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1.1　能源供需結構性矛盾突顯，能源轉型任重道遠

2021年，全球經濟與能源消費恢復強勁但不均衡。在此伏彼起的新冠肺炎變異毒株疫情的影響下，抗疫由“遭遇戰”變為“持久戰”，世界各國政府普遍推出經濟刺激計劃，但由于財政政策力度不同，以及疫苗分配與接種的不均衡，各國復蘇差異顯著。預計2021年全球國內生產總值（GDP）增長6%，經濟總量較2019年增長2%左右；全球一次能源消費量為140.25億噸油當量，較2020年增長6.3%，較疫情前的2019年高出2.2%，全球能源需求增長中近70%來自新興市場國家和發展中國家，其需求比2019年高出3.4%，而發達國家能源消費量比疫情前低3%。

2021年，能源供需結構性錯配問題凸顯。從年初美國得克薩斯州大停電，到歐洲地區能源供應緊張，再到巴西、印度等國相繼出現電力供應不足，局部供需失衡導致全球能源價格暴漲，對當地經濟發展、社會生活造成嚴重影響，拖累全球經濟復蘇。尤其是作為能源轉型領跑者的歐洲地區，可再生能源供應的不穩定性與地緣政治因素交織，導致能源供給緊張，為其他國家敲響了警鐘。

歐洲大力發展可再生能源發電，抑制化石能源發展。2021年，北半球氣候反常，風力發電出力不足，發電量較往年大幅下降，迫使一些歐洲國家重啟昂貴的煤電和氣電，電價飆升打破了近年紀錄。加之由于美國干擾，“北溪-2”天然氣管道未能通氣，俄羅斯供氣增量有限，歐洲地區天然氣供應前景堪憂。在世界各國重塑能源產業鏈和供應鏈的過程中，催生出諸多不確定因素，導致出現階段性、結構性供需失衡和價格非理性寬幅震蕩，為能源轉型增加了風險和挑戰。在當前形勢下，國際地緣政治對全球能源發展的負面影響值得特別關注。

2021年，氣候變化國際合作取得新進展。年初，美國正式重返《巴黎協定》，應對氣候變化回歸國際合作路線。2021年11月，在《聯合國氣候變化框架公約》第26次締約方大會上，作為全球兩個最大的碳排放國，中美發布《中美關于在21世紀20年代強化氣候行動的格拉斯哥聯合宣言》，雙方同意建立“強化氣候行動工作組”，推動兩國氣候變化合作和多邊進程。中美在氣候變化方面的合作有助于加強全球氣候治理，有利于全球能源轉型的穩步推進。

2022年，全球經濟在疫情得到遏制的期待中，有望進一步恢復，能源與油氣市場景氣度將好于2021年。在能源轉型大趨勢的引領下，極端天氣、地緣政治仍是能源安全和油氣供應的主要風險，大國博弈仍是國際合作的主要干擾因素。

1.2　石油市場逐步復蘇，國際油價大幅上漲

2021年，國際油價呈震蕩沖高后下挫的走勢，布倫特原油期貨全年均價為70.95美元/桶，較2020年的43.21美元/桶上漲64.18%。前三季度，世界經濟與需求逐漸回升，美聯儲持續寬松的貨幣政策，為全球金融市場注入流動性，推動大宗商品價格快速上升，但“歐佩克+”的石油產量增長緩慢不盡人意，致國際油價大幅攀升。第四季度，美國通脹持續走高，美聯儲縮緊貨幣政策，新冠變異病毒再起并向全球蔓延擴散，疫情形勢加重，世界經濟下行壓力增大，美國聯合多個石油主要消費國釋放戰略石油儲備，油價轉為弱勢震蕩下挫。

2021年，世界石油需求量比上年上升550萬桶/日，恢復至9890萬桶/日，達到疫情前97%的水平；全球石油供應量比上年上升140萬桶/日，達到9630萬桶/日；全球石油供需平衡由上年供應嚴重過剩320萬桶/日轉變為供應短缺90萬桶/日。經濟合作與發展組織（OECD）商業石油庫存降至5年均值下方，市場進入供應受控下的緊平衡狀態。

預計2022年全球經濟將帶疫復蘇，疫情形勢總體可控，疫苗接種率提高，世界石油需求與上年相比將進一步提高330萬桶/日；在“歐佩克+”維持現有產量政策的情況下，不考慮取消對伊朗的制裁，世界石油供應將比上年增長640萬桶/日；世界石油市場將平均供大于需220萬桶/日，市場或將從降庫階段進入補庫階段。鑒于“歐佩克+”產油國經濟對油價依賴性高，供需基本面完全失衡的概率不大。美聯儲將進入收緊貨幣政策進程，美元進入升值周期，從而給油價帶來下行壓力?；鶞是榫跋?，國際油價在當前高位水平下面臨回調壓力，尤其下半年基本面壓力將顯著增大。預計2022年國際油價將呈現前高后低走勢，布倫特原油均價在69～74美元/桶。全球疫情形勢、“歐佩克+”產量政策、伊核談判進展等將成為影響2022年國際油價走勢的重要因素。

1.3　天然氣供需轉緊，氣價屢創歷史新高

2021年，隨著全球經濟在疫情中逐步復蘇、碳中和發力推進，全球天然氣消費較上年強勢反彈，估計全年消費量為4.0萬億立方米，比上年上升4.6%，大幅高于過去10年1.9%的平均水平。國際油價回升利好油氣上游生產，全球天然氣產量恢復增長，達到4.20萬億立方米，增幅由上年的-3.5%升至4.0%。全球天然氣市場區域結構性供需失衡矛盾突出，國際氣價上漲至歷史高位，成為2021年大宗商品“漲價王”。歐洲荷蘭TTF天然氣現貨均價為15.9美元/百萬英熱單位，比上年上漲397%，為2004年有價格記錄以來最高；東北亞液化天然氣（LNG）現貨均價為14.5美元/百萬英熱單位，比上年上漲280%，回升至2013－2014年高氣價水平；美國亨利中心（HenryHub）天然氣現貨均價為3.9美元/百萬英熱單位，比上年上漲93%，為近7年最高。

歐洲天然氣需求超預期增長、供應緊張是驅動氣價上漲的主要因素。2021年，歐洲天然氣消費量為5615億立方米，比上年上升3.8%，改變過去10年持續下降趨勢。究其原因，一是極端天氣、疫情波動與經濟溫和復蘇，推動天然氣需求持續回升。其中，歐洲民用、商業用氣量分別增加140億立方米和66億立方米，增速分別達到11%和13%。二是可再生能源出力不足，主要由化石能源補缺，推動碳排放交易價格由年初的40美元/噸飆升至101美元/噸，支撐氣價上行。供應側多因素疊加推動價格大幅攀升。一是俄羅斯對歐供氣減量。由于地緣政治因素干擾，“北溪-2”天然氣管道未能如期建成投產，特別是年底俄羅斯亞馬爾管道氣減供，引發氣價又一輪飆升。二是歐洲天然氣產量下降。挪威、英國、荷蘭天然氣產量合計比上年下降9.9%，這3個國家天然氣產量占歐洲總產量的75%。三是LNG進口比上年下降8.2%，地下儲氣庫庫存持續低于過去5年平均水平。

亞洲天然氣需求強勁，供需持續偏緊。受宏觀經濟、能源轉型、煤炭供應緊張等因素推動，中國天然氣需求增速達到13.4%。韓國“降核減煤”政策持續推進，LNG進口比上年增長13%。巴基斯坦、泰國等新興進口國經濟復蘇，需求增速較快。受全球新增液化產能不足和澳大利亞等國液化項目集中維護影響，區內LNG供應增量不及預期，供需持續緊張。

需求上升，LNG出口大幅提升，產量增長乏力導致整體供需趨緊。美國用氣需求比上年上升2.9%，2020年為-2.3%；LNG出口增至7100萬噸，比上年增長54%，出口原料氣需求強勁。供應側，受極端天氣影響，美國上游生產多次中斷，全年天然氣產量比上年僅增長1.4%，低于過去5年4.7%的平均水平，供需基本面持續收緊，地下儲氣庫庫存較過去5年平均水平下降1.8%。

2021年，全球LNG產能增至4.67億噸/年，比上年增長2.0%，低于上年4.8%的增速，為近7年最低。全球LNG貿易量為3.86億噸，比上年上升5.8%，新增需求量為2100萬噸，LNG供應緊張。在國際油價高位運行、LNG供應趨緊的背景下，全球LNG新簽合同呈現目的地條款限制趨嚴、合同期縮短與合同標的量增大等特點。

2022年，受疫情控制、經濟復蘇與減碳推進的預期拉動，預計全球天然氣需求量升至4.1萬億立方米，增速回歸至2%左右。高氣價利好天然氣生產，預計全球天然氣產量為4.3萬億立方米，增速為3.3%。全球LNG產能將升至4.75億噸/年，比上年增長2.5%。全球LNG需求量將達到4.09億噸，比上年增長6.2%，其中現貨需求量為9000萬噸，基本面依然趨緊。預計2022年，美國亨利中心現貨均價為3.5～4.0美元/百萬英熱單位，穩中有降；荷蘭TTF均價為15.5～16.5美元/百萬英熱單位，穩中有漲；東北亞LNG均價為15.0～16.0美元/百萬英熱單位，或有10%的增幅。

1.4　煉油能力30多年來首現凈減少，行業景氣度回升

2021年，中國和中東等地區新增煉油能力5830萬噸/年，而歐美和亞太等地區一批煉廠關閉，削減煉油能力1.036億噸/年，導致世界煉油總能力凈減4530萬噸/年，降至50.58億噸/年，為1988年以來首現煉油能力凈減少。美國煉油能力降至9.07億噸/年，中國則增至9.1億噸/年，中國煉油能力首次超過美國。

世界煉油行業景氣回升，總體運營表現明顯好于上年。原油加工總量觸底反彈，較上年增長4.2%，至7730萬桶/日，但仍低于2019年8160萬桶/日的水平。北美、中東增長較快，分別增長7.3%和7.4%，歐洲增幅為1.9%，非洲則下降5.3%。全球煉廠平均利用率走出低谷，從2020年的72%升至77%左右，但仍低于疫情前水平。

各地區煉油毛利表現各異。美國煉油毛利表現最為搶眼，阿格斯含硫原油（ASCI）焦化毛利從上年的3.7美元/桶大幅增長至10.75美元/桶。盡管航空燃油需求恢復繼續滯后，但美國汽油和餾分油消費量已反彈至5年平均水平，并高于2019年的水平。西北歐布倫特原油裂化毛利從1.44美元/桶上升至2.62美元/桶，仍低于疫情前水平。新加坡迪拜原油裂化毛利從1.5美元/桶回升至4.0美元/桶，已達到疫情前水平。各地煉廠根據市場需求變化及時調整油品收率，汽油和柴油收率分別從2020年的30.6%、35.8%升至31%、36.4%，航煤收率則從2020年的9.4%降至7.7%，燃料油收率從8.0%降至6.4%。

2022年，世界煉油能力有望恢復凈增長，新增煉油能力約1.3億噸/年，主要來自中東和亞太地區，總能力將達到51.8億噸/年左右。中國煉油能力仍將排名世界第一。世界煉油業將在國際油價持續保持中高位、疫后市場競爭激烈和實現“雙碳”目標壓力加大的形勢下，加快調整和轉型發展，行業總體經營情況將繼續回升。

1.5　乙烯產能大幅增長，行業運行狀況好轉，毛利分化

2021年，世界新增乙烯產能1385.4萬噸/年，增幅高達多年罕見的6.2%，總產能達到2.1億噸/年。中國新增產能占世界增量的67%，總產能達到4368萬噸/年，接近美國水平（4427萬噸/年）。世界乙烯需求快速復蘇，新增需求量約為850萬噸/年，新增量的增幅為146.4%，需求總量達到1.8億噸/年。在油價高企的帶動下，乙烯價格波動上行。但是，亞洲新增乙烯裝置的集中投產壓制了乙烯價格的回升幅度，CFR（離岸加運費價）東北亞和CFR東南亞乙烯全年均價比上年分別上漲37.3%和40.5%；受石腦油成本大幅推升影響，CIF（離岸加運費加保險價）西北歐乙烯價格比上年上漲130.8%；FD（目的地碼頭交貨）美國海灣乙烯價格比上年上漲68.5%，價格波動較大，走出“過山車”行情。

石腦油基乙烯毛利表現明顯遜于乙烷基乙烯。美國乙烯毛利明顯改善，乙烷基乙烯毛利均值為560美元/噸，遠高于上年的320美元/噸，也明顯好于其他地區。亞洲乙烯毛利持續下滑，石腦油基乙烯毛利先高后低，全年平均僅為72美元/噸，遠低于上年的230美元/噸。2021年中期以后，產能集中投放致使亞洲地區乙烯供應階段性過剩，加之原料價格隨油價攀升，石腦油基乙烯毛利跌至負值。歐洲乙烯毛利好于亞洲，全年均值在480美元/噸，高于上年的469美元/噸。

乙烯裝置開工率普遍回升，世界平均開工率從上年的80%回升至85%左右。美國從上年的85%回升至96%左右，日本從89%升至93%左右。由于新產能集中投運，亞太地區乙烯生產商持續承壓，開工率由上年的80%略升至83%左右。

2022年，世界乙烯產能將繼續大幅增長，預計新增產能1300萬噸/年左右，總產能達到2.23億噸/年，新增產能將主要來自中國、美國和印度。中國乙烯產能將超過美國。在高油價形勢下，石腦油基乙烯生產將繼續承壓，亞洲乙烯產能階段性過剩情況將加劇，乙烯原料輕質化趨勢將繼續。世界乙烯及下游衍生品市場競爭將更加激烈。近年來已取得突破、與傳統油氣基乙烯相比更具優勢的原油蒸汽裂解直接制乙烯等顛覆性新工藝技術將加快工業化發展。

1.6　油氣勘探開發投資回升，油氣產量增長恢復至疫情前水平

2021年，全球油氣勘探開發投資觸底回升，油氣儲量增量小幅下降。全球油氣發現數基本與上年持平，重大發現主要來自拉美地區。截至2021年11月15日，全球共獲得166個油氣發現，發現油氣儲量17.9億噸油當量，略少于上年；全球十大油氣發現中，巴西有4個，圭亞那有2個。

2021年石油產量為42.1億噸，比上年增長3300萬噸，增幅為0.8%。非洲地區的增量最多，其次是拉美地區。產量增長超過1000萬噸的國家有利比亞、伊朗、加拿大和委內瑞拉4國。受新冠肺炎疫情影響和歐佩克限產制約，沙特阿拉伯和尼日利亞減產。全球天然氣產量達到4.20萬億立方米，比上年增長1600億立方米，增幅為4.0%。增長較多的地區有俄羅斯－中亞、中東和非洲地區。產量增長較多的國家有俄羅斯、伊朗、埃及、中國、美國和阿爾及利亞，哈薩克斯坦和印度尼西亞減產。隨著世界經濟繼續恢復，預計2022年油氣產量將繼續保持增長。

2021年投資增長不及預期。盡管國際油價反彈并創2015年以來新高，但受新冠肺炎疫情和能源轉型影響，大多數油氣開發商仍保持謹慎態度，投資意愿不強。2021年，全球勘探開發投資支出為3470億美元，較2020年增長450億美元，增幅為15.0%。其中，北美地區勘探開發資本支出增長200億美元，增幅為22.5%，拉美和亞太地區勘探開發投資分別增長31.0%和11.4%。隨著投資者信心的恢復，預計2022年全球勘探開發投資增長將高于2021年。

2021年，全球工程技術服務市場規模約為1989億美元，僅比上年增長58億美元，增幅為3.0%。全球動用鉆機數回升勢頭不及油價和勘探開發投資增長幅度。全年全球動用鉆機數比上年僅增長6臺，增幅僅為0.2%。預計2022年隨著全球勘探開發投資繼續增長，全球工程技術服務市場規模和動用鉆機數量增幅均有望達到10%。

1.7　油氣資產交易恢復性增長，美國頁巖油行業繼續整合

2021年，全球油氣上游資產交易走出頹勢，開始恢復性增長。全年完成上游資產交易123宗，比上年上升45%，交易金額為1209億美元，比上年上升22%，但尚未恢復到2019年水平。隨著國際油價大幅增長，儲量交易價格大幅上漲，2021年儲量交易價格為2.79美元/桶，比上年上升78%。2021年資產交易以大型交易為主，由于大型石油公司為達到碳減排目標，開始出售部分油氣資產，加之美國頁巖油行業規模效益競爭愈發激烈，獨立石油公司選擇合并以增強競爭優勢。受上述因素影響，資產整裝出售或公司合并成為2021年大型交易的主要特點，交易金額超過10億美元的交易有22宗，涉及交易金額932億美元，占總交易額的77%。

北美頁巖油交易最為活躍。2021年，北美地區上游資產交易數量為75宗，占全球總交易數量的60%，交易金額為771億美元，占全球總交易額的64%。頁巖油區塊是最主要的交易資產，交易金額達到586億美元，占總交易額的49%。北美地區的獨立頁巖油生產商為提升企業規模實力降本增效，選擇了公司合并交易。其中的典型交易是卡伯特（Cabot）油氣公司以74億美元并購Cimarex能源公司，以及先鋒（Pioneer）自然資源公司以64億美元并購雙點（DoublePoint）能源公司。

未來幾年，美國頁巖油氣資產并購整合仍將繼續。擁有相鄰油氣資產的公司之間進行并購整合或將成為交易主流。北美頁巖油氣資產交易將從外部資本驅動下的規模擴張，轉為優勢互補、降本增效驅動下的重組整合，頁巖油氣行業難回快速增長的巔峰時期。

能源轉型促使部分大型石油公司調整業務結構，加快出售油氣資產。殼牌公司以95億美元將其在美國二疊紀盆地的油氣資產全部出售給康菲公司；必和必拓公司將其油氣資產以147億美元出售給澳大利亞伍德賽德（Woodside）石油公司。預計2022年部分國際石油公司仍將出售非核心地區油氣資產，其中不乏優質資產，這也給油氣資產買家提供了更多交易機會。

1.8　國際大石油公司業績大幅回升，低碳轉型明顯加快

2021年，隨著國際油價一路走高，?？松梨?、殼牌、bp、道達爾、雪佛龍5大國際石油公司經營業績大幅回升，前三季度5家公司合計營業收入增幅為44%，凈利潤為488億美元，比上年同期增長1035億美元。但國際大石油公司對未來油氣行業的發展信心仍未恢復，更加注重提高股東回報，努力維護脆弱的投資者關系。盡管自由現金流充裕，是上年同期的3倍，但大公司對資本支出仍較為謹慎，前三季度5家公司資本支出為527億美元，同比減少12.5%。5家公司油氣產量延續了2020年的下滑趨勢，同比下降3.4%，其中原油產量下降5.5%，天然氣產量下降0.8%。天然氣仍是國際大石油公司優先發展的業務。

2021年，國際大石油公司進一步加快轉型發展進程，上中下游全面推進。上游以油氣業務高效發展為前提，加速向核心領域優質資產集中。各公司借助此輪油價回升，加速推進既定資產剝離計劃，殼牌剝離了美國二疊紀盆地資產，道達爾剝離了加蓬終端和海上油田，?？松梨趧冸x出售了美國阿肯色州的頁巖氣資產。傳統油氣業務逐漸向天然氣傾斜，加快布局。煉油業務繼續優化調整，剝離非核心煉廠和低效煉能，在縮減規模的同時，對現有煉廠加快轉型升級。殼牌對所屬14個煉廠進行升級改造，擬于2030年整合為6個高價值的能源與化工品園區，道達爾、雪佛龍將擴大生物燃料生產規模，?？松梨趯⒓訌姼叨嘶ぎa品的投資。各大公司仍然看重銷售終端的創效能力，加速搶占零售市場業務，為向油、電、氫綜合服務站的中長期業務轉型提前布局。

國際大石油公司實質性地部署和推動低碳轉型發展，并未因油價的大幅回升而產生動搖。歐洲公司通過收購、并購等多種方式加快發展氫能、光伏發電、風電等多種新能源業務。bp明確表示，短期內的油價回升有利于公司在活躍的市場交易中推進資產剝離計劃，并不會影響其油氣產量削減40%的承諾。道達爾已更名為“道達爾能源”，以示其戰略轉型的決心，計劃到2030年將石油產品的銷售額減少30%，天然氣、電力、生物燃料銷售占比明顯提高。美國公司受政策和投資者壓力影響，也加大了對綠色低碳項目的投入，優先發展具有技術、規模優勢的碳捕集和封存業務。?？松梨趯⒃?022－2027年向低碳業務領域投資150億美元，2030年實現二疊紀盆地“凈零”碳排放；一向看好油氣業務的雪佛龍也首次承諾到2050年實現“凈零”碳排放，將在2021－2028年向低碳業務投資100億美元。

2022年，國際原油價格均值將保持在70美元/桶左右，隨著國際大石油公司信心恢復，投資將逐步增加。國際大石油公司油氣勘探開發將更偏向于投資經濟效益好、成本低的資產，加大資產處置力度，下游繼續控規模、調結構、促升級，在確保傳統油氣業務提質增效的同時，穩步推進綠色低碳多元化發展。

2.1　中國能源消費快速增長，綠色低碳轉型持續推進

2021年，中國實現“十四五”良好開局，經濟發展和疫情防控保持全球領先，經濟增速高達8.1%。能源需求快速增長，能源供需處于緊平衡狀態，價格出現高位震蕩。國內煤炭新增產能有限，進口減少，導致供應偏緊。國際貿易的快速增長，增加了部分省份用電量，由于新能源發電減少，煤電因各種原因未能及時彌補缺口，導致局部性電力供應不足，暴露了能源轉型中協同性不夠的問題。原油生產平穩增長，天然氣、電力生產增長較快，清潔能源消納取得新進展，風電、光電、水電利用率接近或高于97%。

估計2021年能源消費較上年快速增長，消費總量為53.8億噸標準煤，增速達8%。其中，原煤消費量為40.5億噸，與上年大致相當；石油表觀消費量為7.09億噸，比上年回落3.2%；天然氣消費量為3700億立方米，比上年增長13.4%。清潔能源（天然氣與非化石能源）消費占比達到25.2%，較上年增加1.1個百分點；煤炭消費占比為56.0%，較上年下降0.8個百分點；石油占比為18.8%，與上年持平。

估計全國用電量達到8.4萬億千瓦時，較上年增長11.4%，為近年最高增速。第一、第三產業用電量增速較快，均已逼近20%。預計單位GDP產值能耗為0.544噸標準煤/萬元，較上年下降2.2%，降幅有所放緩。

2021年，能源綠色低碳轉型深入推進，預計非化石能源發電量為2.3萬億千瓦時，增長9.7%，新能源發電量突破1萬億千瓦時。全年可再生能源發電裝機容量突破10億千瓦，其中新增超過1.68億千瓦（風電、光伏發電分別占33.1%和28.4%），約占全國新增發電設備裝機容量的60%。中國氫能布局與產業鏈構建實質性推進，一批氫能生產和加氫項目在全國多地啟動或投運。

2022年，在“雙碳”目標的引領下，能源行業將主動適應國家戰略要求，以民生為本，堅持“先立后破”原則，做好保供穩價。在增強國內資源生產保障能力的同時，堅持節約優先、提質增效。繼續提升清潔能源在能源結構中的占比，持續深化供給側改革，狠抓綠色技術攻關，堅定不移構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。

2.2　石油市場向常態回歸，市場秩序顯著好轉

2021年，中國石油市場隨疫情緩和逐步向常態回歸，市場呈現以下5大特點：一是原油產量繼續回升至1.99億噸，比上年增長2.4%，石油對外依存度首次下降，降至71.6%。二是成品油消費總體恢復至疫情前水平，全年成品油消費量為3.85億噸，比上年增長3.3%，其中汽油和柴油比上年分別增長5.8%和0.4%，均超出疫情前水平，煤油消費量僅恢復至疫情前的76.9%。三是成品油出口配額收窄，全年成品油凈出口量為3770萬噸，比上年降低11.5%，凈出口量近10年來首次回落。四是全年原油加工量為7.03億噸，比上年增長4.2%。由于成品油收率降低，中國有效管控進口原油，加速調和汽柴油資源退市，成品油產量比上年下降0.2%，降至4.17億噸。全年成品油供需基本面轉為供小于需578萬噸，全行業庫存有效下降，過剩形勢有所緩解。值得一提的是，中國煉廠主動調整產品結構，新投產大型煉化一體化項目“化主油輔”，成品油收率由2020年的62%降至59.3%。五是石油市場整頓力度空前，政策效果超出預期。政府通過征收調和原料消費稅、核查原油配額使用情況、加大稅收監管以及環保督查力度等措施，有效規范了煉油企業的生產經營活動，全年地方煉廠原油加工量份額回落1.9個百分點，至26.7%，是近10年來首次下降；表外汽油、柴油資源比上年分別減少1348萬噸和1178萬噸，市場秩序明顯好轉。

2021年9月、10月，國家分兩批組織投放國家儲備原油和成品油輪換，以緩解生產型企業的原材料價格上漲壓力和中國成品油市場結構性、區域性、階段性的供應緊張形勢，發揮了儲備資源的市場調節作用。

2022年，中國經濟穩中有進，國內疫情進一步緩和，支撐中國石油終端需求保持增長，預計2022年中國石油表觀消費量為7.35億噸，比上年增長3.7%，對外依存度回升至73%；成品油消費量為3.91億噸，比上年增長1.3%，其中汽油和煤油保持增長，增速分別為2.9%和13.2%，柴油轉為負增長，增速為-1.7%。隨著新建產能投產，預計2022年中國原油加工量將達到7.35億噸，比上年增長4.6%；成品油產量為4.23億噸，比上年增長1.4%。根據國家政策，中國成品油出口規模將進一步收窄，但鑒于中國煉油能力持續增長，為保證國內成品油資源供需平衡，凈出口規模需保持在3200萬噸以上。

2.3　中國天然氣消費量增長超出預期，全年供需偏緊

2021年，國內疫情有效防控保障了經濟發展，“雙碳”目標及推動能源轉型的相關政策驅動天然氣消費高速增長，全年供需偏緊。全年天然氣消費量達到3700億立方米，增量近440億立方米，比上年增長13.4%。天然氣在一次能源消費中占比為9.1%，提高0.4個百分點。

天然氣消費增速呈前高后低走勢。一季度，受寒潮及上年同期低基數影響，天然氣消費增速創歷史同期最高，達到21.1%，增量為176億立方米。二季度，工業新訂單和出口訂單指數持續高位，新燃氣電廠投產，受工業與發電用氣帶動，增速為20.3%，增量為146億立方米。三季度，宏觀經濟增速放緩，國際LNG現貨價格快速上漲推升用氣成本，需求增速放緩至10.0%，增量為75億立方米。四季度，受能耗“雙控”、大氣污染防治、LNG現貨價格持續處于歷史高位等影響，部分用氣企業停工，天然氣需求增速降至4.3%，增量僅為43億立方米。需要指出的是，由于內需持續修復，外需推動強勁，工業用氣快速增長，工業用氣量達到1471億立方米，增幅為15.9%。煤炭供應與煤電生產一度失調，天然氣發電由調峰轉為應急支撐，發電用氣量達到668億立方米，增幅為14.8%。此外，城市燃氣全年用氣量為1179億立方米，增幅為12.0%，化肥化工用氣量為384億立方米，增幅為7.2%，均已恢復到疫情前水平。

全年天然氣供應量為3746億立方米，比上年增長12.4%。國產氣首次突破2000億立方米，達2053億立方米，與上年相比增幅為8.2%，連續5年增產超過100億立方米。全年天然氣進口量為1676億立方米，與上年相比增速為19.0%，較上年大幅提升，其中進口LNG數量1106億立方米，增速為18.6%，超過日本成為全球第一大LNG進口國。天然氣對外依存度為45.3%，較上年上升2.1個百分點。天然氣進口價格總體上漲，管道氣進口價格比上年下跌12.5%，LNG進口價格上漲34.8%。受LNG現貨價格快速上漲影響，城市燃氣、電力企業形成的“第二梯隊”LNG進口量比上年下降2.5%。

天然氣輸配體系建設與完善取得新進展。中俄東線天然氣管道南段沿線4省全面開工；“西氣東輸”三線中段（中衛－吉安）工程正式啟動，將進一步完善中東部地區管網布局；陜京四線張家口市支線項目即將建成，將為張家口冬奧會場館供氣；潛江－韶關輸氣管道工程（郴州至韶關段）及新疆煤制氣外輸管道韶關站－西氣東輸二線始興站輸氣聯絡線工程順利投產；中國首個環島天然氣管網工程——海南省環島天然氣管網東環線正式運營。截至2021年底，中國天然氣跨省長輸管道總里程超過8.3萬千米。

儲氣庫建設加快推進。中國石油遼河油田雙臺子儲氣庫群雙6儲氣庫擴容上產工程正式投產，將成為中國調峰能力最大的儲氣庫，大幅提升東北及京津冀地區冬季天然氣保供能力；中國石化孤西儲氣庫、衛11儲氣庫、文13西儲氣庫、永21儲氣庫、清溪儲氣庫相繼投產。截至2021年底，中國在役儲氣庫（群）有15座，形成儲氣調峰能力171億立方米，比上年增長16%，占中國天然氣消費量的4.6%，進一步增強了中國天然氣調峰和穩定供氣能力。

預計2022年，中國天然氣消費量增長將放緩，供應仍將穩步增長，但供應增速低于消費增速，整體供需偏緊。由于“雙碳”“雙控”、清潔采暖等政策持續推進，中國天然氣需求仍將保持旺盛，但受煤炭增供、出口效應轉弱等影響，消費增速將放緩至8.1%，增量為300億立方米。工業燃料、發電用氣和城市燃氣仍是天然氣消費增長的主力，增速分別為10.0%、11.0%和6.7%。國產氣產量將達到2200億立方米，增長約150億立方米，較2021年有所回落；天然氣進口量達到1836億立方米，比上年增長160億立方米，對外依存度升至45.9%。預計東北亞LNG均價為15.0～16.0美元/百萬英熱單位，或有10%的增幅，國際高氣價可能對國內天然氣消費產生一定的負面影響。

2.4　油氣產量和儲量快速增長，油氣資源管理改革取得重要成果

2021年是中國石油企業完成“七年行動計劃”目標的關鍵之年。各油氣生產企業貫徹落實習近平總書記的重要指示精神，聚焦重點盆地、重點區域和非常規領域等目標，全力加強勘探開發，取得了一批戰略性發現，實現油氣產量和儲量雙增長，為確保國家能源安全、保障經濟發展做出了貢獻。

2021年，中國油氣新增探明地質儲量大增，石油新增探明地質儲量16.4億噸，天然氣新增探明地質儲量1.63萬億立方米，雙創歷史新高。頁巖油氣勘探取得戰略性突破，松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地等獲重大頁巖油發現，頁巖氣勘探突破4000米深度。西部盆地仍是勘探發現的重點潛力區，海域油氣勘探持續呈現新局面。

2021年，中國經濟在疫情有效防控中強勁復蘇，油氣需求顯著增長，疊加高油價，一些非常規和低效資源得以經濟開采，原油產量增長超出預期，達到1.99億噸，與上年相比增幅為1.8%；天然氣產量繼續以較大幅度增長，全年天然氣產量為2053億立方米，增幅為8.2%。非常規油氣勘探開發理論和技術取得系列突破，頁巖氣產量超過240億立方米，比上年增長18.8%，頁巖油實現經濟規模生產，南海超深水大氣田投運。

油氣上游投資回升，中國石化、中國海油保持投資增長，中國石油優化調整投資結構。各油氣生產企業努力控成本、控產量遞減，成效顯著。隨著行業的復蘇，油田服務業景氣度回升，利潤改善。

預計2022年國際油價保持相對高位，中國油氣探明儲量增量回歸至疫情前水平，頁巖油作為重點勘探開發對象可能出現新突破，西部和海域仍是中國增儲上產的主力地區；中國原油產量重上2億噸，天然氣產量繼續較快增長，預計達到2150億立方米（不含煤制氣）。

歷經10年的時間，中國油氣資源管理改革在推進探礦權競爭性出讓、區塊退出、資源有償使用以及油氣上游有序全面放開等方面取得了重要進展。今后，改革將進一步深化，以礦權硬退減和全面競爭性出讓為抓手，加快推進礦權有序流轉。國有石油企業面臨著礦權競爭主體增多、競爭程度加劇、資源保有難度加大、保有代價提高等嚴峻挑戰。隨著多元主體的進入，未來規范管理問題將更加突出。

2.5　中國煉油能力趕上美國，行業效益創歷史最好水平，“減油增化”取得實效

2021年，中國煉油能力持續較快增長，全年凈增能力2520萬噸/年（新增煉油能力3300萬噸/年，淘汰落后產能780萬噸/年），總能力升至9.1億噸/年，略高于“十三五”期間年均新增2350萬噸/年的速度。美國近兩年因煉廠關停，煉油產能減少3390萬噸，至9.07億噸/年，使得中國煉油能力趕上美國。

煉油行業結構加速優化調整。在煉油能力過剩、成品油需求減速以及“雙碳”目標約束下，中國主營煉廠在做大做強的同時，著力于對現有裝置進行結構調整，推進煉化一體化改造升級，例如鎮海煉化建成了目前中國最大的煉化一體化基地。地方大型煉化一體化項目加快建設，繼恒力石化、浙江石化在“十三五”建成運行后，盛虹煉化也即將投運，地方大型煉化一體化項目總產能將達到7600萬噸/年，占總煉油能力的比例達到8.3%。傳統地方煉廠落后產能加速淘汰，山東在集中力量建設裕龍島煉化一體化項目的同時，繼續淘汰落后產能，近兩年累計淘汰產能2050萬噸/年。

煉油行業“減油增化”加快推進，取得實效。民營新型“化主油輔”煉化一體化項目汽、煤、柴油收率均在50%以下，主營煉廠也調整現有裝置，“減油增化”成效顯現。2021年，煉油行業在原油加工量比上年增加4.2%至7.03億噸的基礎上，汽、柴、煤油產量比上年下降0.2%，收率下降2.7個百分點至59.3%；石腦油產量比上年大增14.6%，收率提高0.6個百分點至6.9%；估計化工輕油收率提高3個百分點至17%。

煉油行業生產運行恢復良好，效益創歷史最好水平。2021年，煉油行業生產運行已恢復至疫情前水平，煉廠平均開工率為77.2%，較上年提高1.1個百分點。煉油企業以市場為導向，適時調整產品結構，全面推進降本增效、提質提量，煉油效益創歷史最好水平。全行業煉油企業噸油利潤約為450元，較疫情前的2019年提高269元，增幅為148%。

2022年，按照現有在建及規劃項目，中國將凈增煉油能力2560萬噸/年，總能力達到9.37億噸/年，繼續居世界第一位。新增能力主要來自廣東石化、海南煉化、鑫?；?，山東3家地方煉廠將再淘汰煉油能力740萬噸/年。中國千萬噸級煉廠將增至36座，其中民營企業千萬噸級煉廠將增至4座。在煉油能力有增有減下，民企煉油能力穩定在2.7億噸/年，占比為28.8%。未來，煉化行業高質量發展將面臨幾個關鍵問題：一是煉油能力快速增長使中國成品油市場過剩壓力加大，需依靠大量出口進行平衡；二是煉廠“減油增化”僅是開始，消納能力有待提升；三是國際油價總體處于較高水平給煉廠帶來較大的降本增效壓力；四是在“雙碳”目標下，煉廠生產過程清潔化需更多地增加投入。

2.6　乙烯新增產能和當量自給率創新高，加快結構調整

2021年，中國前期集中建設的乙烯項目迎來密集投產期，共計11套乙烯裝置陸續建成投運，新增產能850萬噸/年，是中國乙烯工業史上產能建成投運最多的一年，中國乙烯總產能增至4368萬噸/年，比上年提高24.2%。聚乙烯、苯乙烯等下游衍生品產能也同步大幅增長。

中國乙烯行業原料輕質化比例明顯提高。中國石油充分利用國產天然氣資源，以自主研發技術在西北地區建成兩套大型乙烷裂解制乙烯生產裝置。民營企業也積極利用海外輕烴資源布局乙烯產能。2021年，中國以輕烴為原料的乙烯產能達到590萬噸/年，占總產能的13.5%，比上年提高6個百分點，石腦油基乙烯產能占比降至68%，煤基乙烯產能增長戛然而止。

乙烯及下游衍生品產量大幅增長。全年乙烯產量達到2784萬噸，比上年增長29%。即使考慮2020年的低基數效應，兩年平均增速也達到17.8%，明顯高于往年。油基、氣基產量迅速增長，分別為2252萬噸和380萬噸，分別提高246萬噸和260萬噸。但煤/甲醇基乙烯產量比上年下滑2%，僅為152萬噸。

中國乙烯行業市場開放進程加快。海峽兩岸最大的合資石化項目——古雷煉化建成投產，?？松梨诨葜蓓椖亢桶退狗蛘拷椖空介_工建設。民營企業加快大型乙烯項目產能建設，產能達到1383.5萬噸/年，占比達到31.7%。主營企業占比進一步降低至68.3%。

全年乙烯當量消費量為5745萬噸，與上年相比基本持平；當量自給率大幅提高至66.2%，比上年提高12個百分點。歐美受極端天氣、煉化企業轉型、事故關停等影響，乙烯供應減量，中國乙烯及下游產品出口量大幅增長，估計全年乙烯出口量為17.5萬噸，比上年提高86%。

乙烯價格明顯上漲，但利潤不佳。在國內外能源價格大幅上漲的背景下，乙烯年均價為1047美元/噸，比上年上漲297美元/噸。由于原油價格帶動石腦油價格上行，使乙烯－石腦油價差增加有限，從而影響了乙烯生產利潤，利潤比上年僅提高30美元/噸。煤/甲醇基乙烯虧損則更為嚴重。乙烯下游產品利潤比上年回落。

乙烯科技創新取得重大進展。中國石油投產的兩套乙烷制乙烯裝置采用了自主研發的乙烷蒸汽裂解工藝技術，打破了對國外技術的依賴。中國石化“復雜原料百萬噸級乙烯成套技術”的成功開發使得中國乙烯工業水平躋身國際前列，重點攻關項目“輕質原油裂解制乙烯技術開發及工業應用”獲試驗成功，實現了原油蒸汽裂解技術的國內首次工業化應用。中國乙烯工業數字化、智能化轉型也明顯加快，行業科技競爭力和國際影響力顯著提高。

2022年，中國新增乙烯產能將達到565萬噸/年，總產能增至4933萬噸/年。其中氣基乙烯延續快速發展勢頭，占比達到61%，已高于油基乙烯的投產規模。但應注意到，乙烯下游產品仍面臨嚴重的“中低端過剩、高端不足”的結構性矛盾，在碳中和目標下，如何兼顧行業發展與節能減碳的平衡，走出差異化和高端化高質量發展之路，將成為今后中國乙烯行業可持續發展的重要課題。

2.7　海外業務持續穩步推進，加快戰略轉型

2021年，中國企業經受住了前期低油價、大國博弈、疫情反復和“歐佩克+”減產等多重考驗，復工復產平穩有序，提質增效扎實推進，海外油氣產量穩中有升，海外勘探重點領域獲得多項重要發現，資產結構加快調整，高質量發展取得實質性突破，海外業務進入重要轉型期。

聚焦戰略核心區，海外權益油氣產量略有增長。中國企業堅持以效益為導向，加大重點項目建產上產力度，加大欠產項目的管控。圭亞那Liza油田一期等新項目帶來產量貢獻，海外油氣權益年產量保持在1.8億噸以上，較2020年微升0.8%。其中，原油權益產量為1.4億噸，天然氣權益產量為465億立方米，均較上年小幅增加。中國海油和中國石油海外油氣權益產量較上年分別上漲3.4%和1%，中國石化海外權益產量下降6%。

海外業務運行平穩，油氣勘探取得重大突破。在世界最有前景的區域和領域，中國企業都有所斬獲。巴西新項目阿拉姆區塊有望獲得世界級發現，圭亞那Stabroek、乍得、尼日爾等滾動勘探不斷取得新發現，落實數個萬億立方米級、億噸級規模儲量區，進一步夯實了海外發展的資源基礎。俄羅斯亞馬爾、北極LNG2、莫桑比克等一批海外LNG項目產能建設按計劃推進，俄羅斯西布爾化工項目、恒逸石化文萊項目二期進展順利，管道煉化合作總體平穩。

海外業務發展更加注重節奏和效果，結構和布局加快調整。一方面，中國企業海外新投資更加理性，重點推動俄羅斯、伊拉克等核心戰略區新項目開發，有序推進現有優質項目延期和股權增持，同時踐行綠色低碳發展理念，加大優質天然氣新項目獲取力度，并試點海外新能源和新材料，積極布局海外太陽能、海陸風電等新能源業務。另一方面，海外資產處置從嘗試性進入實操階段，中國企業加速部署和推動低效無效資產優化重組和處置，對高油價時期收購的效益較差、前景不好的資產加大處置決心，項目退出工作取得重要進展。

總體來看，中國企業海外業務已經進入重要轉型期，借鑒國際石油公司戰略轉型經驗，預計2022年中國企業海外資產結構和布局優化將會取得更多成果，成效更加顯著。

2.8　國家政策圍繞保供穩價、市場公平、綠色低碳轉型持續發力

2021年是“十四五”開局之年，國家以構建新發展格局為統領，對實施能源安全新戰略提出新要求。習近平總書記視察勝利油田時特別強調，“能源的飯碗必須端在自己手里”?！吨腥A人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》明確，“油氣核心需求依靠自保，夯實國內產量基礎，保持原油和天然氣穩產增產”。中央經濟工作會議要求，正確認識和把握初級產品供給保障，堅持以人民為中心的發展理念，增強國內資源生產保障能力，加快油氣先進開采技術的開發應用；確保能源供應，大企業特別是國有企業要帶頭保供穩價；深入推動能源革命，加快建設能源強國。

國家出臺一系列減稅降費和價格改革政策，支持油氣行業增儲上產，營造市場公平競爭環境。對油氣勘探開發儀器設備免征進口關稅和進口環節增值稅，繼續按一定比例返還天然氣進口環節增值稅，延長頁巖氣資源稅減征30%的優惠政策；繼續推進天然氣價格改革，規范跨省天然氣管道運輸定價和成本監審辦法；完善地質勘查監管及成品油消費稅征管，對混合芳烴、輕循環油和稀釋瀝青等進口產品視同石腦油或燃料油，征收進口環節消費稅，加強稅收監管，市場環境持續向好。

為推進能源行業綠色低碳轉型，國家密集出臺“雙碳”組合政策?！吨泄仓醒雵鴦赵宏P于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》和《2030年前碳達峰行動方案》的出臺，為中國“雙碳”工作做出了頂層規劃。各部委積極完善能耗“雙控”制度，嚴控“兩高”項目盲目發展，支持新能源發展，加快構建新型電力系統，打造循環經濟體系，強化生態環境保護，打出一套政策“組合拳”推進“雙碳”工作。全國碳排放權交易市場和綠色電力交易試點正式啟動，以市場機制促進企業節能減排。此外，為應對2021年下半年以來國內出現的能源供應緊張形勢，國家推動電力體制改革取得突破，提出建立全國統一的電力市場，更加強調處理好減污降碳與能源安全的關系，有序推動從能源生產、利用到經濟社會發展的全面綠色轉型。

2022年，國家將延續上述既定政策主基調，繼續推進能源領域改革，完善能源價格形成機制，深化礦權制度改革，加快礦權有序流轉，完善相關財稅政策，支持國內油氣勘探開發，擴大油氣儲備規模，提升油氣安全保障能力；繼續完善碳達峰、碳中和“1+N”政策體系，陸續出臺分領域、分行業的碳達峰實施方案，謀劃科技、金融、價格、財稅、土地、標準、監督考核等保障方案；逐步建立排污權、用能權等環境資源權的市場化交易機制和多元化的生態保護補償機制，引導油氣行業綠色轉型。

2.9　三大石油公司經營業績大幅回升，發展轉型加快推進

2021年，中國三大石油公司抓住經濟增速回彈、油氣市場回暖、國際油價回升的有利時機，加快發展，提質增效，交出了合格答卷。

三大石油公司經營業績大幅增長，收入利潤大幅攀升，走出下滑陰影。前三季度，得益于國際油價上漲、市場需求回升，以及經營成本有效控制，三大公司合計營業收入同比增長31.26%，凈利潤合計是上年同期的4倍。其中，中國石油收入增長31.84%，利潤是上年同期的7倍。三大石油公司主要業務板塊均實現盈利。其中，中國石油勘探開發板塊利潤提高140%，煉油和銷售板塊均實現扭虧為盈；中國石化煉油板塊由2020年的虧損158.7億元變為盈利532.8億元；中國石油和中國石化的化工板塊利潤也實現了翻番。前三季度，三大石油公司主要生產指標總體增長，合計油氣產量同比增加2.3%，其中天然氣產量增幅為7.8%。原油加工量、汽油煤油產量、成品油銷量、乙烯產量等下游主要生產指標也均實現增長。

經歷了持續多年的低油價和2020年的至暗時刻，三大石油公司在困境中逐步樹立了新的發展理念，加快轉變發展方式，低成本、高質量、可持續發展戰略逐漸成型。即使2021年國際油價高企，公司經營收入和利潤大幅攀升，三大石油公司仍堅持突出重點、有效控制投資，實施精細管理，推動降本增效，加大科技投入，發展方式從投資驅動向科技創新驅動轉變，推動產業鏈向高端化、智能化和低碳化發展?？萍紕撔聻橛蜌鈽I務發展注入了強大動力，油氣勘探取得重要突破，越來越多超深層、低滲透非常規油氣資源實現了效益開發，規?；M入接替序列；煉化一體化水平明顯提高，高端化工產品的替代進口取得顯著進展。中國三大石油公司的發展戰略已基本成型，在相當長的時期內將會一以貫之，不會因油價的上升波動而動搖。

中國三大石油公司始終以提升油氣供應能力，保障國家能源安全為己任。2021年，三大石油公司堅決落實習近平總書記“能源的飯碗必須端在自己的手里”的重要指示，聚焦重點盆地、重點區域、非常規資源，加大油氣勘探力度，獲得了一批戰略性突破；加快產能建設，夯實了國內產量基礎，增強國內油氣資源保障能力，階段性完成了加快油氣勘探開發“七年行動計劃”提出的各項任務。在認真履行國企責任中，中國三大石油公司轉變觀念，著力提高勘探開發投資的經濟有效性，兼顧保供與效益。

2021年是中國“雙碳”元年。作為化石能源生產企業，三大石油公司置身于這場革命之中責無旁貸，主動作為。加快業務結構調整，繼續大力加快天然氣發展，構建以油氣為主的多元化清潔化業務架構，持續推行化石能源清潔化、潔凈能源規?；?、生產過程低碳化。全面加速綠色轉型，根據自身優勢，積極探索發展規?；夥l電、風電、地熱、余熱利用等業務，布局氫能產業，推進碳捕集利用與封存技術（CCUS）的發展等。上述轉型已實質性啟動，預計2022年三大公司業務轉型將繼續推進，并將長期堅持，最終實現由石油公司向綜合性能源公司的轉變。

來源：《國際石油經濟》2022年第1期文章《石油市場逐步復蘇，能源轉型持續推進——全球油氣行業2021年回顧及2022年展望》