资本开支系列专题二：碳中和下油气行业上游资本开支发展趋势及其对供应的影响
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中期资本开支将缓慢增长，预计到2025年资本开支仅小幅高于2019年疫情前水平，因此供应增长相对偏慢，或呈现偏紧格局，但不会出现严重供应短缺。长期，碳中和下资本开支逐步放缓，供应增长或受影响，导致供应弹性下降，价格波动加大。 油气行业作为资本密集型行业，最大的特点是高资本投入、长建设周期。 油气行业的上游主要包括勘探和生产两个部分（即Exploration & Production, E&P）。一个完整油气项目生命周期主要包括以下五个阶段：勘探期、储量认证期、工程建设期、生产期和退役期。对于不同的油气项目，E&P周期不同。 1.1、上游资本开支变化与石油钻井和产量呈正相关性 高油价是刺激企业提升资本开支的最主要因素，而资本开支通过钻井转换成为产量。 对石油行业而言，高油价会提升行业景气度，提高生产企业利润，进而带来资本投入增加。石油行业中，资本开支首先转化为钻井，再兑现为石油的供应。1990-2020年石油行业上游资本开支、钻井、产量和油价四大核心要素年度同比之间均展现了正相关性；其中，油价同比与钻井同比、资本开支同比的相关系数均高达0.7，资本开支同比与钻井同比相关系数为0.62，钻井同比和产量同比的相关系数为0.54，而资本开支和产量的直接相关性相对较弱。 由于资本开支仅有年度数据，数据频率偏低、数据样本较少，难以刻画资本开支对产量的直接影响。同时，资本开支和钻井的相关性高于资本开支和产量的相关性，可以认为钻井是资本开支理想的替代变量，因此我们通过研究数据频率更高、数据样本更多的钻井和产量之间的关系来推演资本开支对供应的影响。 新增钻井对新增产量的影响呈现周期性。 通过分析高频的月度全球原油钻井同比变化的百分比和全球原油产量同比变化绝对值之间36个月的滚动相关性发现，新增钻井对新增产量的影响呈现周期性。在低敏感期，存量产能丰富，新增钻井对新增产量的影响较弱；而进入高敏感期，存量产能下滑，新增钻井对新增产量的影响增强。 从2005年至今，两者相关性总共有三轮周期，2006-2010年和2015至今为高敏感期，2010-2015年为低敏感期。2014年以来页岩油产量增长、市场份额提高，新增钻井对新增产量影响逐渐增强。 1.1.1 、常规石油项目上游资本开支对供应的影响 常规石油项目开发周期长，但单井寿命长，长期钻井与资本开支对产量影响较低。 常规油气项目开发周期长，从开始勘探到实际生产至少需要5-10年，生产后2-3年为快速增产期，而后逐步进入稳定期，在此期间产量以每年3%-5%的速度衰减，一般单井寿命20-40年，个别单井已使用超过80年。因此，在常规油气项目开发的早期阶段，资本开支与产量的相关性相对较强。但长期来看，常规油气项目的生产并不高度依赖资本的持续大量投入，产量与资本开支的相关性相对偏弱。从数据来看，2000-2021年OPEC月度钻井和产量的相关系数0.38，钻井和产量的相关性偏低，进而资本开支和产量的相关性同样偏低。 OPEC减产提高了钻井对产量的边际影响力。 近几年由于OPEC频繁减产调控油价，加大对单位钻井产量的限制力度，两者相关性有所提升，甚至可能出现钻井数量增加、总产量下降的负相关情况。当前随着OPEC缓慢增产，两者相关性已从高位回落。 1.1.2 、非常规石油项目资本开支对供应的影响 非常规石油项目开发周期短，但单井产量衰减快、寿命短。 对于以页岩油为代表的非常规油气项目，前期勘探及准备过程约6个月左右，而从开始钻井到生产约1-3个月，生产后3个月左右到达产量峰值，一年后单井产量衰减60%-70%，第二年再衰减30%-40%，第三至第五年每年再衰减25%-30%，五年后基本进入低产期，单井的有效寿命约3-5年。因此，非常规油气产量的维持或扩张需要新钻井的持续投入。 美国页岩油钻井与产量高度相关，且钻井领先产量1.5-2个月。 通过分析月度美国钻井和美国产量的36个月滚动相关性发现，2014年页岩油革命后：1）美国钻井和产量的相关性提升明显，2014-2020年月度美国钻井与产量相关系数为0.47，且钻井数量领先产量同比增速1.5-2个月；2）两者相关性呈现周期性，且因非常规项目生产周期更短，其周期的规律性和轮动频率高于常规项目。 钻井数的扩张需要持续投入资本开支，而高油价对资本开支有刺激作用。 当油价上升或维持高位时，企业有更强的意愿提升上游资本开支，而上游资本开支的持续投入将带来钻井数和产量的增加。2000-2020年美国上市页岩油企业年度资本开支同比与油价同比的相关性系数为0.63，而资本开支同比和钻井同比的相关系数则高达0.76。 1.1.3 、上游资本开支对当前石油供应的影响 当前全球石油新增钻井对新增产量的影响正处于高敏感期。 无论是常规项目还是非常规项目，当前都处于钻井和产量36个月滚动相关性的高水平阶段，这也导致全球原油钻井和产量相关性亦处于较高水平，当前两者相关系数0.95。这表明，当前石油市场的存量产能较为有限，新增钻井对新增产量的影响处于高位。一方面，OPEC目前钻井数361个，处于10年来最低水平，且单位钻井产量接近100千桶/日的历史高位，显示潜在增产空间有限，一旦缩减资本开支，对钻井和产量影响显著；另一方面，受疫情影响，页岩油存量钻井逐渐消耗，继续缩减开支，无疑雪上加霜。 在只考虑单一变量的情况下，选取了2018年至今的高敏感期数据为样本，以全球原油钻井同比变化为自变量，全球原油产量同比变化为因变量，拟合了两者 回归方程为模型。根据模型显示，当前钻井数减少1%，会导致产量减少18.5万桶/日。 中期资本开支对钻井和产量影响相对减弱，但碳中和背景下长期投资减少会影响钻井和产量的增长。 中期，伴随资本开支回升，钻井和产量都将增加，因此资本开支对钻井和产量的影响将减弱。长期而言，碳中和及能源转型下，上游油气行业资本开支力度减弱是大势所趋，会造成新增钻井减少，进而影响长期供应。 1.2 、天然气项目因投资决策体系不同，钻井对产量影响弱于石油 天然气项目开发的资本投入和建设周期均远高于石油类项目，且长协比例高。 天然气最大的特点是不易储存运输，因此不同于石油项目，天然气项目的开发对基础设施依赖性非常高，因而造成了天然气行业的参与门槛较高。天然气项目周期至少在10年以上，多则20年，其中建设期5-7年，前期的融资期3-10年。一般石油项目投资决策自上而下，而天然气项目的投资决策自下而上：1）中游与下游签订20年照付不议的长协，且长协比例达到80%；2）中游公司依据长协订单开展融资；3）融资成功后，中游公司可进行最终投资决策（Final Investment Decision, FID）；4）基于中游公司的FID，上游公司再进行FID。 长期天然气新增钻井与新增产量相关性弱于石油。 我们分析了1995-2020年天然气年度钻井同比和产量同比的相关性，两者相关系数仅为0.34，低于同期石油钻井同比和产量同比0.54的相关系数。这主要是因为天然气的生产不同于油，天然气既可以从单一的天然气井中生产，也可以从油井中以伴生气的形式生产。 页岩气的新增钻井和新增产量的影响较大，且一般领先6-12个月。 从月度美国天然气钻井变化和产量变化36个月的滚动相关性可见，两者相关性处于高位时间居多；目前两者相关系数已从前期高位0.8回落至0.5。 过去100年，全球总共经历了4轮石油投资周期。 自1910年至今的110年里，我们一共经历了4个完整的石油投资周期，依次为1910-1930年、1930-1970年、1970-2000年以及2000-2020年，最短跨度20年，最长跨度40年。 一轮石油投资周期分为五个阶段，油价是投资周期最核心的驱动： 第一阶段，下游景气度提升，带动需求激增，出现供不应求，油价上行； 第二阶段，高价提高生产企业利润，带来资本投入增加，行业景气度提升； 第三阶段，高价的负反馈作用显现，替代的增加和使用效率的提高，驱动需求增长放缓，然而投资热潮带来的新供应仍在涌入市场，供需错配进入纠偏阶段，价格从高位回落进入平稳区间； 第四阶段，供需平衡逐步向供过于求的方向运动，导致价格大幅下跌； 第五阶段，价格下跌，生产企业利润缩水严重，生产商主动减少投资或永久关闭产能，而供应下降最终使得市场再次达到平衡，并做好准备迎接下一轮周期。 2.1 、1910-1930年：汽车时代下的石油繁荣 1910-1930年，汽车的发明和普及显著刺激了石油需求，供不应求下石油价格大幅上涨，油价从1910年的0.61美元/桶，上涨至1920年的3.07美元/桶，10年间涨幅达到5倍。高油价带来了石油第一波投资浪潮，世界石油投资占GDP比重最高达到0.5%，德克萨斯州、俄克拉荷马州、加利福尼亚州和路易斯安那州相继开发出新油田。然而，这些供应的出现主要集中于大萧条时期，彼时需求急剧萎缩，两相结合导致供过于求严重，油价大幅回落至1931年的0.65美元/桶。 2.2 、1931-1970年：二战后的全球重建与石油七姐妹的垄断 二战期间重工业快速发展和战后全球重建推动石油需求增长，但这一期间受政府调控和石油七姐妹垄断的影响，1931-1970年油价基本在1-2美元/桶波动。这一阶段世界供应亦增加，且多点开花，一方面，美国最大的油田东德克萨斯油田发现；另一方面，新兴市场迎来石油生产的繁荣，特别是苏联和中东，石油七姐妹大举进军中东。伴随新地区供应增加，美国在全球产量中的份额减少50%。上世纪60年代，美国经济衰退而需求放缓，石油市场也出现了阶段性的过剩。 2.3 、1971-2001年：冲击、瓦解与重塑 全球石油供需在这一时期发生了翻天覆地的变化，供应端既有OPEC的成立和石油七姐妹的瓦解，也有主产国两次价格战，更有中东地区局部战争造成的三次石油危机。需求端虽整体增长，却在周期末尾遭遇了亚洲金融危机和美国互联网泡沫的冲击。油价从1970年的1.8美元/桶，上涨至2000年的28.5美元/桶，涨幅接近15倍。高油价的刺激叠加布雷顿森林体系瓦解后的流动性泛滥，导致俄罗斯、拉丁美洲和北海的新资源投资激增，石油投资占全球GDP的占比最高超过1%。然而，伴随需求回落，市场再度陷入供过于求，价格跌幅超过50%，导致成本较高的产油国削减了资本开支。此后10年，油价陷入大幅波动。 2.4 、2002-2020年：再繁荣与衰落 世界经济进入21世纪的高速发展阶段，各国对石油需求日益增高，但需求的激增限制了OPEC的调节能力，2000-2008年油价从2001年24.44美元/桶上涨至2008年97.26美元/桶。这一期间全球石油投资占GDP的比重从0.3%上升至0.7%，全球已探明储量增长26%。尽管2008年华尔街金融危机导致油价短暂崩塌，在需求复苏和地缘政治的驱动下，油价继续上涨并冲破100美元。受益于页岩油革命，全球石油投资占GDP比重进一步上升至1%，成为全球石油的最后一轮投资热潮。然而，OPEC和美国的价格战导致油价崩塌，资本开支随之缩减，而2020年的新冠疫情成为压倒骆驼的最后一根稻草。 高价是刺激投资并最终释放新供应的主要驱动力，而历史上每一次石油繁荣都给市场带来了新的供应， 或是发现新的油田，或是开发了以前在经济上或技术上不可行的已知油田。除了油价，政策驱动和技术革新也为石油的繁荣带来支撑。 3.1 、上游勘探支出持续下滑，导致全球已探明储量停滞不前 上游公司对于勘探支出持续减少。 根据IEA数据显示，近10年来，油气勘探支出在总资本开支中的占比从2010年的20%，下滑至2020年的9%。 全球已探明油气储量已陷入停滞。 根据BP数据显示，截至2020年全球石油已探明储量为1.73万亿桶，同比零增长；天然气已探明储量为188万亿立方米，同比下滑1.15%。本轮周期中，2000-2014年的上行期，石油天然气的已探明储量年均增速分别为1.9%和2.26%；而进入2015-2020年的下行期，石油天然气的年均储量增速分别下滑至0.4%和0.45%。 上游勘探支出减少主要来自三个方面的原因。 一是 ， 截至2020年全球石油天然气的储采比分别为53.55%和48.8%，剩余储量仍然丰富；二是，2014年前，全球以常规油气项目为主，常规油田开发后至少可以生产20-40年，因此前期开发的油田仍可以满足近期的生产需求；三是，行业景气度降低时，上游企业一般优先减少勘探支出，叠加剩余的勘探区域主要集中于开采成本高、开采难度大的偏远地区，企业勘探开采意愿较低。 3.2 、受疫情影响，2020年全球油气上游资本开支处于近10年来最低水平 近10年来全球油气上游资本开支于2014年达峰后持续下降，而疫情重创油气价格，导致上游资本开支在2020年跌至近十年来最低水平。IEA数据显示，2020年油气资本开支仅为3280亿美元，较2019年下降32%。尽管在2021年油气价格齐飞，但资本开支依旧偏紧，2021年资本开支3510亿美元，同比增长7%，仍低于2019年水平27.3%。 资本开支的下滑主要来自于周期性和结构性两方面。 1）从周期性看，油气投资周期一般为20年，本轮周期从2000年开始，2014年后开始步入下行阶段；同时，本轮周期的中后期迎来了页岩油产量的爆发，供应宽松下油价长期保持相对低位，而疫情的冲击导致油价中枢进一步下移，也加速了下行周期的到来。2）从 结构性看，油气企业的投资方向从长期大型项目向短期中小型项目转移，资本支出强度降低。一方面，大型项目成本高、投资回收周期长，因此，在下行周期更倾向于选择投资生产周期短、规模小的项目。另一方面，低价下股东要求提高分红、降低负债，因而油气企业主动增加现金流、减少资本开支。同时，2014年以来页岩油气项目的盛行也改变了行业对于投资标的选择的偏好。 3.3 、不同类型上游公司的资本开支境遇存在差异 国际油气公司资本开支减少。 国际油气公司（International Oil & Gas Companies,IOCs）一般指大型跨国石油公司，最具代表性的是五大国际石油巨头，BP、Chevron、ExxonMobile、Shell和TotalEnergies。本轮周期中，五大巨头的资本开支在2013年达峰，从2014年开始下滑，2020年资本开支为673.8亿美元，同比大幅下降24%，2021年资本开支623.6美元，同比继续下滑7.45%，仍低于疫情前水平29.7%。 国家油气公司资本开支恢复速度较快。 国家油气公司（National Oil&GasCompanies, NOCs）一般指由各国政府全资持有或控股的公司，例如沙特阿美Saudi Armaco、俄罗斯的Rosneft和Gazprom以及我国的三桶油等。相比于IOCs融资主要依靠项目产生的现金流，且开采成本普遍较高，NOCs可直接获得财政支持和政府补贴，并获得成本低廉、开采难度低的资源。同时，由于NOCs所在国家多数依赖出售石油的收入，其投入资本开支的意愿相对较强。IEA数据显示，2019年NOCs在全球油气上游资本开支的占比超过40%。沙特阿美2020年的资本开支为269.2亿美元，同比下降17.8%，而2021年资本开支增长18.49%至318.98亿美元，基本回到疫情前水平。 美国页岩油气企业资本开支回升，但仍显著低于疫情前水平。 由于生产周期短、单井寿命短，页岩油气企业对持续融资的需求远大于其他项目，主要依赖于外部融资，包括发债、股权融资和资产出售。同时，高周转的运作模式也导致企业对于成本变动较为敏感，因此企业纷纷加大研发投入，通过科技创新和项目管理，提升成本效益。2020年29家美国上市页岩油企业的资本开支为342.7亿美元，同比减少42%，跌幅远超IOCs和NOCs，而2021年页岩油企业的资本开支增长22%至418亿美元，但仍显著低于疫情前水平约28.7%。 四、碳中和下，全球油气行业上游资本开支发展趋势及其对供应的影响 4.1 、全球油气行业上游资本开支自2021年开始缓慢回升，但长期将转向可再生能源投资 资本开支回升确定，或可与疫情前水平持平。 短期看，今年资本开支将较去年增长，WoodMac和Rystad Energy均预计2022年全球油气上游资本开支同比增长9%；WoodMac预计全球约有40个、共计5000万桶石油当量的新项目被批准。根据市值排名，我们筛选了42家全球主要上市上游油气公司，包括8家IOCs、5家NOCs、29家页岩油公司。我们的预测模型显示，这42家上市公司的上游资本开支将从2021年开始持续增长，预计到2023年这42家公司的资本开支基本回到疫情前水平。 碳中和下本轮油气资本开支增速偏低。 长期看，碳中和下，政府、投资者、消费者都将持续推动油气企业加快能源转型，例如设置减碳目标、增加清洁能源投资、降低化石能源产量增速、减少上游油气资本开支占比等。从周期角度看，预计中期油气上游资本开支仍将保持增长，但增速低于上一轮周期。根据OPEC预测，为满足油气在2045年之前的需求，全球油气上游资本开支需要从2021年的3500亿美元增长至2030年的4000亿美元，年均复合增长率2%，而后到2045年回落至3550亿美元附近。其中，北美地区的占比将持续收缩，到2045年将跌至40%以下；而OPEC和其他的地区的占比将持续提升，OPEC占比从2021年的10%，提升至2045年的20%。同时，天然气作为最重要的过渡能源，将是未来资本开支和收入增长的核心来源。其中，LNG出口和CCUS是增长的主要驱动力。 4.1.1 、全行业融资面临更多挑战，资本开支不确定性增加 2020年全行业遭受疫情打击，油气价格大跌，高度依赖外部融资的页岩油企业借贷成本大幅抬升、流动性严重受损。对于财务状况较好的IOCs，低油价也迫使企业缩减资本开支、重新审视投资计划，甚至通过举债方式提高股东分红。NOCs的融资也遭遇了困境，尤其是一些新兴国家的NOCs，借贷大量外币债务，但因本国货币贬值，造成偿债额高出15-30%。 上市油气企业将持续保持健康现金流以应对债务。 当前，全球油气项目融资面临两大困难：第一，企业的项目收益是否足够支撑新的支出；第二，企业债务是否可以被内部现金流和外部融资所覆盖。因此，在市场波动加剧的情况下，油气企业更加关注：1）通过加大分红或回购股票提高投资者回报；2）持续降低负债。因此，保持健康的现金流是企业的首要目标。从数据来看，2021年5大IOC合计自由现金流为1104.9亿美元，创历史新高，同比增加5倍；而29家上市页岩油企业的合计自由现金流高达458.86亿美元，同样创历史新高。 碳中和背景下，油气企业外部融资难度有所增加。 根据BNEF数据显示，当前全球334家金融机构中，共计195家金融机构表示将逐步减少对化石能源相关主体的投融资，具体包括27家银行、10家保险公司、9家资产管理公司、141家养老基金。欧美主要银行机构例如BoA、Wells Fargo、Chase、Citi、Barclays、法兴银行、汇丰银行、德意志银行等主要针对煤炭项目减少投融资；而美国和英国一些养老基金则表示将逐步减少对于所有化石能源的投资，例如纽约市教师退休基金和伦敦几家地区工人养老基金等。 4.1.2 、国际油气公司降低上游油气投资比例，并制定碳中和战略 今年IOCs资本开支回升显著，但仍低于疫情水平。 根据Bloomberg预测数据显示，市场预期五大巨头2022年资本开支或达到793.1亿美元，同比增长23.6%，将扭转连续三年的下降趋势，但仍低于疫情前水平12%。 5大石油巨头纷纷制定企业碳中和战略并加大低碳投资，或挤压油气投资比例。 5大巨头均已制定其碳中和执行路径，预计其在清洁能源领域的投资将从目前年均13亿美元左右提高至2025年120-145亿美元的水平。从资本开支看，5大巨头不仅削减了资本开支，还降低了油气投资比例，上游油气投资比例从2011年的86%，下降至2020年的60%。例如，BP公开宣布，未来将不会进入新的国家和地区进行上游勘探和开发。 4.1.3 、OPEC国家油气公司保持稳定投资，新增项目持续推进 OPEC保持稳定投资，新增项目持续推进。 尽管碳中和下油气价格可能比此前任何一个时期都面临更大不确定性，但OPEC仍表示，中期将会有160个项目、共计约1560亿美元逐步投入，以保持市场供应稳定。Rystad Energy预测，2021-2023年，中东将有78个、共计980亿美元的新项目进入FID阶段，其中62%的项目为天然气项目，38%为石油项目。市场预期沙特阿美2022年资本开支为384.7亿美元，同比增长10.4%。 4.1.4 、俄罗斯未来情况存在较大不确定性，资本开支与产能有一定下行压力 俄罗斯成熟产能逐渐减少。 俄罗斯石油天然气储采比分别为27.61%和58.56%，石油资源开采量相对较高。俄罗斯的成熟产能已进入衰退期，而新增项目投资不足，根据Rystad Energy研究显示，2011-2015年俄罗斯进入FID阶段的新增产能为230万桶/天，而2016-2020年仅为55万桶/天。若后期不追加投资，俄罗斯将遇到较大的产能瓶颈。 制裁加码下对俄油气需求或将下滑。 在地缘冲突激化后，欧美国家对俄罗斯推出了数轮制裁，制裁范围从金融扩散至能源。俄罗斯原油与成品油出口量为750-800万桶/日，其中超过60%出口至欧美地区。而俄罗斯出口的天然气超过77%出口至欧洲。随着地缘冲突的持续以及制裁幅度加深，欧洲各国纷纷推出摆脱对俄能源依赖的计划，预期未来欧洲从俄罗斯进口油气数量将逐步下降。同时，受限于基建投资不足，俄油俄气短期内无法大量转向出口至亚洲。 国际油气公司退出在俄项目，或制约俄油气长期产能。 部分俄罗斯油气田开采难度较高，需依赖西方的先进技术，因此部分俄罗斯油气项目由俄罗斯本土企业与国际油气公司合营。在地缘冲突激化后，包括BP、ExxonMobil在内的数家国际油气公司宣布退出其在俄业务。尽管俄罗斯在冲突爆发后迅速实行资本管制，西方资本退出俄罗斯的实际执行情况不得而知；但在地缘冲突持续的背景下，预计国际油气公司将不再投入俄罗斯项目，从技术与资金层面上制约了俄罗斯油气长期资本开支与产能的发展。 多方因素影响下俄罗斯中长期资本开支与产能有下降风险。 从已公布的数据来看，Rosneft的2021年资本开支同比增加30.49%。但欧美对俄施加的一系列制裁大大限制了俄企的融资渠道，考虑到全球对俄油气需求收缩，俄企继续大幅增加资本开支的意愿可能减弱。同时，由于俄罗斯成熟产能余量较小，若中长期资本开支投入无法维持，则俄罗斯油气产能存在下降风险。 4.1.5 、页岩油气资本开支保持谨慎 资本开支预期增长，但仍低于疫情前水平。 尽管油气价格已显著回升，但页岩油企业的再投资率仅为46%，考虑财务约束和市场不确定性，预计资本开支恢复至疫情前水平之路仍缓慢。市场预期2022年上市美国独立页岩油企业资本开支或达到470亿美元，同比增长21.5%，仍低于疫情前水平27.9%。参考Rystad Energy的预测，2021年美国页岩油资本开支698亿美元，2022年或达到830亿美元，同比增长19%，但仍低于疫情前水平。 关注中期成本增加对资本开支的影响。 受疫情影响，缺少熟练工人、原料短缺、能源价格上涨、交通运输人员不足等都导致美国油气产业链成本上涨。Rystad Energy预计油气企业在工程、采购、建设、安装等方面的支出到2023年将增长10%，到2024年将增长50%。目前成本增加不会影响新的钻井活动，但会影响油服公司对现有钻井的增产。如果成本进一步抬升，或导致油服企业减少钻井，进而影响产量。 4.2 、弱资本开支周期下供应增长放缓，但中期出现严重短缺概率较低 4.2.1 、2025年全球上游资本开支变化对原油产量影响的推演 削减资本开支对于产量的影响存在很多不确定性。 页岩油是高周转项目，因此资本开支对供应影响相对较大，但美国产量的全球占比为10%，对整体产量影响相对有限。常规石油项目则较为复杂，新产能和旧产能之间既相互叠加又相互替代，而目前常规石油项目占比较高，OPEC产量占比超过40%，对整体供应的影响较大。OPEC主动减产时，如果出现钻井减少，则资本开支对供应的影响将被放大；如果钻井未减少，则资本开支对供应影响相对较弱。 研究方法： 我们以前文提到到42家大中型上市油气企业为研究样本，参考企业的历史资本开支和彭博财经对未来资本开支的预测。在只考虑单一变量的情况下，我们以1990-2020年数据为样本，以全球资本开支同比为自变量，全球原油钻井同比为因变量，拟合两者的回归方程模型，推演新增资本开支对新增钻井的影响。考虑新增钻井和新增产量的相关性呈现周期性，预计到2025年伴随资本开支的增加，新增钻井对新增产量影响将从当前高位回归历史均值水平，因此选取2000年至今的所有历史数据为样本，以钻井同比为自变量，以产量同比为因变量，搭建两者回归方程，通过钻井变化进一步推演产量变化。 到2025年资本开支将与疫情前持平，产量较疫情前小幅增长。 根据模型显示，1）到2025年，上游资本开支将回升至疫情前水平，预计较疫情前略增长3%，但增速将从2023年开始逐渐回落，年均增速为8.2%。2）资本开支回升将推动钻井增加，预计到2025年钻井数量回升至接近疫情前水平，或略低于2019年3%，年均增速为0%。3）钻井增加将推动产量回升，预计到2025年产量将超过2019年水平38万桶/日，年均增速为53万桶/日。 4.2.2 、资本开支增长缓慢，全球油气供应弹性偏低 中期油气供应偏紧，但不会出现严重的供应短缺。 当前全球进入第五轮油气投资周期，中期资本开支仍将增长，新增钻井仍将增加，进而推动新增产量增长；同时，考虑新增钻井和新增产量的相关性呈现周期性，预计到2025年，伴随资本开支的增加，新增钻井对新增产量的影响趋于走弱。然而，在后疫情和碳中和时代，本轮投资周期资本开支增速或偏低，预计到2025年上游投资或仅可以与疫情前水平持平，因此在这期间，供应增长或偏慢，呈现相对偏紧的供应格局；而根据上述模型显示，即使资本开支难在短期内回到疫情前水平，也不会出现严重的供应短缺。 碳中和下资本开支逐步放缓，长期供应或受影响。 长期而言，碳中和背景下，本轮投资周期或呈现为弱周期，资本开支增速或偏低，进而导致新增钻井增长缓慢，影响产量增长速率。同时，碳中和下需求整体下行，价格中枢下移；但资本开支走弱或造成供应增长放缓，导致供应弹性下降，价格波动加大。
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