国内外油气行业形势分析（2022年7月）

国内外油气行业形势分析（2022年7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·

煤层气产量获得突破，未来开发利用值得期待

·国际要点·

国际油市收紧预期走强，国际油价高位跳水

全球天然气供应紧张形势加剧，LNG现货价格一路走高

BP：2021年能源消费呈现“油弱气强”

·国内要点·

油气供应总体平稳，增储上产成效显著油气生产开发取得新进展国内最大煤层气田在山西建成浙江省网以市场化方式融入国家管网LNG现货进口价格倒挂，LNG长协获青睐国际油价超过每桶130美元调控上限后，国内成品油价格暂不上调推动城燃老旧管道更新改造，开展燃气安全“百日行动”

焦点月评

煤层气产量获得突破，

未来开发利用值得期待

6月25日，中国石油华北油田在山西沁水盆地的煤层气井口日产气量和日外输商品气量均突破550万立方米，年地面抽采能力超过20亿立方米。至此，沁水煤层气田成为全国最大煤层气田。

近年来，随着天然气勘探开发理论和技术的突破，天然气开发对象由常规构造型气藏向非常规致密气、煤层气和页岩气拓展，特别是“十三五”期间，我国进入了常非并举发展的新阶段，非常规天然气取得了长足发展，全国年均新建产能中约70%为非常规天然气。煤层气作为清洁能源，同时也是非常规天然气，引发越来越多的关注。

我国煤层气地质资源量仅次于俄罗斯和美国，位居世界第三。经过多轮资源评价，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中已累计探明地质储量8039亿立方米。我国煤层气勘探始于上世纪90年代初，经过多年发展，现已形成沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，除此之外，四川、贵州和新疆的煤层气勘探开发也出现了较好的苗头。在以浅层低煤阶褐煤为主的内蒙古中部，打成两口日产峰值超过2000立方米的高产井；在以深煤层为主的津冀交界区域，打成日产超过1.1万立方米的大平7井，填补了世界1800米深煤层气经济开采空白。华北油田沁水盆地新钻井产能到位率达到100%，水平井万方井比例达到45%以上，气田生产驶入产量增长快车道。

据初步统计，2021年全国煤层气产量约64亿立方米，同比增长约11%。2022年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应量的4.1%。2021年至2022年取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米。作为补充天然气供应的区域性气源，煤层气开发利用规模实现快速增长，成为保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应的有效途径。

虽然已逐步实现产业化发展，但相比丰富的资源量，我国煤层气的勘探开发进度不及预期。一方面，我国煤层气资源赋存地质条件复杂，高效开发难度大，已经成熟的开发技术难以简单复制推广。另一方面，受资源禀赋、开发技术水平等因素影响，我国煤层气单井产量偏低。此外，由于前几年的低油价等因素，以及煤层气开发效果低于预期，煤层气勘探投入不足，造成开发后备区准备不足。这些都增加了煤层气企业的开发建设和生产难度，制约着我国煤层气产业的高效推进。

国家能源局组织编制的《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出2025年全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标。“十四五”期间，我国将通过加强勘探开发技术攻关，提升煤层气单井产量和开发效率；健全完善开发扶持政策，引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。在“双碳”目标实现的过程中，煤层气的资源潜力不容忽视，煤层气的勘探开发利用值得期待。

国际要点

1.国际油市收紧预期走强，国际油价高位跳水

6月，国际油市大幅收紧的预期持续走强。除了俄罗斯石油出口受挫之外，厄瓜多尔和利比亚等产油国由于国内政治动荡可能会进一步收紧供应，哈萨克斯坦因卡沙甘油田停产进行计划检修，月度石油产量环比下降22%，“欧佩克+”始终难以按照承诺水平向市场供应石油。路透社调查显示，6月欧佩克石油产量为2852万桶/日，环比下降10万桶/日，远未达到增产目标，欧佩克曾计划6月将产量提高约27.5万桶/日。6月30日，“欧佩克+”第30次部长级会议决定将2022年8月石油总产量日均上调64.8万桶。阿联酋和沙特被认为是欧佩克中仅有的两个拥有闲置产能的国家，可以弥补俄罗斯的供应减少以及其他成员国的疲软产出。6月27日，阿联酋能源部长马兹鲁伊发表声明称，阿联酋目前石油产量接近“欧佩克+”协议中该国的参考产量上限，即每日316.8万桶。另据美国能源信息署数据，截至2022年5月，全球拥有的剩余原油生产能力只有328万桶/日，不足2021年平均水平的一半。这也在一定程度上预示着未来一段时间国际石油市场的紧张形势。

然而就在6月，多国央行宣布加息。其中美联储于6月15日宣布加息75个基点，将联邦基金利率目标区间上调至1.5%～1.75%之间，成为美联储自1994年以来最大规模的单次加息，同时也是年内第三次加息。在美国大幅加息影响下，市场对美国乃至全球经济预期并不乐观，投资者关注的焦点从供需格局转向经济衰退风险，对能源需求前景的担忧情绪令油价承压，国际油价出现高位跳水。6月17日，国际油价呈现本轮计价周期的第一波大跌，WTI、布伦特原油价格双双大幅下挫，跌幅均超过5%。回顾整个6月，布伦特原油每桶下跌超过20美元，WTI每桶下跌近25美元。尽管目前全球石油需求仍然强劲，但对经济衰退的担忧无疑成为此次油价下跌的最大驱动因素。

2.全球天然气供应紧张形势加剧，LNG现货价格一路走高

6月以来，美国、俄罗斯天然气供应接连出现重大问题。6月8日，美国最大的LNG终端之一自由港发生爆炸和火灾，该终端3条生产线随即关闭。自由港每天接收约20亿立方英尺的天然气，约占美国LNG出口能力的16%，其停产事件震动美国天然气市场，并波及欧洲和亚洲市场。

6月14、15日，俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）接连两次发布通报称，由于德国西门子公司未及时向俄方交付送修的气体压缩机组等原因，俄气被迫缩减“北溪1号”天然气管道对欧洲的输气量。“北溪1号”是俄罗斯向欧洲输送天然气的现行最大跨境管道，连续两次缩减该管道共计60%的输气量，直接加剧了欧洲天然气供应压力。7月11日，“北溪1号”按照计划进入为期10天的年度检修期，暂停输气，这意味着欧洲因乌克兰危机和对俄制裁导致的天然气供应危机将进一步恶化。俄专家称，受此影响，预计整个7月“北溪1号”输气量环比将下降40%。而欧洲方面则更加担心这条管道检修期会延长甚至彻底停运，为此各国纷纷制定紧急应对措施。

随着美国自由港爆炸、“北溪1号”输气减量，LNG现货价格迅速回升，一路走高。欧洲天然气迎来自去年9月以来的最大单月涨幅，天然气基准期货6月涨幅超过50%。在亚洲，叠加日韩等国采购需求强劲等因素，LNG现货价格也一度出现暴涨。6月普氏日韩标杆JKM均价为23.433美元/百万英热单位。专家指出，今年冬季一旦出现极寒天气、俄欧天然气管输继续减量、美国上游增产不及预期、涉俄油气制裁加剧等任意情况之一，LNG现货价格的上涨都将面临失控风险。

3.BP：2021年能源消费呈现“油弱气强”

6月28日，《bp世界能源统计年鉴》2022年版发布。报告显示，2021年全球石油消费仍低于2019年水平，而天然气的消费则已高于2019年水平。

石油方面，2021年，随着全球防疫封控逐步解除和经济活动复苏，全球石油消费量同比增长530万桶/日，但与2019年相比仍低370万桶/日。从地区看，消费量增长主要来自美国（150万桶/日）、中国（130万桶/日）和欧盟（57万桶/日）。从行业看，需求不振主要体现在交通领域与航空相关的石油需求上，航空领域每日石油消耗量较2019年低250万桶。2021年全球石油产量同比增长140万桶/日，“欧佩克+”占到增量的75%以上。利比亚（+84万桶/日）、伊朗（+54万桶/日）、加拿大（+30万桶/日）是增产最多的国家；而尼日利亚（-20万桶/日）、英国（-17万桶/日）、安哥拉（-15万桶/日）是减产最多的国家。过去的一年，石油价格上涨约70%，布伦特原油均价达到70.91美元/桶，是自2015年以来油价第二高的年份。另外，2021年全球炼油产能出现近30年来的首次下降，减少约50万桶/日，主要是由于经合组织国家产能大幅降低（-110万桶/日），这是自1998年以来的最低水平。

天然气方面，2021年全球天然气需求增长5.3%，高于2019年疫情前的水平，首次突破4万亿立方米大关。2021年中国超过日本成为全球最大的LNG进口国，占到全球LNG需求增量的近60%。过去的一年，天然气价格暴涨成为热点之一。2021年，欧洲天然气价格上涨了4倍，亚洲天然气价格上涨了3倍。

同时，BP在报告中指出，全球能源系统面临着近50年来的最严峻挑战和不确定性，当前恶化的国际形势导致的供应短缺和价格飙升，使得如何解决“安全”“经济”和“低碳”能源三难问题变得愈发重要。

国内要点

1.油气供应总体平稳，增储上产成效显著

国家发展改革委7月14日举行上半年经济形势媒体吹风会表示，今年以来能源供需总体平稳。油气增储上产成效显著，1-5月全国原油产量8569万吨，同比增长4.1%；天然气产量924亿立方米，同比增长5.8%。加强油气储备能力建设，做好生产运行调度，保障成品油供应充足稳定、天然气供需平稳，目前地下储气库已完成全年注气计划进度的60%。

另据国家统计局7月15日发布的能源生产情况统计数据，6月，我国原油生产稳定增长，进口由升转降；原油加工量降幅收窄；天然气生产增速放缓，进口降幅扩大。具体数据如下：

6月份，生产原油1719万吨，同比增长3.6%，增速与上月持平，日均产量57.3万吨。进口原油3582万吨，同比下降10.7%，上月为增长11.9%。加工原油5494万吨，同比下降9.7%，降幅比上月收窄1.2个百分点，日均加工183.1万吨。生产天然气173亿立方米，同比增长0.4%，增速比上月放缓4.5个百分点，日均产量5.8亿立方米。进口天然气872万吨，同比下降14.6%，降幅比上月扩大4.0个百分点。1-6月份，生产原油10288万吨，同比增长4.0%。进口原油25252万吨，同比下降3.1%。加工原油33222万吨，同比下降6.0%。生产天然气1096亿立方米，同比增长4.9%。进口天然气5357万吨，同比下降10.0%。

2.油气生产开发取得新进展

我国首个自营超深水大气田“深海一号”累计产气超20亿方。6月25日，我国迄今为止发现的平均水深最深、勘探开发难度最大的海上超深水气田“深海一号”投产一周年，累计生产天然气突破20亿立方米，累计外输凝析油超过20万立方米，成为我国“由海向陆”保供粤港澳大湾区和海南自贸港的主力气田。据悉，“深海一号”大气田在投产5个月内实现产能达峰，预计2022年全年产量将达到30亿立方米。

世界最大致密砾岩油田玛湖油田原油累产超千万吨。6月1日，玛湖油田原油日产8200吨，累产1012.6万吨，突破千万吨大关。该油田位于新疆准噶尔盆地西北部，探区面积7300平方千米，储量规模10亿吨级，是全国罕见的石油富集区带，是世界最大砾岩油田。预计今年玛湖油田产量将达到310万吨，2025年将实现年产500万吨目标。

国内陆上最深气井纪录诞生。6月23日，中国石油在西南油气田双鱼001-H6井安全钻至9010米井深完钻，创造国内陆上最深气井纪录。双鱼001-H6井，是西南油气田双鱼石区块田坝里构造的一口超深、超高温、超高压水平井。钻井日志显示，该井井温超过180摄氏度，地层压力超过130兆帕。井深9000米的突破，攻克了“超高温、超高压、超井深”等地质复杂难题，为钻井工程技术发展提供了宝贵经验，为扩大油田含油气范围、寻找深部天然气资源具有十分重要的意义。

3.国内最大煤层气田在山西建成

6月25日，华北油田公司山西沁水煤层气田井口日产和日外输商品气量双双突破550万立方米，年地面抽采能力超过20亿立方米，建成国内最大的煤层气田。

山西省煤层气资源是全国煤层气资源最为丰富的地区之一，约占全国的三分之一。而沁水盆地煤层气储量又占山西省的三分之二，沁水煤层气田主体位于山西省晋城地区，面积3000多平方千米，估算煤层气资源量6000亿立方米，大规模开发前景广阔。截至目前，沁水煤层气田已经累计钻井4600口，累计开采煤层气110亿立方米，气田所产煤层气通过接入国家骨干输气管网、液化天然气外销、地方销售等渠道，满足了河南、山西以及京津冀区域的部分民生用气需求。未来三年，沁水煤层气田年产气量有望达到30亿立方米以上，将为保障煤矿安全、减少温室气体排放发挥重要作用。

4.浙江省网以市场化方式融入国家管网

7月12日，国家管网集团与浙江省能源集团举行浙江省天然气管网融入国家管网签约仪式。根据协议约定，双方合资成立国家管网集团浙江省天然气管网有限公司，作为浙江省天然气管网的唯一建设运营主体，按照“统一规划、统一建设、统一运营、统一管理、统一运价”原则，推进浙江省内国家天然气干线和支干线管道建设。

目前，浙江省级天然气管网里程已超过2500千米，与沿海LNG接收站相连通，是我国“海气上岸”重要通道之一，在全国天然气管网布局中具有典型性和代表性。“十四五”期间，国家管网集团在浙江地区规划新建省级天然气管道1600千米、LNG接收站1座，同步实施互联互通工程，优化省网布局。预计到2025年，浙江省级天然气管道总里程将超过4000千米。

截至2021年底，国家管网集团已与广东、海南、湖北、湖南、福建、甘肃等多个省份签署合作协议建立省级管网公司，天然气“全国一张网”全面铺开。此次浙江省级天然气管网融入国家管网，标志着“全国一张网”建设又迈出重要一步。

5.LNG现货进口价格倒挂，LNG长协获青睐

今年上半年，国际LNG价格居高不下，LNG现货进口价格深度倒挂。如前所述，6月普氏日韩标杆JKM均价为23.433美元/百万英热单位（约合9000元/吨），而当月国内LNG销售价格约6300元/吨，单船现货进口亏损就可达2亿元。持续处于高位的LNG价格导致下游市场需求疲弱，煤炭等替代资源需求提升。数据显示，今年1-5月，我国进口LNG接近2700万吨，同比减少20%。为提高竞争力，市场参与方纷纷丰富自身资源结构，寻求LNG长协等气源供应，在优化成本端的同时有效应对国内外市场波动风险。今年，我国LNG贸易量超过80%来自长协。相比之下，去年长协在贸易量中占比仅为60%。

7月7日，Stena Crystal Sky号LNG运输船在美国得克萨斯州萨宾帕斯港完成装船发运。该船装载LNG约7.4万吨，是新奥与切尼尔LNG购销协议交付的首船LNG，共装载LNG约7.4万吨。新奥股份与切尼尔能源于2021年10月签署了为期13年的LNG长期购销协议，也是新奥股份首单FOB长协。此次交付意味着新奥与切尼尔LNG长协正式落地。

此外，为及时有效疏导气价矛盾，促进燃气行业可持续良性发展，保障天然气安全稳定供应，全国多个城市已适时调整天然气价格。近期，国内武汉、南昌等多个城市启动非居民用管道天然气销售价格联动机制，非居民气价上浮。

6.国际油价超过每桶130美元调控上限后，国内成品油价格暂不上调

据国家发展改革委消息，7月12日24时，新一轮成品油调价窗口开启，国内汽、柴油价格有所降低。此次油价调整具体情况如下：国内汽、柴油零售限价每吨分别下调360、345元。全国平均来看：92号汽油每升下调0.28元；95号汽油每升下调0.30元；0号柴油每升下调0.29元。本次零售限价下调后，除海南及部分多价区地区外，其余地区的92号汽油价格将全部回归至8元时代。

就在此前不久，6月29日，国家发展改革委发文明确，国际油价超过每桶130美元调控上限后国内成品油价格暂不再上调。我国石油外采比例超过70%，按照现行成品油价格机制，国内成品油价格根据国际市场原油价格（成品油调价日前10个工作日的平均价格，以下简称国际油价）变动，每10个工作日调整一次。根据《石油价格管理办法》有关规定，当国际油价超过每桶130美元调控上限后，汽、柴油价格原则上不提或少提。为减轻下游用户和消费者负担，降低实体经济运行成本，经国务院同意，当国际油价超过每桶130美元调控上限后，国内成品油价格短期内（不超过两个月）不再上调，后续如国际油价高于每桶130美元调控上限的时间累计超过两个月，将提前明确有关政策措施。同时，为保护炼油企业生产积极性，保障成品油安全稳定供应，由中央财政对炼油企业给予阶段性价格补贴，补贴标准为调价周期内汽、柴油价格应调未调金额，符合条件的炼油企业均可按流程提出申请。

7.推动城燃老旧管道更新改造，开展燃气安全“百日行动”

6月10日，国务院办公室发布《城市燃气管道等老化更新改造实施方案（2022-2025年）》。在此之前，住房和城乡建设部、国家发展改革委下发了《关于做好2022年城市燃气管道等老化更新改造工作的通知》，要求各地政府要组织研究制定2022年城市燃气管道等老化更新改造计划，并积极申请中央预算内投资，同时要抓紧推进老旧管网更新改造。而此次国务院发文推动城燃老旧管道更新改造，更是明确提出2022年抓紧启动实施一批老化更新改造项目；2025年底前，基本完成城市燃气管道等老化更新改造任务。随后，7月8日，国家发展改革委发布《城市燃气管道等老化更新改造和保障性安居工程中央预算内投资专项管理暂行办法》指出，城市燃气管道等老化更新改造和保障性安居工程中央预算内投资专项对符合条件的项目予以支持。

7月4日，国务院安委办在京召开全国燃气安全防范专题视频会议。为坚决遏制燃气事故多发频发势头，根据国务院安委会部署要求，国务院安委办、应急管理部、住房和城乡建设部、市场监管总局决定从即日起至10月底开展燃气安全“百日行动”。会议强调，要扎实开展燃气安全“百日行动”，尽快扭转事故多发的被动局面，同时继续深入开展全国城镇燃气安全排查整治工作，根据安全风险程度，加快老旧燃气管线更新改造，着力从根本上消除事故隐患、从根本上解决问题，全面提升燃气本质安全水平。