一、全国油气产量当量创历史新高 2023年，国内油气产量当量超过3.9亿吨，连续7年保持千万吨级快速增长势头，年均增幅达1170万吨油当量，形成新的产量增长高峰期。 原油产量达2.08亿吨，同比增产300万吨以上，较2018年大幅增产近1900万吨，国内原油2亿吨长期稳产的基本盘进一步夯实。海洋原油大幅上产成为关键增量，产量突破6200万吨，连续四年占全国石油增产量的60%以上。页岩油勘探开发稳步推进，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个国家级示范区及庆城页岩油田加快建设，苏北溱潼凹陷多井型试验取得商业突破，页岩油产量突破400万吨再创新高。陆上深层-超深层勘探开发持续获得重大发现，高效建成多个深层大油田，2023年产量1180万吨，我国已成为全球陆上6000米以深超深层油气领域引领者。 天然气产量达2300亿立方米，连续7年保持百亿立方米增产势头。四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地是增产主阵地，2018年以来增产量占全国天然气总增产量的70%。非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为天然气增储上产重要增长极。其中，致密气夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，产量稳步增长，全年产量超600亿立方米；页岩气新区新领域获重要发现，中深层生产基地不断巩固，深层持续突破，全年产量250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层实现重大突破，全年生产煤层气超110亿立方米。 二、塔里木盆地深地工程成功打造增储上产大场面 塔里木盆地深层油气勘探开发持续发力,塔北西部寒武系取得系列重大油气发现，富满、顺北、博孜-大北等主力油气田快速上产，油气增储上产向地球深部进军步伐不断加快。 塔北西部寒武系新领域取得重大突破。两口风险探井托探1、雄探1井分别在5700、6700米井段获得高产，取得库车南斜坡寒武系陆相油气勘探重要突破，迎来塔北西部上寒武统白云岩海相油气首次发现，落实亿吨级规模油气藏，证实了库车南斜坡多目的层系巨大的勘探潜力，开辟了塔里木盆地新的十亿吨级战略接替领域。 富满、顺北超深层大油气田勘探开发持续推进。富满油田持续深化油藏富集规律认识，加快推进集中建产、规模上产，全年油气产量当量快速增长至400万吨，年均增长76万吨。顺北油气田锚定富油气区集中部署，高效落实了两条亿吨级油气富集主干条带，新增油气探明储量2564万吨、675亿立方米，全年油气产量127万吨、22亿立方米。其中，顺北84斜井刷新亚洲最深商业油气藏记录至垂深8937米，跃进3-3XC完钻井深达9432米，刷新亚洲最深井斜深和超深层钻井水平位移两项纪录。 博孜-大北超深层大气田加快产建节奏，先后攻克清洁完井、井完整性、高压长距离混输等关键工程技术瓶颈，天然气百亿立方米上产踏点运行，克深气田“控-调-排”协同治水保稳产，库车地区超深层天然气产量达180亿立方米。 三、海洋油气勘探开发再获新突破 我国海上油气勘探开发持续发力，通过创新成盆成凹机制、油气成藏模式认识，在渤海海域、南海深水领域再获亿吨级油气勘探新发现，开辟深水、深层、隐蔽油气藏、盆缘凹陷等勘探新领域，支撑海洋强国建设能力进一步增强。 渤海南部发现全球最大太古界变质岩渤中26-6油田，渤海湾负向潜山钻获最高日产油气325吨、33万立方米，累计探明和控制地质储量超2亿吨油当量。渤海浅层秦皇岛27-3油田明下段测试喜获高产，探明石油地质储量超过1亿吨。南海东部深水获亿吨级油气发现，珠江口盆地开平南油田钻获日产超千吨高产油流井，累计探明地质储量超1亿吨油当量。 渤海首个大型整装千亿立方米渤中19-6凝析气田一期开发项目顺利投产，气田累计探明天然气地质储量超2000亿立方米、凝析油地质储量超2亿立方米，由我国自主设计、建造、安装及生产运营，海上深层潜山油气藏开发迈入新阶段。渤海亿吨级油田群垦利6-1油田群全面投产，日产原油突破8000吨，当年贡献原油增量245万吨。近年来，渤南、陆丰、流花、恩平等油气田群成为海上油气产量增长点，我国海上已建成渤海3000万吨级、南海东部2000万吨级两个大型油气生产基地。 四、非常规油气勘探开发取得重要突破 页岩油气国家级示范区建设持续推进、新区新领域不断获得重要发现，深部煤层气勘探开发取得重大突破，非常规油气产量持续增长，成为全国油气增储上产的重要支撑。 （一）页岩油产量突破400万吨再创新高 新疆吉木萨尔陆相页岩油示范区发展建立咸化湖盆页岩油富集模式，通过技术和管理双向发力，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，钻井、压裂引入市场化竞争模式，单井综合投资降至4500万元。2023年页岩油产量63.5万吨，实现了效益建产。 胜利济阳陆相页岩油示范区建设稳步推进，实现“五个洼陷、三种岩相、两套层系、多种类型”的全面突破，博兴、渤南多类型页岩油取得重大突破，牛庄洼陷顺利投产，22口井累产油过万吨，3口井过3万吨，新增页岩油三级储量超9亿吨，年产量突破30万吨。 大庆古龙页岩油示范区建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，单井初始产量提高46%，单井EUR提高17%，落实探明地质储量超2亿吨。 长庆庆城油田加大长7页岩油研究攻关力度，围绕新类型纹层型页岩油开展试验，5口水平井压裂试油均获成功。创新布井模式，形成了“短闷、强排、控采”全生命周期技术，开发效果稳步提升，储量动用程度由50%提升到85%。2023年页岩油产量207万吨，连续五年保持30万吨增长。 （二）页岩气发展向深层跨越，突破迈进新层系 页岩气国家级示范区建设稳步推进。长宁-威远页岩气田精细划分开发单元，针对性制定调整措施，钻获威215、自208等一批评价井，展示外围区良好潜力，有力支撑长宁-威远区块全年稳产超95亿立方米。涪陵页岩气田立体开发提高采收率技术持续提升，焦石坝区块形成“中北区三层立体开发、南区中上部气层联合开发”模式，有利区采收率最高可达44.6%，实现储量效益动用，年产量超85亿立方米。 页岩气持续纵深发展，积极探索新区新层系。随着中国石化的金石103井、中国石油的资201、威页1井先后在寒武系筇竹寺组地层获高产工业气流，揭开寒武系超深层页岩气万亿级规模增储的新阵地。普光二叠系大隆组海相深层页岩气部署实施的雷页1HF井，完钻井深5880米，率先在四川盆地实现二叠系深层页岩气勘探重大突破，评价落实资源量1727亿立方米。红星二叠系茅四段、吴二段千亿立方米规模增储阵地进一步落实，培育形成“两层楼”勘探新场面。 （三）煤层气突破深度禁区实现重要突破 鄂尔多斯盆地东缘突破煤层气勘探开发地质理论“深度禁区”实现跨越式发展，在大宁-吉县、神府、大牛地等区块均获重要进展，深层煤层气探明地质储量超3000亿立方米，成为我国非常规天然气重要突破点。 大宁-吉县地区深层煤层气先导试验年产量超10亿立方米。部署实施的风险探井纳林1H、佳煤2H井均获高产，纳林河-米脂北地区新增探明地质储量1254亿立方米，大吉-石楼地区新增探明地质储量1108亿立方米，落实了国内首个深层煤层气万亿立方米大气区。 神府地区探明千亿立方米深层煤层气田。通过创新深煤层成藏机理认识、储层改造和差异化排采工艺，鄂尔多斯盆地东缘发现神府深层煤层气田，探明地质储量超1100亿立方米，展示盆地东缘深部煤层气藏勘探开发广阔前景。 大牛地煤层气田落实千亿方资源潜力。部署实施的深层煤层气阳煤1HF井压裂试获日产10.4万立方米,实现2800米深层煤层气重大突破，新增预测储量1226亿立方米，进一步证实大牛地气田富集高产规律和深层煤层气资源潜力。 五、老油区深挖潜再次刷新我国陆上原油产量里程碑 大庆、胜利等老油区深化精细勘探开发，强化大幅提高采收率技术攻关应用，开发态势持续向好，原油累计产量再次刷新记录，到达重要节点。 大庆油田狠抓新一轮精细油藏描述、水驱精准挖潜和三次采油提质提效，连续9年保持3000万吨稳产，累计生产原油突破25亿吨，占全国陆上原油总产量的36%。通过创新化学驱提高采收率技术，助推三次采油产量累计突破3亿吨，建成了全球规模最大的三次采油研发生产基地。得益于特高含水后期精准油藏描述、调整及化学驱技术的高效应用，油田开发形势持续向好，主力油田标定采收率持续攀升达到48.2%。 胜利油田打造海上、低渗、页岩油等产量增长点，连续7年稳产2340万吨以上，累计生产原油超13亿吨，占全国陆上原油总产量的19%。持续攻关低品位未动用储量效益建产模式，大力推广特高含水期精细注水调整技术，创新形成低渗油藏压驱注水开发技术，攻关突破海上、高温高盐、稠油油藏化学驱大幅度提高采收率技术，其中海上埕岛老油田应用新型二元复合驱油技术，大幅提高采收率14.2%，技术整体达到国际先进水平。 六、四川盆地天然气千亿方生产基地建设稳步推进 四川盆地聚焦天然气战略突破和规模增储上产，针对川中古隆起海相多层系、老区气田、川南页岩气、陆相致密气等领域，推动勘探开发多点开花，天然气年产量突破660亿立方米，“天然气大庆”产能基地建设稳步推进。 常规天然气形成盆地震旦系潜力区、二三叠系新区、老气田三大常规气稳产上产新局面。德阳-安岳大兴场地区大探1井灯影组获高产工业气流，开辟了震旦系规模增储新阵地；合川-潼南地区、八角场-南充地区茅口组获多项重要发现，展现超3000亿立方米规模勘探大场面；首个特高含硫整装大气田铁山坡气田建成产能超13亿立方米，进一步掌握高含硫气藏安全清洁高效开发核心技术。 致密气在川西合兴场、巴中气田落实千亿立方米探明储量，高效规模建产。川西合兴场深层须家河组9口致密气井试获高产，探明地质储量1330亿立方米，年产气快速突破10亿立方米。四川盆地北部侏罗系凉高山组致密油气勘探取得重大突破，巴中1HF井首次在凉高山组河道砂岩试获日产超百吨稳定油气流，评价落实超亿吨资源量。 七、12000米钻机助力万米科探“双子星”鸣笛开钻 塔里木盆地和四川盆地是目前我国油气资源最丰富的两大盆地，也是未来油气发现的重要潜力区域。经反复地质论证，伴随我国自主研发的12000米特深井自动化钻机研制成功，两口万米科探井先后在塔里木、四川盆地鸣笛开钻，开启我国深层油气勘探开发地下万米“长征”，助推我国油气资源探索发现迈入“中国深度”。 2023年5月，我国首口万米科探井——深地塔科1井开钻，设计井深11100米，面临特深、超高温、超高压、超重载荷、高应力等多因素地质挑战，预计钻井周期457天，该井立足科学探索与预探发现双重定位，寻找万米超深层战略接替领域。2023年7月，四川盆地第一口万米深井——深地川科1井开钻，设计井深10520米，7项工程难度指标位居世界第一，该井旨在揭示万米深部地层岩石和流体物理化学特征，验证工程技术装备适应性，探索川西北万米超深层灯影组含气性。 两口万米井均装备使用我国自主研发的全球首套12000米特深井自动化钻机进行作业，通过创新研发耐220摄氏度超高温工作液、五开井身结构等技术，在钻井技术、装备制造、工程材料等多领域实现突破，为我国深层油气资源勘探开发提供装备保障，成功打造油气领域国之重器。 八、旋转导向高端钻井技术装备实现跨越发展 旋转地质导向钻井系统作为油气勘探开发工程保障的核心利器，长期为国外垄断。经过多年自主攻关，目前我国已研发形成系列产品并成功应用于钻井作业，我国高端钻井技术装备实现跨越发展。 “璇玑”系统实现海上规模化应用，累计作业超1600井次，进尺超150万米，一次入井成功率达95%。“璇玑”2.0运用最新一代井下控制算法，集成垂直钻井、防托压、稳斜等多项智能模式，采用双活塞独立液压模块，配合新一代液压驱动电路，系统功耗明显下降、导向力输出大幅提升，为国产自研设备高难度定向井作业应用开创新局面。 CG STEER-150系统稳定性、可靠性和寿命进一步提升，研制了高温高造斜旋转地质导向钻井系统样机，形成了“导向模块结构设计与制造”等六项关键核心技术，各项指标迈入前列。在川渝、长庆等地区的页岩油气、致密油气完成超230口井全井段导向作业，累计进尺36.6万米，自主生产率94.9%，实现了旋导工具国产化有效替代。 经纬旋转地质导向系统突破静态推靠模式下高造斜率、高可靠性、精准轨迹控制等9项核心技术，国产化率94.5%，累计应用百余口井、进尺近20万米，助力胜利页岩油国家级示范区建设和川渝页岩气勘探发现。 九、深水油气工程装备自主设计制造取得重大突破 海洋油气工程装备瞄准发展需求，坚持自主创新，加快数字化、智能化技术应用，攻克自主设计、建造、海上安装等技术难题，推动我国深海油气勘探开发关键核心技术装备研制取得重大突破。 我国自主设计建造的亚洲首艘圆筒型“海上油气加工厂”——“海洋石油122”浮式生产储卸油装置完成主体建造，相对传统船型，具有体积小、储油效率大幅提高、抵御恶劣海况能力强等优势。与国际上同等规模的圆筒型FPSO相比建设周期缩短一半，船体主尺寸精度达到世界先进水平，填补国内多项海洋工程行业技术空白，有效推动我国更多深水油田高效开发。 我国自主设计建造的深水导管架“海基二号”建设完工。“海基二号”导管架总高338米，总重达3.7万吨，均刷新亚洲纪录，将与“海洋石油122”共同服役于我国首个深水油田流花11-1/4-1油田，标志我国海洋深水油气装备设计建造能力实现稳步提升。 我国自主研发的海洋地震勘探拖揽采集装备“海经”系统，顺利完成3000米以深超深水海域油气勘探作业，通过现场数据处理，成功完成首张由我国自主装备测绘的3000米深水三维地质勘探图，使我国成为全球第三个掌握全套海洋地震勘探拖缆采集装备的国家。 十、油气勘探开发与新能源融合发展推动绿色低碳转型 立足统筹推进油气供应安全和绿色发展，油气开发企业在切实做好稳油增气、提升油气资源自主保障能力的基础上，加快与新能源融合发展步伐，在推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展，持续推动能源、生产供应结构转型升级等领域涌现出一批亮点成果。 胜利油田建成油气领域首个具有自主知识产权的源网荷储一体化能源系统。立足油田清洁用能需求，建立包含清洁供能体系、多源互联电网、柔性生产负荷、多元储能系统在内的源网荷储一体化智慧能源管控平台，已建430兆瓦光伏、4.2亿千瓦时自发绿电全量消纳，有效支撑胜利油田生产用电绿电占比突破17%，年节约标煤29万吨，年减排二氧化碳约73万吨，开启了全产业链“控能、降本、增绿、减碳、提效”新实践。 吐哈油田源网荷储一体化项目投运。围绕油田绿电需求，依托油区太阳能资源，大力开展清洁替代，利用油田电网建成120兆瓦源网荷储一体化项目，每年为油田提供清洁电能2.27亿千瓦时，全部自消纳，将油田总用能中新能源占比提高到21%，年节约标煤6.9万吨，年减排二氧化碳约13.1万吨，探索构建油气光电储高度融合、清洁低碳安全高效的新型电力系统发展路径。 我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。投产后，年均发电量将达2200万千瓦时，全部用于油田群生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，年减排二氧化碳2.2万吨。平台工作海域距海岸线100公里以上，水深超过100米，为我国风电开发从浅海走向深远海作出积极探索。

美国石油学会(American Petroleum Institute)警告称，尽管美国石油和天然气生产正在蓬勃发展，但政府目前实施的政策可能引发下一次能源危机。 作为美国最大的石油和天然气行业协会，美国石油学会周三在华盛顿举行年度会议，会议旨在强调首要的政策优先事项。 美国能源情报署（IEA）预计，继2023年之后，美国石油产量有望再次创下历史新高。美国石油学会总裁Mike Sommers周二在接受采访时指出，美国石油产量持续增加给消费者和石油行业带来了实实在在的好处，但这是前几届政府努力的结果，如今面临前功尽弃的风险。 Sommers表示：“尽管产量增加带来了一线希望，但如果政府现在不采取正确的政策，我们还是非常担心未来的阴云会是什么样子。我们真正担心的是，本届政府不断发出的信号以及他们正在推行的政策，正在为下一次能源危机埋下种子。” 根据美国石油学会的分析，自现任美国总统拜登上任以来，美国石油日产量增加了约160万桶。然而，其中100万桶来自私人土地，50万桶来自前几届政府批准的项目。总的来说，拜登任期内批准的石油和天然气项目可能需要数年时间才能取得成果。 美国石油学会敦促政府加快能源项目的审批，包括向全球广泛出口液化天然气（LNG）的许可证，以及在联邦土地上寻求更多生产机会。 油气行业担心，美国内政部暂定的三项潜在的海湾油田租赁销售可能会大幅缩减或完全取消。Sommers称，与其他地区相比，墨西哥湾的石油和天然气生产对环境的影响相对较好。

俄罗斯石油开采即将连续第二年创下纪录，这进一步展现了该国对西方制裁的抵御能力。 行业数据显示，在2023年前11个月，俄罗斯钻探的石油生产井总深度为2.81万公里，有望打破前一年创下的苏联解体以来最高纪录。 西方制裁效果有限 俄乌冲突爆发以来，西方不断加码对俄罗斯的制裁，作为俄罗斯经济支柱的能源行业是重点制裁目标，具体措施包括进口禁令、价格上限机制以及禁止技术出口等。 去年，美国制裁了数十家生产钻井设备和开发新生产技术的公司，旨在限制俄罗斯未来的石油开采能力。欧盟于2022年对俄罗斯能源行业所需的设备、技术和服务实施了全面出口限制。 然而，数据表明，这些限制措施基本上都失败了。 BCS Global Markets石油和天然气分析师Ronald Smith表示：“俄罗斯在油田服务方面的独立性远高于人们普遍所认为的。” 据情报提供商Kpler和咨询公司Yakov & Partners估计，俄罗斯去年全年钻探的油井总深度将超过3万公里。 研究公司Rystad Energy A/S负责勘探和生产的副总裁Daria Melnik指出，俄罗斯国内只有大约15%的钻井市场依赖于所谓不友好国家的技术。 西方大型石油服务公司撤出俄罗斯的影响微乎其微，因为它们在俄罗斯的子公司基本完好无损。Kpler首席原油分析师Viktor Katona表示，这些业务大多卖给了当地的管理团队，保留了多年来积累的专业知识。 分析称俄罗斯现有油井正面临枯竭 也有分析指出，俄罗斯石油钻探活跃的一个重要原因是其油田正在枯竭。 Yakov & Partners研究与洞察中心主任Gennadi Masakov表示：“俄罗斯钻井数量增长的主要原因是需要开发新井。由于目前生产的油田正在枯竭，因此必须开发新井。” 牛津能源研究所的一份报告显示，截至2022年，投产时间超过5年的油田占俄罗斯液体产品总产量的近96%。报告称，许多上游项目早已过了产出高峰期。 业内资深人士Sergey Vakulenko指出，俄罗斯需要通过在现有地点（即所谓的棕地）进行新的钻探，或通过新的项目（即绿地）来弥补枯竭的石油产能。 Vakulenko警告称，绿地开发可能会出现问题，因为战前规划的相关项目是根据西方技术构想的，因此需要重新设计以适应现有技术，与此同时，俄罗斯石油公司正试图通过加快棕地生产来维持稳定。 他还表示，一些来自外国供应商的零部件很难获得，由于缺少部件，俄罗斯石油业可能不得不采用更简单的油井和更少的压裂段，这将降低油井的产量，并提高石油生产成本。

过去一年多，全球石油消费大户印度大举从俄罗斯购买廉价原油，然而近期这一势头出现下滑。不过，全球最大原油出口国沙特前几日大幅削减石油售价的举动吸引了印度的注意，一些印度炼油商现在有兴趣从沙特购买原油。 消息人士周二对媒体表示， 印度两家国有炼油商印度石油公司（Indian Oil Corp）和巴拉特石油公司（Bharat Petroleum Corp）正寻求增加对沙特原油的采购 。该消息人士补充称， 这两家炼油商正寻求每天从沙特额外购买100万桶原油 。 就在印度拟加码采购沙特原油之际，由于油市持续疲软，沙特周日下调了2月份销往亚洲的旗舰原油售价。 沙特国有石油生产商沙特阿美将其销往亚洲的旗舰型阿拉伯轻质原油的售价下调了每桶2美元，调整至较阿曼/迪拜原油（中东出口到亚洲市场的原油定价基准）报价升水1.50美元，这是2021年11月以来的最低价格水平。 俄油采购量下降 自俄乌冲突爆发以来，印度一直在大量购买俄罗斯原油，原因是俄罗向友好国家提供了大幅油价折扣，以应对西方制裁。 但印度炼油商对俄油的采购量最近出现下降，去年12月进口量跌至11个月低点。 有媒体援引消息人士的话报道称，印度对俄油的进口量下降是由于付款出现问题。该国正寻求用阿联酋货币迪拉姆支付原油款项。 但俄罗斯石油公司（Rosneft）的一个子公司一直无法在阿联酋开设银行账户，因此无法接受阿联酋货币付款。根据船舶跟踪数据，这导致五艘俄罗斯油轮在印度海岸附近漂浮了大约一个月，然后掉头向东航行，驶往新的目的地。 不过，印度否认俄油进口量下降是由于付款问题。该国石油和天然气部长哈迪普·辛格·普里上周表示，印度从俄罗斯购买的石油减少，仅仅是因为其他供应商提供的原油折扣更大，但他没有具体说明哪些供应商提供了更大的折扣。 此外，印度似乎也面临着与美国保持良好关系的压力。自俄乌冲突爆发以来，美国对俄罗斯实施了贸易限制。据媒体报道，一艘受到美国制裁的俄罗斯油轮已经在印度和斯里兰卡海岸附近漂浮了一个多月，官员们正在权衡是否让其靠岸卸货。

由于油市持续疲软，全球最大原油出口国沙特阿拉伯周日下调了2月份销往所有地区的旗舰原油售价。其中，销往其主要市场亚洲的原油售价降至27个月低点。 沙特国有石油生产商沙特阿美将其销往亚洲的旗舰型阿拉伯轻质原油的售价 下调了每桶2美元，调整至较阿曼/迪拜原油（中东出口到亚洲市场的原油定价基准）报价升水1.50美元，这是2021年11月以来的最低价格水平 。 这一降幅比媒体对炼油商和交易商进行的一项调查估计的每桶1.25美元的降幅要大。 与此同时， 沙特阿美还下调了2月份销往西北欧、地中海和北美的原油售价 ：其将2月份销往西北欧的阿拉伯轻质原油售价下调了2美元，至每桶较ICE布伦特原油价格升水0.90美元；同样将销往美国的阿拉伯轻质原油售价下调了2美元。 在沙特下调原油售价之际，炼油商呼吁该国提高油价竞争力。“与其他地区的原油相比，沙特原油仍然相对昂贵。但我们很高兴看到这样的价格，使我们更能负担得起，”一家北亚炼油厂的贸易商表示。 沙特为大多数中东石油出口国提供定价参考，通常在每个月的第五天左右公布下一个月的价格。该国根据长期合同向亚洲出售大部分石油，中国、日本、韩国和印度是沙特原油的最大买家。 油市疲软持续 石油消费通常在2月和3月有所减少，炼油商利用这段时间关闭一些设施进行定期维护。 与此同时，包括美国在内的全球供应强劲，增加了出现原油供应过剩的可能性，这已经迫使以沙特和俄罗斯为首的OPEC+将减产措施延长至今年。 2023年，国际油价现自2020年以来的首次下跌，年度跌幅超过10%。迄今为止，围绕以色列和哈马斯之间的战争以及中东动荡加剧的担忧尚未能明显提振油市。胡塞武装对过境红海商船的袭击也尚未导致原油供应中断。 尽管OPEC+产油国自愿减产220万桶/天，但市场参与者认为，至少在2024年第二季度之前，减产不足以阻止全球石油库存增加并推动油价上涨。

近几日，在利比亚原油供应出现中断、中东地缘政治风险加剧等多重因素影响下，国际油价出现短期上行。 然而华尔街主流投行仍然认为，2024年国际油价难以大涨，美国能源股今年前景依旧不乐观。 在2023年，能源板块已经是标普500指数11个成分板块中表现第二差的板块。对能源投资者来说，华尔街的最新预期，无疑将对他们的信心构成更进一步的打击。 油价前路并不乐观 美东时间周三，在中东紧张局势和利比亚停产的背景下，原油价格和美国能源股价格均出现飙升。 但就在同一天， 瑞穗证券却下调了八家石油和天然气生产商的评级，并大幅下调了其他多家石油和天然气生产商的目标价 。这表明，瑞穗并不太看好未来能源股和油价的前景。 瑞穗分析师强调，尽管地缘政治紧张局势加剧，但石油供应充裕的前景仍将阻止原油价格大幅上涨。 尽管周三油价上涨，但瑞穗的分析师Nitin Kumar对此并不特别在意。他对于油价近期上涨的评价只是："总会有起起伏伏的日子。" 他补充称，预计今年全球石油产量将保持市场供应充足，“忘掉噪音，坚持基本面，你最终会站在正确的一边。” 油价今年上涨空间有限 瑞穗认为，在2024年全年，油价将总体维持横盘震荡。而摩根大通分析师也预计， 鉴于“充足的实物供应”，原油价格上涨空间有限。 尽管地缘政治担忧将成为推动油价上行的主要动力，但华尔街主流投行总体上仍然强调，非欧佩克+国家不断增长的原油产量可能超过全球需求。 VettaFi能源研究主管斯泰西·莫里斯（Stacey Morris）表示，“没有太多的石油故事”支持该行业股价上涨。 目前国际原油价格在每桶70美元左右的区间内波动，而莫里斯预计，“油价将持续徘徊于这一水平”， 技术面表现也不佳 从技术面上来说，目前能源股也前景不佳：标普500能源指数与标普500指数的比值显示出了头肩形态，这是一个看跌能源股的技术信号，预示着能源股将更加表现不佳。 英国商业银行高级技术策略师安东尼·菲尔德（Anthony Feld ）和股票策略总监吉娜·马丁·亚当斯（ Gina Martin Adams）周二在报告中写道，从技术角度来看，另一个不利因素是该比率形成了所谓的“死亡交叉”，其50日移动均线低于200日移动均线。 1月中旬开始，美国油气生产商们将陆续发布的第四季财报。彭博汇编的数据显示，华尔街分析师预计美国能源行业的收益将较上年同期下降28%。从总体上讲，该行业第四季度的盈利增长表现，将是美国所有行业中最疲弱的。

据BNAmericas网站报道，巴西石油管理局（ANP）最新统计数据显示，2023年11月份，巴西油气产量达到469.8万桶油当量/日，创历史最高水平，较2022年同期的397.8万桶油当量/日增长18%。也超过了2023年9月份创下的466.6万桶/日的纪录。 据ANP统计，11月份，巴西原油产量为367.8万桶/日，创新高，环比增长3.8%，同比增长18.8%。天然气产量为16212万立方米/日（102.0万桶油当量/日），环比增长6.3%，同比增长15.5%。 以上数据符合巴西能矿部预期，该部预计2030年巴西石油产量将从2023年的300万桶/日增至540万桶/日，成为世界第四大产油国。 11月，水深2000米以下的巴西盐下油田产量为358.5万桶油当量/日，占该国总产量的78.3%。 11月，巴西97.8%的原油和85.2%的天然气产量来自海上油气田。 巴西国家石油公司仍是该国最大的油气生产商，占全国总产量的88.76%。

当地时间1月1日，伊拉克举行了西古尔纳1期油田（West Qurna 1）牵头合同者交接仪式，中国石油(CNPC)正式接替美国石油巨头埃克森美孚石油公司成为该油田牵头合同者，同时也是最大持股方。 牵头合同者，是指当一个油田项目非常重要且复杂时，就会有几个伙伴（大石油公司）作为联合体共同参与。但是，联合体中会有一位“老大哥”，即牵头合同者，当有重要事宜需要表态或者重大决策需要投票时，牵头合同者与招标人签订合同的行为等同于联合体各方共同与招标人签订合同。 交接仪式在伊拉克南部的巴士拉省举行。中伊双方官员以及中石油、巴士拉石油公司、埃克森美孚等公司的代表出席了交接仪式。 此外，埃克森美孚还和伊拉克国营的巴士拉石油公司签署了一项“买卖协议”，以把其在伊拉克最后剩余的上游油气资产出售给后者。 这次交易也标志着这家美国公司正式退出伊拉克的石油和天然气市场。 西古尔纳1期油田位于巴士拉西北约50公里处，是伊拉克最大的油田之一，估计年原油产量超过2500万吨。该油田也是全世界最大的油田之一，预计可采储量超过200亿桶。 “伊拉克和中石油计划在2024年底将该油田的产量提高到60万桶/天。” 伊拉克石油部上游业务副部长Basim Mohammed表示。 西古尔纳1期油田股权之争 作为世界最大油田之一，西古尔纳1期油田曾经吸引了众多石油巨头的青睐。 2010年，埃克森美孚、壳牌和伊拉克国有的石油勘探公司（OEC）共同获得了赢得了西古尔纳1期油田的开发权。但是2013年底，埃克森美孚先后将其持有的股份出售给了中石油（25%）和印尼国家石油公司（10%）。 壳牌也在2018年将其拥有的19.6%的股份全部出售给了日本伊藤忠石油开发株式会社（CIECO）的子公司West Qurna Limited2，售价4.06亿美元。 随后，印尼国家石油公司和巴士拉石油公司又分别购买了埃克森美孚在该油田持有的10%和22.7%的股份。 由此，该油田开发公司的股东包括中国石油、伊拉克巴士拉石油公司、日本伊藤忠商事株式会社、印度尼西亚国家石油公司和伊拉克石油勘探公司，其中中国石油持有最多股份。

据欧佩克+代表们透露，该组织将在下个月初召开网络会议，恢复例行的石油市场监测，但具体日期尚未确定。周二，国际油价基准布伦特原油期货报每桶76美元左右。 一位知情人士表示，欧佩克+联合部长级监督委员会(JMMC)可能于2月1日举行会议。欧佩克及其盟国本月开始了新一轮减产，试图避免第一季度全球供应过剩并捍卫原油价格。 油价在去年第四季度下跌近20%，来自美国及其他国家创纪录的供应抵消了欧佩克+减产措施和强劲燃料需求的影响。预计今年石油消费增长将大幅放缓，这引发了对供应过剩的预期。 去年11月底，欧佩克+同意额外自愿减产，总减产量达到220万桶/日，以支持石油市场的稳定与平衡，但其中大部分是此前减产措施的延续，新的减产量为90万桶/日左右。 但减产效果却极为有限，因为原油交易商对减产的实际实施程度持怀疑态度，尽管几个关键成员国正努力进一步削减产量。 战略与国际研究中心高级助理、资深石油交易员Adi Imsirovic称，“在市场走势强劲的情况下，欧佩克的影响是强大的，但在市场疲软时，欧佩克的力量也不大。在需求明显改善之前，欧佩克都会面临大麻烦。” 此外，在投资者看来，欧佩克+的凝聚力是一个主要问题。由于未能就进一步减产达成共识，去年11月底的欧佩克+部长级会议被推迟了四天。 在围绕产量配额存在争议的背景下，安哥拉在加入欧佩克十六年后宣布退出。不过这预计不会对该国及欧佩克+联盟的供应产生任何影响。 长期以来，配额遵守情况不稳定一直是欧佩克面临的一个问题，但沙特经常调节自身的原油产量以弥补这一点。但现在，沙特的原油产量已是十多年来最低的水平。 最近几周，途径世界贸易通道红海的商船频频遭袭，加剧了中东局势的动荡，油价也因此得到了一些支撑。此外，巴以之间的冲突仍在继续，而在美国海军摧毁了胡塞武装的三艘船只后，伊朗向红海派遣了一艘军舰。 欧佩克+联合部长级监督委员会通常每两个月召开一次会议，代表各国部长审议石油市场状况，并监督其减产协议的执行情况。另外，由22个国家组成的联盟将于6月1日在维也纳举行面对面会议。

根据大宗商品市场数据分析公司Kpler，去年12月，印度从其最大原油供应国俄罗斯进口的原油量暴跌至2023年1月以来的最低水平，原因是在欧美针对俄罗斯的制裁收紧之际，由于付款问题，6艘载有索科尔原油的油轮无法交付。 Kpler数据显示， 在去年5月升至215万桶/日的历史高位后，印度自俄罗斯的石油进口量开始波动下滑，11月至12月期间急剧下降，上个月降至148万桶/日 。 印度12月份的俄油进口量是自去年1月以来的最低水平，去年1月时该国自俄罗斯的石油进口量为141万桶/日。 印度炼油商在2023年平均每天购买14万桶索科尔原油，但上个月却无法收到任何这类石油。 Kpler首席原油分析师Viktor Katona周日在一封电子邮件中表示，从俄罗斯远东地区开采原油的俄罗斯石油巨头Rosneft旗下子公司Sakhalin-1 LLC，因未能在阿联酋开设银行账户，使得其买家无法按照约定用迪拉姆付款。 俄罗斯此前已经宣布将不再接受美元作为其能源商品的支付方式，且该国不愿接受印度本币卢比，因卢比在全球接受程度有限，印度炼油商现在选择以阿联酋迪拉姆支付俄罗斯原油。 Katona表示，在印度海岸附近的六艘油轮中，有两艘表示可能会改道前往中国。不过他也表示，尽管存在障碍，但俄罗斯和印度之间的索科尔石油贸易看起来可能会继续下去，因为最近又有三艘油轮被预定用来运输索科尔原油，而这三艘油轮都“表明印度是其最终目的地”。 Kpler数据还显示，12月，俄罗斯原油占印度石油日进口量（451万桶）的32.9%，其次是伊拉克原油（22%）和沙特原油（15.6%）。相比之下，11月印度原油进口量为452万桶/日，其中37.1%来自俄罗斯。 不过， 2023年全年，印度从俄罗斯的石油进口量相较前一年增长逾一倍，达到每天179万桶 ，而从其第二大石油供应国伊拉克的进口量则减少了11%，至每天90.8万桶。