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當(dāng)前油氣行業(yè)上游支出處于本輪周期的最低水平：2020年油氣上游投資僅3280億美元，為近10年最低水平；2021年小幅增長至3510億美元。當(dāng)前油氣行業(yè)上游支出呈現(xiàn)幾個特點：1）勘探支出持續(xù)減少；2）國際油氣公司資本開支收縮，可用產(chǎn)能減少；3）國家油氣公司投資逆勢增長，產(chǎn)能狀況穩(wěn)定；4）美國頁巖油氣企業(yè)資本開支意愿偏低。2021年開始全球油氣行業(yè)進(jìn)入新一輪投資周期，但受碳中和制約投資增速或偏低：短期，高價推動下2022年全球油氣上游資本開支或同比增長23%，但仍低于疫情前水平。2021年后油氣行業(yè)進(jìn)入新一輪投資周期，預(yù)計中期資本開支仍將保持增長，但碳中和背景下增速低于前幾輪周期。其中，國際油氣公司將逐漸降低油氣投資比例，增加清潔能源投資；國家油氣公司油氣投資或保持穩(wěn)健，新項目持續(xù)推進(jìn)；俄羅斯油氣企業(yè)投資或?qū)⑹艿降鼐墰_突帶來的負(fù)面沖擊，而頁巖油氣企業(yè)資本開支保持克制。中期資本開支將緩慢增長，預(yù)計到2025年資本開支僅小幅高于2019年疫情前水平，因此供應(yīng)增長相對偏慢，或呈現(xiàn)偏緊格局，但不會出現(xiàn)嚴(yán)重供應(yīng)短缺。長期，碳中和下資本開支逐步放緩，供應(yīng)增長或受影響，導(dǎo)致供應(yīng)彈性下降，價格波動加大。風(fēng)險因素：地緣沖突、經(jīng)濟(jì)衰退、能源政策轉(zhuǎn)向一、油氣行業(yè)上游資本開支變化對供應(yīng)的影響油氣行業(yè)作為資本密集型行業(yè)，最大的特點是高資本投入、長建設(shè)周期。油氣行業(yè)的上游主要包括勘探和生產(chǎn)兩個部分（即Exploration & Production, E&P）。一個完整油氣項目生命周期主要包括以下五個階段：勘探期、儲量認(rèn)證期、工程建設(shè)期、生產(chǎn)期和退役期。對于不同的油氣項目，E&P周期不同。1.1、上游資本開支變化與石油鉆井和產(chǎn)量呈正相關(guān)性高油價是刺激企業(yè)提升資本開支的最主要因素，而資本開支通過鉆井轉(zhuǎn)換成為產(chǎn)量。對石油行業(yè)而言，高油價會提升行業(yè)景氣度，提高生產(chǎn)企業(yè)利潤，進(jìn)而帶來資本投入增加。石油行業(yè)中，資本開支首先轉(zhuǎn)化為鉆井，再兌現(xiàn)為石油的供應(yīng)。1990-2020年石油行業(yè)上游資本開支、鉆井、產(chǎn)量和油價四大核心要素年度同比之間均展現(xiàn)了正相關(guān)性；其中，油價同比與鉆井同比、資本開支同比的相關(guān)系數(shù)均高達(dá)0.7，資本開支同比與鉆井同比相關(guān)系數(shù)為0.62，鉆井同比和產(chǎn)量同比的相關(guān)系數(shù)為0.54，而資本開支和產(chǎn)量的直接相關(guān)性相對較弱。由于資本開支僅有年度數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)頻率偏低、數(shù)據(jù)樣本較少，難以刻畫資本開支對產(chǎn)量的直接影響。同時，資本開支和鉆井的相關(guān)性高于資本開支和產(chǎn)量的相關(guān)性，可以認(rèn)為鉆井是資本開支理想的替代變量，因此我們通過研究數(shù)據(jù)頻率更高、數(shù)據(jù)樣本更多的鉆井和產(chǎn)量之間的關(guān)系來推演資本開支對供應(yīng)的影響。新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響呈現(xiàn)周期性。通過分析高頻的月度全球原油鉆井同比變化的百分比和全球原油產(chǎn)量同比變化絕對值之間36個月的滾動相關(guān)性發(fā)現(xiàn)，新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響呈現(xiàn)周期性。在低敏感期，存量產(chǎn)能豐富，新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響較弱；而進(jìn)入高敏感期，存量產(chǎn)能下滑，新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響增強(qiáng)。從2005年至今，兩者相關(guān)性總共有三輪周期，2006-2010年和2015至今為高敏感期，2010-2015年為低敏感期。2014年以來頁巖油產(chǎn)量增長、市場份額提高，新增鉆井對新增產(chǎn)量影響逐漸增強(qiáng)。1.1.1、常規(guī)石油項目上游資本開支對供應(yīng)的影響常規(guī)石油項目開發(fā)周期長，但單井壽命長，長期鉆井與資本開支對產(chǎn)量影響較低。常規(guī)油氣項目開發(fā)周期長，從開始勘探到實際生產(chǎn)至少需要5-10年，生產(chǎn)后2-3年為快速增產(chǎn)期，而后逐步進(jìn)入穩(wěn)定期，在此期間產(chǎn)量以每年3%-5%的速度衰減，一般單井壽命20-40年，個別單井已使用超過80年。因此，在常規(guī)油氣項目開發(fā)的早期階段，資本開支與產(chǎn)量的相關(guān)性相對較強(qiáng)。但長期來看，常規(guī)油氣項目的生產(chǎn)并不高度依賴資本的持續(xù)大量投入，產(chǎn)量與資本開支的相關(guān)性相對偏弱。從數(shù)據(jù)來看，2000-2021年OPEC月度鉆井和產(chǎn)量的相關(guān)系數(shù)0.38，鉆井和產(chǎn)量的相關(guān)性偏低，進(jìn)而資本開支和產(chǎn)量的相關(guān)性同樣偏低。OPEC減產(chǎn)提高了鉆井對產(chǎn)量的邊際影響力。近幾年由于OPEC頻繁減產(chǎn)調(diào)控油價，加大對單位鉆井產(chǎn)量的限制力度，兩者相關(guān)性有所提升，甚至可能出現(xiàn)鉆井?dāng)?shù)量增加、總產(chǎn)量下降的負(fù)相關(guān)情況。當(dāng)前隨著OPEC緩慢增產(chǎn)，兩者相關(guān)性已從高位回落。1.1.2、非常規(guī)石油項目資本開支對供應(yīng)的影響非常規(guī)石油項目開發(fā)周期短，但單井產(chǎn)量衰減快、壽命短。對于以頁巖油為代表的非常規(guī)油氣項目，前期勘探及準(zhǔn)備過程約6個月左右，而從開始鉆井到生產(chǎn)約1-3個月，生產(chǎn)后3個月左右到達(dá)產(chǎn)量峰值，一年后單井產(chǎn)量衰減60%-70%，第二年再衰減30%-40%，第三至第五年每年再衰減25%-30%，五年后基本進(jìn)入低產(chǎn)期，單井的有效壽命約3-5年。因此，非常規(guī)油氣產(chǎn)量的維持或擴(kuò)張需要新鉆井的持續(xù)投入。美國頁巖油鉆井與產(chǎn)量高度相關(guān)，且鉆井領(lǐng)先產(chǎn)量1.5-2個月。通過分析月度美國鉆井和美國產(chǎn)量的36個月滾動相關(guān)性發(fā)現(xiàn)，2014年頁巖油革命后：1）美國鉆井和產(chǎn)量的相關(guān)性提升明顯，2014-2020年月度美國鉆井與產(chǎn)量相關(guān)系數(shù)為0.47，且鉆井?dāng)?shù)量領(lǐng)先產(chǎn)量同比增速1.5-2個月；2）兩者相關(guān)性呈現(xiàn)周期性，且因非常規(guī)項目生產(chǎn)周期更短，其周期的規(guī)律性和輪動頻率高于常規(guī)項目。鉆井?dāng)?shù)的擴(kuò)張需要持續(xù)投入資本開支，而高油價對資本開支有刺激作用。當(dāng)油價上升或維持高位時，企業(yè)有更強(qiáng)的意愿提升上游資本開支，而上游資本開支的持續(xù)投入將帶來鉆井?dāng)?shù)和產(chǎn)量的增加。2000-2020年美國上市頁巖油企業(yè)年度資本開支同比與油價同比的相關(guān)性系數(shù)為0.63，而資本開支同比和鉆井同比的相關(guān)系數(shù)則高達(dá)0.76。1.1.3、上游資本開支對當(dāng)前石油供應(yīng)的影響當(dāng)前全球石油新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響正處于高敏感期。無論是常規(guī)項目還是非常規(guī)項目，當(dāng)前都處于鉆井和產(chǎn)量36個月滾動相關(guān)性的高水平階段，這也導(dǎo)致全球原油鉆井和產(chǎn)量相關(guān)性亦處于較高水平，當(dāng)前兩者相關(guān)系數(shù)0.95。這表明，當(dāng)前石油市場的存量產(chǎn)能較為有限，新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響處于高位。一方面，OPEC目前鉆井?dāng)?shù)361個，處于10年來最低水平，且單位鉆井產(chǎn)量接近100千桶/日的歷史高位，顯示潛在增產(chǎn)空間有限，一旦縮減資本開支，對鉆井和產(chǎn)量影響顯著；另一方面，受疫情影響，頁巖油存量鉆井逐漸消耗，繼續(xù)縮減開支，無疑雪上加霜。在只考慮單一變量的情況下，選取了2018年至今的高敏感期數(shù)據(jù)為樣本，以全球原油鉆井同比變化為自變量，全球原油產(chǎn)量同比變化為因變量，擬合了兩者回歸方程為模型。根據(jù)模型顯示，當(dāng)前鉆井?dāng)?shù)減少1%，會導(dǎo)致產(chǎn)量減少18.5萬桶/日。中期資本開支對鉆井和產(chǎn)量影響相對減弱，但碳中和背景下長期投資減少會影響鉆井和產(chǎn)量的增長。中期，伴隨資本開支回升，鉆井和產(chǎn)量都將增加，因此資本開支對鉆井和產(chǎn)量的影響將減弱。長期而言，碳中和及能源轉(zhuǎn)型下，上游油氣行業(yè)資本開支力度減弱是大勢所趨，會造成新增鉆井減少，進(jìn)而影響長期供應(yīng)。1.2、天然氣項目因投資決策體系不同，鉆井對產(chǎn)量影響弱于石油天然氣項目開發(fā)的資本投入和建設(shè)周期均遠(yuǎn)高于石油類項目，且長協(xié)比例高。天然氣最大的特點是不易儲存運(yùn)輸，因此不同于石油項目，天然氣項目的開發(fā)對基礎(chǔ)設(shè)施依賴性非常高，因而造成了天然氣行業(yè)的參與門檻較高。天然氣項目周期至少在10年以上，多則20年，其中建設(shè)期5-7年，前期的融資期3-10年。一般石油項目投資決策自上而下，而天然氣項目的投資決策自下而上：1）中游與下游簽訂20年照付不議的長協(xié)，且長協(xié)比例達(dá)到80%；2）中游公司依據(jù)長協(xié)訂單開展融資；3）融資成功后，中游公司可進(jìn)行最終投資決策（Final Investment Decision, FID）；4）基于中游公司的FID，上游公司再進(jìn)行FID。長期天然氣新增鉆井與新增產(chǎn)量相關(guān)性弱于石油。我們分析了1995-2020年天然氣年度鉆井同比和產(chǎn)量同比的相關(guān)性，兩者相關(guān)系數(shù)僅為0.34，低于同期石油鉆井同比和產(chǎn)量同比0.54的相關(guān)系數(shù)。這主要是因為天然氣的生產(chǎn)不同于油，天然氣既可以從單一的天然氣井中生產(chǎn)，也可以從油井中以伴生氣的形式生產(chǎn)。頁巖氣的新增鉆井和新增產(chǎn)量的影響較大，且一般領(lǐng)先6-12個月。從月度美國天然氣鉆井變化和產(chǎn)量變化36個月的滾動相關(guān)性可見，兩者相關(guān)性處于高位時間居多；目前兩者相關(guān)系數(shù)已從前期高位0.8回落至0.5。過去100年，全球總共經(jīng)歷了4輪石油投資周期。自1910年至今的110年里，我們一共經(jīng)歷了4個完整的石油投資周期，依次為1910-1930年、1930-1970年、1970-2000年以及2000-2020年，最短跨度20年，最長跨度40年。一輪石油投資周期分為五個階段，油價是投資周期最核心的驅(qū)動：第一階段，下游景氣度提升，帶動需求激增，出現(xiàn)供不應(yīng)求，油價上行；第二階段，高價提高生產(chǎn)企業(yè)利潤，帶來資本投入增加，行業(yè)景氣度提升；第三階段，高價的負(fù)反饋作用顯現(xiàn)，替代的增加和使用效率的提高，驅(qū)動需求增長放緩，然而投資熱潮帶來的新供應(yīng)仍在涌入市場，供需錯配進(jìn)入糾偏階段，價格從高位回落進(jìn)入平穩(wěn)區(qū)間；第四階段，供需平衡逐步向供過于求的方向運(yùn)動，導(dǎo)致價格大幅下跌；第五階段，價格下跌，生產(chǎn)企業(yè)利潤縮水嚴(yán)重，生產(chǎn)商主動減少投資或永久關(guān)閉產(chǎn)能，而供應(yīng)下降最終使得市場再次達(dá)到平衡，并做好準(zhǔn)備迎接下一輪周期。2.1、1910-1930年：汽車時代下的石油繁榮1910-1930年，汽車的發(fā)明和普及顯著刺激了石油需求，供不應(yīng)求下石油價格大幅上漲，油價從1910年的0.61美元/桶，上漲至1920年的3.07美元/桶，10年間漲幅達(dá)到5倍。高油價帶來了石油第一波投資浪潮，世界石油投資占GDP比重最高達(dá)到0.5%，德克薩斯州、俄克拉荷馬州、加利福尼亞州和路易斯安那州相繼開發(fā)出新油田。然而，這些供應(yīng)的出現(xiàn)主要集中于大蕭條時期，彼時需求急劇萎縮，兩相結(jié)合導(dǎo)致供過于求嚴(yán)重，油價大幅回落至1931年的0.65美元/桶。2.2、1931-1970年：二戰(zhàn)后的全球重建與石油七姐妹的壟斷二戰(zhàn)期間重工業(yè)快速發(fā)展和戰(zhàn)后全球重建推動石油需求增長，但這一期間受政府調(diào)控和石油七姐妹壟斷的影響，1931-1970年油價基本在1-2美元/桶波動。這一階段世界供應(yīng)亦增加，且多點開花，一方面，美國最大的油田東德克薩斯油田發(fā)現(xiàn)；另一方面，新興市場迎來石油生產(chǎn)的繁榮，特別是蘇聯(lián)和中東，石油七姐妹大舉進(jìn)軍中東。伴隨新地區(qū)供應(yīng)增加，美國在全球產(chǎn)量中的份額減少50%。上世紀(jì)60年代，美國經(jīng)濟(jì)衰退而需求放緩，石油市場也出現(xiàn)了階段性的過剩。2.3、1971-2001年：沖擊、瓦解與重塑全球石油供需在這一時期發(fā)生了翻天覆地的變化，供應(yīng)端既有OPEC的成立和石油七姐妹的瓦解，也有主產(chǎn)國兩次價格戰(zhàn)，更有中東地區(qū)局部戰(zhàn)爭造成的三次石油危機(jī)。需求端雖整體增長，卻在周期末尾遭遇了亞洲金融危機(jī)和美國互聯(lián)網(wǎng)泡沫的沖擊。油價從1970年的1.8美元/桶，上漲至2000年的28.5美元/桶，漲幅接近15倍。高油價的刺激疊加布雷頓森林體系瓦解后的流動性泛濫，導(dǎo)致俄羅斯、拉丁美洲和北海的新資源投資激增，石油投資占全球GDP的占比最高超過1%。然而，伴隨需求回落，市場再度陷入供過于求，價格跌幅超過50%，導(dǎo)致成本較高的產(chǎn)油國削減了資本開支。此后10年，油價陷入大幅波動。2.4、2002-2020年：再繁榮與衰落世界經(jīng)濟(jì)進(jìn)入21世紀(jì)的高速發(fā)展階段，各國對石油需求日益增高，但需求的激增限制了OPEC的調(diào)節(jié)能力，2000-2008年油價從2001年24.44美元/桶上漲至2008年97.26美元/桶。這一期間全球石油投資占GDP的比重從0.3%上升至0.7%，全球已探明儲量增長26%。盡管2008年華爾街金融危機(jī)導(dǎo)致油價短暫崩塌，在需求復(fù)蘇和地緣政治的驅(qū)動下，油價繼續(xù)上漲并沖破100美元。受益于頁巖油革命，全球石油投資占GDP比重進(jìn)一步上升至1%，成為全球石油的最后一輪投資熱潮。然而，OPEC和美國的價格戰(zhàn)導(dǎo)致油價崩塌，資本開支隨之縮減，而2020年的新冠疫情成為壓倒駱駝的最后一根稻草。高價是刺激投資并最終釋放新供應(yīng)的主要驅(qū)動力，而歷史上每一次石油繁榮都給市場帶來了新的供應(yīng)，或是發(fā)現(xiàn)新的油田，或是開發(fā)了以前在經(jīng)濟(jì)上或技術(shù)上不可行的已知油田。除了油價，政策驅(qū)動和技術(shù)革新也為石油的繁榮帶來支撐。3.1、上游勘探支出持續(xù)下滑，導(dǎo)致全球已探明儲量停滯不前上游公司對于勘探支出持續(xù)減少。根據(jù)IEA數(shù)據(jù)顯示，近10年來，油氣勘探支出在總資本開支中的占比從2010年的20%，下滑至2020年的9%。全球已探明油氣儲量已陷入停滯。根據(jù)BP數(shù)據(jù)顯示，截至2020年全球石油已探明儲量為1.73萬億桶，同比零增長；天然氣已探明儲量為188萬億立方米，同比下滑1.15%。本輪周期中，2000-2014年的上行期，石油天然氣的已探明儲量年均增速分別為1.9%和2.26%；而進(jìn)入2015-2020年的下行期，石油天然氣的年均儲量增速分別下滑至0.4%和0.45%。上游勘探支出減少主要來自三個方面的原因。一是，截至2020年全球石油天然氣的儲采比分別為53.55%和48.8%，剩余儲量仍然豐富；二是，2014年前，全球以常規(guī)油氣項目為主，常規(guī)油田開發(fā)后至少可以生產(chǎn)20-40年，因此前期開發(fā)的油田仍可以滿足近期的生產(chǎn)需求；三是，行業(yè)景氣度降低時，上游企業(yè)一般優(yōu)先減少勘探支出，疊加剩余的勘探區(qū)域主要集中于開采成本高、開采難度大的偏遠(yuǎn)地區(qū)，企業(yè)勘探開采意愿較低。3.2、受疫情影響，2020年全球油氣上游資本開支處于近10年來最低水平近10年來全球油氣上游資本開支于2014年達(dá)峰后持續(xù)下降，而疫情重創(chuàng)油氣價格，導(dǎo)致上游資本開支在2020年跌至近十年來最低水平。IEA數(shù)據(jù)顯示，2020年油氣資本開支僅為3280億美元，較2019年下降32%。盡管在2021年油氣價格齊飛，但資本開支依舊偏緊，2021年資本開支3510億美元，同比增長7%，仍低于2019年水平27.3%。資本開支的下滑主要來自于周期性和結(jié)構(gòu)性兩方面。1）從周期性看，油氣投資周期一般為20年，本輪周期從2000年開始，2014年后開始步入下行階段；同時，本輪周期的中后期迎來了頁巖油產(chǎn)量的爆發(fā)，供應(yīng)寬松下油價長期保持相對低位，而疫情的沖擊導(dǎo)致油價中樞進(jìn)一步下移，也加速了下行周期的到來。2）從結(jié)構(gòu)性看，油氣企業(yè)的投資方向從長期大型項目向短期中小型項目轉(zhuǎn)移，資本支出強(qiáng)度降低。一方面，大型項目成本高、投資回收周期長，因此，在下行周期更傾向于選擇投資生產(chǎn)周期短、規(guī)模小的項目。另一方面，低價下股東要求提高分紅、降低負(fù)債，因而油氣企業(yè)主動增加現(xiàn)金流、減少資本開支。同時，2014年以來頁巖油氣項目的盛行也改變了行業(yè)對于投資標(biāo)的選擇的偏好。3.3、不同類型上游公司的資本開支境遇存在差異國際油氣公司資本開支減少。國際油氣公司（International Oil & Gas Companies,IOCs）一般指大型跨國石油公司，最具代表性的是五大國際石油巨頭，BP、Chevron、ExxonMobile、Shell和TotalEnergies。本輪周期中，五大巨頭的資本開支在2013年達(dá)峰，從2014年開始下滑，2020年資本開支為673.8億美元，同比大幅下降24%，2021年資本開支623.6美元，同比繼續(xù)下滑7.45%，仍低于疫情前水平29.7%。國家油氣公司資本開支恢復(fù)速度較快。國家油氣公司（National Oil&GasCompanies, NOCs）一般指由各國政府全資持有或控股的公司，例如沙特阿美Saudi Armaco、俄羅斯的Rosneft和Gazprom以及我國的三桶油等。相比于IOCs融資主要依靠項目產(chǎn)生的現(xiàn)金流，且開采成本普遍較高，NOCs可直接獲得財政支持和政府補(bǔ)貼，并獲得成本低廉、開采難度低的資源。同時，由于NOCs所在國家多數(shù)依賴出售石油的收入，其投入資本開支的意愿相對較強(qiáng)。IEA數(shù)據(jù)顯示，2019年NOCs在全球油氣上游資本開支的占比超過40%。沙特阿美2020年的資本開支為269.2億美元，同比下降17.8%，而2021年資本開支增長18.49%至318.98億美元，基本回到疫情前水平。美國頁巖油氣企業(yè)資本開支回升，但仍顯著低于疫情前水平。由于生產(chǎn)周期短、單井壽命短，頁巖油氣企業(yè)對持續(xù)融資的需求遠(yuǎn)大于其他項目，主要依賴于外部融資，包括發(fā)債、股權(quán)融資和資產(chǎn)出售。同時，高周轉(zhuǎn)的運(yùn)作模式也導(dǎo)致企業(yè)對于成本變動較為敏感，因此企業(yè)紛紛加大研發(fā)投入，通過科技創(chuàng)新和項目管理，提升成本效益。2020年29家美國上市頁巖油企業(yè)的資本開支為342.7億美元，同比減少42%，跌幅遠(yuǎn)超IOCs和NOCs，而2021年頁巖油企業(yè)的資本開支增長22%至418億美元，但仍顯著低于疫情前水平約28.7%。四、碳中和下，全球油氣行業(yè)上游資本開支發(fā)展趨勢及其對供應(yīng)的影響4.1、全球油氣行業(yè)上游資本開支自2021年開始緩慢回升，但長期將轉(zhuǎn)向可再生能源投資資本開支回升確定，或可與疫情前水平持平。短期看，今年資本開支將較去年增長，WoodMac和Rystad Energy均預(yù)計2022年全球油氣上游資本開支同比增長9%；WoodMac預(yù)計全球約有40個、共計5000萬桶石油當(dāng)量的新項目被批準(zhǔn)。根據(jù)市值排名，我們篩選了42家全球主要上市上游油氣公司，包括8家IOCs、5家NOCs、29家頁巖油公司。我們的預(yù)測模型顯示，這42家上市公司的上游資本開支將從2021年開始持續(xù)增長，預(yù)計到2023年這42家公司的資本開支基本回到疫情前水平。碳中和下本輪油氣資本開支增速偏低。長期看，碳中和下，政府、投資者、消費者都將持續(xù)推動油氣企業(yè)加快能源轉(zhuǎn)型，例如設(shè)置減碳目標(biāo)、增加清潔能源投資、降低化石能源產(chǎn)量增速、減少上游油氣資本開支占比等。從周期角度看，預(yù)計中期油氣上游資本開支仍將保持增長，但增速低于上一輪周期。根據(jù)OPEC預(yù)測，為滿足油氣在2045年之前的需求，全球油氣上游資本開支需要從2021年的3500億美元增長至2030年的4000億美元，年均復(fù)合增長率2%，而后到2045年回落至3550億美元附近。其中，北美地區(qū)的占比將持續(xù)收縮，到2045年將跌至40%以下；而OPEC和其他的地區(qū)的占比將持續(xù)提升，OPEC占比從2021年的10%，提升至2045年的20%。同時，天然氣作為最重要的過渡能源，將是未來資本開支和收入增長的核心來源。其中，LNG出口和CCUS是增長的主要驅(qū)動力。4.1.1、全行業(yè)融資面臨更多挑戰(zhàn)，資本開支不確定性增加2020年全行業(yè)遭受疫情打擊，油氣價格大跌，高度依賴外部融資的頁巖油企業(yè)借貸成本大幅抬升、流動性嚴(yán)重受損。對于財務(wù)狀況較好的IOCs，低油價也迫使企業(yè)縮減資本開支、重新審視投資計劃，甚至通過舉債方式提高股東分紅。NOCs的融資也遭遇了困境，尤其是一些新興國家的NOCs，借貸大量外幣債務(wù)，但因本國貨幣貶值，造成償債額高出15-30%。上市油氣企業(yè)將持續(xù)保持健康現(xiàn)金流以應(yīng)對債務(wù)。當(dāng)前，全球油氣項目融資面臨兩大困難：第一，企業(yè)的項目收益是否足夠支撐新的支出；第二，企業(yè)債務(wù)是否可以被內(nèi)部現(xiàn)金流和外部融資所覆蓋。因此，在市場波動加劇的情況下，油氣企業(yè)更加關(guān)注：1）通過加大分紅或回購股票提高投資者回報；2）持續(xù)降低負(fù)債。因此，保持健康的現(xiàn)金流是企業(yè)的首要目標(biāo)。從數(shù)據(jù)來看，2021年5大IOC合計自由現(xiàn)金流為1104.9億美元，創(chuàng)歷史新高，同比增加5倍；而29家上市頁巖油企業(yè)的合計自由現(xiàn)金流高達(dá)458.86億美元，同樣創(chuàng)歷史新高。碳中和背景下，油氣企業(yè)外部融資難度有所增加。根據(jù)BNEF數(shù)據(jù)顯示，當(dāng)前全球334家金融機(jī)構(gòu)中，共計195家金融機(jī)構(gòu)表示將逐步減少對化石能源相關(guān)主體的投融資，具體包括27家銀行、10家保險公司、9家資產(chǎn)管理公司、141家養(yǎng)老基金。歐美主要銀行機(jī)構(gòu)例如BoA、Wells Fargo、Chase、Citi、Barclays、法興銀行、匯豐銀行、德意志銀行等主要針對煤炭項目減少投融資；而美國和英國一些養(yǎng)老基金則表示將逐步減少對于所有化石能源的投資，例如紐約市教師退休基金和倫敦幾家地區(qū)工人養(yǎng)老基金等。4.1.2、國際油氣公司降低上游油氣投資比例，并制定碳中和戰(zhàn)略今年IOCs資本開支回升顯著，但仍低于疫情水平。根據(jù)Bloomberg預(yù)測數(shù)據(jù)顯示，市場預(yù)期五大巨頭2022年資本開支或達(dá)到793.1億美元，同比增長23.6%，將扭轉(zhuǎn)連續(xù)三年的下降趨勢，但仍低于疫情前水平12%。5大石油巨頭紛紛制定企業(yè)碳中和戰(zhàn)略并加大低碳投資，或擠壓油氣投資比例。5大巨頭均已制定其碳中和執(zhí)行路徑，預(yù)計其在清潔能源領(lǐng)域的投資將從目前年均13億美元左右提高至2025年120-145億美元的水平。從資本開支看，5大巨頭不僅削減了資本開支，還降低了油氣投資比例，上游油氣投資比例從2011年的86%，下降至2020年的60%。例如，BP公開宣布，未來將不會進(jìn)入新的國家和地區(qū)進(jìn)行上游勘探和開發(fā)。4.1.3、OPEC國家油氣公司保持穩(wěn)定投資，新增項目持續(xù)推進(jìn)OPEC保持穩(wěn)定投資，新增項目持續(xù)推進(jìn)。盡管碳中和下油氣價格可能比此前任何一個時期都面臨更大不確定性，但OPEC仍表示，中期將會有160個項目、共計約1560億美元逐步投入，以保持市場供應(yīng)穩(wěn)定。Rystad Energy預(yù)測，2021-2023年，中東將有78個、共計980億美元的新項目進(jìn)入FID階段，其中62%的項目為天然氣項目，38%為石油項目。市場預(yù)期沙特阿美2022年資本開支為384.7億美元，同比增長10.4%。4.1.4、俄羅斯未來情況存在較大不確定性，資本開支與產(chǎn)能有一定下行壓力俄羅斯成熟產(chǎn)能逐漸減少。俄羅斯石油天然氣儲采比分別為27.61%和58.56%，石油資源開采量相對較高。俄羅斯的成熟產(chǎn)能已進(jìn)入衰退期，而新增項目投資不足，根據(jù)Rystad Energy研究顯示，2011-2015年俄羅斯進(jìn)入FID階段的新增產(chǎn)能為230萬桶/天，而2016-2020年僅為55萬桶/天。若后期不追加投資，俄羅斯將遇到較大的產(chǎn)能瓶頸。制裁加碼下對俄油氣需求或?qū)⑾禄?/span>在地緣沖突激化后，歐美國家對俄羅斯推出了數(shù)輪制裁，制裁范圍從金融擴(kuò)散至能源。俄羅斯原油與成品油出口量為750-800萬桶/日，其中超過60%出口至歐美地區(qū)。而俄羅斯出口的天然氣超過77%出口至歐洲。隨著地緣沖突的持續(xù)以及制裁幅度加深，歐洲各國紛紛推出擺脫對俄能源依賴的計劃，預(yù)期未來歐洲從俄羅斯進(jìn)口油氣數(shù)量將逐步下降。同時，受限于基建投資不足，俄油俄氣短期內(nèi)無法大量轉(zhuǎn)向出口至亞洲。國際油氣公司退出在俄項目，或制約俄油氣長期產(chǎn)能。部分俄羅斯油氣田開采難度較高，需依賴西方的先進(jìn)技術(shù)，因此部分俄羅斯油氣項目由俄羅斯本土企業(yè)與國際油氣公司合營。在地緣沖突激化后，包括BP、ExxonMobil在內(nèi)的數(shù)家國際油氣公司宣布退出其在俄業(yè)務(wù)。盡管俄羅斯在沖突爆發(fā)后迅速實行資本管制，西方資本退出俄羅斯的實際執(zhí)行情況不得而知；但在地緣沖突持續(xù)的背景下，預(yù)計國際油氣公司將不再投入俄羅斯項目，從技術(shù)與資金層面上制約了俄羅斯油氣長期資本開支與產(chǎn)能的發(fā)展。多方因素影響下俄羅斯中長期資本開支與產(chǎn)能有下降風(fēng)險。從已公布的數(shù)據(jù)來看，Rosneft的2021年資本開支同比增加30.49%。但歐美對俄施加的一系列制裁大大限制了俄企的融資渠道，考慮到全球?qū)Χ碛蜌庑枨笫湛s，俄企繼續(xù)大幅增加資本開支的意愿可能減弱。同時，由于俄羅斯成熟產(chǎn)能余量較小，若中長期資本開支投入無法維持，則俄羅斯油氣產(chǎn)能存在下降風(fēng)險。4.1.5、頁巖油氣資本開支保持謹(jǐn)慎資本開支預(yù)期增長，但仍低于疫情前水平。盡管油氣價格已顯著回升，但頁巖油企業(yè)的再投資率僅為46%，考慮財務(wù)約束和市場不確定性，預(yù)計資本開支恢復(fù)至疫情前水平之路仍緩慢。市場預(yù)期2022年上市美國獨立頁巖油企業(yè)資本開支或達(dá)到470億美元，同比增長21.5%，仍低于疫情前水平27.9%。參考Rystad Energy的預(yù)測，2021年美國頁巖油資本開支698億美元，2022年或達(dá)到830億美元，同比增長19%，但仍低于疫情前水平。關(guān)注中期成本增加對資本開支的影響。受疫情影響，缺少熟練工人、原料短缺、能源價格上漲、交通運(yùn)輸人員不足等都導(dǎo)致美國油氣產(chǎn)業(yè)鏈成本上漲。Rystad Energy預(yù)計油氣企業(yè)在工程、采購、建設(shè)、安裝等方面的支出到2023年將增長10%，到2024年將增長50%。目前成本增加不會影響新的鉆井活動，但會影響油服公司對現(xiàn)有鉆井的增產(chǎn)。如果成本進(jìn)一步抬升，或?qū)е掠头髽I(yè)減少鉆井，進(jìn)而影響產(chǎn)量。4.2、弱資本開支周期下供應(yīng)增長放緩，但中期出現(xiàn)嚴(yán)重短缺概率較低4.2.1、2025年全球上游資本開支變化對原油產(chǎn)量影響的推演削減資本開支對于產(chǎn)量的影響存在很多不確定性。頁巖油是高周轉(zhuǎn)項目，因此資本開支對供應(yīng)影響相對較大，但美國產(chǎn)量的全球占比為10%，對整體產(chǎn)量影響相對有限。常規(guī)石油項目則較為復(fù)雜，新產(chǎn)能和舊產(chǎn)能之間既相互疊加又相互替代，而目前常規(guī)石油項目占比較高，OPEC產(chǎn)量占比超過40%，對整體供應(yīng)的影響較大。OPEC主動減產(chǎn)時，如果出現(xiàn)鉆井減少，則資本開支對供應(yīng)的影響將被放大；如果鉆井未減少，則資本開支對供應(yīng)影響相對較弱。研究方法：我們以前文提到到42家大中型上市油氣企業(yè)為研究樣本，參考企業(yè)的歷史資本開支和彭博財經(jīng)對未來資本開支的預(yù)測。在只考慮單一變量的情況下，我們以1990-2020年數(shù)據(jù)為樣本，以全球資本開支同比為自變量，全球原油鉆井同比為因變量，擬合兩者的回歸方程模型，推演新增資本開支對新增鉆井的影響?？紤]新增鉆井和新增產(chǎn)量的相關(guān)性呈現(xiàn)周期性，預(yù)計到2025年伴隨資本開支的增加，新增鉆井對新增產(chǎn)量影響將從當(dāng)前高位回歸歷史均值水平，因此選取2000年至今的所有歷史數(shù)據(jù)為樣本，以鉆井同比為自變量，以產(chǎn)量同比為因變量，搭建兩者回歸方程，通過鉆井變化進(jìn)一步推演產(chǎn)量變化。到2025年資本開支將與疫情前持平，產(chǎn)量較疫情前小幅增長。根據(jù)模型顯示，1）到2025年，上游資本開支將回升至疫情前水平，預(yù)計較疫情前略增長3%，但增速將從2023年開始逐漸回落，年均增速為8.2%。2）資本開支回升將推動鉆井增加，預(yù)計到2025年鉆井?dāng)?shù)量回升至接近疫情前水平，或略低于2019年3%，年均增速為0%。3）鉆井增加將推動產(chǎn)量回升，預(yù)計到2025年產(chǎn)量將超過2019年水平38萬桶/日，年均增速為53萬桶/日。4.2.2、資本開支增長緩慢，全球油氣供應(yīng)彈性偏低中期油氣供應(yīng)偏緊，但不會出現(xiàn)嚴(yán)重的供應(yīng)短缺。當(dāng)前全球進(jìn)入第五輪油氣投資周期，中期資本開支仍將增長，新增鉆井仍將增加，進(jìn)而推動新增產(chǎn)量增長；同時，考慮新增鉆井和新增產(chǎn)量的相關(guān)性呈現(xiàn)周期性，預(yù)計到2025年，伴隨資本開支的增加，新增鉆井對新增產(chǎn)量的影響趨于走弱。然而，在后疫情和碳中和時代，本輪投資周期資本開支增速或偏低，預(yù)計到2025年上游投資或僅可以與疫情前水平持平，因此在這期間，供應(yīng)增長或偏慢，呈現(xiàn)相對偏緊的供應(yīng)格局；而根據(jù)上述模型顯示，即使資本開支難在短期內(nèi)回到疫情前水平，也不會出現(xiàn)嚴(yán)重的供應(yīng)短缺。碳中和下資本開支逐步放緩，長期供應(yīng)或受影響。長期而言，碳中和背景下，本輪投資周期或呈現(xiàn)為弱周期，資本開支增速或偏低，進(jìn)而導(dǎo)致新增鉆井增長緩慢，影響產(chǎn)量增長速率。同時，碳中和下需求整體下行，價格中樞下移；但資本開支走弱或造成供應(yīng)增長放緩，導(dǎo)致供應(yīng)彈性下降，價格波動加大。
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