国际油气价格走势
2022年一季度，国际油价呈现大幅攀升后高位震荡走势，Brent原油期货均价为97.90美元/桶，环比上涨22.89 %，同比上涨59.65 %。其中，3月8日Brent日均价格升至127.98美元/桶，创2008年7月以来的新高。二季度，预计国际油价高位震荡，Brent原油期货均价位于100美元/桶-110美元/桶的区间内。
（来源：微信公众“能源杂志” 作者：苏佳纯系中国海油能源经济研究院石油经济研究室首席研究员 李伟系中国海油能源经济研究院天然气经济研究室资深研究员 孔盈皓系中国海油能源经济研究院天然气经济研究室研究员）
全球天然气价格同比大幅上涨。东北亚现货、欧洲TTF、美国Henry Hub均价分别为31.22、32.49、4.67美元/百万英热，分别环比下跌10.9%、1.5%、2.3%，分别同比上涨215.0%、397.6%、55.1%。其中，3月7日东北亚LNG现货价格突破80美元/百万英热，创历史新高。二季度，预计东北亚现货、欧洲TTF价格有所下降，美国Henry Hub价格维持高位。
全球油气勘探趋势
探井以陆上钻井居多，海上探井资源潜力巨大
根据Rystad的统计和预测，2022年全球常规探井数将达到2979口。中国常规探井数1870口，约占全球的72.8%。中国以外地区961口，其中，陆上占比67%，主要分布在俄罗斯（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）和美国（25口）。对全球油气勘探形势具有较大影响力的探井主要包括以下五类：（1）前沿地区勘探、（2）开辟新区带、（3）新兴盆地勘探、（4）资源前景巨大、（5）公司关注重点。
根据上述标准，2022年全球高影响力探井约为30口，具有130亿桶油当量的油气资源潜力；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区受关注度最高；24口探井位于海上，其中22口为深水、超深水探井；同时，33%的高影响力探井的作业者为埃尼、壳牌、埃克森美孚与道达尔等国际石油公司，说明高风险、高回报的勘探井仍然受到大公司青睐。
一季度全球常规探井已完井612口，占全年计划的20.5%。中国已完成479口，占全球的78.3%。中国以外地区已完成136口，与去年同期水平基本持平（133口），但远低于2020年同期水平（172口）；其中，海上占比23.5%，陆上占比76.5%。
海上油气发现占比超90%，石油发现占比80%
Rystad统计结果显示，一季度全球常规油气发现资源量约23亿桶油当量，高于去年同期91.3%；其中，天然气占比20%，石油占比80%。海洋油气发现占比约91%，其中1500米以上的超深水占比45%，125-1500米水深占比31%，125米以下浅水占比14%；陆上油气发现占比仅9%。全球主要油气发现包括纳米比亚的Venus超深水油田、苏里南的Krabdagu深水油田、圭亚那的Lau Lau和Fangtooth超深水油田等。全球石油公司按照年内已发现资源量位于前列的公司分别为：道达尔、埃克森美孚、卡塔尔国家石油公司、美国阿美拉达赫斯公司。
勘探投资小幅增长，油气发现成本位于历史地位
根据Rystad的预测，2022年全球油气勘探投资约为433亿美元，比去年增长约8.3%，但仍显著低于疫情前2019年近600亿美元的水平。其中，海上油气为勘探投资热点，约267亿美元，占比约61.7%，比去年投资增长22%。
得益于海上油气重大发现，一季度全球油气发现成本约为2.5美元/桶油当量，处于近十年最低位，远低于去年7美元/桶油当量的水平。
勘探区块招投标增长缓慢，海洋区块占主导地位
根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气勘探区块招投标预计有57轮，略高于2021年54轮的水平。招投标将主要集中在澳大利亚、巴西、加拿大、中国、印度、印度尼西亚、马来西亚、俄罗斯和美国。
一季度，全球已完成8轮勘探区块招投标，勘探区块面积约为11.5万平方公里，其中海洋区块面积占比近90%。已授权区块主要包括：挪威、埃及、澳大利亚、摩洛哥等国69海上区块，以及俄罗斯、印度尼西亚、埃及等国14个陆上区块。
目前有18轮在进行评标，14轮在进行招标，17轮正在计划中。正在招标的区块主要分布在索马里、巴西、利比亚、巴基斯坦、黎巴嫩、马来西亚、莫桑比克、澳大利亚、冈比亚、刚果-布拉柴维尔、特立尼达和多巴哥共和国。计划招标的区块主要分布在苏丹、南苏丹、印度、印度尼西亚、美国、波兰、厄瓜多尔、突尼斯、塞内加尔、挪威、约旦、英国、新西兰、圭亚那、以色列和哈萨克斯坦。
全球油气开发趋势
获批项目由陆上增长驱动，新增项目投资规模下降
全球油气开发获批建设项目增加。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发获批建设项目约为189个，同比增长13.2%。其中，陆上项目为121个，同比增长12.2%；海上项目68个，维持去年水平不变。一季度，全球油气开发获批项目建设进展滞后于计划。其中，陆上获批项目20个，占全年陆上项目获批计划的16.5%；海上获批项目10个，占全年海上项目获批计划的14.7%。
全球油气开发获批建设项目投资规模下降。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发获批建设项目投资约为1190亿美元，同比下降18.5%；单位项目投资6.30亿美元/个，同比下降38.8%。其中，陆上项目总投资约420亿美元，同比下降32.3%，单位项目投资3.47亿美元/个，同比下降44.6%；海上项目总投资约770亿美元，同比下降8.3%，单位项目投资11.3亿美元/个，同比下降8.3%。
投产项目低于预期，俄罗斯项目进展或受影响
全球油气开发新建投产项目显著增长。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发新建投产项目约为189个，同比增长19.0%，但仍低于疫情前2019年水平（213个）。其中，陆上项目为104个，同比增长44.4%；海上项目85个，同比增长4.9%。一季度，全球油气开发新建投产项目滞后于计划。其中，陆上投产项目16个，占全年陆上项目投产计划的15.4%；海上投产项目14个，占全年海上项目投产计划的16.5%。
2022上半年，全球拟投产石油项目主要分布在俄罗斯、南美和中东，累计可采储量约47亿桶。其中，可采储量最大的三个项目分别为：巴西的Mero海上油田开发项目（731百万桶）、伊拉克的Garraf陆上油田二期开发项目（666百万桶）以及圭亚那的Liza海上油田二期开发项目（592百万桶），其峰值产量分别为164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
拟投产天然气项目主要分布在俄罗斯、中亚、中东和东南亚，累计可采储量约56万亿立方英尺。其中，可采储量最大的三个项目分别为：土库曼斯坦的Galkynysh-2气田开发项目（32万亿立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah气田开发项目（8.70万亿立方英尺）以及俄罗斯的Kharampurskoye气田开发一期项目（4.44万亿立方英尺），其峰值产量分别为2637百万立方英尺/天、1068百万立方英尺/天以及1017百万立方英尺/天。
需要指出的是，俄罗斯拟投产油气开发项目或因制裁影响而出现延期或停滞。上半年，俄罗斯拟投产5个石油开发项目，累计可采储量1123百万桶，累计峰值产量238千桶/天；拟投产5个天然气开发项目，累计可采储量8.31万亿立方英尺，累计峰值产量1714百万立方英尺/天。
全球油气生产趋势
俄罗斯石油受制裁影响而减产，其他产油国增产乏力
全球石油生产增长缓慢。俄罗斯受制裁影响出现减产，“OPEC+”小幅有序增产但难以达到产量目标，美国供应增长提速但增幅有限，伊朗、委内瑞拉短期内难以重返石油市场。
俄罗斯石油受制裁影响而减产，但出口价格具有极强竞争力。
根据IEA的统计数据，2021年俄罗斯石油产量11.06百万桶/天。俄乌冲突爆发后，3月俄罗斯石油产量尚未出现明显下降，日均产量11.1百万桶/天；而4月初，因本国石油需求下降以及海上出口受限，俄罗斯石油日产量已降至10.52百万桶/天。受制裁影响，俄罗斯主力油种乌拉尔原油大幅折价。根据俄罗斯财政部声明，3、4月俄罗斯出口乌拉尔原油的平均价格分别为89.05美元/桶、70.52美元/桶，与3月、4月Brent原油均价相比分别存在约23美元/桶、35美元/桶的差价。
巨大的价格优势使得俄罗斯出口原油不难寻到买家。根据华尔街日报报道，目前市场上已形成了一套成熟的通过掺混多种原油来规避欧美制裁进口俄罗斯石油的办法。预计俄罗斯石油产量降幅有限。根据Rystad的预测，俄乌冲突期间，俄罗斯石油产量可能会比冲突前降低1.2百万桶/天。
“OPEC+”维持稳健的原油增产计划，但难以达到承诺产量。
IEA统计结果显示，1-3月，“OPEC+”原油产量分别为43.80百万桶/天、44.14百万桶/天、44.09百万桶/天，其中，受减产协议约束的19个国家增产量分别为0.28百万桶/天、0.12百万桶/天、0.05百万桶/天，产量目标执行率分别为97.7%、97.2%、96.2%。
欠产的主要原因是：许多产油国由于投资不足缺乏生产更多原油的能力，而疫情、地缘政治风险、恶劣天气、生产设施维修等因素的影响更加剧了这一情况。根据IEA，预计“OPEC+”一季度原油产量为44.1百万桶/天，环比增长约0.8百万桶/天，增长的主要贡献者是沙特（涨幅0.3百万桶/天）、阿联酋（0.1百万桶/天）、科威特（0.1百万桶/天）和伊拉克（0.1百万桶/天）。预计二季度 “OPEC+”将继续维持小幅线性增产计划，原油产量（含俄罗斯）环比下降约0.6百万桶/天；其中，哈萨克斯坦受里海管道维修、卡沙甘大型油田定期维护的影响，产量下降约0.2百万桶/天。
美国石油增量有限。
高油价虽然可以刺激美国国内的石油生产，但受到上游投资持续处于低位、页岩油老井产量衰减快、社会能源转型意识增强等方面的影响，美国石油产量增长较为乏力。根据美国EIA的统计结果， 1-4月美国日均原油产量分别为11.63百万桶/天、11.60百万桶/天、11.63百万桶/天、11.85百万桶/天。4月13日，EIA将2022年美国石油产量下调至12.01百万桶/天，低于此前的预期的12.03百万桶/天，同比增长0.88百万桶/天，但仍远远低于疫情前2019年水平（12.29百万桶/天）。预计美国石油（包括原油及凝析油）产量一季度环比增长0.06百万桶/天，二季度环比增长0.45百万桶/天。
伊朗和委内瑞拉短期内难以迅速增产。如果伊朗重返原油市场，最多将增加1.3百万桶/天的产量，但预计伊核协议的谈判很可能无法一蹴而就。委内瑞拉近期与美国重启对话，存在重回市场的可能性。根据IEA的统计数据，委内瑞拉目前原油产量分别为0.71百万桶/天，闲置产能仅有0.03百万桶/天。委内瑞拉的重油开采技术要求和成本较高，难以短时间内快速提产。
美国引领全球天然气产量增长，俄罗斯产量大幅下降
根据IEA的统计数据，2022年全球天然气产量有望达到41320亿立方米，同比增长130亿立方米。分地区看，受乌克兰危机影响，俄罗斯对欧洲管道气出口将出现较大比例下降，进而影响俄罗斯国内天然气产量，预计俄罗斯产量为7100亿立方米，下降520亿立方米。欧洲对LNG需求旺盛，欧美天然气价差走阔，巨大的价差刺激美国天然气产量增长。
预计美国天然气产量为9980亿立方米，增长250亿立方米。受中国天然气产量快速增长影响，2022年亚太地区天然气产量为6660亿立方米，增加100亿立方米。欧洲地区天然气短缺也将刺激中东、欧洲天然气产量增加，预计产量分别为7100亿立方米、2090亿立方米，分别增加180亿立方米、50亿立方米。拉美、非洲天然气产量分别为1650亿立方米、2680亿立方米，分别增加30亿立方米、60亿立方米。
全球LNG产量逼近1亿吨，美国成为全球最大出口国
受高价刺激，一季度全球LNG产量约为9960万吨，同比增加270万吨。一季度LNG出口前五的国家分别为美国、澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯以及马来西亚。美国一季度产量为2038万吨，同比增加379万吨，是一季度LNG产量增长最多的国家。澳大利亚产量为1954万吨，同比减少25万吨。卡塔尔产量为1904万吨，同比减少124万吨，是一季度LNG产量减少最多的国家。俄罗斯产量为858万吨，同比增加92万吨。马来西亚LNG产量为723万吨，同比增加44万吨。二季度LNG产量有望突破1亿吨，其中美国产量与一季度基本持平；卡塔尔产量有望恢复性增长，或突破2000万吨。
全球油气上游资产并购趋势
基于Rystad的数据库，对全球油气上游资产并购交易分析如下：
并购交易概况
1、并购数量及金额显著下降，石油并购金额占比80%
一季度，尽管布伦特油价均值在100美元/桶以上，但油气并购市场表现并不活跃。全球油气资源共发生86宗并购交易，同比下降32%，环比下降37%，与2018年一季度峰值167宗减少近一半。一季度，并购交易金额260.65亿美元，同比下降36%，环比下降52%，过去四年内仅高于受全球疫情暴发影响的2020年前两个季度。平均单宗并购交易金额约3.03亿美元，同比降低6%，环比降低24%，略低于与过去四年均值。
石油并购方面，一季度共发生66宗石油并购交易，同比下降31%，环比下降43%。并购交易金额207.67亿美元，同比下降9%，环比下降37%，在过去四年中处于较低水平。分地区看，非洲地区因BP及埃尼在安哥拉地区合资成立公司的大型并购行为，并购交易金额96.21亿美元，时隔七个季度再次超越北美地区，成为当季度石油并购发生金额最大的地区。北美地区石油并购交易8986百万美元，与非洲合计占比接近全球石油并购金额的九成。平均单宗并购交易金额约315百万美元，同比、环比均有所上涨。
天然气并购方面，一季度共发生38宗天然气并购交易，同比下降33%，环比下降44%，是过去四年内，发生并购数量最少的一个季度。并购交易金额52.98亿美元，同比下降71%，环比下降75%，仅为2019年第二季度峰值的12%。仅北美、非洲、欧洲、亚洲四个地区发生并购交易，是过去四年内天然气并购发生地区最少的季度。分油气类型看，天然气并购在2021年经历了占比40%左右的四个季度后2022年第一季度重新回到较低水平，仅为20%，仅高于2020年第四季度的13%，石油再次成为全球油气并购的主要资源。
2、并购资源量有所下降，海洋油气并购持续低迷
一季度，全球油气并购资源量12221百万桶油当量，同比下降18%，环比下降24%。分区域看，北美、中东是全球油气并购的热点地区，并购规模分别为4987百万桶油当量和4928百万桶油当量，占比分别为41%、40%；非洲地区1660百万桶油当量，占比14%，创近十个季度新高。
过去几年，全球各地区并购资源量结构表现出“以北美地区为核心，其他地区大规模并购轮动”的特点，北美地区占比最大86%出现在2021年第二季度，最小27%出现在2021年第四季度，一季度的40.8%仅处于该区域的较低水平，一季度中东地区40.3%创近年单季度新高。
分油气类型看，一季度，全球并购石油资源量9673百万桶油当量，并购天然气资源量约2548百万桶油当量，两者比例达79：21。天然气资源并购未能延续2021年连续四个季度均超过石油的并购规模，在2022年第一季度大幅度收缩至21%，创下近四年新低。
分资源类型看，一季度，陆上常规、非常规油气并购资源量分别为5129百万桶油当量、4748百万桶油当量，占比分别为42%、39%，合计占比八成以上。海洋油气并购规模持续低迷，浅水油气仅657百万桶油当量（占比5%），深水油气虽同比有较大幅度反弹，但也仅有1686百万桶油当量（占比14%）。
3、单位资源量并购成本下行，石油成本略高于天然气
一季度，全球油气平均并购成本2.13美元/桶，同比下降22%，环比下降37%。主要影响因素是，平均并购成本较高的俄罗斯、澳大利亚未发生或仅发生极少量的并购活动，中东地区因BP和埃尼发生性质较为特殊的区域性资产合并，导致单位资源量成本极低。
分区域看，一季度，全球各地区油气并购交易成本差异明显。并购成本最高的是南美，达到13.98美元/桶，其次是非洲6.72美元/桶、欧洲5.91美元/桶，北美地区并购成本2.41美元/桶，较为平稳。
分油气类型看，一季度，全球油气项目平均并购成本基本一致，油项目2.15美元/桶，略高于气项目的2.08美元/桶，全球各地区并购成本也基本遵循油高于气的一般规律。
重要交易活动
一季度，全球油气并购交易卖家多是大型国际石油公司，买家多是中小型石油公司。在交易金额前10位的并购项目中，交易金额排名前两位的是Azule Energy分别与埃尼、BP签订的协议。根据协议，BP与埃尼成立合资公司Azule Energy，用以合并其在安哥拉的相关业务，交易完成后，BP、埃尼各持有新公司50%的股份。Azule Energy将持有16个区块许可证，同时参与Angola LNG合资公司相关业务，并持有Solenova合资公司股份。BP在安哥拉的业务包括海上区块18和31区块（作业者）和第15、17、20和29区块（非作者）的权益以及安哥拉液化天然气和新天然气项目联合体（NGC），埃尼公司运营卡宾达15/06、1/14、28号区块以及NGC，同时拥有0号区块（卡宾达）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然气的权益。新成立的Azule Energy公司产量将超过20万桶油当量/天。
未来展望
俄乌冲突给能源行业带来了较大冲击，地缘政治因素在油气上游并购交易中的考量在增加，预计亚非拉等低风险国家将吸引更多的上游并购投资。此外，当前国际油价仍在100美元/桶以上的水平高位震荡，原油价格的快速上涨扩大了买卖双方对于油气资产估值预期的差距，或导致买方持续保持观望态度。
全球油气上游趋势概述与展望
2022年一季度，全球油气上游趋势呈现如下特点：
（一）全球勘探活动回暖，海上勘探成果显著。全球常规油气发现储量约23亿桶油当量，同比增加91.3%；海上油气发现占比超90%，石油发现占比80%，油气发现成本位于近十年低位。
（二）全球油气开发增长不及预期。全球油气开发项目主要由陆上增长驱动，新增获批项目投资规模下降；新建投产项目执行进度落后于计划，俄罗斯项目存在延期风险。
（三）全球油气产量稳中有升。俄罗斯油气产量受制裁影响而下降，其他产油国增产乏力，美国引领全球天然气及LNG产量增长。
（四）全球油气并购市场表现低迷，并购交易数量及金额显著下降。
二季度，国际油气价格仍在高位运行，预计：（一）全球油气勘探将提速，深水及超深水仍为热点。（二）受俄乌冲突、高通胀及供应链中断的影响，全球油气开发进度难达预期，新增获批项目投资规模上涨。（三）受项目检修及俄罗斯减产的影响，全球石油产量稳中有降；受欧洲旺盛需求影响，全球LNG产量有望突破1亿吨。（四）亚非拉等低风险国家将吸引更多的投资，并购交易活跃度增加。
2022年一季度，国际油价呈现大幅攀升后高位震荡走势，Brent原油期货均价为97.90美元/桶，环比上涨22.89 %，同比上涨59.65 %。其中，3月8日Brent日均价格升至127.98美元/桶，创2008年7月以来的新高。二季度，预计国际油价高位震荡，Brent原油期货均价位于100美元/桶-110美元/桶的区间内。
（来源：微信公众“能源杂志” 作者：苏佳纯系中国海油能源经济研究院石油经济研究室首席研究员 李伟系中国海油能源经济研究院天然气经济研究室资深研究员 孔盈皓系中国海油能源经济研究院天然气经济研究室研究员）
全球天然气价格同比大幅上涨。东北亚现货、欧洲TTF、美国Henry Hub均价分别为31.22、32.49、4.67美元/百万英热，分别环比下跌10.9%、1.5%、2.3%，分别同比上涨215.0%、397.6%、55.1%。其中，3月7日东北亚LNG现货价格突破80美元/百万英热，创历史新高。二季度，预计东北亚现货、欧洲TTF价格有所下降，美国Henry Hub价格维持高位。
全球油气勘探趋势
探井以陆上钻井居多，海上探井资源潜力巨大
根据Rystad的统计和预测，2022年全球常规探井数将达到2979口。中国常规探井数1870口，约占全球的72.8%。中国以外地区961口，其中，陆上占比67%，主要分布在俄罗斯（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）和美国（25口）。对全球油气勘探形势具有较大影响力的探井主要包括以下五类：（1）前沿地区勘探、（2）开辟新区带、（3）新兴盆地勘探、（4）资源前景巨大、（5）公司关注重点。
根据上述标准，2022年全球高影响力探井约为30口，具有130亿桶油当量的油气资源潜力；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区受关注度最高；24口探井位于海上，其中22口为深水、超深水探井；同时，33%的高影响力探井的作业者为埃尼、壳牌、埃克森美孚与道达尔等国际石油公司，说明高风险、高回报的勘探井仍然受到大公司青睐。
一季度全球常规探井已完井612口，占全年计划的20.5%。中国已完成479口，占全球的78.3%。中国以外地区已完成136口，与去年同期水平基本持平（133口），但远低于2020年同期水平（172口）；其中，海上占比23.5%，陆上占比76.5%。
海上油气发现占比超90%，石油发现占比80%
Rystad统计结果显示，一季度全球常规油气发现资源量约23亿桶油当量，高于去年同期91.3%；其中，天然气占比20%，石油占比80%。海洋油气发现占比约91%，其中1500米以上的超深水占比45%，125-1500米水深占比31%，125米以下浅水占比14%；陆上油气发现占比仅9%。全球主要油气发现包括纳米比亚的Venus超深水油田、苏里南的Krabdagu深水油田、圭亚那的Lau Lau和Fangtooth超深水油田等。全球石油公司按照年内已发现资源量位于前列的公司分别为：道达尔、埃克森美孚、卡塔尔国家石油公司、美国阿美拉达赫斯公司。
勘探投资小幅增长，油气发现成本位于历史地位
根据Rystad的预测，2022年全球油气勘探投资约为433亿美元，比去年增长约8.3%，但仍显著低于疫情前2019年近600亿美元的水平。其中，海上油气为勘探投资热点，约267亿美元，占比约61.7%，比去年投资增长22%。
得益于海上油气重大发现，一季度全球油气发现成本约为2.5美元/桶油当量，处于近十年最低位，远低于去年7美元/桶油当量的水平。
勘探区块招投标增长缓慢，海洋区块占主导地位
根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气勘探区块招投标预计有57轮，略高于2021年54轮的水平。招投标将主要集中在澳大利亚、巴西、加拿大、中国、印度、印度尼西亚、马来西亚、俄罗斯和美国。
一季度，全球已完成8轮勘探区块招投标，勘探区块面积约为11.5万平方公里，其中海洋区块面积占比近90%。已授权区块主要包括：挪威、埃及、澳大利亚、摩洛哥等国69海上区块，以及俄罗斯、印度尼西亚、埃及等国14个陆上区块。
目前有18轮在进行评标，14轮在进行招标，17轮正在计划中。正在招标的区块主要分布在索马里、巴西、利比亚、巴基斯坦、黎巴嫩、马来西亚、莫桑比克、澳大利亚、冈比亚、刚果-布拉柴维尔、特立尼达和多巴哥共和国。计划招标的区块主要分布在苏丹、南苏丹、印度、印度尼西亚、美国、波兰、厄瓜多尔、突尼斯、塞内加尔、挪威、约旦、英国、新西兰、圭亚那、以色列和哈萨克斯坦。
全球油气开发趋势
获批项目由陆上增长驱动，新增项目投资规模下降
全球油气开发获批建设项目增加。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发获批建设项目约为189个，同比增长13.2%。其中，陆上项目为121个，同比增长12.2%；海上项目68个，维持去年水平不变。一季度，全球油气开发获批项目建设进展滞后于计划。其中，陆上获批项目20个，占全年陆上项目获批计划的16.5%；海上获批项目10个，占全年海上项目获批计划的14.7%。
全球油气开发获批建设项目投资规模下降。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发获批建设项目投资约为1190亿美元，同比下降18.5%；单位项目投资6.30亿美元/个，同比下降38.8%。其中，陆上项目总投资约420亿美元，同比下降32.3%，单位项目投资3.47亿美元/个，同比下降44.6%；海上项目总投资约770亿美元，同比下降8.3%，单位项目投资11.3亿美元/个，同比下降8.3%。
投产项目低于预期，俄罗斯项目进展或受影响
全球油气开发新建投产项目显著增长。根据Rystad的统计和预测，2022年全球油气开发新建投产项目约为189个，同比增长19.0%，但仍低于疫情前2019年水平（213个）。其中，陆上项目为104个，同比增长44.4%；海上项目85个，同比增长4.9%。一季度，全球油气开发新建投产项目滞后于计划。其中，陆上投产项目16个，占全年陆上项目投产计划的15.4%；海上投产项目14个，占全年海上项目投产计划的16.5%。
2022上半年，全球拟投产石油项目主要分布在俄罗斯、南美和中东，累计可采储量约47亿桶。其中，可采储量最大的三个项目分别为：巴西的Mero海上油田开发项目（731百万桶）、伊拉克的Garraf陆上油田二期开发项目（666百万桶）以及圭亚那的Liza海上油田二期开发项目（592百万桶），其峰值产量分别为164千桶/天、201千桶/天、101千桶/天。
拟投产天然气项目主要分布在俄罗斯、中亚、中东和东南亚，累计可采储量约56万亿立方英尺。其中，可采储量最大的三个项目分别为：土库曼斯坦的Galkynysh-2气田开发项目（32万亿立方英尺）、沙特阿拉伯的Haradh-Hawiyah气田开发项目（8.70万亿立方英尺）以及俄罗斯的Kharampurskoye气田开发一期项目（4.44万亿立方英尺），其峰值产量分别为2637百万立方英尺/天、1068百万立方英尺/天以及1017百万立方英尺/天。
需要指出的是，俄罗斯拟投产油气开发项目或因制裁影响而出现延期或停滞。上半年，俄罗斯拟投产5个石油开发项目，累计可采储量1123百万桶，累计峰值产量238千桶/天；拟投产5个天然气开发项目，累计可采储量8.31万亿立方英尺，累计峰值产量1714百万立方英尺/天。
全球油气生产趋势
俄罗斯石油受制裁影响而减产，其他产油国增产乏力
全球石油生产增长缓慢。俄罗斯受制裁影响出现减产，“OPEC+”小幅有序增产但难以达到产量目标，美国供应增长提速但增幅有限，伊朗、委内瑞拉短期内难以重返石油市场。
俄罗斯石油受制裁影响而减产，但出口价格具有极强竞争力。
根据IEA的统计数据，2021年俄罗斯石油产量11.06百万桶/天。俄乌冲突爆发后，3月俄罗斯石油产量尚未出现明显下降，日均产量11.1百万桶/天；而4月初，因本国石油需求下降以及海上出口受限，俄罗斯石油日产量已降至10.52百万桶/天。受制裁影响，俄罗斯主力油种乌拉尔原油大幅折价。根据俄罗斯财政部声明，3、4月俄罗斯出口乌拉尔原油的平均价格分别为89.05美元/桶、70.52美元/桶，与3月、4月Brent原油均价相比分别存在约23美元/桶、35美元/桶的差价。
巨大的价格优势使得俄罗斯出口原油不难寻到买家。根据华尔街日报报道，目前市场上已形成了一套成熟的通过掺混多种原油来规避欧美制裁进口俄罗斯石油的办法。预计俄罗斯石油产量降幅有限。根据Rystad的预测，俄乌冲突期间，俄罗斯石油产量可能会比冲突前降低1.2百万桶/天。
“OPEC+”维持稳健的原油增产计划，但难以达到承诺产量。
IEA统计结果显示，1-3月，“OPEC+”原油产量分别为43.80百万桶/天、44.14百万桶/天、44.09百万桶/天，其中，受减产协议约束的19个国家增产量分别为0.28百万桶/天、0.12百万桶/天、0.05百万桶/天，产量目标执行率分别为97.7%、97.2%、96.2%。
欠产的主要原因是：许多产油国由于投资不足缺乏生产更多原油的能力，而疫情、地缘政治风险、恶劣天气、生产设施维修等因素的影响更加剧了这一情况。根据IEA，预计“OPEC+”一季度原油产量为44.1百万桶/天，环比增长约0.8百万桶/天，增长的主要贡献者是沙特（涨幅0.3百万桶/天）、阿联酋（0.1百万桶/天）、科威特（0.1百万桶/天）和伊拉克（0.1百万桶/天）。预计二季度 “OPEC+”将继续维持小幅线性增产计划，原油产量（含俄罗斯）环比下降约0.6百万桶/天；其中，哈萨克斯坦受里海管道维修、卡沙甘大型油田定期维护的影响，产量下降约0.2百万桶/天。
美国石油增量有限。
高油价虽然可以刺激美国国内的石油生产，但受到上游投资持续处于低位、页岩油老井产量衰减快、社会能源转型意识增强等方面的影响，美国石油产量增长较为乏力。根据美国EIA的统计结果， 1-4月美国日均原油产量分别为11.63百万桶/天、11.60百万桶/天、11.63百万桶/天、11.85百万桶/天。4月13日，EIA将2022年美国石油产量下调至12.01百万桶/天，低于此前的预期的12.03百万桶/天，同比增长0.88百万桶/天，但仍远远低于疫情前2019年水平（12.29百万桶/天）。预计美国石油（包括原油及凝析油）产量一季度环比增长0.06百万桶/天，二季度环比增长0.45百万桶/天。
伊朗和委内瑞拉短期内难以迅速增产。如果伊朗重返原油市场，最多将增加1.3百万桶/天的产量，但预计伊核协议的谈判很可能无法一蹴而就。委内瑞拉近期与美国重启对话，存在重回市场的可能性。根据IEA的统计数据，委内瑞拉目前原油产量分别为0.71百万桶/天，闲置产能仅有0.03百万桶/天。委内瑞拉的重油开采技术要求和成本较高，难以短时间内快速提产。
美国引领全球天然气产量增长，俄罗斯产量大幅下降
根据IEA的统计数据，2022年全球天然气产量有望达到41320亿立方米，同比增长130亿立方米。分地区看，受乌克兰危机影响，俄罗斯对欧洲管道气出口将出现较大比例下降，进而影响俄罗斯国内天然气产量，预计俄罗斯产量为7100亿立方米，下降520亿立方米。欧洲对LNG需求旺盛，欧美天然气价差走阔，巨大的价差刺激美国天然气产量增长。
预计美国天然气产量为9980亿立方米，增长250亿立方米。受中国天然气产量快速增长影响，2022年亚太地区天然气产量为6660亿立方米，增加100亿立方米。欧洲地区天然气短缺也将刺激中东、欧洲天然气产量增加，预计产量分别为7100亿立方米、2090亿立方米，分别增加180亿立方米、50亿立方米。拉美、非洲天然气产量分别为1650亿立方米、2680亿立方米，分别增加30亿立方米、60亿立方米。
全球LNG产量逼近1亿吨，美国成为全球最大出口国
受高价刺激，一季度全球LNG产量约为9960万吨，同比增加270万吨。一季度LNG出口前五的国家分别为美国、澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯以及马来西亚。美国一季度产量为2038万吨，同比增加379万吨，是一季度LNG产量增长最多的国家。澳大利亚产量为1954万吨，同比减少25万吨。卡塔尔产量为1904万吨，同比减少124万吨，是一季度LNG产量减少最多的国家。俄罗斯产量为858万吨，同比增加92万吨。马来西亚LNG产量为723万吨，同比增加44万吨。二季度LNG产量有望突破1亿吨，其中美国产量与一季度基本持平；卡塔尔产量有望恢复性增长，或突破2000万吨。
全球油气上游资产并购趋势
基于Rystad的数据库，对全球油气上游资产并购交易分析如下：
并购交易概况
1、并购数量及金额显著下降，石油并购金额占比80%
一季度，尽管布伦特油价均值在100美元/桶以上，但油气并购市场表现并不活跃。全球油气资源共发生86宗并购交易，同比下降32%，环比下降37%，与2018年一季度峰值167宗减少近一半。一季度，并购交易金额260.65亿美元，同比下降36%，环比下降52%，过去四年内仅高于受全球疫情暴发影响的2020年前两个季度。平均单宗并购交易金额约3.03亿美元，同比降低6%，环比降低24%，略低于与过去四年均值。
石油并购方面，一季度共发生66宗石油并购交易，同比下降31%，环比下降43%。并购交易金额207.67亿美元，同比下降9%，环比下降37%，在过去四年中处于较低水平。分地区看，非洲地区因BP及埃尼在安哥拉地区合资成立公司的大型并购行为，并购交易金额96.21亿美元，时隔七个季度再次超越北美地区，成为当季度石油并购发生金额最大的地区。北美地区石油并购交易8986百万美元，与非洲合计占比接近全球石油并购金额的九成。平均单宗并购交易金额约315百万美元，同比、环比均有所上涨。
天然气并购方面，一季度共发生38宗天然气并购交易，同比下降33%，环比下降44%，是过去四年内，发生并购数量最少的一个季度。并购交易金额52.98亿美元，同比下降71%，环比下降75%，仅为2019年第二季度峰值的12%。仅北美、非洲、欧洲、亚洲四个地区发生并购交易，是过去四年内天然气并购发生地区最少的季度。分油气类型看，天然气并购在2021年经历了占比40%左右的四个季度后2022年第一季度重新回到较低水平，仅为20%，仅高于2020年第四季度的13%，石油再次成为全球油气并购的主要资源。
2、并购资源量有所下降，海洋油气并购持续低迷
一季度，全球油气并购资源量12221百万桶油当量，同比下降18%，环比下降24%。分区域看，北美、中东是全球油气并购的热点地区，并购规模分别为4987百万桶油当量和4928百万桶油当量，占比分别为41%、40%；非洲地区1660百万桶油当量，占比14%，创近十个季度新高。
过去几年，全球各地区并购资源量结构表现出“以北美地区为核心，其他地区大规模并购轮动”的特点，北美地区占比最大86%出现在2021年第二季度，最小27%出现在2021年第四季度，一季度的40.8%仅处于该区域的较低水平，一季度中东地区40.3%创近年单季度新高。
分油气类型看，一季度，全球并购石油资源量9673百万桶油当量，并购天然气资源量约2548百万桶油当量，两者比例达79：21。天然气资源并购未能延续2021年连续四个季度均超过石油的并购规模，在2022年第一季度大幅度收缩至21%，创下近四年新低。
分资源类型看，一季度，陆上常规、非常规油气并购资源量分别为5129百万桶油当量、4748百万桶油当量，占比分别为42%、39%，合计占比八成以上。海洋油气并购规模持续低迷，浅水油气仅657百万桶油当量（占比5%），深水油气虽同比有较大幅度反弹，但也仅有1686百万桶油当量（占比14%）。
3、单位资源量并购成本下行，石油成本略高于天然气
一季度，全球油气平均并购成本2.13美元/桶，同比下降22%，环比下降37%。主要影响因素是，平均并购成本较高的俄罗斯、澳大利亚未发生或仅发生极少量的并购活动，中东地区因BP和埃尼发生性质较为特殊的区域性资产合并，导致单位资源量成本极低。
分区域看，一季度，全球各地区油气并购交易成本差异明显。并购成本最高的是南美，达到13.98美元/桶，其次是非洲6.72美元/桶、欧洲5.91美元/桶，北美地区并购成本2.41美元/桶，较为平稳。
分油气类型看，一季度，全球油气项目平均并购成本基本一致，油项目2.15美元/桶，略高于气项目的2.08美元/桶，全球各地区并购成本也基本遵循油高于气的一般规律。
重要交易活动
一季度，全球油气并购交易卖家多是大型国际石油公司，买家多是中小型石油公司。在交易金额前10位的并购项目中，交易金额排名前两位的是Azule Energy分别与埃尼、BP签订的协议。根据协议，BP与埃尼成立合资公司Azule Energy，用以合并其在安哥拉的相关业务，交易完成后，BP、埃尼各持有新公司50%的股份。Azule Energy将持有16个区块许可证，同时参与Angola LNG合资公司相关业务，并持有Solenova合资公司股份。BP在安哥拉的业务包括海上区块18和31区块（作业者）和第15、17、20和29区块（非作者）的权益以及安哥拉液化天然气和新天然气项目联合体（NGC），埃尼公司运营卡宾达15/06、1/14、28号区块以及NGC，同时拥有0号区块（卡宾达）3/05、3/05A、14、14K/A-IMI、15和安哥拉液化天然气的权益。新成立的Azule Energy公司产量将超过20万桶油当量/天。
未来展望
俄乌冲突给能源行业带来了较大冲击，地缘政治因素在油气上游并购交易中的考量在增加，预计亚非拉等低风险国家将吸引更多的上游并购投资。此外，当前国际油价仍在100美元/桶以上的水平高位震荡，原油价格的快速上涨扩大了买卖双方对于油气资产估值预期的差距，或导致买方持续保持观望态度。
全球油气上游趋势概述与展望
2022年一季度，全球油气上游趋势呈现如下特点：
（一）全球勘探活动回暖，海上勘探成果显著。全球常规油气发现储量约23亿桶油当量，同比增加91.3%；海上油气发现占比超90%，石油发现占比80%，油气发现成本位于近十年低位。
（二）全球油气开发增长不及预期。全球油气开发项目主要由陆上增长驱动，新增获批项目投资规模下降；新建投产项目执行进度落后于计划，俄罗斯项目存在延期风险。
（三）全球油气产量稳中有升。俄罗斯油气产量受制裁影响而下降，其他产油国增产乏力，美国引领全球天然气及LNG产量增长。
（四）全球油气并购市场表现低迷，并购交易数量及金额显著下降。
二季度，国际油气价格仍在高位运行，预计：（一）全球油气勘探将提速，深水及超深水仍为热点。（二）受俄乌冲突、高通胀及供应链中断的影响，全球油气开发进度难达预期，新增获批项目投资规模上涨。（三）受项目检修及俄罗斯减产的影响，全球石油产量稳中有降；受欧洲旺盛需求影响，全球LNG产量有望突破1亿吨。（四）亚非拉等低风险国家将吸引更多的投资，并购交易活跃度增加。
