2024年1月油气市场研报：国内天然气消费走出低谷，重回增长

焦点月评

国内天然气消费走出低谷，重回增长

2024年1月22日，国家发展改革委发布2023年12月份全国天然气运行快报。据快报统计，2023年，全国天然气表观消费量3945.3亿立方米，同比增长7.6%。显然，对比2022年消费增速-1.7%，2023年我国天然气表观消费一改颓势，市场重回增长轨道。

（来源：中能传媒研究院 作者：杨永明）

回顾2023年，天然气行业重大政策频出。从顶层设计来看，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》。《意见》明确，要围绕提升国家油气安全保障能力的目标，针对油气体制存在的突出问题，积极稳妥推进油气行业上、中、下游体制机制改革，确保稳定可靠供应。该文件的出台，意味着油气体制改革进入新阶段。在上游，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）》，提出油气供给稳步增长、绿色发展效果显著、行业转型明显加快三大目标，以及统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电、海上油气勘探开发与风电建设、提升油气上游新能源存储消纳能力、积极推进绿色油气田示范建设四大举措。在中游，国家发展改革委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定了国家管网集团经营的跨省天然气管道运输价格。国家管网集团加速“全国一张网”织网组网，安排14项重点工程建设项目，通过新建主干管道和已建设施扩容“双管齐下”，消除输送瓶颈，提升调峰能力。在下游，国务院安全生产委员会印发《全国城镇燃气安全专项整治工作方案》，开启全国城镇燃气安全专项整治行动，提出要在气源供应、设备管理、管网输配、用气环境、监管执法五大领域集中攻坚，着力在责任落实、设施更新、科技赋能、制度保障、法规标准、宣传教育六个方面综合施策。国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》。与2012年“利用政策”相比，新政策拓宽了天然气利用领域，优化了利用方向，促进天然气行业高质量发展。

在市场层面，从国内来看，受经济形势向好的支撑，终端需求增加。2023年，随着疫情防控转入新阶段，生产生活秩序逐步恢复，经济发展逐渐修复，经济形势向好带动工商业、交通、发电等用气需求增长。全年共计约11份新的LNG长协开始执行，合同量约640万吨/年。全年国内新投运4座LNG接收站，截至2023年底，中国大陆已投运接收站达到28座，年设计接收能力扩至1.3057亿吨，储罐能力达到1824.5万立方米。据海关总署数据，2023年我国LNG进口总量7132.4万吨，同比增长12.6%。从国际来看，全球天然气市场趋于平衡，国际现货价格走低。全球天然气供需形势较2022年大幅缓解，欧亚竞购减弱，也推动了国内LNG进口增加。中国2023年再次成为世界最大LNG进口国，并将在2024年继续推动全球天然气需求增长。

展望2024年国内天然气行业发展形势，根据ICIS和Rystad的预测，2024年中国LNG进口量将从2023年的7000多万吨反弹至8000万吨，超过2021年创纪录的7879万吨。但需求增长也将取决于LNG价格、煤炭和可再生能源的使用，以及国内生产情况和管道气进口情况。另有分析认为，伴随新能源的不断发展，光伏发电与风力发电的成本下降明显，甚至部分地区上网电价已经降至0.2元/千瓦时，新能源发电增长将给天然气消费带来一定冲击。另外，因电动汽车的普及，当前国内CNG车用市场呈现明显的萎缩态势。从这一角度讲，国内天然气需求的可持续性也面临各种不确定因素，未来天然气消费增长或将动力不足。

市场供需

国际原油市场依然面临较大压力

回顾整个2023年，在“欧佩克+”屡次宣布减产的消息刺激下，油价先抑后扬，伦敦布伦特原油期货价格曾一度接近每桶90美元高位。但到了年底，情况发生逆转。标普全球大宗商品洞察发布的数据显示，美国2023年四季度的液态烃总产量达到2190万桶/日，其中原油和凝析油产量达到1380万桶/日，均创下全球纪录。与此同时，巴西和加拿大的石油产量也达到历史最高水平。在地缘政治担忧、欧佩克减产和全球遏制通胀的措施引发市场剧烈波动后，2023年国际油价下跌约10%。

进入2024年，在地缘局势紧张、全球经济弱增长的背景下，石油市场依然面临较大压力。从供应端看，预计一季度在“欧佩克+”持续减产的支撑以及美国原油产量增速放缓的背景之下，原油市场整体供应依然偏紧。值得一提的是，非洲产油国安哥拉由于在产量配额问题上存在分歧，于2024年1月1日退出欧佩克组织。多年来，欧佩克一直通过控制产量配额来影响国际油价，特别是2016年底，欧佩克与11个非欧佩克产油国达成合作协议，形成“欧佩克+”，进一步增强对市场的影响力。但由于欧佩克成员国实力不均和经济情况各异，统一减产政策的分歧越来越多，近十年，已有印尼、卡塔尔、厄瓜多尔、安哥拉相继退出欧佩克。虽然安哥拉是欧佩克中产油量最少的成员国之一，且巴西在2024年1月以观察员身份加入“欧佩克+”，但安哥拉退出使“欧佩克+”的团结性被质疑，进而可能降低欧佩克石油生产能力及其在国际石油市场的影响力。尤其是面对美国等非欧佩克产油国的竞争时，欧佩克在石油生产和定价方面的能力将受到挑战。标普全球认为，以美国为首的非“欧佩克+”产油国石油产量增幅有望在2024年再创新高，达到270万桶/日。从需求端看，欧佩克1月17日发布月度石油市场报告，维持上月对2024年全球石油需求的预测，认为2024年全球日均石油需求量较2023年将增加225万桶，达到1.04亿桶；2025年全球日均石油需求量较2024年将增加185万桶，达到1.06亿桶左右。标普全球预测全球原油需求将在2024年创历史新高，但需求增幅仅160万桶/日，“欧佩克+”以外的产油国新增产量就足以覆盖。此外，受红海危机升温影响，2024年以来国际原油价格出现震荡反弹，虽然目前来看，红海危机对原油市场影响有限，短期内不会造成较大的供需矛盾，但如果冲突进一步外溢到更为广泛的区域，原油市场必将受到更大的影响。

全球天然气市场供需相对宽松

回顾整个2023年，全球新增LNG产能1250万吨，且集中在下半年投产，供暖季全球LNG需求增量约为550万～600万吨，综合看来，全球天然气市场供需相对宽松，欧洲绝大部分时间库存均处于历史同期高位。但同时，市场仍然不稳定，天然气价格对地缘风险、极端天气、突发事件等异常敏感，供给侧可能出现的意外中断风险仍推升气价阶段性上涨。而另一方面，高库存始终压制气价上行空间。在高库存、需求较为疲弱以及地缘政治影响减弱等因素的共同作用下，全年国际气价回落明显。

进入2024年，全球LNG资源供应充足，但市场需求疲软，部分天然气销售商加大富余LNG资源对外转售力度，资源供大于求的趋势加剧，贸易价格加速下滑。在北美市场，气象部门预计美国大部分地区气温保持温和或回升，且气温高于往年同期平均水平，采暖对天然气的需求减弱；本土天然气生产保持强劲，库存仍然处于历史高位，海外需求不振抑制LNG出口。在欧洲市场，工业领域特别是炼油与化工行业对天然气的利用出现复苏迹象，但在可再生能源供应增加、电力消费收缩以及居民生活采暖需求减少的影响下，市场消费整体停滞不前。充足的资源储备能使欧洲从容应对寒潮等短暂的冲击。在东北亚市场，部分地区采暖需求增加，但是随着中国春节假期临近，工业生产部门开工率下降，资源供应整体较为充裕。总体来看，虽然红海危机等地缘政治紧张局势使天然气市场面临一定风险，但从目前市场情况来看价格基本稳定。

国内油气产量当量连续7年保持千万吨级增长势头

国家能源局1月9日发布数据显示，2023年，国内油气产量当量超过3.9亿吨，连续7年保持千万吨级快速增长势头，年均增幅达1170万吨油当量，形成新的产量增长高峰期。

2023年原油产量达2.08亿吨，同比增产300万吨以上，较2018年大幅增产近1900万吨，国内原油2亿吨长期稳产的基本盘进一步夯实。海洋原油大幅上产成为关键增量，产量突破6200万吨，连续4年占全国石油增产量的60%以上。页岩油勘探开发稳步推进，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个国家级示范区及庆城页岩油田加快建设，苏北溱潼凹陷多井型试验取得商业突破，页岩油产量突破400万吨，再创新高。陆上深层—超深层勘探开发持续获得重大发现，高效建成多个深层大油田，2023年产量1180万吨，我国已成为全球陆上6000米以深超深层油气领域引领者。

天然气产量达2300亿立方米，连续7年保持百亿立方米增产势头。四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地是增产主阵地，2018年以来增产量占全国天然气总增产量的70%。非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为天然气增储上产重要增长极。其中，致密气夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，产量稳步增长，全年产量超600亿立方米；页岩气新区新领域获重要发现，中深层生产基地不断巩固，深层持续突破，全年产量250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层实现重大突破，全年生产煤层气超110亿立方米。

煤层气成为我国天然气供应重要补充

国家能源局2024年一季度新闻发布会数据显示，2023年，我国煤层气产量达到117.7亿立方米，同比增长20.5%；煤层气产量约占国内天然气供应的5%，增量占比达到18%，成为国内天然气供应的重要补充。

开发利用煤层气具有保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放等多重效益。国家能源局认真贯彻落实党中央、国务院工作部署，充分发挥煤矿瓦斯防治部际协调机制作用，推动煤层气产业规模化发展。资源探明快速增加，产能建设加快推进。2023年，重点煤层气企业加大勘探投入，新增探明地质储量约2900亿立方米。全国煤层气开发投资超100亿元，新建产能超30亿立方米/年。技术创新成效明显，配套政策不断完善。深层煤层气勘探开发理论认识和技术获得重大突破，中石油大吉区块32口先导试验井组全年单井日均产量超5万立方米。同时，中央财政继续安排资金支持煤层气等非常规天然气开发利用。持续实施增值税先征后返、所得税优惠税率等优惠政策。进一步完善矿权管理，简化油气资源综合勘查开采程序，支持煤层气与其它矿产资源兼探兼采。

12月国内天然气增速有所放缓，原油增速加快

2024年1月17日，国家统计局发布数据，2023年12月份，规模以上工业（以下简称规上工业）主要能源产品生产继续保持稳定增长。与11月份相比，天然气增速有所放缓，原油增速加快。

原油生产有所加快，进口由降转升。12月份，规上工业原油产量1765万吨，同比增长4.6%，增速比11月份加快2.0个百分点，日均产量56.9万吨。进口原油4836万吨，同比增长0.6%，11月份为下降9.1%。2023年，规上工业原油产量20891万吨，同比增长2.0%。进口原油56399万吨，同比增长11.0%。

原油加工增速略有加快。12月份，规上工业原油加工量6011万吨，同比增长1.1%，增速比11月份加快0.9个百分点，日均加工193.9万吨。2023年，规上工业原油加工量73478万吨，同比增长9.3%。

天然气生产保持稳定，进口较快增长。12月份，规上工业天然气产量209亿立方米，同比增长2.9%，增速比11月份放缓2.4个百分点，日均产量6.7亿立方米。进口天然气1265万吨，同比增长23.0%，增速比11月份加快16.4个百分点。2023年，规上工业天然气产量2297亿立方米，同比增长5.8%。进口天然气11997万吨，同比增长9.9%。

能源央企加大保供力度，确保安全平稳应对寒潮天气

近期，面对寒潮天气，中国石化、中国石油、中国海油、国家管网集团等大型能源企业加大能源保供力度，充分发挥央企“压舱石”和“稳定器”的作用。

主力油气田加大增储上产。中国石油西南油气田年产天然气量突破400亿立方米，中国石化江汉油田涪陵页岩气田首口开发水平井累计产量突破4亿立方米、创全国页岩气单井累产最高纪录，中国海油渤海油田油气日产量首破10万吨油当量。

多方筹措进口LNG资源。中国石油所属河北唐山、江苏如东两座LNG接收站协调船期，优化LNG库存，开启最高外输量，单日冲锋外输量均可达3900万立方米以上。中国石化青岛LNG接收站、天津LNG接收站均保持高效运行，日均外输天然气超6000万立方米。国家管网集团统筹安排7座LNG接收站超100个窗口期，维持罐存合理高位运行，确保“接得进船、储得下液、输得出气”。数据显示，截至2023年12月24日，中央企业年累计销售天然气3451.3亿立方米，同比增长5.9%。

各大储气库应采尽采。在东北，辽河油田储气库群准备就绪、“有令即采”。在新疆，塔里木油田首座储气库——柯克亚储气库开井采气，预计冬季整体采气量将超过1亿立方米。2023年至2024年供暖季，国家管网集团天然气管网输送的资源总量预计超过1000亿立方米，全力保障高峰时段顶峰供应充足。

企业动态

中国海油持股巴西梅罗二期项目投产

1月2日，中国海油宣布，参与建设并拥有权益的全球巨型盐下超深水油田——梅罗（Mero）二期项目顺利投产。梅罗油田是巴西第三大油田，位于巴西东南部海域桑托斯盐下盆地，该油田计划分四期开发，总投资超百亿美元。此次投产的梅罗二期项目是继梅罗一期项目后，该油田投产的第二个项目。梅罗二期项目水深在1800～2100米之间，计划投产开发井16口，其中，生产井8口，注水井8口，原油日产能约18万桶。目前中国海油持有梅罗油田9.65%权益。

据介绍，盐下超深水油田是全球石油行业的新兴领域和未来发展的重要趋势，占全球石油储量的三分之一，具有超深水、深储层、难开发和高产量等特点。2013年，中国海油与巴西石油公司、壳牌、道达尔及中国石油组成竞标联合体，成功中标全球第三大盐下超深水油田——里贝拉区块，首次敲开了巴西盐下超深水油气开发合作领域的大门。能够深入参与到全球巨型盐下超深水油田的开发，巩固了我国海洋石油开发领域的比较优势，有利于我国把握世界超深水油气开发的前沿科技。中巴深水油田合作的十年间，中国海油先后与壳牌、英国石油公司以及巴西国家石油公司等合作参与油气招标，获取一系列重点勘探项目，并于2021年成功完成中国海油在巴西首个作业者项目的亮相。此外，中国海油于2021年成功入股全球最大深水油田——巴西布齐奥斯（Búzios）油田，并在2022年底顺利完成了权益增持。截至目前中国海油在巴西共拥有5个深水油气区块资产。

中国石化资本公司完成首笔充电桩领域投资

近日，中国石化资本公司投资入股西安领充创享新能源科技有限公司，并完成交割。该项目是资本公司在充电桩领域的第一笔投资。

中汽协数据显示，2023年，我国新能源汽车保持快速增长，连续9年位居全球第一。新能源汽车产销分别完成958.7万辆和949.5万辆，同比分别增长35.8%和37.9%，市场占有率达到31.6%。其中，插电式混合动力汽车销量增长迅速，2023年销量达280.4万辆，同比增长80.4%；纯电动新能源汽车销量668.5万辆，同比增长24.6%。能链研究院预测，2030年中国新能源汽车保有量将接近1.45亿辆。新能源汽车的蓬勃发展，对加快构建高质量充电基础设施体系、为电动汽车提供便捷高效的充电服务提出更高要求。2023年，国家发布《关于进一步构建高质量充电基础设施体系的指导意见》等政策文件，指导新能源汽车及充电基础设施行业高质量发展，为中国新能源充电基础设施的建设提供了政策保障。据CIC灼识咨询预估，2030年中国公用充电桩数量将达2630万台，中国充电站将达到132万～260万座，充电桩累计投资规模接近3万亿元，新能源服务市场具有巨大的发展空间。

作为中国最大的加油站连锁品牌，中国石化近两年正积极向“油气氢电非”综合能源服务商转型。公司着眼市场需求，积极融入市场新格局，利用全国3万余加油站的优势，统筹布局充换电站等配套设施，着力构建全国“一张网”。据悉，中国石化致力于成为中国充电市场第一直营平台，全力打造世界一流现代化综合能源服务商。在“十四五”期间，中国石化将布局规划5000座充换电站。

行业资讯

勘探开发取得重要进展

1月9日，中国石化发布消息称，中国石化部署在重庆市梁平区的重点预探井——兴页9井试获高产页岩油气流，日产油108.15立方米、气1.58万立方米。这口井的突破有效拓宽了四川盆地页岩油气勘探领域，意味着中国石化在四川盆地发现了新的亿吨级原油资源阵地，打开了四川盆地页岩油勘探开发的新局面。四川盆地烃源岩演化程度高，资源以天然气为主。据统计，2022年，四川盆地的油气产量排名全国第三，但原油产量仅为11.9万吨。兴页9井试获高产页岩油气，其目的层埋藏浅、具有较好的经济开发效益。

1月17日，中国石化“深地工程·川渝天然气基地”再获突破，由中国石化西南石油局提交的位于四川盆地的合兴场气田1330.12亿立方米探明地质储量通过自然资源部专家组审定，标志着我国一个新的超深层、整装致密砂岩千亿方大气田诞生。多年来，中国石化高质量推进川渝地区建设天然气千亿产能基地，截至目前，中国石化在四川盆地探明天然气地质储量近30000亿立方米，累计生产天然气超2000亿立方米。成功建成我国目前规模最大的海相整装高含硫气田——普光气田，世界首个7000余米超深高含硫生物礁大气田——元坝气田，我国首个百亿方产能页岩气田——涪陵页岩气田和我国首个探明储量超千亿立方米的深层页岩气田——威荣页岩气田。

1月24日，从河南省地质局获悉，根据新一轮找矿突破战略行动整体部署，自然资源部中国地质调查局围绕全国中小盆地开展油气资源选区评价，优选南华北地区三门峡盆地作为重点突破区，部署实施豫峡1井钻探验证，实现了该区50年来油气调查重大突破。2023年中国地质调查局在三门峡盆地部署实施了全国范围内唯一一口油气调查井——豫峡地1井，证实了三门峡盆地存在良好油气资源潜力。豫峡地1井设计进尺2200米，于2023年9月23日开钻，2023年10月29日完钻，2023年11月5日完井，2023年11月15日野外验收，完钻井深2299.88米。中国地质调查局选取豫峡地1井3层10米油层进行地层测试，24小时获自喷17.13立方米高产工业油流。三门峡盆地初步圈定4个油气远景区，其中中央构造带远景区仅函谷关构造预测地质资源量达1.07亿吨，具备建设新的油气资源接续基地资源基础，这标志着中原地区油气资源接续基地建设将打开新局面。值得注意的是，这也是该区50年来获得的油气调查重大突破。据介绍，我国中小型盆地数量多，勘探空白区面积大，油气资源潜力大，是下一步油气资源接续基地建设的重要领域之一。

我国首座燃气掺氢综合实验平台投产

近日，全国首座城镇燃气掺氢综合实验平台在深圳投用，该平台集测试、验证、生产功能为一体，掺氢比例可达20%，压力范围覆盖城镇燃气全部压力运行范围。平台投用为我国利用现有城镇燃气管道掺氢提供了可推广、可复制的模式，对未来氢气在城镇燃气领域大规模规范利用具有较强的引领和示范意义。

作为一种清洁零碳能源，氢能被誉为21世纪的终极能源。近年来，在相关政策大力支持下，围绕氢能制、储、运、用的相关探索实践不断、突破不断。所谓天然气管道掺氢输送，就是将氢气与天然气进行不同比例混合，再利用现有天然气管网进行输送。掺氢天然气相比纯天然气，是一种更清洁低碳燃料。在天然气当中掺入20%体积比的氢气，燃烧后氮氧化物、一氧化碳等都可降低20%以上，达到降低用能碳排放的目的。

目前我国已有天然气管道超100万千米，其中城镇燃气输配管道超90万千米，具有较好的发展天然气管道掺氢输送技术的产业基础。同时，利用燃气基础设施进行掺氢具有显著的减排效果。测算显示，如果把氢掺入城镇燃气后进行使用，按照目前每年全国城镇燃气的用气量大概在4000亿立方米左右，在天然气当中掺入20%体积比的氢气，每年全国减少碳排放量可达3000万吨左右。中国城市燃气协会此前发布的《天然气管道掺氢输送及终端利用可行性研究报告》预测，“十四五”期间，我国新增天然气管道掺氢示范项目15～25个，掺氢比例3%～20%，氢气消纳量15万吨/年，总长度1000千米以上。其中新增长输天然气管道掺氢示范项目2～5个，掺氢比例3%，氢气消纳量10万吨/年，总长度800千米以上。新增城镇燃气掺氢示范项目10～20个，掺氢比例3%～20%，氢气消纳量5万吨/年，总长度200千米以上。

国内油价年内第三次调整或将迎来上涨

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2024年1月17日24时起，国内汽、柴油价格每吨均降低50元。折成升价后，92号汽油、95号汽油、0号柴油均下调0.04元。车主加满一台50升的小汽车，预计可节省2元。

本轮调价周期内，中东紧张局势有所升级，多地发生冲突，但市场对原油需求疲软产生担忧，油价承压运行。美英联合对也门发动打击，一方面刺激胡塞武装扩大红海袭击目标，另一方面也导致更多货船和油轮改道，加大供应链阻滞风险。但世界银行再次下调今年全球经济增速预期0.2个百分点至2.4%，增速连续第三年放缓；美国汽油库存增长至2022年2月以来最高，周度增幅创30年来最大，市场对全球经济增速下滑、需求不振持续忧虑。此外，沙特下调2月原油官方售价，也加大油价运行压力。平均来看，本轮调价周期伦敦布伦特、纽约WTI油价分别比上个调价周期下降1.40%、1.22%。国家发展改革委价格监测中心预计，短期来看，油价将呈震荡偏弱走势。原油需求难有较大起色，伊拉克、安哥拉等国原油增产也部分抵消了“欧佩克+”减产措施对油价的支撑效果。中东地缘政治风险仍未消除，更加大油价运行的不稳定性。2024年油价已经进行了2次调整，共出现了“一涨一跌”的情况，按照最新成品油价预测变化情况，1月31日国内油价或将迎来上涨。