受新冠疫情、地缘动荡、能源转型等因素影响，2021年波动频率高、幅度大，全年可以用八大关键词概括。

　　2021年是“十四五”开局之年，亦是全球油气市场恢复“元气”的一年，受新冠疫情、地缘动荡、能源转型等因素影响，全年波动频率高、幅度大，可以用八大关键词概括。

　　恢复

　　2021年，全球从新冠肺炎疫情冲击中逐渐恢复，宏观经济持续修复、油气需求保持增长、油价震荡走高、油气公司经营逐步重回正轨。年初以来，虽然新冠病毒不断变异、全球疫情屡屡反复，但随着疫苗接种范围和接种率不断扩大，新冠疫情似乎已经成为人们生活和工作的“常态”，主要经济体并没有因为疫情重燃而再度收紧限制措施，宏观经济基本面稳定运行。与2020年相比，全球经济呈现出恢复性增长态势，主要机构均预计2021年全球经济将出现近10年的最大涨幅。不过，从最终主要经济体的情况来看，能达到“恢复至疫情前水平”的少之又少，因此只能将2021年的全球经济称作反弹，而不是复苏。

　　在经济活动持续恢复的推动下，全球油气需求油气逐渐修复。特别是美国、欧洲、亚太三大石油消费中心的需求总体保持增长，其中美国的石油需求已经大体恢复到了疫情前水平，汽油和柴油需求甚至超过了2019年。国际能源署(IEA)、美国能源信息署(EIA)、欧佩克以及诸多咨询机构均预计2021年的全球石油需求将增长500万桶/日。与此同时，在能源转型的推动下，天然气需求保持了强劲增长，是2021年三大传统化石能源的最大亮点。EIA目前预计2021年全球天然气需求将增长1400亿立方米，增幅为3.6%，达到3.96万亿立方米，创历史新高。

　　与油气需求显著增长不同，“欧佩克+”联合减产、个别产油国供应中断多发、多个天然气项目意外停减产等因素限制了油气供应，全球油气市场在2021年大部分时间里都处于供需紧平衡状态，推动油气价格持续走高。2021年，国际油价在60美元~80美元/桶区间大幅波动，布伦特平均价格接近71美元/桶，WTI平均价格为67美元/桶，都超过了疫情前水平。天然气市场的供应紧张程度远超石油，呈现“淡季不淡、旺季仍旺”特征，大幅推高天然气价格，欧洲TTF、亚太JKM和北美Henry Hub三大市场的价格均一路走高。

　　随着需求恢复和价格上涨，油气公司业绩迎来触底反弹，经营逐渐重回正轨，并加大股东回报。2021年前三季度，埃克森美孚、BP、壳牌、雪佛龙、道达尔能源等5家巨头的营业收入增长幅度都超过了40%，利润总额接近500亿美元，除壳牌外，其他4家巨头的盈利水平都已恢复至疫情前水平。

　　震荡

　　虽然全球新冠疫苗整体接种规模和接种率不断提升，但由于不同经济体的接种情况差异较大，导致新冠肺炎疫情“死灰复燃”和病毒变异成为常态，主要国家和地区的经济和生产活动始终无法完全回归正常，并且每次疫情反弹和病毒变异都会引来经济和石油市场巨震，导致油价频繁大幅波动。2021年的260个交易日内，布伦特和WTI原油期货价格波动超过1美元/桶的交易日有将近100个，占比超过1/3，这意味着国际油价每周都会出现两次2%以上的波动。上半年，全球疫情总体趋稳，石油供应收紧和需求复苏收紧市场基本面，穿插美国寒潮、欧洲疫情反复、美伊核谈重启等突发事件，石油市场在总体利多的大逻辑下波动上升，有41个交易日的油价波动幅度超过1美元/桶，约占1/3。下半年，新冠病毒变异、高通胀、能源危机等导致石油市场的不确定性大增，稍有风吹草动就会带来油价的大幅波动。8月，由于新冠病毒变异毒株德尔塔持续蔓延，欧美和东南亚多国收紧出行限制措施，油价开启近1个月的“过山车”模式，一半以上交易日的单日涨跌超过1美元/桶。11月26日，南非再次发现新冠变异病毒奥密克戎，传染性远超德尔塔，在不到1个月的时间内便蔓延至上百个国家和地区，并成为欧洲和美国确诊病例最主要的关联病毒，布伦特和WTI在消息传出后随即大跌近10美元/桶，创造了国际油价历史上第7大单日跌幅。

　　2021年，亚洲、欧洲和美国三地天然气价格都出现了两次大幅波动。亚洲市场的两次波动均出现在供暖季，第一次是1月中旬，由于亚洲突然遭遇异常寒冷天气，天然气取暖需求骤增。第二次是10月上旬，始于欧洲的能源危机和冬季低温，再度刷新纪录，虽然很快就回落，但仍保持在30美元/百万英热单位以上。欧洲的两次波动分别出现在1月和9月，其中1月的波动幅度相对较小;9月的波动大、持续时间长。美国气价的两次大幅波动分别发生在3月和10月，其中3月主要是受寒潮袭击影响，10月的波动主要是受能源危机和冷冬影响。

　　危机

　　2021年9月初开始在欧洲爆发的能源危机主要由多个因素同时作用叠加而致：全球经济复苏导致天然气需求快速增加、部分天然气设施或发电站出现故障、天然气库存水平过低以及气候条件不利于可再生能源发电等。在英国，很多加油站断油，想要加油的汽车排起长龙;由于天然气价格飙升，英国电价大涨，创1990年以来新高。欧盟将危机归因于俄罗斯天然气供应下降，但可再生能源在关键时期“拉胯”应负更大责任。欧洲风能协会的数据显示，欧盟上半年的风能发电量同比下降了7%。英国政府数据显示，该国二季度风力发电量同比下降了14%。为弥补可再生能源发电不足，英国不仅求助于煤电救急，还在10月底宣布投资5.5亿美元建造首个小型模块核反应堆;法国也宣称将修建6座EPR(第三代压水堆技术)核反应堆。这是自福岛核电站事故以来，核电在欧洲的首次回暖。可再生能源，特别是太阳能和风能发电的稳定性一直是其软肋，天然气在能源转型中的作用透过此次能源危机得以彰显。如何实现从化石能源到绿色能源的有序、合理过渡仍将是能源界未来的重要挑战之一。

　　2021年对于我国的地炼来说也是充满危机的一年。为规范地炼行业，整顿石油市场，2021年以来，我国加大了对地炼行业的整顿，密集出台了政策。国家发改委在2021年4月成立了专项工作组，对涉及8个省市区55家地炼企业开展了专项核查。核查重点内容包括申报进口原油使用资质过程中落后产能淘汰有无造假;有无落后产能重复计算、重复淘汰;2020年淘汰的17家地炼企业是否真正关停和淘汰以及是否存在违规新建扩建改建炼油装置、是否违反进口原油使用管理规定擅自倒卖原油等情况。为配合整顿，各地也相继开展了成品油市场专项整治等一系列行动，其中地炼大省山东还积极开展了税务稽查工作。2021年《2035年前碳达峰行动方案》提出到2025年，国内原油一次加工能力控制在10亿吨以内，主要产品产能利用率提升至80%以上。炼油化工行业结构调整优化还将持续推进。目前来看，全球地缘局势仍然复杂、新冠疫情持续时间超出预期、能源供需紧张、货币政策调整等都会直接影响全球供应链，这场危机难以在2022年得到改善。

　　“双碳”

　　2021年中期以来，全球不同程度出现能源供应短缺、价格上涨现象，特别是进入秋冬以来，煤炭、石油、天然气价格普遍上涨，天然气现货价格涨幅刷新历史纪录，原油价格一度突破80美元/桶，多国出现电力供应紧缺，我国一些地区拉闸限电。在此特殊时间节点，我国先后出台《中共中央国务院关于全面贯彻新发展理念，做好碳达峰碳中和工作指导意见》和《2035年前碳达峰行动方案》，进一步明确了碳达峰碳中和的发展道路;年末的中央经济工作会议对坚持碳达峰、碳中和的经济社会发展目标再次予以重申，并提出传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，同时提出要增强新能源的消纳能力，实现二者的优化组合。我国具有相对丰富的煤炭资源和丰富的可再生能源，依托煤炭和新能源保障国内能源供应将提升能源本土化供应程度。如果在煤炭清洁化利用和新能源的优化组合方面取得了突破，能源安全的保障程度将实现提升。各国国情不同，发展道路也会有差异，但关于碳中和的目标与方向是一致的。

　　碳中和概念提出以来，油气领域开展了多次尝试，碳中和原油、碳中和LNG陆续推出，但都仅限于油气上产和利用的一个或几个环节的碳中和。2021年9月22日，恰逢习近平总书记提出我国“双碳”目标一周年之际，中国石化、中远海运、中国东航在上海联合举办我国首船全生命周期碳中和石油认证仪式，上海环境能源交易所分别向三家企业颁发我国首张碳中和石油认证书，对我国交通能源领域推动“双碳”目标落地具有里程碑意义。在此之前，三大石油公司纷纷提前规划“双碳”目标时间表以及路线图。3月29日，中国石化郑重宣布，将确保在国家碳达峰目标前实现二氧化碳达峰，并力争比国家目标提前10年实现碳中和。稍早的3月25日，中国石油承诺，力争到2025年左右实现碳达峰，2050年左右实现“近零”排放，为实现国家“双碳”目标作贡献。目前，三大石油公司经过一年的摸索之后，如今都已确定了较为明确的转型方向。从2021年各公司年报来看，油气业务仍然是“三桶油”的绝对主力，他们必须既要完成中央的油气保供战略要求，又要做好碳减排避免被未来的零碳时代抛弃。

　　转型

　　疫情导致的各种不利因素并未阻止全球能源转型的步伐。欧洲是能源转型的“急先锋”，主要措施包括退煤、碳税、发展新能源三方面。根据欧盟主要国家公布的计划，该区现有的324座燃煤发电站中的一半将在2030年退役。2016年以来，欧洲的燃煤发电量下降了50%以上，其中的绝大部分被可再生能源替代，但是受能源危机影响，预计2021年欧洲的燃煤发电量将增长20%，但业界分析认为这只是“昙花一现”，不会改变欧洲退煤的大趋势。IEA将欧洲列为全球仅次于中国的第二大可再生能源市场，能源危机并不会阻碍欧洲发展可再生能源的决心，预计其2021年的可再生能源发电装机将达到44GW，2022年进一步增至49GW。

　　与欧洲的“急行军”相比，中国的能源转型更加务实。2021年末的中央经济工作会议提出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，同时提出要增强新能源的消纳能力，实现二者的优化组合。目前，国内三大石油公司将绿色低碳转型的方向聚焦在风电、光伏等新能源、新材料领域。与此同时，石油公司还利用现有炼厂资源和传统加油站的运营经验及站址优势，开展氢能业务;依托强大的海洋工程技术优势，发展海上风电，把海上风电作为未来新能源领域投资重点;加大天然气的投入，特别是在LNG领域尽快取得工程技术的突破，能以作业者身份开展国际LNG项目开发。

　　国际石油公司2021年也开始了全方位的转型。2月，壳牌公布了全新的“赋能进步”业务战略，计划到2050年将碳排放降低到2016年的水平;此外还决定自2022年1月24日起正式更名为壳牌公司，同时放弃双重股权结构，将总部从荷兰海牙迁至英国伦敦，以期用更简单的股权结构、更高的金融业务效率加快推进能源转型。道达尔在5月更名为道达尔能源公司，以彰显自己作为一家多元化能源公司的身份，计划2030年前跻身世界前五大可再生能源生产商之列。与欧洲石油公司转向可再生能源不同，美国石油公司聚焦于碳捕集封存和利用技术(CCUS)。同时，减排计划明显提速,不仅宣布在2027年前投资150亿美元用于脱碳，还更新了减排目标，计划到2030年将温室气体排放量在2016年的基础上减少20%~30%;此外，欧洲石油公司还在对终端销售网络进行优化，并且更加注重终端的油气电氢综合服务能力。BP提出到2030年将便利店数量从目前的约2000家增加到3000家以上，并在7月宣布将寻求获得其参股的合资企业Thorntons全部股份，以扩大在美国加油站和便利店的零售业务，BP届时将成为美国中西部最大的便利店运营商之一。

　　优化

　　2021年，随着国际油价持续回升和全球能源转型加快推进，国际大石油公司通过熟手非核心资产加速进行资产优化，大型独立石油公司选择合并以获得规模和效益。2021年2月，BP以26亿美元的价格将阿曼天然气资产出售给泰国国家石油公司(PPT);埃克森美孚以10亿美元的价格将英国被黑上游资产出售给了Hitec Vision公司。5月，迫于法庭减排令压力，壳牌开始加快油气资产出售进度，最大的一笔是以95亿美元价格将美国二叠纪盆地油气资产全部出售给康菲公司，还出售了加拿大页岩气资产、部分非洲和亚太地区资产等。11月，必和必拓与伍德赛德石油公司达成协议，将全部油气上游业务作价147亿美元出售给后者。独立石油公司通过合并整合逐渐成为主要石油生产商，这在美国页岩油气行业的表现最为明显。2021年，北美页岩油资产交易金额达到586亿美元，占总交易额的一半，最大的两个交易是卡伯特石油和天然气公司以74亿美元收购Cimarex Energy和先锋自然资源公司以64亿美元合并收购双点能源公司，都集中在二叠纪盆地。

　　频繁大幅波动的油价极大增加了石油公司外部环境的不确定性，对油价敏感性高的上游业务波动加大。相比较而言，下游业务抗风险能力更强，更有利于稳定公司业绩，减少国际大石油公司对高油价的依赖。从各公司发布的数据来看，2021年，下游业务对石油公司整体利润的贡献接近30%，比10年前翻了一番，下游在降低油气业务整体盈亏平衡成本方面发挥了显著作用。据伍德麦肯锡测算，如果没有下游业务，国际大石油公司2021年的盈亏平衡成本将增加6美元/桶。因此，各大石油公司对下游的重视程度不断提升，增加投资是最直接的表现。2021年，下游投资在公司整体投资中的比重达到了25%，比10年前提高了1倍多。在下游业务的布局上，石油公司大多采取了炼油与化工一体化，增产化工品的方式。中东地区能源投资机构阿拉伯石油投资公司在2021年10月发布的《天然气和石化品前景报告》中将2020—2024年计划中的石化项目投资上调40亿美元，至950亿美元，并预计石化行业将是2030年前全球石油需求增长的主要来源。沙特阿美2021年也加快了石化产能扩张，以150亿美元的价格收购信实工业石油制化学品业务20%的股权，还与阿布扎比国家石油公司以及一个由3家印度大型石油公司组成的财团合作，在印度西海岸建设炼油和化工一体化工厂，与中国企业合资在辽宁建炼油和乙烯裂解项目。阿联酋、埃及、伊朗等也在积极寻求化工产能的扩张。我国的新建石化项目基本上也是炼化一体化项目，例如浙江石化炼化一体化项目二期、我国与科威特合资的中科炼化项目、中国石油大庆石化炼油结构调整转型升级项目等。

　　低谷

　　勘探方面，在能源转型、油价波动、疫情冲击、联合减产等因素影响下，虽然石油公司2021年的经营情况较2020年显著好转，但上游投资依旧疲软，比2019年的水平低25%，导致新增油气发现规模大幅下滑。Rystad Energy的统计数据显示，2021年前11个月，全球共新增常规油气发现47亿桶油当量，只有2020年的1/3;12月，只有阿布扎比国家石油公司(ADNOC)宣布在阿联酋境内获得了10亿桶油当量的常规油气发现，2021年的新增油气发现规模刷新了1946年以来的最低纪录。虽然还有几个前景比较不错的区块在2021年年底前开钻，但都无法在年内完钻，也无法为2021年贡献更多储量。此外，Rystad Energy曾在2021年7月发布的一份报告中称，预计全球剩余可采石油资源为1.7万亿桶，远低于2020年1.9万亿桶的水平，其中的1.3万亿桶可以在本世纪末、在50美元/桶的油价条件上实现经济性开采。

　　生产方面，国际大石油公司2021年的油气产量并未随油气价格攀升而大幅上涨，多数公司的产量较2019年和2020年继续下降。埃克森美孚、壳牌、BP等5大石油公司的财报显示，其前三季度油气产量合计为1606.1万桶油当量/日，同比下降3%，比2019年下降8.1%。但石油和天然气的产量降幅有较大差异，天然气产量下降了0.8%，原油产量降幅为5.3%，原油生产进入低谷期。原因在于，国际石油公司对传统油气行业的关注点正逐渐向天然气倾斜，虽然积极进行战略转型，剥离上游资产，但仍将天然气作为战略转型的重要桥梁，在不同程度上密切关注优质天然气资产，不断加大对天然气业务的投资，布局全球重要的天然气勘探领域。

　　炼油方面，受国际大石油公司继续剥离非核心炼厂和低效炼能影响，5大石油公司前三季度的原油加工量同比下降了3.7%，较2019年下降了14.8%。炼化业务以突出自有竞争优势和降本增效为目标，向着集约、高效、绿色、高端化转型。BP在调减加工量的同时，宣布计划在其位于华盛顿州的Cherry Point炼油厂的3个项目上投资2.69亿美元，旨在提高炼油厂的效率，减少二氧化碳排放，并提高其可再生柴油生产能力。壳牌剥离非核心炼厂资产，同时改造其所属的14个炼厂，至2030年将使之整合成为6个高价值的能源与化工品园区，这一炼厂改造计划将减少55%的传统燃料油产量。

　　突破

　　2021年，与全球其他地区相对低迷的勘探发现不同，我国2021年在非常规油气勘探方面获得了多个重大突破。2021年8月，中国石油大庆油田古龙页岩油勘探取得重大战略性进展，部署钻探的古页油平1井、英页1H井、古页2HC井等重点探井日产油均达30立方米以上且试采稳定，其中古页油平1井见油生产超500天，累产原油6000多吨，累产油气当量近万吨，实现松辽盆地陆相页岩油重大战略性突破。目前已有43口直井出油，5口水平井获高产，全年落实含油面积1413平方千米，新增石油地质储量12.68亿吨。2021年12月，中国石油在柴达木盆地的页岩油勘探首获重大突破，截至12月10日，青海油田的柴平1井已连续放喷稳产30天，累计自喷原油1598.77立方米，标志着柴达木盆地页岩油勘探取得重大战略性突破;同月，我国首个大型页岩气田——中国石化涪陵页岩气田白马区块页岩气探明储量新增报告通过自然资源部评审，经认定，该区块新增探明储量1048.83亿立方米。至此，涪陵页岩气田累计探明含气面积达824平方千米，累计探明储量近9000亿立方米，占全国页岩气探明储量的34%。这些勘探突破为我国能源安全保障能力的提升打下了坚实的基础。

　　我国石油领域在2021年的另一个重大突破是首次向市场投放国家战略储备原油。9月9日，国家粮食和物资储备局宣布，经国务院批准，将以轮换方式分期分批组织投放国家储备原油，全部供应国内炼化一体化企业，用于缓解生产型企业的原材料价格上涨压力，第一批约740万桶于9月24日通过竞标投放，均为我国企业偏好的中重质资源，大约相当于我国单日进口量的70%、单日加工量的5%、全球日消费量的8%。这是我国首次以轮换形式释放战略石油储备，也是我国战略石油储备运作的一次新的尝试。一方面，战略石油储备服务于国家能源安全，是应对短期石油供应减少或中断的有效途径，虽然在全球供应偏紧的市场条件下，释放这些资源很难给供需关系带来实质性的冲击，但为我国建立战略石油储备常态化轮换机制、出台相关管理办法提供了有益借鉴。另一方面，随着绿色低碳发展成为全球大势，业内普遍认为全球石油需求会在2025—2030年期间达到峰值，我国经过近20年的石油储备建设，已经拥有了较大的石油储备量，可以满足约80天的石油进口需求，已接近IEA提出的90天“安全线”，这次释放储备原油标志着我国战略石油储备策略发生调整，建设基础设施、扩大储备规模暂时告一段落，将进入市场运作为主的新阶段。

　　责任编辑：周志霞