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%。
行业资讯
油气勘探开发取得新进展
我国海上油气井钻探速度诞生新纪录。8月31日，中国海油高效完成海南岛南部海域某区块探井钻井作业，其中在8月20日的单日最高进尺高达2138米，创造了国内海上油气井单井日进尺新纪录，标志着我国海洋油气井钻井提速技术取得了新突破。今年以来，国内海上钻井日进尺首次突破2000米大关，钻探速度纪录一个月内在海南莺歌海盆地两次被刷新。此次打破纪录的海上天然气探井设计井深超3600米，井底最高温度高达162摄氏度，需要钻穿多套不同时期的地层，存在地层压力梯度异常等特殊情况。近年来，通过实施深层与超深层气田渤中19-6开发、恩平油田万米级超深大位移井作业、深水高压气田“深海一号”二期开发和超深水超浅层气田陵水36-1勘探评价，中国海油海洋钻完井技术实现跨越式发展。“十四五”期间，中国海油大力推进油气增储上产攻坚工程，国内海上年均钻井井数达到近1000口，较“十三五”期间增长40%。其中，深层与超深层、高温高压、深水等新领域的作业井数达到“十三五”期间的2倍，钻完井作业效率整体提升15%。
我国深水海域勘探获重大突破。9月10日，中国海油宣布，在珠江口盆地荔湾4-1构造超深水海域钻获一口天然气井，测试日产天然气无阻流量43万立方米，标志着中国超深水碳酸盐岩领域勘探首次取得重大突破。该井位于珠江口盆地面积最大的富烃凹陷——白云凹陷，水深近1640米。该井垂深近3000米，完钻井深近4400米，在水平段钻遇气层约650米。该井揭示了我国超深水抱球虫灰岩领域广阔的勘探前景，有力推动了白云凹陷天然气勘探进程。以往，我国超深水领域勘探以碎屑岩为主，该井的成功钻探首次揭示了我国超深水碳酸盐岩这一勘探新领域的巨大潜力，标志着在该领域的勘探认识与作业技术方面均取得重要突破。近年来，中国海油在超深水方面成果不断。目前，中国海油在南海北部莺歌海、琼东南、珠江口三个盆地，已先后勘探发现番禺30-1、东方13-2、荔湾3-1、“深海一号”、宝岛21-1、陵水36-1等一批天然气田，累计探明天然气地质储量突破1万亿立方米，成功建成“南海万亿大气区”。
LNG接收站建设不断推进
中国石化在广东首座LNG接收站正式投用。9月8日，来自澳大利亚满载7.2万吨LNG的“中能北海”号运输船抵达我国南海海域，顺利靠泊中国石化天然气分公司华瀛LNG接收站。首船商业气的到港接卸，标志着中国石化在广东省的首个LNG项目正式投入运营。华瀛LNG接收站是国家和广东省“十三五”能源规划重点建设项目，位于广东潮州港经济区。项目分两期建设，本次投入运营的一期工程共有3座20万立方米LNG储罐、1个LNG运输船接卸泊位及相关配套设施，年接转能力达600万吨、年供气能力达88亿立方米，可满足近4900万户家庭一年的用气需求。未来二期工程建成投用后，华瀛LNG接收站年接转能力将提升至1200万吨，届时将成为广东省最大的天然气储备和供应基地，还将提升粤东地区乃至粤港澳大湾区的天然气调峰保供能力。
国家管网集团天津LNG二期项目正式投产。9月9日，国家天然气基础设施互联互通重点工程——国家管网集团天津LNG接收站二期项目正式投产。作为国家“产供储销”体系建设的重要民生工程和能源保供项目，天津LNG二期项目于2020年4月开工，先后建成投用6座22万立方米储罐及配套外输设施。此次3座LNG储罐及配套设施投产后，天津LNG接收站总供气能力将达到1200万吨/年，总储气能力将达到近10亿立方米，气化外输能力达到7000万立方米/日，成为国内单日气化能力最强的LNG接收站，将进一步发挥LNG接收站的应急调峰作用，保障采暖季等“高月高日”期间的天然气供应需求。投产后天津LNG接收站正式迈入千万吨级LNG接收站行列，成为京津冀地区天然气保供的重要能源储备和调峰基地，极大增强华北及周边区域天然气供应和应急调峰能力。
随着能源转型的深入推进，LNG作为清洁、高效的能源资源在全球能源结构中的地位日益凸显，市场需求持续增长。目前，我国已经形成了完整的LNG产业链，LNG接收站等基础设施建设加速推进，总接收能力超亿吨。今年上半年，国内LNG消费量为1957.38万吨，同比增长31.37%。随着消费量和进口量的高速增长，预计“十四五”期间，国内LNG接收站规模仍有较大提升空间。
成品油价格迎来下调
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2024年9月5日24时起，国内汽油和柴油价格均下调100元/吨。折合升价，0号柴油下调0.09元、92号汽油和95号汽油均下调约0.08元。私家车主和物流企业的用油成本将减少。以油箱容量为50升的小型私家车计算，加满一箱92号汽油将少花4元左右；对满载50吨的大型物流运输车辆，平均每行驶100千米，燃油费用减少3.2元左右。本轮调价后，全国大多数地区车柴价格为7.2～7.4元/升，92号汽油零售限价在7.6～7.7元/升。这是今年第十八次成品油调价，也是年内第七次下调。本次调价过后，2024年成品油调价呈现“七涨七跌四搁浅”的格局。涨跌互抵后，年内汽柴油标准品分别上涨150元/吨、145元/吨。
值得一提的是，今年前两季度油价均呈现上涨走势，第一季度汽油零售价单季上涨475元/吨，柴油零售价上涨460元/吨；第二季度汽油零售价单季上涨115元/吨，柴油零售价上涨110元/吨；但到了第三季度，经过三次降价后（计入本轮调整），汽油零售价单季已下调了440元/吨，柴油零售价下调425元/吨。总体来看，年内呈现出较为明显的“先扬后抑”走势。
本轮计价周期内（8月22日—9月4日），国际原油先涨后跌，国内参考的原油变化率维持在负值范围内波动。本周期初，因中东局势升级以及利比亚东部政府宣布关闭所有油田，停止生产和出口，在投资者对供应的忧虑情绪影响下，国际油价连续3个交易日上涨。但随着美国能源信息署公布数据显示美国石油消费放缓，以及受“欧佩克+”增产前景拖累，油价逐步回落。后期因利比亚央行行长称各派别接近达成协议，对利比亚中央银行控制权之争解决方案的猜测，大大缓解了油市的紧张情绪，并推动国际油价单日大跌超4%。据金联创测算，截至9月5日第十个工作日，国内参考原油品种均价为75.82美元/桶，变化率为-1.86%。截至北京时间9月5日凌晨收盘，WTI原油期货即月合约结算价跌1.62%，报69.2美元/桶；布伦特原油期货即月合约结算价跌1.42%，报72.7美元/桶。
成品油下一轮调价窗口将在9月20日24时开启。国家发展改革委价格监测中心预计，短期内油价将呈区间波动运行。全球经济复苏乏力，原油需求增速放缓，仍对油价产生抑制。但美联储降息、地缘政治冲突等因素将加大油价波动幅度。
企业动态
“三桶油”发布中期业绩
8月下旬，中国石油、中国石化和中国海油先后公布了2024年中期业绩。按照国际财务报告会计准则，今年上半年，中国石化实现最高营收约1.58万亿元，同比下降1.1%；中国石油实现营收约1.55万亿元，同比增长5%；中国海油营收相对较低，为2267.7亿元，同比增长18%。“三桶油”归母净利润表现与营收略有不同，中国石油归母净利润最高，达886亿元，同比增长3.9%；中国海油则以相对较低的营收实现了较高的归母净利润，达797亿元，同比大增25%，“吸金”能力十足；中国石化实现归母净利润371亿元，同比增长2.6%。
具体来看，中国石油多业务协同发展，利润稳步增长。油气新能源业务供给能力稳步提升。上半年，公司坚持高效勘探，在塔里木盆地、四川盆地、准噶尔盆地取得多项重大突破和重要发现，落实多个规模油气储量区，扎实推进万米深地油气科探预探工程，深地塔科1井突破万米大关并刷新亚洲最深直井纪录。海外重点项目运行顺畅，资产结构进一步优化。上半年，公司油气当量产量1.23亿吨，同比增长1.3%，其中原油产量6445万吨，可销售天然气产量731.8亿立方米。积极推动新能源大基地布局和新能源指标竞配，新获风光发电指标725万千瓦，签订地热供暖合同面积4615万平方米。风光发电量21.7亿千瓦时、对外供电9.5亿千瓦时，分别是去年同期的2.5倍和4.5倍。深入推进CCUS业务发展，注入二氧化碳83.7万吨。油气新能源业务实现经营利润916.6亿元，同比增长7.2%。炼化新材料业务转型升级扎实推进。坚持高端化、智能化、绿色化方向，持续推动炼化转型升级，吉林石化、广西石化、独山子石化塔里木二期等重点乙烯项目建设有序推进。上半年，加工原油6.9亿桶，同比增长3.0%；生产成品油6011.9万吨，同比增长2.1%；航煤、炼油特色产品产量分别增长42.4%和10%；化工产品商品量1904.3万吨，同比增长10.2%；化工新材料产量107.4万吨，同比增长72.0%。炼化新材料业务实现经营利润136.3亿元。销售业务市场营销能力持续增强。上半年，共销售成品油7905.3万吨，其中国内销售成品油5844.7万吨。销售业务实现经营利润101.0亿元。天然气销售业务实现量效齐升。上半年，销售天然气1472.2亿立方米，同比增长12.9%；国内销售天然气1149.4亿立方米，同比增长5.8%。天然气销售业务实现经营利润168.1亿元，同比增长19.0%。
中国石化全产业链创效，提升竞争力。国内油气当量产量创新高。公司加强高质量勘探和效益开发，在四川盆地页岩气、北部湾盆地新区带等勘探取得重大突破，胜利济阳页岩油国家级示范区建设高效推进，加快推进胜利海上、塔河、北部湾等原油重点产能建设，加强老油田精细开发，积极推进顺北二区、川西海相等天然气重点产能建设，持续完善天然气产供储销体系建设，全产业链创效同比大幅增长，创历史最好水平。上半年，实现油气当量产量257.66百万桶，同比增长3.1%，其中，境内原油产量126.49百万桶，天然气产量7005.7亿立方英尺，同比增长6.0%。打造炼化业务低成本竞争力。炼油方面，上半年加工原油1.27亿吨，生产成品油7730万吨，其中，汽油产量同比增长6.6%，煤油产量同比增长15.2%。化工方面，上半年乙烯产量649.6万吨，合成纤维单体及聚合物同比增长17.8%，积极开拓境内外市场，出口量同比增长17.8%。上半年化工产品经营总量为4006万吨。成品油销售盈利保持韧性。大力开展主题营销和差异化营销，汽油和航煤经营量持续增长。充分发挥现有终端网络优势，全力推动充换电和加气网络发展，充电量和车用LNG经营量同比大幅增长，推进氢能交通稳步发展，积极向“油气氢电服”综合能源服务商转型，加强自有品牌商品建设，持续丰富易捷多元化业态。上半年，成品油总经销量1.19亿吨，同比增长2.1%，其中境内成品油总经销量9014万吨。大力推进关键核心技术攻关。深层超深层页岩气勘探理论和技术取得突破，济阳、苏北等断陷盆地页岩油开发技术有效支撑效益建产；条形沸腾床渣油加氢催化剂实现工业应用，环己烯酯化加氢制环己酮装置建成投产；智能运营中心和智能化“田厂站院”建设升级，数字孪生、5G等数字化应用建成投用。
中国海油增储上产与科技创新并行，助力绿色发展。有序推动增储上产，资源基础不断夯实。上半年，公司获得7个新发现，成功评价18个含油气构造。在中国海域，成功探获首个超深水超浅层千亿方大气田陵水36-1，标志着南海万亿大气区率先实现；在渤海、南海东部海域分别探获秦皇岛27-3和开平南两个亿吨级油田；成功评价渤中8-3南，测试日产量创中国海域深层探井最高纪录。在海外，圭亚那Stabroek区块获得新发现Bluefin，进一步扩大区块东南部储量规模；成功签署莫桑比克5个区块石油勘探与生产特许合同，进一步拓展了海外勘探潜力。加快重大项目建设，油气产量再创新高。上半年，公司净产量达362.6百万桶油当量，同比上升9.3%，创历史同期新高。公司坚持精细注水和稳油控水，中国海域在产油田自然递减率持续降低。绥中36-1/旅大5-2油田二次调整开发项目、渤中19-6气田13-2区块5井区开发项目、乌石23-5油田群开发项目等顺利投产。此外，深海一号二期天然气开发项目和巴西Mero3项目等重点新项目顺利推进。科技创新取得突破，核心竞争力不断增强。公司在勘探理论和技术方面持续突破与进步，指导发现了陵水36-1、渤中8-3南和龙口7-1等油气田；开发建设方面，流花11-1/4-1油田二次开发项目创新采用“深水导管架平台+圆筒型FPSO”开发模式，为高效开发中国海域深水油气田提供全新方案；钻完井方面，恩平21-4油田成功实施中国首个海上超深大位移井，创造中国海上最深钻井纪录和水平长度纪录，显著提高油气田开发效益。绿色发展稳健有序，油气勘探开发与新能源融合发展积极推进。中国海上首个绿色设计油田——乌石23-5油田群开发项目投产，将绿色低碳理念贯穿于设计、建造、生产全过程。中国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”累计为文昌油田群安全发电超2800万千瓦时。公司因地制宜推进光伏供电，陆岸终端光伏覆盖率达到82%。公司持续加强用能替代，上半年消纳绿电超4亿千瓦时。
