2022 年原油价格走势在从供应风险交易向需求风险交易过渡的过程中完成本轮牛市筑顶，上半年基本面强现实驱动油价维持上涨的趋势，地缘冲突抬升溢价水平。地缘冲突对油价的影响与过去多次的情形相似，在冲突初期风险溢价达到鼎盛，油价在短时间大幅度上涨，在 3 月 8 日，伴随着美国和英国等宣布对俄罗斯石油禁运，市场对俄罗斯供应风险的预期达到极致，价格收于全年高点 127.98 美元/桶。随后虽然制裁不断在升级，但由于观察到贸易流变化，俄罗斯出口未受到明显影响，市场对俄罗斯断供的担忧缓解，因此在 6 月初欧盟宣布对俄罗斯石油禁运后，价格表现相对温和，风险溢价不断下修。随着美联储 6 月中旬开启激进加息周期，价格主导因素从供应转向需求，迫于通胀压力欧美央行在经济已经出现类滞胀风险的情况下仍强势货币紧缩，因此市场对经济下行的担忧渐盛，期间虽然 OPEC+宣布减产力图提振油价，油价中枢仍持续回落，年末油价基本回吐年内全部涨幅。我们认为 1H23 市场仍将围绕需求交易，进入弱现实的交易，需求回落将相应对冲供应风险。
2.1、原油贸易流变化将帮助俄罗斯出口维持相对平稳
欧盟对俄罗斯海运原油禁令在 22 年 12 月 5 日正式生效，从 2 月底冲突发生以来，俄罗斯原油依靠大幅折价的价格优势吸引到新买家，原油市场贸易流变化较顺畅，俄罗斯原油出口量在 3 月-11 月甚至有一定幅度回升，平均达到 355 万桶/天。印度成为俄罗斯原油一个重要的新买家，俄罗斯至印度平均出口量上升超过 80 万桶/天。俄罗斯向中国海运出口增量在下半年以来稳定在 25 万桶/天左右，非欧盟 G7 国家从 6 月开始已经停止俄罗斯原油的采购，俄罗斯至欧盟出口量逐步下降，11 月仅为 60 万桶/天，流向意大利、保加利亚和荷兰，已较高点下降 110 万桶/天左右。 大多数欧盟国家在制裁落地前开始寻找替代资源，尤其西北欧国家的降幅明显，下半年俄罗斯仅有向意大利和保加利亚的出口量高于 2021 年平均水平，保加利亚由于地理位置原因被豁免在 2024 年底前可以维持俄油海运进口，意大利则是由于位于 Sicily 的ISAB Lukoil Refinery 对俄油依赖较高，依然大量进口俄油加工和储备库存，若未来无法找到替代，该炼厂可能面临减产。贸易流变化导致俄罗斯原油向市场供应基本稳定，因此俄罗斯产量从冲突初期下降近 100 万桶/天逐步回升。为弥补俄罗斯对欧盟供应量下降造成的缺口以及满足需求增量，全球其他主要原油出口区域对欧盟的出口量均有增加，OPEC 主要国家持续增产给市场提供增量，美国 SPR 释放也导致出口需求上升，墨西哥湾沿岸的原油价格相对欧洲北海原油的出现深度折价驱动美国原油流向欧洲，但运输成本的大幅波动也对套利机会形成一定影响。
在 12 月 5 日生效的欧盟制裁中，除俄罗斯原油进口禁令外，还包括禁止欧盟和英国企业为运输俄罗斯石油的船只提供保险，除非交易价格在欧盟规定的价格上限以下，因此欧盟和 G7 赶在欧盟禁运制裁生效前将俄罗斯石油价格上限设定在 60 美元/桶，也是有意降低对俄罗斯原油出口的限制力度。欧盟和 G7 价格上限将从 2023 年 1 月起每两个月进行定期评估和修订。由于欧盟和 G7 已经大多宣布禁止进口俄罗斯原油，因此价格上限主要针对俄罗斯与其他第三国的贸易。我们已经从冲突至今的贸易流中观察到未来亚洲将是俄罗斯原油的主要买家，以印度和中国为主。西方国家实施限价的主要目的是打压俄罗斯从石油出口中获得更高收入的同时，保证俄罗斯供应留在市场。俄罗斯多次重申不会向参与石油限价的国家出售石油。主要买家中，印度已经表示将继续购买俄油，甚至寻求签订长约保证供应。中国以采购 ESPO 为主，主要是运输距离优势。在上半年俄油折价超过 30 美元/桶期间，中国采购 Urals 也有明显增加，因此未来俄油的深度折价以及随着中国市场需求逐步恢复，我们认为未来俄油流向中国仍有空间。
自宣布计划限价以来，市场一直对限价是否奏效以及如何实施存在质疑，太低的价格可能导致俄罗斯主动削减石油出口，导致全球出现较大供应缺口，有悖于西方国家的初衷，但价格过高又将使限价形同虚设。过去 90%的航运保险都由总部位于伦敦的国际保赔协会集团(International Group of P&I Clubs)提供，同时严重依赖欧盟的再保险服务，因此西方国家在航运保险领域具有垄断地位。当然，航运保险制裁并非首次出现，买家可以通过主权担保或启用俄罗斯国内保险机构来替代西方国家提供的航运保险业务。俄罗斯第四大保险公司 Ingosstrakh 和国有控股的俄罗斯国家再保险公司（RNRC）已经接手俄罗斯船队的第三方责任保险和再保险项目。俄罗斯官员表示印度和土耳其已经承认俄罗斯保险，并已经开始使用俄罗斯国有船运公司 Sovcomflot 运营的船舶进行运输服务。
从运能角度，俄罗斯国有 Sovcomflot 虽拥有全球最大中型油轮（Aframax 和 Suezmax）船队，但却缺乏远洋运输经济性最佳的 VLCC 油轮，市场传闻俄罗斯已经开始利用面临报废的船龄较老的船队和过去主要运输伊朗油的制裁油运输船队来补充运力。22 年下半年原油运输船型的报废开始骤减，船舶经纪公司 Gibson 估计，在 2022-2024 年，预计老龄船中将有 200 艘原油油轮和 170 艘石油产品油轮可能加入到运输俄罗斯石油的行列中。此外，美国先后制裁伊朗和委内瑞拉后使得运输制裁油的 Dark fleet 不断壮大，俄罗斯现在也开始使用这类船只来运输，传统贸易商为规避风险逐步退出，一些新的贸易商应运而生接收俄罗斯与亚洲买家之间的贸易。主要买家中，印度国营船队运输能力相对较小，但中国拥有庞大的 VLCC 运输能力，保险是需要解决的问题。未来，非西方的航运和保险服务对俄罗斯石油的继续流动至关重要。 我们看到西方国家价格上限的设定并未显著低于目前俄罗斯主要出口油种交易的价格区间。深受通胀困扰的西方国家不希望出现俄罗斯供应受到严重威胁而导致油价飙升，进而再次加剧通胀和经济衰退的可能性。从俄罗斯的角度，石油收入是其出口收入的重要组成部分，因此我们认为俄罗斯未来仍然希望尽可能维持原油出口。既然限价的目的不是将俄罗斯供应挤出市场，通过外部船队和非欧盟保险业务的补充，有利于维持现有的贸易流趋势，相应降低出现原油断供的风险。
2.2、需求放缓和炼能扩张将是化解柴油供应风险的主要途径
原油贸易流顺畅的调节相应降低俄罗斯原油供应下降的风险，我们认为未来制裁对俄罗斯成品油供应的影响可能大于原油，原因在于成品油端的贸易流变化并不显著。欧盟对俄罗斯石油产品禁令将从明年 2 月开始生效，短期依靠需求增速放缓来抵消供应紧张影响，长期解决办法依赖于全球炼能扩张。 自俄乌冲突以来，俄罗斯轻重质石油产品出口量小幅下降，维持在 245 万桶/天左右，减量主要体现在向非欧盟的 G7 国家出口削减，向欧盟出口量降幅有限，9-10 月出口量降到 100 万桶/天附近，降幅在 30 万桶/天左右。一些俄罗斯成品油的潜在买家中，向中东和东南亚（主要是马来西亚）增量约 30 万桶/天左右，但以燃料油、石脑油和VGO 居多。俄罗斯向非洲和土耳其是柴油出口增量相对较多的区域，向南美的增量非常有限，尽管巴西曾表示扩大从俄罗斯进口柴油，运费成本上涨并不利于远距离贸易。这些潜在买家想要完全消化掉向欧盟剩余的 100 万桶/天成品油难度不小。
俄罗斯向欧盟的成品油出口以柴油居多，在制裁生效前俄罗斯出口不降反增表明欧盟对俄罗斯柴油的依赖依然较大。下半年以来，受欧洲供应瓶颈和罢工事件影响，欧盟自俄罗斯柴油进口量维持在接近 60 万桶/天（或 35%）。中东向欧盟出口量增加较明显，主要是向亚洲的出口下降导致柴油流向欧盟。沙特的 Jizan 和科威特的 Al-Zour 两个新建炼厂合计加工产能超过 100 万桶/天，被认为是未来相对稳定的补充俄罗斯供应的来源，但至 22 年年底 Jizan 仍然没有面向欧洲市场的 10 ppm 柴油装船，而科威特 Al-Zour 在年末开始商业化运行，乐观估计从 2Q23 开始两家炼厂能够产出对标的柴油出口至欧洲。印度从 9 月份之后对欧盟的柴油出口增加至超过 12 万桶/天，理论上印度大量进口俄原油，经过加工卖回给欧洲有操作空间，不过印度经济发展对柴油较为依赖，且印度政府对成品油出口征税保证国内供应，因此柴油总出口量实际并没有增加。美国柴油出口总量从二季度开始有显著上升，因此美国是看起来最有可能向欧洲调节贸易流的区域，不过南美仍是美国柴油出口的主要市场，向欧洲增加出口势必需要足够的溢价水平来弥补运费成本。22 年四季度开始，受益于配额放松，中国的成品油出口亦在回升，向亚洲以外市场出口量偏少。
观察冲突以来俄罗斯原油和成品油出口情况，可以发现成品油贸易流调节的难度似乎比原油更大，可能与成品油缺少折价、各地区品质要求差异和长距离运输经济性较差有关。未来面临制裁情况下，俄柴油可能被迫折价寻找买家，这对贸易流变化有利，非洲和南美可能成为消化俄罗斯成品油的地区，但这些贸易流调节起来也并非易事。非洲柴油进口在 100-120 万桶/天左右，其中一半来自于中东，增加俄罗斯进口将导致部分中东货源调节至欧洲，这符合市场的预期，但需要沙特和科威特新炼厂生产出最符合欧洲市场的低硫柴油。理论上印度也有一定的调节空间，不过印度的出口征税可能抵消一定的出口吸引力。巴西可能是俄罗斯柴油出口的最佳选择，这将把美国柴油出口调向欧洲，但这其中的不确定因素在于相对高昂的运输成本和巴西新政府对俄油的态度是否有转变。同时考虑到成品油船型的运力相对紧张，我们认为俄罗斯成品油贸易流调节的比例要小于原油，可能造成俄罗斯供应减少 60-100 万桶/天。
欧盟即将实施的俄罗斯石油产品禁运仍然使得欧洲柴油供应受到威胁，进口量的回升也凸显自身供应的重要性。从产量来看，中间馏分的收率在 22 年较过去有一定下滑，可能与欧洲进口原油轻质化和天然气价格高企有关。欧洲在替代俄罗斯原油的过程中进口原油的品质也在发生变化，尤其是俄油进口降幅较大的西北欧地区中质含硫原油占比由一季度的 27%降至四季度的 18%，进口原料偏轻质，对中间馏分的收率产生一定影响。此外，欧洲生产低硫柴油也受到天然气价格的影响，两种常见工艺（加氢脱硫CDU 产出的中间馏分或加氢裂化 VGO）都需要氢气，炼厂传统上会通过催化重整装置中产生的副产品氢气作为加氢装置原料来节约成本。欧洲炼厂为了适应更严格的硫含量规定，加氢裂化产能大幅上升，但这对氢气的消耗超过了重整装置能够产出的量，导致欧洲炼厂购买氢气的需求日益增加，而生产氢气的主要原料就是天然气，因此在天然气价格居高不下的情况下，欧洲炼厂加氢裂化成本显著上升相应影响到开工率。天然气价格中枢持续回落改善利润预计导致炼厂最大化柴油产量，但由于过去两年欧洲炼油产能萎缩，22 年欧洲原油加工量峰值也没能回到 19 年水平，同时未来原料轻质化可能是趋势，因此欧洲自身柴油供应存在瓶颈。 如果未来柴油贸易流无法调节以满足需求，柴油供应问题的解决办法将依靠需求放缓和全球炼能扩张。能源价格高企已经对欧洲工业活动产生负面影响，欧元区制造业PMI 连续多个月位于荣枯线以下，并且道路柴油消费也显示出增长乏力的迹象。因此短期来看需求下降将缓和供应风险，柴油裂解价差筑顶，长期来看中东等地炼能扩张将是解决柴油紧缺的关键因素。
3.1、利润驱动，全球原油加工量回升
全球炼厂原油加工量在 22 年维持较高水平，由于前两年欧美炼能萎缩，主要国家整体加工量没有回升到 2019 年水平。得益于利润上升，多数地区炼厂加工量在二季度明显回升，中国受内需疲弱拖累环比下滑，而俄罗斯则是受到俄乌冲突影响。三季度炼厂加工量表现出较明显的回升受阻，一方面是中国加工量恢复缓慢，另一方面由于品种间利润分化，旺季预期落空导致汽油裂解价差显著回落，柴油裂解价差仍有低库存以及俄罗斯供应风险支撑，炼厂为平衡利润和库存导致加工积极性下降。欧洲则由于能源价格高企反而导致炼厂加工量逆季节性下行。未来随着中国市场恢复和新炼能投产，预计加工量水平将有进一步抬升。 22 年原油端延续库存下降趋势，美国大规模的战略石油储备释放计划自 4 月至11 月底向市场流出达到 72 万桶/天，依靠美国大幅去库，全球陆上原油库存自年初以来下降1.2 亿桶，库存累积主要出现在二季度的中国市场。10 月中旬美国能源部公布了 SPR 回补计划，计划等待 WTI 达到 67-72 美元/桶时补回战略储备库存。我们认为回补量可能远不及出售量，因为作为基本实现能源独立的全球第一大产油国，美国政府补充石油储备的压力已经有所减轻。欧美汽柴油库存前三个季度维持下降的趋势，四季度基本均转入累库趋势。相对而言柴油在经历 20 年大幅累库后去化彻底，但下半年开始去库放缓，四季度开始有回升迹象，暗示供需缺口逐步缓和。
3.2、欧美加息节奏或放缓，但对需求的负面影响将显现
新冠疫情后道路燃料消费的恢复基本在 22 年上半年告一段落，美欧中印四个地区汽油消费增速在二季度开始回落，中国市场受疫情影响导致汽油消费疲弱，海外虽疫情影响逐渐消退，但通胀压力开始显现，三季度北半球传统出行旺季中需求表现弱于预期。柴油消费表现相对平稳，航煤消费则持续偏低与 2019 年水平，新冠造成的需求缺口仍没有完全恢复。分地区来看，印度表现出较强的增长的趋势，中国受疫情影响从二季度明显走弱，下半年虽企稳，但清零政策和病例数量攀升导致汽油和航煤需求持续受抑制，恢复程度不显著。欧美主要产品消费在下半年维持一定韧性，但高通胀的压力持续存在，平均偏低于 2019 年水平约 6%。
随着 6 月中旬美联储开启激进加息以来，不断强化的衰退预期成为 22 年下半年以来影响油价走势的主逻辑，对比过去美联储加息周期和需求增速水平可以发现，需求增速通常在美联储加息周期后半程出现放缓趋势，货币政策收紧传导至实体经济通常存在一定时滞，在此阶段，油价和通胀仍在惯性上升直至终端需求无法承受高价负反馈开始。因此虽然市场预期美联储加息节奏将在 23 年放缓，但对实体经济的影响将逐渐显现，进而导致需求增速进一步放缓。 过去衰退周期中，伴随着需求走弱，油价通常反应较剧烈，01 年互联网泡沫破裂后的衰退持续 8 个月，期间油价下跌 30%左右，08-09 年次贷危机引发的衰退持续 18 个月之久，油价跌幅近 70%，20 年新冠疫情导致的实质衰退虽然仅持续 2 个月，油价也有接近70%的跌幅，主要是由于人为限制造成的单季度需求坍塌程度达到历史最大的 1,500 万桶/ 天。22 年虽然没有确认美国出现实质性衰退，但油价从年中的高点已经有 40%的跌幅，一方面是欧美央行激进加息的行动使市场开始提前交易衰退预期，另一方面也有风险溢价回吐的成分。
美国通胀虽有回落迹象，但联储认为通胀风险未解除，市场普遍预期加息进程尚未结束，这也增加了经济硬着陆的可能性，可能进一步拖累汽油和柴油需求。虽然原油供应端自新冠疫情以来表现出高于以往的不稳定性和长期能源转型导致的供给弹性降低，但也难以避免需求放缓导致供应风险阶段性缓和。从全球主要国家和地区的制造业 PMI 数据可以看出，全球制造业收缩趋势已经延续一段时间，仅有印度依然表现强劲，美国在11 月首次跌至荣枯线以下。交通行业的道路航空燃料需求虽然相对刚性，但欧美汽柴油内生性增长已经有大幅放缓迹象，航煤预计将随着中国防疫政策放松而继续修复缺口，维持较高增长，预计 2Q23 开始中国相对确定性的复苏趋势将对海外需求形成对冲。
3.3、中国防疫政策松绑，给复苏注入动力
中国市场内需在 2022 年持续受新冠疫情扰动，二季度起多个大城市先后经历较为严重的出行限制，一线大城市地铁客运量显著低于过去同期水平，尤其是二季度和四季度，民航客运量前 10 个月累计量甚至低于 2020 年同期。受此影响，前 10 个月国内汽油和煤油表观消费量出现同比负增长。疫情对物流和工业活动的影响相对小于对人员流动的影响，因此柴油需求相对有支撑，且四季度后国内柴油产量大幅增加，导致柴油表需仍保持正增长。 内需偏弱使得市场对成品油出口政策关注度上升，海关数据前 10 个月汽柴煤出口量2319.6 万吨，同比下降 36%，其中柴油出口相比去年同期下降超过一半，国内汽油和航煤需求偏弱也导致出口需求增加。国内前三个季度成品油出口配额政策依然延续2021 年下半年以来的收紧趋势，在四季度出于改善国内炼厂需求所需，阶段性放松出口配额，导致成品油单月出口自 9 月以来回升至 320 万吨以上，接近 21 年上半年水平。未来成品油出口量变化仍将取决于政策变化，大方向上配合国内双碳政策导向和压减炼能目标没有变化，同时政策仍以保证国内供应为主，因此在 23 年国内需求将复苏的预期下，我们认为成品油出口配额难有大幅增加。
国内炼厂原油加工量在二三季度显著偏低于去年同期，9 月开始回升，前 10 个月加工量同比偏低 4.5%，炼厂开工率在 11 月下旬回升至接近往年同期水平，受益于内需缓慢恢复以及成品油出口配额放松。原油进口量与炼厂加工量基本保持相同的趋势，随着四季度炼厂加工量回归正常，原油进口量也持续回升，至 11 月已基本回升至正常水平。前11 个月累计进口量 4.6 亿吨，同比下降约 1.4%。配合内需恢复和炼能增加预计23 年中国原油进口量将重新回归温和增长。 中国市场的需求仍主要关注内需恢复前景，年末疫情防控新十条出台，防控措施持续优化给市场带来了乐观信号，对于 23 年中国需求回升是值得期待的，但是节奏存在不确定性。从香港和台湾以及部分亚洲国家过去“开放”后的经验来看，防疫政策逐步放松后，居民出行的恢复也可能存在反复。对比政府新冠管控指数和移动指数可以发现，日本和台湾都曾出现过移动指数大幅下降的情况，基本都是由于死亡病例快速上升所致。防疫政策放松后一季度预计国内将经历一波感染高峰，修复仍面临阻力。我们认为度过第一波感染高峰叠加稳增长政策支持可能为经济修复奠定基础，复苏或将从二季度开始体现，下半年恢复的预期强于上半年。在海外逐渐陷入衰退阴霾的预期下，中国市场可能成为 23 年需求端的主要引擎。
4.1、OPEC+产量政策预计以相机调整维稳油价为导向
OPEC+在 2022 年维持动态调整产量政策，随着下半年油价回落以及市场需求预期恶化后，OPEC+产量政策已重新回到收紧的趋势，从 11 月起将目标产量下调 200 万桶/天，并计划执行至 2023 年底。我们在过去的报告中已经反复提到，由于产能瓶颈问题充分暴露，大多数国家实际产量水平已持续低于目标，因此仅有 OPEC 四个大国沙特、伊拉克、阿联酋和科威特需要做出累计减产预计 100 万桶/天，调查数据显示 11 月这四个国家产量降幅已非常接近这一水平，表明主要成员国仍恪守协议。在 12 月会议前曾有市场传言 OPEC+考虑增产一度令市场恐慌 OPEC+产量政策转向，不过沙特阿拉伯、科威特和伊拉克等国很快否认这一说法，并表示政策仍以维护市场稳定为目标，尽管呼吁OPEC+增产一直是美国拜登政府的诉求。
我们认为 1H23 不是 OPEC+产量政策由价格管理向份额管理转变的最佳时间点，原因在于一是多数国家面临无法响应增产的号召的窘境，少数大国虽有闲置产能但规模也并不充足，中东产油国投资周期较长导致其产能扩张缓慢，因此以价格暴跌换来少量增产可能对石油收入反而有伤害；二是在缺少页岩油的威胁情况下，OPEC+对油价的话语权增强，油价水平位于中东大国的舒适区间（与财政平衡油价接近），相对约束产量能够对维护油价稳定起到积极作用，避免给已经深受衰退预期压制的油价造成二次打击。因此我们认为 OPEC+将延续相机调整政策的策略，即仍然可能进一步减产来回应超预期衰退造成的需求下滑或价格下跌，但若 2H23 中国复苏对全球需求形成提振，OPEC+ 也可能提前结束减产重新增加供应，但依照联盟过去的行事风格，调整更多是响应市场变化而非先发制人，我们暂认为明年上半年 OPEC+协议约束国产量将维持稳定。
在协议豁免国中，利比亚供应依然表现出较高的不稳定性。主要港口和油田在二季度出现不可抗力导致产量在 4-7 月大幅下降至最低 60 万桶/天。武装冲突和政治不稳定仍是其产量稳定的最大威胁，且长期缺乏投资使其尽管没有协议约束，增产可能性较低。委内瑞拉产量平均 70 万桶/天，即便是美国放松对委内瑞拉的制裁，但增产也面临投资缺乏的问题。伊朗供应仍受美国制裁影响，未来也可能面临来自于俄罗斯的供应冲击，俄罗斯在受到欧盟禁运制裁后也将目标客户锁定在亚洲，尤其是中国也是伊朗原油最主要的买家。22 年伊朗出口量 126 万桶/天，同比增加 20 万桶/天，俄油深度折价导致伊朗油被迫加大折扣。按照产量和出口量口径的伊朗闲置产能 130 万桶/天，其未来供应前景将取决于协议谈判进展，不过谈判前景似乎又陷入僵持状态。若未来达成协议，伊朗可能打通向欧洲的出口通道，若维持无协议状态，大概率伊朗供应将维持现状，继续通过折扣维系买家，伊朗供应回归时间仍有极大不确定性。
4.2、生产商优先资金使用效率，美国产量维持低增速
2022 年以来，美国产量恢复基本符合预期，前 9 个月产量平均 1,173 万桶/天，同比回升63 万桶/天，9 月产量偏低疫情前峰值 73 万桶/天，预计全年产量增速 70 万桶/天。页岩油主产区 Permian 成为产量回升主要引擎，由于经济性优势，该表现出较强的增产趋势，根据 EIA DPR 数据，至年底 Permian 产量预计将达到 550 万桶/天，其他页岩油产区产量在 5 月份后表现出一定回升的迹象。美国原油产量从 2020 年疫情后进入低增速新常态，主要原因是页岩油生产商始终维持资本支出约束，同时技术进步贡献有限，成本通胀压力也对提升产量构成一定阻力。
单井产出效率增长曾是页岩油产量快速增长的核心因素之一，但根据我们过往对美国页岩油单井产出效率的研究，页岩油单井产出效率对产量的贡献近年来逐渐下降。生产商在过去两年优先提升资金使用效率，更多尝试长水平井以提高钻机的使用效率。以主产区 Permian 为例，2018 年平均水平井长度不到 8,000 英尺，在 2022 年前 9 个月平均水平井长度已经超过 10,000 英尺，不少生产商还使用超长水平井，原因是 1,5000 英尺的水平井资金使用效率更高，长水平井有利于降低成本，提升钻机使用效率，这是当前钻机产能相对紧张的环境下生产商所追求的。水平井不断延伸虽仍在提高单井的产量，但对单井效率却有伤害。美国页岩油最核心产区 Permian 的油井单井产出效率在 2022 年出现下降，Permian 三个主要子区块新井前 6 个月产量（每水平英尺）均出现下滑，其中Delaware Basin 较 21 年的降幅达到 11%，Midland Basin 的降幅大致 5%。因此，现有技术水平对于产量的贡献相对偏低，产量的增长依然依赖于资本支出的扩张。
前 10 个月页岩油主产区单月完井数量约 960 个，2019 年峰值时单月完井数量超过1200 个，库存井耗尽和设备紧张牵制了生产商完井速度。9 月 DUC 数量降至 4,400 个，为EIA 有 DUC 记录以来最低，10 月开始出现见底回升迹象。随着 DUC 消化逐步放缓，美国产量的驱动核心已经从消化 DUC 向新增钻机转变，单月已钻井数量/完井数量已经回升至 1 附近，接近疫情前水平，这也意味着未来页岩油产量的增长将更多依赖新增钻机，或资本支出的规模。
页岩油生产商资本支出在 2022 年维持谨慎回升趋势，前三季度独立上市公司平均资本支出规模比 21 年平均水平回升约 50%，第三季度回升幅度较大，这其中也有油服成本上涨导致的被动增加。美国产量先行指标有增长放缓的迹象，压裂设备自 5 月开始维持在 280-290 区间内，10 月下旬以来攀升至 290+，钻机数量也有增速放缓的趋势。疫情后钻机数量的增长主要来自于私人生产商，通胀压力以及油价回落可能会限制小型企业扩张的意愿。钻井和完井数量均未回到疫情前水平，表明增产潜力依然受限。 通胀压力使得生产商不断上调2022年的资本支出预期，不过Capex/CFO指标维持在50%以下，表明企业资本支出意愿依然谨慎。市场环境对于页岩油因激进增产而增加资本支出的容忍度较低，但生产商仍需要增加投资来维持产量稳定和储备钻机。2020 年以来显著回升的油服成本，劳动力和设备等生产要素短缺均是产量快速上升的障碍，都使得生产商需要付出更高的资本支出才能够实现产量目标。鉴于成本通胀维持在高水平，我们认为 2023 年美国页岩油资本支出将继续增加，按 20%增速计算资本支出规模计划仍将低于 2019 年水平，美国依然缺少产量大幅上升的基础，预期 23 年美国产量增速5%-7%，或 60-80 万桶/天。
4.3、上游投资回升较克制，欧洲大型企业依然是能源转型先锋
尽管全球经济增速回落所引发的需求相对疲弱将阶段性缓解自疫情以来供应始终恢复缓慢的矛盾，但无法忽视的是，全球库存偏低，长期市场需要有足够的供给增量来重建库存，1H22 油价的大幅上涨却没有显著刺激全球供应弹性。全球主要产油国中OPEC 在 22 年向市场贡献了最大的供应增量，产量回升至高过 20 年初的水平，但重回减产政策使得 23 年增长预计有限。尽管贸易流变化维系俄罗斯产量不至于在短时间大幅下降，但国际石油公司撤出造成俄罗斯油气上游投资下降超 20%，制裁对供应的长期影响将逐渐显现。美国产量依然低于疫情前水平，呈现缓慢回升趋势，其他产油国产量在22 年变化不大。部分 2020 年之前批准的常规项目可能在 2023 年投产，预计给巴西和挪威带来一定的供应增量（IEA 预计合计 57 万桶/天）。 2022 年全球油气上游投资预计回升约 17%，能源转型的趋势和价格的剧烈波动均对投资前景构成一定不确定性，使得企业对传统油气项目投资依然谨慎。油气公司将资本支出逐渐集中到核心资产和区域以保证兑现产量，对于环境风险较高或政治敏感的资产的投资兴趣降低，这是在新冠疫情前就出现的趋势，预计未来仍将延续。此外，新冠以来的大宗商品价格上涨和全球供应链危机造成成本通胀回归，包括钻井、关键材料、设备和劳动力的成本从 2021 年以来增幅预估达到 25%，生产商需要比预期更高的投资才能满足生产目标，导致资本支出被动回升却削弱了投资增加对上游钻探活动的影响，因此剔除成本影响后的投资规模增幅有限。
俄乌冲突和能源危机凸显能源安全的紧要性，因此大部分上游资本支出集中在现有油田和投资周期较短的页岩区块。能源转型的大趋势下，我们仍然认为未来页岩油将获得较大青睐，即美国产量维持温和回升的趋势。中东产油国急于扩大日益减少的闲置产能，因此看到 22 年中东国家石油公司的投资规模是各企业类型中唯一比 2019 年规模有显著增长的，但其产能增加难以在 2023 年兑现。欧洲的大型石油公司（包括 Majors 和NOCs）依然是能源转型的先锋，清洁能源投资显著高于其他类型企业，并依靠清洁能源投资发力，总投资规模回升到 2019 年水平。美国石油巨头在清洁能源方面的资本支出规模上升不多，在传统项目上仍低于 2019 年水平，表明美国企业依然优先投资者回报和偿还债务。因此我们认为延续现有趋势下，上游支出虽将温和回升，但资本支出约束已经成为上游行业的普遍共识，全球供应维持在偏低弹性。对于油价而言，供应低弾性虽是支撑因素，但只有在与经济增产或需求回升形成共振的情况下，才有利于形成油价的牛市。
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