杨之琪，汪啸，钟飞

( 1.中国石油技术开发公司；2.中国石油国际事业有限公司）

1 碳达峰、碳中和目标

2021年，联合国政府间气候变化委员会（IPCC）发布了第6次评估周期报告，明确指出人类活动“毫无疑问”地造成了气候的变暖和极端天气频发。该报告中的3个观点，给很多国家敲响了警钟。一是自1970年以来的50年间，全球地表温度的上升速度，超过了过去2000年的任何相同时间段，即使在最乐观的场景下，到21世纪末，全球气温比工业化前上升1.5摄氏度已成定局；在最悲观的场景下，到本世纪末气温上升可达到4.7摄氏度。二是全球变暖加速，气温比工业化前上涨1.5摄氏度的时间将在2028－2035年到达，比2018年特别报告中预测的早约10年。三是如果要控制温度上升不超过1.5摄氏度，全球2030年二氧化碳排放量必须比2010年减少45%，并要在2050年达到“净零”排放。

面对气候变化危机的紧迫性，世界上有责任有担当的国家纷纷加快了关于气候治理方面的政治进程。2019年以来，欧盟、中、日、韩、美、加等国家和组织相继宣布了碳中和的目标，截至2021年底，通过政策文件或法律文件规定碳达峰、碳中和（下称“双碳”）目标的经济体，覆盖全球70%的经济总量。

中国从“单碳”（单一碳减排）到“双碳”目标转变也是循序渐进的。2014－2016年，中国与美国多次发表联合声明，形成了《巴黎协定》的基本框架，并大力推动了《巴黎协定》的达成和生效，对全球应对气候变化做出了历史性的贡献。2016年，中国启动了国家低排放发展战略研究，形成了《国家自主贡献综合报告》（NDC）的总基调：面向21世纪中叶的国家低排放总体战略，即碳中和的目标。2020年，中国开始部署实现“双碳”的目标、技术路径和路线图的研究。2020年9月22日，习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论上做了中国力争2030年实现碳达峰、努力争取2060年实现碳中和的重大宣示。之后，中央在“十四五”规划纲要和2035远景目标中加入了“双碳”的工作部署以及“2035年实现温室气体稳中有降”的目标要求。

然而，全球“双碳”目标的实现之路，注定是充斥着阻力和曲折。经历了一段时间的能源转型之后，直接减排已困难重重，持续的新能源补贴对各国财政带来了一定的负担，各种碳减排、碳捕集的技术壁垒和成本还需要时间来突破。在气候变化、能源安全、产业转型之间寻求动态平衡，在传统能源与新能源之间寻找过渡，探索一条在“双碳”背景下适合本国经济发展的道路，成为各国政界、科学界和产业界共同思考的话题。本文探讨的凝析油产业链，作为“双碳”背景下能源迭代的一个缩影，也许能给我们一些启示。

2 “双碳”背景下凝析油生产、运输和加工情况

2.1 凝析油的特点和生产

凝析油是指天然气开采流程中凝结的稳定的液相产品，可以在非伴生的气田中生产，例如横跨卡塔尔和伊朗海域的南帕斯气田，也可以从油田的伴生气中提取，例如美国鹰滩（Eagle Ford）和二叠纪盆地页岩油藏。

凝析油与超轻质原油的不同主要包括3点：凝析油中石脑油的总收率应不少于50%；凝析油的API度通常在55～65（也有少数略重的品种，例如澳大利亚的Ichthys凝析油API度为50.9）；凝析油的含硫量相比原油明显偏低，甚至经常接近于零，即使凝析油中的高硫品种的含硫量也仅为0.3%，例如脱臭凝析油（DFC）和南帕斯凝析油，这在原油中是不折不扣的低硫油（见表1）。

表1 各凝析油品种主要品质及石脑油收率

凝析油的生产过程大致如图1所示。混合气体从气田井口开采出来后，经过高压分离装置，分离出气相、液相和固体杂质，其中液相成分被称为原始凝析油。气相成分经过脱酸处理和气体处理装置，继续分离为干燥天然气和天然气液（NGLs）混合物，后者经过分馏器逐层产生乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等。

图1 凝析油生产过程示意

对于原始凝析油的处理，资源国主要通过两种方式：一种是将其掺入原油，降低原油的硫含量，提升品质，例如阿曼将凝析油掺入其常规出口的阿曼原油，阿曼原油API度由30.5提升至32以上；另一种是将原始凝析油经过稳定装置处理，脱去其中的气体或乙烷成分，将产物的雷德蒸汽压力值（RVP）降至9～14磅/平方英寸（psi），生产出性质稳定可用管道安全运输的凝析油，后续进入储罐或炼厂加工环节。

随着全球天然气产量的增加，凝析油产量和贸易量均逐步攀升。2019年以来，一方面《巴黎协定》的执行越来越受到世界各国的重视，中国做出关于“双碳”目标的承诺，加大清洁能源使用力度；另一方面世界能源消费需求从新冠肺炎疫情中恢复，天然气作为从传统能源向新能源过渡的清洁能源，全球产量进一步提升，从2020年的38210亿立方米增长到2021年的39510亿立方米，进而带动伴生的凝析油产量达到595万桶/日，全球凝析油需求总量约为590万桶/日。整体供需呈现紧平衡状态，贸易量超过177万桶/日。

2.2 凝析油运输横跨原油与成品油船运两个市场，并根据运费变化不断切换

与液化石油气、液化天然气、乙烷等石油产品不同，凝析油因其在常压下处于稳定液相状态而不需要专门的运输工具。因此，凝析油运输既可以使用成品油油轮也可以使用原油油轮，通常情况下主要是基于航程来决定用哪种油轮（见图2）。例如，凝析油可用原油油轮（通常为苏伊士船型）从西半球向东半球运输，LR1/LR2成品油船型则适合从东亚出口成品油到澳大利亚返程时装载凝析油。

图2 不同国家和地区的凝析油运输量及采用不同船型运输的比例

每个货船的凝析油常规货量在50万～70万桶。中东凝析油通常可以与原油拼装，用超大型油轮（VLCC）或苏伊士船型运输至东亚。澳大利亚和东南亚出产的凝析油通常用阿芙拉船型运输。对于对凝析油品质要求比较严苛的客户，也有采用更小型的LR1和MR等清洁船型从西非向亚洲远途运输的，虽然运费高昂但能够保证凝析油品质。近年来，美国墨西哥海湾开始更多采用小船向大船过驳的形式，用超大型油轮出口凝析油。随着该海湾物流条件的逐步改善，未来直接用超大型油轮运输凝析油会更加常见。

2.3 不同炼厂凝析油的加工工艺路线不同，进而影响对凝析油价格的接受程度

全球炼油行业对凝析油的加工模式大致分为3类。第一类是主要利用凝析油低硫和轻质的特性，与硫含量较高和API度偏重的原油调和后在常减压装置加工，分炼出不同组分，并在后续装置进行加工与综合利用。此类情况一般不需要对常减压系统进行改造，炼厂在采购凝析油时通常将其视为极轻质原油的一种，参照轻质原油确定采购价格，日本炼厂多属此类。第二类是利用常减压装置单独炼制凝析油，获得凝析油中较多的石脑油组分，作为化工原料走石脑油－乙烯深加工路线，此时炼厂测算经济性往往以石脑油裂解价差为依据，韩国部分加工凝析油的炼厂属此类。第三类是单独利用凝析油分离设施加工凝析油，走凝析油－石脑油－对二甲苯（PX）－精对苯二甲酸（PTA）化工路线（见图3），此类炼厂测算经济性以对二甲苯利润为依据倒推凝析油价格，中国福建的福海创（原名腾龙芳烃）公司采用此类模式。因此，在凝析油贸易中，石脑油、轻油、对二甲苯等价格均会对凝析油价格（主要是升贴水）产生较大影响。值得注意的是，上述第二类和第三类化工路线，很多炼厂也通过原油加工石脑油或外购石脑油的方式作为化工原料，因此，石脑油既可以是凝析油的下游产品，也可以成为其竞争产品，两者价格相关性较为复杂。

图3 凝析油－石脑油－乙烯链条加工流程

3 “双碳”背景下凝析油贸易特点

凝析油贸易整体规模相对原油较小（177万桶/日），单船货量较小（50万～70万桶/日），全球资源地分散，跨区贸易主要呈现“西油东进”的特点，主要跨区需求集中在亚太地区。2021年，受到亚太较好的石脑油裂解价差和较强的化工品加工利润的影响，凝析油整体供需偏紧，不同油种的升贴水虽然存在差异，但整体呈现上升趋势，具体表现为以下几个特点。

3.1 轻质低硫凝析油与高硫中重质原油的价差逐步拉大

2021年，作为炼化原料的凝析油升贴水趋势与轻质低硫原油趋同，但与高硫原油价差增大。这主要是由于“双碳”背景下天然气被很多国家选择为化石燃料向清洁能源的过渡能源，导致全球天然气需求显著增加，天然气价格从年初开始大幅上涨，欧洲、新加坡、韩国等地以天然气作为燃料和制氢原料的炼厂和凝析油加工企业，在权衡之后被迫转向加工低硫原油，并加大了凝析油单炼数量和掺炼比例，以避免过高的加氢成本，导致高低硫凝析油价差进一步拉大（见表2）。

表2 2021年3种典型凝析油品种与迪拜原油价差逐月变化单位：美元/桶

3.2 不同品种和不同区域凝析油计价基准差、大小船运费的变化较大地影响凝析油跨区贸易规模

凝析油跨区需求主要集中在亚太地区，主要进口地包括韩国、中国、日本、东南亚和中东地区等；主要资源地遍布全球，主要出口地包括卡塔尔、澳大利亚、美国、俄罗斯、西非地区等。资源与市场的分布不均衡导致从西非、北海、北美等地跨区到亚太的贸易在凝析油国际贸易中占有一定比例，通常年份约为20%左右，但2021年比例有所下降，仅占11%，约为20.3万桶/日。主要有两个原因。一是除卡塔尔DFC/LSC凝析油采用中东迪拜基准原油计价外，其他品种的凝析油基本挂靠即期布伦特（Dated Brent）价格计价。2021年布伦特－迪拜原油价差基本维持在较宽水平（平均3.16美元/桶）（见图4），导致西非、北美等地的凝析油跨区价格相对区域内的凝析油价格不具有经济性。二是凝析油通常采用原油苏伊士、阿芙拉船型或成品油LR1、LR2、MR船型运输，同样受到2021年布伦特－迪拜原油价差较大、大西洋盆地和亚太各自区域内贸易活跃度较高的影响，导致苏伊士、阿芙拉等适合区域内运输的小船型运费较高，也在一定程度上影响了跨区贸易的经济性。

图4 2021年布伦特－迪拜原油掉期价格价差走势

3.3 凝析油成为中国进口的机会油种

随着中国逐步减少成品油出口、国内炼油装置复杂度提升、多个炼化一体化项目陆续投产，兼具高石脑油收率且运输较为灵活的凝析油成为中国进口的机会油种。

中国做出“双碳”承诺后，2021年，一方面加大了产业政策调整力度，对于炼化行业的原油进口配额、税收、环保等政策都有所收紧，导致中国2021年原油进口量出现了20年以来首次下降；另一方面，中国降低了对汽油、煤油、柴油等成品油出口配额的发放，2021年全年中国成品油出口量为6030.5万吨，比上年减少2.4%，是2015年以来首次下降。基于成品油出口配额下降40%的判断，预计2022年中国成品油出口量仅为3500万吨。“十五五”期间，中国的成品油出口将趋于零。

随着大连恒力、浙江荣盛、江苏盛虹以及中国石化中科炼化、中国石油广东石化等诸多企业的大型炼化一体化项目陆续投产，在限制出口之后，国内成品油过剩的趋势将非常严峻，成品油国内销售“内卷”严重，而国内化工品需求近几年还依然处于相对中高速的增长期。市场和产业政策的变化导致“减油增化”成为大多数炼化企业重点考虑的策略之一。

在炼油毛利低迷而化工品毛利高企的情况下，有着高石脑油收率并且可直接作为化工原料的凝析油可能成为复杂度较高的炼化企业的选择之一，作为二次装置的原料或与原油调和的机会油种。此外，进口凝析油由于单船货量不大（通常为50万桶或65万桶），可适用于码头接卸条件较差的港口和泊位，在港口大型油轮集中到货时，接卸凝析油还可以提升其他小船泊位的利用率，减少港口滞期费用。例如，2021年7月，在宁波舟山堵港严重的情况下，荣盛石化紧急购买两船澳大利亚凝析油，并采用10万吨级阿芙拉型油轮运输，就是基于上述生产和物流的双重考虑。

3.4 伊核问题明朗后，凝析油的升贴水将随着伊朗南帕斯凝析油产量和库存的释放而大幅降低

2018年5月，美国特朗普政府单方面退出伊核协议，随后重启并新增一系列对伊制裁。2019年5月，美国重启对伊朗的“二级制裁”，涉及军事、航空、能源、汽车、金融等几乎所有的重要领域，全球所有的跨国公司在上述领域均被限制与伊朗有任何往来，否则就要面临美国的“长臂管辖”，伊朗原油正规的国际贸易全面停止。

伊朗是原油和凝析油的生产和出口大国，其主力油种包括伊朗重油、拉万原油以及南帕斯凝析油等，制裁前巅峰时期的原油产量约为360万桶/日，南帕斯凝析油产量约为66万桶/日。被美国制裁后，伊朗原油产量降至250万桶/日，其中150万桶/日的重质原油主要被其国内炼厂消化，剩余量流向黑市交易或存放在沿海油库和租用的超大型油轮浮仓中。从2018年被制裁至今，在油库和浮仓中的伊朗原油总量约为6000万～7000万桶，很大一部分可能为南帕斯凝析油。

2021年拜登政府上台，美国对伊朗的政策开始调整。伊核谈判重启，截至2022年3月底，各方已经完成了8轮谈判，释放出的消息是谈判各方诉求基本得到满足，短期内达成协议的可能性较大。因此，如果伊核问题达成协议，伊朗原油产量恢复可能需要半年左右的时间，但伊朗凝析油库存能够被瞬间释放，对中重质原油与凝析油的升贴水产生剧烈冲击，品质较好的凝析油升贴水很可能会一度低于API度为40左右的轻质原油，进而在短暂时间内替代日本、韩国、新加坡等客户对轻质原油的需求。从中长期看，伊朗原油产量会逐步恢复至峰值，缓解2021年以来凝析油市场供需偏紧的情况。

4 凝析油供需重点国家和地区分析

根据凝析油主要出口或进口量、主要油种、市场参与者信息等，对以下重点进出口国家进行简要分析。

4.1 重点出口国家及地区（按2021年出口量大小排序）

4.1.1 卡塔尔

卡塔尔的凝析油产量主要来自该国的北部油田，主要是两个品种：一个是卡塔尔天然气公司（Qatargas）和卡塔尔拉斯拉凡天然气公司（RasGas）两个液化天然气（LNG）项目产出的脱臭凝析油；另一个是来自Dolphin Gas和Pearl GTL两个天然气项目产出的低硫凝析油（LSC）。2021年卡塔尔凝析油总产量为27万桶/日，出口量约占50%。卡塔尔石油公司已经启动了4条液化天然气生产线的扩建工程，第一条预计在2025年下半年开始生产，后续3条预计在此后的6个月相继投产。2019年下半年，卡塔尔石油公司又增加了2条LNG生产线建设，将在本世纪20年代后期形成产能。预期这6条LNG生产线总共将增加38万桶/日的产能。理论上2030年卡塔尔的凝析油总产能预计将达到65万桶/日，考虑到北部油田的产能自然递减速度以及可能会出现的凝析油堵塞问题，预计到2030年实际产量可能达到50万～60万桶/日。

4.1.2 澳大利亚

澳大利亚的凝析油主要产自西澳大利亚州的波拿巴盆地、布劳斯盆地和卡纳文盆地，大部分产出的凝析油用于出口。2021年该国凝析油产量约为22万桶/日。尽管有一些即将上产的凝析油项目，但现有凝析油（例如NWSC、Ichthys等）产量有所下滑，预计2022－2025年产量将保持在20万～22万桶/日，达尔文LNG项目的增产和布劳斯项目的开发将使该国凝析油产量在2030年前后超过25万桶/日。

在澳大利亚现有的凝析油项目中，规模比较大的有3个项目。第一个是NWSC项目，2021年NWSC项目凝析油产量为6万～6.5万桶/日，同比下降超过10%，每月销售3～4个船货，每船65万桶，由6个提油伙伴方（伍德赛德、必和必拓、壳牌、埃克森美孚、bp、雪佛龙）轮流招标，其中中国海油的NWSC份额油采用与必和必拓公司联合招标的销售模式。第二个是Ichthys项目，由日本国际石油开发株式会社（INPEX公司）和道达尔公司运营，凝析油产能为10万桶/日，2021年项目实际产量为5.5万～6万桶/日，每月销售3个船货，每船65万桶。第三个是布劳斯项目，拥有13.9万亿立方英尺的液化天然气和3.9亿桶的凝析油储量，是澳大利亚最大的未开发天然气田，预计将于2026年投产，凝析油最高产量预计达到8.5万桶/日。

4.1.3 非洲（赤道几内亚、利比亚、尼日利亚）

非洲是凝析油的重要产地之一，主要出口国家包括赤道几内亚、利比亚和尼日利亚等国。赤道几内亚的Alba（2021年出口量为3万桶/日）和Alen（每年约能出口两个批次，每批次50万～60万桶的凝析油）为主要出口品种。利比亚的凝析油出口量近年稳定在5万桶/日，主要油种包括Mellitah，Brega等，Mellitah凝析油的权益卖家包括利比亚国家石油公司和意大利埃尼石油公司（Eni），买家包括中国福海创、阿联酋国家石油公司（ENOC）等；Brega凝析油（出口量为4万桶/日）由利比亚国家石油公司以长约形式销售给埃克森美孚新加坡公司，市场上几乎没有现货。尼日利亚凝析油产量约为10万通/日，大部分混合到其出口原油中，出口量约为3万桶/日，主要品种为Escravos，但项目方出于经济性的考虑，未来也会增加混合到原油中的凝析油比例，因此，尼日利亚在2030年的凝析油出口量可能再下降25%。

4.1.4 美国

2021年美国凝析油产量为107.6万桶/日，其中，73.9万桶/日用于本国炼厂混调掺炼；23.5万桶/日供应本国凝析油分离装置；2万桶/日由管道输送至加拿大埃德蒙顿等地，与当地重质油砂调兑形成加拿大重油；通过海上出口的凝析油仅有4.8万桶/日。2019年美国凝析油出口量的峰值约为14万桶/日，但受到新冠肺炎疫情的影响，当2020年第2季度油价暴跌时，美国部分生产商被迫停产，以鹰滩凝析油为代表的凝析油出口量急剧下降。2020年美国凝析油出口量约为10万桶/日，2021年出口量继续下降到4.8万桶/日。尽管2022年美国凝析油出口量开始回升，尤其是跨区对亚洲的出口，但由于运距、转换计价基准等原因，其出口竞争力较亚洲区内凝析油偏弱，要恢复到2019年的水平还需要一段时间。

4.1.5 俄罗斯

2021年俄罗斯的凝析油产量约为9万桶/日，其中大部分来自俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom，简称俄气）。近年来，俄罗斯的天然气生产格局发生了变化，俄气的垄断地位受到了私营公司诺瓦泰克（NOVATEK）的挑战。作为天然气的伴生产品，凝析油的生产格局也随之变化。俄气的凝析油全部在国内销售，俄罗斯凝析油出口主要来自诺瓦泰克公司主导的亚马尔项目，其位于Purovsky的工厂生产的亚马尔凝析油出口量在2021年达到2.6万桶/日。随着北极Ⅰ和北极Ⅱ液化天然气项目陆续在2024年之后投产，俄罗斯的凝析油出口量可能在本世纪20年代末增加到9万～10万桶/日。值得注意的是，位于俄罗斯远东地区萨哈林岛（库页岛）的油气项目在2021年也生产了一些凝析油，但这些凝析油被加入到库页岛混合原油中。据路透社消息称，今后几年如果远东地区石脑油和凝析油出现供不应求的情况，俄罗斯的生产商（例如萨哈林能源公司）可能考虑在远东地区投资凝析油分离生产装置，加大凝析油的出口。

4.2 重点进口国家及地区（按2021年进口量大小排序）

4.2.1 韩国

2021年韩国凝析油加工能力为54万桶/日（见表3），进口量从2020年的27万桶/日降至2021年的22万桶/日。主要原因，一方面是由于近年来中国对二甲苯产能迅速增加，造成2021年下半年以来芳烃利润率持续较低，且受新冠肺炎疫情影响，聚酯纺织品需求下降，导致韩国凝析油工厂降低开工率甚至部分关停，带动其凝析油进口量下降；另一方面，韩国的韩华道达尔（Hanwha Total）等公司选择直接购买石脑油裂解加工生产对二甲苯和精对苯二甲酸，替代了部分凝析油的进口需求。

表3 韩国主要凝析油分离装置

未来，中国对二甲苯产能仍将强劲增长。浙江荣盛石化、江苏盛虹石化和中国石油揭阳石化公司的新产能陆续于2021－2022年投产，极大冲击着对二甲苯市场利润。随着中国市场对二甲苯需求的下降，韩国的对二甲苯出口商将面临与其他地区企业更激烈的竞争。因此，预计韩国的凝析油需求在2022年仍可保持在20万～30万桶/日，但未来几年的需求低迷将会持续。然而，一旦伊朗的凝析油重返市场，加工商可能会考虑选择有更大折扣的南帕斯凝析油来争取更好的利润，不排除韩国的凝析油进口量可能会相应增加。

4.2.2 东南亚（新加坡、印度尼西亚、泰国）

东南亚的凝析油需求主要来自新加坡、印度尼西亚和泰国。新加坡的凝析油加工产能主要来自埃克森美孚公司在新加坡的凝析油分离装置，产能约为10万桶/日，以及壳牌公司7万桶/日以加工轻质原油和凝析油为主的装置。凝析油资源主要来自运输距离较近的卡塔尔和澳大利亚，2021年的进口量约为8万桶/日。

印度尼西亚在2018年之前是出口凝析油的国家，出口量约为4万～5万桶/日，后受到政策限制，大部分本地原油和凝析油只供应国内炼油系统，并由印度尼西亚国家石油公司（Pertamina）统购统销。随着印度尼西亚产能加大，主要是由于印度尼西亚国家石油公司位于TPPI的凝析油分离装置投入使用，该国需要进口3万～4万桶/日的凝析油，主要是来自澳大利亚的NWSC凝析油。预计到2030年印度尼西亚自身的凝析油产量将小幅下降，进口量还将小幅增加。

泰国的凝析油需求主要集中在泰国国家石油公司（PTT）在Map Ta Phut的裂解装置（产能约为13.5万桶/日），以及泰国IRPC石化公司在Rayong炼厂的裂解装置（产能约为6.5万桶/日），泰国石油公司（Thai Oil）和埃索公司（Esso）等炼厂对凝析油也有一定需求，主要用于与其他原油调和。尽管泰国是亚太地区凝析油的主要生产国之一，但其产量不能满足本国需求，2021年泰国凝析油进口量约为4万桶/日。新冠肺炎疫情以来，泰国凝析油供需同比均有所下降，供应主要是受到天然气产量下降（下降20%）影响，需求则是由于疫情对石油产品和芳烃需求产生影响。预计2022－2030年，泰国凝析油进口量将呈现先降后升的趋势，进口量将降至1万桶/日以下之后再有所回升。

4.2.3 中国

2021年中国凝析油进口量约为8万桶/日，其中卡塔尔产凝析油占中国凝析油进口总量的50%以上，紧随其后的进口来源是澳大利亚和赤道几内亚。

中国对凝析油的需求主要来自福建的福海创公司（原名“腾龙芳烃”），其凝析油分离装置产能为10万桶/日。若伊朗制裁被解除，其出口的南帕斯凝析油将在“去库存阶段”大幅降价，届时中国的凝析油进口量将再次上升。

从中长期来看，凝析油在中国具有广阔的增长前景。随着越来越多的中国炼化一体化项目投产，凝析油将更加受到这些客户的青睐，中国石油和中国石化两大主营炼油集团以及恒力、荣盛、盛虹等炼化企业的凝析油进口量在2030年左右可能达到18万桶/日。

4.2.4 日本

自2019年以来，日本凝析油进口量一直在下降，2020年进口量为3万桶/日，比上年下降50%左右，2021年凝析油进口量持续下降为2万桶/日，超过90%的凝析油进口来自卡塔尔。日本的凝析油分离装置很少，凝析油大多被当作超轻质原油，与中重质原油调兑后进入炼厂常压装置加工。日本凝析油需求下降主要是由于新冠肺炎疫情导致炼厂开工率下降。预计在伊朗的凝析油恢复供应后，凝析油贴水下跌，与轻质原油的价差将进一步缩小，日本的凝析油进口量预计将恢复到4万～5万桶/日。

5 “双碳”背景下凝析油贸易未来趋势展望

5.1 中短期趋势

从中短期来看，凭借着原油生产和加工的轻质化趋势，以及产品中化工组分收率较高的特性，凝析油将继续成为各原油品种里比较受青睐的资源，贸易规模还将进一步扩大。

近10年来，全球原油生产呈现轻质化的趋势（见图5）。一是由于美国发生页岩油革命，并从2015年开始大量出口以低硫轻质原油为主的页岩油；二是“欧佩克+”自2016年底开始长周期限产，关停沙特阿拉伯和科威特“中立区”的重质原油产能；三是拥有全球最大重质原油储量的委内瑞拉和伊朗遭受美国制裁，导致全球重质原油产量不足，原油品质呈现轻质化趋势。由于生产的推动，全球原油加工亦向轻质化方向迈进。凝析油作为原油中的极轻质品类，其需求规模也将随着轻质原油加工规模扩大而增加。

图5 2009－2019全球原油生产API度变化趋势

除了以上原因，还因为拥有高石脑组分收率和化工原料的特性，其成品对碳排放的影响低于其他原油品种，凝析油在原油各品类中最符合“双碳”的趋势。预计中短期内凝析油的需求和贸易规模还将进一步扩大，在2025年需求量达到650万桶/日，贸易量达到200万桶/日左右，需求达峰时间也将略晚于原油的需求达峰时间2029年。

5.2 长期趋势

从长期来看，在“双碳”背景下，未来全球能源的消费结构必然会产生较大调整。但2021年下半年以来，全球石油库存低于同期、奥密克戎病毒疫情对需求的影响不及预期、俄乌冲突等地缘政治事件频发，导致从2021年第4季度以来油价连续突破高位。全球越来越多的国家看到，新能源对传统化石能源替代的步伐不是一帆风顺的，是一个长期复杂的过程并且可能经历多次反复。2021年的欧洲天然气危机也让我们看到，执行“双碳”策略比较激进的欧洲国家很大程度上选择了较为清洁的天然气作为从化石能源到新能源的过渡能源。根据《BP能源展望（2020）》，天然气需求增长将一直持续到21世纪30年代末（预测峰值在2037年），同时化工行业也是对包括石油和天然气在内的化石能源依赖最持久的行业。因此，伴随着天然气而来，并最终“拥抱”化工品的凝析油可能会成为过渡能源的一部分，在未来较长一段时间内保持产量和需求量双增长，并在传统化石能源和新能源的较量中赢得一席之地。

在分析预测“双碳”背景下凝析油的未来趋势时，我们发现一个很有意思的案例：一直作为“环保楷模”和“双碳”践行“急先锋”的发达国家澳大利亚，在过去的10年里一直把传统炼油项目作为夕阳产业，对其境内仅存的4家炼油厂或关停或改为油品运输仓储终端，但却在2020年在北领地的达尔文市新建了一个大型凝析油分离加工项目。澳大利亚政府宣称，此举可以有效且充分利用其西北大陆架天然气开发的副产品凝析油生产化工产品，既保障其国内需求并提振经济，又几乎不会对澳大利亚的碳排放目标造成任何影响。如果把凝析油加工也归入传统炼化领域，那么在西方发达国家的眼里，这些新建的凝析油项目对整个行业来说可能颇有点“回光返照”的意味。