2019年，全球油气地缘风险持续发酵，全球原油市场供给增长不确定性或将持续加强。
回顾2018年，伊核问题成为全球原油市场上地缘风险的焦点，也是推动国际油价当年“大起大落”的重要因素。其中，2018年5月，美国政府宣布将退出伊核协议，并重启因该协议而豁免的对伊制裁，大幅增加了全球原油市场供应偏紧的预期，也支撑了国际原油价格震荡走高并在10月份达到80美元/桶以上的全年高点；而在11月5日正式实施的美国对伊朗能源和银行业制裁中，美国政府提出对包括我国在内的8个主要国家进行进口伊朗原油豁免，在2019年5月初前保留了超过90%的伊朗原油出口份额，并直接引发国际油价在2018年最后两个月大幅下跌。
随着首轮伊朗原油出口豁免6个月期限的临近，美伊两国围绕伊核问题的贸易博弈，仍将成为影响2019年全球原油市场供给的重大不确定因素。
根据伍德麦肯兹公司对首轮豁免期结束后伊朗原油出口前景及其国内产量的情景假设，在基准情景下，美国可能维持或小幅下调现有进口伊朗原油豁免国家的数量及进口量，预计伊朗仍将维持约100万桶/日的原油和25万桶/日的凝析油出口规模，其国内原油将维持270-290万桶/日产量的规模；在乐观情景下，美国可能进一步扩大进口伊朗原油豁免国家的数量，预计伊朗将实现超过100万桶/日的原油出口规模，其国内原油将超过30 0万桶/日产量规模；而在极端情景下，美国将彻底禁止伊朗原油对外出口，预计伊朗国内原油产量也将大幅降低，降至170万桶/日，将对全球原油市场供给冲击较大，也将对包括OPEC和俄罗斯等在内的其他产油国短期内大幅提升产量弥补供应缺口带来严峻考验。
此外，一旦能源制裁引发伊朗及其周边的地缘冲突甚至区域战争，必将深远影响整个中东地区以及全球原油市场，造成供给短缺并大幅推高国际油价。
除伊朗外，委内瑞拉政局动荡也可能对全球原油市场供给产生一定影响。2019年1月，美国宣布对委内瑞拉国家石油公司实施制裁，包括冻结该国原油出口收益、限制其稀释剂等生产原料获取等。
统计数据显示，2018年委内瑞拉原油出口接近120万桶/日，主要流向为美国、亚洲和欧洲。其中，出口美国原油量约65万桶/日，出口亚洲地区中国和印度原油量分别为40万桶/日和25万桶/日，出口欧洲原油量2.5万桶/日。如果制裁长期持续或进一步加强，委内瑞拉原油生产将面临维修资金短缺、熟练技工外流、稀释剂等原材料缺乏、境外合作公司债务索赔等问题，同样将加剧全球原油市场供需的紧平衡态势。
美国页岩油产量或将维持增长
自2011年起，美国页岩油生产在技术和管理两个层面均获得较大突破，产量持续增长，成为直接影响全球原油市场供给和国际油价波动走势的重要因素；而从技术创新和管理运营两个层面的发展趋势看，美国页岩油近中期大概率维持增长态势。
根据美国能源信息署（EIA）报告，2019年3月美国七大页岩油产区原油产量将大幅增长至839.8万桶/日，其中，横跨德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠盆地页岩油产量将创纪录的突破400万桶/日。
除技术和管理创新因素外，2019年美国页岩油产量预期增长有两项重要原因。
一是部分页岩油主力产区外输管道陆续建成投产，引导产区原油价格与沿海交易价格差值逐步降低。
从发展历程上看，部分主力页岩区带原油管道外输能力不足曾对页岩油产量持续增长制约较大。以二叠盆地为例，2018年初其原油管道外输能力约为340万桶/日，已基本处于饱和运行水平；随着二叠盆地页岩油产量的新一轮提升，进入2018年第二季度后，管道外输运力“吃紧”，相关生产企业不得不通过卡车等较高成本运输工具将产出页岩油输出，导致米德兰等区域内页岩油交易价格与沿海地区原油交易价格形成了高达10美元/桶的折价。
2019年，随着上半年Sunrise管道和下半年EPIC、Cactus二号线、Magellan等外输管道的加快建设，二叠盆地页岩油管道外输能力将大幅提升，有助于缩小与沿海原油交易价格的折价至5美元/桶以下，同样有利于提升页岩油生产商加大产量的积极性。
二是工程服务费用走低有助于页岩油生产商降低生产成本。
2018年后两个月，随着国际油价再度出现急剧下跌态势，美国页岩油开发中的工程服务费也出现下降，且这一趋势在2019年一季度得以延续，也将降低页岩油生产的单桶原油完全成本，客观上有利于支撑产量的增长。
但美国页岩油产量近中期增长也存在不确定性。由于美国页岩油生产商多为独立石油公司，实施完全市场化的开发方式，因此生产活动对国际油价波动较为敏感。
在极端情况下，如果页岩油产量持续大幅增长引发与OPEC、俄罗斯等传统原油生产主体间的市场份额博弈，将引发全球原油供给过剩并导致国际油价大幅下跌至美国页岩油生产平衡价格以下，美国页岩油产量则将在短期内大幅降低，进而引发全球原油供给市场的大幅波动。
欧佩克减产政策“骑虎难下”
2017年至今，欧佩克组织联合部分产油国实施“限产保价”政策，成为支撑国际油价回归平稳乃至阶段性上升的基石。根据欧佩克组织最新发布报告显示，该组织已连续两月创两年内最大减产规模，特别是沙特减产幅度领先各国，比规定配额多减产约50万桶/日。
从发展态势看，大部分研究机构普遍认为2019-2020年间，欧佩克组织为维持国际原油价格在相对较高区间有序波动，仍将保持现有的原油出口政策，包括减产规模及时限等。
但欧佩克组织未来的原油出口政策或将“骑虎难下”。
首先，在其与俄罗斯等其他产油国减产份额和时限不变的前提下，现有120万桶/日的减产量很有可能被美国页岩油增产量所抵消，一方面，欧佩克等传统产油国苦苦压产保价；另一方面，美国页岩油产量则持续增长，不断扩张原油市场份额，并对国际油价走势产生下行压力。
其次，如果欧佩克组织和俄罗斯等产油国不能坚持现有减产协议，降低减产规模或缩短减产期限等，将在一定程度上引发原油市场供给增长预期，也将对国际油价产生下行压力。
再次，如果未来近中期美国页岩油产量大幅增长或俄罗斯等其他产油国拒绝持续减产，欧佩克组织或将被迫放弃“协议稳产”，并将原油出口策略由“在相对较高的价格区间内通过稳定原油供给获取收益”转向“在相对较低的价格区间内通过加大原油供给获取收益”，即重启2015-2016年间曾执行过的低价争夺市场份额的“零和博弈”模式，将使国际原油市场出现供大于求的状况，也可能导致国际油价出现新一轮的大幅下跌。
巴西原油产量有望重归增势
巴西原油储产量均较为丰富，根据其官方估算，该区域原油储量规模至少为500亿桶；美国能源信息署也曾预测，至2035年，巴西原油产量可能占全球供给总量的三分之一。
2018年，巴西原油产量约258万桶/日，较2017年略有下降。一方面，该国坎波斯盆地部分老油田进入产量递减期，对该国全年原油产量增长影响较大；另一方面，2018年有4个新的海上浮式原油生产储卸装置（FPSO）的投产，推动位于桑托斯盆地等油田产量增长约20万桶/日，部分弥补了坎波斯盆地部分老油田的产量递减。
2019年，预计巴西原油产量将重归增长态势，产量将较2018年增长约26万桶/日，资源主要来自深水盐下。产能规模的扩大是推动该国2019年原油产量增长的重要因素，随着另外4个新建海上浮式原油生产储卸装置在布兹奥兹、卢拉和卢拉北等海上油田的投产，巴西国内原油生产加工能力持续提升。
此外，随着国际石油公司深度参与巴西国内原油开发，巴西国家石油公司深水盐下原油开发项目管理经验的丰富也将提升其开发效率，包括部分新的深水项目建产期由早先的平均18个月缩短到2018年平均11个月等。
但巴西原油产量增长也存有隐患。
首先，天然气外输能力不足或将影响深水盐下原油产量大幅增长。由于盐下原油开发会产生规模较大的天然气，部分项目须配套天然气外输管道。随着新增浮式原油生产储卸装置的投产，盐下原油开发过程中产生的天然气将对现有Rota一期和二期外输管道产生较大压力。
因此，在2021年Rota三期外输管道项目投产前，天然气外输能力不足极有可能对布兹奥兹和卢拉等海上油田原油产量持续提升产生不利影响。
其次，项目设备维护或将影响原油产量增长。浮式原油生产储卸装置的大量使用，增加了海上原油开发项目设备维护的时间，同样将对原油产量增长带来一定影响。
伍德麦肯兹公司即预测，2019年项目设备维护将影响巴西原油产量约4万桶/日。再次，坎波斯盆地部分老油田产量下降趋势仍将持续。根据巴西国家石油公司统计，2018年前九个月，坎波斯盆地原油产量较2017年同期下降约15%。
为获得资金和技术提高此类油田的采收率水平，巴西国家石油公司已将其小部分股份出售给具有领先技术和资金的国际石油公司，但估计增产效果在2020年前难以实现。
最后，巴西新政府的对外油气合作政策也将给该国原油产量增长带来较大不确定性。巴西新总统博尔索纳罗上任后，计划对能源行业进行改革，特别提出要对巴西国家石油公司目前推行的盐下原油开发共享机制进行审查。
巴西于2016年2月通过了放开海上石油勘探权法案，允许除巴西国家石油公司以外的国际石油公司对巴西海上盐下油田实施勘探开发。
根据该法案，巴西国家石油公司不再被强制持有固定股份，可在每次拍卖中自由选择保留股份或成为作业者，这也为该国带来创纪录的特许经营使用费以及汇报丰厚的产量分成合同。
但博尔索纳罗认为，原油对巴西具有战略意义，应交由巴西国家石油公司掌握。因此，未来该国对外油气合作政策存在发生重大转变的可能，或将严重影响原油产量增长。
