CCUS离大规模商用还有多远

油气市场研报（2024年9月）

（来源：中能传媒研究院 作者：杨永明）

焦点月评

CCUS离大规模商用还有多远

市场供需

主要产油国宣布延长自愿减产措施至11月底

俄罗斯向欧盟供应天然气单季总量超美国

欧盟提前数周实现冬季天然气储存目标

国内油气生产平稳增长

行业资讯

油气勘探开发取得新进展

LNG接收站建设不断推进

成品油价格迎来下调

企业动态

“三桶油”发布中期业绩

焦点月评

CCUS离大规模商用还有多远

2024年9月6日，宁夏300万吨/年CCUS示范项目一期工程顺利中交验收，标志着一期工程由建设阶段转为生产阶段，为该项目二期工程建设打下了坚实的基础。该项目由宁夏煤业公司负责的“宁东基地碳源捕集工程”和中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司负责的“长庆油区（宁夏）驱油封存工程”两部分组成，将全球单体规模最大的现代煤化工400万吨/年煤炭间接液化项目排放的二氧化碳气体捕集后，由国内最大的油气生产基地长庆油田进行驱油封存。

之所以受到关注，一方面，该项目配套二氧化碳捕集、管输、CO2-EOR等成套技术设备工业化研发应用以及标准制定，是低成本碳源大规模工业化应用的典范，建成后将成为我国最大的CCUS全产业链示范基地。另一方面，该项目在全球首次实现了现代煤化工和大型油气田开采之间的绿色减碳合作，这种跨行业跨领域的实践探索，为未来CCUS大规模商业化应用提供了宝贵经验。

作为减缓气候变化的主要技术方向，近年来，CCUS技术的研究和应用逐渐受到重视。各国在CCUS领域的投入不断增加，目前已经形成了一定规模的产业链。据国际能源署数据，截至2024年3月，全球范围内CCUS商业项目数量已达839个。其中，处于运行阶段的CCUS项目共计51个，年碳捕集能力达5050万吨；处于在建或规划阶段的CCUS项目共计788个，年碳捕集能力达3.9亿吨。当前，全球CCUS商业化主要采用两种模式：驱油（EOR）模式和工业捕集模式。其中，EOR模式由于可以产生直接的经济效益，是目前最成熟的商业化模式；而工业捕集模式则面临较大的经济压力，主要依赖政府补贴和碳定价政策的支持。

我国已在多个领域开展了CCUS项目示范。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）》，碳中和目标提出以来，我国已投运和规划建设中的CCUS示范项目规模明显扩大，10万吨级及以上项目超过40个，其中50万吨级及以上项目超过10个，多个百万吨级以上项目正在规划中。从行业分布来看，百万吨级以上项目主要分布在石油化工、电力等行业；10万吨级左右的项目在钢铁、石油化工、煤化工、电力、油气等行业均有分布。截至2023年底，我国已投运和规划建设中的CCUS示范项目数量达107个，其中已投运项目超过半数，具备二氧化碳捕集能力约730万吨/年。

我国CCUS商业化起步相对较晚，但近年来发展迅速。中国石油、中国石化等大型国有企业在推动CCUS技术商业化方面起到了重要的作用。其中，中国石化于2022年8月投产的齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目是国内首个百万吨级CCUS项目，标志着我国CCUS产业开始进入商业化运营。

尽管CCUS技术的重要性已经凸显，并且大量项目也证明了该技术的可行性，但是CCUS在迈向大规模商用进程中仍面临成本高昂、市场机制不确定等挑战。一方面，现有的二氧化碳捕集技术效率较低，能源消耗高，捕集过程中产生的能耗导致了成本的显著上升。此外，二氧化碳的运输和封存也面临技术瓶颈，尤其是在地质封存过程中，如何确保封存的安全性和长期稳定性是一个亟待解决的问题。这些技术难题导致了CCUS整体成本居高不下，限制了其在更大范围内的推广应用。另一方面，我国的碳市场尚在发展中，碳价格不够稳定，这使得CCUS项目难以形成可持续的盈利模式，企业对大规模投资CCUS项目持谨慎态度。受制于经济、技术、市场等因素，目前真正落地的项目数量仍十分有限。

伍德麦肯兹预计，CCUS将在未来十年为全球带来1960亿美元的投资机会。其中近一半涉及二氧化碳捕集，530亿美元涉及运输，430亿美元涉及封存。在我国国内，CCUS产业的商业化进程有望随着政策的进一步支持和市场机制的逐步完善而加速。

具体到油气行业，由于实施二氧化碳驱油技术可提高低渗透油田采收率，具备经济性，且国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上，需要通过压裂改造等技术手段实现工业性开发，因此可以预见，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏将是国内石油行业的主要发展方向之一。未来，油气企业应基于自身排放特点、CCUS相关技术成熟度、能耗成本等实际情况，全方面考虑经济、技术、效果等多方面因素，充分结合行业和周边环境的特点和需求，从长期、整体的角度统筹规划技术路线，统筹不同排放源的二氧化碳运输与消纳，企业内部可互为源汇，或形成规模经济进一步降低成本，发挥自身优势，促进CCUS大规模商业化应用落地。

市场供需

主要产油国宣布延长自愿减产措施至11月底

9月5日，欧佩克发表声明说，8个欧佩克和非欧佩克产油国决定将原定本月底到期的日均220万桶的自愿减产措施延长至11月底，从12月初开始逐月回撤这部分减产力度，但将视市场情况灵活把握回撤减产的节奏。声明说，沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、阿拉伯联合酋长国、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼8个“欧佩克+”成员国当天举行线上会议，作出以上决定。声明还说，8国在会上强调了完全遵守自愿减产目标的决心，今年初以来产量超出配额的伊拉克和哈萨克斯坦两国也再次确认将履行补偿性减产义务。上述8国最初于2023年11月宣布日均220万桶的自愿减产措施。今年6月初，8国宣布将这部分自愿减产措施延长至9月底，之后将视市场情况逐步回撤这部分减产力度。

不过，这一消息也未能使油价出现反弹。当日，WTI10月原油期货收跌0.07%，报69.15美元/桶，创2023年6月份以来收盘新低；布伦特11月原油期货微跌，报72.69美元/桶。分析称，由于市场仍担心需求脆弱，此举不足以扭转原油价格的大幅下跌。路透社公布的调查显示，分析师预计2024年布伦特原油均价为82.86美元/桶，这是连续第4次下调预期；预计2024年WTI原油均价为78.82美元/桶，略低于上个月预期的79.22美元/桶。花旗预计，若“欧佩克+”不承诺无限期延长现时减产力度，市场可能会对“欧佩克+”捍卫70美元/桶的油价水平失去信心，2025年石油均价可能降至60美元/桶。

俄罗斯向欧盟供应天然气单季总量超美国

9月1日，德新社援引布鲁盖尔研究所数据报道，今年第二季度，欧盟国家从俄罗斯购买逾127亿立方米天然气，从美国购买123亿立方米。相比第一季度，俄罗斯天然气交付量小幅下降，但美国的降幅更大，单季度欧盟从俄罗斯进口天然气量近两年来首次超越从美国进口规模。今年5月，受美国LNG出口主要设施故障等“一次性因素”影响，欧洲单月从俄罗斯进口的天然气规模近两年来首次超过从美国进口的规模。挪威仍是欧盟最大天然气供应国，第二季度供应量约239亿立方米。2022年2月乌克兰危机全面升级前，俄罗斯一直是欧盟第一大天然气供应国。然而此后，欧盟大幅缩减俄罗斯天然气进口规模。伦敦证券交易所9月2日公布的数据显示，今年1—8月份俄罗斯LNG出口量同比增长7.3%至2070万吨，欧洲占总量的54%，即1120万吨。其中8月份LNG出口量环、同比增长近32%、24%，至273万吨，主要得益于来自亚马尔的LNG。近日俄罗斯能源部称，西方对俄罗斯的制裁不会阻止俄LNG行业的发展；未来几年全球LNG需求可能增至5.8亿～6亿吨/年。俄气高管还表示，通往中国的西伯利亚力量天然气管道将在2025年1月份达到满负荷运转。

欧盟提前数周实现冬季天然气储存目标

目前，各种迹象表明整个欧洲大陆的供应和储存水平都很充足，欧盟已连续第二年提前数周实现了将天然气储存能力提高到90%以备冬季使用的目标。90%的天然气储存目标是在2022年6月制定的，当时俄乌冲突升级导致地缘局势紧张，加剧了由新冠疫情引发的日益严重的能源危机。根据欧洲新闻电视台近日报道，欧盟委员会8月21日宣布，该目标已于8月18日实现，比11月1日的最后期限提前了十周。这意味着欧洲现储存有将近920亿立方米的天然气，几乎可以满足27个成员国冬季天然气总需求的三分之一。9月1日，欧洲地下储气库储气水平为92.43%（1057.5亿立方米），略低于2023年9月1日的92.88%（1056亿立方米）。而该地区天然气的工业需求仍然疲软，与7月相比，8月欧盟和英国的天然气需求下降了4.1%，降至220亿立方米。与去年同期相比，今年8月总需求同比下降13.6%。

国内油气生产平稳增长

9月14日，国家统计局发布2024年8月能源生产情况。8月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油、天然气生产平稳增长。

原油生产稳定增长。8月份，规上工业原油产量1783万吨，同比增长2.1%；日均产量57.5万吨。进口原油4910万吨，同比下降7.0%。1—8月份，规上工业原油产量14279万吨，同比增长2.1%。进口原油36691万吨，同比下降3.1%。

原油加工有所下降。8月份，规上工业原油加工量5907万吨，同比下降6.2%；日均加工190.5万吨。1—8月份，规上工业原油加工量47253万吨，同比下降1.2%。

天然气生产加快。8月份，规上工业天然气产量200亿立方米，同比增长9.4%，增速比7月份加快1.5个百分点；日均产量6.5亿立方米。进口天然气1176万吨，同比增长9.1%。1—8月份，规上工业天然气产量1637亿立方米，同比增长6.6%。进口天然气8713万吨，同比增长12.3%。