国内外油气行业形势分析（2022年5月）

国内外油气行业形势分析（2022年5月）

（来源：微信公众号“中能传媒研究院”作者：杨永明）

焦点月评

向海图强 以科技创新撬动深水油气勘探开发

国际要点

地缘政治因素持续发酵，油气市场供应紧张加剧

欧佩克产油国增产乏力，多个消费国释放油储以增加市场供应

国际能源署等机构下调年度油气需求预期

国内要点

原油、天然气生产保持增长

煤层气开发利用规模快速增长

《“十四五”能源领域科技创新规划》中的油气重点

海上油气勘探开发屡获突破

我国油企海外油气业务取得新进展

国内最大规模LNG运输船建造项目启动

多地发文调整天然气价格，成品油价格年内第七次上调

焦点月评

向海图强 以科技创新撬动深水油气勘探开发

4月10日至13日，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平在海南考察。10日下午，习近平来到中国海洋大学三亚海洋研究院，了解海洋观测设备与信息服务系统研发应用情况，连线“深海一号”作业平台。前方工作人员向总书记汇报了一线工作情况。习近平向他们表示诚挚问候，嘱咐他们注意安全、保重身体。习近平强调，建设海洋强国是实现中华民族伟大复兴的重大战略任务。要推动海洋科技实现高水平自立自强，加强原创性、引领性科技攻关，把装备制造牢牢抓在自己手里，努力用我们自己的装备开发油气资源，提高能源自给率，保障国家能源安全。

“深海一号”大气田是我国自主开发的首个1500米超深水大气田，也是我国迄今为止自主发现的平均水深最深、勘探开发难度最大的深水气田，于2021年6月25日正式投产，截至2022年2月已累计生产天然气超10亿立方米。“深海一号”是我国海洋石油工业科技自立自强、突破关键核心技术的一个缩影，表明我国已具备自主勘探深水油气资源的能力。就在刚刚过去的4月，我国深水油气勘探开发再获突破。4月11日，我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架“海基一号”在南海东部珠江口盆地海域安装就位，这是国内首次在近300米水深海域安装固定式导管架，创造了亚洲深水导管架海上安装新纪录，标志着我国深水超大型导管架成套关键技术和安装能力达到世界一流水平。以“深海一号”“海基一号”为代表，我国油气资源开发正在向深水挺进。

近年来，随着工程技术进步和常规油气开采难度加大，全球油气行业勘探开发向“深海、深层和非常规”不断推进，深水-超深水海域成为勘探热点。IHS数据显示，2021年全球深水-超深水勘探新增油气可采资源量达到12.2亿吨油当量，占当年全球新增油气可采资源总量的61%；全年全球前十大油气发现中海洋发现占据8个，其中油当量可采资源量超1亿吨的重要发现有4个，全部位于超深水海域。

当前，我国石油、天然气对外依存度分别超过70%、40%，在日趋复杂的国际背景下，加强油气增储上产是确保国家能源安全的重要支撑。我国海洋油气资源丰富，仅南海就有石油资源量约248亿吨，天然气资源量约42万亿立方米，其中近一半蕴藏在深海水域。由于总体勘探程度相对较低，海洋油气资源开发特别是深水油气资源开发是我国长期、大幅增产的重要方向。

深水油气开发涉及诸多复杂先进的技术，其相关技术和装备仍属于世界级难题。历经数十年的发展，我国已成为全球少数几个能够自主开展深水油气勘探开发的国家之一。但同时必须清醒地意识到，我国深水油气田开发产业起步较晚，在深水油气田开发工程技术和装备领域，与国外先进水平相比仍存在一定的差距。同时，我国海域还面临与国外其他海域不同的环境条件和技术挑战，这对我国深水油气科技攻关提出了更高的要求。俄乌冲突之下，三大油服巨头和几大石油巨头先后退出俄罗斯油气市场，合作的终止不仅意味着西方商业资本的撤离，更重要的是技术支持的中断。引以为鉴，唯有加大科技创新，牢牢掌握核心技术，才能避免受制于人，才能更好地把能源饭碗端在自己手里。

4月2日，国家能源局和科学技术部联合发布的《“十四五”能源领域科技创新规划》提出，“十四五”时期，能源领域现存的主要短板技术装备基本实现突破。前瞻性、颠覆性能源技术快速兴起，新业态、新模式持续涌现，形成一批能源长板技术新优势。

攻克深水难题离不开科技支撑，把科技创新摆在发展全局中的核心地位，大力实施创新驱动战略，才能让科技创新成为推动海洋石油工业高质量发展的强劲动能。具体到深水油气勘探开发，一方面，应加强深水工程卡脖子装备和技术的基础研究，加强基础理论、实验模拟方法、工程设计软件等方面的科研攻关。另一方面，应大力提升深水工程装备和技术自主创新能力，加快推进核心零部件及高端材料的自主研发。此外，还应推动深海装备、设备及油气田数字化、智能化发展。海洋油气勘探开发具有高投入、高风险的特征，只有加快推进数字转型，大幅度提高作业效率，降低开发成本，高质量推进深水和边际油气资源开发，才能在低油价的市场下赢得竞争。

国际要点

1.地缘政治因素持续发酵，油气市场供应紧张加剧

针对欧美等国的制裁，从4月1日开始，俄罗斯要求输往欧洲的天然气以卢布支付，此举遭到多个国家反对。随后，俄方表示，俄罗斯将把卢布结算新规的适用范围从天然气扩大至其他出口货物。4月27日，由于波兰和保加利亚拒绝以卢布支付天然气合同，俄罗斯停止向两国供应天然气，欧洲天然气价格大涨，并带动原油价格上涨，市场担忧俄罗斯将在石油出口方面采取进一步行动。据悉，俄罗斯石油公司招标出售的石油产品5-6月总量为400多万吨，付款条件均为卢布支付并100%预付将以卢布结算的要求从天然气扩大到石油产品，并进一步扩大到原油出口，或将导致俄油气等能源出口进一步受限。

5月4日，欧盟委员会提交了第六轮对俄罗斯制裁措施提案，其中包括此前争议巨大的石油禁运。由于各成员国意见尚无法统一，这一制裁提案暂时搁浅。但即便如此，欧盟委员会禁运俄罗斯石油的提议仍对区域内乃至世界石油供求投下阴影。就在欧盟委员会提交制裁提案的当天，国际油价大幅上涨，布伦特油价时隔半月再度站上110美元/桶以上高位。5月8日，七国集团发布联合声明，承诺逐步摆脱对俄罗斯能源的依赖，包括逐步停止或禁止进口俄罗斯石油。随着欧美多国对俄制裁不断加码，俄罗斯原油产量与出口量出现下滑已成定局，油市供给端的压力未来会更大，欧洲将与亚洲等地的买家争夺能源供应，市场普遍预计油价易涨难跌。

国际能源署在其最新的月度报告中表示，从目前来看，俄罗斯石油出口受到的影响暂时有限。如果未来欧盟就石油禁令达成一致，俄罗斯生产商将关闭更多油井。俄罗斯4月因制裁而损失的供应量为90万桶/日，预计5月损失供应量增至160万桶/日，6月增至200万桶/日，从7月开始将增至300万桶/日，这将使俄罗斯今年的石油日产量降至960万桶，为2004年以来的最低水平。俄罗斯经济部文件显示，今年该国石油产量或从2021年的5.24亿吨下降至4.338~4.753亿吨，降幅多达17%。俄气称，公司计划今年生产4944亿方天然气，同比下降4%。有分析认为，俄乌冲突对俄罗斯原油的生产和出口影响将从5月开始逐步显现，俄罗斯、中国、欧洲和美国等国家和地区的油气贸易流向也将发生改变，俄乌冲突将对油气市场产生持续深远的影响。

2.欧佩克产油国增产乏力，多个消费国释放油储以增加市场供应

根据欧佩克最新月报，4月，欧佩克包括伊朗、利比亚和委内瑞拉在内的所有13个成员国石油产量合计增加15.3万桶/日，至2865万桶/日，实际增产幅度落后于“欧佩克+”承诺的增产计划。这背后不乏欧佩克增产能力不足的因素，尤其是投资不足等因素导致尼日利亚等国增产非常困难。5月5日，在“欧佩克+”第28次部长级会议上，产油国再次确认2021年7月部长级会议批准的产量调整计划和月度产量调整机制，决定将今年6月石油产量上调43.2万桶/日。石油市场受此影响有限，当天布伦特油价不仅没有下跌，反而小幅上涨0.69%。外界认为，尽管“欧佩克+”坚持每月适度增产的政策，但其多个成员国无法达到各自配额，估计该组织总体日产量将低于其配额约150万桶。

自去年至今，美国曾多次呼吁“欧佩克+”加速增产，以平抑油价，但“欧佩克+”始终坚持温和增产政策。5月5日，美国参议院委员会通过了一项名为“禁止石油生产和出口卡特尔（NOPEC）”的反垄断法案，旨在向欧佩克施压，促使其快速增加石油产量。NOPEC法案若生效，美国将有权在联邦法院以垄断行为和操纵市场等为由，起诉欧佩克或其成员国以及俄罗斯等其他产油国。后续该法案必须得到参议院和众议院全体成员通过，并由拜登签署才能成为法律。外媒指出，如果美国推进其NOPEC法案，“欧佩克+”满足全球需求的意愿可能会进一步下降。

为应对供应短缺、油价高企的局面，4月1日，国际能源署成员国达成协议，同意再次释放原油储备。截至4月7日，国际能源署成员国已承诺释放总量达1.2亿桶的石油储备，参与释放库存的成员国包括美国、日本、韩国、德国、法国、意大利和英国等，其中美国将释放6000万桶，作为该国3月31日宣布的1.8亿桶石油储备释放计划的一部分。也就是说，在此之后的约6个月左右的时间内，预计全球释放油储总量将达到2.4亿桶，为有史以来最多的一次。美国能源信息署数据显示，截至4月29日，美国战略石油储备库存减少308.5万桶至5.5亿桶，降幅为0.56%，创2001年12月28日以来战略石油储备库存最低值。

3.国际能源署等机构下调年度油气需求预期

石油方面，5月12日，欧佩克、国际能源署双双下调了今年石油需求预期。欧佩克将2022年全球石油需求增速预期从此前的367万桶/日下调至336万桶/日，降幅为31万桶/日。欧佩克表示，预计2022年需求将受到地缘政治以及疫情因素的影响，当前世界经济增长预测的上升潜力相当有限。尽管如此，欧佩克仍预计第三季度全球石油消费量将超过1亿桶/日，并且2022年年均消费量将略高于2019年疫情前水平。国际能源署则是将2022年全球石油需求增速预期下调7万桶/日至177万桶/日。国际能源署表示，今年剩余时间直至2023年期间，油价飙升和经济增长放缓将显著抑制需求复苏。全球石油需求增速预计将从一季度的440万桶/日放缓至二季度的190万桶/日。就全年而言，石油需求量预计将平均增加约180万桶/日，达9940万桶/日，略高于供应量。

天然气方面，今年1月，国际能源署曾预计，今年全球天然气需求将增加1%，而在其最新季度报告中，鉴于市场供应不确定性增加和价格上涨，国际能源署将其对今年全球天然气需求的预测值下调了500亿立方米。国际能源署表示，俄乌危机使得欧盟各国寻求加快减少对进口能源的依赖，并推动天然气来源多元化，这给本已吃紧的天然气市场带来进一步的压力和不确定性。从区域来看，预计今年欧洲天然气消费量将下降近6%，亚洲虽然将增长3%，但与2021年7%的增长相比明显放缓，而美洲、非洲和中东等地区的天然气消费量变化不明显。

国内要点

1.原油、天然气生产保持增长

国家统计局最新发布的4月份能源生产情况显示，当月我国规模以上工业主要能源产品原煤、原油、天然气生产保持增长，电力生产同比下降。

其中，原油生产稳定增长，进口由降转增。4月份，生产原油1700万吨，同比增长4.0%，增速比上月加快0.1个百分点，日均产量56.7万吨。进口原油4303万吨，同比增长6.6%，上月为下降14.0%。1-4月份，生产原油6819万吨，同比增长4.3%。进口原油17089万吨，同比下降4.8%。原油加工量降幅扩大。4月份，加工原油5181万吨，同比下降10.5%，降幅比上月扩大8.5个百分点，日均加工172.7万吨。1-4月份，加工原油22325万吨，同比下降3.8%。

天然气生产保持平稳，进口降幅扩大。4月份，生产天然气177亿立方米，同比增长4.7%，增速比上月放缓1.6个百分点，日均产量5.9亿立方米。进口天然气809万吨，同比下降20.3%，降幅比上月扩大12.5个百分点。1-4月份，生产天然气747亿立方米，同比增长6.2%。进口天然气3587万吨，同比下降8.9%。

2.煤层气开发利用规模快速增长

国家能源局在4月29日召开的新闻发布会上表示，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中已累计探明地质储量8039亿立方米。目前，全国累计施工各类煤层气井2万余口。今年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应量的4.1%。2021年至2022年取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米。煤层气开发利用规模实现快速增长，成为补充天然气供应的区域性气源。

加快煤层气的开发利用，是保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应的有效途径。国家能源局组织编制了《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出2025年全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标。“十四五”期间，我国将通过加强勘探开发技术攻关，提升煤层气单井产量和开发效率；健全完善开发扶持政策，引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。

3.《“十四五”能源领域科技创新规划》中的油气重点

4月2日，《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》）正式公布。《规划》提出了“十四五”时期能源科技创新的总体目标：能源领域现存的主要短板技术装备基本实现突破；前瞻性、颠覆性能源技术快速兴起，新业态、新模式持续涌现，形成一批能源长板技术新优势；适应高质量发展要求的能源科技创新体系进一步健全；能源科技创新有力支撑引领能源产业高质量发展。

同时，《规划》围绕先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、绿色高效化石能源开发利用、能源数字化智能化等方面，确定了相关集中攻关、示范试验和应用推广任务，制定了技术路线图。其中，在绿色高效油气开发利用方面，《规划》明确：聚焦增强油气安全保障能力，有效支撑油气勘探开发和天然气产供销体系建设，开展纳米驱油、CO2驱油、精细化勘探、智能化注采等关键核心技术攻关，提升低渗透老油田、高含水油田以及深层油气等陆上常规油气的采收率和储量动用率；推动深层页岩气、非海相非常规天然气、页岩油和油页岩勘探开发技术攻关，研发天然气水合物试采及脱水净化技术装备；突破输运、炼化领域关键瓶颈技术，提升油气高效输运技术能力，完善下游炼化高端产品研发体系。

4.海上油气勘探开发屡获突破

世界首个海上超稠油储量规模化开发油田顺利投产。4月23日，中国海油旅大5-2北油田一期项目顺利投产。该项目位于渤海辽东湾海域，平均水深约32米，主要依托绥中36-1油田现有设施进行开发，项目预计2024年可实现日产原油约8200桶的高峰产量。值得一提的是，旅大5-2北油田属于非常规稠油，是世界首个海上大规模超稠油热采开发油田。随着该油田一期项目的建成投产，渤海油田形成特超稠油水平井蒸汽吞吐的热采技术体系，部分成果达到国际先进水平。资料显示，渤海油田非常规稠油探明储量超过6亿吨，占渤海总探明地质储量的14.5%。唤醒这部分沉睡的地下资源，变规模储量为产量，将为渤海油田实现上产4000万吨提供重要支撑。

亚洲第一深水导管架“海基一号”海上安装就位。4月11日，我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架“海基一号”在南海东部珠江口盆地海域成功滑移下水并精准就位。“海基一号”总高度达302米，与埃菲尔铁塔高度接近；下水作业地点水深约284米，是国内首次在近300米水深海域安装固定式导管架。导管架平台是全球应用最广泛的海洋油气生产设施，目前全球数千座导管架生产平台中仅有9座高度超过300米。“海基一号”实现了我国深水导管架设计、建造、安装等技术质的飞跃，创造了亚洲深水导管架海上安装新纪录，我国深水超大型导管架成套关键技术和安装能力达到世界一流水平。据介绍，“海基一号”将服役于我国陆丰油田群区域开发项目陆丰15-1油田。

我国首座海上可移动自升式井口平台投产。4月8日，我国自主设计建造的首座海上可移动自升式井口平台“海洋石油163”在北部湾海域正式投产，助力涠洲12-8油田东区实现经济有效开发，我国海洋边际油田开发能力取得新突破。涠洲12-8油田东区储量规模小、油层厚度薄、原油粘度大、预测采收率低，是典型的开发成本高、投入产出比低的边际油田，发现20多年来难以开发。而“海洋石油163”平台不同于传统的固定式导管架井口平台，具有可升降、可移动、可重复利用的特点。在完成当前开发生产任务后，平台可通过升降系统降至海面，用拖轮拖至新的作业地点继续使用，能够最大限度地提高装备利用率，大幅降低油田开发成本，是开发边际油田的利器。据了解，涠洲12-8油田东区高峰日产原油约1300吨，累计可增产原油超80万吨。

5.我国油企海外油气业务取得新进展

我国两大油企参建的全球巨型盐下超深水油田一期在巴西投产。4月30日，由中国石油和中国海油共同参与开发的巴西海域桑托斯盐下盆地里贝拉项目梅罗油田第一生产单元Guanabara号FPSO（海上浮式生产储油船）成功投产，实现产能18万桶/日，约合900万吨/年。里贝拉项目梅罗油田共分四期开发，总投资超200亿美元，待项目后续生产单元FPSO陆续投产后，油田高峰年产量将超过3500万吨。早在2013年，中国石油与中国海油、巴西国油、壳牌、道达尔组成竞标联合体，成功中标里贝拉油田区块，首次进入巴西盐下超深水油气领域，中国石油与中国海油各占10%权益。盐下超深水油田是全球石油行业的新兴领域和未来发展的重要趋势，占全球石油储量的三分之一，具有超深水、深储层、难开发和高产量等特点。巴西盐下超深水油田产量居全球前列。本次投产的梅罗油田是全球第三大盐下超深水油田，也是我国海外油气上产的重要增长点。

中国海油圭亚那项目再获新发现。4月26日，埃克森美孚宣布，在圭亚那Stabroek区块再获三个新发现，可采资源量合计约10亿桶石油当量。至此，Stabroek区块可采资源总量提高至110亿桶石油当量。自2015年5月在圭亚那Stabroek区块获得第一个石油发现Liza油田以来，该区块石油发现共计30个，成为全球最炙手可热的石油勘探区域。中国海油全资子公司CNOOC Petroleum Guyana Limited拥有该区块25%的权益。根据咨询公司Rystad Energy此前预测数据，到2030年全球石油公司在圭亚那Stabroek区块投资将超过530亿美元，位居前三位的正是埃克森美孚、Hess和中国海油。日前中国海油回归A股，根据其公告，募集资金拟用于中海油8个开发项目，其中2个国外项目均来自圭亚那Stabroek区块。

6.国内最大规模LNG运输船建造项目启动

4月28日，中国海油中长期FOB资源配套LNG运输项目（二期）举行签约仪式，共同签署了6艘17.4万立方米大型LNG运输船建造合同。LNG运输是连接海外LNG资源和国内用户的重要环节，提升LNG运输自主权是保障能源运输大动脉的关键举措。但长期以来，我国LNG进口以卖方到岸交付为主，运输权由国际大型资源商掌握，相较欧洲、日韩等进口大国，我国LNG运输自主能力较为薄弱。近年来，在国内主要油气企业支持下，国产船舶规模的逐渐扩大，我国LNG运输产业链条中的“中国元素”不断增加，船东、操船、船级等环节实力均有较快提升。此次签订的6艘LNG运输船建造项目合同，加上今年1月初签订的6艘建造合同，将开工建造12艘LNG运输船，建造金额约160亿元，是国内建造规模最大、投资最多的LNG船舶建造项目，将有效提升我国LNG运输产业链的自主能力。

7.多地发文调整天然气价格，成品油价格年内第七次上调

多地发文调整天然气价格。受国际天然气供应偏紧、价格高涨的影响，4月，国内天然气市场呈现“淡季不淡”的状态。国家统计局数据显示，4月下旬，全国流通领域LNG均价为7705.4元/吨，比上期上涨34.0元/吨，跌幅涨幅0.4%，持续处在高位。

部分地区按照当地实际情况，并结合天然气上下游联动机制，陆续出台最新气价方案。其中，湖南发展改革委向长沙、株洲、湘潭等10市发改委、相关企业发布的《关于明确2022年度淡季非居民用气销售价格的通知》显示，因全球能源市场供需偏紧，地缘政治频发，进口天然气大幅度上涨，国内“三桶油”公司持续上调该省天然气供应价格，决定2022年度淡季非居民用气销售价格暂不实行新的联动调整，10市非居民用天然气销售价格继续执行2021年采暖季价格。除湖南外，上海、浙江舟山、河北石家庄、广东韶关、福建南安、广西三江等地也陆续出台了淡季非居民气价方案。在这些方案中，部分地区直接顺价涨价，另一部分地区继续沿用上年采暖季价格，以缓解城燃企业压力。目前为止，天然气“涨价潮”仍在持续。

随着国内部分地区上调非居民天然气价格，价格上涨必然逐渐传导到天然气下游产业。但是，在居民和工业消费领域，相对于欧美的“天价”天然气，我国国内气价上涨仍然比较温和，这与国内价格管制政策有关。同时，疫情冲击导致的经济形势，也对天然气价格起到一定抑制作用。行业人士认为，气价上行主要受国内外供给趋紧因素影响，在短期内供给端增量有限的背景下，全年气价或维持强势格局。

成品油价格年内第七次上调。据国家发展改革委消息，根据近期国际市场油价变化情况，按照现行成品油价格形成机制，自2022年4月28日24时起，国内汽、柴油价格每吨分别提高205元和200元。折合升价，92号汽油价格上调0.16元/升、95号汽油和0号柴油价格均上调0.17元/升。本轮是2022年第8次调价，同时也是年内第7次上调。本次调价过后，2022年成品油调价将呈现“七涨一跌零搁浅”的格局。

5月16日24时起，国内成品油价格将进行年内第9次调整。4月下旬以来，汇率变动加剧，也将成为影响油价的重要因素。本次国内成品油价格预计上调。