国内外油气行业形势分析（2023年2月）

国内外油气行业形势分析（2023年2月）

杨永明

（中能传媒能源安全新战略研究院）

·焦点月评·

客观看待天然气消费下降

·国际要点·

国际原油市场各方博弈持续加剧全球天然气供需紧张近期有所缓解

·国内要点·

各大油田油气生产开局强势

油气勘探开发取得新进展国内炼油总产能达9.2亿吨/年油气基础设施保供能力持续提升国家能源局发布《天然气管网设施托运商准入与退出管理办法（征求意见稿）》国家发展改革委发布《关于组织签订2023年天然气中长期合同的通知》中国石化与阿曼液化天然气公司签署100万吨/年LNG购销协议大亚湾CCS/CCUS项目联合研究正式启动

焦点月评

客观看待天然气消费下降

2023年1月31日，国家发展改革委发布数据显示，2022年，全国天然气表观消费量3663亿立方米，同比下降1.7%。这是我国天然气年度消费量首次出现下降。具体来看，天然气市场需求从2022年上半年就已出现颓势，3-6月天然气消费量同比均为负值，下半年市场需求仍未有明显反弹，全年消费量同比呈现负增长。

究其原因，一方面，多重超预期因素反复冲击下国内经济增长放缓，导致工业用气、化工用气和交通用气消费疲软。世创能源报告显示，2022年，城镇燃气消费量同比增加1.7个百分点；发电用气量同比微降0.1个百分点；化工用气量同比基本持平。占总用气量约三分之一的工业燃料用气量2022年为1310亿立方米，同比减少89亿立方米，下降2个百分点。显然，天然气消费下降主要来自工业用气的减少。另一方面，国际天然气价格高企，抑制了国内天然气消费需求。2022年，乌克兰危机以及由此引发的西方国家与俄罗斯之间的双向制裁，导致俄罗斯对欧洲管道气输送量大幅下降。为填补俄罗斯管道气的缺口，欧洲以溢价吸引全球LNG资源加速流向欧洲。我国进口天然气大部分为长协，但部分天然气需求仍需从现货购买来满足。LNG进口成本飙升挫伤了国内进口商采购现货的积极性。海关数据显示，2022年我国天然气进口量10924.8万吨，同比减少9.9%，其中LNG进口量6344.2万吨，同比下降19.5%。值得关注的是，在气价居高不下的情况下，减少LNG现货采购，降低天然气消费，对于减少社会能源消费成本、服务大局而言，何尝不是一种策略的选择。2023年1月13日，国家能源局相关负责人在国新办新闻发布会上表示：“2022年初，我们即明确市场预期，阶段性合理控制天然气的消费增速，既防止高价LNG现货大量进口，也避免进一步加剧国际市场的动荡，为国际市场的稳定贡献了中国力量。”其实整个2022年，除了中国，亚洲多国天然气消费也都出现了不同程度的下降，欧盟天然气消费降幅更是达到10%左右。国际能源署预计2022年全球天然气消费同比下降0.78%。乌克兰危机引发国际天然气供需形势剧变，天然气的重要性有被削弱的苗头。但业内普遍认为，全球能源向更加低碳的方向转型没有动摇，天然气的市场潜力中期仍被看好，天然气仍然是当前以及未来十余年重要的能源品种。在我国同样如此，天然气市场发展存在较大潜力，天然气是实现绿色发展、实现碳中和目标的重要支撑。2023年，随着经济复苏，我国天然气消费有望出现恢复性正增长。与此同时，也应该看到，近期全球天然气市场供需形势会更加复杂，国际天然气价格或难以下降。在供应侧，新的液化设施不足将制约LNG供应增长。据测算，2023-2026年间全球新增液化产能将主要集中在2024年和2025年释放，而2023年产能释放有限，现有LNG终端扩产能力大概率将成为供应增长的瓶颈。在需求侧，俄罗斯管道气对欧洲供应减少后，LNG成为欧洲核心能源供应来源之一。未来两年内欧洲对LNG需求增长，将加剧与亚洲尤其是中国，对有限新增LNG供应的竞争，天然气价格难免会再次上涨。如若大规模的资源争夺战、价格升级战来袭，势必会打压我国LNG现货采购需求。鉴于当前国际天然气供需形势，客观来讲，未来两年我国天然气市场增长空间有限，因此，对我国2023年天然气消费预期应持谨慎乐观态度。

国际要点

1.国际原油市场各方博弈持续加剧

2月1日，“欧佩克+”联合部长级监督委员会会议再次确认要维持现状，即保持去年年底设定的产量水平。欧佩克秘书长称，对全球经济前景持谨慎乐观态度，该联盟准备“不惜一切代价”保持今年的石油市场稳定。欧佩克在最新的月报中指出，维持对2023年全球石油需求增长的预测，预计增幅仍为220万桶/日，总需求量达1.0177亿桶/日。2月3日，欧盟、七国集团和澳大利亚就俄罗斯石油产品的价格上限达成协议。价格高于原油的柴油等较贵油品，价格上限为每桶100美元；价格低于原油的石脑油等较便宜油品，价格上限为每桶45美元。如果石油产品的售价高于价格上限，采取限价措施的国家将不再提供贸易、保险、金融和运输等方面服务。上述限价于2月5日正式生效，同日欧盟开始对俄罗斯海上出口石油产品实施禁运。针对西方国家的限价举措，俄罗斯出台法令，禁止向任何按照西方对俄石油出口实施价格上限的买家供应俄石油及石油产品。若合同中设置价格上限机制，俄罗斯石油出口商必须通知俄罗斯海关和能源部，且出口商须承诺在30天内修改合同，否则将被视为违法行为。这一法令已于2月1日生效，并将持续实施至7月1日。2月10日，俄罗斯副总理诺瓦克表示，俄罗斯将在3月份将原油日产量削减50万桶。贸易巨头托克称，在世界各地运输俄罗斯石油的“影子船队”已扩大到约600艘油轮。其中，运输原油、成品油的油轮分别约为400艘、200艘，占全球船队的20%、7%。后期，随着全球原油贸易流向的重塑，预计制裁对俄罗斯原油出口的影响将逐渐减弱。

2.全球天然气供需紧张近期有所缓解

近期，欧洲温和的天气持续抑制燃气供暖需求，叠加德国和法国等地的核反应堆恢复运行、欧洲风力发电量保持强劲，导致欧洲地区天然气需求疲软。与此同时，欧洲LNG及管道气供应相对较为强劲，因此欧洲天然气市场供需整体宽松，支撑其储气库持续处于高水平，价格承压下行。2023年，随着德国、芬兰、希腊等国采购的浮式接收站陆续投入使用，欧洲LNG再气化能力将进一步提高，其天然气基础设施瓶颈以及欧洲溢价预计会有所缓解。2月12日，自去年6月因火灾而停工长达8个月之久的美国自由港发出第一艘LNG货船，支撑全球LNG供应增加。自由港运营商表示，3号生产线已完全重启，并准备全负荷运转，同时2号生产线的重启也准备就绪，1号生产线的启动工作将在未来几周内跟进。EIA预测，2023年Henry Hub天然气价格为3.40美元/百万英热单位，低于此前预测的4.90美元/百万英热单位。天然气出口国论坛近日发布的《2050年全球天然气展望》显示，到2050年天然气供应将增加36%，天然气贸易将扩大三分之一以上，到2026年全球LNG贸易将超过管道气贸易，预测期内所需的上游投资将达到9.7万亿美元。

国内要点

1.各大油田油气生产开局强势

2022年，我国油气生产保持平稳增长，原油产量2.05亿吨，同比增长2.9%，是2016年以来首次重回2亿吨；天然气产量2177.9亿立方米，同比增长6.4%。2023年1月，各大油田保持了这股强劲的态势。中国石油方面，1月，长庆油田持续提升天然气冬季保供能力，累计生产原油219.03万吨，天然气48.07亿立方米，油气当量达到602.06万吨，同比增加15.36万吨；大庆油田生产原油253.39万吨，生产天然气5.39亿立方米，总产量折合油气当量296.34万吨；塔里木油田截至1月末生产原油70.4万吨、天然气31.2亿立方米，累计生产油气产量当量319万吨，同比增加5万吨。中国海油方面，1月以来，我国第一大原油生产基地——渤海油田，原油日产量历史性突破9万吨大关，1月油气总产量突破300万吨；2月16日获悉，我国最大深水油气生产基地南海东部油田日外输天然气突破2400万立方米，创去冬今春保供季新高，海上原油外输保持“1天1船”的高频率，为高质量完成稳产2000万吨及更高产量目标打牢基础。中国石化方面，1月，胜利油田生产原油198.6万吨，各项指标均超计划运行，建成产能超过18万吨，井位储备库达到上千口；西北油田生产原油57.14万吨、天然气2.94亿立方米，较去年同期分别增加0.46万吨、0.37亿立方米，油气总产量折合油气当量80.57万吨。

2.油气勘探开发取得新进展

四川盆地开辟增储上产新阵地。1月，中国石化部署在四川省巴中市巴州区的重点预探井巴中1HF井，在侏罗系凉高山组河道砂岩储层获日产油126立方米、气5.77万立方米高产工业油气流，这是该储层首次试获超百方高产稳定油流，进一步揭示了四川盆地凝析气藏—挥发性油藏具有良好的勘探前景，开辟了增储上产新阵地。四川盆地油气勘探创亚洲最深直井纪录。2月13日，中国石油西南油气田的蓬深6井顺利完钻并成功固井，井深最深达到9026米，刷新亚洲最深直井纪录。该井顺利钻至9026米完钻，标志着亚洲最深直井纪录再次刷新，为超深层油气勘探提供了强有力的工程技术保障，也为2023年即将实施的万米科探井，奠定了良好的工程技术基础。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。西南油气田公司在四川盆地已完钻8口8000米以上超深井，2口9000米以上特深井。国内最大超深油田富满油田500万吨产能工程开工。2月10日，位于塔克拉玛干沙漠腹地的我国最大超深油田——富满油田500万吨产能建设工程开工。该工程建成投产后，将充分释放油气产能，推动富满油田快速建产、大幅上产，支撑2025年建成年产油气当量500万吨的大油田。富满油田油气资源丰富，是我国最大的超深海相断控型碳酸盐岩油气田。自2013年被发现以来，塔里木油田大力推行勘探开发、地面地下一体化，含油气范围不断西延东扩、南进深拓，油气累计产量突破1000万吨，形成了横向百里连片、纵向千米含油的10亿吨级大场面。

3.国内炼油总产能达9.2亿吨/年

2月16日，中国石油和化学工业联合会发布2022年中国石油和化工行业经济运行情况。报告显示，2022年，我国石油和化工行业运行总体平稳有序，油气生产保持平稳增长，油气开采和化工投资增速较快。油气开采和化工投资增速明显超出全国工业和制造业平均水平。石油和天然气开采业、化学原料和化学制品制造业完成投资分别同比增长15.5%和18.8%。

中国石油和化学工业联合会发布的数据显示，我国已成为世界第一炼油大国，石化产业高质量发展实现新跨越。近年来，随着我国石化产业高质量发展，尤其是不断有新的炼化一体化装置建成投产，我国石化产业的规模集中度、石化基地的集群化程度、行业整体技术水平和核心竞争力都实现了新的跨越。当前，我国千万吨及以上炼厂已增加到32家，炼油总产能达到9.2亿吨/年，首次跃居世界第一。

4.油气基础设施保供能力持续提升

自去年入冬至今年1月31日，中国石油唐山LNG接收站累计接卸量近203.5万吨。中国石油唐山LNG接收站接卸能力为650万吨/年，LNG存储能力为128万立方米，最高气化外输能力为4200万立方米/日，是当前国内存储能力最大、调峰能力最强的LNG接收站，也是京津冀地区主要的冬季调峰保供站。2月7日，中国石油大港油田旗下国内首座地下储气库群，累计采出天然气量正式突破300亿立方米，参与调峰的采气井达到100座。大港油田储气库群包括11座地下储气库，是陕京管线的重要配套设施，最高日采气量3050万立方米。大港油田储气库群历经23个周期注采任务，高效完成了天然气冬季调峰保供、应急供气任务。其中，大张坨储气库2000年建成投产，是亚洲首座大型商业地下储气库，为北京及周边区域源源不断输送了清洁能源。2月16日，中国海油发布消息称，由该公司投资建设的中国一次性建设规模最大的原油商业储备库项目——东营原油商业储备库项目在山东东营港经济开发区投油成功，正式进入试生产和商业运营阶段。东营原油商业储备库项目于2021年6月正式开工建设，占地超120万平方米，总投资64亿元，共建设50座10万立方米原油储罐及配套设施，库容500万立方米，可储存原油约425万吨。项目投产后将通过海底管道、近海运输接收来自渤海油田的海上石油，依托东营港炼化产能及公用配套，实现我国海上自采原油就近上岸存储、加工消化和快速周转，形成区域进口原油的替代供应链。1月13日，国务院新闻办公室就做好能源保供确保温暖过冬情况举行发布会，国家能源局相关负责人表示，产供储销体系建设以来，逐年制定了年度项目清单，狠抓管网和储气设施等重大工程建设，五年来年均增加供应能力1亿立方米/日。自2021年采暖季开始，油气基础设施保供能力硬瓶颈已基本消除，当前采暖季基础设施保供能力也是充足，在资源落实的前提下可以保证总量和尖峰保供需要。

5.国家能源局发布《天然气管网设施托运商准入与退出管理办法（征求意见稿）》

2月15日，国家能源局发布了《天然气管网设施托运商准入与退出管理办法（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见。这是国家能源主管部门首次就天然气托运商这一新兴市场主体出台的管理办法。《征求意见稿》明确了托运商准入和退出的条件，以及管网运营企业的公示要求，还明确要逐步建立托运商信用评价体系，对违反国家相关规定，情节严重或拒不整改的，经过公示等程序后纳入严重失信主体名单的，管网运营企业3年内不再受理该企业注册申请。国家管网集团作为《征求意见稿》中提及的管网运营企业，已在其官方网站公开发布托运商准入流程、油气管网设施服务申请受理与实施工作流程、设施信息等内容，明确了托运商准入、托运商服务申请、服务申请受理、服务合同签署、服务实施等环节要求。通过资质认证的托运商，可申请委托国家管网集团开展天然气管输、接收站、储气库等合作，在开放服务及交易平台完成需求提报、合同签订、订单执行等全业务流程操作。

6.国家发展改革委发布《关于组织签订2023年天然气中长期合同的通知》

近日，国家发展改革委发布《关于组织签订2023年天然气中长期合同的通知》，给中国石油、中国石化、中国海油、延长石油等上游供气企业设定了完成时限，要求各级有关部门原则上于2月底前组织完成今年上下游天然气中长期合同签订工作。具体要求为：2月5日前，上下游就民生用气量（含农村“煤改气”）协商一致，确保民生用气需求，按现行价格政策执行；2月10日前，汇总协商一致的民生用气量，报国家发展改革委经济运行调节局。2月底前，组织完成合同签订工作，并要求上游供气企业与城燃企业单独签订民生用气合同。此外，通知还要求上游供气企业与城燃企业单独签订民生用气合同。

相较往年，今年的通知在定性方面，进一步明确了农村“煤改气”的民生用气属性与地位；在保量方面，要求上游供气单位须足额保供，对居民用气和农村“煤改气”用气需求合同实现全覆盖；在保价方面，明确要求上游供气方要对“煤改气”用气须执行居民用气价格。对于燃气市场而言，每年春季，最受关注的就是上下游签订关于全年保供的合同，这关乎一整年各地、各类别用气的气价、气量。天然气中长期合同制度是天然气产供储销体系的重要组成部分。科学合理组织签订工作，有利于保障天然气持续安全稳定供应，确保民生用气保供稳价。在国家政策的有力指导之下，今年供气上下游的气源合同签订正受到更严格的监督和更多的关注，为推动燃气价格市场化改革提供了良好的土壤，并有效促进燃气市场高质量发展。

7.中国石化与阿曼液化天然气公司签署100万吨/年LNG购销协议

2月7日，据阿曼能源和矿产部公开表示，阿曼液化天然气公司与中国石化全资子公司联合石化签署了为期4年的LNG承购协议。根据协议，阿曼液化天然气公司将从2025年开始向中国石化出售100万吨/年的LNG货物。据金联创不完全统计，中国石化目前已签署的LNG购销合同量至少达到2060万吨/年，其中正在执行的合同量约有1560万吨/年。2022年由于LNG现货价格高企，且有600万吨/年的新签长协于2022年年初开始执行，中国石化进口LNG长协占比较2021年提升了20%。据金联创数据监测显示，2022年中国石化仍是我国第二大LNG进口方。

据报道，我国各能源企业正在增加LNG的长期采购合同。2020年至2021年，我国企业签署的采购合同量达到每年近5000万吨，供应商从美国和俄罗斯扩大至中东。作为大宗买家，中国的影响力正在提高。与随时少量买卖的现货交易相比，长期合同有助于在更长时限内稳定LNG采购。

8.大亚湾CCS/CCUS项目联合研究正式启动

近日，中国海油、广东省发展改革委、壳牌集团和埃克森美孚公司在中国北京和广州、英国伦敦、美国休斯敦、新加坡五地，以“线上+线下”形式共同签署了《在中国大亚湾地区开发和运营碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）项目联合研究协议》。2022年6月27日，以上四方共同签署了大亚湾区CCS/CCUS集群研究项目谅解备忘录。此次联合研究协议的签署，标志着我国首个海上千万吨级CCS/CCUS集群示范项目的联合研究工作正式启动。该产业集群项目建设，之所以引起多方关注，是其集合国内最大海上油气生产运营商、两大国际石油巨头以及政府多方力量，旨在合力打造中国乃至全球CCS/CCUS产业发展的样板工程。CCUS是全球公认的主要碳减排手段。我国二氧化碳地质封存的潜力巨大，且具备大规模捕集利用与封存的工程能力。与煤电、钢铁等行业相比，油气行业具有发展CCUS的天然优势，通过二氧化碳驱油手段，可将捕集的二氧化碳有效利用起来，提高油田采收率10%至20%。2022年以来，国有油气企业加快推进CCUS工业应用专项工程建设。其中，中国石油CCUS项目多点开花，在吉林、长庆、新疆等油田加大实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨；中国石化构建“捕集—运输—注入—采出—监测”全链条技术系列，推动“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS”项目加快建设，累计捕集二氧化碳35.3万吨、注入35.2万吨，启动首个百公里二氧化碳输送管道工程；中国海油完成国内海上首个百万吨级恩平15-1 CCS示范工程关键设备国产化与安装调试；延长石油CCUS项目累计注入二氧化碳6.6万吨。目前，我国CCUS理论技术攻关与现场试验方面均取得了重要成果和重大进展，工程技术基本实现全流程配套，正从理论技术、现场试验、工业应用等方面，加速推进CCUS全产业链发展。