月度聚焦 | 国内外油气行业形势分析（2022年6月）

国内外油气行业形势分析（2022年6月）

（来源：微信公众号“中能传媒研究院” 作者：杨永明 中能传媒能源安全新战略研究院）

·焦点月评·

提升油气储备能力 为经济稳增长提供强劲动力

·国际要点·

欧盟石油禁令达成一致，“欧佩克+”产油国加速增产

俄欧“断气”风波持续，欧盟全球范围内寻气

油气闲置产能减少，全球或将同时面临油气和电力危机

·国内要点·

油气供应平稳有序

海洋油气开发取得新进展

储气基础设施建设加快推进

天然气东西主干管网和南北供应要道全面联通

财政部：激励非常规天然气开采增产上量

国家发展改革委：进一步完善进口LNG接收站气化服务定价机制

成品油价格受国际油价影响再度上调

焦点月评

提升油气储备能力 为经济稳增长提供坚强保障

当前，受新冠肺炎疫情等因素影响，我国经济发展环境的复杂性、严峻性、不确定性上升，稳增长、稳就业、稳物价面临新的挑战。5月31日，国务院发布《扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》，部署实施六方面33条稳经济一揽子政策措施，其中在“保粮食能源安全政策”中明确，“加强原油等能源资源储备能力。谋划储备项目并尽早开工。推进政府储备项目建设，已建成项目尽快具备储备能力。”

能源是经济社会发展的基础支撑，我国经济的稳定发展需要稳定的能源供给做支撑。基于当前我国油气消费形势，加强油气储备能力建设，对于保障能源供应意义重大。

近年来伴随我国油气消费量和进口量的不断增长，油气储备等基础设施建设规模不断扩大。石油方面，2017年我国已经建成舟山、舟山扩建、镇海、大连、黄岛、独山子、兰州、天津及黄岛国家石油储备洞库共9个国家石油储备基地，依托上述储备库及部分社会企业库容，储备原油3325万吨，之后我国石油储备建设继续向国际标准看齐。天然气方面，根据行业统计数据，截至2021年底，我国累计在役储气库（群）15座，形成储气调峰能力超过170亿立方米，比上年增长超过15%；已建成的LNG接收站共22座（含转运站），接收能力为10800万吨/年，比上年增加16.5%；已建成LNG储罐92个，总罐容1330.5万立方米，最多可储存79.8亿立方米天然气。可以说，稳定供气能力进一步增强，但是与2021年约3700亿立方米的天然气消费水平相比，储气设施建设则相对滞后。油气储备、应急调峰能力不足，始终是制约我国油气市场稳定发展的短板。

再看全球其他国家，在地缘局势紧张形势下，为了应对冬季到来可能出现的天然气短缺，欧洲议会和欧盟各成员国达成一致，决定到今年11月1日前，欧盟各成员国的天然气储备量应不低于满额储气量的80%；到明年11月1日前，各国天然气储备量不低于满额储气量的90%。能源储备对于提升抗风险能力和确保能源安全的意义由此可见一斑。

今年以来，能源企业加大勘探力度，多方组织资源进口，加快油气储备设施建设，确保我国油气安全稳定供应。进入5月后，多个油气储备项目加快推进。5月17日，国内在建规模最大LNG储备基地中国海油盐城“绿能港”的6座27万立方米LNG储罐全部完成拱顶模块吊装。同日，中国石化青岛LNG接收站27万立方米液化天然气储罐气压完成升顶作业。5月23日，随着双台子储气库国产注气系统试运投产成功，中国石油辽河储气库群整体注气能力提升到3000万立方米/日，成为国内注气能力最大的储气库群。5月27日，中国石化鄂西最大成品油油库正式投油启用。6月8日，国内最深的盐穴地下储气库——江汉盐穴天然气储气库王储6井正式投产注气，首日注气量达19万立方米。

目前，我国正处于稳增长的关键时期，现阶段推动经济平稳运行的前提依旧是能源安全。在当前的国际形势下，面对全球市场油气供应的波动性和不稳定性，作为油气进口大国，加强原油等能源资源储备，才能提升能源供给弹性，增强经济在应对复杂国际形势的韧性，在局部地区、个别时段油气供应紧张时，及时保障供应、稳定价格。

国际要点

01

欧盟石油禁令达成一致，“欧佩克+”产油国加速增产

5月30日，欧盟成员国领导人就对俄罗斯第六轮制裁达成一致，表示将立即禁止进口75%的俄罗斯石油，通过管道供应的石油暂时例外，这或将导致在今年年底前，欧盟从俄罗斯进口的石油削减90%。俄罗斯是仅次于美国和沙特的全球第三大产油国，同时还是仅次于沙特的全球第二大石油出口国。数据显示，5月1-29日俄罗斯石油产量小幅提升至1017万桶/日，仍较西方对俄实施制裁前的产量低近100万桶/日。在欧盟同意对俄罗斯实施石油禁令后，俄罗斯未来产量将进一步下降。国际能源署则警告称，俄罗斯石油供应减少的规模或将在6月升至200万桶/日，从7月起升至近300万桶/日。

6月2日，“欧佩克+”举行第29次部长级会议，决定于7月和8月增产石油64.8万桶/日，较此前计划的增产43.2万桶/日增加50%。这是“欧佩克+”自去年夏天以来首次加速增产。2021年7月，“欧佩克+”在第19次部长级会议上达成协议，同意从当年8月起每月将其月度产量逐步上调，直至逐步取消日均580万桶的减产，增产计划原定于今年9月结束。在“欧佩克+”决定加速增产后，伊拉克石油部称，7月伊拉克石油产量将达到458万桶/日。科威特石油部称，7月该国石油产量将增至276.8万桶/日。

尽管“欧佩克+”64．8万桶/日的增产力度看似很大，约占单日全球石油需求量的0.65%，但这样的增产显然无法弥补俄罗斯产能下降带来的缺口，并且“欧佩克+”中大多数产油国目前已开足马力，并无余力增加产量。咨询公司Energy Aspects认为，到年底，“欧佩克+”备用产能为全球需求1.02亿桶/日的1%，是至少2012年开始评估以来的最低水平。备用产能减少将成为油市波动加剧的关键因素。

02

俄欧“断气”风波持续，欧盟全球范围内寻气

从“卢布结算令”生效到5月底，俄罗斯已经先后中断了对波兰、保加利亚、芬兰、丹麦、德国和荷兰等六个欧洲国家客户的管道天然气供应，为此，俄罗斯的年度天然气供应量至少减少200亿立方米。俄罗斯天然气工业股份公司 6月1日称，该公司从今年年初以来天然气开采量同比下降4.8%至2114亿立方米；出口量同比下降27.6%至610亿立方米。欧盟委员会日前公布的数据显示，俄乌冲突爆发前，欧盟40%的天然气供应依赖俄罗斯，这一比例现已下降到大约26%。欧盟希望这一比例到今年年底降至13%。目前，欧洲国家采取各种措施，以应对俄罗斯天然气供应完全中断的可能。

5月19日，欧洲议会和欧盟各成员国达成一致，决定到今年11月1日前欧盟各成员国的天然气储备量应不低于满额储气量的80%，到明年11月1日前各成员国天然气储备量不低于满额储气量的90%。而没有天然气储存设施的成员国则必须将一定数量的天然气（至少为该国过去5年天然气平均消费量的15%）储存在欧盟其他成员国。5月25日，欧盟委员会宣布成立欧盟能源平台工作组，工作组对外代表欧盟进行谈判，开发新的供应渠道，以集采方式购买管道天然气、LNG等资源，对内调剂各成员国的能源需求，以期进一步减少欧盟对俄能源依赖。

据Refinitiv Eikon数据，因对欧洲和南美的销售增加，5月美国LNG出口达729万吨，环、同比增长5%、12%，仅次于3月创下的767万吨纪录高点，其中近三分之二运往欧洲，对亚洲的出口仅占总量的15%。虽然美国提出要加大LNG出口力度，但也无法弥补俄罗斯天然气供应下降导致的缺口。欧洲天然气进口商加大对非洲天然气的关注，近期，BP、埃尼、挪威国家能源公司、壳牌、埃克森美孚等欧美油气巨头，纷纷调整其在非洲的投资战略，开始重启或加速推进此前搁置的天然气上游开发项目以及一些LNG项目。

03

油气闲置产能减少，全球或将同时面临油气和电力危机

沙特和阿联酋的石油部长近日都表示，受俄乌冲突影响，从原油、成品油到天然气，油气产品的贸易量接近创纪录高位，油气行业闲置产能不断减少。世界正在从各个层面耗尽化石燃料产能。库存不断减少，需求却逐渐回归至疫情前的水平，这些因素共同抬高了燃料价格。此外，俄乌冲突爆发以来，美国及其盟友对俄罗斯实施制裁，使油气供应链进一步收紧。生产环节投资不足也导致燃料价格上涨。如果全球没有更多在油气方面的投资，待需求完全从疫情中恢复之时，可能无法提供充足的油气供应。

国际能源署总干事比罗尔表示，全球或将同时面临石油、天然气和电力三重危机。当前的能源危机将比20世纪70年代和80年代的危机规模更大，持续时间更长。

国内要点

01

油气供应平稳有序

原油生产平稳，原油加工量继续下降，天然气生产保持稳定。国家统计局6月15日数据显示，5月份，生产原油1757万吨，同比增长3.6%，增速比上月放缓0.4个百分点，日均产量56.7万吨；加工原油5392万吨，同比下降10.9%，降幅比上月扩大0.4个百分点，日均加工173.9万吨；生产天然气177亿立方米，同比增长4.9%，增速比上月加快0.2个百分点，日均产量5.7亿立方米。1-5月份，生产原油8569万吨，同比增长4.1%；加工原油27716万吨，同比下降5.3%；生产天然气924亿立方米，同比增长5.8%。

原油、天然气、成品油等进口量减价扬。海关总署6月9日数据显示，今年前5个月，我国进口原油2.17亿吨，减少1.7%，进口均价每吨4463元，上涨55.6%；天然气4491.1万吨，减少9.3%，进口均价每吨3815.3元，上涨70.3%；成品油998.2万吨，减少3.8%，进口均价每吨5167.2元，上涨38.8%。

国家发展改革委5月31日召开新闻发布会表示，今年以来，受地缘政治冲突等外部因素影响，能源外部压力有所增加，但总的来看，今年以来我国能源供需总体平稳有序。从油气看，目前，我国主要油气企业成品油库存保持高位运行，天然气管存、罐存均处在高位水平，能够有效保障需求。近期已组织上游供气企业和各地基本完成全年及下一个供暖季天然气合同签订，从签订情况看，各地签订的供暖季合同量普遍比去年实际供应量有增长，为今冬天然气保供做好了准备。

02

海洋油气开发取得新进展

我国首个深水气田群外输天然气突破500亿立方米。5月17日，中海油深圳分公司发布消息称，位于南海东部海域的我国首个深水气田群外输天然气突破500亿立方米。南海东部海域现有在产油田38个、气田9个，是我国第七大、海上第二大油气田。近三年来，南海东部油田的天然气年产量保持在60亿立方米以上，天然气在油气总产量的比例中超过三分之一。在去冬今春供暖季中，南海东部油田累计供应天然气近35亿立方米，同比增长约21%，日外输气量最高时达到2608万立方米。自然资源部发布数据显示，一季度海洋原油和天然气产量同比分别增长8.8%、15.9%。去年我国海洋原油增量占全国总增量80%以上，创历史最高水平。海洋油气成为油气生产重要增长点。

海洋油气重要装备水下生产系统首次开启国产化应用。5月11日，首套国产化深水水下采油树在海南莺歌海海域完成海底安装，该设备是中国海油牵头实施的水下油气生产系统工程化示范项目的重要部分，我国深水油气开发关键技术装备研制迈出关键一步。水下生产系统是开发深水油气田的关键装备，包括水下井口、水下采油树、水下控制系统、水下管汇等设备。长期以来，全球仅有5家欧美公司掌握水下生产系统的设计建造技术，导致该设备采办周期长、价格高、维保难。此次中国海油实施的500米级水下油气生产系统工程化示范应用项目，标志着我国具备了成套装备的设计建造和应用能力。该水下生产系统将用于开发东方1-1气田乐东平台周边的气藏，使用该水下生产系统的气井每年可生产天然气约2亿立方米。

亚洲第一深水导管架“海基一号”海上安装工作全部完成。5月25日，我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架平台——“海基一号”平台的海上安装工作全部完成。这是我国首次在300米级水深海域设计、建造、安装导管架平台，标志着我国已掌握深水超大型导管架平台制造安装的成套关键技术。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。据介绍，“海基一号”平台建设现已进入海上连接、调试阶段，此后将服役于珠江口盆地海域陆丰油田群。

03

储气基础设施建设加快推进

国内在建规模最大LNG储备基地6座储罐完成拱顶吊装。5月17日，由我国自主设计和建造的6座世界单罐容量最大的27万立方米LNG储罐在中国海油盐城“绿能港”全部完成拱顶模块吊装。中国海油盐城“绿能港”是国家天然气产供储销体系建设及互联互通重点规划项目，建成后将成为国内规模最大的LNG储备基地。其中，一期项目共建造10座大型LNG储罐，包括4座22万立方米储罐和6座27万立方米储罐，预计2023年底全部投产运行后，LNG年处理能力达600万吨，相当于气态天然气85亿立方米，可供江苏全省民生用气约28个月。

国内最大容积LNG储罐气压升顶作业在山东青岛完成。5月17日，中国石化青岛LNG接收站27万立方米LNG储罐气压升顶作业成功，气压升顶作业是LNG储罐建设过程中的关键工序之一，至此，储罐外罐主体结构基本完成。该储罐建设属于青岛LNG接收站三期工程，计划于2023年全面建成。建成后，接收站年接卸能力将达到1100万～1400万吨、年供气能力将提升至165亿立方米，迈入千万吨级LNG接收站行列，可为山东省、环渤海乃至华北华东地区持续稳定提供清洁能源。

国内最深盐穴储气库正式注气。6月8日，国内最深的盐穴地下储气库——江汉盐穴天然气储气库王储6井正式投产注气，首日注气量达19万立方米。江汉盐穴天然气储气库位于湖北省潜江市，利用地下盐穴而建，储气库井深达2000多米。项目于2019年正式启动，设计总库容48.09亿立方米。相较于传统的利用枯竭油气藏建成的储气库，盐穴储气库日提取量大，垫底气量少，注气和采气转换灵活，可用于日调峰和周调峰。本次投产注气的王储6井是江汉盐穴天然气储气库一期工程的先导实验井之一，项目将于2026年全部投产。

辽河储气库群成为国内注气能力最大的储气库群。5月23日，随着双台子储气库3号、4号两台国产电驱高压离心式压缩机持续平稳运行，双台子储气库国产注气系统试运投产成功。至此，辽河储气库群整体注气能力从1400万立方米/日提升到3000万立方米/日，成为全国注气能力最大的储气库群。该储气库群是辽河油田负责建设的中国石油东北储气中心，是国家“十四五”重点工程，预计建成后可将双台子储气库的整体采气能力提高到5400万立方米/日。

04

天然气东西主干管网和南北供应要道全面联通

5月25日，国家石油天然气基础设施重点工程——青宁管道末站与西气东输青山站联通工程建成投产，实现了我国天然气东西主干管网和南北供应要道的全面联通。项目南起青宁管道南京末站，北至西气东输一线青山站，管线全长900米，管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计规模120亿立方米/年。项目建成投产后，在前期西气东输一线青山站与川气东送南京末站、青宁管道南京末站与川气东送南京末站互联互通的基础上，形成了西气东输一线、川气东送、青宁管道之间相互转供的“三角支撑”，有利于发挥我国长三角、华北区域管网优势及周边储气库应急调峰作用，提高该地区天然气综合利用效率，进一步提升天然气供应保障能力。

05

财政部：激励非常规天然气开采增产上量

5月30日，财政部印发《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》，明确将通过财政资金、税收优惠、产业基金、金融工具、政府采购等多手段支持各地区各行业加快绿色低碳转型，促进绿色低碳发展的长效机制逐步建立，实现“双碳”目标。《意见》提出，重点支持构建清洁低碳安全高效的能源体系、重点行业领域绿色低碳转型、绿色低碳科技创新和基础能力建设、绿色低碳生活和资源节约利用、碳汇能力巩固提升、完善绿色低碳市场体系等六大方面，其中明确提出，完善支持政策，激励非常规天然气开采增产上量。

自2012年将页岩气纳入补贴范围以来，国内非常规天然气产量连续9年稳步增长。2019年起，纳入补贴范围的非常规天然气包括页岩气、煤层气、致密气等气种。按照“多增多补、冬增多补”的原则，非常规天然气补贴按照增量考核的梯级奖励方式，以结果为导向，鼓励地方和企业增气上产。在政策支持下，2021年非常规天然气实际开采利用量占我国全部天然气产量的三分之一以上，成为上产的重要保障。

06

国家发展改革委：进一步完善进口LNG接收站气化服务定价机制

5月26日，国家发展改革委发布《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》，指导各地进一步完善气化服务定价机制，规范定价行为，合理制定价格水平。这是我国首次专门就接收站气化服务价格制定的政策文件。

接收站是进口LNG资源的重要通道，2015年接收站气化服务价格由中央下放至省级价格主管部门制定。近年来，随着国家油气管网运营机制改革持续推进，接收站逐步向第三方开放，但由于缺乏统一明确的气化服务定价方法，加之一些省份接收站气化服务价格多年不调整，不利于接收站公平开放。为此，《指导意见》明确了气化服务价格定义及内涵，将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，鼓励“一省份一最高限价”，并明确按照“准许成本加合理收益”的方法制定最高气化服务价格。

《指导意见》出台后，将为各地制定和调整气化服务价格提供标准和参照，有利于指导各地进一步完善价格机制，规范定价行为，合理制定价格水平，推动形成有序竞争的市场环境，助力接收站公平开放，促进天然气行业高质量发展，保障国家能源安全。

07

成品油价格受国际油价影响再度上调

成品油价格年内第十次上调。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6月14日24时起，国内汽、柴油价格（标准品，下同）每吨分别提高390元和375元。本次上调落实后，国内92号汽油全面进入9元时代，部分地区95号汽油将正式迈入10元时代。本轮是今年第11次调价，也是年内第10次上调。与年初相比较，每吨标准汽油累计上涨2720元，柴油累计上涨2620元，折合升价为92号汽油上涨2.14元，95号汽油上涨2.26元，0号柴油上涨2.23元。

国内航线燃油附加费年内第四次上涨。5月31日，多家国内航空公司发出通知，将于6月5日起上调国内航线旅客运输燃油附加费征收标准：800千米（含）以下短途航线每位旅客收取80元燃油附加费，800千米以上长途航线每位旅客收取140元。这是国内航线燃油附加费自今年2月5日恢复征收以来，年内第四次上调，其恢复征收及此后连续上调均与近期国内航空燃油价格上涨有关，国际油价自2月以来涨幅明显。为此，航空公司分别于3月5日、4月5日、5月5日上调国内航线燃油附加费。本次价格调整后，国内航线整体燃油附加费较年初上涨7倍。