国内外油气行业形势分析（2023年8月）

国内外油气行业形势分析（2023年8月）

杨永明

（中能传媒能源安全新战略研究院）

焦点月评

油气矿业权出让再提速

国际要点

沙特等产油国供给收紧推动油价上涨

澳大利亚罢工引发天然气市场价格波动

国内要点

原油生产有所放缓，天然气生产有所加快

煤层气开发获得突破

页岩气勘探取得新进展

LNG接收站项目建设加快推进

民营石化巨头加快全产业链发展步伐

成品油价格迎来四连涨

焦点月评

油气矿业权出让再提速

党的二十大、中央经济工作会议提出要加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产，实施新一轮找矿突破战略行动，确保能源资源产业链供应链安全。持续深化矿产资源管理改革是加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产的客观需要。7月28日，自然资源部官网发布《自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》指出，将全面推进矿业权竞争性出让，除协议出让等特殊情形外，矿业权一律按照《矿业权出让交易规则》以招标、拍卖、挂牌方式公开竞争出让。

油气资源作为重要的能源矿产和战略性资源，关系国民经济和社会发展，关系国家安全。推进油气矿业权出让制度改革，既是实施油气行业市场化改革、发挥市场在资源配置中决定性作用的现实要求，也是构建油气安全保障体系、保障国家能源安全的迫切需要。随着市场经济体制的建立和发展，近年来国家逐步推进以竞争方式出让矿业权。为实现投资开发主体多元化，加大油气资源勘探开发力度、提高资源利用率，从2011年开始，我国逐步探索放开油气勘查开发市场，国家相关部门通过委托地方政府以招标、挂牌、拍卖等方式开展了多次常规、非常规油气矿业权竞争出让工作。

从自然资源部（原国土资源部）2012年首次就页岩气矿权公开向社会招标，到2015年公开对新疆石油天然气勘查区块招标出让，民营企业、地方国企等主体逐渐进入上游油气勘探开发领域。2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力，实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。2019年6月，国家发展改革委、商务部发布2019年版外资准入负面清单。其中《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》明确规定，取消石油天然气勘探开发限于合资、合作的限制。这是我国首次对外资全面开放油气上游领域。2009年12月《中共中央 国务院关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见》发布，明确支持民营企业进入油气勘探开发等领域。2020年1月，自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号，以下简称7号文），宣布从2020年5月1日起，在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。截至目前，通过油气矿业权竞争性出让，已有数十家地方能源国企和民营企业进入油气勘探开发领域。近两年以挂牌方式出让为主，节奏明显加快。前不久发布的《中国天然气发展报告（2023）》显示，2022年共挂牌出让广西、黑龙江、新疆等省份42个石油天然气、页岩气区块。

此次发布的《自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》（以下简称《意见》）在外界关注的开放油气勘查开采市场问题上，再次明确了“在中华人民共和国境内注册，净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按照规定取得油气矿业权。从事油气勘查开采应当符合安全、环保等资质要求和规定，并具有相应的油气勘查开采技术能力”。

另外，油气矿业权实行探采合一制度是此前7号文出台的一项创新制度，符合油气等流体矿产勘查开采一体化、探采界限难以明确划分的实际。本次《意见》结合3年来的实践，梳理细化了自报告探采合一计划、开展探采合一工作、登记采矿权等各环节以及未转采的管理要求，并明确了《油气探采合一计划表》内容。《意见》规定，油气矿业权人发现可供开采的油气资源，完成试油（气）作业后决定继续开采的，在30日内向有登记权限的自然资源主管部门提交探采合一计划表后可以进行开采。报告探采合一计划5年内，矿业权人应当签订采矿权出让合同，依法办理采矿权登记。报告探采合一计划超过5年，未转采矿权仍继续开采的，按照违法采矿处理。矿业权人完成试油（气）作业后决定不再继续开采的，以及5年内开采完毕或无法转采并停止开采的，不再办理采矿权登记。

油气矿业权出让制度改革是我国油气行业上游体制改革的重要内容。形成更加符合市场经济要求的油气矿业权出让管理制度，创造国有企业、民营企业、外商投资企业共同参与和竞争的油气市场环境，将为保障国家能源安全、推动能源行业高质量发展奠定坚实基础。

国际要点

1

沙特等产油国供给收紧推动油价上涨

8月3日，沙特能源部官员称，沙特将把从7月开始的日均100万桶的自愿减产措施延长至9月底。不久后，俄罗斯表示将在9月减少石油出口量，削减规模为每日30万桶。普氏能源8月9日公布的调查结果显示，由于沙特的重大自愿减产生效，“欧佩克+”7月原油产量已削减至近两年低点。根据欧佩克统计数据，7月欧佩克13个成员国的原油产量环比大幅下降83.6万桶/日至2731万桶/日。据美国船舶经纪公司和Trading Economics数据，7月俄西部港口原油出口量减少63万桶/日。减产使乌拉尔原油价格升至G7价格上限计划启动以来最高水平，目前已超过70美元/桶。

针对俄罗斯可能会通过原油出口实现收入增加的风险，目前美国正准备增加与西方贸易公司、保险公司和油轮船东的联系，提醒他们遵守G7对俄罗斯海运原油实施的价格上限。另外，由于国际原油价格走高，美国再次推迟了对其战略石油储备的补充。由于去年以来美国抛售大量战略石油储备，导致其储备规模处于1983年以来的最低水平。

短期来看，沙特按计划在8月和9月维持减产，这意味着欧佩克整个第三季度的平均原油日产量将维持在目前的2730万桶左右。欧佩克分析认为，第三季度全球原油市场日供应缺口将超过200万桶，这可能会导致全球库存两年来最大幅度的下降。据Kpler跟踪数据，截至8月8日，全球原油库存处于8个月以来的低点。加拿大投资管理公司Ninepoint Partners称，预计到2023年底，全球原油库存将降至8年来最低点。

8月10日，布伦特原油价格最高点超过每桶88美元，为2023年1月以来的最高水平。随着油价攀升至近期高位，多家国际投行看好下半年油价表现。美银称，维持2024年布伦特原油均价为90美元/桶的预测不变。瑞银8月16日称，将布伦特、WTI原油年底价格预测分别上调5美元/桶、6美元/桶至95美元/桶、91美元/桶。

2

澳大利亚罢工引发天然气市场价格波动

8月9日，欧洲天然气价格盘中一度飙升近40%，作为欧洲天然气基准价格的TTF天然气期货近月合约价格走势显示，期货价格从前一日的每兆瓦时近30欧元，盘中一度上涨至每兆瓦时43欧元以上，触及6月中旬以来的最高点。最终结算价为39.7欧元，当日收高了大约28%。价格剧烈波动主要原因是，澳大利亚部分LNG工厂的工人计划罢工，可能阻碍澳大利亚LNG出口，造成市场恐慌。此次受到潜在罢工影响的包括Woodside的North West Shelf、Wheatstone和Gorgon三个LNG出口终端，设计出口能力分别为1630万吨/年、890万吨/年、1560万吨/年。倘若罢工实际发生，共计4080万吨/年的设计产能将受到影响，约占澳大利亚LNG出口终端设计产能的46.79%，占全球LNG出口终端设计产能的7.6%。花旗集团预测，如果澳大利亚的罢工事件很快开始并持续到冬季，可能会导致明年1月份欧洲天然气价格翻倍，达到每兆瓦时62欧元左右。

虽然受到澳大利亚罢工风波影响，但目前天然气市场的价格波动更多是消息面引起的业者对后市的担忧，分析认为，气价这种上行趋势不太可能持续。一方面，9月再次迎来年内消费淡季，燃气发电需求或有所下降；另一方面，美国的供应强劲，并且其他供应也相对稳定。另外，欧盟储气库已提前两个半月达到储气量90%的目标。在欧盟加大天然气储备的情况下，有业内人士指出，今年冬天可能会比去年安全很多，但是也警告称，未来一到两年，欧洲天然气价格仍会继续波动。首先，由于欧洲拒绝进口俄罗斯天然气以及俄无法立即调整天然气出口方向，2023年俄天然气产量将进一步下降。其次，乌克兰方面8月16日表示，不打算与俄罗斯商谈天然气过境合同续签事宜，将在2024年年底彻底关闭俄罗斯天然气过境乌克兰转运欧洲的输气管道。最后，天气始终是需求端最大的不确定性，如果冬季天气寒冷，将刺激天然气供暖需求，仍会引起供应紧张。

国内要点

1

原油生产有所放缓，天然气生产有所加快

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月份，规模以上工业主要能源产品生产均保持同比增长。与6月份比，原油生产有所放缓，天然气生产有所加快。具体来看：

原油产量小幅增加，进口保持较快增长。7月份，生产原油1731万吨，同比增长1.0%，增速比6月份放缓0.9个百分点，日均产量55.8万吨。进口原油4369万吨，同比增长17.0%，增速比6月份回落28.4个百分点。1—7月份，生产原油12237万吨，同比增长1.9%。进口原油32575万吨，同比增长12.4%。

原油加工增速加快。7月份，加工原油6313万吨，同比增长17.4%，增速比6月份加快7.2个百分点，日均加工原油203.7万吨。1—7月份，加工原油42671万吨，同比增长10.9%。

天然气生产加快，进口较快增长。7月份，生产天然气184亿立方米，同比增长7.6%，增速比6月份加快2.1个百分点，日均产量5.9亿立方米。进口天然气1031万吨，同比增长18.5%，增速比6月份放缓1.1个百分点。1—7月份，生产天然气1340亿立方米，同比增长5.7%。进口天然气6688万吨，同比增长7.6%。

2

煤层气开发获得突破

薄煤层气大规模开发取得突破。8月16日，我国首个薄煤层气大规模开发项目——潘河区块薄煤层气开发项目全面建成投产，标志着我国薄煤层气大规模开发取得新突破。薄煤层一般指地下开采厚度小于1.3米的煤层。潘河区块薄煤层气开发项目位于山西沁水盆地南部，累计建井212口，单井最高日产达1.1万立方米，平均日产量超2500立方米。自2020年底试采至今，潘河区块薄煤层气累计产量达到1.8亿立方米。据统计，我国薄煤层可采储量占到全部煤层可采储量的20%，约3500亿吨，但与主力煤层相比，薄煤层如同“千层饼”，含气量差异大、资源丰度相对差，长期被视为煤层气开发中的“边际资源”。近年来，中国海油对薄煤层进行集中攻关，构建了薄煤层气立体勘探开发技术体系，在国内首次实现对薄煤层气的资源提储。

深层煤层气开发取得突破。8月2日，中国石化部署在重庆市南川区的深层煤层气井阳2井实现自喷生产100天，日产气量稳定在1.2万立方米，累计产气120万立方米，标志着中国石化实现了渝东南地区深层煤层气的勘探突破。通常业内将1500米以深煤层气认定为深层煤层气。我国煤层气资源丰富，深层煤层气前景广阔。但由于深层煤层气地质条件更加复杂，具有埋藏深、地应力高、塑性强等特点，开发难度更大，目前尚处于勘探早期阶段。阳2井是中国石化华东油气分公司部署在南川地区的一口深层煤层气直探井，井深超过1900米。该区块煤层埋深500至3000米。阳2井的突破，有助于落实川东南深层煤层气资源。

山西省深层煤层气10亿立方米产能建设项目开工。7月25日，山西省重点建设项目深层煤层气10亿立方米产能建设项目举行开工仪式。项目的开工，标志着全国首个深层煤层气规模产能建设项目正式拉开序幕。2023年以来，山西省加快推进煤层气资源开发利用，6月份抽采煤层气8.8亿立方米，约占全国同期煤层气产量的81.5%；上半年累计抽采煤层气52.4亿立方米，创历史同期煤层气产量新高。

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页岩气勘探取得新进展

8月3日，中国石化部署在红星地区茅口组的风险探井红页茅1HF井放喷测试获得日产6.45万立方米工业气流。这是中国石化在川东复杂构造带二叠系茅口组新层系页岩气首次取得勘探突破，拓展了国内页岩气勘探层系及领域。

8月21日，中国石化“深地工程·川渝天然气基地”再获重大突破，由勘探分公司提交的巴中气田首期305.5亿立方米探明地质储量，顺利通过自然资源部油气储量评审办公室审定，标志着中国石化在四川盆地再添新气田。该气田的发现进一步揭示了川东北地区致密砂岩良好的勘探潜力，对保障国家能源安全具有重要意义。

近年来，我国老油田开发步入中后期，常规油气资源后继接续力量渐显不足，而我国页岩油气、致密油气、煤层气等非常规油气资源丰富，随着勘探开采技术不断取得突破，非常规油气资源的开发和利用受到越来越多的关注，成为立足国内、增强油气自主供应能力的重要方向。国家能源局于今年7月19日组织召开的2023年大力提升油气勘探开发力度工作推进会提出，深入推进页岩革命，推动页岩气实现二次跨越发展、页岩油成为原油稳产的战略接替。随着勘探开发的深入和产量的攀升，非常规油气展现出广阔的资源利用前景。尤其是页岩油、页岩气，已实现跨越式发展。数据显示，2022年页岩油产量突破300万吨，较2018年翻了两番；页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增长122%。

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LNG接收站项目建设加快推进

8月7日、8日，浙能温州LNG接收站和广州燃气LNG接收站两座接收站相继迎来首船LNG到港接卸，两大接收站正式投入运营。浙能温州LNG接收站是浙江省第四座、浙南首座LNG接收站。该项目主要包括1座15万总吨级LNG码头，可靠泊仓容8万～26.6万立方米LNG船舶、4座20万立方米LNG储罐及外输管线和相应配套设施，设计接收能力为300万吨/年。广州燃气LNG项目一期接收能力为100万吨/年，主要包括2个16万立方米LNG储罐、3条升压气化生产线及厂区相关配套设备设施。配套码头工程建设1座可靠泊仓容3万～14.7万立方米LNG船舶的专用接卸码头，其中水工结构按靠泊仓容18万立方米LNG船舶的规模建设。

而在不久前的6月21日，河北建投唐山LNG项目一期也正式投产运营。公开信息显示，北京燃气天津南港LNG应急储备项目、福建漳州LNG接收站、潮州华瀛LNG接收站预计也将在2023年年内投产。包括香港的浮式存储再气化装置（FSRU）项目在内，2023年国内将投产7个LNG接收站。据公开数据，截至2022年底，我国已有24座接收站投运，总接收能力9730万吨/年，在建总能力超1.2亿吨/年。2023年以来，先后投产的数个LNG接收站项目新增接收能力共计1350万吨/年。当前LNG接收站扩建密集，多个LNG项目同时推进，规模化、集约化、集群化发展布局逐步呈现。据统计，2023—2025年间将有19座新建站投运，新增接收能力7780万吨，届时我国LNG接收站总接收能力将超过1.7亿吨/年。随着LNG接收站设施大规模投运，国际LNG采购资源也将迎来密集签约期。

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民营石化巨头加快全产业链发展步伐

日前，荣盛石化发布公告称，荣盛石化的控股股东荣盛控股已足额收到来自沙特阿美子公司AOC股份转让价款，合计人民币246亿元。双方已于2023年7月20日完成过户，过户股数为10.1亿股，占荣盛石化10%的股权。根据合作协议，荣盛石化及其子公司将与沙特阿美、阿美贸易新加坡公司在原料、成品油、化工产品、原油储存及技术分享等领域开展全方面的协商与合作。沙特阿美将向荣盛石化旗下公司供应数量不少于48万桶/日（约合2400万吨/年）的高品质原油，以及石脑油、混合二甲苯、直馏燃油等生产原料。至此，民营石化巨头荣盛石化通过沙特阿美打通油气上游，间接拥有了大油田。

沙特阿美是全球第一大原油供应企业。2022年，沙特阿美原油产量为1042.75万桶/日，占沙特原油总产量的99.08%。沙特阿美可以生产大量的石油，但是下游的石化业务发展相对滞后。近年来，其也在加强谋求延伸下游产业链，强化化工产业，实现油气产业一体化发展。而荣盛石化运营着浙江石油化工有限公司4000万吨炼化一体化项目，是中国以及亚洲重要的聚酯、新能源材料、工程塑料和高附加值聚烯烃的生产商，拥有全球最大的PTA、PX等化工品产能，同时在聚乙烯、聚丙烯、PET、EVA、ABS等多个产品的产能上位居全球前列。作为石化领域一体化龙头企业，荣盛石化目前缺少的恰恰是上游的油气资源。通过本次合作，荣盛和沙特阿美可以充分发挥各自优势，延长彼此的产业链。

如果石化企业能够背靠大油田，从源头上解决原油问题，就可以化解掉很多原料供应风险，势必会为企业长期稳健发展带来助力。比如沙特阿美和荣盛石化的联合，就为荣盛石化保证每天至少48万桶的原油供应。与荣盛石化相似，我国还有一批大型民营石化企业，比如恒力、盛虹等。近年来，这些石化企业让我国的炼油能力大幅增长。2022年，我国炼油能力达到9.2亿吨。截至目前，国内千万吨级以上的炼厂已经超过30家。随着炼化一体化大项目越来越多，炼化单体项目越来越大，石化企业的规模也越来越大。规模增大，也意味着企业对于原材料的需求增大。与之相对的是，国际油气市场的多变性给石化企业带来了诸多不确定性。而如今荣盛石化与沙特阿美的合作也为国内民营石化巨头的未来发展提供了新的解决策略。

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成品油价格迎来四连涨

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8月9日24时起，国内汽、柴油价格（标准品）每吨分别提高240元和230元。折合升价，92号汽油上调0.19元/升，95号汽油上调0.20元/升，0号柴油上调0.20元/升。本次调价对于私家车主和物流企业来说成本增加。以油箱容量50升的普通私家车为例，这次调价后，车主加满一箱油将多花9.5元左右。柴油方面，油箱容量为160升的大货车，加满一箱油将多支出约32元。本轮是2023年第十六次调价，也是2023年第八次上调。本次调价过后，2023年成品油调价呈现“八涨六跌两搁浅”的格局。下一次调价窗口将在2023年8月23日24时开启。

本轮计价周期内，国际油价维持偏强走势。沙特将把100万桶/日的自愿减产延期至9月，俄罗斯也承诺将在9月继续削减供应，美国能源信息署亦对经济前景持乐观态度，均给予油价上行动力。目前来看，“欧佩克+”的减产氛围仍在，美国夏季出行高峰尚未结束，基本面利好支撑延续，国际原油价格走势较为强势，布伦特原油价格和WTI原油价格在过去两周之内均升至新高。预计下一轮成品油价格上调的概率较大。