原油年报：供应过剩背景下，油市有望筑底回暖

　　●全球：需求疲软与欧佩克+提速增产让原油市场供应过剩压力持续增加 　　回顾2025年，全球原油市场经历了弱需求与产量激增的双重压力。根据EIA的数据，全球在2025年平均维持在 179.5万桶/天的原油过剩量级，而在10月份更是创下了443万桶/天的原油过剩年内高点。截止至2025年10月，全球的整体平均供应为1.057亿桶/天，需求为1.039亿桶/天，较2024年分别同比增长了2.6%和0.93%，所以造成当下原油严重过剩的主要原因为供过于求。 　　细看供应端，2025年产量的供应分别来源于OPEC和非OPEC国家的同时增产，OPEC因其整体产量在减产后的强制回归导致产量年同比增加184.22万桶/天，非OPEC国家则因为新兴产量国的崛起，如圭亚那、巴西、阿根廷等，导致产量年同比增加83.53万桶/天，两者增幅比例几乎相同分别为2.62%和2.55%。 　　随着进入2026年，在排除不可控因素前提下，全球的供需格局仍然以原油过剩作为主旋律，并且过剩量预计将会比2025年进一步有所增加。目前，市场上多数机构给予的一个原油过剩预期为200280 万桶/日的量级不等，而全球原油过剩程度在200万桶/日及以上已成为当下市场观点的主旋律，欧佩克+2025年给市场带来过高的供应增量前提下，叠加巴西、圭亚那、阿根廷等国的产量预计持续增长，低速增长的原油需求端很难消化这样的供应量，这是构成供应过剩推演的主要原因。现实中供应端不断受到地缘层面带来的扰动，随着进入2025年年末，随着美国从中斡旋，俄乌停火实现和平成为一个潜在可能性，一旦实现和平意味着对俄罗斯将逐步取消，这将会对原油供应端造成进一步冲击。如果冲突持续，从下半年乌克兰不断加大对俄罗斯能源设施打击带来的影响下，或让俄罗斯供应出现减少。而需求端如果油价跌幅较大，包括中国、美国、印度等消费大国可能加大原油储备，储备需求会在一定程度上消化吸收过剩压力。另外除此之外，一旦油价过低，OPEC组织或会调整政策，成为平衡2026年原油过剩的潜在主要力量。 　　●OPEC+：2026年仍将扮演原油供需平衡的定调者 　　OPEC+在2025年4月起宣布开始停止减产计划，并着手恢复其在20年起自愿减产的原油产能，第一批预计实施恢复220万桶/日的原油产量，但在同年5至9月份，OPEC+就通过提速增产已完成了合计 232.6万桶/日的原油产量。随着进入10月，OPEC+宣布将会开始实施第二部分资源减产恢复计划，预计共恢复165万桶/日，在10月、11月、12月分别增产13.7万桶/日，虽然在明年一季度暂停增产，但过高的总体增产计划仍有较大的隐患，从而加大了市场对于供应严重过剩的看空情绪。 　　如果复盘2025年来，历届OPEC+会议决策，可以发现其对于整体的回补口径也在不断变化： 　　OPEC 在从2025年3月份OPEC+会议公布后，其计划开始从4月起每个月开始回补之前减产额度，回补期间为2025年4月至2026年9月，但我们结合实际来看，OPEC+在2025年9月前加上阿联酋必要增产30万桶/天，实则在回补计划层面就已经满足了原本在26年9月才会最终结束的联合减产回补计划。    如果我们从产量规划的角度来看，也可以看出在OPEC+3月份给予最初的产量规划，和我们统计下来每个月调整的产量规划也有出入。 　　可以明显的观察到，相比于OPEC+在3月会议时定下的预计产量而言，OPEC+每个月在当月会议上不断地对计划产量调整，而且加快了计划产量的施行，在2025年9月份就已实际完成计划。如果对比，计划4-9月与实际调整计划来看，调整计划中比原计划快了164.4万桶/日，很明显市场上并未完全准备好OPEC+超预期的快速增产。但随着全球供应过剩已处于相对历史高点后，OPEC+也很明显的决定放缓第二批资源减产回补（165万桶/日），在明年一季度按下原油产量回补的暂停键。 　　如果对比OPEC 实际产量与计划产量的话，可以发现相比于计划产量，实际产量（不考虑伊朗、委内瑞拉、利比亚和墨西哥）则进度并非完全按照OPEC+月度计划的一样线性增产，其在6月和9月实际增产远超于OPEC+计划。 　　那么我们可以总结出以下表格数据： 　　而随着目前市场仍处于严重过剩，作为世界原油平衡力量的 OPEC+也在最新一期的会议上宣布明年一季度将会按下回补暂停键，但如果从165万桶/日的第二批自愿减产回补计划看，从计划角度，仍有123.8 万桶/日的剩余回补量未实施，11月30日欧佩克召开了第40届欧佩克和非欧佩克产油国部长级会议，8个额外自愿调整产量欧佩克+国家重申因季节性因素（如下表详述）暂停2026年1月、2 月及3月的产量增量的决定。并称根据不断变化的市场状况，可能会部分或全部恢复每日165万桶的产量，且将以渐进方式进行。各国将继续密切关注和评估市场状况，并在持续努力支持市场稳定之际，重申采取谨慎态度并保持充分灵活性的重要性，以便继续暂停或逆转额外自愿减产措施。最终2026 年OPEC+如何推进165万桶/日剩余部分产量的回归将成为市场方向的重要变量。 　　●非 OPEC+：仍然有较大增产空间   　　在2025年，非OPEC+国家合计原油平均产量为5460.1万桶/日，较去年增长了126.3万桶/日，增长比例为2.37%。主要是因为巴西、美国等国家的产量增长所导致。除了，巴西、美国这种“老牌”原油产量国外，全球的原油供应格局也在发生着潜移默化的改变。而随着进入10月份，OPEC+则进入了第二轮量级为165万桶/日的联合减产恢复计划，全球供应过剩预计愈发严重。 　　目前为止，在供应端主要是美国页岩油与OPEC+相互分庭抗礼，但在相对平衡的格局下，从19年被圭亚那、巴西、挪威、阿根廷的快速提产所打破。根据Rystad Energy 11月9日最新报告所示，巴西、圭亚那与阿根廷将主导2030年前非欧佩克+的石油生产增长，整个全球能源格局有望被重塑。 　　在2026年，预计非OPEC国家将会贡献约130万桶/日左右的新增产量，其中圭亚那、巴西、阿根廷以及挪威预计将会是主要贡献者，分别预计在2026年增加36.15万桶/日、58.52万桶/日、11.85 万桶/日以及8.26万桶/日，合计增加约114.8万桶/日的原油增量。 　　以上四国在短短五年期间，合计增长了约193.52万桶/日的产量，而巴西和圭亚那的产量增长幅度更是其中之最。 　　如果详细拆分其四者的主要增量原因，可以发现圭亚那的增量主要来源于其深海油田的爆发性增长，根据Rystad Energy的数据，今年10月份，圭亚那已经突破了84.06万桶/日的原油日产量，且产量仍保持着强劲爬坡。目前圭亚那的原油主产地（Stabroek）区块主要被埃克森美孚（持股45%）、雪佛龙（持股30%）和中海油（25%）所控制，在三大世界顶尖石油开发企业的共同努力下保证了整个区块深海开采的高效运转。随着今年8月份，该区块第四个海上油田（Yellowtail）的投产，使得圭亚那的石油产量逼近90万桶/日的关口。从远期规划来看，在2026年和2027年，圭亚那有望推动乌阿鲁（Uaru）和尾鞭（Whiptail）两大项目的正式投产，从而在2027年底实现约130 万桶/日的单日产量。 　　巴西石油产量预计在2024日达到335.53万桶，保持高速增长，这主要得益于其盐下超深水油田的持续开发——该类油田位于大西洋深海厚盐层之下，被视为21世纪最重要的石油发现，且运营成本仅为每桶3至8美元，处于全球低位。由于产量增长由投资周期长、惯性强的巨型深海项目驱动，一旦投产便难以随短期油价波动调整，使产量具备高度可预测性；同时，生产依赖复杂的浮式生产储卸油装置（FPSO），关停不仅可能损伤油井和油藏，其重启成本更可达数千万至上亿美元，因此即便在油价短期走低时，持续生产仍比关停更为经济。此外，巴西凭借低成本优势和外交灵活性，不受OPEC减产约束，反而可在其减产时搭乘市场红利。根据Rystad Energy报告估计，明年巴西的原油平均日产量将会上升至435万桶/日，年度增长58.52万桶/日。  　　阿根廷也是近年来助力油气增长的主要国家，其逐渐在开始发掘页岩油资源后，开始从“世界粮仓肉库”转型成下一个“二叠纪盆地”。阿根廷能源资源禀赋，单论其页岩气资源量居世界第二，页岩油资源量居世界第四。其不断增长的原油产量主要受益于瓦卡穆尔塔页岩盆地的产量扩张，根据Rystad Energy 11 月的供应报告所示，其已将阿根廷的未来预期产量进行上调，明年的产量预测为91.7 万桶/日。这标志着明年将会约有11.85万桶/日的增长。  　　最后，挪威则是在政府大力的支持下近年来石油勘探屡创新高，其中包含的政策如大比例的勘探损失退款、定期发放勘探许可证等。所带来的增产效应是显而易见的，其产量从2019年的140.8万桶/日，增长至185.9万桶/日，6年CAGR为4.74%。而随着其境内的卡门（Carmen）探区的原油快速爬坡增产，预计在2026年仍然会有8.26万桶/日的产量增幅。 　　综合来看，四大原油产量新势力预计将会在26年产生约114.8万桶/日的合计原油供应增量，促使已经相对宽松的原油格局进一步加剧过剩。 　　●美国：低油价对页岩油产量冲击有限 　　因供应宽松导致的油价下滑，预计将会对美国页岩油新油井开采产生一定影响，今年低油价几次导致美国石油钻机数大幅下降，不过2025年美国原油产量受影响较小，整体还是保持了韧性。当下随着美国开启“页岩油革命”且持续多年，全美原油产量持续增长，而随着页岩油开采的技术与多样性不断提升，其中最为明显的油井趋于 “井工厂”集群化，同时使用更多的如“水平井”、“水力压裂”等技术手段，且伴以石油管道的不断建设，页岩油成本在不断地降低，而产量却在不断增加。到目前为止，因为新技术的投入使用，常规的开采油井数量有所下滑，但并不影响整体原油实际开采规模的提升。 　　对于整体产量更为直观的是原油价格对于原油边际成本的影响，美国页岩油主要产区根据EIA的划分，可共分为五大产区分别是二叠纪（Permian）、贝肯（Bakken）、鹰伏特（Eagle Ford）、阿巴拉契亚（Appalachia）以及海恩斯维尔（Haynesville）。 　　从五大产区量级的角度来看，采用今年1月至10月EIA公布的官方数据，最主要的产量还是存在于二叠纪盆地（Permian）（58.08%），但鹰伏特页岩区（Eagle Ford）、巴肯（Bakken）地层也分别占了美国约10.25%和10.63%的产量比例，综合来看CR3合计约占78.96%。 　　而针对前三区域分析价格与产量和油井新开采的影响，可以分别参考达拉斯联储以及 Incorrys Energy 的数据源，从以下两个维度进行分析：  　　      ①产区原油新开采意向成本。根据达拉斯联储数据所示，二叠纪（特拉华和米德兰）地区的生产经营成本分别在33和35美元/桶；而二叠纪（其他）地区的生产经营成本在45美元/桶左右；鹰伏特生成经营成本处于26美元/桶的最低位。 　　     ②产区原油全周期成本。根据2024年末Incorrys Energy统计的数据，其将二叠纪盆地划分为（中央区、特拉华和米德兰区域）。根据其统计，在二叠纪中央区，全周期成本在 50美元/桶价格下的石油资源量为3300百万桶，60美元/桶价格区间下可达3550百万桶；在特拉华区域，在50美元/桶价格区间下的石油资源量为28，500百万桶，60美元/桶价格区间下可达29，500百万桶。在米德兰区域，50 美元/桶价格水平下的石油资源量为20，500百万桶，在60美元/桶价格水平下可达24，000百万桶。  　　在二叠纪盆地中，低于50美元的储量全周期成本占总储量的76.99%，储量全周期成本在50-60美元区间的为6.82%，而大于60美元的则为16.19%，由此可见依靠全周期的储量成本，整体还是维持在50美元以下，按权重算下来二叠纪综合的原油全周期成本为55.88美元/桶。 　　如果将Incorrys 数据绘制成以下表格： 　　在鹰伏特区域有1200亿桶石油资源的开采成本低于每桶50美元，1700亿桶石油资源的开采成本低于每桶60美元。 　　在美国威利斯顿地区有750 亿桶石油资源的开采成本低于每桶50美元，近1000 亿桶石油资源的开采成本低于每桶60美元。 　　根据数据汇总，我们可知，当原因原油价格低至40美元以下时，开始影响实际产量，而当原油价格低至60美元/桶以下时，初步具备影响远期新开井意愿，但根据Incorrys  Energy数据，在威利斯顿区域，有28.2亿桶的原油储量全周期成本在197.7美元/桶以上，形成方差较大，所以不作为参考依据。 　　根据以上成本推测，如果采用40美元/桶为生产经营成本并且采用60美元/桶，复盘过往原油与产量表现可知，当WTI油价触及40美元/桶以下会对产量造成实质性的影响，而油价低于60美元/桶时会存在对钻井数量的滞后性影响。结合此结论，当前WTI价格仍维持在60美元/桶左右，并不能对产量产生即时的影响，但若油价长期处于40-60美元/桶的区间内，或对中期原油增量产生一定的滞后性影响，所以预计在短期内美国页岩油产量仍将维持在1380万桶/日及以上，高产量的供应端压力难以较快缓解。