油气月度研报 | 海洋油气绿色低碳开发再进一程

国内外油气行业形势分析（2023年5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·

“海油观澜号”投产在即，海洋油气绿色低碳开发再进一程

·国际要点·

欧佩克减产提振油价，美联储加息扰动市场

天然气市场进入需求平季，天然气价格进一步下跌

·国内要点·

天然气生产加快，原油生产有所放缓

页岩油气开发获得重大突破深海油气勘探开发核心装备实现产业化油气田加快新能源发展步伐天然气管道输氢取得多项进展

成品油价迎年内最大降幅

焦点月评

“海油观澜号”投产在即，海洋油气绿色低碳开发再进一程

2023年5月6日，随着全长5千米的动态海底电缆完成敷设，“海油观澜号”正式打通连接文昌油田群的输电“大动脉”，标志着我国首座深远海浮式风电平台海上施工作业全部结束，具备了并网输电条件，投产在即。

作为目前世界上最深最远，同时也是全球首个给海上油气田供电、海域环境最恶劣的半潜式深远海风电平台，“海油观澜号”在单位兆瓦投资、单位兆瓦用钢量、单台浮式风机容量等多个指标上，处于国际先进水平，其建成投用使我国海上风电的自主开发能力从不到50米提升至100米级水深以上水平，为我国风电开发从浅海走向深远海奠定坚实基础。项目投产后，风机年发电量将达2200万千瓦时，所发电力通过1条5千米长的动态海缆接入海上油田群电网，用于油气生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，减少二氧化碳排放2.2万吨。“海油观澜号”接入文昌油田群电网，是海洋油气开发迈向绿色能源时代的先行先试，不仅有利于油气资源的高效开发，也让我国海洋油气行业加速向绿色低碳方向转型。作为海洋大国，我国海洋油气资源丰富，但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。近年来在政策支持下，中国的海洋经济，特别是海洋油气行业，呈现出强劲的复苏势头。根据自然资源部的数据，今年第一季度，中国的海洋生产总值同比增长5.1%，达到2.3万亿元，占GDP的8.2%。与此同时，海上原油和天然气产量分别同比增长3.8%和6.5%。相比于陆上油气，海洋油气生产过程中的能源消耗和温室气体排放有其自身特点。出于自给自足的能源供应方式及充分利用自产油气资源角度的考量，海上油气平台通常自建电站、热站，使用伴生气、原油等燃料，以满足自身用电和用热需求。其中用于发电的燃料燃烧产生的碳排放占平台碳排放总量的绝大部分。可见，减少使用化石燃料供电，是海上油气田实现低碳减排的重要途径。为海上油气平台接入清洁电力，目前较成熟的做法是引入风电技术。海上风电，是与海洋油气生产契合度最高的领域，油气行业丰富的海上工程资源和生产作业经验均可应用于海上风电行业。海洋油气与海上风电融合发展可以实现设施共用、发电直供、协同维护等，对减少油气平台碳排放，降低海上风电投资、缩减运营成本有较好的推动作用。目前，两者的融合发展正在从探索走向规模化，油气平台供电等项目陆续推出。融合创新发展模式逐步成为行业发展的热点方向和普遍共识，引领构建新场景、建立新业态。

2022年6月，国家发展改革委等部门发布的《“十四五”可再生能源发展规划》提出海上风电与海洋油气田深度融合发展示范，成为“十四五”海上风电开发建设重点。2023年2月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。考虑到海上油气田开发和后续滚动上产涉及航空、运输、管道建设规划布局，周边区域新能源建设优先由油气开发企业统筹推进实施，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展。在政策、市场等因素的大力驱动下，未来我国海洋油气将进一步加码海上风电业务。

国际要点

1.欧佩克减产提振油价，美联储加息扰动市场

据外媒报道，受伊拉克和尼日利亚产量拖累，欧佩克4月份石油日产量较3月份减少19万桶至2862万桶，欧佩克成员国4月份减产执行率为194%。另据俄罗斯能源部消息，俄罗斯4月份石油产量为967万桶/日，较2月份低44.3万桶/日。俄罗斯此前承诺3月份将减产石油50万桶/日，并将这一减产力度维持至12月份，以反制俄石油出口价格上限等西方限制。就4月份的减产幅度看，俄罗斯几乎已达到所承诺的减产目标。

在“欧佩克+”成员国减产提振油价的同时，5月3日，美联储宣布再次加息25个基点，将联邦基金利率目标区间上调到5%至5.25%之间。这是美联储自2022年3月份进入本轮加息周期以来第10次加息，累计加息幅度达500个基点。美联储持续密集大力度收缩货币政策可能引起新的金融风险，市场对美国及欧洲陷入经济衰退的担忧进一步加剧，国际油价快速下跌。业内分析认为，随着货币紧缩政策导致的经济衰退风险增加和原油期货市场活跃度下降，油价下行风险加大。另有观点认为，如果有需要，“欧佩克+”还有可能进一步减产，该组织已明确表示70美元/桶是油价的底线。目前来看，国际市场在寻求新的供需平衡过程中将加剧震荡。

2.天然气市场进入需求平季，天然气价格进一步下跌

随着天然气市场进入需求平季，与3月底相比，国际天然气价格进一步下跌，欧洲的荷兰所有权转让中心（TTF）天然气价格保持在13美元/百万英热单位以下，亚洲现货LNG价格则低于12美元/百万英热单位。目前，欧洲天然气库存水平已达到库容的58%。欧洲LNG进口商几乎没有面临来自亚洲LNG进口商的竞争，这使欧洲能够以合理的价格获得大量现货LNG。Rystad Energy预测，2023年，欧洲TTF和亚洲现货LNG交易价格将维持在每百万英热单位14至15美元左右。

国际能源署在今年4月发布的《天然气市场和投资展望》中指出，短期内，天然气需求主要受可再生能源发电发展速度的影响；从长远来看，天然气需求主要受工业行业脱碳速度、天然气在氢能生产中的利用以及天然气为电力系统提供灵活性调节等因素的影响。更广泛的能源转型同样会影响天然气需求，如碳捕获、利用和封存技术（CCUS）的应用。

国内要点

1.天然气生产加快，原油生产有所放缓

国家统计局2023年5月16日发布的能源生产情况统计数据显示，与3月份比，4月份天然气生产加快，原油生产有所放缓。具体来看：

原油生产有所放缓，进口由增转降。4月份，生产原油1728万吨，同比增长1.4%，增速比3月份放缓1.0个百分点，日均产量57.6万吨。进口原油4241万吨，同比下降1.4%，3月份为增长22.5%。1—4月份，生产原油6964万吨，同比增长1.8%。进口原油17877万吨，同比增长4.6%。原油加工增速明显加快。4月份，加工原油6114万吨，同比增长18.9%，增速比3月份加快10.1个百分点，日均加工原油203.8万吨。1—4月份，加工原油24018万吨，同比增长8.3%。天然气生产增速加快，进口保持较快增长。4月份，生产天然气189亿立方米，同比增长7.0%，增速比3月份加快3.0个百分点，日均产量6.3亿立方米。进口天然气898万吨，同比增长11.0%，增速比3月份放缓0.6个百分点。1—4月份，生产天然气783亿立方米，同比增长4.8%。进口天然气3569万吨，同比下降0.3%。

2.页岩油气开发获得重大突破

4月以来，我国页岩油、页岩气等非常规油气勘探开发取得新进展，进一步提升我国油气保障能力。页岩气领域，中国石化部署在四川省达州市的页岩气专探井雷页1井，试获日产气42.66万立方米页岩气流，该井埋深超4000米，是我国首次在二叠系大隆组地层实现海相深层页岩气勘探新进展，进一步拓宽了四川盆地页岩气勘探领域。

页岩油领域，我国首个10万吨级陆相页岩油效益开发示范平台——中国石油大港油田沧东凹陷5号平台正式投入生产。沧东凹陷5号平台位于河北沧州地区，共有9口页岩油井，经过3个多月试采，产能稳定在280吨左右。大港油田页岩油示范平台的投产，为我国陆相页岩油规模效益开发提供了借鉴。据统计，2022年我国页岩油产量是2018年的3.8倍，页岩气产量较2018年增加122%。我国页岩油气产量连年提升，以页岩油气为主的非常规油气资源已成为我国油气增储上产的战略接续领域。“十四五”期间，中国石油油气产量的增量部分将主要来自非常规资源，非常规原油与天然气产量分别比“十三五”末增长2倍和3倍，将在国内陆上建成庆城、古龙、吉木萨尔、玛湖等国家级示范区。中国石化去年在苏北盆地的花2侧HF页岩油探井取得勘探突破，这是一口利用开采30多年的老井进行加深侧钻，评价页岩含油性的典型实践，其成功标志着苏北盆地11亿吨页岩油资源量被激活。在胜利油田东部探区，常规油气资源探明阶段已近萎缩期，而新上报首批预测页岩油地质储量超4亿吨，将成为我国东部增储上产的新领域。中国海油在2013年底获得第一口高产气井之后，又陆续发现了一批高产井，拉开了临兴致密气田勘探的序幕。山西临兴气田探明地质储量超1010亿立方米，中国海油在陆上成功发现千亿方大气田。非常规油气资源从资源禀赋、勘探开发技术、战略布局方面已发展成为和常规油气同等重要的能源类型。未来在保障国家能源安全、推动能源低碳转型、促进新型能源体系建设等方面非常规油气资源将发挥更加重要和现实的作用。

3.深海油气勘探开发核心装备实现产业化

4月20日，国内首条海底地震勘探节点采集装备生产线在天津投产，标志着我国具有自主知识产权的海底地震勘探节点采集装备实现产业化制造，在高端海洋油气勘探装备领域迈出关键一步，将大幅提升深海深层油气藏勘探精度和成熟油田海底油藏的动态监测水平。海底地震勘探是近年来快速兴起的海洋油气勘探技术，在油藏监测领域应用效果显著。海底地震勘探节点采集装备如同安置在深海的“地动仪”，能够接收到万米深地层传回的比蚊子声还小150倍的地震波，并据此描绘高清油藏数据信息，是深海油气勘探开发的关键核心装备。然而我国海底地震勘探节点采集装备长期依靠进口，不仅价格昂贵，且在装备技术性能上受到限制，超过300米水深节点装备对我国只租不售，严重制约了我国海洋油气勘探开发进程。历时三年的技术攻关，我国科研团队相继攻克了超低功耗电路和超低频检波器等多项关键核心技术，研制出适用于浅水到深水再到1500米以上超深水不同水深的海底“地动仪”，能够满足国内主要海域未来的海底地震勘探需求，进一步健全自主可控的海洋油气勘探装备体系。据了解，首批产业化制造的6000套产品将于今年6月在我国海域全面投放，投用后能够大幅缩短海上油气田的开发周期，降低勘探开发成本。

4.油气田加快新能源发展步伐

今年以来，油气田发展新能源的步伐明显加快。石油巨头们都在依托自身优势大力发展新能源业务。5月5日，我国最大采油厂辽东作业公司下辖的绥中36-1原油终端厂分布式光伏项目顺利并网发电，标志着渤海油田首个兆瓦级光伏发电项目成功建成落地。绥中36-1处理厂分布式光伏项目利用终端厂厂房屋顶及空地建设光伏电站，总装机容量0.935兆瓦，以“自发自用，余电上网”模式开发建设。项目建成后年平均发电量约118.3万千瓦时，每年可提供118万千瓦时绿色清洁电能。与同等装机容量的火力发电装置相比，每年可节约标准煤约360吨，减排二氧化碳约960吨。5月6日，“海油观澜号”全长5千米的动态海底电缆完成敷设，正式打通了连接文昌油田群的输电“大动脉”。这标志着我国首座深远海浮式风电平台海上施工作业全部结束，具备了并网输电条件，投产在即。海缆一端固定在文昌油田群海上油气平台，另一端与“海油观澜号”浮式风电平台连接，不仅需要满足常规静态电缆的电力输送能力，还需适应海水和浮式设施牵引运动联合作用的复杂应力条件，并能在极端天气下保持动态构型安全稳定。“海油观澜号”装机容量7.25兆瓦，投产后年均发电量可达2200万千瓦时，每年将节约燃料气近1000万立方米，可满足3万中国人一年的用电需求，减少二氧化碳排放2.2万吨，为我国风电开发从浅海走向深远海奠定坚实基础。

5.天然气管道输氢取得多项进展

4月10日，中国石化对外宣布，国内首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入国家能源局印发的《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。该管道建成后，能把在内蒙古乃至我国西部、由风光等可再生能源制成的绿氢，运送至东部等市场需求旺盛的区域，以缓解国内绿氢供需错配的问题。目前，全球的氢气生产以天然气和煤炭制氢为主，产量占氢气总产量的95%，而用可再生能源电力电解水生产的绿氢只占全球氢气总产量的5%左右，相应地，全球范围内现有的总里程超5000千米的氢气输送管道，基本都是服务化石能源制氢，且大多距离较短。中国石化在化石能源制氢、输氢上已经具备较丰富的经验，其旗下已有金陵—扬子氢气管道、巴陵—长岭氢气输送管线、济源—洛阳氢气管道，最长投运时间约16年。此次的“西氢东送”项目是对可再生能源制氢的有益探索，有利于我国氢能产业的整体发展。

4月16日，中国石油发布消息，用现有天然气管道长距离输送氢气技术获得突破，目前中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道的氢气掺入比例已经逐步达到24%，为我国今后实现大规模、低成本远距离氢能运输提供技术支撑。数据显示，截至2022年底我国油气管道的总里程达到18.5万千米。以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气，约合5600多亿度绿电，氢气成本也会大幅度下降。传统的油气产业链与氢能联系紧密，油气企业在炼化生产、油气储运以及加油站网络等多方面的技术基础和产业资源都可以转移到氢能领域。具体到中游环节，氢储运高度依赖技术进步和基础设施建设，这是制约氢能产业发展的瓶颈问题，管道掺氢技术是实现长距离、大规模输氢的重要实现手段。油气企业拥有丰富的管道设计、建设、运营经验，气液储运经验，以及危化品储运管理资质，可采用天然气管网掺氢、改造现有天然气管道等方式建立氢气管网。在“双碳”背景下，“三桶油”凭借其先天优势，发展氢能潜力巨大。

6.成品油价迎年内最大降幅

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2023年5月16日24时起，国内汽油价格下调380元/吨，柴油价格下调365元/吨。至此，国内成品油价格迎来今年以来最大一次降幅，实现“两连跌”。据测算，折合升价，92号汽油、95号汽油和0号柴油分别下调0.3元、0.32元及0.31元。私家车主和物流企业的用油成本因此下降。以油箱容量50升的普通私家车计算，车主们加满一箱92号汽油将少花约15元；对满载50吨的大型物流运输车辆而言，平均每行驶一百千米，燃油费用减少12.4元左右。本轮是今年第十次成品油调价，也是年内第五次下跌。此次调价过后，今年成品油调价呈现“三涨五跌两搁浅”的格局。

本轮调价周期内，美联储加息以及债务等问题导致石油市场对需求前景的担忧加重，国际原油价格一度宽幅下滑。虽然后期由于美国释放收储信号等因素提振国际油价，但本周期的原油变化率持续处在负值范围内。短期内国际原油价格或震荡上行，变化率将由负转正，预计下一轮成品油调价上调的概率较大。