王作乾，范子菲，張興陽，劉保磊，陳希

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.長江大學(xué)，武漢 430100）

0 引言

中國油氣對外依存度逐年持續(xù)攀升，油氣自給不足對國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展和國家能源安全影響巨大[1-2]，加強(qiáng)國際合作、分享全球油氣資源，成為保障國家能源安全的現(xiàn)實(shí)選擇。2020年以來，全球油氣行業(yè)遭遇百年未遇的疫情、面臨了近百年未遇的全球經(jīng)濟(jì)大衰退、經(jīng)歷160年來石油市場最慘烈的價(jià)格下跌[3]。在這三重困難面前，中國石油公司實(shí)施“走出去”的發(fā)展戰(zhàn)略，利用“兩個(gè)市場”、“兩種資源”，擴(kuò)大對外油氣合作，支撐國家“一帶一路”戰(zhàn)略，這既是難得機(jī)遇，又是嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。一方面，全球油氣資源仍然十分豐富，開發(fā)潛力巨大，油氣在能源結(jié)構(gòu)中的地位短期內(nèi)仍難以被快速替代。盡管美國“頁巖油革命”對全球石油市場、能源發(fā)展態(tài)勢及地緣政治影響深遠(yuǎn)，但在全球油氣產(chǎn)量構(gòu)成中，陸上常規(guī)油氣仍占據(jù)主體地位，中國石油公司在這些優(yōu)勢領(lǐng)域仍可以大有作為。另一方面，隨著全球低碳化浪潮和能源轉(zhuǎn)型加速，天然氣資源的高效開發(fā)備受重視，已從上游開發(fā)轉(zhuǎn)向全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。近 10年來，海域油氣屢獲發(fā)現(xiàn)，新增儲量占比超過80%。技術(shù)與裝備進(jìn)步、成本下降共同推動(dòng)海域油氣開發(fā)從淺水走向深水、超深水[4-8]。但中國石油公司面臨境外天然氣資產(chǎn)比例偏低、海域開發(fā)技術(shù)儲備不足的掣肘。本文以全球化、國際化的研究視角，分析了2021年全球油氣開發(fā)現(xiàn)狀與特征，總結(jié)了全球油氣開發(fā)形勢及發(fā)展趨勢，提出了開展境外油氣合作的啟示和建議，以期為中國石油公司及民營企業(yè)開展國際油氣合作提供借鑒。

1 全球油氣開發(fā)現(xiàn)狀與特征

2021年以來，隨著全球新冠肺炎疫情得到有效控制與國際油價(jià)的反彈和不斷攀升，全球油氣供需失衡的態(tài)勢得以扭轉(zhuǎn)，全球油氣開發(fā)形勢呈現(xiàn)出復(fù)蘇的局面，同時(shí)全球各資源國油氣財(cái)稅政策調(diào)整更趨謹(jǐn)慎，多國成為油氣行業(yè)投資熱點(diǎn)，油氣開發(fā)投資以及新投產(chǎn)油氣田數(shù)量迎來增長[9-11]。

1.1 油氣田分布廣泛，不在產(chǎn)油氣田數(shù)量較多

截至2021年底，根據(jù)Wood Mackenzie數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，全球油氣田數(shù)量16 328個(gè)，其中油田9 395個(gè)，氣田6 933個(gè)；在產(chǎn)油氣田3 911個(gè)，其中油田2 725個(gè)，氣田1 186個(gè)；不在產(chǎn)油氣田12 417個(gè)，其中油田6 670個(gè)，氣田5 747個(gè)（見表1）。全球油氣田主要分布在中亞-俄羅斯、中東、非洲、美洲、亞太和歐洲6個(gè)地區(qū)共133個(gè)資源國。

表1 2021年全球油氣田數(shù)量統(tǒng)計(jì)表

油氣田不在產(chǎn)的原因共分為 6類：①開發(fā)不具有經(jīng)濟(jì)性，合計(jì)7 203個(gè)，以亞太地區(qū)居多，占25.68%；②正處于建設(shè)中，合計(jì)2 148個(gè)，以美洲地區(qū)居多，占47.72%；③已停產(chǎn)并未拆除生產(chǎn)設(shè)施，合計(jì)1 871個(gè)，以歐洲和美洲地區(qū)居多，合計(jì)占64.54%；④已廢棄并拆除生產(chǎn)設(shè)施，合計(jì) 696個(gè)，以美洲地區(qū)居多，占65.09%；⑤由于技術(shù)原因暫未開發(fā)，合計(jì) 418個(gè)，以歐洲地區(qū)居多，占29.9%；⑥處于投產(chǎn)準(zhǔn)備階段，合計(jì)81個(gè)，6大地區(qū)處于投產(chǎn)準(zhǔn)備階段油氣田數(shù)量均很少。

1.2 油氣儲量略有下滑，非常規(guī)油氣儲量下降多

截至2021年底，以油氣當(dāng)量計(jì)，全球經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量2 074.27×108t，技術(shù)剩余可采儲量4 352.38×108t。其中原油經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量1 215.14×108t，技術(shù)剩余可采儲量 2 389.17×108t；天然氣經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量101.74×1012m3，技術(shù)剩余可采儲量 232.49×1012m3。油氣技術(shù)剩余可采儲量呈現(xiàn)“二大一中三小”地區(qū)分布特征：“二大”地區(qū)指中東和美洲地區(qū)，兩者技術(shù)剩余可采儲量全球占比均大于25%；“一中”地區(qū)指中亞-俄羅斯地區(qū)，技術(shù)剩余可采儲量全球占比為18.11%；“三小”地區(qū)指非洲、亞太及歐洲地區(qū)，三者技術(shù)剩余可采儲量全球占比均小于10%（見表2）。

表2 2021年全球6大地區(qū)剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

截至2021年底，全球前10大含油氣盆地的技術(shù)剩余可采儲量占全球的69.10%。油氣技術(shù)剩余可采儲量排名前 3位的盆地依次是魯卜哈利盆地、維典—北阿拉伯灣盆地和馬圖林次盆地；原油技術(shù)剩余可采儲量排名前 3位的盆地依次是維典—北阿拉伯灣盆地、魯卜哈利盆地和馬圖林次盆地；天然氣技術(shù)剩余可采儲量排名前 3位的盆地依次是魯卜哈利盆地、西西伯利亞（南喀拉海/亞馬爾）盆地和扎格羅斯盆地（見表 3）。

表3 前10大含油氣盆地油氣剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

前 10大資源國油氣技術(shù)剩余可采儲量占全球的78.35%。油氣技術(shù)剩余可采儲量在全球占比大于 10%的資源國有2個(gè)，占比為5%～10%的有5個(gè)，占比小于5%的有3個(gè)；油氣技術(shù)剩余可采儲量大于300×108t的資源國有6個(gè)，為（100～300）×108t的有3個(gè)，小于100×108t的有1個(gè)。位于中東地區(qū)的資源國有6個(gè)，儲量占比50.14%，其中卡塔爾和伊朗主要油氣類型為海域常規(guī)天然氣，沙特、阿聯(lián)酋、伊拉克、科威特主要油氣類型為陸上常規(guī)原油；位于美洲地區(qū)的資源國有 3個(gè)，儲量占比31.18%，委內(nèi)瑞拉、加拿大主要油氣類型均為非常規(guī)原油；位于中亞-俄羅斯地區(qū)的資源國有1個(gè)，俄羅斯主要油氣類型為陸上常規(guī)天然氣（見表4）。

表4 前10大資源國油氣技術(shù)剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

截至2021年底，全球前10大油氣田技術(shù)剩余可采儲量占全球 12.01%，以區(qū)域位置劃分，全球前 10大油氣田有 9個(gè)位于中東地區(qū)，1個(gè)位于中亞-俄羅斯地區(qū)。前 10大油田原油技術(shù)剩余可采儲量占全球14.37%，原油技術(shù)剩余可采儲量大于30×108t的油田有5個(gè)，為（25～30）×108t的有4個(gè)，小于25×108t的有1個(gè)；前10大油田有9個(gè)位于中東地區(qū)，1個(gè)位于中亞-俄羅斯地區(qū)。全球前10大氣田天然氣技術(shù)剩余可采儲量占全球17.28%，天然氣技術(shù)剩余可采儲量大于3×1012m3的氣田有5個(gè)，為（2～3）×1012m3的氣田有3個(gè)，小于2×1012m3的氣田有2個(gè)；位于中東地區(qū)的前10大氣田有5個(gè)，占全球天然氣儲量的10.51%，位于中亞-俄羅斯地區(qū)的前10大氣田有5個(gè)，占全球天然氣儲量的6.77%（見表5—表7）。

表5 前10大油氣田油氣剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

表6 前10大油田剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

表7 前10大氣田剩余可采儲量統(tǒng)計(jì)表

2021年全球油氣技術(shù)剩余可采儲量同比略有下降，減少66.21×108t油氣當(dāng)量，降幅1.50%。從不同類型儲量變化來看，2021年非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量1 136.26×108t油氣當(dāng)量，占全球26.11%，與2020年相比，非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量同比減少78.16×108t油氣當(dāng)量，降幅6.44%，其中非常規(guī)天然氣降幅最大，減少10.1×1012m3，降幅20.65%（見表8）。重油是全球非常規(guī)油氣類型中儲量最多的類型，油砂次之，煤層氣儲量最少。美洲是非常規(guī)油氣儲量最多的地區(qū)，非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量為928.01×108t油氣當(dāng)量，占全球非常規(guī)油氣儲量的82.12%，其主要非常規(guī)油氣類型為重油、油砂、頁巖氣、致密油、頁巖油等；其次是中東地區(qū)，非常規(guī)油氣儲量150.86×108t油氣當(dāng)量，占全球非常規(guī)油氣儲量的13.35%，主要類型是致密氣與頁巖氣（見圖1）。

圖1 非常規(guī)油氣儲量類型構(gòu)成與儲量分布

2021年全球海域常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量1 484.76× 108t油氣當(dāng)量，占全球34.11%，與2020年相比，增加了5.49×108t油氣當(dāng)量，增幅0.37%，其中海域常規(guī)天然氣同比增加 1.08×1012m3，增幅 1.01%（見表8）。海域常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量地區(qū)變化主要為：中東地區(qū)增加3.80×108t油氣當(dāng)量，美洲地區(qū)增加 3.54×108t油氣當(dāng)量，中亞-俄羅斯地區(qū)增加3.36×108t油氣當(dāng)量，而歐洲、非洲、亞太地區(qū)海域常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量均有不同程度的下降。海域常規(guī)油氣中淺水油氣主要位于中東地區(qū)，深水油氣主要位于非洲、亞太和美洲地區(qū)，超深水油氣主要位于美洲和非洲地區(qū)（見圖2）。

圖2 海域常規(guī)油氣儲量類型構(gòu)成與儲量分布

表8 不同類型油氣技術(shù)剩余可采儲量同比變化特征表

2021年全球陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量1 731.36×108t油氣當(dāng)量，占全球39.78%，與2020年相比，增長了6.46×108t油氣當(dāng)量，增長率0.37%，其中陸上常規(guī)原油同比減少15.48×108t，降幅1.51%（見表 8）。中東地區(qū)陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量752.25×108t油氣當(dāng)量，占比43.45%；中亞-俄羅斯地區(qū)為645.74×108t油氣當(dāng)量，占比37.30%；美洲地區(qū)為133.97×108t油氣當(dāng)量，占比7.74%。從陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量國家分布來看，俄羅斯儲量位居世界首位，油氣當(dāng)量為541.79×108t，其次是沙特，油氣當(dāng)量 208.36×108t（見圖 3）。

圖3 陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量國家構(gòu)成與大區(qū)構(gòu)成

從不同地區(qū)儲量變化來看，美洲地區(qū)是油氣技術(shù)剩余可采儲量同比減少的主要地區(qū)，減少了 126.6×108t油氣當(dāng)量，降幅9.43%；中亞-俄羅斯地區(qū)是油氣技術(shù)剩余可采儲量同比增加的主要地區(qū)，增加了76.22×108t油氣當(dāng)量，增幅10.70%。從油氣儲量變化來看，中亞-俄羅斯地區(qū)是原油儲量同比增加的主要地區(qū)，增加 31.78×108t，增幅 12.04%；美洲地區(qū)是天然氣儲量同比減少的主要地區(qū)，減少11.63×1012m3，降幅24.00%（見表9）。

表9 不同地區(qū)油氣技術(shù)剩余可采儲量同比變化特征表

1.3 油氣產(chǎn)量持續(xù)增長，重點(diǎn)資源國產(chǎn)量同比增幅大

2021年全球油氣產(chǎn)量77.92×108t油氣當(dāng)量，其中原油 44.07×108t，天然氣 40 084.11×108m3。油氣產(chǎn)量同樣呈現(xiàn)“二大一中三小”地區(qū)分布特征：“二大”地區(qū)是指美洲和中東地區(qū)，兩者2021年油氣產(chǎn)量均大于20×108t油氣當(dāng)量，“一中”地區(qū)是指中亞-俄羅斯地區(qū)，2021年油氣產(chǎn)量為14.28×108t油氣當(dāng)量，“三小”地區(qū)是指亞太、非洲及歐洲地區(qū)，三者2021年油氣產(chǎn)量均小于10×108t油氣當(dāng)量（見表10）。

表10 2021年全球6大地區(qū)油氣產(chǎn)量分布表

受國際油價(jià)筑底回升影響，2021年全球油氣產(chǎn)量同比增加2.32×108t油氣當(dāng)量，增幅3.07%，重點(diǎn)資源國油氣產(chǎn)量變化特征明顯。與2020年相比，2021年全球原油產(chǎn)量變化大于400×104t的資源國有10個(gè)，其中利比亞是原油產(chǎn)量增長最多的資源國，以陸上常規(guī)原油為主，同比增加4 116.47×104t；尼日利亞是原油產(chǎn)量降低最多的資源國，以陸上常規(guī)原油為主，陸上常規(guī)原油同比減少 236.16×104t（見表 11）。與 2020年相比，2021年全球天然氣產(chǎn)量變化大于 50×108m3的前10位資源國天然氣產(chǎn)量均實(shí)現(xiàn)同比增長，其中俄羅斯是天然氣產(chǎn)量增加最多的資源國，以陸上常規(guī)天然氣為主，陸上常規(guī)天然氣同比增加 590.40×108m3（見表12）。

表11 主要資源國原油產(chǎn)量變化表

表12 主要資源國天然氣產(chǎn)量變化表

截至2021年底，油氣產(chǎn)量前10大國家的產(chǎn)量占全球69.67%。前10國家原油產(chǎn)量占全球68.51%；前10國家天然氣產(chǎn)量占全球70.59%。美國原油產(chǎn)量以及天然氣產(chǎn)量均位于世界首位，其中原油產(chǎn)量占前10大國家的26.10%，天然氣產(chǎn)量占34.23%。美國在產(chǎn)油氣田數(shù)量最多，為2 019個(gè)，占前10大國家的39.63%（見表13）。2021年產(chǎn)量前10大油田中，中東地區(qū)有8個(gè)，占全球原油總產(chǎn)量的15.40%；中亞-俄羅斯地區(qū)有1個(gè)，占全球原油總產(chǎn)量的1.81%；美洲地區(qū)有1個(gè)，占全球原油總產(chǎn)量的1.21%。2021年產(chǎn)量前10大氣田中，中東地區(qū)有4個(gè)，占全球天然氣總產(chǎn)量的10.82%；中亞-俄羅斯地區(qū)有 4個(gè)，占全球天然氣總產(chǎn)量的 7.52%（見表14、表15）。

表13 前10大國家油氣產(chǎn)量特征

表14 前10大油田產(chǎn)量特征

表15 前10大氣田產(chǎn)量特征

從不同類型油氣產(chǎn)量變化來看，2021年陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量為36.26×108t油氣當(dāng)量，占全球油氣產(chǎn)量的46.54%，與2020年相比，增加1.26×108t油氣當(dāng)量，增幅3.60%（見表16）。中亞-俄羅斯為主要增加地區(qū)，油氣當(dāng)量增量0.77×108t，其次是非洲地區(qū)，油氣當(dāng)量增量為0.5×108t（見圖4a）。過去10年陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量總體保持穩(wěn)定，在2020年受疫情影響陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量短暫下降后，2021年陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量開始增長，中東和中亞-俄羅斯地區(qū)的陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量占據(jù)主導(dǎo)地位，全球占比維持在60%～75%（見圖4b）。2021年非常規(guī)油氣產(chǎn)量為19.49×108t油氣當(dāng)量，占全球油氣產(chǎn)量的25.02%，與2020年相比，增加了0.57×108t油氣當(dāng)量，增幅3.01%（見表16）。美洲為主要增加地區(qū)，頁巖油為主要增加類型，增加了0.43×108t（見圖5）。2021年海域常規(guī)油氣產(chǎn)量22.17×108t油氣當(dāng)量，占全球油氣產(chǎn)量28.45%（見表16），其中淺水油氣產(chǎn)量居首位，為17.23×108t油氣當(dāng)量，與2020年相比，海域常規(guī)油氣增加了0.49×108t油氣當(dāng)量，增幅2.26%，淺水油氣為主要增加類型，增加油氣當(dāng)量為0.28×108t（見圖6）。

圖4 陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量變化大區(qū)構(gòu)成與歷年油氣產(chǎn)量變化

圖5 非常規(guī)油氣歷年產(chǎn)量變化與2021年產(chǎn)量變化構(gòu)成

圖6 海域油氣歷年產(chǎn)量變化與2021年產(chǎn)量變化構(gòu)成

表16 不同類型油氣產(chǎn)量同比變化特征表

從不同地區(qū)油氣產(chǎn)量變化來看，中亞-俄羅斯地區(qū)油氣產(chǎn)量增加最多，同比增加0.82×108t油氣當(dāng)量，增幅 6.09%；非洲地區(qū)油氣產(chǎn)量增幅最大，同比增加0.52×108t油氣當(dāng)量，增幅9.76%；美洲、中東和亞太地區(qū)同比分別增加 0.43×108，0.51×108，0.15×108t油氣當(dāng)量，增幅分別為1.73%，2.58%，1.76%；歐洲地區(qū)油氣產(chǎn)量同比減少0.11×108t油氣當(dāng)量，降幅3.03%（見表17）。

表17 不同地區(qū)油氣產(chǎn)量同比變化特征表

1.4 未建產(chǎn)/待建產(chǎn)油氣田儲量豐富，未來開發(fā)潛力較大

目前，全球已發(fā)現(xiàn)大油田（可采儲量大于7 000×104t）中有111個(gè)未建產(chǎn)，可采儲量超過456.20×108t，美洲和中東地區(qū)未建產(chǎn)大油田可采儲量合計(jì) 439.83×108t，占全球96%，占據(jù)絕對主導(dǎo)地位（見圖7a）；全球已發(fā)現(xiàn)大氣田（可采儲量大于 1 000×108m3）中有97個(gè)未建產(chǎn)，可采儲量 43.67×1012m3，中東和中亞-俄羅斯地區(qū)未建產(chǎn)大氣田可采儲量32.12×1012m3，合計(jì)占全球74%，優(yōu)勢地位明顯（見圖8a）。

全球有 31個(gè)待建產(chǎn)大油田，可采儲量達(dá) 62.63×108t，主要分布于美洲、亞太和非洲地區(qū)，3個(gè)地區(qū)待建產(chǎn)大油田可采儲量52.76×108t，占全球84.23%（見圖7b）。待建產(chǎn)大氣田36個(gè)，可采儲量超18.29×1012m3，主要集中在中亞-俄羅斯、非洲及中東地區(qū)，3個(gè)地區(qū)待建產(chǎn)大氣田可采儲量 14.93×1012m3，占全球 82%（見圖8b）。

圖7 未建產(chǎn)、待建產(chǎn)大油田可采儲量占比

圖8 未建產(chǎn)、待建產(chǎn)大氣田可采儲量占比

2 全球油氣開發(fā)形勢及發(fā)展趨勢

碳減排成為2021年度全球油氣開發(fā)的主題，各國紛紛為碳稅立法，資源國政策調(diào)整更加謹(jǐn)慎，隨著世界經(jīng)濟(jì)的緩慢復(fù)蘇，全球油氣需求逐步恢復(fù)，供給能力與增產(chǎn)意愿跟不上市場需求，國際油價(jià)持續(xù)上升，同時(shí)低碳化能源轉(zhuǎn)型與極端天氣助推天然氣價(jià)格升至歷史高位。另一方面，OPEC+（石油輸出國組織與伙伴國）限產(chǎn)保價(jià)與減產(chǎn)協(xié)議逐漸放松，推動(dòng)石油產(chǎn)量的增加?？傮w來看，2021年度全球油氣開發(fā)形勢概括為8個(gè)方面。

2.1 宏觀環(huán)境更趨不穩(wěn)定，危與機(jī)呈辯證發(fā)展

在全球化的背景下，中國作為油氣進(jìn)口大國，對外依存度越來越高。全球政治形勢深刻影響油氣市場，地緣政治的不確定性成為油氣市場的最大變量。全球的黑天鵝事件不可預(yù)測性凸顯，非洲政權(quán)突變頻發(fā)，哈薩克斯坦突現(xiàn)騷亂，俄烏沖突深刻影響全球。美國、歐盟與俄羅斯的博弈加劇或?qū)⒅埔梁苏勁腥〉眠M(jìn)展，美國對委內(nèi)瑞拉的制裁也有望松動(dòng)。2021年全球恐怖主義出現(xiàn)回潮苗頭，全球恐怖襲擊事件呈現(xiàn)增勢，多個(gè)重點(diǎn)資源國登上全球恐怖主義指數(shù)榜單[12]（見表18）。

表18 2021年全球恐怖主義指數(shù)排名前10國家[12]

2.2 財(cái)稅政策調(diào)整更謹(jǐn)慎，碳減排成主要?jiǎng)右?/h3>

2021年油氣行業(yè)最大的主題是減碳，政府對上游業(yè)務(wù)的碳收費(fèi)有碳稅與排放交易計(jì)劃（ETS）兩種方式[13-15]。挪威政府通過了 2021—2030年氣候計(jì)劃，2030年碳稅從當(dāng)前590挪威克朗/t（約合68美元/t）升至2 000挪威克朗/t（約合232美元/t）[16]。加拿大政府通過提升聯(lián)邦碳價(jià)格立法，宣布碳價(jià)格從當(dāng)前50加元/t（約合40美元/t）升至2035年的170加元/t（約合136美元/t）[16]。歐盟公布首個(gè)碳邊界調(diào)整機(jī)制方案[16]，碳稅收外流隱患促使多國加快建設(shè)自有碳價(jià)格體系，增加了其他國家碳定價(jià)的可能性。

資源國政策調(diào)整同時(shí)受正向和反向拉動(dòng)力影響。油價(jià)回暖、供需再平衡、行業(yè)緩慢復(fù)蘇、部分熱點(diǎn)地區(qū)再獲勘探新發(fā)現(xiàn)等因素使資源國仍將持續(xù)面臨財(cái)政壓力，能源轉(zhuǎn)型給行業(yè)發(fā)展帶來長期沖擊，油公司加速戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型，上游投資更趨謹(jǐn)慎[17]?？偟膩碚f，資源國財(cái)稅調(diào)整更趨謹(jǐn)慎，油價(jià)回升未能拉動(dòng)調(diào)整頻率提升，2021年共調(diào)整21起，同比降幅13%，低碳環(huán)保成調(diào)整主要?jiǎng)右颍急?43%。調(diào)整方向從正向?yàn)橹鬓D(zhuǎn)為負(fù)向?yàn)橹鳎?fù)向調(diào)整11起，占比52%（見圖9），包括勘探開發(fā)禁令、空燃、排放、棄置監(jiān)管、碳稅等；碳價(jià)格呈多米諾效應(yīng)，從發(fā)達(dá)國家不斷向發(fā)展中國家傳遞，如挪威、加拿大、歐盟提出新舉措，印尼正在考慮出臺新措施等[18]。

圖9 全球油氣財(cái)稅與法律調(diào)整次數(shù)年度統(tǒng)計(jì)（1 bbl=0.159 m3）

2.3 OPEC+堅(jiān)持限產(chǎn)保價(jià)，增產(chǎn)意愿大打折扣

自2020年4月OPEC+達(dá)成史上最大規(guī)模減產(chǎn)協(xié)議以來，OPEC（石油輸出國組織）成員國減產(chǎn)執(zhí)行率普遍較高。2021年以沙特為主的OPEC國家平均減產(chǎn)執(zhí)行率為120%，非OPEC產(chǎn)油國俄羅斯平均減產(chǎn)執(zhí)行率91%。限產(chǎn)保價(jià)以獲取更高收益仍是OPEC+的首選，這導(dǎo)致石油生產(chǎn)國增產(chǎn)意愿不強(qiáng)。全球疫情形勢逐漸變好，全球石油市場的需求持續(xù)恢復(fù)，OPEC成員國自2021年8月起維持每月上調(diào)配額40×104bbl/d的增產(chǎn)速度，但OPEC剩余產(chǎn)能較2021年初已下降一半（見圖10），石油資源國增產(chǎn)能力不足，如安哥拉、尼日利亞等因投資不足增產(chǎn)乏力，俄羅斯因俄烏戰(zhàn)爭制裁增產(chǎn)潛力存在較大不確定性等。

圖10 OPEC減產(chǎn)執(zhí)行率與剩余產(chǎn)能變化

2.4 供給不足與貨幣寬松，推升油價(jià)持續(xù)復(fù)蘇

2021年全年布倫特原油平均價(jià)格71美元/bbl，同比增長69%，2021年初的原油價(jià)格低于50美元/bbl，而在 2021年下半年，原油價(jià)格始終高于 70美元/bbl（見圖11），國際油價(jià)高位震蕩的原因主要有以下3點(diǎn)：①投資低迷抑制供給增長，2021年全球新鉆井?dāng)?shù)4.75萬口，相當(dāng)于恢復(fù)至疫情前（2019年）的77%；②全球新冠疫情整體趨緩，新冠疫苗接種率逐漸上升，全球經(jīng)濟(jì)加快復(fù)蘇，需求持續(xù)恢復(fù)，全球石油需求量同比增長 5.60×106bbl/d（見圖 12）；③貨幣寬松刺激油價(jià)上漲，為應(yīng)對疫情對經(jīng)濟(jì)增長帶來的沖擊，主要經(jīng)濟(jì)體中央銀行與各國紛紛實(shí)施極度寬松的貨幣政策，全球資金流動(dòng)性過剩，大量資金流入包括大宗商品在內(nèi)的金融資產(chǎn)市場，刺激原油等大宗商品價(jià)格上漲。

圖11 國際原油價(jià)格走勢（WTI—美國西德克薩斯輕質(zhì)原油）

圖12 2020—2021年全球石油需求量同比變化

2.5 天然氣供需持續(xù)緊張，價(jià)格升至歷史高位

2021年天然氣供需緊張推升氣價(jià)高漲，LNG（液化天然氣）價(jià)格持續(xù)上漲，英國 NBP氣價(jià)同比增長384%，荷蘭TTF氣價(jià)同比增長396%，美國Henry Hub氣價(jià)同比增長 93%。受“雙碳目標(biāo)”影響及全球經(jīng)濟(jì)刺激，主要天然氣消費(fèi)國進(jìn)口量同比持續(xù)增長，全年天然氣需求累計(jì)同比增長1 390×108m3，中國LNG現(xiàn)貨進(jìn)口價(jià)同比增長282%（見圖13）。

圖13 歷年天然氣和LNG價(jià)格（1 btu=1.055 kJ；NBP—英國國家天然氣交易中心氣價(jià)；TTF—荷蘭產(chǎn)權(quán)轉(zhuǎn)讓設(shè)施氣價(jià)；FOB—巴西離岸氣價(jià)）

投資不足和意外停產(chǎn)導(dǎo)致供應(yīng)緊縮，油氣上游投資僅恢復(fù)至疫情前（2019年）的85%；全球計(jì)劃外停產(chǎn)達(dá)530×108m3，相當(dāng)于全球產(chǎn)量的9%。經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇和極端天氣促使需求高漲，2021年天然氣需求量40 622×108m3，同比增長1 393×108m3，亞洲需求穩(wěn)健上漲，同比漲幅6.5%；歐洲地區(qū)上半年需求顯著增長，全年同比增速4.0%；北美地區(qū)需求總體與上年持平，同比微降0.4%（見圖14）。

圖14 2021年相對2020年全球天然氣需求變化圖

2.6 開發(fā)支出僅小幅回升，規(guī)模仍處較低水平

2021年隨著油價(jià)逐步回升，上游開發(fā)投資呈現(xiàn)復(fù)蘇態(tài)勢，開發(fā)資本支出3 182×108美元，同比增長9%，仍未恢復(fù)到疫情之前的水平。在2014和2020年兩次油價(jià)暴跌打擊下，全球油氣開發(fā)資本支出大幅下降，2021年較2014年高點(diǎn)下降47%（見圖15）。2015年起全球單位開發(fā)成本總體呈下降趨勢，2015—2021年平均同比降幅為11%，2021年降至5美元/bbl。

圖15 全球歷年油氣開發(fā)資本支出

2.7 儲、產(chǎn)量異向小幅變化，油價(jià)推動(dòng)產(chǎn)量增加

2021年全球油氣儲量下降 66.21×108t，降幅為1.5%，其中非常規(guī)天然氣儲量下降 10.1×1012m3，為2021年油氣儲量下降的主要類型（見圖 16）。美國非常規(guī)天然氣儲量下降10.04×1012m3，頁巖氣儲量下降8.33×1012m3，其中阿巴拉契亞盆地APPKY區(qū)塊與阿克拉特克斯盆地 ALTAR區(qū)塊的頁巖氣儲量分別下降4.27×1012，3.81×1012m3；致密油儲量下降 47.79×108t，其中墨西哥灣盆地GFCLA區(qū)塊下降19.56×108t，居首位。下降原因主要有：①美國天然氣管道項(xiàng)目受挫，天然氣運(yùn)輸能力下降，制約上游的增儲上產(chǎn)步伐；②油價(jià)上升，巨頭公司將資本配置從增長轉(zhuǎn)向維持支出，減少勘探開發(fā)投入，北美地區(qū)鉆機(jī)數(shù)量與新鉆井?dāng)?shù)保持低位。

圖16 2017—2021年非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量

2021年全球油氣產(chǎn)量增加2.32×108t油氣當(dāng)量，增幅為3.07%，其中原油增加0.96×108t，天然氣增加1 601.97×108m3；非常規(guī)油氣產(chǎn)量增加0.57×108t油氣當(dāng)量，其中頁巖油產(chǎn)量增加 0.43×108t，致密氣增加0.32×108t油氣當(dāng)量（見圖17）。

圖17 2021年相對2020年非常規(guī)油氣產(chǎn)量同比變化

2.8 油氣儲采比保持高位，開采速度低位運(yùn)行

2021年油氣技術(shù)剩余可采儲量和儲采比同比小幅下降，但儲采比一直保持在50以上，其中原油儲采比為55.2，天然氣儲采比為59.0。2021年油氣技術(shù)剩余可采儲量開采速度為1.79%，同比上升0.08個(gè)百分點(diǎn)，其中原油技術(shù)剩余可采儲量采油速度1.84%，天然氣技術(shù)剩余可采儲量采氣速度 1.72%；2021年油氣可采儲量開采速度為1.08%，同比上升0.03個(gè)百分點(diǎn)，其中原油可采儲量采油速度1.03%，天然氣可采儲量采氣速度1.16%（見圖18）。

圖18 2017—2021年油氣技術(shù)剩余可采儲量、儲采比、開采速度變化

3 認(rèn)識與啟示

全球油氣資源開發(fā)潛力巨大，油氣在能源結(jié)構(gòu)中的地位短期內(nèi)仍難以被快速替代，中國石油公司“走出去”的前景依然廣闊。超前研判復(fù)雜多變的宏觀政治經(jīng)濟(jì)局勢，運(yùn)用危與機(jī)的辯證關(guān)系進(jìn)行客觀評價(jià)，做到危地不往、亂地不去，有效規(guī)避項(xiàng)目運(yùn)營的潛在風(fēng)險(xiǎn)；堅(jiān)持陸上常規(guī)油氣開發(fā)的主體地位和技術(shù)優(yōu)勢，高度重視海洋棄置義務(wù)，穩(wěn)步從淺水走向深水—超深水；順應(yīng)低碳化能源轉(zhuǎn)型的趨勢，實(shí)現(xiàn)天然氣資產(chǎn)從一體化向全業(yè)務(wù)鏈發(fā)展的轉(zhuǎn)變；研究國際石油公司在資產(chǎn)結(jié)構(gòu)優(yōu)化過程中的持股策略和決策依據(jù)，吸取經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，確保做出最優(yōu)的資產(chǎn)投資和出售決策，打造并鞏固自身的核心產(chǎn)區(qū)和保供基地。

3.1 高度重視海洋棄置義務(wù)，確保海域油氣實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量長期效益發(fā)展

陸上常規(guī)和淺水常規(guī)油氣是全球油氣產(chǎn)量貢獻(xiàn)的主體。2000年，陸上常規(guī)和淺水常規(guī)原油在全球原油產(chǎn)量中占比為93.8%；陸上常規(guī)和淺水常規(guī)天然氣在全球天然氣產(chǎn)量中占比為 96.0%，長期保持產(chǎn)量油穩(wěn)氣升。2000年以來，美國通過“頁巖油革命”實(shí)現(xiàn)能源獨(dú)立，全球油氣開發(fā)領(lǐng)域呈現(xiàn)多樣性，隨著超長水平段水平井、大規(guī)模體積壓裂、工廠化作業(yè)及海洋工程等技術(shù)與裝備的廣泛應(yīng)用，頁巖油氣、致密油氣、深水—超深水油氣得以快速發(fā)展。過去20年，致密油、超深水常規(guī)原油、頁巖油的復(fù)合增長率分別為27.52%，23.90%和22.88%；頁巖氣、超深水常規(guī)天然氣、致密氣的復(fù)合增長率分別為27.50%，14.62%，11.99%。2021年，在全球原油的產(chǎn)量構(gòu)成中，陸上常規(guī)原油占比為50.48%，海域常規(guī)原油占比為29.22%，非常規(guī)原油占比為20.30%；在全球天然氣的產(chǎn)量構(gòu)成中，陸上常規(guī)天然氣占比為 43.05%，海域常規(guī)天然氣占比為30.16%，非常規(guī)天然氣占比為26.79%。

據(jù)預(yù)測，2022—2050年陸上常規(guī)和淺水常規(guī)油氣仍將是全球油氣產(chǎn)量貢獻(xiàn)的主體。陸上常規(guī)原油和淺水常規(guī)原油在全球原油產(chǎn)量中的占比從 2022年的71.29%短暫下降到 2031年的 66.20%后又持續(xù)緩慢增加，在2050年達(dá)到75.95%。陸上常規(guī)天然氣和淺水常規(guī)天然氣在全球天然氣產(chǎn)量中的占比從 2022年的72.66%緩慢下降到 2036年的 68.39%后又持續(xù)緩慢增加，在2050年達(dá)到75.12%。超深水常規(guī)油氣的全球油氣產(chǎn)量占比均是先增加后減小，超深水原油占全球原油產(chǎn)量比例在 2031年達(dá)到峰值 7.87%后緩慢下降到2050年的 0.80%，超深水常規(guī)天然氣占全球天然氣產(chǎn)量比例在 2043年達(dá)到峰值 5.01%后緩慢下降到 2050年的3.78%。（見圖19、圖20）。

圖19 全球不同類型原油產(chǎn)量占比預(yù)測

圖20 全球不同類型天然氣產(chǎn)量占比預(yù)測

海域油氣棄置費(fèi)用預(yù)計(jì)將呈現(xiàn)快速增長[19]。早期投產(chǎn)的海域油氣田相繼進(jìn)入開發(fā)尾聲，“十四五”后，重點(diǎn)資源國海域油氣田棄置費(fèi)用將進(jìn)入快速增長階段，由 2022年的 65×108美元攀升至 2035年 173×108美元。石油公司需高度重視海洋棄置義務(wù)，石油公司資產(chǎn)棄置成本高、風(fēng)險(xiǎn)大，在新項(xiàng)目評價(jià)、項(xiàng)目可行性研究、運(yùn)營與管理、合資合作過程中應(yīng)充分考慮棄置義務(wù)和棄置成本（見圖21）。

圖21 重點(diǎn)資源國海域油氣田棄置費(fèi)用預(yù)測

3.2 堅(jiān)持危地不往、亂地不去，加強(qiáng)油氣資產(chǎn)集中度建立穩(wěn)定保供基地

借鑒 IHS Markit、惠譽(yù)評級兩大商業(yè)數(shù)據(jù)庫，中國社會(huì)科學(xué)院、世界銀行、國際SOS救援中心及化險(xiǎn)咨詢等風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)研究成果，充分考慮全球地緣政治、社會(huì)經(jīng)濟(jì)安全、油氣財(cái)稅法規(guī)、油氣合同條款、勘探開發(fā)技術(shù)適配性、能源轉(zhuǎn)型低碳減排等方面的風(fēng)險(xiǎn)因素，辯證地看待“?！迸c“機(jī)”的關(guān)系，研判國際石油公司在風(fēng)險(xiǎn)地區(qū)的經(jīng)營策略，實(shí)施利益捆綁機(jī)制，共同應(yīng)對境外油氣合作的不確定性。通過多維度風(fēng)險(xiǎn)定量化表征、國別安全風(fēng)險(xiǎn)評級與甄別，建立起具有指導(dǎo)性、可操作性的安全預(yù)警機(jī)制，優(yōu)選出境外油氣合作投資優(yōu)選國家清單，力爭實(shí)現(xiàn)居安思危、危中求機(jī)、化危為機(jī)的動(dòng)態(tài)化區(qū)域布局，最大程度地規(guī)避油氣投資的高風(fēng)險(xiǎn)。

國際石油公司油氣資產(chǎn)相對集中，油氣業(yè)務(wù)發(fā)展繼續(xù)呈現(xiàn)“歸核化”特征。國際石油公司持續(xù)進(jìn)行資產(chǎn)優(yōu)化，在資產(chǎn)交易中處于凈賣家地位，追求更多現(xiàn)金流、更高投資回報(bào)，聚焦核心資產(chǎn)，剝離與公司最具發(fā)展優(yōu)勢業(yè)務(wù)關(guān)聯(lián)較小及碳排放高、短期現(xiàn)金貢獻(xiàn)能力不足、投資回報(bào)低的資產(chǎn)。全球7大國際石油公司（英國石油、雪佛龍、埃尼、挪威國油、埃克森美孚、殼牌、道達(dá)爾）在排名前5位的油氣資源國中油氣權(quán)益產(chǎn)量占比均接近或超過45%，且核心資源國產(chǎn)量占比呈現(xiàn)增長趨勢（見圖22）。國際石油公司均擁有2～6個(gè)核心產(chǎn)區(qū)，核心產(chǎn)區(qū)油氣凈產(chǎn)量均超過或接近1 000×104t，且有進(jìn)一步聚集趨勢，歸核化趨勢愈發(fā)明顯。

圖22 主要國際油公司國家產(chǎn)量集中度占比

3.3 立足天然氣多情景需求，實(shí)現(xiàn)一體化協(xié)同向全業(yè)務(wù)鏈發(fā)展的轉(zhuǎn)變

天然氣未來發(fā)展趨勢將比煤炭、石油更具彈性，預(yù)計(jì)在能源轉(zhuǎn)型中將發(fā)揮重要作用，在未來10～15年天然氣需求將大幅增長。在基準(zhǔn)情景下，天然氣需求將持續(xù)增長至2050年；至2035年，天然氣年均增長率為1.30%；至2050年，天然氣年均增長率為0.87%。在快速轉(zhuǎn)型情景下，天然氣需求預(yù)計(jì)在2025—2030年達(dá)到峰值期，年均增長率為0.90%（見圖23）。在凈零情景下，天然氣需求預(yù)計(jì)在2025年達(dá)到峰值，年均增長率為1.03%。未來LNG市場供需平衡取決于新的規(guī)劃項(xiàng)目能否順利投產(chǎn)，2021年全球最終投資決策（FID）的LNG規(guī)模近3 100× 104t/a，受疫情及投資等因素影響，F(xiàn)ID規(guī)模比此前預(yù)計(jì)縮小約500×104t，受雙碳政策及2021年LNG高價(jià)刺激，預(yù)計(jì)2022、2023年新增FID規(guī)模同比2020年分別增長1 100×104t和2 000×104t[19]。

圖23 不同情景下全球天然氣需求預(yù)測

立足于天然氣多情景需求，天然氣業(yè)務(wù)將實(shí)現(xiàn)從上下游一體化向勘探、開發(fā)、生產(chǎn)、處理、管道/液化、運(yùn)輸、銷售、商務(wù)全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展的轉(zhuǎn)變，實(shí)現(xiàn)全業(yè)務(wù)鏈整體效益的最大化目標(biāo)，達(dá)到低碳化能源轉(zhuǎn)型、社會(huì)民生保障供給和石油公司盈利的共贏局面[20]。

3.4 加大優(yōu)質(zhì)規(guī)模資產(chǎn)獲取，注重不同階段項(xiàng)目持股比例的持續(xù)優(yōu)化

國家石油公司和國際石油公司對于勘探區(qū)塊均占據(jù)主導(dǎo)，國家石油公司的持股比例較國際石油公司高20個(gè)百分點(diǎn)。從油氣田的勘探、建產(chǎn)到投產(chǎn)，國家石油公司的持股比例持續(xù)小幅減小，國際石油公司的持股比例先大幅減小再小幅增加，持續(xù)優(yōu)化油氣資產(chǎn)股權(quán)比例，兩類公司在建產(chǎn)階段的持股呈現(xiàn)“此消彼長”的趨勢。

國家石油公司和國際石油公司對本土油氣的開發(fā)建產(chǎn)動(dòng)力均更強(qiáng)，而對海外油氣資產(chǎn)的經(jīng)營策略則更為謹(jǐn)慎。國家石油公司在本土項(xiàng)目的不同階段均持有較高股比，海外與本土資產(chǎn)的股比差值大于20個(gè)百分點(diǎn)；國際石油公司在本土持有高股比，在海外項(xiàng)目低10～17個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié)語

通過對油氣田分布及部分油氣田不在產(chǎn)原因、剩余可采儲量分布特征及同比變化、油氣產(chǎn)量分布特征及同比變化、未建產(chǎn)與待建產(chǎn)油氣田開發(fā)潛力 4個(gè)方面的分析，結(jié)合對宏觀政治經(jīng)濟(jì)環(huán)境、油氣財(cái)稅政策調(diào)整、國際組織最新政策動(dòng)態(tài)、油氣供需關(guān)系與價(jià)格走勢、上游投資與開發(fā)成本及未來的開發(fā)潛力和發(fā)展方向的全面研判和系統(tǒng)梳理，提出了 4點(diǎn)針對性的認(rèn)識與啟示，以期便于中國石油公司掌握全球油氣開發(fā)形勢及發(fā)展趨勢，開展對標(biāo)分析、尋找差距和及時(shí)調(diào)整公司的經(jīng)營策略，同時(shí)為國家制定能源戰(zhàn)略、能源發(fā)展規(guī)劃及油氣行業(yè)政策，提供前瞻性、戰(zhàn)略性的參考?？傮w上，中國石油公司和民營企業(yè)“走出去”開展能源合作需要科學(xué)借鑒、消化吸收國際石油公司和重點(diǎn)資源國國家石油公司的典型做法和管理理念，揚(yáng)長避短、量力而行，充分發(fā)揮自身的多重優(yōu)勢，堅(jiān)持國際化戰(zhàn)略，在全球油氣開發(fā)和利用上履行低碳化能源轉(zhuǎn)型與氣候治理、保障國家能源安全及實(shí)現(xiàn)石油公司整體效益最大化的責(zé)任與義務(wù)。