油气研报 | 国内外油气行业形势分析（2022年11月）

国内外油气行业形势分析（2022年11月）

杨永明

（中能传媒能源安全新战略研究院）

·焦点月评·

确保采暖季天然气保供稳价工作落实到位

·国际要点·

全球天然气供应链风险凸显

国际原油市场各方博弈持续

·国内要点·

原油、天然气生产同比保持增长

《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》发布

深层油气勘探开发屡获突破

油气勘探开发不断向深水挺进

川气东送管道增压工程（二期）全面完成，东北地区最大枢纽天然气压气站正式投运

多地启动上下游联动调整非居民气价

成品油价年内第八次下调，航空燃油费年内第三次下调

焦点月评

确保采暖季天然气保供稳价工作落实到位

今年以来，国际天然气行业经历巨大冲击，天然气价格剧烈震荡，市场区域结构性供需失衡进一步加剧。我国是全球第一大天然气进口国，在全球天然气市场的动荡和不确定当中，如何保持天然气业务韧性，提升天然气供应链水平，对于保障我国今冬明春天然气供应，至关重要。

10月28日，国家能源局组织召开2022—2023年采暖季天然气保供稳价专题会议，强调要把采暖季天然气保供稳价提升到保障国家能源安全的战略高度，不折不扣抓好落实。会议在增储上产、基础设施重大工程等方面提出要求，并激励各企业要团结一致，全力以赴确保采暖季天然气保供稳价工作再落实。面对复杂严峻的外部环境和形势变化，能源行业多措并举保供稳价，无论是本土天然气勘探开发，基础设施建设，还是全球供应链布局，都在强力推进中。从资源供应的角度看，目前，我国的天然气消费有近60%来自本土生产，国产气发挥着天然气保供“压舱石”作用。国家统计局发布数据显示，今年1—10月份，我国天然气产量1785亿立方米，同比增长6.0%。2022年全年，国内天然气生产将呈现稳中有进的趋势。当下，中国石油、中国石化、中国海油等上游供气企业正在加大增储上产力度，尽可能增加冬季高峰期国内天然气产量。国家管网公司则是充分发挥调度协调作用，推动已建成储气设施应储尽储，以保障整个供暖季特别是高峰保供的需要。从基础设施建设的角度看，经过多年发展，我国油气“全国一张网”初步形成，管网规模超过18万千米，2018年加快天然气产供储销体系建设以来，我国储气规模快速提升，三年多的时间实现了翻番。目前，中俄东线南段、滨海LNG外输管道等重点工程，陕17储气库、榆37储气库、铜锣峡等储气库的建设都在全力推进中。中俄东线安平至泰安段已于9月份投产，泰安至泰兴段将于12月底提前投产，届时“俄气南下”通道能力将增加2000万立方米/日，大大增强环渤海、华东地区保供能力。西气东输四线工程也于今年三季度启动建设，管线投用后将大大提升我国对中亚地区的天然气进口能力，以及国内天然气调配的灵活性。从全球布局的角度看，近年来，我国加快构建多元稳定进口供应体系，天然气进口多元化持续增强，进口规模不断扩大。面对全球天然气价格持续高位震荡，能源行业及时研判、超前谋划，有效应对市场波动。2021年以来，国内企业签署了大量的LNG中长协，以拓宽资源供应渠道，优化资源池结构，再加上中俄、中亚及中缅的管道气进口，进口多元化在一定程度上化解了部分地缘政治及经济偶发事件的风险。中央企业发挥“资源池”优势，国产气和进口管道气、进口LNG长协气等稳价资源占比增大。主要供气企业管道气平均供气价格多在每立方米2～3元，部分尖峰增量气源价格也控制在每立方米4～5元，远低于国际市场价格。尽管国际复杂严峻的市场形势对我国冬季保供带来一定影响，但经过各方面的提早准备，从上述各方面情况看，今冬供暖季我国天然气资源供应总体上是有保障的。但同时，仍要高度重视，积极筹措，以便及时应对高峰时段、部分区域受持续寒冷天气等影响可能会出现的供需偏紧情况。

国际要点

1.全球天然气供应链风险凸显

10月以来，在美国主要油气产区得克萨斯州西部二叠纪盆地瓦哈，由于能源基础设施公司金德摩根旗下两条关键输气管道进行维修，当地天然气产量远超管网的输送能力，导致10月25日瓦哈中心天然气价格短线跳水，两年多来首次跌至负值。虽然只是偶然事件，但管道容量不足始终是困扰二叠纪盆地天然气生产商的问题，并对能源安全供应造成巨大的不确定性。LNG航运也在经历考验。由于“北溪”输气管道遭到破坏，当前及未来一段时间欧洲绝大部分的天然气都要依靠航运来供应，致使海上LNG运输需求空前高涨。再加之冬季本就是LNG运输旺季，如今全球LNG运输一船难求。在大西洋区域，LNG船日租金已超过了去年创出的历史高点。目前来看，全球共有621艘LNG运输船，总运力不足600亿立方米，几乎没有闲置。LNG运输船建设周期为30～50个月，在全球造船厂投资低迷的情况下，LNG运力短期增幅或相对有限。在欧洲，从俄罗斯进口的天然气已大幅减少，为确保安全过冬，9月以来各国加大LNG采购力度，尽可能地填充储气设施，如今现有储气设施已接近饱和。与此同时，今年欧洲气温较往年同期均值偏高，影响了燃气需求，目前地区天然气市场整体需求疲软。然而，满载LNG的油轮依然在驶向欧洲。由于库存持续高位，且LNG运输船泊位、接收站等基础设施有限，大量LNG船拥堵在西班牙等南欧国家海岸，船舶数量超过了卸货舱位数量。10月24日，欧洲部分天然气现货价格一度跌至负值，为有史以来的最低价格。无论是天然气管道输送能力不足、LNG运力有限，还是储气设施、接收站等基础设施缺乏，天然气供应链各环节的隐患在欧美近日的负气价事件中彻底显现。从目前的供需关系看，全球天然气市场仍处于资源相对紧张阶段，尤其是欧洲市场。在俄乌冲突爆发前，欧洲每年冬季大约消耗3400亿千瓦时天然气。目前，欧洲各国的库容可储存1100亿千瓦时天然气，即使储气率达到100%，也仅能满足取暖高峰季的需求。由于运输、存储等瓶颈制约，欧洲年内的天然气供应短缺问题将持续，欧洲能源危机短期内无望终结。天气因素或将成为未来几个月影响供需的重要变量，今年冬天国际天然气市场最具挑战性的可能就是供应链的极端波动，以及随之而来的连带效应。

2.国际原油市场各方博弈持续

“OPEC+”原油供应将整体偏紧。10月初“OPEC+”部长会议提出，自2022年11月起，在今年8月产油配额基础上将原油总产量下调200万桶/日。产油国中，沙特对油价诉求强烈，也将在此次减产计划中承担绝大部分的实际减产任务。安哥拉、尼日利亚等中小产油国上游开发受限，原油产能不足，本身产量难以正常释放。其余国家中，利比亚国内局势不稳，受到罢工以及军事行动的影响，原油产量难以维持正常水平；委内瑞拉长期受到制裁，上游资本投资不足，增产空间同样有限；伊朗核谈判始终没有实质性进展，原油供应回归市场也遥遥无期。由于“OPEC+”中绝大多数国家均存在产能不足的问题，据业内推算，此次实际减产幅度应该在每日80万桶至85万桶左右。

俄罗斯原油出口将进一步下降。IEA数据显示，9月俄罗斯油品出口环比下降23万桶/日至750万桶/日。其中原油出口下降26万桶/日，成品油出口小幅增长3万桶/日。欧盟计划于12月5日开始禁止进口俄罗斯原油，并停止为相关贸易商提供航运、融资和保险；于2023年2月5日开始禁止进口俄罗斯成品油。从OPEC、EIA以及IEA近期的月报来看，制裁对四季度俄罗斯原油供应的环比影响可能在30万桶/日左右，而到明年一季度，制裁效果将完全显现，三大机构预计俄罗斯供应环比减少将在100万桶/日左右。IEA在其最新版的《世界能源展望》中指出，俄罗斯可能永远无法恢复到2021年的石油出口水平。欧洲客户的流失将导致该国的石油净出口到2030年下降四分之一，到2050年下降40%。美国继续释放战略石油储备。10月19日，美国总统拜登宣布将在12月从国家战略石油储备中再释放1500万桶入市，以帮助抑制能源价格。去年9月以来，美国战略石油储备持续减少，今年5月起抛售速度加快，5月至今接近100万桶/日，目前已完成1.8亿桶计划中的1.65亿桶。截至10月末，美国战略石油储备接近4亿桶，为40年来最低水平，仅为美国本土25天的消费量。值得一提的还有美联储的如期加息。11月2日，美联储宣布加息75个基点，将联邦基金利率目标区间上调到3.75%至4.00%之间，这是自2008年1月以来联邦基金利率的最高值。虽然后期美联储可能会放缓加息速度，但整体来看美联储态度仍未转向，连续加息恐将不断打击原油等燃料的需求。综合以上各方面，考虑到“OPEC+”减产、俄罗斯原油出口下降，四季度全球原油大概率仍将供不应求，在美联储态度没有转向、需求端没有改善前，预计油价仍将以区间运行为主。

国内要点

1.原油、天然气生产同比保持增长

国家统计局11月15日发布的能源生产情况统计数据显示，10月份，原油、天然气生产同比保持增长。与9月份相比，原油、天然气增速加快。具体来看：原油生产稳定增长，进口由降转升。10月份，生产原油1722万吨，同比增长2.5%，增速比上月加快1.1个百分点，日均产量55.6万吨。进口原油4314万吨，同比增长14.1%，上月为下降1.6%。1—10月份，生产原油17098万吨，同比增长3.0%。进口原油41353万吨，同比下降2.7%。原油加工增速放缓。10月份，加工原油5862万吨，同比增长0.8%，增速比上月放缓1.1个百分点，日均加工189.1万吨。1—10月份，加工原油55588万吨，同比下降4.5%。天然气生产增速加快，进口降幅扩大。10月份，生产天然气185亿立方米，同比增长12.3%，增速比上月加快7.7个百分点，日均产量6.0亿立方米。进口天然气761万吨，同比下降18.9%，降幅比上月扩大15.2个百分点。1—10月份，生产天然气1785亿立方米，同比增长6.0%。进口天然气8874万吨，同比下降10.4%。

2.《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》发布

11月1日，国家发展改革委网站发布消息，国家发展改革委、国家统计局近日联合发布《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，对有序推进原料用能不纳入能源消费总量控制相关工作进行了具体部署。《通知》明确了原料用能的基本定义和具体范畴，即能源产品不作为燃料、动力使用，而作为生产非能源产品的原料、材料使用。用于生产非能源用途的烯烃、芳烃、炔烃、醇类、合成氨等产品的煤炭、石油、天然气及其制品，属于原料用能范畴；若用作燃料、动力使用，不属于原料用能范畴。石化化工行业用能的主要特点之一是相当一部分能源被用作原料，包括煤炭、石油、天然气等一次能源，也包括石脑油、焦炭等二次能源。据中国石油和化学工业联合会初步统计，2021年我国石化化工行业能耗总量约7.2亿吨标准煤，其中原料用能量占比约30%。随着经济社会发展和产业结构转型升级，预计今后一个时期我国石化化工行业总体规模还将继续扩大，原料用能消费量也将随之增长。石化化工行业原料用能约占我国原料用能总量的三分之二。原料用能不纳入能源消费总量控制，充分考虑了石化化工行业的生产特点及技术特性，有利于保障企业稳定运营和安全生产，保障产业链供应链安全。但要清楚认识到，原料用能扣减不是放松对石化化工等产业发展的要求，不是鼓励各地区盲目发展相关项目，节能审查、节能标准等工作仍将对原料用能消费提出要求。石化化工企业仍然要毫不松懈地做好节能降碳等相关工作，严格遵守产业政策和规划、节能环境政策等相关要求。在保障经济社会发展合理用能需求基础上，坚持高标准、严要求，推动提升经济社会发展质量和效益。

3.油气勘探开发屡获突破

10月27日，中国石化江汉油田涪陵页岩气田焦页18-S12HF井顺利完井，完钻井深7161米，其中水平段长4286米，水平段“一趟钻”进尺4225米，一举刷新我国页岩气井水平段最长、水平段“一趟钻”进尺最长两项纪录，标志着我国页岩气超长水平井钻探取得重大突破，将有力带动我国页岩气实现高效开发。页岩气属于非常规气藏，也称为“人工气藏”，需要把页岩压碎才能让气体出来，被业界公认为世界级难题，水平井技术尤为关键。“超长水平井”是指水平段长大于3000米的水平井，因其挟带岩屑困难、钻具受力复杂、井壁垮塌风险高等诸多技术难题，在山地页岩气钻探中较难实现，一直是国内页岩气高效开发的难点。作为国家级页岩气示范区，涪陵页岩气田全力攻关页岩气超长水平井钻探技术，曾在国内率先实现了页岩气3000米以上超长水平井钻探。截至11月11日，中国石油塔里木油田克拉-克深万亿立方米大气区累计生产天然气已突破2000亿立方米大关，达到2005.91亿立方米，相当于替代标准煤1.81亿吨，减排二氧化碳1.97亿吨。克拉-克深大气区地下构造复杂，气藏埋深达到4500米至8100米。塔里木油田通过基础地质理论创新和工程技术攻关，开拓出我国首个年产百亿方超深层碎屑岩气田——克深气田、我国陆上最深气田——克深9气田等深地开发标志性气田，完善了深地开发技术体系。近五年来，塔里木油田在克拉-克深气区新发现气藏5个，评价探明气藏7个，新建天然气产能56.5亿立方米，相当于新建一个年产450万吨的油田。截至目前，克拉-克深气区已经诞生6口累产超百亿立方米的气井，17口累产超10亿立方米的气井。冬季来临之际，该气区每日向西气东输下游输送天然气超过4500万立方米。

4.油气勘探开发不断向深水挺进

10月28日，中国海油宣布，我国南海东部海域深水天然气勘探获重要突破。新发现流花28-2构造，有望带动周边中小气田实现联合开发，保障粤港澳大湾区清洁能源供应。流花28-2构造位于白云凹陷东北部，距离深圳东南270千米，平均水深约650米，完钻井深约3400米，钻遇气层厚度23米。与此前发现的整装气田相比，流花28-2构造地质条件更为复杂，基础资料少，钻井难度大。2022年，流花28-2构造2口评价井均钻遇优质气层，储量规模不断扩大。南海东部海域现有在产油田42个、气田9个，是我国重要的油气生产基地。白云凹陷是我国深水油气勘探开发的重点区域，已建成我国首个深水气田群。荔湾3-1、流花34-2、流花29-1等9个气田彼此依托、“串珠成链”，日产能规模近2000万立方米，已累产天然气超过500亿立方米。11月9日，渤海亿吨级大油田——垦利6-1油田最大区块7座平台全部完成海上安装，计划年底全面建成并投产。垦利6-1油田是我国渤海莱州湾北部地区勘探发现的首个亿吨级大型油田，也是我国第一大原油生产基地渤海油田2022年在建的最大原油增产项目，石油探明地质储量超过1亿吨，建成投产后可供100万辆汽车行驶20余年。近年来，我国油气开发不断向深水挺进，相继攻克了常规深水、超深水及深水高温高压等世界级技术难题，创新了深水开发模式，形成了一系列具有自主知识产权的深水技术体系，具备了从深水到超深水，全海域、全方位的作业能力，使我国跃升成为全球能够自主开展深水油气勘探开发的国家之一。目前，我国已在相关深水海域发现了10余个大中型油气田，成功实现了深水油气田的自主开发，深水油气已成为我国油气增储上产的重要来源。以深海天然气产量为例，2021年中国海洋天然气产量达196亿立方米，同比增长10亿立方米，涨幅5.4%。

5.川气东送管道增压工程（二期）全面完成，东北地区最大枢纽天然气压气站正式投运

11月8日，随着国家石油天然气基础设施重点工程川气东送管道野三关压气站建成投产，国家管网集团川气东送管道增压工程（二期）全面完成，川气东送管道年输气能力提高至170亿立方米。川气东送管道原设计输气能力为120亿立方米/年，此前已如期完成一期增压工程，将输气能力提升至150亿立方米/年。作为我国重要的主干天然气管道，川气东送管道是“全国一张网”的重要组成部分，管道全长2308千米。自2009年投产至今，川气东送管道已累计输送天然气超1268亿立方米，惠及沿线80多个城市。近年来，通过互联互通和增输改造工程，川气东送管道推动形成了由上游普光气田、涪陵页岩气田、元坝气田等组成的多渠道供应格局，区域气源调配和川气外输能力持续提升。11月18日，沈阳联络压气站压缩机组正式投入运行，标志着我国东北地区最大的天然气枢纽压气站全面建成投运。日增天然气输送能力提升至1亿立方米左右。本次投产的4台17兆瓦压缩机为国内自主设计建造，相比进口设备综合成本降低约30%；在机组控制方面，采用国内自主创新技术，具备远程一键启停机和全面一键启停站功能。沈阳联络压气站是联通秦沈线、哈沈线、大沈线、中俄东线等天然气长输管道的重要枢纽站场，本次压缩机组的投运将进一步提升东北管网系统调峰调压和灵活调配能力。

6.多地启动上下游联动调整非居民气价

临近冬季，各省市陆续出台了2022年冬季非居民气价调整政策。10月28日，内蒙古自治区政府发布了《内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整2022-2023年供暖季非居民用天然气销售价格的通知》，对供暖季非居民用气的销售价格进行调整。该通知提出，为保障冬季高峰期用气安全，保证城燃企业能够正常经营并且满足非居民燃气用户用气需求，根据价格联动机制，将上游非居民用天然气综合门站价格上浮部分全额疏导至终端用户。这意味着，今冬采暖季期间，城燃企业在上游涨价的情况下能够实现100%的顺价工作，不会对供气毛差带来影响。此次通知中，还明确了内蒙古自治区有关盟市的采暖季销售价格，所有的终端销售气价涨幅均已覆盖上游涨幅，对于区域内的公司顺价无疑将起到积极的推动作用。一方面销售气价100%覆盖当下的成本气价，有助于缓解今冬采暖季城燃企业的成本压力，另一方面也能有序保障区域内工商业企业的用气稳定和正常运转。

10月31日，北京市发展改革委发布《关于调整本市非居民用天然气销售价格的通知》。根据通知，本市非居民用管道天然气销售价格从2022年11月15日到2023年3月15日上浮0.43元/立方米；2023年3月16日起，取消上浮。根据西安市发展改革委《关于联动调整2022-2023年度冬季非居民管道天然气终端销售价格的通知》，自2022年11月1日起，非居民合同内用气终端销售价格为3.12元/立方米，合同外用气按照天然气上下游价格联动机制，由燃气企业与用户协商确定。上海市发展改革委印发的《关于本市非居民天然气用户上下游价格联动机制的通知》则直接明确了非居民天然气销售基准价与天然气综合采购成本联动调整的具体公式。

7.成品油价年内第八次下调，航空燃油费年内第三次下调

据国家发展改革委消息，新一轮成品油调价窗口于11月21日24时开启。本次油价调整具体情况如下：国内汽、柴油零售限价每吨分别下调175元、165元。全国平均来看：92号汽油每升下调0.14元；95号汽油每升下调0.15元；0号柴油每升下调0.14元。本次成品油价格调整是今年以来的第八次下调，下调政策落实以后，消费者的出行成本有所下降。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7元。本轮成品油调价周期内（11月7日—11月18日）国际油价震荡下降。平均来看，伦敦布伦特、纽约WTI油价比上轮调价周期下降2.16%。11月初，据多家国内航空公司消息，自2022年11月5日（出票日期）起，调整国内航班燃油附加费征收标准，800公里以上航段降低10元。这是今年以来第三次下调航空燃油附加费。调整后的国内航线燃油附加费收取标准为：800公里（含）以下航段，每名成人旅客收取60元；800公里以上航段，每名成人旅客收取110元。调整后，国内机票燃油附加费较年内最高点（7月5日）已分别降低40元、90元。目前国内航线的燃油附加费征收，采取的是与航空煤油价格联动机制，允许航空公司在不超过按公式计算的最高标准范围内，自主确定具体标准。从今年1月初开始，我国新加坡航空煤油到岸完税价突破5000元/吨，为了转嫁成本，我国航空燃油附加费于今年2月恢复征收，于7月达到峰值。