目录
第一篇 能源高质量发展不断开辟新局面
第二篇 油气增储上产持续巩固
第三篇 煤炭煤电兜底保障能力持续提升
第四篇 清洁能源发展再上新台阶
第五篇 电网规划建设加快推进
第六篇 储能氢能赛道加速培育
第七篇 国际能源市场深刻调整
策划：齐正平
统稿：杨永明 罗曼
执笔：第一篇 韩继园；第二篇 杨永明；第三篇 刘纯丽；第四篇 伍梦尧；第五篇 王雪辰；第六篇 罗曼；第七篇 杨永明
第二篇 油气增储上产持续巩固
杨永明
（中能传媒能源安全新战略研究院）
一、油气行业持续推进增储上产
2024年，在确保油气供应安全的大背景下，增储上产仍然是国内各大油田生产经营活动的主旋律和硬任务。3月，国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》明确，2024年全国能源生产总量要达到49.8亿吨标准煤左右。其中，原油产量稳定在2亿吨以上，天然气保持快速上产态势。为此，油气行业强化责任担当，持续提升自主供应能力。全国原油产量连续6年回升，天然气产量连续8年增产超百亿立方米。
中国石油坚持高效勘探、效益开发，大力推动油气勘探开发，努力实现油气增储上产。前三季度油气产量稳中有增，油气产量当量13.42亿桶，同比增长2%。其中原油产量7.08亿桶，同比增长0.3%；生产可销售天然气3.8万亿立方英尺，同比增长4.0%。
中国石化在勘探方面，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。前三季度实现油气产量当量3.86亿桶，同比增长2.6%。其中原油产量是21.1亿桶，同比增长0.3%；天然气产量是1.05万亿立方英尺，同比增长5.6%。
中国海油在勘探方面共获得9个新发现，成功评价23个含油气构造。其中，中国海域获得新发现文昌10-3东，展现了珠江口盆地西部中深层天然气良好勘探前景；成功评价曹妃甸23-6，该构造有望成为大中型油田。在开发生产方面，渤中19-2油田开发项目、流花11-1/4-1油田二次开发项目、“深海一号”二期天然气开发项目等7个新项目顺利投产，其他新项目正稳步推进。前三季度净产量达5.42亿桶油当量，同比上涨8.5%。其中，中国净产量达3.69亿桶油当量，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；海外净产量1.73亿桶油当量，同比上升12.2%，主要得益于圭亚那Payara项目投产带来的产量增长。
尽管最近几年新能源发展迅速，但以油气行业为代表的传统能源在一次能源中的占比依然居于主导地位。未来几年国内油气行业依然面临消费需求增长的压力。考虑到国内新增石油主要集中在深地、深海和非常规领域，勘探开发的难度和成本与之前相比明显提高，石油公司将面临一定的成本压力，特别是以陆地开采为主的石油公司，“十五五”期间，油气行业应以稳产为主基调。
二、油气企业密集部署天然气增产保供
10月，国家能源局组织召开2024—2025年采暖季天然气保暖保供专题会议。会议要求持续强化产供储销各环节工作，加强天然气供应保障，加强采暖季市场运行监督，细化极端情形应急保障，全面加强管道保护，多措并举保障天然气安全运营和稳定供应。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。
三、天然气管网互联互通加快推进
9月，国家“十四五”石油天然气发展规划重点项目——西气东输四线吐鲁番到哈密段成功通气，标志着西气东输四线首段工程建成投产。西气东输管道系统包括西气东输一线、二线、三线、四线，全长超2万千米。西气东输四线是继西气东输一线、二线、三线管道之后又一条东西走向的能源战略通道，四线首段工程建成投产，将进一步增强我国天然气管网互联互通保供韧性。
12月，我国单管输气量最大的天然气管道——中俄东线天然气管道全线贯通，年输气能力增至380亿立方米，达到最高水平。中俄东线是我国四大能源战略通道中东北通道的重要组成部分，北起黑龙江黑河，南至上海，途经9个省份，全长5111千米。中俄东线全线贯通后，实现“北气南下”直抵上海，并与东北管网、陕京管道系统、西气东输管道系统、沿海多座液化天然气接收站等实现互联互通，有效增强我国东部地区天然气供应能力和应急调峰保障能力。预计2025年，通过中俄东线进入长三角地区的天然气将进一步增加近50亿立方米，届时总量将占当前国家管网集团向长三角地区输气量的约五分之一。
近年来，我国油气管网基础设施加速建设，2023年，全国长输天然气管道总里程较上年增加超4000千米，预计2024年将新增管道里程超4000千米。目前，管网互联互通加速推进，西气东输管道系统在长三角地区与中俄东线、苏皖管道等互联互通，织“线”成“网”，形成了“西气东输、俄气南下、南气北上、川气东送、海气登陆、灵活调配、全面保障”的供气格局。随着织网扩网步伐不断加速，我国主干油气管网总里程超10万千米，一次管输能力从2020年的2230亿立方米增长到目前的3940亿立方米，增幅达76%，天然气“全国一张网”日供气能力超10亿立方米。
四、重大储气工程陆续投产
5月，国家管网集团漳州LNG接收站项目迎来首艘LNG船舶，漳州LNG接收站也成为国家管网成立以来首座建成投产的接收站，一期LNG接收处理能力300万吨/年。9月，中国石化在广东省的首个LNG项目——华瀛LNG接收站正式投入运营。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。同月，国家管网集团天津LNG接收站二期项目正式投产。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。
11月，黄草峡储气库建设工程一次投运成功，为重庆地区新增天然气调峰能力9.3亿立方米，将有效保障冬季居民家庭、商业和工业用气的稳定供应。12月，位于重庆市渝北区的铜锣峡储气库建设工程投入采气运行，将大幅提升西南地区天然气调峰能力和应急保障水平。
2024年以来，中国石油的铜锣峡、黄草峡储气库，中国石化的华瀛LNG接收站，国家管网集团的天津LNG接收站二期、漳州LNG接收站等一批标志性重大储气工程陆续投产。这些项目的顺利投产，极大地增强了我国冬季天然气调峰保供能力。预计今冬明春天然气储备能力将同比增加50亿立方米以上，保供能力提高1亿立方米/日以上，为保障我国冬季高月高日的调峰需求筑牢根基。
五、成品油管输价格形成机制进一步完善
12月，国家发展改革委发布《关于完善成品油管道运输价格形成机制的通知》，其中提到，国家管网集团应在不超过最高准许收入的前提下，综合考虑管道建设运营成本、市场需求情况、替代运输方式价格等因素，与用户公平协商确定跨省管道运输价格。国家管网集团可根据国家发展改革委核定的最高准许收入，与用户适时协商调整管道运输价格，每年最多调整一次，并与原有价格水平妥善衔接。首次调整价格时，确实难以协商一致的，由国家发展改革委按照与管道运输相同或相近路径的其他成品油运输方式中最低价格确定管道运输价格。国家发展改革委首次核定最高准许收入前，成品油管道运输价格暂按油气管网运营机制改革过渡期价格政策有关规定执行。省级价格主管部门可参照通知相关规定管理省内成品油管道运输价格。
《通知》有利于充分发挥成品油管道运输竞争优势，促进管道公平开放，提高管道运输效率，助力行业高质量发展。这一政策的出台，意味着国家在能源运输价格机制上将更加灵活，也将对整个行业产生深远的影响。
六、天然气利用政策优化调整
6月，国家发展改革委发布《天然气利用管理办法》，时隔12年对中国天然气行业政策进行了优化调整。《天然气利用管理办法》延续了天然气利用方向分为优先类、允许类、限制类和禁止类的主体架构，同时结合国家能源安全、碳达峰碳中和目标落实、产业结构升级等需要，重点在民生保障、气电培育、车用及储气设施优化、天然气制氢优化、液化天然气冷能利用等多方面升级完善了利用政策，强调具备经济可持续性的高质量发展，强调全国一盘棋的行业协同发展。
2000年以来我国天然气市场进入快速发展期，利用方向涵盖城镇燃气、工业燃料、交通运输、天然气化工、天然气发电等领域，为加强天然气高效利用，统筹市场发展和稳定供应，国家发展改革委于2007年出台《天然气利用政策》，于2012年第一次修订。截至目前，《天然气利用政策》在引导天然气市场规范有效发展，促进天然气高效利用和稳定供应方面仍发挥着关键作用。近年来，天然气利用各领域发展形势发生较大变化，城镇燃气领域北方清洁取暖特别是农村“煤改气”产生较大用气需求，交通领域特别是乘用车领域天然气燃料面临电、氢燃料等竞争，新能源发电波动性对燃气发电等灵活调节和支撑电源提出了新的需求，氢能等新业态发展对天然气的利用方式和发展方向产生影响。为推动天然气行业高质量发展，结合形势变化，此次修订了《天然气利用政策》，并将名字调整为《天然气利用管理办法》。
七、成品油出口退税率下调至9%
11月，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成品油行业产生深远影响。
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。
八、炼油行业节能降碳工作全面推进
6月，国家发展改革委等部门发布《炼油行业节能降碳专项行动计划》，锚定2025年和2030年两个时间节点，提出炼油行业节能降碳主要目标，围绕产业结构调整优化、节能降碳改造和用能设备更新、能源消费绿色低碳转型、能源资源循环利用、数字化升级等方面部署节能降碳重点任务。
炼油行业是石油化学工业的龙头，是能源消耗和二氧化碳排放大户。我国是全球第一炼油大国，经多年发展，已形成本地化、大型化和一体化的发展格局，千万吨及以上炼油厂占总产能比重超过了50%。目前，炼油行业仍有约15%的产能能效达不到基准水平，节能降碳潜力巨大。《行动计划》提出，到2025年底，全国原油一次加工能力控制在10亿吨以内，炼油行业能源资源利用效率进一步提升，能效标杆水平以上产能占比超过30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。2024—2025年，通过实施炼油行业节能降碳改造和用能设备更新形成节能量约200万吨标准煤、减排二氧化碳约500万吨。到2030年底，炼油行业布局进一步优化，能效标杆水平以上产能占比持续提升，主要用能设备能效基本达到先进水平。炼油行业能源资源利用效率达到国际先进水平，生产过程绿电、绿氢消费占比明显提升，炼油行业绿色低碳发展取得显著成效。
九、新能源车发展加速汽柴油替代
2024年以来，国内新能源车行业快速发展，加速了对汽油车的替代。根据中国汽车流通协会乘用车市场信息联席分会公布的数据，7月，国内常规燃油乘用车零售84万辆，新能源乘用车零售87.8万辆。新能源乘用车月度零售销量首次超过传统燃油乘用车。截至10月底，新能源车销量已连续4个月超过燃油车。新能源车正在成为市场主流。与此同时，国内重卡领域的“油转气”进程也在加快。根据第一商用车网公布的数据，2024年前10个月，国内天然气重卡呈爆发式增长，市场需求同比增长316%。最新终端数据显示，1—10月国内天然气重卡累计销量达12.9万辆，屡创月度新高，有效拉动了行业整体数据增长。
中国石油油气市场模拟与价格预测重点实验室的数据显示，今年1—9月，国内成品油消费量同比下降2.1%；预计今年全年，原油加工量将同比下降1.9%，成品油消费量将达3.9亿吨，同比下降2.0%。预计2024年新能源车、天然气重卡对汽柴油消费的替代量累计超过5000万吨，较2023年同期扩大2000万吨，替代率增至15%左右。
在新能源以及替代资源持续冲击下，预计成品油需求将呈现低速增长趋势，但在炼油能力增长以及生产供应相对稳定预期下，供需基本面将持续宽松运行。业内分析认为，全年来看，国内成品油总消费量或将进入下降通道，2024年或将成为成品油市场发展的转折年。中国成品油消费在2024年或2025年见顶的概率大幅提升。如果成品油出口数量维持目前水平，预计国内主要炼油企业将适当下调加工负荷。展望后期，成品油消费的下降将有利于我国石油消费总量的降低，并减少对进口原油的依赖程度。
十、油气企业加速布局新能源业务
2024年，油气企业在努力实现油气增储上产的基础上，加速布局新能源业务。
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。4月，中国石油最大水面光伏发电项目——冀东油田分布式自发自用光伏发电项目正式全部并网发电；9月，吉林油田昂格55万千瓦风电项目并网投产，中国石油单体规模最大的风电项目正式建成。2024年前三季度，中国石油油气和新能源业务实现经营利润1442.6亿元，同比增长8.7%。
中国石化的发力重点则在氢能交通业务方面，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。7月，中国石化宣布启动“万站沐光”行动，规划到2027年，在油气矿区、石油石化工业园区及加油站等新建设光伏站点约10000座，从布局集中式光伏发电等6方面支持培育光伏发电新技术、新模式、新业态，拓展光伏发电应用场景，以推动新能源与传统油气产业深度融合发展。
中国海油着力构筑差异化竞争优势，争当深远海风电领军者，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，2024年预计消纳绿电超7亿千瓦时；积极推动CCS/CCUS产业化，开展国内全海域潜力评价，依托渤中19-6气田打造我国北方海上CCUS示范中心。
十一、油气企业优化海外发展战略布局
2024年，“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。
中国石油海外业务加大新项目获取力度。中国石油于2024年6月在2023—2024年苏里南浅海第二轮招标中中标14和15区块，获得14和15区块油气勘探、开发及生产的作业权，拥有70%合同权益；于9月正式签署苏里南浅海14和15区块石油产品分成合同，标志着中国石油首次进入苏里南开展油气勘探开发活动。圭亚那-苏里南盆地是近年来全球油气勘探的热点区域，苏里南浅海14和15区块位于该盆地东部区域和圭亚那在产区块东南延伸带，此次中标将有助于中国石油进一步夯实海外业务高质量发展的资源基础。
中国石化旗下公司接连拿下海外订单。如中国石化旗下炼化工程集团与沙特阿美签订沙特阿美Jafurah天然气扩建三期气体压缩项目EPC总承包合同，Jafurah气田是沙特最大的非常规天然气田；中石化石油工程技术服务股份有限公司全资子公司与沙特阿美正式签订沙特国家天然气管网（MGS）三期管道项目群6和7标段工程境内采购和施工交钥匙固定总价合同，金额超11亿美元。MGS三期管道项目群是横贯沙特自东向西的天然气输送大动脉，该项目进一步彰显中国石化在海外石油工程建设领域的专业技术水平和施工管理能力。
中国海油逐步布局超深水，不断加强与巴西的油气合作。2024年1月，中国海油参与建设并拥有权益的巨型盐下超深水油田Mero二期项目投产，项目所用FPSO（浮式生产储卸油装置）于2023年6月在中国完成建造，同年9月抵达巴西，设计储油能力约为140万桶，是全球最大的FPSO之一。中国海油于2024年7月成功中标1200万桶Mero油田1200万桶原油贸易长期合约资源；于10月与巴西国家石油管理局及佩罗塔斯盆地的合作伙伴就4个巴西海上勘探区块分别签订矿税制石油合同；同月，其参与建设并拥有权益的Mero三期项目顺利投产。
