涉及行业与公司 * 行业：全球原油市场[1] * 公司/国家：委内瑞拉石油行业[2] * 研究机构：摩根士丹利[6] 核心观点与论据 * **资源与产量严重不匹配**：委内瑞拉拥有全球最大的原油储量，根据伍德麦肯兹数据，其未开采的可采原油储量约为2410亿桶[3]，但其产量在主要储油国中最低[5] * **产量大幅下滑**：原油产量从1990年代末约350万桶/日的峰值，大幅下降至仅90万桶/日[5] * **近期产量与出口受制裁打击**：在美国政府近期加强制裁执法后，海上出口从约100万桶/日的峰值，近期回落至约60万桶/日[17] 这导致产量进一步下降，国际能源署数据显示11月产量约为86万桶/日，12月估计已进一步降至80万桶/日低段[19] * **短期市场影响有限**：如果政治不确定性导致委内瑞拉原油生产近期进一步中断，石油市场有能力吸收其影响 当前石油市场处于过剩状态，库存正在增加，预计2026年上半年全球石油市场供应过剩200-300万桶/日，因此暂时损失部分委内瑞拉90万桶/日的产量对价格影响可能有限[30] * **中期产量风险偏向上行**：从中期来看，从资源和技术角度看，产量风险明显偏向上行 行业顾问伍德麦肯兹近期指出，油井大修可以在1-2年内将产量显著提升回约200万桶/日（即2010年代中期的水平）[31] 但要在此基础上再增加50万桶/日的产量，则需要100-150亿美元的投资，并耗时10年[31] * **关键制约因素**：生产恢复取决于（新）政府的稳定性、制裁和财政条款，而不仅仅是地下资源[32] 历史类比（如2003年的伊拉克和2011年的利比亚）表明，“地上”因素如政治稳定和治理至关重要，且产量恢复可能需要数年时间[28][29] * **对油价展望的影响**：摩根士丹利当前预测布伦特油价在未来几个月将跌至50美元中段，委内瑞拉产量的潜在上行风险将加剧这一谨慎展望[32] 其他重要细节 * **出口目的地**：委内瑞拉的石油出口主要流向中国和美国[10] 美国墨西哥湾沿岸的炼油厂特别适合加工委内瑞拉原油，是天然的出口目的地[10] 但由于制裁，流向美国的出口时断时续，中国已成为近年来委内瑞拉原油的最大承购方[11] * **生产关键制约——石脑油进口**：委内瑞拉大部分原油非常重质，难以加工和运输，需要进口轻质油（主要是石脑油）进行混合稀释以使其流动[22] 这些稀释剂历史上来自美国，但因制裁而时有中断，2019-2022年间美国石脑油进口的长期中断是那几年产量承压的因素之一[23] 油轮跟踪数据显示，近六个月有意义的石脑油进口几乎全部来自俄罗斯[23] * **外国公司的储量权益**：除国家石油公司PdvSA外，其他公司也拥有储量权益 根据伍德麦肯兹数据，中石化、CPNC（中国）和Roszarubezheft（俄罗斯）合计在该国拥有超过65亿桶的石油储量（基于2P+2C基础）[25] 尽管与PdvSA超过2000亿桶的储量相比规模较小，但仍达数十亿桶级别[25] * **历史价格影响**：委内瑞拉石油产量在2014/15年油价暴跌期间（布伦特油价从>100美元/桶跌至约30美元/桶）急剧下降[8] 在2018/19年油价回升至70-80美元/桶时并未恢复，随后在2020年新冠疫情导致的油价暴跌中再次受到打击[8] 过去两年产量略有恢复，近期再次达到约100万桶/日[8]

涉及的行业与公司 * 行业：全球石油与大宗商品市场 [1] * 公司/国家：委内瑞拉（石油生产国）、美国、伊朗、俄罗斯、乌克兰、中国、沙特阿拉伯（作为OPEC+主导国）[1][2][6][10][14] * 公司：雪佛龙（Chevron，在委内瑞拉运营的美国石油公司）[14] 核心观点与论据 短期地缘政治风险与价格支撑 * 委内瑞拉政局变动（马杜罗被移除）、美国持续“隔离”政策、伊朗抗议活动以及俄罗斯/乌克兰局势升级，共同推高了石油供应风险，预计将在未来几周支撑布伦特油价维持在60美元/桶附近 [1] * 美国海军封锁导致委内瑞拉原油出口在2025年12月减半至约50万桶/日 [2] * 中国买家若无法获得其惯常的委内瑞拉原油量，可能转向公开市场采购替代重质原油，形成额外的购买需求，从而影响油市 [14] 委内瑞拉供应前景：短期受限，中长期存在上行潜力 * **短期（未来数月）**：快速、大规模的供应复苏可能性被夸大，技术限制是主要制约 [7] * 当前产量仅略高于100万桶/日，远低于历史峰值（70年代约370万桶/日，1998年约350万桶/日）[7] * 短期增量主要取决于稀释剂（如石脑油）的获取，而非政治因素 [8] * 若美国石脑油等稀释剂恢复供应，可解锁最多约20万桶/日的增量产量，而无需大量新投资 [8] * **中长期（2026年底及以后）**：存在供应增加潜力，但取决于政治稳定性和投资 [2][5] * 基本假设是委内瑞拉产量从2026年第四季度开始回升，在2026年中至2027年底期间增加约30-50万桶/日 [2][5] * 若有稳定政府吸引投资，产量可能在约一年内增加约50万桶/日，但后续年份若无基础设施改善则增长困难 [2][5] * 恢复约200万桶/日的重质原油产量需要巨额投资，估计达800-1000亿美元，耗时约8年 [10] * 委内瑞拉拥有全球最大的已探明原油储量，超过3000亿桶，约占全球储量的20%，主要位于奥里诺科带 [10] 市场平衡与OPEC+的角色 * 预计委内瑞拉供应的任何增长，将被全球石油供需平衡的逐步收紧所抵消 [2][5] * 以沙特为首的OPEC+可能会通过减产来应对任何重大的库存增长，以在中期内保护55-60美元/桶的布伦特油价，以防供应意外增加 [2] 关键制约因素与风险 * **政策与投资环境是主要约束**：而非地质因素 [12] * 大规模资本支出驱动的增长需要多年时间，前提是政治稳定、治理改善、财政确定性和安全保障 [12] * 若维持现状，资本流入可能保持低迷，限制供应增长 [12] * **下游炼油能力限制**：委内瑞拉炼油系统目前仅以其120万桶/日铭牌产能的约25%运行，加深了对原油出口和成品油进口的依赖 [11] * **政治连续性而非彻底改革**：委内瑞拉最高法院任命德尔西·罗德里格斯为代理总统，优先考虑行政连续性，这可能意味着一个至少六个月的潜在漫长过渡期，而非触发30天内举行选举 [13] * 缺乏决定性的政治重置，委内瑞拉供应在短期内更像是期权因素，而非全球油市的结构性利空驱动 [13] 其他重要内容 * 报告提及美国前总统特朗普的言论，显示其推动委内瑞拉变革并让美国石油公司深度参与的意图，但实现稳定以支持有意义的投资增长是关键 [6] * 委内瑞拉现有的升级装置（总铭牌产能约70万桶/日）和合资企业结构（合作伙伴包括美国、俄罗斯、中国的主要石油公司）可能持续，以确保连续性，但供应上行空间有限，除非美国稀释剂恢复流通 [10] * 报告发布方为花旗研究（Citi Research），发布日期推断为2026年1月初（引用2025年12月及2026年1月初的新闻）[1][2][4]

Morgan Stanley Research Global January 5, 2026 12:50 PM GMT January 5, 2026 Vishwanath Tirupattur – Chief Fixed Income Strategist | Strategist Devin McDermott – Head of North American Energy Research | Equity Analyst and Commodities Strategist Simon Waever – Global Head of EM Sovereign Credit and LatAm Fixed Income Strategy | Strategist Ariana Salvatore – Public Policy Strategist | Strategist MORGAN STANLEY & CO. LLC Martijn Rats – Global Commodities Strategist and Head of European Energy Research | Equity ...

涉及的行业或公司 * 石油行业 具体涉及委内瑞拉国家石油公司及其石油生产与出口 [2][5] * 高盛对布伦特原油和WTI原油的价格预测 [2] 核心观点和论据 * 短期油价风险模糊但温和 取决于美国制裁政策的演变 在委内瑞拉原油产量到2026年底下降或上升0.4百万桶/日的不同情景下 预计2026年布伦特原油平均价格分别为58美元/桶或54美元/桶 与56美元/桶的基准预测相差±2美元 [2][5] * 长期油价面临下行风险 若委内瑞拉原油产量在2030年升至2百万桶/日 相比0.9百万桶/日的基准情形 预计将使2030年基准布伦特油价预测面临4美元/桶的下行风险 [2][5] * 近期俄罗斯和美国产量超预期 加上委内瑞拉长期产量可能增加 进一步增加了对2027年及以后油价预测的下行风险 [2][5] * 委内瑞拉拥有全球近五分之一的已探明石油储量 但其基础设施老化 任何产量复苏都可能是渐进且部分的 并需要大量上游投资激励 [5] * 美国政策存在双向风险 既可能最终转向更支持石油投资的政策环境 也可能在短期内导致石油流动发生变化 包括小幅回升或进一步中断 [5] * 委内瑞拉石油交付已经受到干扰 据OPEC二手资料 2025年11月产量为0.93百万桶/日 但据信因存储空间不足导致停产 此后已降至约0.8百万桶/日 过去6周出口同比大致持平 但其他国家进口同比下降约0.4百万桶/日 原因是美国命令封锁油轮及对航运公司制裁收紧导致在途石油增加约50百万桶 [5] * 长期柴油利润率面临下行风险 委内瑞拉重质“富柴油”原油产量的逐步增加 可能部分抵消柴油利润率结构性看涨前景面临的阻力 [6] 其他重要内容 * 报告基准预测为布伦特/WTI原油2026年平均价格56/52美元/桶 并假设委内瑞拉产量维持在0.9百万桶/日不变 [2] * 委内瑞拉国家石油公司据称计划将奥里诺科带产量至少削减25% 至每日50万桶 [4] * 周末零售石油市场暗示原油价格在市场开盘时可能上涨约1% [4] * 委内瑞拉在2000年代中期产量峰值约为3百万桶/日 [2][5] * 在产量下降0.4百万桶/日的情景下 预计2026年WTI平均价格为54美元/桶 在产量上升0.4百万桶/日的情景下 预计为50美元/桶 [5] * 重质委内瑞拉石油的更高采收率可能需要在对石油加工升级装置进行资金和时间投资 并提高运营效率 电力供应和石油运输基础设施 [5] * 在马杜罗总统过去10年任期内 委内瑞拉石油产量下降了1.5百万桶/日 [8]

行业与公司 * 行业：全球石油市场 [1] * 公司/机构：摩根士丹利研究部 (Morgan Stanley Research) [5] 核心观点与论据 * **市场展望与价格预测**：预计2026年上半年供应过剩将加剧，布伦特原油现货价格将承压，但远期价格将保持韧性，从而为现货价格在每桶50美元中上段提供支撑 [1][130] * 预计2026年第二季度布伦特原油价格将跌至每桶55.0美元，随后逐步回升，2027年下半年达到每桶65.0美元 [5][17] * 预计2026年全年布伦特原油基准价格为：第一季度57.5美元，第二季度55.0美元，第三季度57.5美元，第四季度60.0美元 [142] * **供需平衡与过剩规模**：预计2026年全球石油市场将出现约每日190万桶的供应过剩，规模与2008/09年全球金融危机期间相当，若持续，到2026年底全球库存可能达到2020年5月新冠疫情时的峰值水平 [18] * 过剩主要由供应驱动：2025年非欧佩克国家液体燃料供应增长约每日180万桶，远超全球需求增长；欧佩克原油供应在2025年第四季度达到约每日2980万桶，预计2026年将保持在该水平 [32][33][53] * 需求并非主因：2025年全球石油需求增长估计约为每日105万桶，与约3.0%的全球GDP增长基本符合历史关系 [22][26][27] * **库存动态与地域分布**：自2025年1月底以来，已观察到约5.29亿桶的全球库存累积，但主要增长发生在非关键定价区域（如中国、在途油轮），而关键定价中心（如经合组织商业库存、大西洋盆地原油库存）的库存增长有限，这使价格在2025年大部分时间感觉“紧张” [20][21][71][73] * 预计2026年随着在途储油能力受限，更多过剩将进入关键定价中心的库存，预计经合组织商业库存将增加约1.5亿桶 [68][76][78] * **欧佩克+的角色与产能**：预计欧佩克在2026年的主要焦点将是就2027年及以后的合作新框架达成协议，而非立即大幅减产 [80][82][85] * 欧佩克剩余产能已大幅减少，若所有成员国产量都恢复到历史最高水平，总供应增长也不到每日250万桶，且大部分集中在沙特阿拉伯 [83][84] * 预计沙特阿拉伯（可能联合阿联酋）只有在油价跌至每桶50美元中段以下时，才可能在2026年中期实施小幅减产 [85] * **非欧佩克供应弹性**：历史分析表明，在油价下跌周期中，非欧佩克供应通常表现出韧性，不会迅速下降以平衡市场 [102][106][107] * 美国页岩油：尽管2025年钻井活动已下降，但盈亏平衡点已降至低位（2025年7月新井平均盈亏平衡点为每桶43美元），预计在当前价格水平下，2026年美国页岩油产量不会进入衰退期 [96][97][99][100] * **地缘政治与制裁影响**：地缘政治风险（如对伊朗、俄罗斯、委内瑞拉的制裁）通常不会持续减少实际石油供应，其影响更多体现在价格折扣加大和运输周期延长上，而非流量减少 [86][87][91] * **长期结构性担忧**：尽管中期市场供应充足，但长期存在隐忧：勘探和评估钻井活动持续下降，商业勘探成功率处于数十年来的低位，新发现储量长期落后于石油消费量，若页岩油产量增长停滞，未来市场可能趋紧 [132][134][137][138] 其他重要内容 * **价格机制**：市场可能通过期货曲线进入深度期货升水结构来消化过剩，即现货价格下跌，但远期价格持稳，从而激励库存积累，为现货价格提供底部支撑 [119][120][130] * **数据修正项**：供需平衡表中的“其他平衡项”自2023年初以来呈趋势性扩大（2025年达到约每日130万桶），这可能暗示需求被低估，该趋势部分抵消了预测的过剩规模 [55][57][58] * **库存能力**：全球浮顶储罐利用率仅为53%，剩余库存能力约30亿桶，且容量仍在增加，有能力吸收预计约10亿桶的累积过剩 [129] * **历史对比**：当前预期的供应过剩可能是近期历史上最被市场充分预期的，因此不太可能出现类似2008/09年金融危机、2014年底欧佩克不减产或2020年新冠疫情那样的无序价格暴跌 [113]

涉及的行业与公司 * **行业**：北美石油与天然气行业 [2] * **公司**：报告覆盖了众多北美油气公司，包括综合性石油公司（如CVX, XOM, TTE, SHEL）、石油勘探与生产公司（如COP, DVN, EOG, FANG, OVV, PR, CHRD, CRC, MGY, CIVI, MTDR, APA, MUR, OXY）、天然气勘探与生产公司（如AR, CTRA, EQT, EXE, GPOR, ARX, RRC, TOU, CRK）以及油田服务公司（如SLB, LBRT, HAL, BKR, WFRD）[10] 核心观点与论据 * **原油价格展望**：预计2026年原油价格将呈现“上下半年分化”的格局，上半年因供应过剩WTI可能维持在55-60美元/桶区间，甚至跌向50美元/桶，但预计到2026年底供应过剩将收窄，价格前景改善 [5] * **能源板块表现门槛**：认为到2026年底WTI油价需要达到65-70美元/桶，能源板块才能跑赢标普500指数，这一门槛较前两年预测的80美元有所降低，因为板块在2025年WTI均价约65美元的环境下表现已超预期 [5] * **天然气前景优于石油**：基于对亨利港天然气价格（预测2026年均价4.00美元/mmbtu）、价差改善（受LNG出口、新发电能力和管道容量推动）以及长期需求增长的判断，更看好天然气勘探与生产公司而非石油勘探与生产公司 [5] * **北美活动水平见底**：美国钻机数量在2025年下半年稳定在540-550台，压裂队伍数量在2026年下半年大部分时间在160-180之间波动，预计2026年下半年活动水平将高于2025年下半年 [5] * **资产负债表重要性提升**：预计资产负债表实力将成为2026年关键的股票驱动因素和差异化因素，尤其是在上半年油价疲软的情况下，这也是看好OVV并将其作为首选股、以及近期上调DVN评级的原因之一 [5] * **资本配置策略**：若WTI油价跌向50美元/桶，预计行业将普遍削减资本支出，并利用资产负债表能力增加股票回购，这一转变若油价低于50美元将对投资者和股价产生长期回报 [5] * **勘探活动复苏**：由于对Lower48地区资源深度的担忧日益加剧，EOG、MUR、COP等公司已启动大型勘探计划，预计其他勘探与生产公司也将效仿 [5][6] * **并购成为股价积极驱动**：预计2026年并购活动将逆转2025年的态势，成为股价的积极驱动因素，公开市场之间的交易将增加，以改善资源质量和深度、资产负债表实力及利润率状况 [6] * **中期选举潜在影响**：2026年第四季度的美国中期选举结果将开始影响市场对2027年能源行业的看法，共和党保持多数可能意味着对油气基础设施和上游政策的支持维持现状，但对油价不利，反之亦然 [6] * **板块估值**：图表显示，截至2025年，北美勘探与生产公司的EV/EBITDA倍数（5.4倍）与标普500指数（10.4倍）相比存在显著折价，突显了估值吸引力 [7][8] 其他重要内容 * **近期市场表现**：截至报告发布当周，标普500指数上涨1.40%，标普500能源指数上涨1.11%，而XOP下跌0.48%，OIH下跌1.36%，WTI原油上涨0.60%，亨利港天然气价格大幅上涨10.19% [2] * **详细公司估值数据**：报告附有详尽的北美油气公司对比表格，包含市值、评级、目标价、估值倍数（EV/EBITDAX, P/E）、自由现金流收益率、资本回报率及净债务/EBITDAX等关键指标 [10] * **全球石油供需预测**：提供了UBSe对2021-2030年全球石油供需的详细预测数据，包括分地区需求和分来源供应，并预测2026年全球隐含库存将增加1.9百万桶/日 [11] * **行业活动数据**：图表展示了按类型划分的钻机数量水平，以及按主要产区划分的天然气钻机数量 [18][19][20] * **估值方法与风险**：对勘探与生产公司使用基于2027年EBITDAX的EV/EBITDAX倍数进行估值，对能源服务公司使用基于2027年EBITDA的EV/EBITDA倍数，关键上行风险包括更高的油气价格和改善的井生产率，下行风险包括更低的油气价格和并购风险 [21][22] * **具体公司观点**：对OVV给出55美元的目标价，基于3.75倍2027年EV/EBITDA，关键下行风险包括二叠纪资产整合不佳、油气产量低于预期以及油价气价下跌影响其减债和股东回报能力 [23]

关键要点总结 涉及的行业与公司 * 行业：全球石油市场、大宗商品研究 [1] * 公司/国家：重点关注委内瑞拉（PDVSA、Chevron、中国公司如CNPC、Sinopec、China Concord Resources Corp）和俄罗斯（Rosneft、Lukoil、Gazprom Neft、Surgutneftegas、Tatneft、Russneft）的石油行业 [1][4][15][18][20] * 其他相关方：美国特朗普政府、OPEC+成员国 [1][4][37][49] 核心观点与论据 关于美国制裁与油价背景 * 本周WTI油价大幅下跌至55美元/桶，为美国政府考虑对委内瑞拉石油出口实施制裁并威胁对俄罗斯能源部门采取进一步措施提供了机会 [1][2] * 今年此前六次宣布对委内瑞拉、伊朗和俄罗斯实施制裁时，WTI油价均处于60美元/桶出头的低位或以下 [2] * 鉴于政府致力于降低美国消费者面临的油价，预计这些制裁不会得到有效执行，这一观点因自2021年1月至9月累计通胀上升24.7%且月度年化通胀率持续以约3%的速度上升而得到强化 [3] 关于委内瑞拉 * 美国政府似乎在逐步加大对马杜罗政权的压力，结合新的国家安全战略，表明西半球近期的军事集结可能不是暂时现象 [4] * 尚不清楚政府意图是偶尔监视委内瑞拉油轮、更严格执行制裁，还是根据“美国优先”制裁政策实施二级制裁，同时将委内瑞拉石油流向引导至美国或经由美国转运 [1][4] * 从量化角度看，特朗普声明中“受制裁的”一词将其宣布的“对所有受制裁油轮进行全面彻底封锁”的影响，限制在约0.4百万桶/天的委内瑞拉重质原油出口和0.1百万桶/天的产品出口（主要是燃料油） [1][5] * 美国在加勒比地区军事存在的增加应计入石油期货曲线的后端 [1] * 后马杜罗情景下，过渡本身可能引发短暂而剧烈的冲击，历史先例（如2002-2003年PDVSA罢工）表明，由于运营中断、劳动力错位或PDVSA设施的预防性关闭，产量可能暂时下降多达50% [11] * 在最初下跌之后，预计复苏将很快，在稳定的政治环境、新的许可、稀释剂流量的恢复以及雪佛兰运营不受限制的情况下，供应可能在几个月内迅速反弹至约1.2百万桶/天 [11] * 鉴于最近几个月平均供应量徘徊在900-950千桶/天，这一情景意味着相比2025年平均水平有250千桶/天的潜在增长 [11] * 委内瑞拉产量在2025年末已显示出其潜在产能：9月产量接近1.2百万桶/天，PDVSA出口攀升至774千桶/天，雪佛兰出货量达到133千桶/天 [14] * 展望未来两到三年，前合作伙伴的回归可能为产量提供额外推动，中国公司如中石油和中石化在2006年至2013年间通过长期石油换贷款协议投资了数百亿美元，但随着PDVSA付款落后和运营管理恶化而逐渐缩减规模 [15] * 最近在8月，中国联合资源公司开始在委内瑞拉开发两个油田，并计划在一个项目中投资超过10亿美元，目标是在2026年底前达到60千桶/天 [15] * 考虑到这些因素，委内瑞拉在政治过渡后的两年内实际可以达到130-140万桶/天的产量水平，进一步增长取决于新的投资和重大的体制改革 [16] 关于俄罗斯 * 基本假设是，制裁和压力将主要扩大乌拉尔原油与布伦特原油的价差，而不是实质性减少俄罗斯原油产量 [17] * 2025年10月中旬，俄罗斯石油行业面临了最全面的一轮制裁，该国两大石油生产商Rosneft和Lukoil被指定，使得受直接制裁的俄罗斯主要上游公司总数达到四家 [18] * 这些措施明确旨在收紧贸易、融资和物流方面的限制，12月中旬，进一步升级的风险再次出现，美国官员的公开声明表明，正在考虑针对俄罗斯石油贸易商和所谓的影子油轮船队的额外制裁 [19][20] * 尽管自10月以来实施了大规模制裁并持续面临进一步措施的威胁，俄罗斯石油出口仍保持韧性，估计12月平均原油出口量约为3.5百万桶/天，略低于9-10月的高点，但与2025年其他月份的水平基本一致 [21] * 产品出口也已恢复，在11月降至约1.9百万桶/天后，12月回升至约2.1百万桶/天，这一复苏得到了更高炼油厂加工量的支持，估计约为5.3-5.4百万桶/天 [21] * 自10月制裁以来，最显著的变化是出口执行结构而非出口量，受制裁的生产商越来越依赖新成立的贸易实体和中介来维持出口流并确保在目的港的清关 [22] * 调整规模显著，虽然Rosneft相关出口在直接基础上从11月的约1.3百万桶/天大幅下降至12月的约0.1百万桶/天，但新成立的贸易公司吸收了大部分量，仅Redwood Global Supply FZE LLC就出口了约0.8百万桶/天，另外0.6百万桶/天由其他四个新成立的实体处理，先前已确定的中介（包括RusExport和Algaf Maritime）占了另外0.8百万桶/天 [23] * 这种快速重新路由凸显了系统的适应能力，虽然使用新实体增加了行政审查并导致一些接收港的清关时间延长，但调整过程迄今为止是以周而非月为单位，限制了对总出口量的影响 [27] * 因此，针对贸易商或船只的额外制裁不太可能在短期内实质性扰乱俄罗斯石油流，相反，此类措施更有可能增加交易成本、扩大折扣并进一步分散交易链 [28] * 俄罗斯并未毫发无损地走出这个过程，上游经济压力明显加剧，即使实物出口保持稳定，2025年初，一口现有生产井（无需增量资本投资）在扣除运输成本和运营费用后，从石油生产中产生约57美元/桶的毛利润，在当前条件下，随着折扣扩大和布伦特价格降低，估计毛利润已降至30美元/桶以下 [33] * 这一估计排除了新产量，对于增量桶，开发资本支出可能在7美元/桶到远高于15-20美元/桶之间，具体取决于地质和项目类型 [34] * 因此，虽然俄罗斯表现出强大的维持产量和出口量的能力，但支撑该行业的经济缓冲正在稳步侵蚀，随着时间的推移，这种利润率压力（而非彻底的实物中断）可能成为对俄罗斯石油行业更重要的制约因素 [34] 关于全球市场与预测 * 美国在加勒比地区军事存在的增加应计入石油期货曲线的后端 [1] * 近期美国在加勒比地区军事存在的加剧，重燃了加拉加斯政治过渡的情景，虽然远未确定，但概率已不再可忽略不计，如果发生政权更迭，委内瑞拉将立即成为2026-2027年及以后全球石油供应前景的最大上行风险之一 [7] * 提供了详细的全球石油供需平衡表（2025-2027年预测）、原油及产品平衡表（2025-2027年预测）、OPEC+实际原油产量表（2025-2027年预测）以及OPEC+为满足配额和自愿承诺所需产量表 [37][38][39][45][46][48][49][51][52][53][54][57] * 提供了J.P. Morgan原油价格预测（2023-2027年），例如2025年布伦特原油平均价格预测为68美元/桶，WTI为65美元/桶；2026年布伦特平均预测为58美元/桶，WTI为54美元/桶 [42] 其他重要内容 * 这是2025年最后一期石油周报，将于1月初回归 [1] * 文档中包含大量图表数据，涉及委内瑞拉和俄罗斯的出口结构、产量历史、价差和利润分析 [6][9][12][13][24][25][26][31][32][35]

涉及的行业或公司 * 全球石油与天然气行业 [1] * 国际能源署 [1] * 瑞银全球研究部 [5] 核心观点和论据 * **全球能源需求增长动力**：未来十年，大部分增量能源需求增长将来自中国以外的新兴市场，主要驱动力包括汽车保有量增加、塑料生产、空调普及和数据中心的快速建设 [2] * **电力需求加速与能源结构转型**：全球电力需求正在加速，其中低碳发电（尤其是太阳能光伏）的扩张速度快于电力需求，特别是在亚洲地区，可再生能源（以太阳能光伏为首）快速扩张，核电重获发展势头，天然气使用量增加，煤炭预计在2030年达峰后开始下降 [2] * **道路交通领域石油需求路径分化**：在现行政策情景下，石油需求将持续增长至2050年，而在既定政策情景下，需求将在2030年左右趋于平稳，这比去年的预测要晚，分歧主要源于中国以外的交通部门，既定政策情景假设了更高的全球电动汽车普及率（到2040年为55%）和更好的燃油效率 [3] * **天然气需求的不确定性**：与去年相比，主要变化围绕天然气和煤炭的动态，而非石油，这反映了电力部门政策的转变，全球天然气需求在既定政策情景下将在2030年后达峰，但部分东南亚市场可能不会达峰，需求不确定性主要与电力部门有关，特别是煤改气与直接采用可再生能源的程度对比，预计供应过剩的液化天然气市场将降低价格，刺激亚洲需求 [4] * **投资风险**：投资论点相关的风险包括石油和天然气价格波动、全球炼油、营销和化工业务的利润率，以及与油气业务相关的常规勘探风险 [6] 其他重要内容 * **专家来源**：观点来自国际能源署需求部门负责人兼《世界能源展望》系列主要作者Stéphanie Bouckaert [1] * **模型框架更新**：建模框架整合了每年修订的宏观经济因素，如经济增长、人口统计和政策设置 [4] * **电动汽车普及率的关键假设**：国际能源署每年更新关键成本组成部分以捕捉电动汽车价格的下降趋势，以及其他输入因素，如插电式混合动力车和报废率 [3] * **欧盟内燃机禁令的影响**：国际能源署根据当前欧盟政策假设了2035年的欧盟内燃机禁令，若将禁令推迟至2040年将对两种情景产生影响 [3] * **可再生能源扩张的挑战**：可再生能源的兴起凸显了对可调度容量和增强电力系统灵活性的需求 [2] * **报告性质与免责声明**：报告由瑞银伦敦分行编制，包含分析师认证、风险披露及大量法律与监管免责声明，强调报告仅供参考，不构成投资建议，并提示了潜在的利益冲突 [5][7][8][9][18][19][20][26][27][31][32][33][34][35][36][37][38][39][40][41][42][43][44][45][46][47][48][49][50][51][52][53][54][55][56][57][58][59][60][61][62][63][64][65][66][67][68][69][70][71][72][73][74][75]

涉及的行业与公司 * 行业：全球石油与天然气行业[1] * 公司：高盛（Goldman Sachs & Co. LLC）作为研究发布方[3][68] 提及的石油公司包括卢克石油（Lukoil）、俄罗斯石油公司（Rosneft）[33] 以及埃克森美孚（Exxon）[25] 等 核心观点与论据 * **油价下跌与库存变化**：布伦特原油价格跌破每桶60美元，创四年新低，主要原因是累积在途原油开始进入陆地库存，以及俄罗斯和委内瑞拉长期供应上行风险增加[3] 全球可见库存增速在过去90天加快至每日210万桶，使全球石油库存达到四年高位[3] 库存构成正在变化，中国和印度增加了对大幅折扣的俄罗斯石油的购买，这可能为经合组织买家释放更多非俄罗斯原油[3] * **供需动态与价格结构**：高盛的可追踪净供应量在过去一周增加了每日100万桶，原因是经合组织欧洲和中国的需求下降，以及俄罗斯产量增加[3] 中国石油需求周度预测值下降了每日0.3百万桶，经合组织欧洲需求周度预测值下降了每日0.6百万桶[10] 全球大量过剩以及经合组织年初季节性库存增加，可能使布伦特和WTI近期价差转为期货升水[3] * **地缘政治与长期供应风险**：长期供应上行风险似乎正在增加，美国与委内瑞拉紧张局势升级可能暂时扰乱石油流动，但西方大型石油公司最终可能重返委内瑞拉，从而提振长期产量[3] 俄罗斯-乌克兰和平谈判的任何进一步进展也对俄罗斯长期产量构成上行风险[3] 尽管无人机持续袭击俄罗斯炼油厂、海上生产平台和影子船队，但俄罗斯石油产量周度预测已部分恢复，因炼油厂开工率上升，且更深的折扣和快速调整的贸易网络支持了出口[3] * **炼油与产品市场**：精炼产品利润率上周进一步下降，原因是俄罗斯-乌克兰和平谈判，以及美国、中国和科威特的炼油厂产量正在增加[7] 中间馏分油利润率可能进一步下降，因美国炼油厂计划在2026年第一季度进行更轻的维护，且如果中国在本月晚些时候宣布更高的成品油出口配额[7] * **非OPEC+供应增长**：预计明年OPEC+和美国本土48州以外地区将出现强劲的供应增长[25] 新项目列表包括挪威、美国、安哥拉、圭亚那、巴西、沙特阿拉伯、尼日利亚和乌干达等多个国家的项目，部分已投产，部分预计在2025-2026年投产[25] 其他重要内容 * **库存具体数据**：经合组织商业库存周度预测为2812百万桶，较上周减少5百万桶[9] 全球可见库存为7787百万桶，较上周增加16百万桶[9] * **产量具体数据**：美国本土48州原油周度预测为每日11.1百万桶[9] 俄罗斯液体产量周度预测为每日10.6百万桶，较上周增加每日0.2百万桶[9] 加拿大液体产量周度预测为每日6.7百万桶[9] * **价差与波动率**：布伦特1个月/36个月价差与其公允价值之间的差距扩大至-11个百分点，处于2005年以来样本的第6个百分位[47] 平均原油基差保持高位，而平均近期价差小幅下降[50] * **运输成本**：油轮运费率仍然非常高[59] * **高频指标方法**：文档详细说明了俄罗斯、美国、伊朗、伊拉克、利比亚、加拿大产量预测，以及中国、经合组织欧洲需求、全球库存、价差、炼油利润率、波动率等十几种高频指标的计算方法论[64][66][68]

北美能源服务与设备行业2026年展望电话会议纪要分析 涉及的行业与公司 * **行业**：北美能源服务与设备行业，涵盖上游油气勘探开发资本支出相关的服务与设备领域[1] * **覆盖公司**：Halliburton, NOV Inc., Liberty Energy, Nabors Industries, SLB, Baker Hughes, Chart Industries, 以及提及的其他OFSE公司如RIG, PTEN, TS, HP, ACDC等[9][12][14][41][42][195][206][218][225][243][249] 核心观点与论据 宏观与大宗商品展望：油价疲软，天然气走强 * 自2025年初以来，油价已下跌约20%，基本面依然疲软[10] * 预计OPEC和非OPEC产量上升，加上季节性需求疲软，将推动市场在2026年出现约200万桶/日的过剩，并在2026年上半年暂时达到约300万桶/日的过剩[10][16][63] * 摩根士丹利石油策略师预计布伦特油价将跌向60美元/桶，复苏将在2027年中左右开始[10][16] * 美国天然气方面，液化天然气原料气需求上升而供应受抑，应会进一步收紧市场，将2026年价格从目前的约4美元/百万英热单位推高至5美元/百万英热单位的预测[10] 北美陆上：接近低谷，但介入为时过早 * 预计上市勘探与生产公司将维持2025年下半年活动水平至2026年[10] * 石油钻机数量在2026年将与2025年下半年水平大致持平，随后因持续假设的效率提升而小幅下降[10] * 预计天然气钻机数量将在2026年及以后增加，因新的液化天然气出口和电力需求对价格构成上行压力，驱动对新供应的需求[10] * 压裂车队数量预计在2026年将接近2025年下半年水平，然后在2027年增长[10] * 总体而言，北美陆上资本支出在2026年之后将大致持平至小幅走高[10] * 尽管可能更接近北美钻完井情绪的积极拐点，但认为现在介入相关股票可能仍为时过早[10][92] 全球海上：效率提升抑制上行空间 * 相对于更广泛的市场，对海上的看法更为谨慎[5][9][26] * 虽然预计到2027年海上总支出将小幅上升，但预计全球海上钻井效率和生产率提升将限制所需增量钻机数量，从而使日费率和最终的上游资本支出更加持平[10][26] * 预计2025-2030年期间，海上深水区每钻机每日进尺将比2020-2024年平均水平提高约25%，大陆架提高约10%[146] * 海上资本支出中约64%为设施支出，36%为钻井和勘探支出[150] 国际陆上：OPEC+、天然气和非常规油气带来顺风 * 预计国际支出相对更强，尤其是在中东地区[9] * OPEC+产量和活动水平是国际服务需求的关键驱动因素，约占该板块总资本支出的55%[9][111] * 沙特阿拉伯的钻机重启和天然气增产目标（到2030年产能增加约80%）是服务需求的顺风[120][121][124] * 国际非常规油气（如沙特Jafurah气田、阿根廷Vaca Muerta盆地）是一个不断增长的机会[126] * 预计国际陆上资本支出在2026年与当前水平大致持平，然后在2027年增加[5][26] 电力与数据中心：一个新兴机遇 * 过去约20年美国电力需求增长相对平缓，自2005年以来年复合增长率仅为约0.4%[35][184] * 摩根士丹利电力和公用事业团队预计，到2035年电力需求将以约2.6%的年复合增长率加速，主要由数据中心增长、制造业回流和电气化驱动[35][184] * 随着电力需求日益超过电网容量增加，现场发电解决方案（如燃气轮机、发动机和燃料电池）正成为关键替代方案[10][35][190] * 摩根士丹利主题团队认为，2025-2028年美国累计电力短缺可能达到47吉瓦[37][188] * 在OFSE领域，多家公司涉足电力价值链：HAL和LBRT通过合作伙伴关系直接向终端用户供电，BKR提供涡轮机，GTLS提供工业冷却器和现场燃料储存，SLB设计和制造数据中心外壳和冷却系统等关键基础设施组件[10][11][41][191] 行业估值与投资策略 * 能源服务与设备板块已从低点反弹，自解放日抛售后上涨约30%，使年初至今涨幅达到约5%[4][15] * 同时盈利预期下降，推动板块EV/EBITDA倍数从2025年4月低点上升，自由现金流收益率收窄，目前两者均大致处于历史中值估值水平附近[4][12][15] * 当前板块交易于约8.0倍12个月远期EV/EBITDA，接近2020-2025年中值[12] * 鉴于对整体上游支出更加持平的预期，将北美能源服务与设备行业观点调整为中性[12] * 在充满挑战的上游宏观背景下，倾向于选择具有更具防御性和独特收入来源的股票，包括偏好天然气而非石油活动，以及与现有生产相关的支出，这些支出更具韧性且长期增长前景更好[12][54] * 此外，关注拥有独特、更持久收入机会的公司，包括电力业务和数字化解决方案[12][54] 个股观点与评级调整 Halliburton：上调至首选股 * 尽管HAL的国际市场（包括海上）敞口小于同行，但在包括中东和非洲在内的许多地区仍是顶级参与者，预计这些地区活动将改善且长期增长最高[14][195] * HAL对VoltaGrid约20%的股权以及最近宣布的战略合作伙伴关系是关键差异化因素，扩大了其在分布式电力领域的布局[14][196] * HAL和VoltaGrid合作伙伴关系最近宣布取得进展，确保了400兆瓦电力的制造能力，计划于2028年交付[14][196] * 合同公告将是近期催化剂[14][196] * 预计2026年自由现金流收益率约为9%[196] NOV Inc.：下调至中性 * 相对于全球同行，NOV在北美和国际陆上趋势方面有类似敞口，但对油气生产运营支出的杠杆较小，非上游支出也较少[14] * NOV拥有相对于同行最多的海上资本支出敞口（占NOV收入的40-45%，约为同行的2倍），而该领域正开始面临由OFSE效率提升带来的阻力[14][251] * 在年初至今上涨约10%后，NOV目前在自由现金流收益率等关键指标上与同行持平[14] Liberty Energy：增持 * 在相对平淡的北美页岩宏观背景下，青睐最高质量的参与者[207] * 其完井服务业务是业内最佳之一，其压裂资产仍接近完全有效利用[207] * 电力业务是关键差异化因素，计划订购超过1.0吉瓦的现场/表后发电资产[209] * 估计每部署1吉瓦发电能力，将为LBRT带来约6美元/股的价值[209][210] Nabors Industries：增持 * 预计国际钻井的盈利增长将抵消美国市场的温和下滑[219] * 在中东，NBR有机会通过其SANAD合资公司从沙特阿拉伯钻井增加中受益，该合资公司最近重启了3台暂停钻机中的2台[219] * 随着SANAD继续部署新建钻机，合资公司的EBITDA应继续增加，NBR的合并自由现金流在2027年转为正值[219] * 在资产负债表修复方面取得实质性进展，预计杠杆率将降至舒适的约1.5倍[220] SLB：增持 * 相对于同行，SLB更多地暴露于国际市场，预计这些市场的服务需求更具韧性和增长性[244] * 对上游现有生产的敞口提供了相对于波动性更大的资本支出而言更强的盈利和自由现金流持久性及长期性[244] * 估计SLB约50%的收入来自更具韧性的收入流，包括运营支出、天然气资本支出以及非上游支出[244][245] * 预计2026年自由现金流收益率约为9%，总收益率约为8%[244] Perimeter Solutions：增持 * 独特的投资组合依赖于与宏观经济趋势基本不相关的驱动因素，使其盈利能力免受关税/贸易不确定性和衰退风险的影响[226] * 防火安全部门是美国的 dominant player，预计该业务将通过2030年预测期实现高个位数的EBITDA增长，由美国本土48州过火面积的持续上升和每英亩过火面积灭火支出的增加驱动[226] * 最近与美国林务局签订的5年期合同应能带来更多的盈利可见性和稳定性[226] 其他重要但可能被忽略的内容 上游支出构成与风险分布 * 对于覆盖范围内的公司总体而言，估计石油资本支出仅占收入的约55%，其余约45%包括天然气资本支出、油气运营支出和非上游及其他支出[45][50] * 石油资本支出（与新井投资相关）的波动性约为石油运营支出（现有生产支出）的2.5倍[45] * 相对于石油资本支出，油气运营支出、天然气资本支出以及其他非上游市场具有更长的持续期[45][52] * 预计石油资本支出峰值在2024年，石油运营支出峰值在2031年，天然气资本支出峰值在2050年[53] 效率提升对服务需求的影响 * 北美陆上钻井天数已降至目前约15天，低于2024年平均约17天，每日进尺已上升至约1,400英尺[77] * 压裂效率方面，尽管强度同比上升约7%，但每日增产英尺数平均约为1,700英尺，接近2024年水平[77] * 埃克森美孚的轻质支撑剂技术已证明可提高高达20%的井采收率，预计到2026年底，其约50%的新二叠纪盆地井将使用这种新支撑剂[88] * 雪佛龙在二叠纪盆地新井上部署的先进化学处理技术，测试显示预计最终采收率平均提高约10%，基础递减率改善5-8%[88][89] 行业周期定位 * 北美陆上：接近周期性低谷，但仍在下降，可能介入为时过早[33] * 国际陆上：处于上升周期的中期[33] * 全球海上：处于上升周期的后期[33] 电力需求的具体预测 * 数据中心预计将占2030年增量负荷的约78%，占2035年增量负荷的约63%[187] * 预计美国生成式AI电力需求在2023-2028年将以约125%的年复合增长率增长，同期美国数据中心总电力需求将以约30%的年复合增长率增长[187] * 预计数据中心在电力需求中的份额将从2024年的约6%增加到2035年的约20%[187][189] 具体公司的电力业务指标 * VoltaGrid拥有超过4.3吉瓦的完全签约产能，计划到2028年部署[42][194] * LBRT的Liberty Power Innovations预计到2026年底交付约500兆瓦，到2027年底超过1吉瓦[42][194] * BKR在2025年年初至今已获得超过7亿美元的数据中心发电设备订单，预计在原有3年目标之前达到15亿美元订单[42][194] * SLB的数据中心解决方案业务，截至第三季度年初至今收入为3.31亿美元，同比增长140%[42][194]