油气市场研报（2024年3月）
（来源：中能传媒能源安全新战略研究院 作者：杨永明）
焦点月评
✦ 油企入局充电桩赛道大有可为
市场供需
✦ 国际原油供应趋紧格局延续
✦ 国际天然气供应端问题频发
✦ 国内油气生产稳定增长
✦ 国内新增LNG接收能力创新高
企业动态
✦ 中国海油公布2023年年度报告
✦ “三桶油”持续加码CCUS技术布局
✦ 中国石化发布《制氢加氢一体站技术指南》团体标准
✦ 中国石油第一个规模化绿氢项目制氢装置投产
行业资讯
✦ 勘探开发取得重要进展
✦ 天然气顺价机制持续推进
✦ 国内油价调整遇年内第二次搁浅
焦点月评
01
油企入局充电桩赛道大有可为
当前，我国新能源汽车产业发展已经进入了高速发展阶段。2023年，新能源汽车产销量分别达944.3万辆和949.5万辆，分别同比增长30.81%和37.9%，产销量连续9年位居世界第一，占全球的比重超过60%。我国新能源车渗透率达到31.55%，从5%到超过30%仅用4年。作为国民经济的重要支柱产业，新能源汽车产业已成为中国制造业的一张新名片。2024年政府工作报告中，多次提及新能源汽车，可见其在加快产业转型、促进消费增长、扩大贸易规模等方面的重要性越来越高。
新能源汽车的发展，离不开补能体系的有效支撑。随着我国新能源汽车保有量快速上升，其推广应用主要矛盾从“里程焦虑”向“补能焦虑”转移，加快推进充电桩等配套设施建设，不仅有利于缓解消费者补能焦虑，而且有利于形成新能源汽车对传统燃油车的市场竞争优势。基于充换电市场的重要机遇，大型油企已纷纷入局新型补能市场，努力在竞争日益加剧的充换电行业抢占先机。
中国石化锚定中国头部充电运营商的第一直销平台的发展目标，加快推进充电业务的发展，截至2023年底，累计建设充换电站6000余座，全国充电一张网和第一直营平台初具规模，充电网络遍布全国31个省（直辖市）的370座城市。
中国石油于2023年9月斥资近15亿元将我国最早开展充电业务的央属企业、拥有超2.5万台公共充电桩的普天新能源纳入麾下，同年10月又与重庆奥动新能源科技有限公司合作成立重庆中油奥动新能源科技有限公司，经营项目之一就是电车充电基础设施运营。
中国海油于2022年8月在湖南长沙投资建设首座集加油、充电、光伏发电于一体的综合能源站；2022年9月与南网电动合作的广连高速服务区20座油电合建站全部投运；2022年11月与蔚来汽车合作共建的首座换电站投运；2023年4月与理想汽车合作共建的首座超充站投运；至2023年10月底，已累计投运含有充电业务的综合能源站90座，在建18座。
出于充换电行业热度提升带来的市场机会，以及在新能源汽车产业发展下自身转型的需要，进入2024年，油企发展充换电业务的力度持续。1月，中国石化江苏石油分公司与万帮数字能源股份有限公司合资成立的“中石化万帮新能源（江苏）有限公司”正式揭牌，合资公司成立后，江苏石油在全省建设运营充电位增至8500余个。同月，中国石化北京石油小武基充电站投入运营，该站是北京石油首座运用华为液冷超充技术打造的全液冷超快充站，也是目前全国最大的全液冷超快充站。3月，中国石化先后与吉利控股集团、宁德时代新能源科技股份有限公司签署战略合作框架协议，未来将充分发挥各自优势，拓宽合作领域，延伸产业链条，加快转型升级步伐。
将业务版图延伸至充电桩的赛道，“三桶油”本身就具有一定优势。他们实力雄厚，拥有土地资源，又有网络优势、服务优势和品牌优势。不过，即使在天时地利人和的情况下，也要看到，当下充换电市场的参与者众多，有实力的角色都想来分一杯羹。如何在激烈的市场竞争中站稳脚跟，如何利用自身优势做好服务和精细化运营，是这些油企需要深入思考的问题。
中国新能源汽车快速发展，引领全球交通能源的转型，也为油气行业提供了难得的发展机遇。拥抱新的变革，需要新的技术、新的服务和创新的商业模式，这需要各方加强合作，共同构建绿色能源的生态圈。
市场供需
01 国际原油供应趋紧格局延续
近期，基本面与地缘冲突交织，多重因素影响国际原油市场。具体来看，在供应端，3月3日，“欧佩克+”代表表示，“欧佩克+”同意将自愿减产措施延长至第二季度末。根据几个成员国的声明，名义减产总量约为220万桶/日。据统计，沙特每日自愿减产规模为100万桶，俄罗斯47.1万桶，伊拉克22万桶，阿联酋16.3万桶，科威特13.5万桶，阿尔及利亚5.1万桶，阿曼4.2万桶，哈萨克斯坦8.2万桶。据测算，自2022年以来，“欧佩克+”承诺的减产总量约为586万桶/日，相当于全球日需求的5.7%。此外，红海地区局势持续恶化，巴以冲突带来的外溢风险继续加大，乌克兰对俄罗斯炼油设施发动袭击，动荡不安的地缘政治局势给石油供应增加压力，供应趋紧格局延续。在需求端，1至2月美国炼厂处于检修高峰季，2月底随着美国炼厂陆续检修完毕，开工率持续回升，原油需求不断增加。并且驾驶季即将到来，汽油需求有望进一步提升，季节性因素将对需求形成支撑。与此同时，全球经济增长乏力影响需求增幅。3月20日，美联储FOMC会议维持利率在5.25%～5.5%区间不变。经济预测对2024年经济和就业更乐观，维持年内降息三次的预测。但目前来看，首次降息的节点存在更大不确定性，6月和7月降息均有可能。
今年以来，两大国际基准油价连月上涨，目前涨至2023年11月1日以来的高点，截至3月20日，WTI价格为81.68美元/桶，周环比上涨2.46%；布伦特价格为85.95美元/桶，周环比上涨2.28%。花旗银行认为，2024年，国际油价将维持在75美元/桶左右，但有望冲击三位数，未来12至18个月可能升至每桶100美元，推动油价上涨因素包括地缘政治风险上升、“欧佩克+”进一步减产、主要产油国供应中断等。渣打银行也认为，随着供应形势趋紧，国际油价可能达到并超过90美元/桶，其中，2024年第四季度，布伦特原油价格将超过100美元/桶；2025年，布伦特原油均价将达到109美元/桶的高位。
02 国际天然气供应端问题频发
近期，国际天然气供应端问题频发。在欧洲市场，挪威气田计划外检修导致天然气供应减弱，TTF价格短期内呈上涨趋势。由于压缩机故障，挪威Aasta Hansteen气田的计划外维护预计减少天然气产量750万立方米/日，而原计划为2580万立方米/日。此外，由于受到欧洲碳信用证价格飙升的影响，市场对天然气关注度增加，影响价格上涨。根据欧洲天然气基础设施协会数据，截至3月18日，欧洲整体库存为679太瓦时，库容占有率59.53%，市场库存保持适宜。
在亚洲市场，东北亚地区市场价格呈震荡趋势。受3级气旋影响，飓风“桑迪”和“梅根”登陆澳大利亚北部，导致澳大利亚高更LNG、冥王星LNG及西北大陆架LNG出口延期，或将引起东北亚地区供应短缺。3月18日，即5月交付月首日，东北亚LNG到岸价格飙升至9.95美元/百万英热，为自2月15日以来新高。但目前来看地区库存仍较为适宜，难以形成持续大幅涨价。
在美国市场，目前美国国内市场供应充足，从出口来看，自由港检修产线仍未复工，美国LNG出口码头原料气供应保持低位且仍在下降，市场供应能力未完全恢复，东北亚地区需求渐起，LNG进口意向较强，但欧洲天然气进口需求较为疲软，抑制价格大幅上涨。截至3月19日，美国亨利港天然气期货结算价格为1.744美元/百万英热，周环比上调0.03美元/百万英热，涨幅为1.75%。
全年来看，虽然近期拜登政府暂停审批向非自由贸易协定国家出口LNG的新LNG项目，但美国以外的一些项目，如阿联酋Ruwais LNG项目和巴布亚LNG项目，以及美国已获批向非自由贸易协定国家出口LNG的项目，预计将在未来一年左右做出最终投资决定，这将使LNG供应宽松。此外，卡塔尔能源公司宣布在资源丰富的北方气田开发一个1600万吨/年的扩产项目，即北方气田西部扩能项目。预计该项目将在2030年之前投产，即使没有其他项目的最终投资决定，这也将使天然气市场到2030年底保持供需平衡。
03 国内油气生产稳定增长
2024年3月18日，国家统计局发布2024年1至2月能源生产情况。1—2月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油、天然气生产稳定增长。
原油生产稳定增长，进口增速加快。1—2月份，规上工业原油产量3511万吨，同比增长2.9%，增速比上年12月份放缓1.7个百分点；日均产量58.5万吨。进口原油8831万吨，同比增长5.1%，增速比上年12月份加快4.5个百分点。
原油加工增速有所加快。1—2月份，规上工业原油加工量11876万吨，同比增长3.0%，增速比上年12月份加快1.9个百分点；日均加工197.9万吨。
天然气生产增速加快，进口保持较快增长。1—2月份，规上工业天然气产量417亿立方米，同比增长5.9%，增速比上年12月份加快3.0个百分点；日均产量6.9亿立方米。进口天然气2210万吨，同比增长23.6%，增速比上年12月份放缓0.1个百分点。
04 国内新增LNG接收能力创新高
海关总署近日公布的数据显示，2023年中国LNG进口量达7132万吨（约984亿立方米），同比增长12.6%，再次超越日本，成为全球最大LNG进口国。中国石油集团经济技术研究院日前发布的《2023年国内外油气行业发展报告》数据显示，2023年LNG进口量占全国天然气进口量的59.4%，较上年上涨1.2个百分点。
LNG进口量增加的同时，新增LNG接收能力也创历史最高纪录。2023年，全国新建4座LNG接收站，扩建2座，合计新增LNG接收能力1880万吨/年。截至2023年底，全国已投运LNG接收站28座，总接卸能力达1.16亿吨/年。今年预计还有2座LNG接收站扩建项目投入运营，8座新增LNG接收站相继投产，并且多数项目将于年底投产，LNG接收能力将会达到17029万吨，较2023年提升4075万吨。此外，2023年新投运的4个接收站也将在2024年常态化运行，LNG进口量预期增幅较大。
随着LNG进口能力加速释放，各梯队进口商规模快速增长，梯队间战略布局逐渐明朗。第一梯队以“三桶油”为主，其战略重心逐步由进口商向国际贸易商转移。在俄乌冲突影响下，亚欧国际套利窗口开启，长协转卖带来一定利润，同时出于对资源供应越来越充裕的预判，“三桶油”近年新签长协逐步转变为FOB模式（离岸价），便于在国际市场转卖。第二梯队进口队伍逐步扩大，新增新天、北京燃气、广州燃气、浙能、佛山燃气和香港LNG等新进口商，其投运接收站逐步上马，为进口提供了强有力的基础设施支持。第三梯队进口商多为国内大中贸易商或有自有终端的大型用户，这部分用户普遍拥有较稳定的分销客户或终端，能够合理消化资源，但用户规模较小，多以窗口期或多方拼船购买资源为主。今年以来，已经进行资源进口的企业有山东奥德、京燃能源、深圳能源、华润燃气等。
企业动态
01 中国海油公布2023年年度报告
3月21日，中国海油发布2023年年度报告。2023年，公司实现营业收入4166.09亿元，同比下滑1.33%；实现归母净利润1238.43亿元，同比下滑12.60%；实现扣非归母净利润1251.88亿元，同比下滑10.74%。
截至2023年末，公司净证实储量达到67.84亿桶油当量，储量替代率高达180%，储量寿命连续7年稳定在10年以上，增储步伐稳步前行。2023年，公司净产量达6.78亿桶油当量，同比增长8.7%，连续5年创历史新高；其中，石油液体产量529.5百万桶，同比增长8.1%，天然气产量8647亿立方英尺，同比增长11.0%。2024年，公司继续稳产增产，提高采收率和生产时率、降低自然递减率，多个重点项目于2023下半年和2024年初投产，如巴西Buzios 5项目2023年6月投产、高峰日产量20万桶油当量，陆丰12-3油田开发项目2023年9月投产、高峰日产量3万桶油当量，渤中19-6凝析气田I期开发项目2023年11月投产、高峰日产量3.7万桶油当量，圭亚那Payara项目2023年11月投产、高峰日产量22万桶油当量，巴西Mero 2项目2024年1月投产、高峰日产量18万桶油当量，同时公司陆上天然气产量实现5年增长约3倍。据公司规划，2024—2026年目标产量将进一步达7.0亿～7.2亿桶油当量、7.8亿～8.0亿桶油当量、8.1亿～8.3亿桶油当量，产量增长势头不减。
公司深挖成本下降潜力，一方面，不断提升钻完井核心技术能力，缩短项目开发周期；另一方面，开发平台向工程标准化转变，推动新项目增速提效。2023年，公司桶油主要成本管控效果明显，同比下降5.13%。2023年公司完成资本支出1296亿元，其中，勘探、开发、生产资本化的支出占比分别为15.28%、63.81%、19.68%。2024年公司计划资本支出1250亿～1350亿元，同比2023年实际完成额相对稳定。
02 “三桶油”持续加码CCUS技术布局
近日，中国海油、中国石油公布两项“国家重点研发计划”，同时指向CCUS领域技术研发——由中海油研究总院牵头承担国家重点研发计划“CO2驱油及封存安全监测技术”，中国石油勘探开发研究院牵头承担国家重点研发计划“利用大型油气藏埋存二氧化碳关键技术标准研究与应用”。目前，两项计划的实施方案均已通过专家论证。
近年来，油气行业积极推进CCUS业务，将之作为抵消碳排放、中和碳足迹的重要措施。油气巨头启动的大型CCUS项目，正在成为市场增长重要的加速器。从国内来看，我国二氧化碳地质封存的潜力巨大，近一两年间，国有油气企业加快推进CCUS工业应用专项工程建设。2023年，油气田CCUS项目全年二氧化碳注入量超200万吨。目前，“三桶油”持续加码CCUS技术布局。值得关注的是，全国两会期间，均为全国政协委员的“三桶油”一把手分别就海底和陆上CCUS技术的发展提出了重要建议。中国石油董事长戴厚良指出，拥有丰富的化石能源资源、低成本的新能源、规模化的CCS/CCUS能力的能源超级盆地，具备建设多能互补综合能源供给体系、实现源网荷储高效匹配的优势，将成为引领能源革命、建设新型能源体系的主力军。戴厚良建议，在鄂尔多斯盆地率先打造能源超级盆地碳中和示范区。中国石化董事长马永生强调要加强关键核心技术的攻关，推动CCUS产业链的示范应用和商业化进程，并加快CCUS管网规划布局和集群基础设施建设。中国石化成功建成的国内首个百万吨级CCUS项目，也为这一技术的发展提供了有力支撑。中国海油董事长汪东进则建议系统性地推动工程示范和产业化发展，设立科技重大专项，优选区域进行大规模工程示范，并建立相关制度和监管体系，体现了中国在海洋碳减排技术领域的深远布局和前瞻思考。
03 中国石化发布《制氢加氢一体站技术指南》团体标准
3月19日，中国石化发布《制氢加氢一体站技术指南》团体标准。作为氢能产业发展的“关键一公里”，加氢站是氢能市场化发展的核心基础设施，发展前景广阔。但是，目前的氢气储运环节成本高，导致当前传统加氢站的终端用氢成本较高，制约氢能产业发展。制氢加氢一体站是一种创新型建站模式，在站内实现“制、储、运、加”所有环节，可显著降低终端用氢成本。目前，已公开实施的加氢站技术规范主要针对的是传统加氢站的建设，而对于制氢加氢一体站的建设尚无明确规范作为依据，特别是对于站内制氢装置的技术要求，如设备尺寸、供热方式等亟待解决。对此，中国石化销售公司联合国内数十家氢能头部企业共同制定了首个《制氢加氢一体站技术指南》团体标准，为未来相关建设提供依据，助力制氢加氢一体站的建设。
中国石化加快打造中国第一氢能公司，在氢能交通领域，除了加快布局加氢网络，中国石化还积极探索站内制氢新模式，在辽宁、广西、青海、山东、宁夏、江西、安徽、江苏等资源条件合适的地区，开展分布式甲醇制氢、氨分解制氢、电解水制氢、天然气制氢等制氢加氢一体化项目。此前，中国石化在大连投运了我国首座甲醇制氢加氢一体站，在南宁投用了我国首座商业化氨制氢加氢一体站，采用的均为中石化石油化工科学研究院有限公司的自主研发技术。此外，中国石化正在青海、宁夏等地区建设商用电解水制氢加氢一体站。目前，中国石化已涵盖了所有分布式制氢主流路线，累计发展加氢站128座，成为全球建设和运营加氢站数量最多的企业。
04 中国石油第一个规模化绿氢项目制氢装置投产
3月16日，中国石油第一个规模化可再生能源制氢项目制氢装置在玉门油田投产，所制氢气纯度达99.99%，通过输氢管道、管式槽车等送至玉门油田炼化总厂等企业，实现从生产到利用的全流程贯通。
玉门油田可再生能源制氢示范项目于2023年8月8日正式开工，建成了包含3套1000标准立方米/小时碱性电解槽和1套质子交换膜的制氢站，年产氢能力达2100吨。该项目依托甘肃省酒泉新能源发展和化工产业集聚优势，充分利用当地丰富的风光资源，采用电解水工艺生产氢能，为化工、冶金、交通等产业提供清洁能源。截至3月20日，对外销售氢气已超4万标准立方米。该项目配套的光伏发电项目预计于今年年中投运。投运后，将探索出一条风光电与绿氢产业融合发展的路径。
行业资讯
01 勘探开发取得重要进展
2月25日，中国海油宣布，我国渤海深层油气勘探再获发现，亿吨级油田渤中26-6油田新钻探井测试产能创新高，新增油气探明储量超4000万立方米，推动该油田累计探明储量突破2亿立方米，成为全球最大的变质岩油田。渤中26-6油田位于渤海南部海域，距离天津市约170公里，平均水深22.1米，自2023年发现以来一直坚持继续勘探，先后钻探多口评价井，其中渤中26-2北2井钻遇油气层达118米，测试平均日产油超390立方米、日产气超50000立方米，创该油田新钻探井测试产能最高纪录，进一步扩大了油田的储量规模。
3月4日，我国首口设计井深超万米的科学探索井——中国石油塔里木油田深地塔科1井钻探深度突破10000米，成为世界陆上第二口、亚洲第一口垂直深度超万米井，标志着我国自主攻克了万米级特深井钻探技术瓶颈，深地油气钻探能力及配套技术跻身国际先进水平。深地塔科1井位于新疆阿克苏地区沙雅县境内，地处塔克拉玛干沙漠腹地，是中国石油在塔里木油田实施的重大“深地工程”，肩负着科学探索和油气发现两大使命。该井设计井深11100米，于2023年5月30日开钻。
3月8日，中国海油宣布，在南海珠江口盆地发现我国首个深水深层大油田——开平南油田，探明油气地质储量1.02亿吨油当量。开平南油田位于南海东部海域开平凹陷，距离深圳市约300公里，平均水深超过500米，最大井深4831米，油品性质为轻质原油。发现井钻遇油气层100.6米，测试平均日产油气超过1000吨油当量，刷新了我国深水深层油气测试产量纪录。该油田是全球核杂岩型凹陷最大的商业发现，进一步揭示了我国深水深层领域巨大的勘探潜力。
3月12日，中国石化新闻办消息显示，中国石化“深地工程·川渝天然气基地”取得重大成果，中国石化在四川盆地的第三个千亿方海相大气田——川西气田全面建成投产，年产能20亿立方米天然气，为我国西南地区及川气东送沿线提供更多清洁能源。目前，中国石化在四川盆地探明天然气地质储量近3万亿立方米，年产达到260亿立方米，累产天然气超2000亿立方米。
3月18日，中国海油宣布，我国渤海中北部海域再获亿吨级大发现——秦皇岛27-3油田，探明石油地质储量达1.04亿吨，这是渤海中北部海域时隔10年后又一个亿吨级油田，同时也是渤海油田自2019年来连续发现的第6个亿吨级油田。该油田位于渤海中北部海域，西距天津市约200公里，平均水深约25米，发现井秦皇岛27-3-3井钻遇油层48.9米，完钻井深1570米。经测试，该油田单井日产原油约110吨。油田的成功发现进一步证实了渤海复杂走滑断裂带广阔的油气勘探前景。
02 天然气顺价机制持续推进
3月15日，中国石油2024—2025年管道气价格政策出台。本次定价方案相较去年在气量分类、价格上浮幅度、资源配置比例等方面均作出调整。本次定价方案将以往的居民气量与非居民气量并轨为管制气量，进行统一定价。管制气价格在门站价基础上上浮18.5%，非采暖季中管制气量占合同总量的65%，采暖季占比55%；非管制气的固定量部分价格在门站基础上上浮70%，非采暖季中非管制气固定量占总合同量的32%，采暖季占42%，非管制气的浮动量部分与进口现货价格联动，气量占比3%；另有调峰量，在基准门站价格基础上上浮100%。
具体来看，将管制气中的居民气量及非居民气量并轨，有利于下游顺价及市场化的推进。预计定价方案调整后，非居民气量占比较大的城燃公司管制气采购成本或将有所下降。管制气资源配置比例下调，即非采暖季的管制气量供应比例进一步下调5%至65%，反映了近年来国内上游大型资源供应商资源池中，国产常规气的比重降低，国产非常规气、海外LNG等市场化气源的比重正在上升。非管制气的固定量部分价格在门站基础上上浮70%（上一合同年为上浮80%），则反映出市场化气源价格的下降。2023年以来国内外天然气供需关系紧张局势缓解，2023年全国LNG平均价格指数为4838元/吨，同比下降25%。2024年以来气价继续下降，截至2024年3月20日，全国LNG平均价格指数为4593元/吨，同比下降20%。综合以上价格政策调整，不同城燃公司根据自身居民、非居民气量的不同比例，向中国石油购气的成本变动幅度将略有差异。其中，非居民用气量占比较大的城燃公司在采暖季受益更为显著。
我国天然气顺价机制持续推进，上游降本、下游顺价叠加气量修复，2024年城燃公司盈利有望继续改善，拥有多元化气源的城燃公司受益将更为显著。从下游售价来看，2022年以来我国部分省市已陆续完善并启动居民、非居民天然气顺价机制。目前，国内顺价工作持续推进。近日，国内多座城市上调居民用管道天然气价格，疏导此前上涨的购气成本。其中：联动调整后，深圳市管道天然气居民销售价格仍采用三级阶梯气价。第一档价格为3.41元/立方米，第二档价格为3.91元/立方米，第三档价格为5.16元/立方米，平均增幅0.3元/立方米；福州市五城区居民生活用管道天然气第一阶梯销售价格由现行3.16元/立方米调整为3.61元/立方米，各阶梯气价仍按1:1.2:1.5比例相应调整；镇江市居民用管道天然气第一、二、三阶梯销售价格分别调整为2.96元/立方米、3.25元/立方米、4.14元/立方米，分别上调0.27元/立方米、0.32元/立方米、0.48元/立方米。行业分析认为，2024年更多城市有望启动天然气顺价机制，疏导城燃公司购气成本的上涨，推动城燃公司实现毛差修复。
03 国内油价调整遇年内第二次搁浅
3月18日24时，国内成品油调价窗口再次开启。国家发展改革委发布消息称，自3月4日国内成品油价格调整以来，国际市场油价震荡运行，按现行国内成品油价格机制测算，3月18日的前10个工作日平均价格与3月4日前10个工作日平均价格相比，调价金额每吨不足50元。根据《石油价格管理办法》第七条规定，本次汽、柴油价格不作调整，未调金额纳入下次调价时累加或冲抵。这是今年以来成品油调价窗口的第二次“搁浅”。本次调价落地后，成品油调控窗口将呈现“三涨一跌两搁浅”格局。
本轮成品油调价周期内（3月4日—3月17日），前期，市场基本消化了前期沙特和其他众多减产国宣布延长减产到二季度，以及美联储释放未来降息信号的消息，致使原油价格上涨动力不足，多维持高位震荡行情。后期，随着欧洲局势升级，市场担忧供应中断的风险，同时美国原油库存意外去库，这又对原油价格形成支撑，使其重心出现上移。此时已经处于调价周期后期，虽然带动原油变化率在正值范围内上行，但原油变化率对应数值较低。结合本轮调价周期内国际油价的走势来看，虽然后期国际油价一度明显上涨，但整体却呈现小幅震荡行情。据国家发展改革委价格监测中心监测，与上个调价周期相比，本周期伦敦布伦特、纽约WTI油价分别微幅上涨0.06%、0.88%。
展望后市，短期内，国际油价仍将呈现区间震荡走势。全球原油供需关系总体较为平衡，美国原油产量、库存维持高位；天气转暖带来的开工、出行消费有所增加，但难以改变整体需求的低迷状况。此外，地缘政治因素可能影响国际油价。
