一、 国际油气价格走势
2023年上半年，国际油价呈现震荡下行走势；Brent原油连续期货结算均价为79.91美元/桶，WTI均价为74.79美元/桶，环比分别下降14.30%与14.10%，同比分别下降23.85%与26.51%。Brent与WTI原油期货的价差均值为5.11美元/桶，环比下降15.39%，同比增长61.71%。下半年，预计国际油价宽幅震荡，Brent原油期货均价位于80美元/桶至86美元/桶的区间内。
上半年，全球天然气价格剧烈波动后重回低价；亚洲JKM、欧洲TTF、美国Henry Hub现货均价分别为13.8、14.0、2.4美元/百万英热，同比分别下跌52.3%、55.5%、60.3%。下半年，预计欧亚天然气供需呈现先宽松后收紧的态势，预计JKM现货均价范围13美元/百万英热至15美元/百万英热。
二、 全球油气勘探趋势
1、 勘探井仍以陆上钻井居多，海上勘探井数量增长显著
2023年全球常规油气勘探井中，陆上勘探井数占比达八成，海上勘探井数显著增长。根据Rystad的统计预测，2023年全球常规油气勘探井将达到3049口，同比下降3.0%；其中海上油气勘探井603口，约占全部常规油气勘探井的19.8%，同比增加7.3%，陆上油气勘探井2446口，约占全部常规油气勘探井的80.2%，同比下降5.2%。中国常规油气勘探井数占全球近六成，同比略有下降。中国常规油气勘探井1742口，约占全球常规油气勘探井的57.1%，同比下降6.5%；其中海上勘探井220口，约占全球海上常规油气勘探井的36.5%，同比下降7.2%，陆上勘探井1522口，约占全球陆上常规油气勘探井的62.2%，同比下降6.5%。中国以外地区常规油气勘探井数总体小幅增长，其中海上勘探井数显著上升。中国以外地区常规油气勘探井数1307口，同比上升2.2%；其中海上勘探井383口，约占全球海上常规油气勘探井的63.5%，同比增加17.6%，陆上勘探井924口，约占全球陆上常规油气勘探井的37.8%，同比下降3.1%。
上半年，中国以外地区常规油气勘探井已完井376口，占全年计划的28.8%，与去年同期水平基本持平（335口，28.6%）；其中，海上勘探完井104口，占比27.7%，陆上勘探完井272口，占比72.3%。
展望下半年，中国以外地区常规油气勘探井有65口正在钻探，864口井处于年内计划钻探状态，总计931口；这些井主要分布在美洲、俄罗斯、非洲和南亚；其中30%为海上勘探井，70%为陆上勘探井，海上勘探井最多的是印度、挪威、墨西哥，陆上勘探井最多的是俄罗斯、土耳其和印度。
2、 海上油气发现占比三分之二，石油发现占比近八成
据Rystad，上半年全球常规油气发现资源量约26.1亿桶油当量，仅为去年同期76.5%，处于近五年最低水平；其中，天然气占比22%，石油占比78%。陆上油气发现占比34%；海洋油气发现占比约66%，其中1500米以上的超深水占比24%，125-1500米水深占比16%，125米以下浅水占比26%；海上勘探商业成功率25%，低于2022年（28%）、2021年（34%）水平。美洲油气发现占比35%，非洲占比30%、中东占比15%、欧洲占比11%、亚洲与大洋洲占比5%，俄罗斯与中亚占比4%。世界各国按照年内已发现资源量排序前五名分别为：圭亚那（油气发现资源量603百万桶油当量）、土耳其（380百万桶油当量）、尼日利亚（296百万桶油当量）、纳米比亚（287百万桶油当量）以及墨西哥（266百万桶油当量）。全球石油公司按照年内已发现资源量排序前五名分别为：土耳其国家石油公司（TPAO）、尼日利亚国家石油公司（NNPC）、壳牌、埃克森美孚以及墨西哥国家石油公司（Pemex）。
2023年，全球作业者拟针对131个不同的目标地层开展油气勘探，远少于2022年的目标地层个数（286个），比2020年提高14%，但仍处于近十年低位，体现了近年愈加保守稳健的勘探风格。在上半年油气发现中，白垩系成藏组合占比51%，包括土耳其、圭亚那和纳米比亚的油气新发现；另外，新第三系成藏组合占比25%，古近系占比11%。其中，南美洲、中东和南非地区的油气新发现都以白垩系成藏组合为主；西非的发现则为新第三系成藏组合，而古近系油气发现则主要出现在欧洲。
全球主要油气发现包括圭亚那的Fangtooth Southeast (SE)、Lancetfish和Wei油田，津巴布韦的Mukuyu气田，墨西哥的Yatzil和Kan油田，纳米比亚的Jonker油田，土耳其的Sehit Aybuke Yalcin油田等。其中，土耳其陆上Sehit Aybuke Yalcin油田可采资源量（Recoverable Resources）为400百万桶油当量，是2023年上半年最大的油气发现。圭亚那海上Stabroek区块的Fangtooth Southeast (SE)和Lancetfish发现的油气可采资源量分别为214百万桶油当量和130百万桶油当量；至此Stabroek区块累计有30个油气发现，累计可采油气资源量约120亿桶油当量，年内该区块至少会钻探10口勘探井。圭亚那海上Corentyne区块的Wei-1井是继2021年Kawa-1井之后区块内的第二个成功发现，预计两个发现的中质原油累计可采资源量超过250百万桶；该发现使得Corentyne区块北部的风险大幅降低，增加了圭亚那在Stabroek区块外获得商业成功的乐观前景；然而，上述发现目前还不足以支撑采用FPSO的方式对油田进行开发，因为每艘FPSO需要超过600百万桶油当量的油气可采资源量的支撑。津巴布韦陆上Mukuyu-1井的成功使得津巴布韦成了全球第101个发现油气的国家，该发现预计可采天然气资源量65百万桶油当量，对开辟新区带具有重大意义，证实了赞比西河谷（Zambezi Valley）含油气系统的存在，该地区未来勘探潜力或可达几十亿桶油当量。墨西哥在海上Sureste盆地7区块的Yatzil-1井以及14区块的Kan-1井累计发现石油可采资源量超过130百万桶，比2022年墨西哥海上发现油气资源量的两倍还多；继2021年壳牌、马来西亚国家石油公司及西班牙Repsol等公司在墨西哥钻遇干井后，2022年墨西哥油气勘探投资明显放缓，2023年的两个新发现无疑为勘探作业者提振了信心，年内至少还有10口勘探井计划在墨西哥海上开钻。纳米比亚海上的Jonker 是壳牌在2913A区块上继2022年的Graff和La Rona之后的第三个发现，预计石油资源量达300百万桶，有可能是迄今为止纳米比亚最大的油气发现。
表2-1 2023年上半年全球主要油气发现
数据来源：Rystad
1、 勘探投资小幅增长，油气发现成本偏高
据Rystad预测，2023年全球常规油气勘探投资约为530亿美元，同比增长10.4%，但仍低于疫情前2019年近600亿美元的水平。其中，海上油气为勘探投资热点，投资达300亿美元，占比56.6%，同比增长22%。
由于油气重大发现较少，2023年上半年全球油气发现成本约为5.2美元/桶油当量，略低于2022年全年6.2美元/桶油当量的水平，但显著高于前五年均值（4.3美元/桶油当量）。
2、 勘探区块招投标增长缓慢，海洋区块占主导地位
2023年，全球油气勘探区块招投标预计有65轮，略高于2022年60轮的水平。招投标将主要集中在中国、印度尼西亚和美国。
上半年，全球已完成18轮勘探区块招投标，不足全年计划的30%；勘探区块授权408个，其中海洋区块个数占比97%；勘探区块授权面积约为31.1万平方公里，其中海洋区块授权面积占比近80%。已授权区块主要包括：美国墨西哥湾313个海上区块、挪威47个海上区块、赤道几内亚10个海上区块、科特迪瓦7个海上区块、澳大利亚3个陆上区块、巴基斯坦3个陆上区块、泰国3个海上区块、乌干达2个陆上区块、俄罗斯2个陆上区块、埃及2个海上区块、刚果布1个海上区块、伊拉克1个陆上区块、乌拉圭1个海上区块等。
目前，全球勘探区块招标有1轮部分授标，17轮在进行评标，14轮在进行招标，15轮正在计划中。正在招标的区块主要分布在印度、埃及、圭亚那、以色列、几内亚比绍、蒙古、阿曼、巴基斯坦、马来西亚、新西兰、塞内加尔、挪威、波兰、加拿大、塞拉利昂、巴巴多斯和中国。计划招标的区块主要分布在美国、印度、哈萨克斯坦、埃及、安哥拉、冈比亚和柬埔寨。
三、 全球油气开发趋势
1、 油气开发获批新建投资大幅增加，美洲项目领跑全球
全球油气开发获批新建项目投资大幅增加。根据Rystad的预测，2023年全球油气开发获批新建项目投资约为1910.4亿美元，同比上升约60%。其中，陆上项目总投资约755.2亿美元，同比增长94.8%，占总投资比例约40%；海上项目总投资约1155.2亿美元，同比增长43.7%，占总投资比例约60%。从区域看，北美拟获批新建项目投资约700亿美元，项目主要分布在美国和墨西哥；南美拟获批新建项目投资约300亿美元，项目主要分布在巴西和圭亚那；欧洲拟获批新建项目投资约310亿美元，项目主要分布在挪威和罗马尼亚；中东拟获批新建项目投资约270亿美元，项目主要分布在卡塔尔和利比亚；亚洲拟获批新建项目投资约130亿美元，项目主要分布在中国和印度。
上半年，全球油气开发已获批投资1432亿美元，占全年拟获批投资的75%；其中，陆上已获批投资503.5亿美元，占全年陆上拟获批投资的66.7%；海上获批投资928.3亿美元，占全年海上拟获批投资的80.4%。年内已获批重大项目FID包括：美国 Rio Grande LNG phase 1（总投资114亿美元）, Port Arthur LNG（总投资138亿美元）和 Plaquemines LNG phase 2（总投资51亿美元） 项目；Qatargas公司在卡塔尔的QatarGas T12 LNG和QatarGas T13 LNG项目（投资合计115亿美元）；Equinor在巴西的Pao de Acucar项目和Seat项目（投资合计79亿美元），Mellitah Oil & Gas B.V公司在利比亚的Bahr Es Salam (NC041-E)项目（总投资65亿美元），埃克森美孚在圭亚那的Uaru (Greater Liza)和Mako (Greater Liza)项目（投资合计67亿美元）以及Woodside公司在墨西哥的Trion项目（总投资74亿美元）等。
2、 油气投产项目数由陆上增长驱动，投资由海上增长驱动
全球油气开发新建投产项目显著增长。根据Rystad的预测，2023年全球油气新建投产项目约为199个，同比增长13.7%；其中，陆上项目为122个，同比增长17.3%，占全部项目比例61%；海上项目77个，同比增长8.5%，占全部项目比例39%。从区域看，亚太地区油气开发新建投产项目占比32%，欧洲占比16%，中东15%，非洲15%，俄罗斯10%，北美洲7%，南美洲7%。
全球油气开发新建投产项目投资大幅增长。根据Rystad的预测，2023年全球油气新建投产项目投资约为1170亿美元，同比增长19.4%；其中，陆上项目投资为320亿美元，同比下降22.0%，占全部投资比例27%；海上项目投资850亿美元，同比增长49.1%，占全部投资比例73%。从区域看，亚太地区油气开发新建投产项目投资占比34%，南美洲占比15%，北美洲14%，中东13%，非洲12%，俄罗斯6%，欧洲5%。
表3-1 2023年全球油气开发主要新建投产项目
数据来源：Rystad
四、 油气生产趋势
1、 “OPEC+”启动大幅减产措施，美国石油增产乏力
2023年1-4月，“OPEC+”维持着2022年11月以来实施的“在2022年8月原油产量目标的基础上再减少2百万桶/天”的减产计划；为应对3月因欧美银行业危机导致的国际油价暴跌，“OPEC+”自5月起开始自愿减产原油1.649百万桶/天，并将40.46百万桶/天的原油产量目标持续至2024年底；沙特从7月起额外减产原油1百万桶/天并执行至2023年底；俄罗斯8月额外减少原油出口0.5百万桶/天，从9月起额外减少原油出口量调整为0.3百万桶/天并执行至2023年底；委内瑞拉和伊朗所受制裁虽然难以解除，但不受“OPEC+”减产协议的制约，在市场供应紧缺的情况下两国可能趁机扩大原油产量，然而受自身条件制约而增幅有限。根据IEA的统计数据，上半年“OPEC+”原油产量约为44.14百万桶/天，环比下降0.49百万桶/天，同比增长0.36百万桶/天；其中，减产协议内19国原油产量分别为37.78百万桶/天，平均产量目标执行率为94.4%；俄罗斯石油产量受制裁影响较小，约为10.99百万桶/天，比乌克兰危机前少0.30百万桶/天；截至6月底，“OPEC+”拥有冗余原油产能4.6百万桶/天，对全球石油市场具有绝对的控制力。预计2023年下半年，“OPEC+”原油产量为42.4百万桶/天，环比下降1.7百万桶/天，同比下降2.2百万桶/天。同时，在全球经济前景预期恶化的背景下，美国油气生产商再投资意愿下降，美国石油产量增长乏力。根据贝克休斯的统计数据，截至7月14日，美国活跃石油钻机数537台，较2022年12月30日水平（621台）大幅下降84台。EIA预计，美国上半年石油产量18.73百万桶/天，环比增长0.55百万桶/天，同比增长1.38百万桶/天；下半年石油产量18.83百万桶/天，环比仅增长0.10百万桶/天，同比下降0.35百万桶/天。
2、 美国天然气产量稳步增长，俄罗斯产量大幅下降
据IEA预测，2023年全球天然气产量41050亿立方米，同比基本持平。分地区看，受乌克兰危机影响，目前俄欧管道气贸易仅剩过境乌克兰和土耳其合计约7000万立方米/日的流量，俄欧管道气贸易减少导致俄罗斯国内天然气产量继续下降，预计俄罗斯产量为6200亿立方米，较2022年下降超500亿立方米。欧洲LNG需求持续保持旺盛，亚洲LNG需求恢复增长，将刺激美国LNG出口，带动美国天然气产量增长，预计美国天然气产量为10400亿立方米，增长200亿立方米。欧洲地区天然气短缺也将刺激中东、非洲天然气产量增加，预计产量分别为7270亿立方米、2620亿立方米，分别增加150亿立方米、110亿立方米。受中国天然气产量增长影响，预计2023年亚太地区天然气产量为6660亿立方米，增加70亿立方米。
3、 全球LNG产量继续增长，美国将成为最大出口国
全球LNG产量继续保持增长，上半年全球LNG产量约为21052万吨，环比增加约530万吨，同比增加300万吨。上半年LNG出口前五的国家分别为美国、卡塔尔、澳大利亚、俄罗斯以及马来西亚。随着美国自由港LNG出口设施复产，美国LNG出口稳步增加带动美国LNG产量增长，美国上半年产量为4436万吨，同比增加216万吨，是上半年LNG产量增加最多的国家。卡塔尔产量为4162万吨，同比增加106万吨。澳大利亚产量为4130万吨，同比减少56万吨。俄罗斯产量为1660万吨，同比减少84万吨。马来西亚LNG产量为1380万吨，同比减少28万吨。下半年，预计全球LNG产量继续超过2亿吨，2023年总产量约4.2亿吨，预计美国将成为最大的LNG出口国。
五、 油气资产并购趋势
（一）并购交易概况
1、并购数量创近五年来新低，石油仍是全球油气并购活动的主要焦点
上半年，全球油气资源共发生181宗并购交易，同比下降38%，环比下降27%，交易数量创近五年来新低。并购交易金额670亿美元，同比下降5%，环比下降29%。平均单宗并购交易金额约3.70亿美元，同比上升53%，环比下降2%。从交易金额角度看，北美大幅带动全球油气资源并购增长，交易金额在全球并购总额中的占比约68%。俄罗斯在第二季度实现2023年第一笔并购交易，PetroNeft将其子公司Lineynoye LLC的全部权益及债务出售给PetroNeft首席执行官Pavel Tetyakov，价格为2.1亿卢布（251万美元）。
石油并购方面，上半年共发生146宗石油并购交易，同比下降25%，环比下降20%，交易数量创近五年来新低。并购交易金额454亿美元，同比下降4%，环比上涨4%，与过去三年平均水平接近。分地区看，北美地区交易金额环比大幅上涨，上半年最大的一笔收并购交易是雪佛龙以76亿美元收购PDC Energy，该交易含美国DJ盆地275000净英亩、特拉华盆地25000净英亩资产面积，总产量约为244000桶石油日产量，将为雪佛龙的投资组合增加近11亿桶油当量的1P储量。北美石油并购交易340亿美元，占比约75%，俄罗斯、欧洲环比有所上升，亚洲、非洲交易金额环比锐减。
天然气并购方面，上半年共发生91宗并购交易，同比下降44%，环比下降38%，交易数量创近五年来新低。并购交易金额216亿美元，同比下降6%，环比下降58%，是过去两年内发生并购数量最少的半年。俄乌冲突影响有所减弱，俄罗斯天然气资源并购交易逐步恢复，上半年俄罗斯天然气资源并购交易额接近2022年全年交易总额的10倍。
分油气类型看，天然气并购金额占比从2022年的45%左右下降13个百分点至2023年上半年的32%；石油并购金额占比为68%，仍是全球油气并购活动的主要焦点。
2、并购资源量环比大幅下降，陆上非常规资源持续占据油气并购交易的主体地位
上半年，全球油气并购资源量22886百万桶油当量，同比基本持平（上涨1%），环比大幅下降42%。分地区看，仅并购规模占比最高的北美地区并购资源量环比增加，增量为1953百万桶油当量，增幅达16%；北美、中东、俄罗斯并购规模位列前三，全球并购资源量占比分别为63%、11%和10%，合计约占全球并购规模的85%；非洲、亚洲、南美等区域并购活跃度较低，其中非洲与南美并购活动为近五年来最低。
分油气类型看，上半年，全球并购石油资源量12853百万桶油当量，同比上涨7%；并购天然气资源量10033百万桶油当量，同比下降6%。并购石油资源量占比56%，逆转2022年下半年以气主导的趋势，全球上游并购市场再次回到以油为主导的情景。
分资源类型看，上半年，陆上常规、非常规油气并购资源量分别为4404百万桶油当量、13625百万桶油当量，在全球油气并购总资源量中的占比分别为19%和60%，陆上非常规资源连续五年超过陆上常规资源，占据油气并购交易的主体地位。海洋油气并购资源量合计为4857百万桶油当量，其中浅水资源量1996百万桶油当量，全球油气并购总资源量占比为9%，较2022年大幅降低；深水资源量2860百万桶油当量，占比为12%，较2022年下半年有大幅提升，主要受非洲金融公司收购加纳Aker能源公司100%股份影响，Aker拥有加纳近海深水Tano Cape Three Points区块50%的股份，该区块包括4.5-5.5亿桶油当量的发现量。
3、单位资源量并购成本环比上升，成本差额进一步收窄
上半年，全球油气平均并购成本2.93美元/桶油当量，同比下跌6%，环比上涨23%，高于五年平均水平。
分区域看，全球各地区油气并购交易成本分化程度收窄。并购成本最高的是欧洲，为6.25美元/桶油当量；其次为亚洲、非洲、北美，分别为5.87美元/桶油当量、4.99美元/桶油当量、3.17美元/桶油当量；中东、南美和澳大利亚位于较低水平，分别是2.04美元/桶油当量、1.82美元/桶油当量和1.07美元/桶油当量；俄罗斯最低，为0.51美元/桶油当量。
表5-1 2023年上半年全球油气并购交易成本
数据来源：Rystad、CNEEI
分油气类型看，上半年，全球油项目平均并购成本3.54美元/桶油当量，气项目平均并购成本2.15美元/桶油当量。总体上看，油气项目并购成本差额进一步收窄。
表5-2 2023年上半年全球分油气并购交易成本
数据来源：Rystad、CNEEI
（二）并购市场特点
1、 油价不确定性因素增多导致上游并购市场整体交易活跃度受限，北美地区大额并购数量增多
上半年，尽管国际油价在70-80美元/桶的常态区间稳定波动，但由于大宗商品价格前景的不确定性，以及油气行业越来越关注维持充足现金流确保股东回报等，上游并购市场的整体交易活动仍相对受限。上游并购交易数量同比大幅下降38%，但交易金额却仅下降了5%，主要是北美地区发生多笔大额交易，如雪佛龙、奇维塔斯资源（Civitas Resources）等公司收购了价值数十亿美元的资产，这些大额交易使得北美地区单宗交易价格从2019年至2022年的3.3亿美元增加到2023年的6.7亿美元左右，增幅达100%。石油巨头通过并购交易补充现有上游业务，多样化公司投资组合，确保未来资源供应稳定，促进股东长期回报。
2、 液化天然气资源推升中东地区并购规模
上半年，中东地区共发生8笔上游并购交易，合计金额达到53亿美元，并购活动仍然集中在以色列、阿联酋、卡塔尔等少数几个国家，其中最大的两笔交易分别是BP和阿布扎比国家石油公司（ADNOC）以28亿美元联合收购以色列公司New Med Energy 50%的股份，以及道达尔收购西班牙企业Cepsa在阿联酋估值约19亿美元的资产。此外，中国石油、中国石化分别以约3.6亿美元的价格收购了卡塔尔NFE扩建项目1.25%的股份。从买家结构看，总交易金额中，超六成来自国际大型石油公司，其余收购来自包括ADNOC、中国石油、中国石化和印尼国家石油公司（Pertamina）在内的国家石油公司。
随着全球各大石油公司对清洁能源的持续关注，天然气和液化天然气资源在并购市场的活跃度日益增加。以液化天然气为核心资产的并购金额占中东地区并购总金额的比例从2019年的8%（约3.4亿美元）增长至2022年的79%（约100亿美元），成为中东并购活动的主要驱动力之一。近两年，国际大型石油公司在ESG（环境、社会、公司治理）方面的决心和卡塔尔的North Field天然气项目扩张计划，推动了中东地区液化天然气并购规模。但上半年卡塔尔NFS和NFE项目的部分股权已经被剥离，QatarEnergy份额占比再次降至26%，股权稀释空间减少，未来项目出售机会较少。
（三）重要交易活动
1、 雪佛龙以76亿美元收购PDC Energy，探明储量增加约11亿桶油当量
PDC Energy主要资产位于DJ盆地和Delaware盆地，产量分别为21.6万桶油当量/天和2.8万桶油当量/天。雪佛龙对其并购完成后，在该地区的区块总面积几乎翻倍，证实储量（1P）增加约11亿桶油当量，这是雪佛龙在DJ盆地的第二笔重大交易，规模仅次于2020年收购Noble Energy。双方最终达成的交易价格为76亿美元，包括PDC Energy所有已发行股票的63亿美元和13亿美元债务，折合单桶并购成本约6.9美元。得益于PDC Energy在DJ盆地和Delaware盆地投资组合的资产规模和行业地位，预计将为雪佛龙贡献约10亿美元的现金流。
2、 埃尼和Vaar Energi以49亿美元联合收购Neptune Energy除德国外全部资产
Neptune Energy的主要资产分布于挪威、荷兰、英国、德国、阿尔及利亚、埃及、澳大利亚和印度尼西亚，目前，公司油气产量规模约13万桶油当量/天，其中挪威油气产量约6.7万桶油当量/天；证实和概略储量(2P)约484百万桶油当量，其中挪威资产2P储量约为265百万桶油当量。此次埃尼与Vaar Energi的联合收购交易中，埃尼收购除挪威外其他地区资产，收购完成后，埃尼的资产组合将增加10万桶油当量/天的低成本产量；Vaar Energi收购Neptune Energy的挪威资产，产量将增加31%至28.1万桶油当量/天。本次联合收购的交易金额为49亿美元现金，其中挪威资产估值约23亿美元（含5亿美元债务），折合单桶并购成本约10.1美元（基于2P储量）。
3、 康菲收购道达尔加拿大Surmont油砂项目50%股份
康菲以30亿美元的收购价格对道达尔位于加拿大阿尔伯塔省东北部阿萨巴斯卡地区Surmont油砂项目50%股权行使优先购买权，Surmont油砂项目证实储量（1P）将近11亿桶油当量，预计2024年日产量约7万桶油当量/天。除30亿美元固定收购价格外，康菲石油公司还将在未来五年内支付约3.25亿美元的额外或有款项，具体支付规则为：以当月加拿大西部精选石油价格（WCS）52美元/桶为基准，每超过1美元，康菲石油公司将支付200万美元。此次收购将使康菲石油公司将其在Surmont油砂项目中的股权比例增加至100%，按60美元/桶的WTI价格估计，此次收购的资产将在2024年产生约6亿美元的自由现金流。
（四）未来展望
下半年，全球油气市场并购规模预计仍难有明显改观，主要是当前全球油气市场整合程度相对较高，单项并购活动难以达成规模扩张及显著降低成本的目的，同时，国际石油公司依然保持着较为严格的投资纪律，并坚持将为股东谋求最大回报作为公司核心经营目标，这也使得并购交易动力不足。从潜在交易标的看，美国页岩油、尼日利亚深水等上游资产可能成为下半年油气并购市场上的优质资产；同时，随着全球能源转型加快推进，全球各大油气公司均加强在清洁能源领域的投资和并购，低碳业务并购保持活跃。
六、 结论与建议
2023年上半年，全球油气勘探活动有所回落，勘探成果为近五年最低。全球常规油气发现资源量约26.1亿桶油当量，为去年同期76.5%；海上油气发现占比2/3，石油发现占比近八成；油气发现成本偏高，约5.2美元/桶油当量。油气开发获批新建项目投资大幅增加，美洲项目领跑全球；油气开发新建投产项目数量由陆上增长驱动，项目投资由海上增长驱动。全球油气产量增长缓慢；“OPEC+”启动大幅减产，美国石油增产乏力；美国天然气产量稳步增长，成为LNG最大出口国，俄罗斯天然气产量则大幅下降。全球油气并购市场持续低迷，交易数量、金额和资源量均大幅下降。
展望下半年：国际油气价格常态区间震荡。全球油气勘探将提速，深水及超深水仍为热点。全球油气开发进度快于预期，全年投资规模大幅增长。受“OPEC+”减产及美国上游投资减少的影响，全球石油产量增长乏力；受欧洲旺盛需求影响，全球LNG产量继续超过2亿吨。全球油气并购市场仍难于改善，美国页岩油、尼日利亚深水等可能成为并购市场上的优质资产。
分析与建议：当前全球经济增速明显放缓，通胀水平有所回落；美国货币政策即将转向，资产估值处于低谷期；同时亚非拉资源国受债务压力影响有望加快油气权益出让步伐。受欧美黯淡的经济前景、高利率环境以及更为严苛的市场投资回报要求影响，国际石油公司当前增加油气上游风险投资的意愿不强烈。我国石油企业面临难得的海外油气资产投资机遇期，建议关注圭亚那、安哥拉、俄罗斯、尼日利亚、巴西等一带一路沿线国家的区块招投标及资产并购机会。
文/苏佳纯 系中国海油能源经济研究院石油经济室首席研究员
李伟、石云 系中国海油能源经济研究院天然气经济室资深研究员
孙楚钰 系中国海油能源经济研究院天然气经济室助理研究员
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