原油市场,谁能只手遮天?从沙漠王权、页岩革命,再到制裁下的折价贸易供给
文章来源于富春路97号，作者Jessie26。为防止不可抗力因素导致的失联，欢迎添加本号主编的微信号：puoker。
01
重新认识一下OPEC、OPEC+
以及non-OPEC+
在原油研究中，供给从来不是一个简单的总量问题。价格真正反映的，并不是全球每天生产了多少桶原油，而是“边际供给”由谁掌控、以什么方式调整。也就是说，供给分析不能停留在规模层面，而必须进一步区分供给的决策机制与调节路径。
因此，在研究全球原油供给时，我们通常采用“双维度框架”：第一个维度是产量结构，即回答“谁能够且已经生产了多少”；第二个维度是供给行为，即回答“谁能够在价格波动中主动改变产量”。前者决定供给版图（是总量概念），后者决定价格弹性（是边际概念）。只有把规模与行为放在同一个框架下，供给结构对油价的影响才会变得可解释、可推演，而不是事后归因。换句话说，市场真正关心的，不只是产量本身，更是谁能够在关键时点改变产量路径。也正因如此，今天我们讨论全球原油供给时，已经不能只按产量归属做静态划分，而是要进一步追问：不同产油国究竟是按什么逻辑在供给？是政策驱动，还是市场驱动；是可以协调、可以执行的供给，还是更多受价格、成本和资本开支牵引的供给？
沿着这个思路，当前全球原油供给更清晰的划分方式，是把“产量归属”与“供给行为模式”放在一起看（见图1）。第一类是传统OPEC国家，它们的供给更偏政策驱动，核心特征是“有配额、能协调、能执行”；第二类是与OPEC协同控产的非OPEC合作国，也就是OPEC+框架里的“+”部分，它本质上仍属于“政策协同型供给”，只是成员不在OPEC组织内；第三类则是更市场化的non-OPEC+国家，这部分供给更多由成本曲线、资本开支和公司行为决定，价格对供给的传导链条也更接近“投资—产量”的市场机制。
图1：关于OPEC、OPEC+和non-OPEC+的国家组成
资料来源：富春路97号
如果只看数量（见图1），三大阵营大致对应30%（OPEC）/ 20%（“+”）/ 50%（non-OPEC+）的供给格局；但若进一步看供给属性（见表1），它们之间的差异会比份额本身更重要。OPEC与“+”的共同点，在于都带有明显的“配额管理 + 协同控产 + 闲置产能讨论”特征，因此在关键时点更容易形成一致动作；而non-OPEC+的共同点则是缺少配额约束、供给弹性更强，尤其以页岩油为代表，其边际调整往往不是通过部长会议完成，而是通过钻完井节奏、套保和资本纪律一点点传导出来。
表1：关于OPEC、OPEC+和non-OPEC+的国家特征对比
资料来源：富春路97号
进一步看OPEC内部，也不能把它简单理解成“12 个成员国平均意志”的集合，我们可能更习惯于按“9+3”去理解它。所谓OPEC(9)，是那一组在配额体系里更容易被动员、执行相对更稳定、也更有能力通过“闲置产能/配额调整”去影响供给路径的成员国，因此它们更像是OPEC的“政策锚”。而且这个核心层的权重高度集中：沙特约占35%，伊拉克约14%，阿联酋约12%，科威特约8%。也正因为如此，这些国家的表态往往不会被市场当作一般性政治信号，而会被直接交易成“未来产量路径”的预期。
相比之下，“OPEC(3)”国家，即伊朗、利比亚、委内瑞拉，虽然名义上同属OPEC，但它们对供给的影响，更像“不可控扰动”，而不是“可控调节”。伊朗和委内瑞拉的产能与出口，更容易受到制裁与合规环境约束；利比亚的产量，则更受国内局势影响，波动也更频繁。也就是说，这三国很多时候带来的并不是配额体系中的稳定执行力，而是不确定性和偏离。因此，市场在交易OPEC时，真正决定方向的，往往是OPEC(9)的政策边界和执行力度；而“OPEC(3)”更多影响的是短期波动和噪音的大小，而不是中期趋势本身。
图2：OPEC+核心产油国 vs.non-OPEC+核心产油国
资料来源：富春路97号，Bloomberg
真正值得注意的变化，其实发生在OPEC之外。过去这些年，全球供给的边际增量越来越多地来自non-OPEC+，OPEC+相对non-OPEC+的供给差距也在疫情后持续收敛。传统上，OPEC+（或其核心产油国）与 non-OPEC+（或其核心增产国）之间存在更明显的产量级差；但近几年，随着美国、巴西、加拿大、圭亚那等市场化供给持续扩张，这道“级差”被不断压缩。从数据上看（见图2），2014年OPEC(9)+3个核心产油国（俄罗斯、阿曼、哈萨克斯坦）与non-OPEC+(7)（产量排名靠前的7个国家）的差距还在2000万桶/天左右，到2025年一度已经收窄至500万桶/天左右。
这背后的含义是，原油市场正在从一个更多由“长期资本开支决定供给”的旧叙事，转向一个“更短周期、更强弹性”的新叙事。过去，新增供给更多取决于长周期投资决策；而现在，价格不仅影响需求预期，也能更快通过资本纪律、套保行为和产量节奏反馈到供给端。放在这个背景下，再去看OPEC的策略调整，很多变化就不再只是立场上的变化，而更像是一种被新供给格局倒逼出来的再平衡：它面对的，不再是几个高度集中的传统对手，而是一个更市场化、增量更分散、弹性也更强的全球供给体系。
02
OPEC+政策演变：
从保份额到价格—份额再平衡
2014年：增产抢份额，“赔了夫人又折兵”
2014年这轮油价下跌，并不是故事的起点，真正的起点来自此前几年OPEC对市场份额的焦虑。随着压裂和水平井技术的大规模商业化应用，美国页岩油在2008—2014年间快速放量，到2014年前后，其产量规模已经成长为足以实质性冲击全球供给格局的新力量，（截止目前水平）甚至达到相当于OPEC总产量30%以上的水平（见图3、图4）。面对这股冲击，OPEC在2014年中旬并没有选择先减产稳价，而是反过来继续增产，希望把更多原油推向市场，先守住份额，再用低油价压制竞争性供给（见图5）。
图3：2008-2014年间，美国页岩油产量快速提升
资料来源：富春路97号，Bloomberg
图4：截至2025年，美国页岩油产量，约等于OPEC产量的30%以上
资料来源：富春路97号，Bloomberg
图5：2014-2016年，OPEC的增产带来了油价的暴跌
资料来源：富春路97号，Bloomberg
图6：2014年油价下跌，带动几乎所有能化商品下跌
资料来源：富春路97号，Bloomberg
也正是在这一轮增产之后，油价才真正掉头向下，2014—2016年布伦特价格进入明显下跌通道；而原油作为整个能化产业链的锚，它的下跌迅速向下游其他化工品传导，带动（以南华能化指数为例）几乎所有能化品种整体回落（见图6）。
但是，这场博弈并没有按OPEC预想的剧本收场。它原本押注低价会率先挤出页岩油，现实却是，经过技术进步、效率提升和规模化开发后，页岩油并不是一个脆弱的高成本供给，反而逐步表现出低成本（不到50美金）、短周期和高弹性的特征，并没有因为一轮价格下跌就被轻易清退。结果是，OPEC虽然打下了油价，却没有真正打掉对手，反而让市场第一次清楚意识到，全球油市的边际供给逻辑已经发生变化：决定价格中枢的，不再只是中东传统产能，还有能够更快响应价格变化的页岩油供给。
图7：2014年油价下跌，带动几乎所有能化商品下跌
资料来源：富春路97号，Bloomberg
图8：沙特财政盈亏锚定的油价和实际对比
资料来源：富春路97号，Bloomberg
对沙特等中东产油国来说，这场“先增产、再压价”的份额保卫战，最后不仅没有换来一个理想结果，还产生了很多周边损失。OPEC不仅没能稳稳守住市场份额，反而先把自己的财政承受力压缩了。以沙特为例，其财政收入与油价走势高度同步，油价上行时财政收入快速改善，油价回落时财政收入也随之明显下滑，说明石油价格本身就是财政收支最核心的外生变量（见图7）。而从更有政策含义的角度看，2014年之后，以沙特为代表的OPEC国家还面临一个更棘手的问题：财政收支平衡所需要的油价，长期高于市场上的实际油价。 图中显示，2015年至今沙特财政盈亏平衡油价均值大约在87美元/桶左右，而同期布伦特主力结算价均值仅约65美元/桶（见图8）。这意味着，2014年中旬以后那轮主动增产虽然把油价打下来了，但油价越往下，财政压力反而越大，OPEC自己先承受了“低油价的副作用”。
换句话说，这轮博弈的问题不只是“能不能把对手挤出去”，还在于“自己能不能先扛得住”。如果说增产压价原本是一场为了守住份额而发起的防御战，那么它最后暴露出的却是OPEC政策的另一重约束：价格不能太低，因为太低的油价会直接侵蚀财政收入，并使实际油价长期低于财政平衡所需水平。也正因此，2014年之后OPEC逐渐意识到，单纯依靠“以价换份额”并不可持续，政策目标必须从单一的份额防守，转向对价格、份额和财政承受力的重新平衡。
2016-2019：OPEC+机制的形成，但相对松散
2014—2016年的油价暴跌，实际上给OPEC上了一课：在美国页岩油和其他非OPEC供给持续崛起之后，仅靠OPEC自己减产，已经很难像过去那样单独稳住市场。OPEC一旦内部收紧供给，外部产油国很可能迅速补上缺口，结果往往是自己让出了产量，却未必换来足够高的价格。也正因为如此，2016年底，OPEC开始把减产框架从组织内部向外延伸。
2016年11月30日，OPEC先在内部达成减产协议；同年12月10日，又在维也纳与俄罗斯、哈萨克斯坦、阿曼等10个非OPEC产油国正式签署合作减产协议，OPEC+机制由此成立（见图9）。这标志着OPEC的供给管理思路发生了重要变化：从“自己减产”转向“联合更大范围产油国共同调节供给”。
图9：2016年底，OPEC+机制的形成
资料来源：富春路97号，Bloomberg
OPEC+成立初期，这一联盟的确发挥了作用。2017—2018年间，OPEC与俄罗斯等非OPEC核心国家在产量调整上总体保持同步，联盟内部的协调机制是有效的，市场也重新看到一个比单独OPEC覆盖范围更广、执行力更强的供给管理框架（见图9）。这一阶段，OPEC+某种程度上确实修复了此前“OPEC单独行动、别人被动受益”的困局。
图10：从统一减产到核心国家主导+其他国家跟随或偏离
资料来源：富春路97号，Bloomberg
但这种一致性并没有持续太久。从2019年前后开始，联盟内部的分歧逐渐浮出水面。一方面，OPEC尤其是沙特，更看重通过减产来支撑价格；另一方面，俄罗斯等非OPEC伙伴对减产的态度开始明显趋于谨慎，在节奏和力度上都不再像前期那样高度配合（见图10）。尤其是在2018年四季度油价再度承压之后，OPEC希望更快收紧供给，但俄罗斯的反应已经明显更为犹豫。于是，OPEC+的运作逻辑也开始发生变化：它不再是成立初期那种“统一步调的集体减产”，而是逐渐演变为“核心国家主导、其他国家跟随但时有偏离” 的格局。
总结来看，2016年OPEC+的成立，解决的是“OPEC单独减产不够”的问题；而到了2019年以后，这个联盟开始面对新的难题——联盟虽然还在，但各成员国对价格、份额和减产成本的诉求已经不再一致。 这也意味着，OPEC+并没有消除供给协调的矛盾，只是把原来OPEC内部的问题，升级成了一个更大范围、更复杂的联盟博弈。
2020—2022年初：从政策性断崖到修复分化
2020年的油市首先经历的，并不是需求自然出清后的再平衡，而是一场典型的“政策性断崖”。疫情冲击叠加价格战背景下，OPEC以前所未有的力度主动压缩供给，导致原油总产量出现历史性坍塌；相比之下，non-OPEC虽然也受到低油价和经济停摆的拖累，但产量回落幅度明显更小。进入2021年后，随着经济重启，油价和总供给同步修复，但修复路径并不对称：non-OPEC，尤其是美国页岩油，恢复更快、更持续，而OPEC的产量修复则明显偏慢，直到2022年中前后才逐步接近疫情前水平。
与此同时，俄乌冲突一度将布伦特推至近十年高位，但随着2022年初美联储开启加息周期，市场交易主线很快切换为“需求会不会回落”，油价的上行逻辑开始受到更强的宏观约束（见图11、12）。
图11：2020疫情后到2022年初，减产叠加需求复苏，原油量价齐升
资料来源：富春路97号，Bloomberg
图12：2022年初美国加息后，市场开始担忧需求的回落
资料来源：富春路97号，Bloomberg
2022—2024年：OPEC+不断加码减产，但越来越像“托底”而非“定方向”
进入2022年后，OPEC+面临的核心问题，已经不再是如何把油价从底部拉起，而是如何在需求预期转弱的背景下，为价格持续提供支撑。也因此，OPEC+逐步搭建起一套层层加码的减产框架（见图13）：2022年10月先行宣布减产200万桶/日，2023年5月再启动集体减产115.7万桶/日，随后沙特在2023年7月额外自愿减产100万桶/日，2024年又继续追加约70万桶/日的额外减产，并将相关安排多次延长。这意味着，2022年后的OPEC+已经不再满足于阶段性干预，而是转向更主动、更长期的价格管理。只是，减产工具虽然越来越丰富，市场的边际定价权却在悄然外移。随着美国、巴西、加拿大、圭亚那等non-OPEC供给持续扩张，油价中期走势与non-OPEC边际增量的同步性反而更强，OPEC+可以不断为价格“垫底”，却越来越难单独决定价格运行的方向（见图14）。
图13：2022年开始，OPEC+减产声明
资料来源：富春路97号，公开网络资料整理
图14：然而，似乎，non-OPEC原油产量边际上定价了原油的方向
资料来源：富春路97号，Bloomberg
2025年起：non-OPEC持续扩张，OPEC开始从减产中逐步退出，重新争夺份额
这也解释了为什么到了2025年，OPEC的策略开始出现明显转向。问题已经不只是“non-OPEC还在增产”，而是它的增产来源越来越清晰、越来越稳定，甚至越来越难被价格战真正打断。疫情后的non-OPEC增量并不是分散地来自所有国家，而是高度集中在六个核心增产国——美国、巴西、加拿大、圭亚那、阿根廷和挪威。换句话说，过去几年全球新增供给，越来越不是“OPEC减一点、别人补一点”的零散格局，而是被持续扩张的non-OPEC核心国家系统性拿走。
图15：non-OPEC国家持续增产
资料来源：富春路97号，Bloomberg
更重要的是，这六国的增长并不是单一来源，而是形成了非常鲜明的“双引擎”结构。
第一重引擎，是巴西、圭亚那、挪威以及美国湾等海上项目提供的确定性增量：这类供给的共同特点是低成本、长周期、递减低、可见度高。数据显示，巴西与圭亚那新增FPSO叠加美国湾和挪威的稳定增长，未来将贡献超过80万桶/日的新增供应；而且截至2029年，几乎所有相关FPSO项目都已获批立项，意味着这些增量很多已经不是“油价一跌就会消失”的弹性供给，而是中期维度上已经被锁定的供给来源。曾经被视为高成本、强周期的海上开发，如今反而正在演变成non-OPEC最可预测的长期增长底座。
第二重引擎，则是美国和阿根廷页岩提供的短周期弹性。与海上项目不同，页岩的优势不在“锁定未来几年”，而在“可以更快响应价格与资本开支变化”。根据测算，即便在WTI处于50多美元中段的情况下，美国2026年原油产量仍预计小幅增长约11万桶/日，增量主要来自二叠纪和美国湾；这说明美国页岩经过多年优化后，已经具备更强的生产率和资本纪律，低油价环境下也并不会立刻失速。与此同时，阿根廷Vaca Muerta也正在从“潜力故事”变成真正的新页岩前沿：预计2026年、2027年各增约13万桶/日，成本已降至布伦特45美元/桶以下，并与出口基础设施加快融合。也就是说，海上项目负责把non-OPEC的中期供给中枢稳稳抬起来，而页岩则负责提供短周期的弹性和调整能力。
图16：non-OPEC核心增产六国情况
资料来源：富春路97号，Bloomberg
再往下拆，各国的增量特征也非常清楚（见图16）。巴西是未来两年最确定的增量来源之一，预计2026年净增约41万桶/日，2027年再增约26万桶/日，主要由已投产或在建FPSO推动，盐下成本低至约7美元/桶，对油价并不敏感；圭亚那在2026—2027年预计每年新增都超过20万桶/日，盈亏平衡大约在25—35美元/桶，项目已经进入不可逆阶段；加拿大受益于油砂优化和TMX出口通道，预计2026年增约16万桶/日，2027年再增约11万桶/日，而且递减率很低、运营成本仅约26—35美元/桶；挪威虽然不是爆发式增量来源，但依托深水项目的低递减和高可见度，仍在持续提供中期稳定供给锚。这意味着，OPEC面对的竞争对手，已经不是单一国家，也不是单一类型供给，而是一套“海上项目锁定中期增长、页岩提供短期弹性”的组合式供给体系。
在这种背景下，OPEC长期减产的代价就变得越来越高。过去几年，减产确实帮助其稳住了油价底部，但与此同时，non-OPEC核心六国的产量中枢却在持续抬升，边际新增桶不断流向OPEC体系之外。当“稳价”的另一面越来越变成“替别人腾份额”，继续深度压产就不再是最优策略。也正因此，从2025年开始，OPEC开始逐步退出部分减产安排，让闲置产能有所回落，并把政策目标从单纯“守价格”转向“价格—份额—财政承受力”的再平衡。这并不意味着OPEC放弃价格管理，而是意味着它已经承认：在non-OPEC“双引擎”持续运转的情况下，过长时间的减产，本身就会变成份额流失的来源之一。
03
关于估值：年初至今，原油市场
为什么会“看起来比基本面更强”
如果从绝对价格去看，原油很难像股票那样给出一个稳定的“内在价值”锚；但如果把它放到大类资产框架里横向比较，当前（美伊冲突爆发前）原油的定价明显不算高，甚至可以说是相对偏便宜。从对比看，无论是与美股、黄金，还是与信用类资产相比，布伦特原油在近几年的表现都明显偏弱：尤其是在2022年能源冲击之后，其他大类资产的价格中枢大多仍在上移，而原油在经历一轮脉冲式冲高后，反而逐步回吐涨幅，重新回到相对更低的位置（见图17）。这说明市场并没有持续给予原油很高的风险溢价，相反，增长放缓、需求转弱以及non-OPEC持续增产等悲观预期，已经在油价中被较充分地反映。
图17：对比其他大类资产来看，原油处于相对低估值区间
资料来源：富春路97号，Wind
从这个意义上说，当前原油的“便宜”并不是指它绝对价格有多低，而是指它在跨资产比较中的位置偏低。过去几年，权益资产仍在交易长期盈利能力，黄金持续承载避险与货币属性，信用资产也并未出现系统性重定价；相比之下，原油更像是被单独放在“需求悲观 + 供给充足”的框架下被反复折叠。这种折价未必意味着市场判断一定错误，但至少说明，原油已经不是一个“高预期、高估值、高拥挤”的资产，而是一个对利空已经较为敏感、对利多反而缺乏充分定价的资产。
图18：油金比
资料来源：富春路97号，Wind
这一点在油金比上体现得更明显。材料显示，布伦特原油与黄金的比值已经回落到过去二十多年区间的低位附近（见图18）。油金比本质上反映的是两类资产所承载的宏观预期差：黄金更多交易的是避险、货币和不确定性溢价，原油更多交易的是增长、工业活动和供需紧张程度。当油金比压到低位时，往往意味着市场愿意为“风险”与“避险”支付更高价格，却不愿意为“能源短缺”或“增长修复”支付同样高的溢价。换句话说，当前市场对黄金代表的不确定性定价更充分，而对原油代表的供给风险和需求修复定价反而偏保守。
因此，估值视角对原油更准确的结论，不是“油价一定会大涨”，而是油价当前位置并不贵，下行的估值挤压空间相对有限，而一旦出现供给扰动，上修弹性会更大。这也是为什么，在基本面并不算特别强的阶段，原油仍然容易因为地缘事件、制裁执行、OPEC政策变化或出口中断预期而出现脉冲式反弹：不是因为市场原本定价很高，而恰恰是因为它原本定价偏低，稍有新的供给风险，就容易触发一轮估值修复。
当然，低估值并不自动等于上涨。原油毕竟是典型的周期品，其估值修复仍然需要催化剂。如果后续全球需求继续走弱、美国和其他non-OPEC供给超预期增长，那么这种“相对便宜”的状态也可以持续一段时间。但从当前跨资产位置来看，原油更像是一个悲观预期已计入较多、但供给风险仍未被完全计入的资产，这决定了它在短期内容易受事件驱动向上重估，而不是继续单边被挤压估值。
04
化工板块正从“利润压缩定价”
切换至“盈利修复定价”
我们认为，当前化工板块的估值，不宜再简单锚定2025年的静态盈利，而应放在“2025年利润压缩见底、2026年开始修复、2026—2028年部分子链条进入利润释放期”的框架下重新审视。
从现阶段看，2025年化工产业链仍主要演绎利润压缩逻辑，石脑油裂解综合利润、线性与原油比价、乙烯—石脑油价差等核心指标均已回落至历史偏低区间，说明市场对盈利下修的悲观预期已被较充分计入，板块继续单边压缩估值的空间正在收敛（见图19、20）。
图19：2014年至今石脑油理解综合利润演变
资料来源：富春路97号，wind
图20：美金线性低密度聚乙烯（PE）和原油的比价
资料来源：富春路97号，wind
往后看，利润端的边际改善信号正在逐步形成。首先，油煤比已接近回落至俄乌冲突前水平（见图21），前期由能源冲击带来的成本扭曲正在修复；其次，油气性价比指标对化工利润具有一定领先性（见图22），从当前趋势看，2026年一季度化工利润更倾向于走扩而非继续收缩。与此同时，原油价格回落更多体现为成本端缓和，而产业链终端价格并未完全同步下移，这意味着中下游化工环节有望优先受益于成本改善，板块估值也将逐步由“压缩盈利”转向“交易修复”。
图21：油煤比几乎快要回落到俄乌战争冲突前的水平
资料来源：富春路97号，wind
图22：从油气性价比指标来看，2026年看化工利润走扩
资料来源：富春路97号，wind
从结构上看，板块内部的估值修复节奏大概率并不同步。芳烃链的新投产压力相对烯烃链更低（见图23），供给约束更弱、基本面改善时点更靠前，因此其估值修复有望先于烯烃链展开。相比之下，烯烃尤其塑料链的逻辑更偏中期，但从工业品供需缺口对PE上游利润约两年的领先关系来看，2026—2028年塑料链有望逐步进入利润释放阶段。一旦利润从底部修复，当前受压制的估值中枢也有望随之抬升。
图23：芳烃可能比烯烃产业链更早走出过剩
资料来源：富春路97号，wind
更重要的是，化工与原油的价差，本质上反映的是中美内外需差的变化。无论是与中美PPI差，还是与中美十年期利差的对应关系（见图24、25），都说明当前板块估值并不只是行业自身供需的线性映射，也嵌入了较多对宏观需求偏弱的定价。后续只要国内需求边际改善、内外需差出现收敛，化工相对原油的价差便具备修复基础，板块估值也将从“低盈利背景下的便宜”切换为“盈利回升前的前瞻定价”。
图24：化工和原油的价差是中美内外需求差的映射
资料来源：富春路97号，wind
图25：......而这一关系在中美十年期利差上也得到验证
资料来源：富春路97号，wind
综合来看，我们对化工板块的估值判断是：2025年更接近利润压缩后的底部确认阶段，2026年开始进入盈利修复预期逐步兑现的阶段。 因此，板块整体更像是一个“先修预期、后修盈利”的过程，其中估值抬升不会一蹴而就，而会沿着“芳烃先修复、塑料后释放”的路径演绎。
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