯市场需求显著下滑，估计聚乙烯、乙二醇和苯乙烯的开工率分别为80%、55%、75%，同比分别下降8个百分点、6个百分点和7个百分点。2022年乙烯生产利润和产能利用率创历史最低。供需严重失衡，叠加生产成本大幅上涨，估计全年油基乙烯平均利润同比下降204美元/吨，仅有21美元/吨。

预计2023年，中国新建、改扩建炼油项目暂无建成投产计划，淘汰落后产能也将告一段落，国内总炼油能力将维持在9.24亿吨/年。但未来几年，三大国有石油公司已获准的炼化一体化改扩建项目—山东裕龙岛等民企新建、扩建大项目，以及辽宁炼化一体化等中外合资、外资独资大项目将持续推进，国内炼油能力未来还将小幅增长。未来，国内炼油行业将呈现大型化、一体化、基地化、园区化、数字化和绿色化特征。

历经3年产能密集投放后，预计2023年国内乙烯新增产能275万吨/年，同比回落310万吨/年，乙烯总产能达到5228万吨/年。新增产能中，油基、煤基、气基装置各占其一，且均为民营企业。总产能中，油基乙烯产能为3411万吨/年，占比65.2%，同比下降1.6个百分点；轻烃为原料的乙烯产能为960万吨/年，占比18.4%，同比提高2.1个百分点；煤/甲醇基乙烯产能维持857万吨/年，占比降至16.4%，同比持平。

随着大宗石化产品市场趋于饱和，竞争形势愈发激烈，石化企业在新建产能中将加大打造上下游一体化产业链，布局高端和差别化、功能化石化产品，提高竞争优势。即便如此，新建产能中下游产品仍以通用牌号为主，下游加工产品方案雷同，产品过剩情况呈现。外资独资或中外合资项目积极推进，产品结构以高端产品为主，但是数量有限，未来国内中高端石化产品自给率有望提高，但是总量仍然有缺口。从需求看，预计2023年乙烯当量消费量为6420万吨，同比提高4.4%，但仍显著低于过去5年平均增速。从供应看，尽管2023年新增产能偏少，仅净新增275万吨/年，但过去3年大量产能投放的累积效应将带来极大的供应压力。2023年以后，乙烯新增产能规模将再度大幅反弹，2024年、2025年产能增速分别达到12.6%、15.4%，远高于同期需求增速，预计未来3年石化行业盈利情况难以显著改善。

在成品油需求快达峰，化工品需求继续快速增长，新能源汽车、光伏、风电等新能源行业高景气度背景下，炼化企业将利用下游烯烃和聚烯烃产品作为新能源材料的主要原料，加速布局新能源、新材料产业链。中国石化大力拓展新能源、新材料等新兴业务，加快新产业格局建设进程，实现巩固“一基”、支撑“两翼”、拓展“三新”高质量发展。中国石油成立新能源新材料事业发展领导小组，持续加大在光伏发电、氢能利用、CCUS、高性能合成材料、特种工程塑料、电子专用材料等领域科技攻关力度。民企大炼化将依托其构筑的上游大化工平台，加快推进化工新材料业务，如恒力石化160万吨/年高性能树脂及新材料项目和160万吨/年精细化工项目；浙江石化高端新材料项目、高性能树脂项目和新增140万吨/年乙烯及下游化工项目；盛虹炼化打造光伏新能源材料基地、高端新材料制造基地和绿色可降解材料生产基地，万华化学、卫星石化、华鲁恒升等化工巨头也依托各自业务优势，大体量快速布局新能源及半导体材料等硬科技领域。

成品油消费量环比全面反弹

2022年，乌克兰危机重塑了全球石油制品贸易格局。油品方面，欧洲自俄罗斯海运油品进口同比下降6%，中东和印度炼厂抓住机遇加大对欧洲海运油品出口，出口量分别增长30%和38%。化工品方面，欧洲产品进口主要来自亚洲、中东和北美，成本飙升致使欧洲化工企业被迫减产、停产。

2022年，全球成品油需求继续回升，石化产品需求增速显著放缓。大部分地区交通出行持续修复，全球汽油、柴油和煤油需求同比分别上升1.2%、2.1%和18.3%。

受地缘政治、新冠疫情、供应链、市场避险情绪，以及能源转型战略等多重因素影响，成品油供需错配，市场跌宕起伏。2022年，中国成品油消费量3.45亿吨，同比增长0.9%，其中，汽油同比下降4.6%，柴油同比增长11.8%，航空煤油同比下降32.4%。在全球大宗商品上涨推动下，2022年中国汽柴油价格均创2015年以来的新高水平，截至12月30日，国内汽油均价7864元/吨，较年初上涨0.75%；全年年均价9038元/吨，同比上涨16.65%；全年波动率37.8%，同比增加5.23个百分点；国内柴油均价7565元/吨，较年初上涨3.56%；全年年均价8416元/吨，同比上涨29.47%；全年波动率37.4%，同比增加9.23个百分点。

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。2023年1月，国内汽油、柴油、煤油消费量环比全面反弹。数据显示，2023年1月国内成品油消费总量为3355万吨，环比反弹11.56%，同比小跌2.91%。其中，汽油消费量环比上涨9.41%；柴油消费量环比上涨4.9%；航空煤油消费量环比翻倍，录得106.68%。数据增长的背后，是居民出行半径提升，市场投机心态旺盛，从业者看好后市需求及旅游业明显复苏的结果。汽油方面，节后市场均存在补库操作，且国内业者普遍看好春节需求，贸易商投机心态反弹，逐步入场积极备货采购，汽油交投氛围较好，终端加油站库存稳步消化。柴油方面，伴随着原油价格反弹，新周期上调预期浓厚，市场普遍看好春季工矿、基建类工程用油提前启动，提振柴油消费回暖。煤油方面，1月环比反弹105.99%，同比上涨15.11%，对煤油消费量提振作用明显。

但长期来看，我国替代能源步伐加快，抑制传统燃料大幅增长。天然气方面，因气价高企经济性转差，天然气汽车发展放缓，估计全年天然气汽车保有量为600万辆，交通用气量为327亿立方米，替代成品油约2665万吨。乙醇/甲醇方面，受新冠疫情影响汽油消费量大幅下滑，乙醇/甲醇作为汽油组分的一部分，消费量出现一定降量。生物柴油/航煤方面，镇海炼化10万吨/年生物航煤生产装置进行了试生产，所产生物航煤已在东航、国航及国际货运等国内外航线上投用，从规模化生产走向了规模化应用。新能源汽车方面，呈现持续爆发式增长态势，进入全面市场化拓展期。2022年，新能源汽车持续爆发式增长，产销分别完成705.8万辆和688.7万辆，同比分别增长96.9%和93.4%，渗透率达到25.6%，保有量达到1310万辆，占汽车总量的4.1%，替代成品油约1070万吨。

2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，我国将高质量发展作为首要任务，宏观经济将稳中求进，全年经济增速有望超5%。特别是疫情防控进入新阶段，利好石油以及成品油消费。预计2023年石油需求同比增长5.1%、成品油需求同比增长9.1%。随着新增产能不断投放，预计原油加工量与成品油产量反弹，市场供应相对充足。

全球石油公司争抢新能源赛道

2022年，受益于国际油价高企和天然气价格大涨，加之对成本有效控制，虽然油气产量下降，但国际大石油公司经营业绩仍得到大幅提升。

根据最新年报，2022年埃克森美孚、雪佛龙、壳牌、BP、道达尔5大跨国能源巨头共计实现净利润1960亿美元，分别同比增长141.93%、133.97%、106.84%、115.8%和100.44%，各公司实现年度净利润，均超过各自在2008年或2011年创下的历史净利润高点。

尽管经营业绩显著增长，但对地缘政治局势动荡、通胀高企等重大挑战，5大石油公司迅速调整公司战略，把安全和稳健发展作为其短期内经营决策的首要目标。一是业务布局回归“政治安全”地区。退出在俄投资业务让国际大石油公司损失了一个重要的油气产区，并计提了近400亿美元减值损失。为提升资产安全性，降低风险，国际大石油公司重新回归北美、欧洲等传统地区，制订保障本土能源安全的长远计划，加大对北美二叠盆地和北海油田等地的投资。二是高油价下仍坚持审慎投资，着力提高投资效率。经历几轮低油价周期后，严守资本纪律、确保稳健发展已成为国际大石油公司共识。例如，BP强调公司将始终以40美元/桶为基准进行投资审核，构建在任何油价下都能盈利的低成本资产组合；埃克森美孚将90%投资用于投资回报率大于10%、盈亏平衡点小于35美元/桶的项目。

同时，5大石油公司着眼长远，加快能源转型进程，积极构建传统业务和新能源业务融合发展的“低碳能源生态圈”，努力成为低碳业务的全球引领者。上游资产组合更加聚焦适合未来发展的“超级盆地”，即聚焦那些不仅具有大规模的低成本油气资源，而且具有可大量应用清洁电力及大规模捕集和封存碳能力的盆地。如埃克森美孚继续加大对二叠盆地投资，同时在钻完井过程中全部使用绿电，预计2030年该盆地将实现净零排放。道达尔和雪佛龙将在墨西哥湾的Ballymore项目投资16亿美元。该地区资产组合碳强度非常低，是油气行业气候倡议组织（GCI）公布的上游领域总平均碳强度的1/3。炼油业务重视转型升级，剥离非核心炼厂和低效炼油能力，着手传统炼厂向生物燃料厂转型。目前5大石油公司炼厂改造成生物燃料厂产能约为300万吨/年。重视高端化工，通过差别化产品和技术创新，扩大润滑油等特色高附加值产品的市场份额和盈利水平。新能源业务继续发力优势领域。例如，BP在电动车充电领域已具备先发优势，计划10年内投资10亿英镑用于英国电动汽车充电基础设施，进行有史以来最大的电动汽车充电市场扩张；埃克森美孚大规模商业化运作碳捕集与封存项目，预计未来10—15年将成为CCUS全球引领者。

毫无疑问，当下碳中和已成为时代主题，将零碳理想变为现实，不仅需要能源结构深刻调整，加快构筑新能源产业体系，更需要立足资源禀赋，加大传统能源清洁化利用力度，推动用能两端高质量转型。2022年，5大国际石油公司低碳业务投资规模合计达到110亿美元，较2021年增长53%。从最新公布的转型计划看，BP仍加大了对低碳业务投资。到2030年，每年增加10亿美元用于发展生物燃料、电动汽车充电、氢能源和可再生能源等。来自美国的石油公司2022年低碳投资总额为20亿美元，预计2030年将适度扩大至40亿美元，主要集中在直接减排和生物燃料领域。2023年，BP年度支出预算160亿至180亿美元，在油气上游领域增加10亿美元年度支出，较去年小幅增加；壳牌拟支出230亿至270亿美元，较上年的248亿美元小幅增长；道达尔能源预计支出160亿至180亿美元，去年则为163亿美元。在能源“去碳化”大背景下，国际大石油公司业务结构将由油气与新能源并举发展转向并重发展；强调一体化运作、平台化管理，形成更加扁平、更加敏捷和更加开放的新型组织模式，组织管理模式将呈现协同、服务、绿色、融合和共享五大新特点。新形势下，石油公司积极适应新境况、新业态，不断提升竞争力，旨在新一轮产业竞争中处于优势地位。

根据新气候研究所（NewClimateInstitute）数据，在全球范围内，已有超过2000家企业提出了碳中和目标，如苹果公司宣布到2030年将在其整个业务、制造供应链和产品生命周期中实现碳中和；埃克森美孚提出2025年实现净零增长；壳牌目标是在2030年成为极具规模的低碳企业，至2050年实现净零排放。国内三大石油央企相继推出碳中和时间表和路线图：中国石化宣布将以净零排放为终极目标，力争比国家承诺提前10年实现碳中和。该公司将把氢能作为公司新能源业务的主要方向，“十四五”期间将规划建设1000座加氢站或油氢合建站，打造“中国第一大氢能公司”。中国石油目标于2025年天然气产量比例升至55%，2035年外供绿色零碳能源超过自身消耗的化石能源，以及2050年实现近零排放。中国海油宣布正式启动碳中和规划，进一步向绿色低碳转型，力争“十四五”期间实现清洁低碳能源占比提至60%以上。

一场围绕新兴绿色产业的竞赛已剑拔弩张、动力十足。作为未来必争之地，欧美日等国际石油巨头都已加大对绿色技术研发投入，将其升格为与其他高新技术产业占据同等重要地位，成为低碳经济发展与竞争的重要推动力，并为后续技术授权转让、绿色产业升级等方面提供坚实基础。

海外业务规模和效益显著提升

面对全球复杂多变的形势，中国石油企业加快海外项目投产增产，突出勘探重点，可采储量不断增加。2022年，中国石油企业海外油气权益产量为1.85亿吨油当量，较2021年增长2.7%。同时，中国石油企业积极转变勘探思路，推动高效和可持续勘探，全年获多个重大发现，储量不断增加。其中，原油产量为1.46亿吨，天然气产量为470亿立方米。

2022年，在地缘博弈加持下，海外主要油气合作区投资环境都发生显著变化。中亚地区投资环境更趋复杂，乌克兰危机溢出效应造成较大冲击；地区经济复苏势头难以延续，俄罗斯经济不断下滑，外交形势严峻；中东地区投资环境向好，欧洲能源危机凸显中东重要价值，地区局势总体稳定；伊核谈判持续推进，但关键分歧难消；非洲地区投资环境没有明显改善，政变频发、恐怖袭击加剧、天灾严重；拉美地区投资环境向有利投资的方向转变，地区经济短暂复苏，左翼力量引领地区政治生态复杂演变，内政外交政策深度调整。

根据《国家风险分析报告2022—62个重点国家风险分析》和《国家风险分析报告2022—全球投资风险分析、行业风险分析和全球企业破产风险分析》，2022年以来，全球风险特征主要表现在5方面：一是全球政治风险持续上升，国际格局演变出现新特征；二是世界经济在疫情、战争、政策等多方面因素影响下，复苏进程显著放缓；三是发展中国家财政收支矛盾加剧，偿债压力明显上升；四是能源供应格局加速调整，能源价格持续高位震荡；五是民生挑战推升社会安全矛盾。

面对海外投资诸多挑战，中国石油企业调整优化国际化发展策略，合作重点从全球范围聚焦到以“一带一路”沿线国家为代表的新兴市场，中东、非洲、拉美和周边与中国具有较好外交关系的国家成为重点投资目的地。中国与这些国家的合作机制日趋成熟，《金砖国家能源合作路线图2025》《上合组织成员国能源领域合作构想》等为深化合作奠定了良好基础。

2022年，中国与俄罗斯、中亚、中东、非洲、拉美等国的油气合作实现量效齐增。中俄重大合作项目稳步推进，阿穆尔天然气处理厂项目加快建设，亚马尔LNG项目稳定运行；中土天然气合作加快推进，并积极拓展风能、太阳能等可再生能源开发合作；中国海油主导作业的伊拉克米桑油田群日产量首次突破30万桶，对于推动中伊两国共建“一带一路”能源合作和助力伊拉克石油工业发展具有重要意义；中国石油莫桑比克4区块的科洛尔浮式液化天然气项目成功投产，成为中非能源合作又一重要成果。

在海外资产方面，中国石油企业持续推进结构优化策略，一方面及时退出附加资产，例如去年中国石化、中国石油相继退出在非洲、中东一些存量资产。另一方面，参与重点项目投标以及优质资产延期和扩股。2022年三大石油公司在莫桑比克、哈萨克斯坦，以及中东地区均实现了优质资产扩增与延续。从各公司情况看，中国石油2022年海外油气权益产量为1.02亿吨，与2021年基本持平，受“OPEC+”限产影响仍较为明显。中国石油努力弥补欠产项目产量损失，在阿曼、土库曼斯坦新上产的油气田弥补了部分产量下降。中国海油巴西Mer一期、圭亚那Liza二期和印度尼西亚3M三个大型项目投产，伊拉克米桑油田群增产，带来较大产量增量，全年净产量超过2800万吨，较2021年增长3.1%。中国石化埃及、安哥拉、哈萨克斯坦项目产量增长扭转了公司海外权益产量下降局面，全年增长3%，达到3500万吨。其他公司中，联合能源公司权益产量增幅达9.5%，主要原因是2021年完成交割的伊拉克油田开始上产。

2023年，全球投资风险与合作机遇并存。乌克兰危机继续发酵，地缘政治格局持续变化，国际政治安全环境仍将复杂，全球通胀压力拖累世界经济的复苏。但希望与挑战总是并存，兼顾能源转型和能源安全正成为各国发展的共同理念。稳定可持续的能源供应仍将是未来各国经济发展的重要诉求，以中东、非洲为代表的传统东道国正不断地扩大油气对外合作，同时积极布局可再生能源的发展，推进与地区国家建立立体能源合作。地区投资环境将朝着更加有利的方向发展，为中国石油企业扩大国际合作提供了新的机遇。

2023年油气投资将向低碳业务倾斜

根据国际能源论坛（IEF）最新报告，2022年，全球上游石油和天然气领域资本支出比2021年增长39%，至4990亿美元，为2014年以来的最高水平。但由于通胀侵蚀了支出，钻井行业资本支出仍低于疫情前水平。报告显示，2022年全球在用钻机数量增加了22%，但仍比2019年低10%。

预计2023年，全球上游石油和天然气领域年度投资增长28%，达到6400亿美元，以确保全球供应充足。但增量投资，将向低碳业务倾斜。

2022年，全球能源消费呈现煤炭复苏、可再生能源高速发展双重特征。一方面，欧洲进口俄气大幅下降，北溪管道遭到破坏，大力压减用气、重启煤电并延长煤电和核电退役期限。另一方面，可再生能源高速增长势头持续。

2022年，全球清洁能源投资超过1.4万亿美元，其中可再生能源发电投资约4900亿美元，同比增长6%；全球非水可再生能源装机新增容量约为3.11亿千瓦，同比增长近30%；可再生能源发电量超过8.71万亿千瓦时，占全球发电总量的近30%；全球非化石能源消费占比升至17.7%，能源转型进程加速。2022年，国际石油公司3次并购可再生天然气资产，分别是壳牌耗资19亿美元收购自然资源生物天然气公司、BP宣布斥资41亿美元收购美国最大可再生天然气公司ArchaeaEnergy、雪佛龙投入31.5亿美元收购美国可再生燃料公司REG。2022年，北美的埃克森美孚股价累计上涨了50.89%，雪佛龙上涨了25.83%；但是欧洲的壳牌和道达尔能源的股价仅分别上涨了13.57%和9.26%。估值差距使全球超级并购成为一个有利可图的选择，加之欧洲更加重视能源转型，这使超级并购的传闻一度甚嚣尘上。

2023年，将有更多国际石油公司将加入低碳能源业务竞争。在新国际碳减排目标激励下，一些大型石油公司将在低碳能源领域争夺赛道，另一些独立能源公司也将不满足于单纯的CCUS排放管理，而是瞄准蓝氢和绿氨业务，这包括澳大利亚桑托斯公司和伍德赛德石油公司等。经过2022年高油价积累，当前各国际石油公司经营状况较好，不仅通过股票回购和增派红利得到了投资者持续支持，而且通过偿还债务进一步优化了公司资产负债结构；更为重要的是，各个国际石油公司均因为油气价格高企拥有可用于拓展业务较为充足的自由现金流，买方的投资意愿预计显著增强，买入可再生能源资产促进能源转型的意愿也将持续，基本具备了并购市场回暖的各类外部条件。

低碳转型仍是产业演进大趋势。国内三大石油公司纷纷将碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）视为实现碳中和的关键核心技术，2022年重点推进CCS/CCUS产业化规模化发展，推动传统生产模式向清洁化生产模式转变，着力构建绿色产业结构和低碳能源供应体系。中国石油将CCS/CCUS产业化发展推上快车道，下属10家油气田已开展11项ecus重大开发实验，在吉林油田、大庆油田等老油田建设清洁能源和ecus示范工程取得进展。中国石化成立碳产业科技股份有限公司，聚焦碳捕集、碳利用等核心业务，并与4家企业开展合作研究，在华东地区启动我国首个开放式千万吨级ecus项目。中国海油与壳牌、埃克森美孚、广东省共同签署了大亚湾区CCS/CCUS集群项目研究谅解备忘录。

在“双碳”战略转型大背景下，我国三大石油公司积极加大对清洁能源和新能源投资开发力度。中国石油年报显示，公司去年新能源战略布局取得新突破，发展全面提速，一批重点项目建成投运，风光发电装机规模超140万千瓦，新能源开发利用能力达到800万吨标准煤/年。油气新能源业务实现经营利润1657.5亿元。同时，公司清洁低碳能源占比持续提升，油气产量结构进一步优化。中国石化则在公布业绩的同时，抛出新一轮融资方案—《2023年度向特定对象发行A股股票预案》，公司拟向控股股东中国石化集团发行22.39亿股A股股票，募集资金总额不超过120亿元，主要投向清洁能源和高附加值材料等领域的项目建设。中国海油董事长汪东进在业绩会上表示，中国海油新能源方面的比较优势主要在海上风电，尤其是深远海风电。此外，公司也在积极发展光伏、探索氢能，并已实现了场景应用。但氢能在经济性方面还有一定挑战，真正实现规模化、商业化应该在2030年前后。

化工新材料将是未来油企转型重要方向

净零排放目标下，全球炼化企业寻求整合多种脱碳技术，主要为原油与生物原料联合生产、生产过程能源清洁化、绿色制氢、废塑料化学回收和CCS等。国际炼化公司低碳投资方向各有特色，基本为原油与生物原料联合生产和绿色制氢这两项低碳技术，一批化工公司投资废塑料化学回收技术。2022年10月，全球首座大型电加热蒸汽裂解炉示范装置在巴斯夫总部启动建设，这一技术有望实现至少90%二氧化减排量。

大型炼化公司加快炼化生产经营的数字化、智能化发展，通过信息技术手段提高炼化企业生产运营效率，优化用能结构，助力绿色低碳发展。炼化行业产业链正向下游中高端和产业升级方向延伸。各大化工公司纷纷增加投资，加快发展高端化工品，加快布局化工新材料产业，扩充新材料规模，尤其是新能源、新能源汽车材料、电子化学品等领域。

近年来，我国一直保持化工行业世界第一大国地位，但市场主体分散，行业聚集效应弱，在向化工强国迈进的征程中，行业呼唤具有国际竞争力的一流企业。比较各个行业供应链，化学工业产业链和供应链逻辑特征最明显，因为各个环节联系紧密，从原料上游，到加工下游，一环套一环，且园区化特征显著。比如中国中化一条环氧树脂产业链，通过自主技术延伸到上游，通过碳三产业链做起来，不仅有成本优势、环保优势、安全生产优势，还把企业带入新的发展模式里。

化工新材料是新能源等战略性新兴产业的重要基础，目前我国市场规模达万亿元，但高端产品自给率仍然较低。中国中化成立后，进一步加快化工新材料产业补短板步伐，构建优势产业链和潜力产业链，发展高端化、差异化、特种化的高附加值产品，保障相关产业供应链、产业链安全稳定。公司还通过筹备中央研究院，旨在对共性、基础性、前沿性研究进一步加大投入力度。

2022年，中国石油持续加大在新材料领域规划布局、科研攻关和产能建设方面的力度，全年生产新材料产品85万吨，产量同比增长55%，医用聚烯烃、SSBR、PETG、负极焦等多个产品已形成工业产能，新材料提速工程取得显著成果，炼化业务转型升级取得重要进展。中国石化2022年原油炼化率为75.45%，较2021年增加0.39%。已高于中国石油2021年65.57%炼化率。这说明中国石化多年来在研发上的投入开始产生效益，原油二次催化裂化技术逐步提升。近年来，中国石化加快世界级炼化基地建设，积极引领“油转化”“油转特”进程，镇海基地扩建一期全面投产并启动二期建设，天津南港乙烯、海南乙烯全力推进，公司乙烯权益产能升至全球第3位；第三代芳烃技术首套工业装置开车成功，显著提升了我国芳烃生产技术水平和国际竞争能力。充分发挥煤化工成本竞争优势，增加高附加值产品，提质增效升级势头良好，煤炭清洁高效利用取得新进展。

升级，升级，这是适应消费升级和经济高质量发展的不二选择，也是符合炼化一体化经济逻辑的最佳选择。未来一段时间，我国炼化行业将瞄准转型升级、高质量发展。一是加快炼油结构调整。以先进产能淘汰落后产能；提升炼化一体化、合并减油增化，利用多产低碳烯烃和化工原料；与新能源汽车产业融合发展，将加油站转变为“油气电氢”综合能源补给站。二是实现化工差异化、高端化发展。优化烯烃产业链结构、提高芳烃产业链竞争力、突破高端材料技术瓶颈；拓展化工原料多元化渠道，提升价值链空间。三是要重视技术创新，包括重油加工转化技术、高端化工材料生产技术、塑料循环利用技术、炼化企业数字化技术（包括原油分子信息库、智慧供应链、物流能量管理与优化、设备运行优化系统和智慧加油站等）。