油气月度研报 | 油气行业体制机制改革有望驶入新一轮快车道

来源：中能传媒能源安全新战略研究院 时间：2023-07-20 17:08

内外油气行业形势分析（2023年7月）

杨永明

　　焦点月评：

　　油气行业体制机制改革有望驶入新一轮快车道

　　7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《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》《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等政策文件。前两个文件都与石油石化领域密切相关。

　　针对石油天然气，中央深改委会议提出，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。

　　在当前的国际形势下，全球市场油气供应面临巨大的波动性和不稳定性。2022年，我国石油和天然气对外依存度虽有所下降，但仍然处于高位，分别达到70%和40%以上。作为油气进口大国，确保油气供应能力，尤为重要。因此，提升国家油气安全保障能力是此次会议明确提出的目标之一。

　　中央深改委会议强调，要进一步深化石油天然气市场体系改革，加强产供储销体系建设。要加大市场监管力度，强化分领域监管和跨领域协同监管，规范油气市场秩序，促进公平竞争。要深化油气储备体制改革，发挥好储备的应急和调节能力。

　　油气市场体制机制改革是油气行业高质量发展关键。需要通过不断改革，以市场机制增强保障能力。近年来，我国油气体制改革稳步推进。2017年5月，中共中央、国务院印发《深化石油天然气体制改革的若干意见》。该文件明确了坚持社会主义市场经济改革方向，正确处理好企业、市场、政府之间的关系，发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用，以保障国家能源安全、促进生产力发展、满足人民群众需要为目标，建立健全竞争有序、有法可依、监管有效的石油天然气体制，实现国家利益、企业利益、社会利益有机统一。该文件的出台，推动油气体制改革进入新阶段。

　　在上游环节，2019年《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》明确支持民营企业进入油气勘探开发领域。随着2020年自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，石油天然气上游勘探开发向外资和民企敞开大门，形成以国家石油公司为主体、多种经济成分参与的油气勘查开采市场格局。同时，我国进口原油使用权和原油进口权陆续放开，获得进口原油“双权”的企业不断增加，形成了多元、有序、有活力的原油进口队伍。

　　在中游环节，2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，会议强调推动石油天然气管网运营机制改革，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。2019年5月，《油气管网设施公平开放监管办法》印发，推动油气管网设施运营企业公平公正地为所有用户提供油气管网设施服务。2019年12月，国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌成立，标志我国以“管住中间、放开两头”为核心的油气体制改革初具成效。此后，广东、海南、湖北、湖南、福建等省级天然气管网以多种形式融入国家管网，“全国一张网”基本成型。

　　在下游环节，油品质量和生产供应能力逐步提升，安全、环保、能耗、碳排放等方面的标准和监管不断加强。完善油气加工环节的准入退出机制，合理优化产能总量和布局，促进市场优胜劣汰。2017年《加快推进天然气利用的意见》出台，明确将进一步完善居民用气定价机制。2018年出台理顺居民用气价格方案，实现与非居民用气价格机制相衔接，全面建立反映市场供求状况和资源稀缺程度的弹性价格机制。在上游经营主体多元化和基础设施第三方公平接入实现后，适时放开气源和销售价格，推进天然气发电价格市场化。

　　此外，我国陆续组建了上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心、深圳天然气交易中心、浙江天然气交易市场有限公司等油气现货交易平台，上市了我国第一个国际化期货品种SC原油期货，为推动我国油气市场体系建设发挥了重要作用，也将进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用。

　　但同时，我国油气行业还存在不同的体制机制制约因素，如上游环节市场主体不够丰富，中游环节油气运营机制仍待完善，下游配气环节还待规范等。目前，国内油气体制改革已经进入深水区，如何更好地培育市场主体，激活市场竞争，以推动能源高质量发展，成为行业关注。

　　针对油气体制存在的问题，此次中央深改委会议要求“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”，并从深化石油天然气市场体系改革、加大市场监管力度、深化油气储备体制改革等方面对今后油气发展提出了指引。随着新的政策文件的出台，我国油气体制机制改革有望驶入新一轮快车道。

　　国际要点

　　1.“欧佩克+”持续收缩产量，给予油市底部支撑

　　7月3日，全球最大原油出口国沙特表示，将每日100万桶自愿减产有效期延长至8月，而俄罗斯和阿尔及利亚则自愿将8月份每日出口量分别降低50万桶和2万桶。7月5日，沙特能源大臣称，作为“欧佩克+”联盟的一部分，俄罗斯与沙特之间的能源合作关系仍非常强劲，且该联盟将采取一切必要措施来支持石油市场。

　　回顾上半年，“欧佩克+”持续收缩产量，给予油市底部支撑。具体来看，4月2日，“欧佩克+”多个成员国宣布，自5月起至今年年底减产，总减产幅度超过160万桶/日，约占全球石油产量的1.5%。6月4日，“欧佩克+”成员国达成新的协议，约定2023年已达成的减产协议将延续到年底，并同意从2024年1月1日至2024年12月31日，将原油日产量下调约140万桶，至每日4046.3万桶。此外，沙特宣布从7月起加大减产力度，自愿再减产原油100万桶/日，且减产措施有可能延长。尽管市场对“欧佩克+”减产执行率存疑，但将减产协议延长至2024年对油市未来前景仍是利好支撑。叠加此次沙特将每日100万桶自愿减产有效期延长至8月、俄罗斯和阿尔及利亚自愿将8月份每日出口量分别降低50万桶和2万桶，在一定程度上亦可提振市场信心。

　　但整体来看，目前的原油市场仍受宏观经济的抑制，市场对经济形势的担忧情绪，导致油价上行乏力。上半年的经济忧虑主要来自欧美银行业风险、美联储加息操作延续和美国债务上限危机三个方面，且经济层面的担忧在3月上旬以后成为影响油价的主线。

　　总的来说，目前原油市场仍处于底部有支撑、上方有压力的状态，预计7月油价存上涨空间，但涨势或仍将受限。

　　2.供需基本面持续宽松，欧洲有望提前达到天然气储存目标

　　7月初，欧洲TTF天然气期货价格处于30欧元/兆瓦时以下，相比年初的80欧元/兆瓦时，价格水平大幅下降。回顾上半年，全球天然气市场需求不振、供需宽松局面持续，主要地区天然气价格持续走低。

　　库存方面，欧美市场在2022至2023年供暖季结束时仍保持了较高的天然气库存，因此减少了2023年夏季的补库需求，在一定程度上缓解了市场基本面的紧张局面。数据显示，6月初，欧洲天然气储存水平比十年同期平均水平高出48%。截至6月25日，欧洲天然气储存量为76%，而2022年同期为56%。截至7月10日，欧洲整体库存达到903太瓦时，储存量突破80%。欧盟的目标是储气库到2023年11月1日达到90%的储存水平，预计这一目标有望提前达成。

　　供需方面，2022年下半年以来，欧洲工业部门天然气需求率先下降，暖冬进一步挤压了居民和商业部门的天然气需求。由于欧洲经济下行压力逐步加大，电力需求始终疲软，进入2023年二季度，需求基本已经触底。数据显示，今年1至5月欧洲用电量相比2016至2021年的平均水平下降16.6%。虽然今年夏季的气温预测相较去年更高、更具持久性，但就目前的数据来看，今夏欧洲电力需求大概率弱于去年同期。而在供应端，欧洲水电、核电出力相较去年逐步改善，风光等新能源发电也有明显恢复，加之新投产的核电和新能源发电机组对电力供应形成支撑，进一步挤压煤电和气电的空间。

　　总的来说，欧洲天然气供需基本面较为宽松，但展望下半年乃至今冬供暖季，天然气市场前景仍然存在诸多不确定性，如不利天气因素的影响、俄罗斯对欧管道气供应进一步减少的潜在风险等。标普全球分析指出，对于欧洲天然气市场来说，三季度将是一个重要的阶段，市场重点关注欧洲的天然气库存率、挪威天然气设施的夏季维护情况以及来自亚洲市场的潜在竞争。预计三季度之后，欧洲的天然气库存率将达到95%，这是近五年来的最高位。

　　国内要点

　　1.上半年原油生产保持平稳，天然气生产平稳增长

　　国家统计局2023年7月17日发布的能源生产情况统计数据显示，上半年，规模以上工业主要能源产品生产均保持同比增长，原油、天然气进口较快增长。具体来看：

　　原油生产保持平稳，进口快速增长，原油加工较快增长。上半年，生产原油10505万吨，同比增长2.1%。进口原油28208万吨，同比增长11.7%。加工原油36358万吨，同比增长9.9%。6月份，生产原油1752万吨，同比增长1.9%。加工原油6095万吨，同比增长10.2%。

　　天然气生产平稳增长，进口增速较快。上半年，生产天然气1155亿立方米，同比增长5.4%。进口天然气5663万吨，同比增长5.8%。6月份，生产天然气183亿立方米，同比增长5.5%。

　　2.渤海亿吨级油田群垦利6-1全面投产

　　7月12日，渤海亿吨级油田群——垦利6-1油田群实现全面投产，标志着我国成功掌握了非整装大型油田开发技术体系，为推动同类型亿吨级油田的经济高效开发奠定了基础，对进一步提升国家能源安全保障能力具有重要意义。

　　垦利6-1油田位于渤海南部海域，石油探明地质储量超过1亿吨，是我国渤海莱北低凸起浅层勘探发现的首个亿吨级岩性大型油田。截至目前，垦利6-1油田群日产原油突破8000吨，预计高峰时期每年可贡献原油超200万吨。油田群的开发主要包括5个区块，由9座无人井口平台和1座中心处理平台组成，是我国海上迄今为止智能井口平台最多的开发项目。同时，垦利6-1油田群的开发在设计之初就积极落实“双碳”战略，与渤中-垦利油田群岸电应用工程同期设计、同期建造、同期投产，是我国海洋石油工业上首个在设计之初就引入岸电的油田。相比自发电，平均每年减少天然气消耗8000万立方米，节能近12万吨标准煤。

　　作为我国第一大原油生产基地，目前渤海油田累产原油已突破5亿吨大关，是中国海域产量最高、规模最大、效益最好的主力油田。近年来，渤海油田连续勘探发现渤中19-6、垦利6-1、垦利10-2、渤中13-2、渤中26-6等5个亿吨级油气田。2022年，渤海油田年度新增油气探明地质储量近3亿吨，创造历史最高水平。此次垦利6-1油田群实现全面投产，将助力渤海油田实现‍‍2025年上产4000万吨的目标。

　　3.我国浅层常压页岩气开采取得突破

　　6月26日，中国石化部署在重庆武隆地区的风险探井——坪地1HF井自投产以来累计产气超800万立方米，该井的连续稳产、高产突破证明了浅层常压页岩气具有良好的勘探开发潜力。浅层常压页岩气井具有井深更浅、投资成本更低等优点。但是，与高压页岩气相比，常压页岩气地层能量弱、含气量不足，单井产量较低，效益开采难度更大。坪地1HF井于2021年4月投产，稳定日产气达4.6万立方米，初步评价单井可采储量0.4亿立方米。井埋深1000米左右，为典型的浅层常压页岩气。这口井的突破，盘活了该区域埋深500~2000米、资源量970亿立方米的浅层常压页岩气。

　　坪地1HF井所在的中国石化南川页岩气田是我国首个常压页岩气田，自2017年投产以来，累计生产页岩气达58.25亿立方米，目前日产气达到420万立方米。作为川气东送的四大气源地之一，为长江中下游提供清洁能源。

　　4.我国首次实现二氧化碳长距离密相管输

　　7月11日，我国首条百万吨输送规模、百公里输送距离、百公斤输送压力的高压常温密相二氧化碳输送管道工程——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运，标志着我国首次实现液体二氧化碳长距离密相管输。密相指的是二氧化碳在高于临界压力和低于临界温度、即操作压力高于7.38兆帕和操作温度低于31.1摄氏度的条件下所呈现的一种状态。二氧化碳管道运输在运输规模、成本和社会效益方面具有明显优势，是实现陆上大规模、长距离、低成本运输的首选。与油品管道相比，二氧化碳管道的安全输送、设计施工、特殊措施难度更高。目前我国二氧化碳管道运输尚在起步阶段，现有少量短距离、小规模、低压力二氧化碳输送管道，运输方式仍以低温储罐公路运输为主。根据北京理工大学发布的《我国CCUS运输管网布局规划与展望》报告，要实现碳中和目标，全国需建设总里程超过1.7万千米的二氧化碳运输管道。该管道项目成功攻克了3项核心技术，首次使用了具有自主知识产权的国内首台套大排量增压泵，其投运将为我国大规模二氧化碳管道输送起到示范引领作用。

　　同时，该管道也是“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”的重要一环。“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”是我国最大的CCUS全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目，自2022年8月宣布投产以来，主要采用槽车公路运输的方式，将二氧化碳从齐鲁石化厂区装车后运输到胜利油田各采油区。该管道投产后，每年可减少车辆运输4万辆次，大幅降低公路运输安全风险、运输成本和沿线公路交通资源占用，减少运输环节二氧化碳排放0.4万吨，对于推动我国CCUS全产业链规模化发展具有重要意义。

　　5.天然气储运能力进一步增强

　　国内首个千万吨级LNG接收站一期工程投产。6月25日，唐山LNG接收站项目完成首船LNG接卸，标志着国内首个千万吨级接收站一期工程投产。唐山LNG接收站项目规划建设20座20万立方米储罐，一座年周转能力1200万吨的接收站码头及配套设施，是目前国内设计存储能力最大的LNG项目。一期工程包括4座20万立方米储罐、一座年处理能力500万吨的接收站工艺厂及配套设施。项目全部投产后将成为我国最大LNG接卸储备中心，对优化京津冀地区能源结构具有重要现实意义。

　　5座全球最大LNG储罐主体结构完工。7月3日，华南地区规模最大天然气储运基地——金湾“绿能港”二期项目5座全球单罐容量最大的27万立方米LNG储罐，实现主体结构完工。金湾“绿能港”位于广东省珠海市金湾区高栏港，二期项目同时建设5座27万立方米LNG储罐及配套设施。据了解，二期项目预计2024年建成投产后，金湾“绿能港”将成为华南地区规模最大的天然气储运基地，年处理能力可提升至700万吨，折合气态天然气约100亿立方米，可实现减排二氧化碳3352万吨。

　　我国首条直通雄安天然气管道正式投产。6月29日，国家天然气互联互通重点工程——蒙西管道项目一期工程成功投产，这是我国首条直通雄安的天然气主干管道。蒙西管道全长1279千米，途经内蒙古、山西、河北、天津四省（区、市）。本次投产的蒙西管道一期工程总长413.5千米，起自天津LNG临港分输站，终至河北保定定兴分输站，最大管径1016毫米，年设计输气量66亿立方米。蒙西管道一期工程投产后，将进一步优化环渤海地区天然气基础设施布局，带动沿线地区能源转型和绿色低碳发展。

　　6.中卡再签重磅天然气协议

　　6月20日，中国石油与卡塔尔能源公司签署重磅合作协议。根据协议，卡塔尔能源公司将在未来27年内持续向中国石油供应400万吨/年的LNG资源，并向中国石油转让北方气田扩容项目1.25%的股份。卡塔尔是全球最大的LNG出口国。北方气田是卡塔尔与伊朗共享的世界最大气田的一部分（伊朗部分被称为南帕尔斯气田）。北方气田扩容项目包括气田开发和4条800万吨/年的LNG生产线，建成投产后将新增LNG年产能3200万吨，届时卡塔尔LNG年出口能力将提升至1.1亿吨。

　　在过去七个月时间里，中国石化已经率先与卡塔尔签署了和中国石油内容一致的合作协议。2022年11月，中国石化与卡塔尔能源公司签署为期27年的LNG长期购销协议，卡方将每年向中国石化供应400万吨LNG。这是北方气田扩容项目宣布的第一份长期购销合同，也一举成为LNG行业史上时间跨度最长的天然气供应协议。随后，双方于2023年4月签署北方气田扩容项目参股协议，中国石化获得该项目1.25%的股份。

　　中国石化、中国石油相继与卡塔尔能源公司签署了内容一致的合作协议：长协购气、项目入股。至此，卡塔尔拿到中国“两桶油”的两单史上最长购气协议，为其超级LNG项目绑定了两大买家；对于中国油气公司来说，通过该合作对国际LNG资源进行投资布局，也是提升清洁能源供应安全性、稳定性和可靠性的重要举措。

　　7.国内成品油价格按机制上调

　　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7月12日24时起，国内汽油价格上调155元/吨，柴油价格上调150元/吨。折合升价，92号汽油上调0.12元/升，95号汽油上调0.13元/升，0号柴油上调0.13元/升。本轮是2023年第十四次调价，调价后，国内成品油价格年内呈现“六涨六跌两搁浅”格局。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6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20.8元。

　　本轮计价周期内，国际油价先抑后扬。虽然美联储7月加息的概率持续增强，市场对欧美经济的担忧情绪仍在，但沙特、俄罗斯进一步减产以及亚洲需求增长的预期，均释放了积极信号。整体来看，供应趋紧带来的利好，超过担忧全球经济增长放缓的利空。计价周期内挂靠油种均价上移，所对应的原油综合变化率正向区间运行，开启本轮零售价上调窗口。目前来看，沙特坚定推进单独的额外减产，且美国夏季燃油消费高峰期仍在延续，亚洲经济和需求前景也被看好。以当前的国际原油价格水平计算，预计下一轮成品油价格上调的概率较大。

责任编辑：张栋钧