OPEC之外的砝码：解析中东最大非OPEC产油产气国阿曼的油气现状
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文 | 王月
来源 | 石油圈，ID：oilsns
编辑 | 扑克投资家，转载请注明出处
前言：OPEC成员国左右着全球石油产量和油价，而作为中东地区最大的非OPEC产油产气国，阿曼油气现状如何呢？
国家油气概况
阿曼位于阿拉伯半岛，靠近阿拉伯海、阿曼湾和波斯湾，这使得阿曼连接了世界上一些最重要的能源走廊，增强了阿曼在全球能源供应链中的地位。而阿曼也计划利用这一战略位置，在位于霍尔木兹海峡（一个重要的石油运输枢纽点）之外的杜克姆附近，建造世界级的炼油和储油场所（图1）。
图1. Oman地图
与大部分中东国家一样，阿曼的经济也高度依赖其油气行业。根据阿曼中央银行的数据，2014年，阿曼油气部门的收入占政府总收入的84％和阿曼国内生产总值的47％。
阿曼是中东地区最大的非OPEC产油产气国，其石油探明储量约为53亿桶，位居世界第二十二位。相比于中东其他产油国，阿曼油田的开发难度较大，因此阿曼政府也颁布了较为优惠的政策，并大力发展EOR技术。
阿曼南部的Alam-West油田是中东第一个太阳能EOR项目基地。此外，随着阿曼国内对天然气需求的不断增长，阿曼可能在未来逐步转变为纯天然气进口国。
石油和其他液体燃料
一、部门组织
石油天然气部：负责协调政府在阿曼油气行业中扮演的角色。然而，最终的政策批准和投资决策权归阿曼政府所有。
阿曼石油开发公司（PDO）：拥有阿曼大部分的石油储备，并负责全国70％以上的原油生产。政府拥有其 60%的股份，此外，壳牌占股34％、道达尔占股4％、葡萄牙的Partex占股2％。
阿曼石油公司（OOC）：负责阿曼国内外的能源投资，属于国有独资企业。
阿曼炼油和石油工业公司（ORPIC）：控制着阿曼的炼油部门，阿曼两家在役的炼油厂都属于该公司。
二、石油储量
根据《石油和天然气杂志》的数据，截至2016年1月，阿曼拥有的石油探明储量约为3亿桶，在中东位居第七，在世界位居第二十二位。美国地质调查局在2012年指出，在位于阿曼南部的南阿曼盐湖盆地，未探明的能源资源总量预计有超过3.7亿桶原油、3150亿立方英尺（Bcf）的天然气和超过4000万桶的天然气凝液（NGL）。
随着生产水平的不断提高、石油化工部门（依赖于液化石油气LPG和天然气凝液NGL）的日益发展，以及新增的潜在资源，该国不太可能在短期内大幅度地改变其对碳氢化合物的依赖。
三、勘探开发
在经历了21世纪初多年的产量下降后，阿曼的石油产量终于有所反弹，而这一切都要归功于EOR技术。
西方石油公司（OXY）是阿曼境内最大的外国公司，其他对阿曼业务有投资的行业巨头还包括壳牌、道达尔、Partex、BP、CNPC、KoGas和Repsol。
根据阿曼石油天然气部的统计，截止2013年底，阿曼所有31个勘探区块均有勘探生产活动，几乎阿曼所有的石油产量都来自覆盖了国家大部分区域的阿曼盆地。
阿曼的石油和其他液体燃料产量在中东地区排名第七，是世界排名前25名的石油生产商。阿曼是中东最大的非OPEC原油生产国。在2000年，阿曼的石油和其他液体产量达到了97.2万桶/天的峰值，但2007年下降至71.5万桶/天。
不过阿曼成功扭转了这一下降趋势，随后石油总产量逐年增加，到了2015年平均产能为100.2万桶/天。虽然阿曼因发现了新的储量而增加了一些产量，但在这场逆袭中，EOR技术才是最大的功臣。阿曼政府希望通过继续采用EOR技术和相关的成本管理，使产量至少在未来五年内维持现有水平。
近期的一些发现可能会有助于阿曼未来石油产量的增长，其中值得注意的新发现包括：Circle Oil宣布在Block 52（海洋区块）发现70亿桶的原油储量；西方石油公司在位于Mukhaizna油田的Block 53每年可生产约4400万桶的石油。西方石油公司于2005年开始在阿曼实施世界上最大的蒸汽驱项目之一。
四、EOR技术
阿曼石油天然气产量的提升很大程度上依赖于EOR技术。在阿曼常用的EOR技术包括聚合物驱、混相驱和注蒸汽。考虑到该技术的生产成本相对较高，阿曼政府为鼓励国际石油公司在较难开发的地区进行勘探开发活动，设立了激励机制。政府邀请外国公司参与新的勘探和生产项目，对于需要私营企业尖端技术和专业知识进行开发的区块，提供了非常优惠的条件。
鉴于在阿曼境内石油开采所涉及的技术难度较大，阿曼同国际石油公司签订的合同条款比其他国家更优惠，甚至在一些合约中授予了国际石油公司某些项目的大量股份。
蒸汽和混相驱一类的EOR技术一直是阿曼增加石油产量的主要动力。由PDO经营的Block 6是目前运用EOR技术最集中的区块，集合了聚合物驱（Marmul油田）、混相驱（Harweel油田）、蒸汽驱（Qarn Alam油田）和太阳能（Amal-West油田）这四大EOR技术。
阿曼南部的Alam-West太阳能稠油开发EOR项目是中东的第一个太阳能EOR项目，由GlassPoint太阳能公司于2012年完成，并于2013年初投产。
2014年，GlassPoint公司获得了由阿曼最大的主权财富基金——国家总储备基金牵头的总价值5300万美元的投资，其中还有来自壳牌和一些风险投资集团（RockPort Capital、Nth Power和Chrysalix风投公司）的投资。
GlassPoint的太阳能项目可以将生产的蒸汽直接供给现有的EOR作业中，并可以利用太阳能实现零排放，该工艺减少了EOR项目中需要使用的天然气量。通过与PDO合作，GlassPoint目前正在建设Miraah，这是史上最大的太阳能发电厂之一，峰值热能可达1021兆瓦。Miraah项目的规模是试点项目的100多倍，一旦完成，每天将产生6000吨太阳能蒸汽。
五、消费与炼化
尽管阿曼计划在未来几年扩大该国的炼油能力，但阿曼不是主要的石油炼化产品出口国。阿曼希望通过扩建其炼油和储油部门，对其在阿拉伯半岛的战略位置加以利用。
阿曼计划于2017年完成苏哈尔附近的一个大型装仓和存储终端站，同时，该站也位于霍尔木兹海峡旁边，将对国际原油运输商产生极大的吸引力（图2）。
阿曼有Mina al Fahal和Sohar两座炼油厂，合计铭牌容量为22.2万桶/天，计划到2018年可再增加81000桶/天的产能。根据IHS能源的数据，2014年阿曼平均炼油厂使用率约为96％。
初步估计显示，2014年阿曼消耗了164000桶/天的石油和其他液体，其中大部分是阿曼炼油厂生产，少量为进口，阿曼还在国际市场出口少量的石油产品（图3）。
作为阿曼石油炼化和石油工业公司（ORPIC）牵头的Sohar炼油厂改进项目（SRIP）的一部分，Sohar炼油厂正在进行设备升级。预计到2016年第四季度，Sohar的产能将从11.6万桶/天增至19.7万桶/天。
阿曼还计划在杜克附近兴建一座炼油厂，到2019年计划其产能可达到23万桶/天，同时还要在Ras Markaz修建一个储量为2亿桶的原油存储终端站。该储存终端站计划于2018年投产，这将是世界上最大的原油存储设施之一。
虽然阿曼有计划扩建国内的管道基础设施，但阿曼境内没有任何的国际石油管道。阿曼计划于2017年完成马斯喀特苏哈尔管道项目（MSPP）的修建，这该管道长约174英里，主要输送炼化产品，连接Mina al-Fahal和Sohar两座炼油厂，可以减少这两个沿海工厂之间的油轮交通。项目的后期阶段还计划修建新的储存设施，目的是为了保证阿曼的石油储备能够维持30天（图4）。
六、进出口
阿曼只出口一种原油，即阿曼混合油，这是一种中轻质高硫原油。阿曼是重要的原油出口国，特别是对于亚洲市场来说。2014年，阿曼出口的原油及凝析油约为80万桶/天原油，其中72％出口中国（表1）。
天然气
一、部门组织
2013年，政府将阿曼液化天然气公司和Qalhat液化天然气公司进行了合并，简化了该国液化天然气部门的组织结构。
PDO：在天然气行业拥有的市场份额甚至比在石油行业的还要大，几乎占据了阿曼全部的天然气供应，其中还有少部分来自西方石油公司和泰国国家石油公司。
阿曼天然气公司（OGC）：负责该国的天然气输送和配送。OGC是阿曼石油天然气部（80％）和西方石油公司（20％）的合资企业。
阿曼液化天然气公司（OLNG）：由包括政府、壳牌和道达尔在内的财团所持股的阿曼液化天然气公司（OLNG），则通过它位于黎巴嫩首都苏尔附近Qalhat的三条液化生产线，控制着阿曼境内所有的液化天然气（LNG）活动。
二、勘探与生产
受益于几个前景颇好的新项目的支持，阿曼天然气产量增长的潜力非常大。
根据《石油与天然气杂志》的数据，截止2016年1月阿曼拥有24.3万亿立方英尺（Tcf）的天然气探明储量。2013年，阿曼的天然气总产量增长至超过1.13万亿立方英尺，但2014年略微下降，为1.09万亿立方英尺。根据政府的数据，2014年阿曼天然气总产量的近81％来自非伴生天然气田。
在过去二十年中，阿曼的天然气行业变得日益重要，这主要归功于该国两个液化天然气工厂分别于2000年和2005年投入使用。2000年启用的液化天然气厂促进了阿曼的干气生产，干气产量从2000年的3220亿立方英尺增长至了2014年1万亿立方英尺。
阿曼天然气产量增长潜力最大的是归BP所有的Block 61 Khazzan-Makarem油田。该气田属于致密气藏，BP认为该气田的可采原地天然气储量在15~20万亿英尺之间，最高可能达到100万亿立方英尺。
2014年11月，阿曼在Block 60投产了Abu Tabul气田以及一些其他的项目，以帮助满足国家对天然气的短期需求。Abu Tabul气田的目标产量是9000万立方英尺/天的天然气和6000桶/天的凝析油。
三、天然气进口
阿曼只有海豚管道这一条国际天然气管道，该管道起于卡塔尔，途经阿联酋，最终抵达阿曼。尽管2014年阿曼通过海豚管道从卡塔尔进口了约73亿立方英尺的天然气，但阿曼并不是主要的天然气进口国。
通过海豚管道进口天然气以满足国内日益增长的天然气消费量是非常必要的，2004~2014年，海豚管道的天然气进口量从2360万立方英尺增加到了7210万立方英尺。天然气消费量的增加促使阿曼液化天然气公司宣布，到2024年它将把目前出口的所有天然气从国外市场转移至国内。
2014年3月，阿曼与伊朗签署了一份关于天然气进口合同的谅解备忘录，该合同将于2017年启动，时间跨度25年，总价值600亿美元。合同启动后伊朗将通过阿曼湾的海底管道，向阿曼输送100亿立方米/年的天然气。
四、天然气出口
虽然国内对天然气需求的增加可能会限制未来天然气的出口量，但是目前，阿曼的两个LNG厂都有出口LNG（图5）。
阿曼是天然气输出国论坛（GECF）的成员，位于阿曼湾苏尔附近的两座LNG工厂负责天然气的出口。2014年，阿曼出口了375亿立方英尺的天然气。几乎所有阿曼出口的天然气都输送到了韩国和日本，占2014年总出口量的93％。
2013年，阿曼液化天然气和Qalhat液化天然气合并形成了新的阿曼液化天然气公司。两家公司作为一个整体运营，但由于各自持有的合同不同，因此账户是分开管理的。通过兼并，阿曼液化天然气公司控制了全国三条液化天然气生产线，每年总产量可达1040万吨（约500亿立方英尺）。
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地方炼厂进口原油采购策略优化|文选
文 | 王君伟，佘建跃
来源 | 国际石油经济，ID：gjsyjj
2015年2月9日，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于进口原油使用管理有关问题的通知》，首次出台了较为详尽的地方炼厂进口原油使用资质的申请条件。在此之后，国内多家地方炼厂相继申请并获得了进口原油“双权”，即进口原油使用权与进口权。截至2017年4月，全国有23家地方炼厂获得进口原油使用配额共计9585万吨/年。
地方炼厂的加工装置特点
截至2016年底，国内地方炼厂总炼能达到2.75亿吨/年，占全国总炼能的34%。其中地方炼厂最为集中的山东，地炼总炼能达到1.63亿吨/年，占国内地炼总炼能的59%。
多数地方炼厂采用燃料型加工路线，产品以汽油、柴油为主。加工装置以常减压为一次加工龙头，配套催化裂化、延迟焦化及重整等二次加工装置。在进口原油放开前，地方炼厂受原料来源的限制，主要加工燃料油、渣油等重质劣质原料。随着进口原油政策的放开，地方炼厂原料获取渠道拓宽，原料结构明显优化，由此前的“吃粗粮”转变为“吃细粮”。
在我国经济驱动由投资转向消费的大背景下，国内汽车保有量增长推动汽油需求持续增加，与此同时，为改善环境、促进绿色发展，国家不断推进成品油质量升级。多家地方炼厂已于近几年升级改造加工装置以满足不断增加的成品油需求，适应更为严格的成品油质量要求。随着政策放开，油源问题得到有效解决，地方炼厂将升级重点放在完善轻质馏分的二次加工和深度油品精制上。催化重整已成为近期各大地方炼厂升级改造的重点，中化弘润、金诚石化、天弘化学、神驰石化等多家地方炼厂均已新建催化重整装置。截至2016年底，地方炼厂重整装置总产能已达1610万吨/年。发展催化重整装置使地方炼厂可以利用石脑油生产芳烃或将石脑油转化成高辛烷值汽油，有效利用原油中的石脑油组分增加汽油收率。未来，随着原油品种日益丰富以及装置配套愈加完善，预计苯类、甲基叔丁基醚（MTBE）、聚丙烯等产品的产量将增加。
地方炼厂进口原油采购特点
采购油种
当前，国内地方炼厂的进口原油主要来自中东、西非、俄罗斯及远东地区，2016年地方炼厂自上述区域或国家进口的原油数量约占地方炼厂原油总进口量的75%。中东、西非、俄罗斯及远东地区的原油产量巨大、供应稳定、品种丰富，符合地方炼厂的加工装置特点，能够满足炼厂的长期加工要求。
国内地方炼厂二次深加工装置的升级扩容，意味着炼厂在原料方面的选择范围进一步扩大，告别了此前主要依靠重质原油的历史，使得加工原料向中质化方向发展。与此同时，地方炼厂催化重整能力的逐步提升，使得炼厂对原油含硫量的适应能力显著增强。因此当前及未来一段时间，地方炼厂的进口原油采购品种将集中在中轻质的低硫与含硫资源。
采购策略
一、采购模式偏好现货
长期合约与现货采购是原油采购的两种主要模式。相较国营炼厂通过长期合约稳定资源供应，目前多数地方炼厂主要依靠现货采购。一方面，地方炼厂在获取进口权的初期，仍处于对不同原油品种的适炼性与性价比的测试与筛选阶段，确定炼厂的最佳加工油种仍需时日；另一方面，国际主流供货商对中国地方炼厂进口原油放开政策的未来不确定性仍存疑虑，长约形式的推广在供应商层面存在一定困难。
二、计价方式偏好挂靠布伦特原油期货
当前国际原油市场，布伦特原油（Brent）、西得克萨斯轻质原油（WTI）与迪拜原油（Dubai）是占主导地位的三大计价体系油种。“洲际交易所布伦特”作为在伦敦洲际交易所内交易的主要原油期货合约，较“即期布伦特”（Dated Brent）与“普氏迪拜”（Platts Dubai）等具有更大的交易流动性和灵活性，便于炼厂随时随地进行原油锁价等套期保值操作，因此被国内地方炼厂广泛采用。
三、贸易方式偏好目的地船上交货
鉴于国内地方炼厂进入国际原油市场的时间尚短，多数地方炼厂对国际原油采购、租船及贸易执行等环节尚处于熟悉与摸索阶段，因此在现阶段的进口原油采购中，炼厂偏好采用目的地船上交货（DES）方式进行货物交接。在目的地船上交货方式下，原油的货权与风险在船舶到达目的港卸货时方可转移，卖方负责租船运输，并承担原油到港前的一切费用及风险。采用目的地船上交货使炼厂可以依靠上方卖家在租船及贸易执行等方面成熟的经验与风险把控能力，非常适合刚刚进入国际原油市场的国内地方炼厂。
物流运输
目前，地方炼厂最为集中的山东地区已建成及试运行的原油码头共有9座，年接卸能力1.37亿吨。鉴于山东地炼主要分布于东营、淄博、潍坊、滨州、菏泽、日照6市，目前炼厂的卸货港口主要选择青岛港、日照港、烟台港、莱州港、龙口港及东营港。其中，青岛港、日照港与烟台港均建有超大型油轮（VLCC）泊位，可以靠泊30万吨级大型油轮；莱州港、龙口港与东营港只能靠泊10万吨以下的中小型油轮。
在原油管道方面，山东省内已建成原油输送管道19条，省内总长度2513千米，年输送能力约1.2亿吨。但考虑到地炼所处位置及卸货港口等因素，目前只有与上述码头配套建设的黄潍、日东、烟淄、莱昌4条管线可以满足沿线地炼的管输原油要求，原油管输占地方炼厂实际运输量的比例偏低。管道沿线以外的炼厂在物流环节仍主要采用“港口—汽运—炼厂”的物流方案，即在进口原油到港后，将原油汽运中转至厂区。
加强市场研判，优化计价策略
科学确定计价油种
积极研判布伦特与迪拜价差走势，科学确定计价油种，对于炼厂降低采购成本有着重要意义。自欧佩克减产协议实施以来，以沙特阿拉伯为代表的中东欧佩克国家对减产政策的执行效果良好。受此影响，布伦特-迪拜原油期货转掉期（EFS）自2016年底开始一路走低，并于2017年2月底触及1.08美元/桶的新低，较2016年初高点下跌3.57美元/桶。
鉴于布伦特较迪拜处于升水水平，期货转掉期的走低意味着迪拜计价较布伦特计价的价格优势已大幅缩水，布伦特计价较此前已更为“便宜”。面对布伦特计价油种当前显示的性价比优势，炼厂可加大布伦特计价油种的采购，或利用纸货工具将所采油种的原始迪拜计价择机转换为布伦特计价，从而把握计价油种之间的价差变化所带来的市场机遇。
合理选择计价期
目前期货市场上存在两种价格形态，即期货升水（Contango）与现货升水（Backwardation），对于炼厂采购节奏的把控与计价期的选择具有一定的参考意义。
期货升水指未来期货的价格高于当前的现货价格，其对应的价格曲线呈现“近低远高”形态；反之现货升水即指未来期货的价格低于当前的现货价格，其对应的价格曲线呈现“近高远低”形态。上述两种价格形态。
在期货升水的价格形态下，商品的未来价格要高于当前价格，说明当前市场基本面已呈现供大于求的形态。随着市场供大于求的逐渐加重，价格曲线的“近低远高”形态也会愈发突出，即曲线愈发陡峭，当前现货价格较远期期货价格的贴水幅度逐渐扩大。此时，炼厂应加快采购节奏，增大现货采购力度，同时选择较早的计价期以利用市场结构降低采购成本。与此同时，若月差结构能够覆盖仓储、融资等费用，炼厂可以开展期货升水结构下的浮舱操作，主动把握由此带来的市场机遇。
在现货升水的价格形态下，商品的未来价格要低于当前价格，说明当前市场已供不应求。此时，炼厂可以适当放慢现货采购节奏，等待市场供不应求的情况缓解，规避因现货价格飙升带来的采购成本大幅增长。
加强套期保值工具利用
为降低油价大幅波动对企业的影响，目前大多数炼厂倾向采用月均价的计价方式。但市场行情瞬息万变，价格本身、价格与价格之间都在不停变动，因此有效利用套期保值工具把握市场变化中的行情机会，对企业效益的提升有着积极意义。
目前，常用的套期保值方案可概括“点、锁、换”三种。“点”即炼厂利用“洲际交易所布伦特”等场内期货交易灵活、交易时间长的特点，在交易时间内以固定价格买入“洲际交易所布伦特”锁定采购成本；“锁”即炼厂根据对市场行情的预测判断，将实货计价期锁定在未来油价下跌阶段的某个固定时间段；“换”即炼厂通过对不同计价油种价格关系的分析判断，将采购油种的原始计价油种转换为其他计价油种。
成熟的国际原油市场为企业提供了形式多样的套期保值工具，炼厂要加强对原油市场的研判力度，加大原油期货市场人才的引进，主动把握市场机遇，利用适合自身情况的套期保值工具为采购环节提质增效。
优化采购模式，稳定供应渠道
目前，以三大国有石油公司为代表的主营炼厂均采用“长约＋现货”的资源获取形式，随着地方炼厂对国际原油市场认知的逐步加深，加之经过初期筛选，完成对适炼油种的确定，相信未来地方炼厂也会逐步形成“长约＋现货”的资源获取形式。由于国际主流供货商仍对政策未来的不确定性存有疑虑，地方炼厂长约形式的推广仍存在一定困难。地方炼厂可结合自身实际，创新长约签订形式，例如以“短约”形式与主流供应商签订季度或半年度的原油供应协议，从而稳定资源供应。
改善物流条件，降低运输成本
目前，除辐射山东东营港周边炼厂的港区短途管道外，能够辐射山东地方炼厂的现役原油管道仅有4条，年输送能力在6000万吨左右。管道运输能力不足加之辐射范围有限，导致地方炼厂实际通过管道运输的原油占比不足50%。目前山东地区的港口泊位数量与能力也难以满足炼厂的原油接卸要求，加之山东政府部门对于油罐车运输管理的愈加严格，造成炼厂原油汽运成本高企。据统计，相较“港口—管道—炼厂”的物流方案，“港口—汽运—炼厂”的物流成本要高近30%。
面对进口原油政策放开后日益突出的物流瓶颈，山东省政府于2016年底提出了《全省油气输送设施规划建设方案（2016－2020年）》，提出到2020年，山东原油长输管道总里程超过5200千米，年输送能力2.6亿吨以上。未来5年，山东省将新建13座原油码头，新增接卸能力1.13亿吨，其中烟台西港3座，董家口港、岚山港、东营港、滨州港和潍坊港各2座。在管道建设方面，未来5年将重点规划新建7条原油管道，年输送能力1.28亿吨，其中董家口－东营原油管道、董家口－潍坊－鲁中鲁北原油管道、日照港－滨州沾化原油管道、东营港－广饶原油管道以及刚刚投用的烟淄管道将成为辐射山东地方炼厂的重点原油管网。
考虑到汽车运输存在成本高、效率低、安全隐患大的缺点，地方炼厂可利用“十三五”期间原油管网体系逐步完善的契机，由“港口—汽运—炼厂”的物流形式向“港口—管道—炼厂”的物流形式转变，以此降低物流环节成本，提高原油运输的安全性与稳定性，使整体采购方案提质增效。
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