油气市场研报（2024年11月）
（来源：中能传媒研究院 作者：杨永明）
焦点月评
✦ 十年磨一剑，中俄能源合作再升级
市场供需
✦ 国际原油价格持续走低
✦ 全球天然气供应仍然紧张
✦ 国内油气生产平稳增长
✦ 国内天然气增产保供积极推进
行业资讯
✦ 油气勘探开发取得新进展
✦ 天然气储运能力不断提升
✦ 成品油价格调整搁浅
✦ 成品油出口退税率下调至9%
✦ 多地调整非居民用管道天然气销售价格
企业动态
✦ “三桶油”发布前三季度经营业绩
行业政策
✦ 我国首部能源法正式落地
✦ 新矿产资源法自2025年7月1日起施行
焦点月评
十年磨一剑，中俄能源合作再升级
11月18日，我国重要的能源大通道——中俄东线天然气管道工程全线完工，进入投产前最后的准备阶段。中俄东线天然气管道全长5111千米，北起黑龙江黑河，南至上海，是我国四大油气战略通道的重要组成部分。全线按照北段、中段、南段分段建设。南段工程起自河北永清，止于上海，全长1509千米，其中新建安平—泰兴段和南通—甪直段管道共1243千米，安平—泰兴段管道已于2022年投产运行。本次完工的是中俄东线南通至甪直段工程，也是中俄东线的最后一段工程。目前，中俄东线黑龙江黑河至江苏泰兴各段管道相继投产，预计将于今年年底前实现全线贯通。全线贯通后，每年可向东三省、京津冀、长三角等地区稳定供应天然气380亿立方米，可满足1.3亿户城市家庭一年的用气需求，每年可减少二氧化碳排放量1.64亿吨，减少二氧化硫排放量182万吨，为优化我国能源消费结构、推动发展方式绿色转型、助力实现“双碳”目标作出重要贡献。
中俄东线天然气管道设计输量380亿立方米/年，是目前世界上单管输量最大的长输天然气管道。其建设始于10年前。2014年5月，俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）与中国石油签署中俄东线天然气供应协议，同年9月，该管道工程的俄罗斯境内段“西伯利亚力量”管道开工建设。从2019年起，俄罗斯开始通过“西伯利亚力量”向中国供气，输气量逐年增长。截至目前，中俄东线已安全平稳输送天然气超780亿立方米。按照计划，到2025年，该管道将实现100%的设计输量。
对俄罗斯而言，“西伯利亚力量”管道是其与中国未来能源贸易的重要支撑，俄罗斯希望通过这条对华输气线路将其天然气出口至亚洲市场，在繁荣本国经济的同时，有效对冲欧洲管道的中断风险，实现能源出口多元化的发展战略。俄乌冲突后，在欧美的制裁之下，为了推动储量丰富的天然气资源商业化和提振国内经济，俄罗斯全面实施“向东看”战略。如今看来，两年多过去，西方制裁并没有摧毁俄罗斯经济。相反，俄通过调整出口结构、开拓新的出口渠道等反制措施，成功缓解了能源出口受到的制裁影响。根据俄罗斯统计局的数据，2023年，俄罗斯天然气产量达到7623亿立方米，同比增长2.4%；天然气出口量达到2032亿立方米，同比增长7.5%。据彭博社估算，今年1月至9月，俄气对华出口天然气237亿立方米，对欧盟输出天然气225亿立方米，在俄罗斯管道天然气的出口结构中，中国市场占比已经超过欧盟。继2023年增长3.6%之后，俄罗斯经济继续保持强劲增长势头。俄总统普京近日表示，2024年俄国内生产总值增幅预计将达到3.9%。
对我国来言，中俄东线天然气管道无疑将进一步拓宽天然气进口渠道，保障能源供应安全。我国是世界第一大能源消费国和生产国，也是世界上最大的石油、天然气等化石能源的进口国，进口天然气在我国天然气消费中的占比超过三分之一。目前我国已形成以鄂尔多斯、塔里木、四川、南海四大区域为主的天然气生产格局，未来将持续加大油气资源勘探开发和增储上产力度。预计2035年国产气将达到3000亿立方米。同时建成中亚、中缅、中俄三条陆上天然气进口通道，正在规划多条进口气管道。据测算，未来3年新增LNG接收能力超1亿吨/年，预计2025年底总接收能力达到近2亿吨/年。
我国天然气进口途径主要包括管道运输和LNG船运输。近3年我国通过LNG船进口的天然气占比达到60%以上，相比陆上通道，海上通道在天然气进口中承担了更大的运量。而我国与天然气进口来源国的地理位置决定了我国海上进口LNG不得不选择特定的通道，不仅航距漫长，而且线路更为单一。近年来发生的运河拥堵、运力紧张、运费攀升，充分暴露了海上运输的脆弱性与敏感性。相比较而言，陆运的安全性和稳定性明显高于海运。从这一角度来看，为保障国家油气进口安全，加强油气跨境管道建设以提升我国陆上天然气供应能力，意义重大。
近年来，我国陆上油气进口通道不断完善，进口能力不断提升。以天然气为例，除了中俄东线天然气管道之外，中俄两国还签署了“远东管道”供气合同，预计该管道年供应量为100亿立方米。此外，俄气还将与中国石油就俄罗斯通过蒙古国向中国供气的项目进行谈判，该管道未来的运输量为500亿立方米。目前，该管道项目仍在讨论中。上述三条管道一旦全部建成，俄罗斯每年向中国的供气总量将达到千亿立方米。对于天然气需求日益攀升的中国市场，这将是重大利好。
然而，跨国油气管道里程长、范围广，存在的安全隐患也不容小觑，2022年9月“北溪”管道泄漏爆炸就是典型的例子。此外，天然气市场容易受到地缘政治等因素影响。如何确保天然气供应稳定和输送安全，无疑是规划布局油气战略通道的重要考量。
为此，我国致力于构建多元化油气进口通道体系，与世界主要油气产地之间建成东北、西北、西南和海上等四大油气进口战略通道。当前，国际力量对比深刻调整，局部冲突和动荡频发，全球性问题加剧，世界进入新的动荡变革期。在国际地缘政治局势日趋复杂的背景下，从全球能源资源格局、我国地缘环境角度出发，加快油气进口通道布局调整，成为新形势下确保油气进口安全的迫切需求。
一方面，应进一步丰富海上通道的油气来源，提高海上通道关键运输节点受限、局部地区突发地缘事件的应急保障能力，实现对海上通道这一传统油气贸易运输路径的应急调节。
另一方面，应进一步优化陆上通道布局，利用陆上通道分散海上通道的安全风险，尤其要丰富与俄罗斯、中亚等通过陆上通道可及的油气资源国的油气通道布局。此外，为保障油气进口境外运输的安全与稳定，还应加强与海上航线毗邻国、陆上管道过境国的合作，从国家、企业层面通过项目合作、利益捆绑，形成能源安全保障领域的背靠背关系，深化各方能源领域利益交融，以增强跨境油气运输的安全保障。
市场供需
国际原油价格持续走低
当地时间11月3日，欧佩克发表声明，沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克等8个“欧佩克+”成员国决定将原定11月底到期的平均220万桶/日的自愿减产措施延长至12月底。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，并于9月初决定再次延长至11月底。这是“欧佩克+”继今年9月之后又一次推迟增产以应对疲软的油价和多变的市场环境。然而，推迟增产并不意味着市场将完全摆脱供需失衡的风险。尽管“欧佩克+”的减产政策将持续到2025年，但非欧佩克国家的产量增长仍对石油市场造成冲击。此外，中东局势变化、美国未来的政策取向以及美联储降息节奏等因素都将持续影响国际油价走势。截至目前，国际油价已由4月的每桶90美元持续下跌至每桶70美元左右。
当前全球经济增长呈现出复杂态势，石油需求不振和全球石油产能过剩共同作用，导致油价持续走低。需求端来看，国际能源署的数据显示，2024年，全球石油需求的平均增长幅度仅为90万桶/日，而2023年为230万桶/日，预计2025年接近100万桶/日。尽管一些新兴经济体保持着一定的增长活力，但主要发达经济体面临着高通胀压力下的货币政策调整、债务上限以及经济衰退风险等诸多挑战，对国际油价形成抑制。供应端来看，“欧佩克+”220万桶/日的减产在12月底之前均有效，且多个产油国的补偿性减产仍在进行。另一方面，美国页岩油产量不断上升，达到历史新高，根据美国能源信息署的数据，美国原油产量已达到1350万桶/日，这一增长使得供应压力不断加大。此外，伊朗的增产计划以及利比亚恢复产量，对市场影响显著。不过伊以局势和黎以局势均出现缓和迹象，地缘因素带来的潜在供应风险基本消散。
全球天然气供应仍然紧张
进入11月，全球天然气市场主要有全球整体需求不足、冬季气温预计偏高、LNG资源供应能力继续增长等利空因素，地缘政治冲突持续、上游设施运行不稳定、俄罗斯管道气停供等利多因素。目前来看，利多因素的影响更大，国际天然气价格呈现上涨态势。11月16日，奥地利石油天然气公司表示，俄罗斯天然气工业股份公司已于当天6时停止向奥地利供应天然气。据报道，俄罗斯天然气工业股份公司停止向奥地利供气可能与双方合同关系恶化有关。最近两周，受需求增加和对俄罗斯天然气供应中断的担忧，欧洲天然气价格大幅上涨。荷兰产权转让设施（TTF）天然气期货价格11月15日收盘报45.74欧元/兆瓦时，11月11日至15日涨幅接近9%，刷新2023年11月以来新高。11月21日，伴随法国今年第一场大雪降临，欧洲天然气价格也达到近一年来的最高水平，荷兰TTF天然气价格达到48.5欧元/兆瓦时，甚至在短暂时间内超过49欧元/兆瓦时。统计显示，过去两个月，天然气价格在欧洲上涨了33%。据参考消息网报道，眼下欧洲的气价已经达到疫情之前10年均值的两倍。另有消息称，欧盟设施的天然气消耗速度达到5年多来最高水平。
展望接下来的市场走势，各地区或将呈现不同特点。欧洲方面，欧洲将在冬季转变为风险驱动市场，虽然充足的LNG供应和欧盟储气能力将弥补俄罗斯管道气缺口，但对储气的更大依赖将提升价格的敏感性和波动性。根据普氏预测，今年冬季TTF平均价格将从5月的38.5欧元/兆瓦时上涨至40.9欧元/兆瓦时。亚洲方面，随着日本核电重启和可再生能源发电挤占其他能源，今年冬季LNG需求同比将继续下降。韩国冬季天然气需求相对强劲，主要是由于东部沿海地区燃煤发电受到限制，在核电中断的情况下，比如定期维护或停电，天然气可能会被用来填补供热缺口。受欧洲价格推动的影响，预计亚洲现货价格将在冬季上涨。美国方面，根据美国能源信息署预测，美国使用天然气供暖的家庭冬季将消耗约1359亿立方米天然气，比2023年冬季增加5%。由于天然气价格较低，美国天然气产量减少，同时叠加需求增加和LNG出口增加的影响，预计今年冬季HH价格将继续上涨至约2.8美元/百万英热单位，2025年平均价格将进一步上涨至3.1美元/百万英热单位。
国内油气生产平稳增长
11月15日，国家统计局发布2024年10月份能源生产情况。10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。
原油生产增速加快。10月份，规上工业原油产量1777万吨，同比增长2.5%，增速比9月份加快1.4个百分点；日均产量57.3万吨。进口原油4470万吨，同比下降8.7%。1—10月份，规上工业原油产量17764万吨，同比增长2.0%。进口原油45707万吨，同比下降3.4%。
原油加工降幅收窄。10月份，规上工业原油加工量5954万吨，同比下降4.6%，降幅比9月份收窄0.8个百分点；日均加工192.1万吨。1—10月份，规上工业原油加工量59059万吨，同比下降2.0%。
天然气生产较快增长。10月份，规上工业天然气产量208亿立方米，同比增长8.4%，增速比9月份加快1.6个百分点；日均产量6.7亿立方米。进口天然气1054万吨，同比增长20.7%。1—10月份，规上工业天然气产量2039亿立方米，同比增长6.7%。进口天然气10953万吨，同比增长13.6%。
国内天然气增产保供积极推进
11月4日，国务院国资委召开中央企业今冬明春保暖保供工作专题会，落实党中央、国务院决策部署，督促指导中央企业提高站位、主动担当，带头做好今冬明春保暖保供工作。会议要求，各中央企业要更好发挥关键时刻“顶梁柱”“压舱石”作用，带头为实现经济社会稳定发展、人民群众温暖过冬作出更大贡献。冬季天然气安全保供，各大能源央企是“主力军”。当前，各能源央企均在积极筹措资源，签足签实合同，保障民生用气安全稳定供应。
中国石油各大主力气区加大增产增供力度。截至10月底，塔里木油田今年已投产气井39口，新建天然气产能654万立方米/日。此外，青海油田、大庆油田、大港油田等油气田企业纷纷成立保供专班，从精细管理、精准施策等方面多管齐下发力保供。我国最大天然气储气库——新疆油田呼图壁储气库，预计今冬明春最大日调峰能力同比增加133万立方米。辽河油田储气库群已完成11轮注气，并创下全国在役储气库单轮周期注气量最多的纪录。
中国石化充分发挥上中下游一体化优势，积极统筹国内外天然气资源，持续开展12座储气库注气工作。今年供暖季已落实的天然气保供资源较上一供暖季天然气保供目标增长9.7%。普光气田日产气量创近两年日产量新高，元坝气田日产天然气量同比增长13%，天津、青岛等自有LNG接收站罐存可达80%以上。
中国海油充分利用进口LNG与国产气互保互供优势，持续做好船舶运输及接卸，中高位罐存进入冬季。通过保障自产海气和煤层气稳定供应，巩固拓宽外采气渠道；稳定长协资源供应，提前谋划筹措LNG现货资源；签足签实合同，稳定资源价格。目前已签署12份LNG长协，锁定资源3224万吨/年，通过优化LNG历史长协、引入新增长协，长协挂钩油价的平均斜率大幅下降。LNG现货来源遍及25个以上国家和地区，通过持续优化资源结构，LNG资源中现货比例由2016年的7%增至近年的20%～30%。
国家管网继续加快干线管道建设，加速“全国一张网”织网组网。中俄东线增输工程、金坛储气库地面设施扩能、漳州LNG及外输管道等管线建成投产。国家管网今年开展冲峰能力建设，包括资源通道建设类项目12项、管输能力提升类项目15项、互联互通类项目8项，项目全部建成投产后可增加管网冲锋能力1.38亿立方米/日。其中今年建设的6项资源通道项目可增加管网冲锋能力0.46亿立方米/日，预计今年管网冬季保供冲峰能力将提升至10.5亿立方米/日。11月18日，从国家管网西部管道公司获悉，西气东输二线三线首站霍尔果斯压气站累计输送中亚天然气突破5000亿立方米，为快速增长的国内天然气市场需求提供了有力保障。中亚天然气管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，经中国新疆霍尔果斯口岸入境，通过霍尔果斯压气站与国内西气东输二三线管道相连，是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道。
行业资讯
油气勘探开发取得新进展
全球首座移动式注热平台“热采一号”交付。10月31日，中国海油宣布，由我国自主研发建造的全球首座移动式注热平台——“热采一号”，在山东威海交付。它的成功交付填补了我国海上稠油热采移动装备领域的空白。我国稠油资源量约有198.7亿吨，仅在渤海海域，稠油储量就占原油总探明储量的近一半。唤醒这些资源，对于我国能源安全的重要性不言而喻。“热采一号”拥有海上油田最大的3套蒸汽锅炉系统，可同时为6口油井快速注入温度超过350摄氏度的高压蒸汽，使稠油黏度降低，成为流动性好、易开采的“稀油”，整体注热作业效率是过去的3倍以上。
我国最深地热科学探井正式完工。11月6日，据中国石化消息，超5000米深层地热科学探井——福深热1井正式完工，在多个地层发现高温地热资源，标志着我国在华南地区深层地热资源的勘探获得突破。当前，我国地热资源开发利用多以浅层和中深层的水热型地热为主，而埋深3000米以下的深层地热，尤其是干热岩资源的开发尚处于探索阶段。中国石化深耕地热领域，累计建成地热供暖能力超1亿平方米，建成多个数百万平方米规模的区域性地热供暖项目，创新形成了地热系统形成机制、热储传热机理两大基础理论，攻克了“取热不耗水”工程技术等一批关键核心技术。
渤中19-2油田全面投用。11月18日，从中国海油天津分公司获悉，位于渤海中部海域的百万吨产能大油田——渤中19-2油田开发项目中心平台近日投产，标志着渤中19-2油田全面投用。渤中19-2油田是在渤中19-6潜山油气藏之上发现的整装、优质大油田，同时也是渤海油田2024年重点建设项目，2024年10月初，渤中19-2油田两座井口平台提前越站投产。随着渤中19-2中心平台上线，油气处理及输送空间全部释放，现已投产13口开发井，日产原油约1180吨，日产天然气达8万余立方米。预计今年年底，渤中19-2油田将累计贡献原油产量超12万吨、天然气产量超750万立方米。
四川盆地通南巴气田探明地质储量超千亿立方米。11月21日，从中国石化获悉，位于四川盆地的通南巴气田新增天然气探明地质储量551.59亿立方米，累计提交天然气探明地质储量达到1066亿立方米，标志着四川盆地又增添一个储量超千亿立方米的大型气田。通南巴气田位于四川省巴中市，发现天然气气藏埋深3500米至5500米，是典型的深层—超深层致密砂岩气藏，构造复杂、储层薄、岩性致密，勘探开发难度大。四川盆地天然气资源丰富。多年来，中国石化在四川盆地先后建成普光和元坝两个海相碳酸盐岩大气田，建成我国首个百亿方产能页岩气田——涪陵页岩气田和我国首个探明储量超千亿立方米的深层页岩气田——威荣页岩气田。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，累计生产天然气超2000亿立方米。
天然气储运能力不断提升
中国石化在贵州首条天然气长输管道投用。10月24日，中国石化在贵州省建设的首条天然气长输管道——天然气分公司丁山页岩气外输管道正式投用，设计年输气量19.2亿立方米，对推进西南油气分公司丁山区块页岩气产能释放、优化当地能源结构具有重要意义。该管道于2022年7月开工建设，全长34.4千米，是贵州省重大工程和重点项目，也是“渝气入黔”的重要能源通道。该管道还与国家管网公司管道连通，将丁山区块天然气资源上载至“宁夏中卫—贵州贵阳”线，是黔北地区重要天然气资源供应枢纽。
我国首座大型浮式天然气液化装置基本建成。11月16日，我国首座大型浮式天然气液化装置“NGUYA FLNG”轮在江苏南通顺利出坞，这也标志着由我国自主建造的最大吨位、最大储气量的新型海上浮式天然气液化装置基本建成。据了解，浮式天然气液化装置是开发海洋天然气资源的“利器”。该设施能够在远离陆地的海域直接将开采出的天然气液化并储存，适用于海上大型气田的开发，是海洋工程装备中建造复杂、造价高昂、附加值大的产品之一，被誉为船舶海工行业“皇冠上的新明珠”。目前全球仅有5艘浮式天然气液化装置投入运营。此次出坞的“NGUYA FLNG”轮是为意大利一家企业建造的大型浮式天然气液化装置，满负荷状态下，每天可从附近气田接收约3.8亿立方英尺（约合1076万立方米）天然气。
我国首条可掺氢高压长输管道成功投产。11月22日，国内首条可掺氢高压长输管道——西部天然气公司包头—临河输气管道工程项目正式竣工通气，实现了内蒙古中西部地区天然气管道互联互通。该项目总投资9.1亿元，自2023年3月9日开工，建成管线实际全长约249千米，其中在巴彦淖尔境内236千米；管道管径D457毫米，设计压力6.3兆帕；管道年设计输气能力3.93亿立方米，增压后可实现20亿立方米/年，掺氢比例可达10%。
我国首座内河LNG接收站即将整体投运。近日，芜湖市三山经开区高安街道长江沿岸，两座10万立方米的LNG储罐迎着江风矗立，标志着芜湖长江LNG内河接收（转运）站项目主体工程施工完毕，整体具备投产运营条件。芜湖长江LNG内河接收（转运）站是全国首座内河LNG接收站项目，为国家能源、交通规划层面布局的重大能源基础设施，是《长三角区域一体化发展规划纲要》《安徽省碳达峰实施方案》规划建设的重要能源保障设施和天然气储备调峰基地，在全省、全国能源布局中具有重要战略地位。
成品油价格调整搁浅
11月20日24时，国内成品油调价窗口再次开启。据国家发展改革委发布消息，自2024年11月6日国内成品油价格调整以来，国际市场油价波动运行，按现行国内成品油价格机制测算，11月20日的前10个工作日平均价格与11月6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。本轮是2024年第二十三次调价，也是2024年的第五次搁浅。本次调价过后，2024年成品油调价将呈现“九涨九跌五搁浅”的格局。
本轮成品油调价周期内（11月6日—11月19日），国际原油价格震荡下行，不断缩窄前期涨幅。市场机构忧虑全球经济增长乏力、石油需求疲软，油价因此承压。美国大选结束，后续全球政治局势、宏观政策制定环境等面临更多不确定性，市场预期受到较大影响。欧佩克、国际能源署、美国能源信息署先后发布11月供需报告，均再度下调明年石油需求预期，瑞银等投行大幅下调油价预测值。美元指数反弹至今年4月以来高位，也打压以美元计价的石油价格。但美国授权乌克兰使用美制武器袭击俄罗斯境内，挪威、哈萨克斯坦油田生产减少，地缘政治冲突风险上升、石油供应受损，压缩了油价下降空间。
国家发展改革委价格监测中心预计，短期内油价仍将震荡运行。一方面美国原油产量维持历史高位，“欧佩克+”减产保价的边际效应减弱，原油供需关系正逐渐转向宽松。另一方面地缘政治冲突仍有加剧的风险，全球金融、货币政策以及经济贸易环境仍面临较大不确定性，油价也将呈现较强波动性。
成品油出口退税率下调至9%
11月15日，财政部、税务总局发布《关于调整出口退税政策》的公告，自2024年12月1日起，将部分成品油、光伏、电池、部分非金属矿物制品的出口退税率由13%下调至9%，部分成品油包括汽油、柴油、航空煤油等商品。该政策的调整无疑将对相关行业产生深远影响。成品油出口一直以来都是国内成品油市场供需调节的重要手段，近年来，随着国营及民营多个新炼能项目的投产，以及运输燃料消费总量逐渐逼近峰值，国内成品油市场已经从过去的供不应求转变为供过于求，在这种背景下，出口成为了缓解国内供需矛盾的重要途径。对于成品油行业而言，从短期来看，出口退税率的下调将直接压缩成品油出口的利润空间，一些实力较弱、盈利能力不强的企业可能会因为无法承担增加的出口成本而选择减少出口量，甚至退出出口市场；然而从长期来看，这一政策调整或将加速国内落后炼油产能的淘汰整合进程，推动行业格局的优化升级。
多地调整非居民用管道天然气销售价格
随着冬天供暖模式开启，天然气需求旺季到来，全国多地对非居民用管道天然气销售价格进行了调整。据界面新闻不完全统计，截至目前，湖南、西安、北京、上海等多地已相继发布了相关通知，均按照各地《关于完善天然气上下游价格联动机制的通知》有关规定，启动了气价联动机制。
10月28日，上海市发展改革委发布《关于调整本市非居民天然气销售基准价格的通知》，价格自2024年11月1日起执行。实际销售价格以政府制定的基准价格为基础，由供应企业在上下5%的浮动幅度内确定。
10月29日，湖南省发展改革委发布《关于启动非居民用气价格联动机制调整终端销售价格的通知》。文件提出，决定启动气价联动机制，联动上调长沙市等11个城市中心城区非居民用气终端销售价格。本次价格调整从2024年11月1日起至2025年3月31日止，统一联动上调0.309元/立方米，部分城市燃气企业无法同步同向全额传导的涨价因素，在下一调整周期进行清算，统筹考虑。
10月31日，西安市发展改革委发布《关于2024—2025年度采暖季非居民用管道天然气销售价格的通知》，自2024年11月1日起执行。与上一个采暖季数据相比，部分终端的销售价格有变化。例如，2024—2025年度集中供热企业供暖用气销售价格2.93元/立方米，比上一个采暖季上涨0.14元/立方米；非居民合同内用气销售价格3.37元/立方米，比上一个采暖季下降0.12/立方米。
11月15日，北京市发展改革委发布通知，调整非居民用管道天然气销售价格。根据通知，北京市非居民用管道天然气销售价格自2024年11月15日至2025年3月15日，上浮0.47元/立方米；自2025年3月16日起，取消上浮。
2023年，国家发展改革委出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》。在其指导下，各省市纷纷开启或加快价格联动改革。原则上，非居民用气终端销售价格按季度或半年联动，居民用气终端销售价格可按半年或一年联动，具体联动周期由各地根据实际情况确定。
企业动态
“三桶油”发布前三季度经营业绩
10月末，“三桶油”相继发布2024年前三季度财务报告。作为我国油气供应的中坚力量，“三桶油”前三季度共取得净利润约2934.27亿元。具体来看，中国石油以1325.2亿元位居榜首，中国海油以1166.6亿元紧随其后，中国石化净利润为442.47亿元。
今年以来，国际原油价格先升后降，保持中高位震荡。在此外部环境下，上游业务比重更大的中国石油、中国海油呈现出更强的业绩韧性。中国石油前三季度油气产量稳中有增，油气当量产量13.42亿桶，同比增长2%。中国海油前三季度营收同比增加6.3%至3260.24亿元，归母净利润1166.59亿元，同比大涨19.5%。同时，其净产量也创下历史同期新高。前三季度，中国海油净产量542.1百万桶油当量，同比上涨8.5%。其中，国内净产量达369.2百万桶油当量，同比上升6.8%，主要得益于渤中19-6和恩平20-4等油气田的产量贡献。中国石化前三季度实现油气当量产量386.06百万桶，同比增长2.6%，在勘探方面，加强物探、风险勘探和一体化评价勘探，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。
在努力实现油气增储上产的基础上，布局新能源业务是“三桶油”转型升级的重要方向。今年前三季度，中国石油加快油气勘探开发与新能源融合发展，大力推动新能源大基地建设，保持风光发电、地热、氢能、CCUS业务快速发展，油气和新能源业务实现经营利润1442.6亿元，同比增长8.7%。中国石化全力推动充电和加气网络发展，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。中国海油大力推动海上风电与油气生产融合发展，持续提高绿电替代水平，积极推动CCS/CCUS产业化。
此外，“三桶油”积极响应“一带一路”倡议，海外业务布局逐步深化，下属油服及工程公司借助母公司平台优势，把握行业发展新机遇，取得海外业务发展的持续突破和盈利能力的持续提升。
行业政策
我国首部能源法正式落地
11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》（以下简称“能源法”）。该法自2025年1月1日起施行。
近年来，我国面临能源消费量快速增长、保供压力持续加大、能源结构调整尚未到位、清洁高效利用水平有待提高、能源市场体系不够健全、科技创新存在短板等诸多问题和挑战。为解决能源发展的诸多问题，我国已陆续出台了《电力法》《煤炭法》《节约能源法》《可再生能源法》等多部能源相关法律法规，但始终欠缺一部能源基本法。2006年，能源法起草小组成立，并于2007年第一次发布能源法（征求意见稿）。其间多次修改完善，2024年1月，能源法（草案）经国务院常务会议讨论通过后提请全国人大常委会审议。
能源法共九章八十条，包括总则、能源规划、能源开发利用、能源市场体系、能源储备和应急、能源科技创新、监督管理、法律责任和附则。该法对能源规划作出规定，明确了全国、全国分领域、区域间和省（区、市）的能源规划要求，为国家与地方、行业与企业等多方面、多层次需求提供了制度支撑。作为我国能源领域首部基础性、统领性法律，能源法的出台不但填补了我国能源领域基础性法律的空白，也为未来能源发展和安全保障指明了方向，为各能源单行法、地方能源立法提供了指引。
新矿产资源法自2025年7月1日起施行
11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国矿产资源法（修订草案）》（以下简称“新矿产资源法”）。该法自2025年7月1日起施行。
新修订的矿产资源法明确，国家完善政策措施，加大对战略性矿产资源勘查、开采、贸易、储备等的支持力度，推动战略性矿产资源增加储量和提高产能，推动战略性矿产资源产业优化升级。加强战略性矿产资源储备体系和矿产资源应急体系建设，提升应急保供能力和水平。国家实行探矿权、采矿权有偿取得的制度，矿业权应当通过招拍挂等竞争性方式出让。矿业权出让应当按照国家规定纳入统一的公共资源交易平台体系。
这是矿产资源法自1986年颁布实施以来的第一次大修，通过促进矿产资源合理开发利用，加强矿产资源和生态环境保护，维护矿产资源国家所有者权益和矿业权人合法权益等规定，新修订的矿产资源法将为高质量发展更好提供资源支撑
原标题：中能财经 | 十年磨一剑，中俄能源合作再升级
