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　　来源：雪涛宏观笔记

　　霍尔木兹危机不是新一轮油价长期牛市的起点，而是旧定价机制松动后的风险再定价，虽然会带来阶段性中枢抬升，但需求决定了高油价难以长期站稳。

　　文：国金宏观宋雪涛/联系人厉梦颖

　　过去几十年运行相对稳定的原油定价体系，正在同时受到实物端与制度端的双重冲击。美以伊冲突引发的霍尔木兹海峡危机削弱了市场对关键能源通道持续畅通的信任。阿联酋退群则暴露出是石油联盟内部协调能力下降。二者叠加，意味着本轮油价波动不能仅用短期地缘风险溢价解释，原油定价机制本身可能也需要重新校准。

　　一、历史上油价的两次“换挡”

　　回顾1946年以来的原油市场，全球油价大体经历了两轮中枢的结构性上移，每一轮都对应着定价机制的切换。

　　第一轮中枢上移发生在1973年石油危机之后，是定价权转移、议价能力转移和货币体系重定价共同作用的结果。

　　1973年以前，国际油价长期由西方石油巨头“七姐妹”主导，产油国更多处于价格和分成安排的接受方。石油危机之后，OPEC通过禁运、减产和集体提价打破了这一低油价体系，原油定价权开始从跨国石油公司向资源国转移，价格不再服务于消费国稳定供给和西方公司利润，而是开始反映资源稀缺和产油国议价能力。

　　1971年德州铁路委员会取消产量配额、本土产量在1970年达到约960万桶/天的峰值后开始回落，全球边际产量调节者的角色从美国转移至沙特——消费国失去了通过自身产能调节平抑国际油价的能力，议价天平倒向资源国。

　　与此同时，布雷顿森林体系瓦解后美元持续贬值，以美元计价的石油需要重新定价，OPEC不断上调标价以对冲美元购买力下降，推动油价从每桶3美元附近升至1981年前后约37美元。

　　这一中枢上升的核心支撑是OPEC的定价权。1985年沙特放弃边际产量调节者角色、转向争夺市场份额后，油价从1985年的约30美元/桶跌至1986年的不到15美元/桶，并在此后近20年维持在15-25美元/桶的低位区间（1990年海湾战争期间短暂冲高至40美元附近）。

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　　这从反向印证了1973-1985年的高油价中枢主要由定价机制撑起，定价权弱化后油价仍可回落。

　　进入21世纪，油价中枢经历了第二轮结构性上移，核心驱动来自需求侧扩张和边际供应成本的永久性上移。

　　2000年以来，全球石油消费重心持续向亚洲转移，中国则成为油需增长的核心增量来源。Columbia CGEP测算，2000—2023年，中国贡献了全球石油需求增量的约50%。

　　供给侧的变化同样关键。全球原油剩余产能从1980年代的890万桶/天、占全球需求约14%，降至1990年代的310万桶/天、占需求约4%，2000-2009年进一步降至230万桶/天、占需求仅约3%。由于剩余产能主要集中在OPEC成员国手中，缓冲产能下降意味着OPEC作为全球低成本调节者的市场稳定能力明显削弱。

　　与此同时，非OPEC传统低成本资源也相继进入衰退期，新增供应逐步转向美国页岩油等资本开支更高、开发周期更长的资源类型。当需求增长开始超过低成本产能的扩张能力，全球边际供应被迫向高成本端迁移，市场对长期均衡油价和边际供给成本的定价随之上移。

　　需求超级周期解释了油价为什么跳升，边际成本上移则解释了油价为什么难以回到1990年代的低位区间。油价从1990年代的年均15-20美元/桶上移至2010年代的50-80美元/桶（其间2011-2014年偶尔高于100美元/桶）。

　　二、长期油价定价机制正在松动

　　第二轮油价中枢上移后，原油定价机制逐步形成相对清晰的区间框架：下沿来自OPEC+政策托底和页岩油盈亏平衡线，上沿则主要来自美国页岩油的短周期扩产弹性。

　　全球原油市场的供给定价主要取决于美国和OPEC+两股力量。页岩油革命之后，美国成为全球最重要的原油边际供给来源之一，而2016年底，OPEC与俄罗斯等产油国建立联合减产机制，OPEC+也成为影响油价的重要力量。美国已成为全球第一大原油生产国，2025年占全球原油产量的16%，而OPEC+成员国合计占55%。

　　低油价阶段的下沿通常由OPEC+政策托底和页岩油成本约束共同决定。海湾国家开采成本较低，部分油田具备较强的产量调节能力，但低开采成本并不意味着产油国能够长期接受低油价。沙特等国家财政收入高度依赖石油出口，当油价跌至较低水平时，OPEC+通常会通过减产、延长减产或释放政策信号来稳定市场预期，从而对油价形成托底。2016年OPEC+建立联合减产机制、2020年疫情后大幅减产，正是其低油价阶段主动托底机制的体现。美国页岩油盈亏平衡线则构成低油价阶段的辅助支撑。油价回落至新井开发成本附近时，页岩油企业扩产意愿下降，新增供给释放放缓，从而对油价形成成本支撑。

　　高油价阶段，油价上沿的核心约束来自需求承接能力和美国页岩油的增产能力。当油价维持在较高水平时，如果终端需求仍能承接，油价可以继续维持高位，但当高价开始压制消费、炼厂利润和补库意愿，需求收缩会对油价形成第一层约束。与此同时，若高油价持续足够久，页岩油企业会更有动力增加资本开支，加快钻井、压裂和完井投入，推动供给释放，从而进一步压制油价上行空间。相比传统油田，页岩油投资周期更短、产量响应更快，因此在上一轮周期中，美国页岩油一度成为高油价阶段最重要的边际供给约束。

　　相比之下，高油价下OPEC+增产意愿分化。2022年上半年，在油价高企和外部呼吁增产的压力下，OPEC+曾加快增产节奏，将7月和8月的月度增产目标提高至64.8万桶/日，高于此前每月43.2万桶/日。但2022年10月，在油价从约120美元/桶回落至约90美元/桶附近后，OPEC+并未继续增产，反而宣布下调产量目标200万桶/日。

　　背后的约束在于，OPEC+成员之间的财政诉求和产能诉求并不一致。沙特是核心主导国，也拥有最多闲置产能，但其财政平衡油价较高。2025年沙特财政平衡油价约92美元/桶，明显高于阿联酋约50美元/桶。财政压力较高的成员更倾向于维持较高油价，而财政平衡油价较低、同时具备扩产能力的成员则更有动力争取市场份额。这种分化决定了OPEC+在低油价阶段更容易形成减产共识，但在高油价阶段，成员围绕保价与抢份额的分歧更容易放大，也为联盟内部裂痕扩大埋下伏笔。

　　但原油市场原本相对稳定的定价机制正在被削弱。

　　一是霍尔木兹风险使地缘冲击从单纯的供应中断，转向对通道信用的重新定价。通道风险一旦进入定价，就不只是短期断供冲击，而会转化为更持久的信用折价。（详见《霍尔木兹不会简单回到从前》）

　　二是阿联酋退群会削弱油价的政策底，也就是市场对OPEC+石油联盟集体减产托底能力的信任。从数据看，阿联酋退群对油价的直接冲击仍在可控范围内。2025年阿联酋占全球原油产量的4.5%，占OPEC产量的12.8%、OPEC+产量的8.3%。从冲突前较正常的有效闲置产能看，石油联盟可调用产能高度集中在少数国家。以2026年1-2月为例，沙特和阿联酋是最主要的有效闲置产能来源，其中沙特占绝对主导，约占一半，阿联酋约为沙特的三分之一。

　　阿联酋退出本身未必足以瓦解石油联盟，但会削弱联盟纪律，并使市场重新评估非沙特成员的配合意愿。如果更多成员国不再严格接受配额约束，转而优先恢复产量、争取市场份额，石油联盟就会从“共同托底”转向“沙特单边托底”。这意味着低油价时，沙特要么继续减产、牺牲市场份额，要么放弃托底、接受油价下沿走弱。

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　　因此，阿联酋退群本身未必导致油价立刻大幅下跌，但如果沙特难以继续约束其余成员国，市场会下调对石油联盟集体减产能力的信任，油价下沿支撑会变得更不稳定，中期更偏利空，波动也会放大。

　　三是美国页岩油仍能阶段性补缺口，但难以像上一轮周期那样快速重塑全球供给曲线。

　　高油价和中东供应扰动确实推动美国供给明显修复。截至5月15日当周，美国原油产量升至1370万桶/日，原油出口达560万桶/日，4月24日当周出口更一度升至644万桶/日，较2月底增加逾60%，成为欧洲和亚洲补缺口的重要来源。

　　但这更多来自小部分DUC（已开工但未完工油井）的快速激活和完井活动回升，而不是新一轮大规模钻井周期。截至5月15日，美国油井钻机为415台，虽较前期略有上升，但仍低于去年同期的465台。多位美国页岩企业高管也表示，即使油价超过100美元/桶，如果高价不能持续超过一个季度，也不太可能触发显著钻探增加，而从增加钻机到新增供应真正上市，通常仍需要半年到一年。

　　同时，美国正通过油企投资、制裁许可和友岸资源，重建以自身为核心的供给网络，但这需要时间。以委内瑞拉为例，其已探明原油储量居全球前列，美国放松部分许可后，Chevron等油企正在恢复部分在委作业，但基础设施老化、炼厂开工不足、稀释剂和电力约束仍限制产能修复，大规模扩产仍需数年。

　　因此，短期看，全球原油供给主动权仍更多取决于OPEC+，但中长期看，随着委内瑞拉等资源逐步放量，美国对油价的影响力可能重新扩大。

　　三、原油进入新的定价状态

　　2000至2020年，全球石油需求是推动油价中枢持续上移的核心力量。中国加入WTO后，亚洲工业化和城镇化加速，全球石油消费重心从欧美转向亚洲，需求曲线持续右移，支撑油价中枢在这一阶段持续抬升。

　　但2020年之后，油价的需求逻辑已经发生变化。全球石油需求虽然从疫情冲击中修复，但增速明显放缓，逐步从高速扩张转向低速增长。从数据看，全球石油需求年度增量已从2023年的约1.68百万桶/日，回落至2024年的1.35百万桶/日、2025年的1.17百万桶/日。其中，曾是上一轮油价中枢上移核心拉动力的中国，需求增量从2023年的约0.75百万桶/日降至2025年的约0.23百万桶/日，边际贡献明显减弱。

　　新的需求增长点正在向印度、东南亚等新兴市场切换，但这些经济体的体量、工业化强度和能源消费弹性，仍难以复制2000年代中国带来的需求冲击。与此同时，新能源替代效应持续累积，电动车、天然气、可再生能源等在终端消费中的占比上升，也在压制石油需求的长期增长空间。因此，需求端已不再支持油价中枢长期、单边上移。

　　但终端需求低速增长，并不意味着危机后油价会平滑回落。霍尔木兹危机期间被消耗的商业库存需要重建，各国战略储备也可能进入补库阶段，危机后会形成一段额外需求。需要强调的是，这类需求本质上是一次性的存量修复，并不是可持续的流量增长。因此，危机后的需求强度是“借来的”，并不改变终端需求长期低速增长的判断。

　　以美国为例，俄乌冲突期间，美国大规模释放战略石油储备，SPR库存到2023年中降至约3.5亿桶，为1983年以来最低水平。但此后补库进展极为缓慢，背后主要有三重约束：一是财政约束，2022年紧急销售所得资金并未完全用于后续回购，部分被用于联邦预算安排；二是价格约束，美国能源部更倾向于在每桶67—72美元区间补库，高于这一价格区间时回购节奏往往放缓；三是设施约束，储库设施老化和维护需求也限制了快速、大规模补库能力。

　　不同于2022年俄乌冲突，霍尔木兹危机后各国补库意愿可能更强，尤其是战略储备相对薄弱的能源进口国，或倾向于提高安全库存水位。但补库意愿并不等于补库能力，实际节奏仍受油价水平、财政承受能力、国际收支压力以及储库容量、注入能力等物理条件约束。因此，战略储备补库对油价的影响更可能体现为长尾托底，而不是短期集中的强脉冲需求。

　　因此，本轮并不是新的需求牛市。供给冲击可以将油价推至阶段性高位，库存重建和战略储备补库也会延缓油价回落，但在缺乏终端需求持续承接的情况下，油价中枢很难长期维持在高位。从价格形态看，本轮既不同于1973年式的定价权转移，也不同于2000年代式的需求超级周期，更可能表现为风险溢价驱动下的阶段性中枢抬升：冲高更快、回落更慢、难以完全回到冲击前水平，波动率中枢也会随之抬升。

　　冲高更快，是因为期货和期权市场会迅速把供应中断概率打进价格。回落更慢，是因为价格可以快速反映风险，但实物链条修复需要时间。难以完全回到原位，则是因为霍尔木兹风险一旦从短期通行问题转为通道信用问题，市场可能长期保留一部分风险溢价。波动更大，则来自期货市场和实物市场反应速度差异带来的反复修正。

　　在这个新框架下，油价上沿和下沿都在重估。上沿方面，需求低速增长本身会限制高价持续性。高油价一旦持续，更容易通过需求放缓和补库降温实现自我修正，因此价格上沿更多取决于需求能否承接，而不是单纯由供给冲击决定。

　　下沿方面，短期看，油价下沿仍由“OPEC+政策托底 + 页岩成本线”共同支撑。OPEC+减产仍是重要支撑，但阿联酋退群和成员国配合意愿下降，会削弱市场对石油联盟集体减产能力的信任，使油价下沿更依赖沙特单边选择。如果沙特仍愿意减产托底，油价下方仍有政策支撑。但如果沙特难以约束非沙特成员，或者不愿长期牺牲市场份额，油价就会面临跌破原有政策底的尾部风险。

　　与此同时，页岩成本线仍然构成低油价阶段的辅助支撑。当油价跌至美国主要页岩盆地新井盈亏平衡区间附近时，美国油企扩产放缓，新增供给收缩，也会对油价形成成本支撑。达拉斯联储2026年一季度调查显示，美国主要页岩盆地的新井盈亏平衡油价大致落在60-70美元/桶。当WTI回落至这一区间附近时，美国油企扩产放缓，对油价形成成本支撑。