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1.1　能源供需结构性矛盾突显，能源转型任重道远

2021年，全球经济与能源消费恢复强劲但不均衡。在此伏彼起的新冠肺炎变异毒株疫情的影响下，抗疫由“遭遇战”变为“持久战”，世界各国政府普遍推出经济刺激计划，但由于财政政策力度不同，以及疫苗分配与接种的不均衡，各国复苏差异显著。预计2021年全球国内生产总值（GDP）增长6%，经济总量较2019年增长2%左右；全球一次能源消费量为140.25亿吨油当量，较2020年增长6.3%，较疫情前的2019年高出2.2%，全球能源需求增长中近70%来自新兴市场国家和发展中国家，其需求比2019年高出3.4%，而发达国家能源消费量比疫情前低3%。

2021年，能源供需结构性错配问题凸显。从年初美国得克萨斯州大停电，到欧洲地区能源供应紧张，再到巴西、印度等国相继出现电力供应不足，局部供需失衡导致全球能源价格暴涨，对当地经济发展、社会生活造成严重影响，拖累全球经济复苏。尤其是作为能源转型领跑者的欧洲地区，可再生能源供应的不稳定性与地缘政治因素交织，导致能源供给紧张，为其他国家敲响了警钟。

欧洲大力发展可再生能源发电，抑制化石能源发展。2021年，北半球气候反常，风力发电出力不足，发电量较往年大幅下降，迫使一些欧洲国家重启昂贵的煤电和气电，电价飙升打破了近年纪录。加之由于美国干扰，“北溪-2”天然气管道未能通气，俄罗斯供气增量有限，欧洲地区天然气供应前景堪忧。在世界各国重塑能源产业链和供应链的过程中，催生出诸多不确定因素，导致出现阶段性、结构性供需失衡和价格非理性宽幅震荡，为能源转型增加了风险和挑战。在当前形势下，国际地缘政治对全球能源发展的负面影响值得特别关注。

2021年，气候变化国际合作取得新进展。年初，美国正式重返《巴黎协定》，应对气候变化回归国际合作路线。2021年11月，在《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会上，作为全球两个最大的碳排放国，中美发布《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》，双方同意建立“强化气候行动工作组”，推动两国气候变化合作和多边进程。中美在气候变化方面的合作有助于加强全球气候治理，有利于全球能源转型的稳步推进。

2022年，全球经济在疫情得到遏制的期待中，有望进一步恢复，能源与油气市场景气度将好于2021年。在能源转型大趋势的引领下，极端天气、地缘政治仍是能源安全和油气供应的主要风险，大国博弈仍是国际合作的主要干扰因素。

1.2　石油市场逐步复苏，国际油价大幅上涨

2021年，国际油价呈震荡冲高后下挫的走势，布伦特原油期货全年均价为70.95美元/桶，较2020年的43.21美元/桶上涨64.18%。前三季度，世界经济与需求逐渐回升，美联储持续宽松的货币政策，为全球金融市场注入流动性，推动大宗商品价格快速上升，但“欧佩克+”的石油产量增长缓慢不尽人意，致国际油价大幅攀升。第四季度，美国通胀持续走高，美联储缩紧货币政策，新冠变异病毒再起并向全球蔓延扩散，疫情形势加重，世界经济下行压力增大，美国联合多个石油主要消费国释放战略石油储备，油价转为弱势震荡下挫。

2021年，世界石油需求量比上年上升550万桶/日，恢复至9890万桶/日，达到疫情前97%的水平；全球石油供应量比上年上升140万桶/日，达到9630万桶/日；全球石油供需平衡由上年供应严重过剩320万桶/日转变为供应短缺90万桶/日。经济合作与发展组织（OECD）商业石油库存降至5年均值下方，市场进入供应受控下的紧平衡状态。

预计2022年全球经济将带疫复苏，疫情形势总体可控，疫苗接种率提高，世界石油需求与上年相比将进一步提高330万桶/日；在“欧佩克+”维持现有产量政策的情况下，不考虑取消对伊朗的制裁，世界石油供应将比上年增长640万桶/日；世界石油市场将平均供大于需220万桶/日，市场或将从降库阶段进入补库阶段。鉴于“欧佩克+”产油国经济对油价依赖性高，供需基本面完全失衡的概率不大。美联储将进入收紧货币政策进程，美元进入升值周期，从而给油价带来下行压力。基准情景下，国际油价在当前高位水平下面临回调压力，尤其下半年基本面压力将显著增大。预计2022年国际油价将呈现前高后低走势，布伦特原油均价在69～74美元/桶。全球疫情形势、“欧佩克+”产量政策、伊核谈判进展等将成为影响2022年国际油价走势的重要因素。

1.3　天然气供需转紧，气价屡创历史新高

2021年，随着全球经济在疫情中逐步复苏、碳中和发力推进，全球天然气消费较上年强势反弹，估计全年消费量为4.0万亿立方米，比上年上升4.6%，大幅高于过去10年1.9%的平均水平。国际油价回升利好油气上游生产，全球天然气产量恢复增长，达到4.20万亿立方米，增幅由上年的-3.5%升至4.0%。全球天然气市场区域结构性供需失衡矛盾突出，国际气价上涨至历史高位，成为2021年大宗商品“涨价王”。欧洲荷兰TTF天然气现货均价为15.9美元/百万英热单位，比上年上涨397%，为2004年有价格记录以来最高；东北亚液化天然气（LNG）现货均价为14.5美元/百万英热单位，比上年上涨280%，回升至2013－2014年高气价水平；美国亨利中心（HenryHub）天然气现货均价为3.9美元/百万英热单位，比上年上涨93%，为近7年最高。

欧洲天然气需求超预期增长、供应紧张是驱动气价上涨的主要因素。2021年，欧洲天然气消费量为5615亿立方米，比上年上升3.8%，改变过去10年持续下降趋势。究其原因，一是极端天气、疫情波动与经济温和复苏，推动天然气需求持续回升。其中，欧洲民用、商业用气量分别增加140亿立方米和66亿立方米，增速分别达到11%和13%。二是可再生能源出力不足，主要由化石能源补缺，推动碳排放交易价格由年初的40美元/吨飙升至101美元/吨，支撑气价上行。供应侧多因素叠加推动价格大幅攀升。一是俄罗斯对欧供气减量。由于地缘政治因素干扰，“北溪-2”天然气管道未能如期建成投产，特别是年底俄罗斯亚马尔管道气减供，引发气价又一轮飙升。二是欧洲天然气产量下降。挪威、英国、荷兰天然气产量合计比上年下降9.9%，这3个国家天然气产量占欧洲总产量的75%。三是LNG进口比上年下降8.2%，地下储气库库存持续低于过去5年平均水平。

亚洲天然气需求强劲，供需持续偏紧。受宏观经济、能源转型、煤炭供应紧张等因素推动，中国天然气需求增速达到13.4%。韩国“降核减煤”政策持续推进，LNG进口比上年增长13%。巴基斯坦、泰国等新兴进口国经济复苏，需求增速较快。受全球新增液化产能不足和澳大利亚等国液化项目集中维护影响，区内LNG供应增量不及预期，供需持续紧张。

需求上升，LNG出口大幅提升，产量增长乏力导致整体供需趋紧。美国用气需求比上年上升2.9%，2020年为-2.3%；LNG出口增至7100万吨，比上年增长54%，出口原料气需求强劲。供应侧，受极端天气影响，美国上游生产多次中断，全年天然气产量比上年仅增长1.4%，低于过去5年4.7%的平均水平，供需基本面持续收紧，地下储气库库存较过去5年平均水平下降1.8%。

2021年，全球LNG产能增至4.67亿吨/年，比上年增长2.0%，低于上年4.8%的增速，为近7年最低。全球LNG贸易量为3.86亿吨，比上年上升5.8%，新增需求量为2100万吨，LNG供应紧张。在国际油价高位运行、LNG供应趋紧的背景下，全球LNG新签合同呈现目的地条款限制趋严、合同期缩短与合同标的量增大等特点。

2022年，受疫情控制、经济复苏与减碳推进的预期拉动，预计全球天然气需求量升至4.1万亿立方米，增速回归至2%左右。高气价利好天然气生产，预计全球天然气产量为4.3万亿立方米，增速为3.3%。全球LNG产能将升至4.75亿吨/年，比上年增长2.5%。全球LNG需求量将达到4.09亿吨，比上年增长6.2%，其中现货需求量为9000万吨，基本面依然趋紧。预计2022年，美国亨利中心现货均价为3.5～4.0美元/百万英热单位，稳中有降；荷兰TTF均价为15.5～16.5美元/百万英热单位，稳中有涨；东北亚LNG均价为15.0～16.0美元/百万英热单位，或有10%的增幅。

1.4　炼油能力30多年来首现净减少，行业景气度回升

2021年，中国和中东等地区新增炼油能力5830万吨/年，而欧美和亚太等地区一批炼厂关闭，削减炼油能力1.036亿吨/年，导致世界炼油总能力净减4530万吨/年，降至50.58亿吨/年，为1988年以来首现炼油能力净减少。美国炼油能力降至9.07亿吨/年，中国则增至9.1亿吨/年，中国炼油能力首次超过美国。

世界炼油行业景气回升，总体运营表现明显好于上年。原油加工总量触底反弹，较上年增长4.2%，至7730万桶/日，但仍低于2019年8160万桶/日的水平。北美、中东增长较快，分别增长7.3%和7.4%，欧洲增幅为1.9%，非洲则下降5.3%。全球炼厂平均利用率走出低谷，从2020年的72%升至77%左右，但仍低于疫情前水平。

各地区炼油毛利表现各异。美国炼油毛利表现最为抢眼，阿格斯含硫原油（ASCI）焦化毛利从上年的3.7美元/桶大幅增长至10.75美元/桶。尽管航空燃油需求恢复继续滞后，但美国汽油和馏分油消费量已反弹至5年平均水平，并高于2019年的水平。西北欧布伦特原油裂化毛利从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从1.5美元/桶回升至4.0美元/桶，已达到疫情前水平。各地炼厂根据市场需求变化及时调整油品收率，汽油和柴油收率分别从2020年的30.6%、35.8%升至31%、36.4%，航煤收率则从2020年的9.4%降至7.7%，燃料油收率从8.0%降至6.4%。

2022年，世界炼油能力有望恢复净增长，新增炼油能力约1.3亿吨/年，主要来自中东和亚太地区，总能力将达到51.8亿吨/年左右。中国炼油能力仍将排名世界第一。世界炼油业将在国际油价持续保持中高位、疫后市场竞争激烈和实现“双碳”目标压力加大的形势下，加快调整和转型发展，行业总体经营情况将继续回升。

1.5　乙烯产能大幅增长，行业运行状况好转，毛利分化

2021年，世界新增乙烯产能1385.4万吨/年，增幅高达多年罕见的6.2%，总产能达到2.1亿吨/年。中国新增产能占世界增量的67%，总产能达到4368万吨/年，接近美国水平（4427万吨/年）。世界乙烯需求快速复苏，新增需求量约为850万吨/年，新增量的增幅为146.4%，需求总量达到1.8亿吨/年。在油价高企的带动下，乙烯价格波动上行。但是，亚洲新增乙烯装置的集中投产压制了乙烯价格的回升幅度，CFR（离岸加运费价）东北亚和CFR东南亚乙烯全年均价比上年分别上涨37.3%和40.5%；受石脑油成本大幅推升影响，CIF（离岸加运费加保险价）西北欧乙烯价格比上年上涨130.8%；FD（目的地码头交货）美国海湾乙烯价格比上年上涨68.5%，价格波动较大，走出“过山车”行情。

石脑油基乙烯毛利表现明显逊于乙烷基乙烯。美国乙烯毛利明显改善，乙烷基乙烯毛利均值为560美元/吨，远高于上年的320美元/吨，也明显好于其他地区。亚洲乙烯毛利持续下滑，石脑油基乙烯毛利先高后低，全年平均仅为72美元/吨，远低于上年的230美元/吨。2021年中期以后，产能集中投放致使亚洲地区乙烯供应阶段性过剩，加之原料价格随油价攀升，石脑油基乙烯毛利跌至负值。欧洲乙烯毛利好于亚洲，全年均值在480美元/吨，高于上年的469美元/吨。

乙烯装置开工率普遍回升，世界平均开工率从上年的80%回升至85%左右。美国从上年的85%回升至96%左右，日本从89%升至93%左右。由于新产能集中投运，亚太地区乙烯生产商持续承压，开工率由上年的80%略升至83%左右。

2022年，世界乙烯产能将继续大幅增长，预计新增产能1300万吨/年左右，总产能达到2.23亿吨/年，新增产能将主要来自中国、美国和印度。中国乙烯产能将超过美国。在高油价形势下，石脑油基乙烯生产将继续承压，亚洲乙烯产能阶段性过剩情况将加剧，乙烯原料轻质化趋势将继续。世界乙烯及下游衍生品市场竞争将更加激烈。近年来已取得突破、与传统油气基乙烯相比更具优势的原油蒸汽裂解直接制乙烯等颠覆性新工艺技术将加快工业化发展。

1.6　油气勘探开发投资回升，油气产量增长恢复至疫情前水平

2021年，全球油气勘探开发投资触底回升，油气储量增量小幅下降。全球油气发现数基本与上年持平，重大发现主要来自拉美地区。截至2021年11月15日，全球共获得166个油气发现，发现油气储量17.9亿吨油当量，略少于上年；全球十大油气发现中，巴西有4个，圭亚那有2个。

2021年石油产量为42.1亿吨，比上年增长3300万吨，增幅为0.8%。非洲地区的增量最多，其次是拉美地区。产量增长超过1000万吨的国家有利比亚、伊朗、加拿大和委内瑞拉4国。受新冠肺炎疫情影响和欧佩克限产制约，沙特阿拉伯和尼日利亚减产。全球天然气产量达到4.20万亿立方米，比上年增长1600亿立方米，增幅为4.0%。增长较多的地区有俄罗斯－中亚、中东和非洲地区。产量增长较多的国家有俄罗斯、伊朗、埃及、中国、美国和阿尔及利亚，哈萨克斯坦和印度尼西亚减产。随着世界经济继续恢复，预计2022年油气产量将继续保持增长。

2021年投资增长不及预期。尽管国际油价反弹并创2015年以来新高，但受新冠肺炎疫情和能源转型影响，大多数油气开发商仍保持谨慎态度，投资意愿不强。2021年，全球勘探开发投资支出为3470亿美元，较2020年增长450亿美元，增幅为15.0%。其中，北美地区勘探开发资本支出增长200亿美元，增幅为22.5%，拉美和亚太地区勘探开发投资分别增长31.0%和11.4%。随着投资者信心的恢复，预计2022年全球勘探开发投资增长将高于2021年。

2021年，全球工程技术服务市场规模约为1989亿美元，仅比上年增长58亿美元，增幅为3.0%。全球动用钻机数回升势头不及油价和勘探开发投资增长幅度。全年全球动用钻机数比上年仅增长6台，增幅仅为0.2%。预计2022年随着全球勘探开发投资继续增长，全球工程技术服务市场规模和动用钻机数量增幅均有望达到10%。

1.7　油气资产交易恢复性增长，美国页岩油行业继续整合

2021年，全球油气上游资产交易走出颓势，开始恢复性增长。全年完成上游资产交易123宗，比上年上升45%，交易金额为1209亿美元，比上年上升22%，但尚未恢复到2019年水平。随着国际油价大幅增长，储量交易价格大幅上涨，2021年储量交易价格为2.79美元/桶，比上年上升78%。2021年资产交易以大型交易为主，由于大型石油公司为达到碳减排目标，开始出售部分油气资产，加之美国页岩油行业规模效益竞争愈发激烈，独立石油公司选择合并以增强竞争优势。受上述因素影响，资产整装出售或公司合并成为2021年大型交易的主要特点，交易金额超过10亿美元的交易有22宗，涉及交易金额932亿美元，占总交易额的77%。

北美页岩油交易最为活跃。2021年，北美地区上游资产交易数量为75宗，占全球总交易数量的60%，交易金额为771亿美元，占全球总交易额的64%。页岩油区块是最主要的交易资产，交易金额达到586亿美元，占总交易额的49%。北美地区的独立页岩油生产商为提升企业规模实力降本增效，选择了公司合并交易。其中的典型交易是卡伯特（Cabot）油气公司以74亿美元并购Cimarex能源公司，以及先锋（Pioneer）自然资源公司以64亿美元并购双点（DoublePoint）能源公司。

未来几年，美国页岩油气资产并购整合仍将继续。拥有相邻油气资产的公司之间进行并购整合或将成为交易主流。北美页岩油气资产交易将从外部资本驱动下的规模扩张，转为优势互补、降本增效驱动下的重组整合，页岩油气行业难回快速增长的巅峰时期。

能源转型促使部分大型石油公司调整业务结构，加快出售油气资产。壳牌公司以95亿美元将其在美国二叠纪盆地的油气资产全部出售给康菲公司；必和必拓公司将其油气资产以147亿美元出售给澳大利亚伍德赛德（Woodside）石油公司。预计2022年部分国际石油公司仍将出售非核心地区油气资产，其中不乏优质资产，这也给油气资产买家提供了更多交易机会。

1.8　国际大石油公司业绩大幅回升，低碳转型明显加快

2021年，随着国际油价一路走高，埃克森美孚、壳牌、bp、道达尔、雪佛龙5大国际石油公司经营业绩大幅回升，前三季度5家公司合计营业收入增幅为44%，净利润为488亿美元，比上年同期增长1035亿美元。但国际大石油公司对未来油气行业的发展信心仍未恢复，更加注重提高股东回报，努力维护脆弱的投资者关系。尽管自由现金流充裕，是上年同期的3倍，但大公司对资本支出仍较为谨慎，前三季度5家公司资本支出为527亿美元，同比减少12.5%。5家公司油气产量延续了2020年的下滑趋势，同比下降3.4%，其中原油产量下降5.5%，天然气产量下降0.8%。天然气仍是国际大石油公司优先发展的业务。

2021年，国际大石油公司进一步加快转型发展进程，上中下游全面推进。上游以油气业务高效发展为前提，加速向核心领域优质资产集中。各公司借助此轮油价回升，加速推进既定资产剥离计划，壳牌剥离了美国二叠纪盆地资产，道达尔剥离了加蓬终端和海上油田，埃克森美孚剥离出售了美国阿肯色州的页岩气资产。传统油气业务逐渐向天然气倾斜，加快布局。炼油业务继续优化调整，剥离非核心炼厂和低效炼能，在缩减规模的同时，对现有炼厂加快转型升级。壳牌对所属14个炼厂进行升级改造，拟于2030年整合为6个高价值的能源与化工品园区，道达尔、雪佛龙将扩大生物燃料生产规模，埃克森美孚将加强高端化工产品的投资。各大公司仍然看重销售终端的创效能力，加速抢占零售市场业务，为向油、电、氢综合服务站的中长期业务转型提前布局。

国际大石油公司实质性地部署和推动低碳转型发展，并未因油价的大幅回升而产生动摇。欧洲公司通过收购、并购等多种方式加快发展氢能、光伏发电、风电等多种新能源业务。bp明确表示，短期内的油价回升有利于公司在活跃的市场交易中推进资产剥离计划，并不会影响其油气产量削减40%的承诺。道达尔已更名为“道达尔能源”，以示其战略转型的决心，计划到2030年将石油产品的销售额减少30%，天然气、电力、生物燃料销售占比明显提高。美国公司受政策和投资者压力影响，也加大了对绿色低碳项目的投入，优先发展具有技术、规模优势的碳捕集和封存业务。埃克森美孚将在2022－2027年向低碳业务领域投资150亿美元，2030年实现二叠纪盆地“净零”碳排放；一向看好油气业务的雪佛龙也首次承诺到2050年实现“净零”碳排放，将在2021－2028年向低碳业务投资100亿美元。

2022年，国际原油价格均值将保持在70美元/桶左右，随着国际大石油公司信心恢复，投资将逐步增加。国际大石油公司油气勘探开发将更偏向于投资经济效益好、成本低的资产，加大资产处置力度，下游继续控规模、调结构、促升级，在确保传统油气业务提质增效的同时，稳步推进绿色低碳多元化发展。

2.1　中国能源消费快速增长，绿色低碳转型持续推进

2021年，中国实现“十四五”良好开局，经济发展和疫情防控保持全球领先，经济增速高达8.1%。能源需求快速增长，能源供需处于紧平衡状态，价格出现高位震荡。国内煤炭新增产能有限，进口减少，导致供应偏紧。国际贸易的快速增长，增加了部分省份用电量，由于新能源发电减少，煤电因各种原因未能及时弥补缺口，导致局部性电力供应不足，暴露了能源转型中协同性不够的问题。原油生产平稳增长，天然气、电力生产增长较快，清洁能源消纳取得新进展，风电、光电、水电利用率接近或高于97%。

估计2021年能源消费较上年快速增长，消费总量为53.8亿吨标准煤，增速达8%。其中，原煤消费量为40.5亿吨，与上年大致相当；石油表观消费量为7.09亿吨，比上年回落3.2%；天然气消费量为3700亿立方米，比上年增长13.4%。清洁能源（天然气与非化石能源）消费占比达到25.2%，较上年增加1.1个百分点；煤炭消费占比为56.0%，较上年下降0.8个百分点；石油占比为18.8%，与上年持平。

估计全国用电量达到8.4万亿千瓦时，较上年增长11.4%，为近年最高增速。第一、第三产业用电量增速较快，均已逼近20%。预计单位GDP产值能耗为0.544吨标准煤/万元，较上年下降2.2%，降幅有所放缓。

2021年，能源绿色低碳转型深入推进，预计非化石能源发电量为2.3万亿千瓦时，增长9.7%，新能源发电量突破1万亿千瓦时。全年可再生能源发电装机容量突破10亿千瓦，其中新增超过1.68亿千瓦（风电、光伏发电分别占33.1%和28.4%），约占全国新增发电设备装机容量的60%。中国氢能布局与产业链构建实质性推进，一批氢能生产和加氢项目在全国多地启动或投运。

2022年，在“双碳”目标的引领下，能源行业将主动适应国家战略要求，以民生为本，坚持“先立后破”原则，做好保供稳价。在增强国内资源生产保障能力的同时，坚持节约优先、提质增效。继续提升清洁能源在能源结构中的占比，持续深化供给侧改革，狠抓绿色技术攻关，坚定不移构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

2.2　石油市场向常态回归，市场秩序显著好转

2021年，中国石油市场随疫情缓和逐步向常态回归，市场呈现以下5大特点：一是原油产量继续回升至1.99亿吨，比上年增长2.4%，石油对外依存度首次下降，降至71.6%。二是成品油消费总体恢复至疫情前水平，全年成品油消费量为3.85亿吨，比上年增长3.3%，其中汽油和柴油比上年分别增长5.8%和0.4%，均超出疫情前水平，煤油消费量仅恢复至疫情前的76.9%。三是成品油出口配额收窄，全年成品油净出口量为3770万吨，比上年降低11.5%，净出口量近10年来首次回落。四是全年原油加工量为7.03亿吨，比上年增长4.2%。由于成品油收率降低，中国有效管控进口原油，加速调和汽柴油资源退市，成品油产量比上年下降0.2%，降至4.17亿吨。全年成品油供需基本面转为供小于需578万吨，全行业库存有效下降，过剩形势有所缓解。值得一提的是，中国炼厂主动调整产品结构，新投产大型炼化一体化项目“化主油辅”，成品油收率由2020年的62%降至59.3%。五是石油市场整顿力度空前，政策效果超出预期。政府通过征收调和原料消费税、核查原油配额使用情况、加大税收监管以及环保督查力度等措施，有效规范了炼油企业的生产经营活动，全年地方炼厂原油加工量份额回落1.9个百分点，至26.7%，是近10年来首次下降；表外汽油、柴油资源比上年分别减少1348万吨和1178万吨，市场秩序明显好转。

2021年9月、10月，国家分两批组织投放国家储备原油和成品油轮换，以缓解生产型企业的原材料价格上涨压力和中国成品油市场结构性、区域性、阶段性的供应紧张形势，发挥了储备资源的市场调节作用。

2022年，中国经济稳中有进，国内疫情进一步缓和，支撑中国石油终端需求保持增长，预计2022年中国石油表观消费量为7.35亿吨，比上年增长3.7%，对外依存度回升至73%；成品油消费量为3.91亿吨，比上年增长1.3%，其中汽油和煤油保持增长，增速分别为2.9%和13.2%，柴油转为负增长，增速为-1.7%。随着新建产能投产，预计2022年中国原油加工量将达到7.35亿吨，比上年增长4.6%；成品油产量为4.23亿吨，比上年增长1.4%。根据国家政策，中国成品油出口规模将进一步收窄，但鉴于中国炼油能力持续增长，为保证国内成品油资源供需平衡，净出口规模需保持在3200万吨以上。

2.3　中国天然气消费量增长超出预期，全年供需偏紧

2021年，国内疫情有效防控保障了经济发展，“双碳”目标及推动能源转型的相关政策驱动天然气消费高速增长，全年供需偏紧。全年天然气消费量达到3700亿立方米，增量近440亿立方米，比上年增长13.4%。天然气在一次能源消费中占比为9.1%，提高0.4个百分点。

天然气消费增速呈前高后低走势。一季度，受寒潮及上年同期低基数影响，天然气消费增速创历史同期最高，达到21.1%，增量为176亿立方米。二季度，工业新订单和出口订单指数持续高位，新燃气电厂投产，受工业与发电用气带动，增速为20.3%，增量为146亿立方米。三季度，宏观经济增速放缓，国际LNG现货价格快速上涨推升用气成本，需求增速放缓至10.0%，增量为75亿立方米。四季度，受能耗“双控”、大气污染防治、LNG现货价格持续处于历史高位等影响，部分用气企业停工，天然气需求增速降至4.3%，增量仅为43亿立方米。需要指出的是，由于内需持续修复，外需推动强劲，工业用气快速增长，工业用气量达到1471亿立方米，增幅为15.9%。煤炭供应与煤电生产一度失调，天然气发电由调峰转为应急支撑，发电用气量达到668亿立方米，增幅为14.8%。此外，城市燃气全年用气量为1179亿立方米，增幅为12.0%，化肥化工用气量为384亿立方米，增幅为7.2%，均已恢复到疫情前水平。

全年天然气供应量为3746亿立方米，比上年增长12.4%。国产气首次突破2000亿立方米，达2053亿立方米，与上年相比增幅为8.2%，连续5年增产超过100亿立方米。全年天然气进口量为1676亿立方米，与上年相比增速为19.0%，较上年大幅提升，其中进口LNG数量1106亿立方米，增速为18.6%，超过日本成为全球第一大LNG进口国。天然气对外依存度为45.3%，较上年上升2.1个百分点。天然气进口价格总体上涨，管道气进口价格比上年下跌12.5%，LNG进口价格上涨34.8%。受LNG现货价格快速上涨影响，城市燃气、电力企业形成的“第二梯队”LNG进口量比上年下降2.5%。

天然气输配体系建设与完善取得新进展。中俄东线天然气管道南段沿线4省全面开工；“西气东输”三线中段（中卫－吉安）工程正式启动，将进一步完善中东部地区管网布局；陕京四线张家口市支线项目即将建成，将为张家口冬奥会场馆供气；潜江－韶关输气管道工程（郴州至韶关段）及新疆煤制气外输管道韶关站－西气东输二线始兴站输气联络线工程顺利投产；中国首个环岛天然气管网工程——海南省环岛天然气管网东环线正式运营。截至2021年底，中国天然气跨省长输管道总里程超过8.3万千米。

储气库建设加快推进。中国石油辽河油田双台子储气库群双6储气库扩容上产工程正式投产，将成为中国调峰能力最大的储气库，大幅提升东北及京津冀地区冬季天然气保供能力；中国石化孤西储气库、卫11储气库、文13西储气库、永21储气库、清溪储气库相继投产。截至2021年底，中国在役储气库（群）有15座，形成储气调峰能力171亿立方米，比上年增长16%，占中国天然气消费量的4.6%，进一步增强了中国天然气调峰和稳定供气能力。

预计2022年，中国天然气消费量增长将放缓，供应仍将稳步增长，但供应增速低于消费增速，整体供需偏紧。由于“双碳”“双控”、清洁采暖等政策持续推进，中国天然气需求仍将保持旺盛，但受煤炭增供、出口效应转弱等影响，消费增速将放缓至8.1%，增量为300亿立方米。工业燃料、发电用气和城市燃气仍是天然气消费增长的主力，增速分别为10.0%、11.0%和6.7%。国产气产量将达到2200亿立方米，增长约150亿立方米，较2021年有所回落；天然气进口量达到1836亿立方米，比上年增长160亿立方米，对外依存度升至45.9%。预计东北亚LNG均价为15.0～16.0美元/百万英热单位，或有10%的增幅，国际高气价可能对国内天然气消费产生一定的负面影响。

2.4　油气产量和储量快速增长，油气资源管理改革取得重要成果

2021年是中国石油企业完成“七年行动计划”目标的关键之年。各油气生产企业贯彻落实习近平总书记的重要指示精神，聚焦重点盆地、重点区域和非常规领域等目标，全力加强勘探开发，取得了一批战略性发现，实现油气产量和储量双增长，为确保国家能源安全、保障经济发展做出了贡献。

2021年，中国油气新增探明地质储量大增，石油新增探明地质储量16.4亿吨，天然气新增探明地质储量1.63万亿立方米，双创历史新高。页岩油气勘探取得战略性突破，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等获重大页岩油发现，页岩气勘探突破4000米深度。西部盆地仍是勘探发现的重点潜力区，海域油气勘探持续呈现新局面。

2021年，中国经济在疫情有效防控中强劲复苏，油气需求显著增长，叠加高油价，一些非常规和低效资源得以经济开采，原油产量增长超出预期，达到1.99亿吨，与上年相比增幅为1.8%；天然气产量继续以较大幅度增长，全年天然气产量为2053亿立方米，增幅为8.2%。非常规油气勘探开发理论和技术取得系列突破，页岩气产量超过240亿立方米，比上年增长18.8%，页岩油实现经济规模生产，南海超深水大气田投运。

油气上游投资回升，中国石化、中国海油保持投资增长，中国石油优化调整投资结构。各油气生产企业努力控成本、控产量递减，成效显著。随着行业的复苏，油田服务业景气度回升，利润改善。

预计2022年国际油价保持相对高位，中国油气探明储量增量回归至疫情前水平，页岩油作为重点勘探开发对象可能出现新突破，西部和海域仍是中国增储上产的主力地区；中国原油产量重上2亿吨，天然气产量继续较快增长，预计达到2150亿立方米（不含煤制气）。

历经10年的时间，中国油气资源管理改革在推进探矿权竞争性出让、区块退出、资源有偿使用以及油气上游有序全面放开等方面取得了重要进展。今后，改革将进一步深化，以矿权硬退减和全面竞争性出让为抓手，加快推进矿权有序流转。国有石油企业面临着矿权竞争主体增多、竞争程度加剧、资源保有难度加大、保有代价提高等严峻挑战。随着多元主体的进入，未来规范管理问题将更加突出。

2.5　中国炼油能力赶上美国，行业效益创历史最好水平，“减油增化”取得实效

2021年，中国炼油能力持续较快增长，全年净增能力2520万吨/年（新增炼油能力3300万吨/年，淘汰落后产能780万吨/年），总能力升至9.1亿吨/年，略高于“十三五”期间年均新增2350万吨/年的速度。美国近两年因炼厂关停，炼油产能减少3390万吨，至9.07亿吨/年，使得中国炼油能力赶上美国。

炼油行业结构加速优化调整。在炼油能力过剩、成品油需求减速以及“双碳”目标约束下，中国主营炼厂在做大做强的同时，着力于对现有装置进行结构调整，推进炼化一体化改造升级，例如镇海炼化建成了目前中国最大的炼化一体化基地。地方大型炼化一体化项目加快建设，继恒力石化、浙江石化在“十三五”建成运行后，盛虹炼化也即将投运，地方大型炼化一体化项目总产能将达到7600万吨/年，占总炼油能力的比例达到8.3%。传统地方炼厂落后产能加速淘汰，山东在集中力量建设裕龙岛炼化一体化项目的同时，继续淘汰落后产能，近两年累计淘汰产能2050万吨/年。

炼油行业“减油增化”加快推进，取得实效。民营新型“化主油辅”炼化一体化项目汽、煤、柴油收率均在50%以下，主营炼厂也调整现有装置，“减油增化”成效显现。2021年，炼油行业在原油加工量比上年增加4.2%至7.03亿吨的基础上，汽、柴、煤油产量比上年下降0.2%，收率下降2.7个百分点至59.3%；石脑油产量比上年大增14.6%，收率提高0.6个百分点至6.9%；估计化工轻油收率提高3个百分点至17%。

炼油行业生产运行恢复良好，效益创历史最好水平。2021年，炼油行业生产运行已恢复至疫情前水平，炼厂平均开工率为77.2%，较上年提高1.1个百分点。炼油企业以市场为导向，适时调整产品结构，全面推进降本增效、提质提量，炼油效益创历史最好水平。全行业炼油企业吨油利润约为450元，较疫情前的2019年提高269元，增幅为148%。

2022年，按照现有在建及规划项目，中国将净增炼油能力2560万吨/年，总能力达到9.37亿吨/年，继续居世界第一位。新增能力主要来自广东石化、海南炼化、鑫海化工，山东3家地方炼厂将再淘汰炼油能力740万吨/年。中国千万吨级炼厂将增至36座，其中民营企业千万吨级炼厂将增至4座。在炼油能力有增有减下，民企炼油能力稳定在2.7亿吨/年，占比为28.8%。未来，炼化行业高质量发展将面临几个关键问题：一是炼油能力快速增长使中国成品油市场过剩压力加大，需依靠大量出口进行平衡；二是炼厂“减油增化”仅是开始，消纳能力有待提升；三是国际油价总体处于较高水平给炼厂带来较大的降本增效压力；四是在“双碳”目标下，炼厂生产过程清洁化需更多地增加投入。

2.6　乙烯新增产能和当量自给率创新高，加快结构调整

2021年，中国前期集中建设的乙烯项目迎来密集投产期，共计11套乙烯装置陆续建成投运，新增产能850万吨/年，是中国乙烯工业史上产能建成投运最多的一年，中国乙烯总产能增至4368万吨/年，比上年提高24.2%。聚乙烯、苯乙烯等下游衍生品产能也同步大幅增长。

中国乙烯行业原料轻质化比例明显提高。中国石油充分利用国产天然气资源，以自主研发技术在西北地区建成两套大型乙烷裂解制乙烯生产装置。民营企业也积极利用海外轻烃资源布局乙烯产能。2021年，中国以轻烃为原料的乙烯产能达到590万吨/年，占总产能的13.5%，比上年提高6个百分点，石脑油基乙烯产能占比降至68%，煤基乙烯产能增长戛然而止。

乙烯及下游衍生品产量大幅增长。全年乙烯产量达到2784万吨，比上年增长29%。即使考虑2020年的低基数效应，两年平均增速也达到17.8%，明显高于往年。油基、气基产量迅速增长，分别为2252万吨和380万吨，分别提高246万吨和260万吨。但煤/甲醇基乙烯产量比上年下滑2%，仅为152万吨。

中国乙烯行业市场开放进程加快。海峡两岸最大的合资石化项目——古雷炼化建成投产，埃克森美孚惠州项目和巴斯夫湛江项目正式开工建设。民营企业加快大型乙烯项目产能建设，产能达到1383.5万吨/年，占比达到31.7%。主营企业占比进一步降低至68.3%。

全年乙烯当量消费量为5745万吨，与上年相比基本持平；当量自给率大幅提高至66.2%，比上年提高12个百分点。欧美受极端天气、炼化企业转型、事故关停等影响，乙烯供应减量，中国乙烯及下游产品出口量大幅增长，估计全年乙烯出口量为17.5万吨，比上年提高86%。

乙烯价格明显上涨，但利润不佳。在国内外能源价格大幅上涨的背景下，乙烯年均价为1047美元/吨，比上年上涨297美元/吨。由于原油价格带动石脑油价格上行，使乙烯－石脑油价差增加有限，从而影响了乙烯生产利润，利润比上年仅提高30美元/吨。煤/甲醇基乙烯亏损则更为严重。乙烯下游产品利润比上年回落。

乙烯科技创新取得重大进展。中国石油投产的两套乙烷制乙烯装置采用了自主研发的乙烷蒸汽裂解工艺技术，打破了对国外技术的依赖。中国石化“复杂原料百万吨级乙烯成套技术”的成功开发使得中国乙烯工业水平跻身国际前列，重点攻关项目“轻质原油裂解制乙烯技术开发及工业应用”获试验成功，实现了原油蒸汽裂解技术的国内首次工业化应用。中国乙烯工业数字化、智能化转型也明显加快，行业科技竞争力和国际影响力显著提高。

2022年，中国新增乙烯产能将达到565万吨/年，总产能增至4933万吨/年。其中气基乙烯延续快速发展势头，占比达到61%，已高于油基乙烯的投产规模。但应注意到，乙烯下游产品仍面临严重的“中低端过剩、高端不足”的结构性矛盾，在碳中和目标下，如何兼顾行业发展与节能减碳的平衡，走出差异化和高端化高质量发展之路，将成为今后中国乙烯行业可持续发展的重要课题。

2.7　海外业务持续稳步推进，加快战略转型

2021年，中国企业经受住了前期低油价、大国博弈、疫情反复和“欧佩克+”减产等多重考验，复工复产平稳有序，提质增效扎实推进，海外油气产量稳中有升，海外勘探重点领域获得多项重要发现，资产结构加快调整，高质量发展取得实质性突破，海外业务进入重要转型期。

聚焦战略核心区，海外权益油气产量略有增长。中国企业坚持以效益为导向，加大重点项目建产上产力度，加大欠产项目的管控。圭亚那Liza油田一期等新项目带来产量贡献，海外油气权益年产量保持在1.8亿吨以上，较2020年微升0.8%。其中，原油权益产量为1.4亿吨，天然气权益产量为465亿立方米，均较上年小幅增加。中国海油和中国石油海外油气权益产量较上年分别上涨3.4%和1%，中国石化海外权益产量下降6%。

海外业务运行平稳，油气勘探取得重大突破。在世界最有前景的区域和领域，中国企业都有所斩获。巴西新项目阿拉姆区块有望获得世界级发现，圭亚那Stabroek、乍得、尼日尔等滚动勘探不断取得新发现，落实数个万亿立方米级、亿吨级规模储量区，进一步夯实了海外发展的资源基础。俄罗斯亚马尔、北极LNG2、莫桑比克等一批海外LNG项目产能建设按计划推进，俄罗斯西布尔化工项目、恒逸石化文莱项目二期进展顺利，管道炼化合作总体平稳。

海外业务发展更加注重节奏和效果，结构和布局加快调整。一方面，中国企业海外新投资更加理性，重点推动俄罗斯、伊拉克等核心战略区新项目开发，有序推进现有优质项目延期和股权增持，同时践行绿色低碳发展理念，加大优质天然气新项目获取力度，并试点海外新能源和新材料，积极布局海外太阳能、海陆风电等新能源业务。另一方面，海外资产处置从尝试性进入实操阶段，中国企业加速部署和推动低效无效资产优化重组和处置，对高油价时期收购的效益较差、前景不好的资产加大处置决心，项目退出工作取得重要进展。

总体来看，中国企业海外业务已经进入重要转型期，借鉴国际石油公司战略转型经验，预计2022年中国企业海外资产结构和布局优化将会取得更多成果，成效更加显著。

2.8　国家政策围绕保供稳价、市场公平、绿色低碳转型持续发力

2021年是“十四五”开局之年，国家以构建新发展格局为统领，对实施能源安全新战略提出新要求。习近平总书记视察胜利油田时特别强调，“能源的饭碗必须端在自己手里”。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确，“油气核心需求依靠自保，夯实国内产量基础，保持原油和天然气稳产增产”。中央经济工作会议要求，正确认识和把握初级产品供给保障，坚持以人民为中心的发展理念，增强国内资源生产保障能力，加快油气先进开采技术的开发应用；确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价；深入推动能源革命，加快建设能源强国。

国家出台一系列减税降费和价格改革政策，支持油气行业增储上产，营造市场公平竞争环境。对油气勘探开发仪器设备免征进口关税和进口环节增值税，继续按一定比例返还天然气进口环节增值税，延长页岩气资源税减征30%的优惠政策；继续推进天然气价格改革，规范跨省天然气管道运输定价和成本监审办法；完善地质勘查监管及成品油消费税征管，对混合芳烃、轻循环油和稀释沥青等进口产品视同石脑油或燃料油，征收进口环节消费税，加强税收监管，市场环境持续向好。

为推进能源行业绿色低碳转型，国家密集出台“双碳”组合政策。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》的出台，为中国“双碳”工作做出了顶层规划。各部委积极完善能耗“双控”制度，严控“两高”项目盲目发展，支持新能源发展，加快构建新型电力系统，打造循环经济体系，强化生态环境保护，打出一套政策“组合拳”推进“双碳”工作。全国碳排放权交易市场和绿色电力交易试点正式启动，以市场机制促进企业节能减排。此外，为应对2021年下半年以来国内出现的能源供应紧张形势，国家推动电力体制改革取得突破，提出建立全国统一的电力市场，更加强调处理好减污降碳与能源安全的关系，有序推动从能源生产、利用到经济社会发展的全面绿色转型。

2022年，国家将延续上述既定政策主基调，继续推进能源领域改革，完善能源价格形成机制，深化矿权制度改革，加快矿权有序流转，完善相关财税政策，支持国内油气勘探开发，扩大油气储备规模，提升油气安全保障能力；继续完善碳达峰、碳中和“1+N”政策体系，陆续出台分领域、分行业的碳达峰实施方案，谋划科技、金融、价格、财税、土地、标准、监督考核等保障方案；逐步建立排污权、用能权等环境资源权的市场化交易机制和多元化的生态保护补偿机制，引导油气行业绿色转型。

2.9　三大石油公司经营业绩大幅回升，发展转型加快推进

2021年，中国三大石油公司抓住经济增速回弹、油气市场回暖、国际油价回升的有利时机，加快发展，提质增效，交出了合格答卷。

三大石油公司经营业绩大幅增长，收入利润大幅攀升，走出下滑阴影。前三季度，得益于国际油价上涨、市场需求回升，以及经营成本有效控制，三大公司合计营业收入同比增长31.26%，净利润合计是上年同期的4倍。其中，中国石油收入增长31.84%，利润是上年同期的7倍。三大石油公司主要业务板块均实现盈利。其中，中国石油勘探开发板块利润提高140%，炼油和销售板块均实现扭亏为盈；中国石化炼油板块由2020年的亏损158.7亿元变为盈利532.8亿元；中国石油和中国石化的化工板块利润也实现了翻番。前三季度，三大石油公司主要生产指标总体增长，合计油气产量同比增加2.3%，其中天然气产量增幅为7.8%。原油加工量、汽油煤油产量、成品油销量、乙烯产量等下游主要生产指标也均实现增长。

经历了持续多年的低油价和2020年的至暗时刻，三大石油公司在困境中逐步树立了新的发展理念，加快转变发展方式，低成本、高质量、可持续发展战略逐渐成型。即使2021年国际油价高企，公司经营收入和利润大幅攀升，三大石油公司仍坚持突出重点、有效控制投资，实施精细管理，推动降本增效，加大科技投入，发展方式从投资驱动向科技创新驱动转变，推动产业链向高端化、智能化和低碳化发展。科技创新为油气业务发展注入了强大动力，油气勘探取得重要突破，越来越多超深层、低渗透非常规油气资源实现了效益开发，规模化进入接替序列；炼化一体化水平明显提高，高端化工产品的替代进口取得显著进展。中国三大石油公司的发展战略已基本成型，在相当长的时期内将会一以贯之，不会因油价的上升波动而动摇。

中国三大石油公司始终以提升油气供应能力，保障国家能源安全为己任。2021年，三大石油公司坚决落实习近平总书记“能源的饭碗必须端在自己的手里”的重要指示，聚焦重点盆地、重点区域、非常规资源，加大油气勘探力度，获得了一批战略性突破；加快产能建设，夯实了国内产量基础，增强国内油气资源保障能力，阶段性完成了加快油气勘探开发“七年行动计划”提出的各项任务。在认真履行国企责任中，中国三大石油公司转变观念，着力提高勘探开发投资的经济有效性，兼顾保供与效益。

2021年是中国“双碳”元年。作为化石能源生产企业，三大石油公司置身于这场革命之中责无旁贷，主动作为。加快业务结构调整，继续大力加快天然气发展，构建以油气为主的多元化清洁化业务架构，持续推行化石能源清洁化、洁净能源规模化、生产过程低碳化。全面加速绿色转型，根据自身优势，积极探索发展规模化光伏发电、风电、地热、余热利用等业务，布局氢能产业，推进碳捕集利用与封存技术（CCUS）的发展等。上述转型已实质性启动，预计2022年三大公司业务转型将继续推进，并将长期坚持，最终实现由石油公司向综合性能源公司的转变。

来源：《国际石油经济》2022年第1期文章《石油市场逐步复苏，能源转型持续推进——全球油气行业2021年回顾及2022年展望》