以国内油气增产保供的确定性应对外部环境的不确定性（2022年8月）

国内外油气行业形势分析（2022年8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·

以国内油气增产保供的确定性应对外部环境的不确定性

·国际要点·

国际油价重回年初起点，油市短期难改紧平衡之势“北溪1号”扰动欧洲天然气市场，欧盟实施天然气削减协议亚洲LNG现货价涨至往年10倍，日韩加快采购速度

·国内要点·

油气产量稳中有升，油气顶峰保供能力进一步增强超深层油气及海上页岩油勘探获重大突破，成资源接替重要方向两凝析气田相继开工，助力能源供给质量稳步提升天然气供应保障能力持续提升，储气规模三年多实现翻番LNG进口商拓宽资源供应渠道，增加长协资源签署成品油价迎年内“四连降”，短期或将继续下调

焦点月评

以国内油气增产保供的确定性应对外部环境的不确定性

今年以来，受国际局势影响，全球能源供应偏紧，牵动国内。尤其是随着乌克兰危机发酵，部分国家对俄罗斯的制裁层层加码，整个能源市场受到巨大冲击，供应链脆弱性尽显，国际石油、天然气价格飙升。我国石油、天然气外采比例较高，因此势必会受到影响，油气进口成本增加、进口需求下降。海关总署8月7日发布的最新数据显示，今年前7个月，我国原油、天然气进口量减价扬。进口原油2.9亿吨，同比减少4%，进口均价每吨4736.1元，同比上涨58.3%；进口天然气6220.9万吨，同比减少9.6%，进口均价每吨3787.6元，同比上涨63.1%。然而，就在国际能源供需矛盾突出、油气价格高位震荡的形势下，今年上半年，我国油气产量稳中有升，分别达到10289万吨、1096亿立方米，原油加工量33226万吨，满足市场需求，油气管道“全国一张网”加速形成，顶峰保供能力进一步增强，有力有效支撑了经济社会发展。当前我国正处于经济恢复的关键时间点。提升国内油气资源供应保障能力，降低海外油气供给风险，以国内油气增产保供的确定性应对外部环境的不确定性，才能切实保障开放条件下的能源安全，牢牢守住油气战略安全底线，助力巩固经济回升向好趋势。国家能源局日前组织召开的2022年大力提升油气勘探开发力度工作推进会为油气行业进一步加大勘探开发力度、夯实国内产量基础、提高自我保障能力确定了工作方向。大力推动油气相关规划落地实施，以更大力度增加上游投资，助力保障经济运行和民生需求。当前，国内油气发展面临重点盆地勘探程度高、剩余油气资源品质下降等诸多挑战，随着资源品质下降，工程成本持续上升，生产同等规模油气需要更多的地质储量和勘探投入。加大上游投资对确保油气储量和产量高质量稳定增长发挥重要作用。为实现增产目标，以“三桶油”为代表的油气企业大力提升上游资本开支。2021年，中国石油、中国石化、中国海油总资本开支同比分别增长2%、24%、13%；2022年，“三桶油”将进一步加大上游投入，预计中国石油、中国石化、中国海油上游资本开支同比分别增长2%、20%、8%。大力推动海洋油气勘探开发取得新的突破性进展，提高海洋油气资源探明程度。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。由于总体勘探程度相对较低，海洋油气资源开发是我国长期、大幅增产的重要方向。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，这对我国海洋油气资源开发提出了更高的要求。2021年，渤海油田建成我国第一大原油生产基地，海上原油增量占国内原油增量的80%左右，海上油气成为我国重要的能源增长极。以“深海一号”为突破口，我国深海油气资源勘探开发不断加快。据自然资源部消息，经初步核算，今年上半年，海洋原油、海洋天然气产量同比分别增长7.4%、12.4%。“油气增产向海要”已经成为近年来国内油气行业的共识。大力推动页岩油、页岩气成为战略接续领域，坚定非常规油气发展方向，加快非常规资源开发。随着常规油气资源的快速消耗，新增资源勘探和开发难度增大，全球油气勘探开发正在由以传统的常规油气为主向常规与非常规油气并重的局面转变。除向海洋等领域大举进军外，加强页岩油、页岩气、煤层气和致密气等非常规油气资源勘探开发已成全球大势所趋。我国非常规油气资源丰富，近年来的勘探开发势头强劲，成为资源接替和稳产增产的重要方向。6月，国内最大煤层气田在山西建成。7月，我国海上首口页岩油探井——涠页-1井压裂测试成功并获商业油流，展现出良好的勘探前景。在当前以及“十四五”时期乃至未来更长的时间，非常规油气资源都将在战略上为我国油气增产和能源安全保障目标保驾护航。此外，本次工作推进会还提到推动已探明油气资源高效利用、推动油气科技自主创新、推动油气上游绿色发展等内容，从七大方面为油气行业增储上产、增强供应保障能力提出要求。

国际要点

1.国际油价重回年初起点，油市短期难改紧平衡之势

7月，国际原油市场出现较大波动。进入8月后，国际原油市场延续了7月初的低迷之势，三大标杆原油均于8月3日跌破每桶100美元大关，后又于8月4日全部跌回俄乌冲突前水平。经历5个多月的大幅波动之后，国际原油价格重新回到年初的起点。究其原因，主要还是市场对全球经济衰退的风险预期，以及对全球原油需求下降的担忧。国际货币基金组织在7月的《世界经济展望报告》中，将2022年世界经济增长预期下调至3.2%，比4月的预测值减少了0.4个百分点；并预计今年第四季度全球通胀将达到8.3%，其中发达经济体的通胀为6.6%，新兴市场和发展中经济体为9.5%。而国际能源署则在8月的《原油市场月度报告》中，将2022年世界原油需求增长预期调整为每日210万桶，今年1月国际能源署曾预计，本年度世界原油需求增长为每日332.5万桶。如今的国际原油市场，一边是供应端面临较大压力，以美国为代表的石油消费国不断要求欧佩克增加产量，一边是市场对需求的担忧不断加重，油价对需求下降或疫情反复等消息格外敏感。8月3日，“欧佩克+”第31届部长级会议如期举行，会议决定将9月的原油产量上调10万桶/日，为该机构史上最小增产幅度。数据显示，“欧佩克+”6月原油产量比计划水平低284万桶/日，减产协议执行率达到320%。“欧佩克+”认为，目前全球原油库存已处于30多年来的最低水平，由于投资不足，全球富余的原油产能有限，这将影响2023年的全球市场供应。尽管各机构对原油市场未来走势研判不尽相同，但有一点是肯定的，当前和未来一段时期国际原油市场都将处于紧平衡状态。从供给端看，“欧佩克+”仍在严控原油供给；从需求端看，高油价是否导致石油需求长期下降，仍有待继续观察。

2.“北溪1号”扰动欧洲天然气市场，欧盟实施天然气削减协议

继6月俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）以技术原因为由将经由“北溪1号”管道输往西北欧地区的天然气量减少近60%之后，7月11-21日，“北溪1号”进行年度维护，期间更是中断了对欧天然气供应。7月21日，该管道恢复供气，但输气量仍仅为满负荷运力的40%。就在恢复供气几日后，7月25日，俄气宣布，将停止使用“北溪1号”的另一台涡轮机以展开维修。从7月27日起，“北溪1号”输气量降至满负荷运力的20%。“北溪1号”是俄罗斯向欧洲输送天然气的现行最大跨境管道，缩减该管道共计80%的输气量，令欧洲天然气供应雪上加霜。7月30日，俄气宣布，由于邻国拉脱维亚违反天然气供应相关条款，俄气已停止向该国供气。此前，波兰、保加利亚、芬兰、丹麦和荷兰因拒绝遵照“卢布结算令”，已被俄方“断气”。俄气8月1日公布的初步数据显示，2022年1月至7月，俄气天然气产量为2624亿立方米，比去年同期减少12%，即358亿立方米。根据俄气的初步估算，今年前7个月，国际天然气需求量较去年同期减少350亿立方米，其中欧盟27个成员国天然气需求量下降310亿立方米。长期以来，欧洲国家高度依赖俄天然气和石油供应，国际能源署数据显示，2021年欧盟从俄罗斯进口天然气1550亿立方米，约占欧盟天然气总进口量的45%和总消费量的40%。乌克兰危机爆发后，欧盟计划到今年年底将俄罗斯天然气进口量减少约1000亿立方米，降幅近三分之二，目前来看，欧盟对俄发起的一系列制裁引起的反噬令其自身处境愈发窘迫。8月9日，欧盟各成员国7月达成的削减天然气用量协议正式生效。根据协议，欧盟成员国将在2022年8月1日至2023年3月31日期间，根据各自选择的措施，将天然气需求在过去5年平均消费量基础上减少15%。要达到这一目标，欧盟成员国需要节省共计450亿立方米天然气，其中用气大户德国需节气约100亿立方米。

3.亚洲LNG现货价涨至往年10倍，日韩加快采购速度

由于俄罗斯削减对欧天然气供应量，欧洲市场上天然气价格不断创新高，亚洲的行情也随之上涨。在亚洲，市场对冬季供应短缺的隐忧强烈，日本和韩国等主要的LNG需求国加快采购速度，受此影响，缺乏外汇的新兴市场国家采购LNG愈发困难，并面临大规模停电的困境。

报道称，8月上旬，面向日本和韩国等亚洲国家的LNG现货价格为45～49美元/百万英热单位，7月下旬，该价格甚至一度突破50美元/百万英热单位。LNG多用于发电，会在冬季迎来需求高峰期，而夏季的价格通常低廉，直至新冠肺炎疫情来临前的2019年，夏季的平均价格在5美元/百万英热单位左右。也就是说，目前的行情已涨至往年水平的近10倍。相比东北亚的日韩等LNG主要需求国，缺乏外汇储备的亚洲新兴市场国家受到的影响更为明显。今年上半年，巴基斯坦、孟加拉国、印度等新兴市场国家的LNG进口量均低于去年同期水平。天然气短缺和电力危机对当地产业造成重大打击。国际货币基金组织在最新的经济增长预期中，将2022年亚洲新兴市场国家经济增速从此前的预测值5.4%下调至4.6%。面对如此高昂的现货价格，购买力较弱的亚洲新兴市场国家近期可能更难采购到LNG。

国内要点

1.油气产量稳中有升，油气顶峰保供能力进一步增强

7月29日，国家能源局组织召开2022年上半年油气形势分析会议，会议指出，在上半年国际能源供需矛盾突出、油气价格高位震荡的形势下，我国油气产量稳中有升，分别达到10289万吨、1096亿立方米，原油加工量33226万吨，满足市场需求，油气管道“全国一张网”加速形成，顶峰保供能力进一步增强。国家统计局8月15日发布的能源生产情况统计数据显示，7月，我国原油生产稳定增长，进口降幅略有收窄；原油加工量降幅收窄；天然气生产增速加快，进口降幅收窄。具体数据如下：7月，生产原油1713万吨，同比增长3.0%，增速比上月放缓0.6个百分点，日均产量55.2万吨。进口原油3733万吨，同比下降9.5%，降幅比上月收窄1.1个百分点。加工原油5321万吨，同比下降8.8%，降幅比上月收窄0.9个百分点，日均加工171.6万吨。生产天然气171亿立方米，同比增长8.2%，增速比上月加快7.8个百分点，日均产量5.5亿立方米。进口天然气870万吨，同比下降6.9%，降幅比上月收窄6.0个百分点。1-7月，生产原油12000万吨，同比增长3.7%。进口原油28984万吨，同比下降4.0%。加工原油38027万吨，同比下降6.3%。生产天然气1267亿立方米，同比增长5.4%。进口天然气6221万吨，同比下降9.6%。另据自然资源部8月3日消息，经初步核算，今年上半年，海洋原油、海洋天然气产量同比分别增长7.4%、12.4%，旅大5-2北油田一期项目和垦利6-1油田4-1区块开发项目已投产。海洋高端装备加快发展，新承接LNG船队规模达我国历史最高水平，我国首个海洋油气生产装备智能制造基地在天津建成投产，首个智能深海油气保障仓储中心在海南建成投用，全球首艘LNG双燃料超大型原油船“远瑞洋”号成功交付。

2.超深层油气及海上页岩油勘探获重大突破，成资源接替重要方向

油气领域“深地工程”获重大突破。8月10日，中国石化宣布，在油气勘探开发领域实施的“深地工程”获得重大突破。顺北803斜井测试获高产工业油气流，折算日产原油244.3吨、天然气97万立方米，油气当量达到1017吨，成为顺北油气田超深层第15口“千吨井”。顺北油气田位于塔里木盆地中西部，油藏具有超深、高温、高压等特点，储层平均埋藏深度超过7300米，定向井井深最深达到9300米，刷新亚洲最深纪录，这些井堪称“地下珠峰”。目前顺北油气田钻探垂直深度超过8000米的油气井达41口，已落实四个亿吨级油气区，标志着这一全球埋藏最深的油气田被成功勘探开发，对我国深地矿产资源的勘探具有较强的指导意义。

近年来，世界新增油气储量60%来自深部地层，勘探潜力巨大。国际上通常将埋深超过4500米定为深层油气。随着全球能源逐年短缺，油气田的采掘也逐步向深层发展。在我国油气勘探开发实践中，埋深超过8000米的地层为超深层。我国深层、超深层油气资源达671亿吨油当量，占全国油气资源总量的34%。深层、超深层已经成为我国油气重大发现的主阵地。以塔里木盆地为例，仅埋深在6000～10000米的石油和天然气资源就分别占其总量的83.2%和63.9%，超深层油气资源总量约占全球的19%。目前塔里木盆地和四川盆地是我国两个最丰富的深层油气盆地，具有资源丰富度高、规模大、整体储量大等特点，但存在诸多世界级勘探开发难题。为了在“地下珠峰”采油，我国已攻克超高强度套管、钻杆、钻井液、测控仪器等关键技术。“深地工程”所取得的技术突破，一方面提升了深地油气勘探开发能力，另一方面也为持续推进深地领域前瞻性、先导性、探索性技术研发和成果应用提供了探索与实践的平台，随着技术的不断成熟，将为我国更好端牢能源饭碗提供战略科技力量。海上页岩油勘探获重大突破。7月28日，中国海油发布消息，我国海上首口页岩油探井——涠页-1井压裂测试成功并获商业油流，我国海上页岩油勘探取得重大突破。涠页-1井位于南海北部湾海域涠西南凹陷，日产原油20立方米、天然气1589立方米且产能稳定。据测算，涠西南凹陷页岩油资源量达8亿吨，整个北部湾盆地页岩油资源量约12亿吨，展现了良好的勘探前景。据了解，页岩油主要指分布在页岩地层孔隙中的石油资源，是典型的非常规油气，也是常规油气的战略性接替领域。与常规油气相比，页岩油的藏油孔隙小到纳米级，采出难度极大。早期的海上油气资源勘探开发面临着埋深大、断裂多、钻井难、海上平台空间小等地质和工程难点，难以实现商业开发。近年来，随着老油田常规油气开发步入中后期，非常规油气勘探开发成为资源接替和稳产增产的重要方向。海上首口页岩油探井压裂测试成功并获商业油流，是海上油气勘探的一个重大突破，实现了用我们自己的装备和技术自主勘探开发我国海上页岩油气资源，拉开了海上非常规油气勘探开发的序幕，为把能源的饭碗牢牢端在自己手里夯实了资源基础。

3.两凝析气田相继开工，助力能源供给质量稳步提升

我国最大超深凝析气田项目在塔里木盆地开工。7月25日，塔里木油田博孜—大北超深气区100亿立方米产能建设工程开工，标志着我国最大超深凝析气田全面投入开发建设。这是继克拉—克深万亿立方米大气区发现后，塔里木油田近年在超深层发现的又一个万亿立方米大气区，其油气年产量将在“十四五”末分别达到天然气100亿立方米、凝析油102万吨。近3年来，塔里木油田在博孜—大北气区攻克了超深复杂油气藏钻完井及规模效益开发等一系列“卡脖子”难题，气区油气年产量翻了2.5倍，单井平均日产气超东部油田15倍，实现了凝析气田勘探开发技术从深层到超深层、从高压到超高压、从优质储层到复杂储层的重大跨越。“十四五”期间，塔里木油田将在博孜—大北气区部署上钻60余口新井，推动气田以年均百万吨增速快速上产。新建天然气日处理能力将由以往的1750万立方米提升至3750万立方米，充分释放油气生产能力。我国东部最大凝析气田一期开发项目全面开工。7月20日，滨州天然气终端工程开工，我国东部最大凝析气田、渤海湾首个千亿方大气田——渤中19-6凝析气田一期开发项目进入全面施工阶段。投产后高峰年产凝析油300万立方米、天然气30亿立方米。截至目前，该气田已探明天然气地质储量近2000亿立方米、凝析油地质储量超2亿立方米。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题。今年以来，能源行业把能源安全保供放在首位，妥善应对疫情影响和国际能源市场变化，持续加强能源产供储销体系建设，能源供应总体安全稳定，有力有效支撑了经济社会发展。据国家能源局负责人介绍，2014年以来，我国能源自主保障能力保持在80%以上。

4.天然气供应保障能力持续提升，储气规模三年多实现翻番

7月27日，国务院新闻办公室举行新闻发布会，国家能源局负责人在会上表示，油气方面，2018年加快天然气产供储销体系建设以来，在各方共同努力下，我国储气规模快速提升，三年多的时间实现了翻番。目前，地下储气库注气进度执行良好，采暖季前可以确保实现应储尽储、满库运行。同时，着眼于中长期发展，研究制定全国储气能力建设实施方案，立足于大库大站，系统谋划储气重大项目的布局。预计到“十四五”末，中国天然气储备能力有望在2021年的基础上再翻一番，天然气协调稳定发展和安全稳定供应水平再上新的台阶。近年来，我国天然气消费持续快速增长，储气库作为保障天然气能源市场安全、平稳运行的“压舱石”，在天然气全产业链中起到不可或缺的作用。2022年上半年，各地疫情反复，终端天然气需求相对低迷，但在后疫情时代背景下，各地积极推动复工复产，加之“双碳”目标下减排政策推动能源转型，天然气需求整体呈现逐年递增之势。为提高能源安全保障能力，我国加快推动天然气增储上产，多个储气库项目进入新进程。6月23日，国家管网文23储气库二期项目正式开工建设。项目建成后，文23储气库储气能力可整体提升20%，新增库容19.34亿立方米、工作气量7.35亿立方米，实现总注气规模2400万立方米/日、采气规模3900万立方米/日的建设目标，对进一步提升我国天然气管网储气调峰和应急保障能力具有重要意义。截至7月11日，大港油田储气库群本轮注气量已突破16.31亿立方米，完成年度总体注气计划的78.6%，当前注气量占国内储气库注气总量的近五分之一，今年冬季采气期采气量有望突破23亿立方米，届时将为北京等周边地区的清洁能源需求提供有力保障。截至8月2日，中国石油辽河储气库群本轮注气期阶段累计注气量突破22亿立方米，超出2021年总注气量2.26亿立方米。2022年新一轮天然气保供期开启后，辽河油田提升库群建设速度，加快新库投产节奏。从3月底开始，雷61、双6储气库先后开启新一轮注气；5月下旬，双51、双31两座新库开启首轮注气，库群整体注气能力从每天1400万立方米提升至3000万立方米，成为全国注气能力最大的储气库群。按照工作计划，库群目前整体开井27口，日注气量1530万立方米，全年注气总量目标为31.8亿立方米。

5.LNG进口商拓宽资源供应渠道，增加长协资源签署

7月5日，中国燃气控股有限公司表示，与美国LNG项目开发商NextDecade公司签署了一项为期20年的LNG购销协议。根据协议，NextDecade将以离岸交付（FOB）方式，通过RioGrande LNG项目每年向中国燃气供应100万吨LNG，预计2027年开始首批交付，采购价格挂钩Henry Hub基准价。协议将在RioGrande LNG满足先决条件，包括对RioGrande LNG项目做出最终投资决定后生效。

7月6日，NextDecade公司表示，与广东能源集团签署了一项为期20年的LNG购销协议。3月，双方曾签订了具有约束力的暂定协议。根据协议，广东能源集团每年将购买来自NextDecade公司Rio Grande LNG项目首条生产线提供的约100万吨LNG，采购价格挂钩Henry Hub基准价，期限长达20年。Rio Grande LNG项目首条生产线预计最早于2026年开始运营。广东能源集团拥有额外购买该项目50万吨/年LNG的权利。自2021年以来，国际LNG现货市场量紧价高，中国LNG进口商在国内市场开发、盈利等方面均受到较大影响，中国买家纷纷调整LNG采购策略，增加LNG长协资源的签署。今年以来，这一趋势未有减弱迹象。随着LNG现货价格剧烈波动和供应趋紧预期加剧，市场不确定性增强，LNG长协合约的价格优势得以进一步体现，为了锁定相对低价的气源，越来越多的买家寻求签署长协合约。据行业统计数据，到目前为止，中国有效的长协合约总量超过6000万吨/年，到2026年，包括预先签署的部分在内，合约总量预计将超过1亿吨/年。从近期中国企业签署的长协合约来看，一方面，LNG进口不仅局限于拥有接收站的能源企业，自国家管网公司向国内二三级企业开放LNG进口窗口期以来，越来越多的贸易商及终端企业开始利用接收站窗口期或与接收站合作等方式采购国际LNG资源，并且在此过程中对通过长协合约确保LNG供应来源表现出极大的兴趣。另一方面，随着国际油价的上涨，与油价挂钩的长协合约缺乏足够的吸引力，油—气定价模式出现松动，许多买家将目光转向与北美天然气市场基准价Henry Hub挂钩的LNG长协资源。尽管目前国内已签署LNG长协仍主要与油价挂钩，但LNG进口合同呈现与油价脱钩之势，正朝着与气价挂钩的定价方向发展。需要注意的是，亚洲地区尚未形成反映本地市场供需的基准价格，挂钩Henry Hub的气—气定价模式也存在一定风险。总的来说，LNG长协资源的签署有利于拓宽资源供应渠道，优化资源池结构，保障国内天然气长期稳定供应。

6.成品油价迎年内“四连降”，短期或将继续下调

据国家发展改革委消息，8月9日24时，新一轮成品油调价窗口开启，国内汽、柴油价格每吨分别降低130元和125元。根据本次油价调整，折合92号汽油每升下调0.1元；95号汽油每升下调0.11元；0号柴油每升下降0.11元。按一般家用汽车油箱50升容量估测，加满一箱92号汽油，将少花5元。本次调价是国内油价年内第五次下调，也是年内首次“四连降”。调价后今年成品油价格调整呈现“十涨五跌”格局。本轮油价下调后，国内绝大部分地区的92号汽油价格将维持在“8元”时代。

本轮成品油调价周期内（7月26日至8月8日），市场对全球经济衰退、原油需求减少的担忧情绪继续升温，国际油价在大幅震荡中明显下跌。平均来看，伦敦布伦特、纽约WTI油价比上轮调价周期下降3.44%。下一次成品油调价窗口将于8月23日24时开启。分析认为，在目前加息背景下，市场对于经济和需求前景的担忧依然存在，叠加伊朗核问题谈判有望出现新转机，潜在增供空间存在，短期内油价可能偏弱运行。以当前国际原油价格水平计算，下一轮成品油价格大概率将继续下调。