月度研報 | 海洋油氣綠色低碳開發再進一程
來源：中能傳媒能源安全新戰略研究院 時間：2023-05-29 16:55
國內外油氣行業形勢分析（2023年5月）
中國能源新聞網記者 楊永明
焦點月評：
“海油觀瀾號”投產在即，海洋油氣綠色低碳開發再進一程
2023年5月6日，隨著全長5千米的動態海底電纜完成敷設，“海油觀瀾號”正式打通連接文昌油田群的輸電“大動脈”，標志著我國首座深遠海浮式風電平臺海上施工作業全部結束，具備了并網輸電條件，投產在即。
作為目前世界上最深最遠，同時也是全球首個給海上油氣田供電、海域環境最惡劣的半潛式深遠海風電平臺，“海油觀瀾號”在單位兆瓦投資、單位兆瓦用鋼量、單臺浮式風機容量等多個指標上，處于國際先進水平，其建成投用使我國海上風電的自主開發能力從不到50米提升至100米級水深以上水平，為我國風電開發從淺海走向深遠海奠定堅實基礎。項目投產后，風機年發電量將達2200萬千瓦時，所發電力通過1條5千米長的動態海纜接入海上油田群電網，用于油氣生產，每年可節約燃料近1000萬立方米天然氣，減少二氧化碳排放2.2萬噸。“海油觀瀾號”接入文昌油田群電網，是海洋油氣開發邁向綠色能源時代的先行先試，不僅有利于油氣資源的高效開發，也讓我國海洋油氣行業加速向綠色低碳方向轉型。作為海洋大國，我國海洋油氣資源豐富，但總體勘探程度相對較低，海洋油氣資源開發是我國長期、大幅增產的重要方向。近年來在政策支持下，中國的海洋經濟，特別是海洋油氣行業，呈現出強勁的復蘇勢頭。
根據自然資源部的數據，今年第一季度，中國的海洋生產總值同比增長5.1%，達到2.3萬億元，占GDP的8.2%。與此同時，海上原油和天然氣產量分別同比增長3.8%和6.5%。相比于陸上油氣，海洋油氣生產過程中的能源消耗和溫室氣體排放有其自身特點。出于自給自足的能源供應方式及充分利用自產油氣資源角度的考量，海上油氣平臺通常自建電站、熱站，使用伴生氣、原油等燃料，以滿足自身用電和用熱需求。其中用于發電的燃料燃燒產生的碳排放占平臺碳排放總量的絕大部分。可見，減少使用化石燃料供電，是海上油氣田實現低碳減排的重要途徑。為海上油氣平臺接入清潔電力，目前較成熟的做法是引入風電技術。海上風電，是與海洋油氣生產契合度最高的領域，油氣行業豐富的海上工程資源和生產作業經驗均可應用于海上風電行業。海洋油氣與海上風電融合發展可以實現設施共用、發電直供、協同維護等，對減少油氣平臺碳排放，降低海上風電投資、縮減運營成本有較好的推動作用。目前，兩者的融合發展正在從探索走向規模化，油氣平臺供電等項目陸續推出。融合創新發展模式逐步成為行業發展的熱點方向和普遍共識，引領構建新場景、建立新業態。
2022年6月，國家發展改革委等部門發布的《“十四五”可再生能源發展規劃》提出海上風電與海洋油氣田深度融合發展示范，成為“十四五”海上風電開發建設重點。2023年2月，國家能源局印發《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023—2025年）》提出，統籌推進海上油氣勘探開發與海上風電建設。通過海上風電開發為油氣平臺提供綠色電力，替代分散式燃氣或燃油發電，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上風電與油氣田區域電力系統互補供電模式。考慮到海上油氣田開發和后續滾動上產涉及航空、運輸、管道建設規劃布局，周邊區域新能源建設優先由油氣開發企業統籌推進實施，逐步實現海上風電與海洋油氣產業融合發展。在政策、市場等因素的大力驅動下，未來我國海洋油氣將進一步加碼海上風電業務。
國際要點：
1.歐佩克減產提振油價，美聯儲加息擾動市場
據外媒報道，受伊拉克和尼日利亞產量拖累，歐佩克4月份石油日產量較3月份減少19萬桶至2862萬桶，歐佩克成員國4月份減產執行率為194%。另據俄羅斯能源部消息，俄羅斯4月份石油產量為967萬桶/日，較2月份低44.3萬桶/日。俄羅斯此前承諾3月份將減產石油50萬桶/日，并將這一減產力度維持至12月份，以反制俄石油出口價格上限等西方限制。就4月份的減產幅度看，俄羅斯幾乎已達到所承諾的減產目標。
在“歐佩克+”成員國減產提振油價的同時，5月3日，美聯儲宣布再次加息25個基點，將聯邦基金利率目標區間上調到5%至5.25%之間。這是美聯儲自2022年3月份進入本輪加息周期以來第10次加息，累計加息幅度達500個基點。美聯儲持續密集大力度收縮貨幣政策可能引起新的金融風險，市場對美國及歐洲陷入經濟衰退的擔憂進一步加劇，國際油價快速下跌。業內分析認為，隨著貨幣緊縮政策導致的經濟衰退風險增加和原油期貨市場活躍度下降，油價下行風險加大。另有觀點認為，如果有需要，“歐佩克+”還有可能進一步減產，該組織已明確表示70美元/桶是油價的底線。目前來看，國際市場在尋求新的供需平衡過程中將加劇震蕩。
2.天然氣市場進入需求平季，天然氣價格進一步下跌
隨著天然氣市場進入需求平季，與3月底相比，國際天然氣價格進一步下跌，歐洲的荷蘭所有權轉讓中心（TTF）天然氣價格保持在13美元/百萬英熱單位以下，亞洲現貨LNG價格則低于12美元/百萬英熱單位。目前，歐洲天然氣庫存水平已達到庫容的58%。歐洲LNG進口商幾乎沒有面臨來自亞洲LNG進口商的競爭，這使歐洲能夠以合理的價格獲得大量現貨LNG。Rystad Energy預測，2023年，歐洲TTF和亞洲現貨LNG交易價格將維持在每百萬英熱單位14至15美元左右。國際能源署在今年4月發布的《天然氣市場和投資展望》中指出，短期內，天然氣需求主要受可再生能源發電發展速度的影響；從長遠來看，天然氣需求主要受工業行業脫碳速度、天然氣在氫能生產中的利用以及天然氣為電力系統提供靈活性調節等因素的影響。更廣泛的能源轉型同樣會影響天然氣需求，如碳捕獲、利用和封存技術（CCUS）的應用。
國內要點：
1.天然氣生產加快，原油生產有所放緩
國家統計局2023年5月16日發布的能源生產情況統計數據顯示，與3月份比，4月份天然氣生產加快，原油生產有所放緩。具體來看：
原油生產有所放緩，進口由增轉降。4月份，生產原油1728萬噸，同比增長1.4%，增速比3月份放緩1.0個百分點，日均產量57.6萬噸。進口原油4241萬噸，同比下降1.4%，3月份為增長22.5%。1—4月份，生產原油6964萬噸，同比增長1.8%。進口原油17877萬噸，同比增長4.6%。原油加工增速明顯加快。4月份，加工原油6114萬噸，同比增長18.9%，增速比3月份加快10.1個百分點，日均加工原油203.8萬噸。1—4月份，加工原油24018萬噸，同比增長8.3%。天然氣生產增速加快，進口保持較快增長。4月份，生產天然氣189億立方米，同比增長7.0%，增速比3月份加快3.0個百分點，日均產量6.3億立方米。進口天然氣898萬噸，同比增長11.0%，增速比3月份放緩0.6個百分點。1—4月份，生產天然氣783億立方米，同比增長4.8%。進口天然氣3569萬噸，同比下降0.3%。
2.頁巖油氣開發獲得重大突破
4月以來，我國頁巖油、頁巖氣等非常規油氣勘探開發取得新進展，進一步提升我國油氣保障能力。頁巖氣領域，中國石化部署在四川省達州市的頁巖氣專探井雷頁1井，試獲日產氣42.66萬立方米頁巖氣流，該井埋深超4000米，是我國首次在二疊系大隆組地層實現海相深層頁巖氣勘探新進展，進一步拓寬了四川盆地頁巖氣勘探領域。頁巖油領域，我國首個10萬噸級陸相頁巖油效益開發示范平臺——中國石油大港油田滄東凹陷5號平臺正式投入生產。滄東凹陷5號平臺位于河北滄州地區，共有9口頁巖油井，經過3個多月試采，產能穩定在280噸左右。大港油田頁巖油示范平臺的投產，為我國陸相頁巖油規模效益開發提供了借鑒。據統計，2022年我國頁巖油產量是2018年的3.8倍，頁巖氣產量較2018年增加122%。我國頁巖油氣產量連年提升，以頁巖油氣為主的非常規油氣資源已成為我國油氣增儲上產的戰略接續領域。“十四五”期間，中國石油油氣產量的增量部分將主要來自非常規資源，非常規原油與天然氣產量分別比“十三五”末增長2倍和3倍，將在國內陸上建成慶城、古龍、吉木薩爾、瑪湖等國家級示范區。中國石化去年在蘇北盆地的花2側HF頁巖油探井取得勘探突破，這是一口利用開采30多年的老井進行加深側鉆，評價頁巖含油性的典型實踐，其成功標志著蘇北盆地11億噸頁巖油資源量被激活。在勝利油田東部探區，常規油氣資源探明階段已近萎縮期，而新上報首批預測頁巖油地質儲量超4億噸，將成為我國東部增儲上產的新領域。中國海油在2013年底獲得第一口高產氣井之后，又陸續發現了一批高產井，拉開了臨興致密氣田勘探的序幕。山西臨興氣田探明地質儲量超1010億立方米，中國海油在陸上成功發現千億方大氣田。非常規油氣資源從資源稟賦、勘探開發技術、戰略布局方面已發展成為和常規油氣同等重要的能源類型。未來在保障國家能源安全、推動能源低碳轉型、促進新型能源體系建設等方面非常規油氣資源將發揮更加重要和現實的作用。
3.深海油氣勘探開發核心裝備實現產業化
4月20日，國內首條海底地震勘探節點采集裝備生產線在天津投產，標志著我國具有自主知識產權的海底地震勘探節點采集裝備實現產業化制造，在高端海洋油氣勘探裝備領域邁出關鍵一步，將大幅提升深海深層油氣藏勘探精度和成熟油田海底油藏的動態監測水平。海底地震勘探是近年來快速興起的海洋油氣勘探技術，在油藏監測領域應用效果顯著。海底地震勘探節點采集裝備如同安置在深海的“地動儀”，能夠接收到萬米深地層傳回的比蚊子聲還小150倍的地震波，并據此描繪高清油藏數據信息，是深海油氣勘探開發的關鍵核心裝備。然而我國海底地震勘探節點采集裝備長期依靠進口，不僅價格昂貴，且在裝備技術性能上受到限制，超過300米水深節點裝備對我國只租不售，嚴重制約了我國海洋油氣勘探開發進程。歷時三年的技術攻關，我國科研團隊相繼攻克了超低功耗電路和超低頻檢波器等多項關鍵核心技術，研制出適用于淺水到深水再到1500米以上超深水不同水深的海底“地動儀”，能夠滿足國內主要海域未來的海底地震勘探需求，進一步健全自主可控的海洋油氣勘探裝備體系。據了解，首批產業化制造的6000套產品將于今年6月在我國海域全面投放，投用后能夠大幅縮短海上油氣田的開發周期，降低勘探開發成本。
4.油氣田加快新能源發展步伐
今年以來，油氣田發展新能源的步伐明顯加快。石油巨頭們都在依托自身優勢大力發展新能源業務。5月5日，我國最大采油廠遼東作業公司下轄的綏中36-1原油終端廠分布式光伏項目順利并網發電，標志著渤海油田首個兆瓦級光伏發電項目成功建成落地。綏中36-1處理廠分布式光伏項目利用終端廠廠房屋頂及空地建設光伏電站，總裝機容量0.935兆瓦，以“自發自用，余電上網”模式開發建設。項目建成后年平均發電量約118.3萬千瓦時，每年可提供118萬千瓦時綠色清潔電能。與同等裝機容量的火力發電裝置相比，每年可節約標準煤約360噸，減排二氧化碳約960噸。5月6日，“海油觀瀾號”全長5千米的動態海底電纜完成敷設，正式打通了連接文昌油田群的輸電“大動脈”。這標志著我國首座深遠海浮式風電平臺海上施工作業全部結束，具備了并網輸電條件，投產在即。海纜一端固定在文昌油田群海上油氣平臺，另一端與“海油觀瀾號”浮式風電平臺連接，不僅需要滿足常規靜態電纜的電力輸送能力，還需適應海水和浮式設施牽引運動聯合作用的復雜應力條件，并能在極端天氣下保持動態構型安全穩定。“海油觀瀾號”裝機容量7.25兆瓦，投產后年均發電量可達2200萬千瓦時，每年將節約燃料氣近1000萬立方米，可滿足3萬中國人一年的用電需求，減少二氧化碳排放2.2萬噸，為我國風電開發從淺海走向深遠海奠定堅實基礎。
5.天然氣管道輸氫取得多項進展
4月10日，中國石化對外宣布，國內首條“西氫東送”輸氫管道示范工程被納入國家能源局印發的《石油天然氣“全國一張網”建設實施方案》。該管道建成后，能把在內蒙古乃至我國西部、由風光等可再生能源制成的綠氫，運送至東部等市場需求旺盛的區域，以緩解國內綠氫供需錯配的問題。目前，全球的氫氣生產以天然氣和煤炭制氫為主，產量占氫氣總產量的95%，而用可再生能源電力電解水生產的綠氫只占全球氫氣總產量的5%左右，相應地，全球范圍內現有的總里程超5000千米的氫氣輸送管道，基本都是服務化石能源制氫，且大多距離較短。中國石化在化石能源制氫、輸氫上已經具備較豐富的經驗，其旗下已有金陵—揚子氫氣管道、巴陵—長嶺氫氣輸送管線、濟源—洛陽氫氣管道，最長投運時間約16年。此次的“西氫東送”項目是對可再生能源制氫的有益探索，有利于我國氫能產業的整體發展。
4月16日，中國石油發布消息，用現有天然氣管道長距離輸送氫氣技術獲得突破，目前中國石油在寧夏銀川寧東天然氣摻氫管道的氫氣摻入比例已經逐步達到24%，為我國今后實現大規模、低成本遠距離氫能運輸提供技術支撐。數據顯示，截至2022年底我國油氣管道的總里程達到18.5萬千米。以目前我國天然氣消費量計算，當摻氫比達到20%時，可運輸1000多萬噸氫氣，約合5600多億度綠電，氫氣成本也會大幅度下降。傳統的油氣產業鏈與氫能聯系緊密，油氣企業在煉化生產、油氣儲運以及加油站網絡等多方面的技術基礎和產業資源都可以轉移到氫能領域。具體到中游環節，氫儲運高度依賴技術進步和基礎設施建設，這是制約氫能產業發展的瓶頸問題，管道摻氫技術是實現長距離、大規模輸氫的重要實現手段。油氣企業擁有豐富的管道設計、建設、運營經驗，氣液儲運經驗，以及危化品儲運管理資質，可采用天然氣管網摻氫、改造現有天然氣管道等方式建立氫氣管網。在“雙碳”背景下，“三桶油”憑借其先天優勢，發展氫能潛力巨大。
6.成品油價迎年內最大降幅
據國家發展改革委消息，根據近期國際市場油價變化情況，按照現行成品油價格形成機制，自2023年5月16日24時起，國內汽油價格下調380元/噸，柴油價格下調365元/噸。至此，國內成品油價格迎來今年以來最大一次降幅，實現“兩連跌”。據測算，折合升價，92號汽油、95號汽油和0號柴油分別下調0.3元、0.32元及0.31元。私家車主和物流企業的用油成本因此下降。以油箱容量50升的普通私家車計算，車主們加滿一箱92號汽油將少花約15元；對滿載50噸的大型物流運輸車輛而言，平均每行駛一百千米，燃油費用減少12.4元左右。本輪是今年第十次成品油調價，也是年內第五次下跌。此次調價過后，今年成品油調價呈現“三漲五跌兩擱淺”的格局。
本輪調價周期內，美聯儲加息以及債務等問題導致石油市場對需求前景的擔憂加重，國際原油價格一度寬幅下滑。雖然后期由于美國釋放收儲信號等因素提振國際油價，但本周期的原油變化率持續處在負值范圍內。短期內國際原油價格或震蕩上行，變化率將由負轉正，預計下一輪成品油調價上調的概率較大。
責任編輯：張棟鈞
