油气在构建新型能源体系中的地位与作用——“第十届全国石油经济学术年会暨2024年油气市场形势研讨会”综述

王立敏，戚永颖，石卫

（本刊编辑部）

2023年11月29-30日，第十届全国石油经济学术年会、第二十一次石油统计科学学术研讨会暨2024年油气市场形势研讨会（下称“学术年会”）在北京举行。学术年会以“安全发展，绿色发展——油气在建设新型能源体系中的地位与作用”为主题，吸引了来自中国石油、中国石化、中国海油以及国家管网集团（下称“三油一网”）等能源企业，以及政府、高校等知名研究机构专家学者300余人参加。

中国石油天然气股份有限公司财务总监王华，中国石油化工集团有限公司党组成员、副总经理牛栓文，中国海洋石油集团有限公司党组成员、总会计师温冬芬，国家石油天然气管网集团有限公司党组成员、副总经理何仲文参加了开幕式并致辞。学术年会期间，“三油一网”规划计划部门相关专家系统和全面地分享了在新型能源体系建设中，各自企业基于自身业务优势规划布局新能源产业、探索实施转型发展的主要路径。与会专家还就中国及世界经济、乌克兰危机与巴以冲突对国际地缘政治的影响、碳达峰碳中和目标下油气行业的转型发展等话题进行了充分的分析和探讨。

1 全球经济面临高度不确定性，中国经济处于修复期

1.1 全球经济面临高度不确定性

中山大学讲席教授、岭南学院长聘教授、国务院发展研究中心产业经济部原部长赵昌文分析了中国及世界经济走势。他认为，未来全球经济面临高度不确定性，表现在以下3方面。

1）全球经济正在进行周期性转换，从宽松周期走向高通胀、高利率、高债务和低增长的紧缩周期。根据国际货币基金组织（IMF）最新预测，2023年全球经济增长3.0%，通胀达到6.9%。全球通胀不是短期现象，而是有黏性的长期通胀。高通胀决定了高利率，高利率决定了低增长，共同拉低了世界经济的增长预期。全球经济增速放缓，赵昌文分析认为2023年全球经济增速在2.1%～2.7%。全球贸易前景低迷，世界贸易组织（WTO）预计，2023年全球商品贸易量将增长1.7%，全球实际GDP增长率为2.4%，低于过去12年的平均水平（2.6%和2.7%）。

2）地缘政治对全球经济的冲击影响明显。乌克兰危机导致能源、粮食价格上涨及供应链扰乱，加剧全球通货膨胀压力；导致对世界经济普遍的悲观预期；投资收缩、产业链供应链重组冲击国际贸易；金融市场动荡对实体经济活动产生负面冲击；推动逆全球化进程。新一轮巴以冲突为全球经济前景带来新风险，表现在拉抬油价，助推通胀，经济放缓。宁夏大学中国阿拉伯研究院院长李绍先做了“巴以冲突的来龙去脉及中国的利弊”的专题报告，认为新一轮巴以冲突依然是“茶壶”里的风暴，尽管冲击不小，但各方还是不愿意看到事态外溢的情形，中国应始终坚持呼吁和平，做中东“和谐潮”的倡导者与推动者，这是大势所趋，也符合中国的利益。美国正在减少对中国供应链的依赖，大国博弈下的“脱钩”“去风险”，发达国家试图建立封闭的经济循环体系等因素也都对全球经济造成冲击。

3）美国加息的负面外溢效应。2022年3月以来，美联储已11次加息、累计525个基点，将联邦基准利率从0附近推升至5.25%～5.50%，为2001年以来最高水平，是美联储自20世纪80年代以来最迅猛的一轮加息。2022年以来美国持续激进的加息缩表带来了严重的外溢性，对全球经济金融稳定造成巨大冲击，急剧加大外贸及外资的短期压力。

1.2 2024年中国与世界经济展望

根据IMF最新预测，2024年世界经济将进一步放缓至2.9%（见表1），其中发达经济体经济增速放缓至1.4%，新兴市场和发展中经济体维持4%的较高增速。赵昌文分析认为，2024年全球经济将维持低增长格局。其中发达经济体增速进一步放缓，美国增速高于欧元区和日本；在发展中经济体，亚洲国家是主要增长引擎。地缘政治、经济金融、粮食能源、气候变化等多重风险交织，特别是乌克兰危机走向仍不明朗，叠加新一轮巴以冲突，外部环境面临的不确定、不稳定、难预料因素增多。

表1 不同机构对2024年经济增速预测

2023年中国经济主要面临三大任务：1）从过去3年疫情冲击下恢复正常；2）从传统发展模式转向高质量发展；3）守住不发生系统性风险的底线。2024年中国经济总体将继续处于修复过程中。但2023年二季度以来修复的斜率趋缓，经济运行仍将面临新的困难挑战，例如国内需求不足、部分企业经营困难、重点领域风险隐患较多、外部环境复杂严峻等。赵昌文认为，2023年实现全年经济增长5.0%左右的目标难度不大，但也应该看到，目前经济复苏得益于疫后服务业修复的推动，在服务业已实现较好修复的基础上，2024年服务业的动能也将趋弱。2024年国内经济压力的重点在于：房地产市场形势依然是短期经济复苏的首要压力；面临着复杂的外部环境压力；金融市场面临各种传统风险和非传统风险的叠加。

2 能源央企：在油气与新能源融合发展中探索实践

在能源转型加速背景下，油气行业面临的转型压力不断增大，油气与新能源融合发展是构建新型能源体系的必然选择。以中国石油、中国石化、中国海油、国家管网为代表的能源央企，在油气与新能源融合发展中创新思路，积极探索实践，在安全发展与绿色发展中寻找平衡。

2.1 中国企业应积极面对低碳转型政策及趋势变化

标普全球大宗商品炼油化工执行总监刘海全认为，在净零情景下，到2050年化石燃料消耗将下降到能源结构的1/3以下。面对《巴黎协定》提出的1.5℃温升目标，油气行业承压较大，要达到全球零碳排放的目标，化石能源在一次能源中的占比需要从当前的80%降到大约33%，甚至更低。在CCUS等负碳技术大规模应用的情形下，化石能源的占比依然可以达到1/3；如果没有低碳技术的大规模应用，化石能源占比可能会低于20%。由于交通行业对石油的高度依赖，特别是航空燃料的需求，石油的生命周期将比煤炭等其他化石能源更长久一些。

刘海全认为，要实现“双碳”目标，从目前的温控水平到实现1.5℃的目标，政策是非常重要的保障环节。政策包括几个层面：一方面是国内政策，例如碳排放权交易系统（ETS）或者碳税，目前各地区差异很大；另一方面是国际间组织的相关政策，例如国际民航组织在2027年将会出台新的碳减排方案，届时所有成员国都要参与，即使中国政府没有实行对航空业的强行减排约束，但是作为联合国国际民航组织的缔约方，也有义务参与并执行减排方案。未来几年，国际社会的减排政策会对国内产生一定压力，促使相关企业不断推出减排措施，推动油气行业低碳转型。一些国内政策并没有涉及的新能源发展方向，受制于国际社会压力也会得到发展。2023年10月1日开始试运行的欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM）将于2026年1月全面生效，虽然目前该政策处于过渡阶段，对炼油化工行业影响不是很大，但欧盟实施碳边境调节税会产生涟漪效应，美国或者东盟等国家和地区陆续跟进，将会导致全球各地的碳排放成本趋同，地区碳排放政策会产生全球性约束，影响相关交易，需要积极应对。

中国工程院院士赵文智认为，天然气清洁低碳，是实现化石能源向新能源过渡的“重要桥梁”，也是支撑可再生能源大规模利用的“最佳伙伴”。目前我国天然气产量、消费量均处于快速增长期，对外依存度会持续攀升。综合国内外16家机构的预测，赵文智判断，“碳中和”情景下中国天然气消费将在2040年前达峰，峰值为6500亿～7300亿立方米；2040年前后中国天然气产量有望达到3000亿立方米，对外依存度接近59%，安全度①安全度=（自产气+可替代进口气+储备气）/总需求＞50%。因此中国还需要超前布局开拓天然气资源开发新领域，包括页岩油原位转化、煤地下气化、富油煤分质利用等，大幅增加自产天然气数量。中国天然气有望稳产至2060年，非常规气规模发展是上产稳产关键。赵文智认为，天然气将在我国能源转型过程中起到“桥梁”作用，具体体现在3方面：在2030年以前化石能源增量期，天然气担当增量主角，支撑最大限度减碳；在2030年以后的化石能源减量发展前期（2040以前），天然气弥补煤炭减退空间，支撑新能源体系坚强建设；在新型能源体系建成以后，天然气担当储能体系生力军，支撑新能源体系安全稳定运行。

2.2 中国石油加快推动油气与新能源融合发展，助力国家“双碳”目标实现

中国石油集团将“双碳”目标和绿色低碳全面融入公司发展战略，统筹油气供应安全和绿色低碳转型发展，形成“稳油增气与新能源融合发展”的新格局。

作为探索传统能源与新能源发展的一种有效模式，油气和新能源融合发展是油气上游企业发展新能源的重点方向，可以充分发挥油气企业的上下游一体化优势。一是资源禀赋好，油气企业开发利用新能源具有得天独厚的优势，不仅在勘探、开发、生产和运营方面具备丰富的技术经验和专业知识，还拥有广泛的基础设施网络；二是基础设施全，中国石油集团拥有自备电厂、土地以及地下储气库、天然气管道等基础设施，具备开展气风光发电、储能调峰、管道掺氢等业务的基础条件；三是消纳能力强、融合场景丰富，石油石化企业既是产能大户又是用能大户，具有丰富的绿电消纳能力。油气生产综合能源应用场景丰富，分布式智能电网、源网荷储多能互补、“油气热电氢”联供可拓展清洁低碳高效的综合能源服务。融合场景丰富，可实现油气与不同品类能源的融合发展，突出不同能源之间的互补性、耦合性；也可实现油气与产业链延伸资源的纵向融合发展，突出油气开发过程中产生的相关资源的回收利用。

以油气与新能源融合为契机，中国石油正加快建设基业长青世界一流综合性国际能源公司。发挥油气与新能源互相促进作用，以现有油气生产技术、资源和队伍为基础，整合生产建设和产业运营，以清洁低碳能源生产供应为核心，打造清洁油品、天然气、地热、清洁电力、氢能、CCUS的“六位一体”清洁能源体系，提供一体化智慧能源解决方案。为加速油气与新能源的大融合，中国石油采用电气化、数字化等技术工程助力油气与新能源融合大基地工程开发，从而实现以高科技培育油气与新能源融合的大产业，实施了以电气化为目标的油气生产流程再造工程、以大基地为抓手的大型清洁能源开发工程、以数字化为核心的综合智慧能源管控工程、以高科技为引领的战略新兴产业培育工程的四大工程。

2.3 中国石化通过油气与新能源融合，激活增储扩绿新引擎

中国石化集团将新能源作为公司重要的战略新兴业务进行谋划布局，提出构建“一基两翼三新”的产业格局以及“四供两融”的发展布局，并将氢能作为公司新能源发展的核心业务，打造“中国第一氢能公司”。截至2023年10月底，中国石化累计建成11个燃料电池供氢中心、供氢能力2.4万立方米/小时，建成加氢站108座；风光装机规模1562兆瓦；地热供暖能力达8415万平方米；充换电站5000座、充电枪3.7万把，加油气站配套光伏站3364座。

在氢能方面，围绕氢能交通和绿氢炼化两大领域，大力发展氢能一体化。绿氢产量实现工业应用零突破，绿氢炼化引领行业发展。氢能交通打通“供+用”通道，构建全国氢走廊。扛稳氢能应用现代产业链链长职责，发挥产业引领、融通带动作用，全力构建高质量、高水平氢能产业链。

在地热方面，持续巩固行业领先地位，推进打造七大地热片区，不断完善推广“雄县模式”。积极推广“地热+”“余热+”等清洁供暖模式；锚准深部地热领域，加大未来产业培育力度。

在CCUS等负碳产业方面，全面推动CCUS全产业链示范工程建设，全力攻关CCUS关键核心技术，率先建成中国首个百万吨级CCUS示范项目（齐鲁石化—胜利油田），首条百公里级二氧化碳长输管道全线贯通，实现了CCUS上中下游全链条、大规模、一体化发展布局。成立了中国石化碳产业科技股份有限公司，着力打造以科技创新支撑和引领碳产业发展的高科技企业。

中国石化以实现公司可再生能源供应量不低于公司能源消耗总量为长远发展目标，建立完善“四供两融”业务架构，持续推进可再生能源“四供”能力规模化发展，不断加强产业链“两融”协同发展，全力打造世界领先洁净能源化工公司。

2.4 中国海油推动油气与新能源融合发展，打造综合能源供给新范式

中国海油集团以保障国家油气安全为己任，统筹兼顾低碳发展，持续优化生产方式，提供高端、低碳、绿色的能源产品，油气与新能源融合发展雏形初显。新能源产业依托油气主业优势开展有效布局，海上风电、油田岸电、海上CCS、氢能等业务发展取得积极进展，在服务现代化能源产业体系建设上实现突破。

中国海油具有完善的油气全产业链业务。充分发挥产业一体化协同效应，以具有海油特色的新能源新产业为支点，挖掘海洋能源综合立体利用潜力，大力发展多能互补、多能协同的能源梯级综合供应系统，既契合中国建设“清洁低碳、安全高效”的高质量能源体系需求，也是实现能源供给向综合能源供应商转型，加快建设中国特色世界一流企业的必由之路。在油气与新能源融合发展中，中国海油具有四大优势。一是地理区域高度重合，海上油气矿权与“十四五”规划的五大海上风电基地位置高度重合，具备融合发展的地理优势。二是深远海技术契合度高，深水油气工程与漂浮式风电重合度达70%以上。三是工程技术体系完备，中国海油拥有40年海工经验，海洋工程技术体系完备。四是燃气发电优势独特，拥有1117万千瓦的天然气发电装机，可作为调峰资源，促进新能源项目开发与运营。

中国海油坚持聚焦油气主业，持续加大油气主业投入，顺应能源转型趋势，积极探索特色化、差异化油气与新能源融合布局新模式，推动公司高质量可持续发展。依据“1534”总体发展思路，坚持集中式与分布式并举、单一场景与综合场景并重，聚焦主责主业，因地制宜，以油气勘探开发业务与新能源融合发展为龙头，打造涵盖油气上中下游产业及生产经营的“一主三副”的融合发展新范式。“一主”是油气勘探开发与新能源融合发展；“三副”是炼油与化工产业与新能源融合发展、建设综合绿能供应基地、分布式新能源发电与生产经营融合发展。

2.5 国家管网聚焦构建“全国一张网”，助力绿色低碳转型

国家管网集团致力于打造以覆盖全国、联通海外的物理储运网络为基础，以集中调度、分级控制的信息调控网络为支撑，以公平交易、开放服务的数字交易平台为保障的全国天然气管网，具体来说，致力于建设和打造三张网。

一是持续优化天然气基础设施布局，打造“物理一张网”，即覆盖全国、联通海内外各类资源与市场，由天然气长输管道和配套储气调峰设施构成的4兆帕及以上的天然气储运网络。保障资源外输通道通畅，国产气主产区、储气库、接收站应连尽连接入“全国一张网”。优化天然气管道布局，统筹衔接国家主干管道和省级管道，避免设施重复建设，影响运营效率和各方投资收益。合理匹配好管道、接收站、储气库建设时序，明确不同压力体系联通节点，从物理层面实现互联互通、站管库融合。

二是优化天然气管网运行调度机制，打造“调控一张网”，即集中统一调度、分级控制，统筹全国天然气资源调配，优化管道运输路径和负荷率，保障产供储运销体系高效运行的天然气调控网络。组建国家油气调度中心，在国家有关部门的指导下，调度运行“全国一张网”。实现主干管道和省级管道价格联动机制，以及不同主体建立良好的商务结算规则。

三是建立更为灵活的站管库产品体系，打造“商务一张网”。构建全国性公平开放交易大平台，创新交易规则，理顺价格机制。基于“全国一张网”拉通与之相连的所有接收站、管道、储气库，统一运营模式，利用开放交易平台，建立任意两点间或组合式的服务产品，为天然气产业用户提供包括注采气、接卸气以及管输在内的综合性“一站式”服务，最大效能提高基础设施利用率；为实现设施利用效能最大化，树立高效的新型交易规则、服务协议和流程标准，从商务规则方面科学高效分配资源。

3 石油：加快向低碳、绿色、可持续方向转型

3.1 国际石油市场不确定性因素明显增强，但紧张的供需基本面或将缓解

2023年国际油价“前高后低”宽幅震荡，年均价低于2022年水平。2023年以来，宏观经济压力加剧、“欧佩克+”执行额外减产计划、新一轮巴以冲突爆发等多因素交替主导市场，国际油价呈现前低后高、宽幅震荡走势。由于2022年乌克兰危机导致油价基数较高，2023年以来，布伦特原油均价为82.63美元/桶，同比下跌18.97美元/桶；WTI原油均价为78.14美元/桶，同比下跌18.84美元/桶。

2024年，全球石油需求将超过疫情前，但增幅放缓，预计同比增幅为130万桶/日左右，全年整体需求呈“前低后高”走势。受经济活动放缓、电动车替代和全球航班有序增加等因素影响，柴油需求将小幅增长，汽油需求增速放缓，航煤需求有较大增长潜力。预计2024年全球石油需求将主要来自中国、印度、中东和非洲等非OECD国家；中国的石油需求继续保持良好增长，同比增幅约60万桶/日，贡献超半数的全球增量。

从供应角度，2024年全球石油市场不确定性因素增多。2024年，美、俄、印、欧洲议会等多个国家和组织的领导人面临换届，将影响世界超过1/3人口，不同政党执政很可能带来能源政策的变化。预计“欧佩克+”减产政策逐步放松，非“欧佩克+”产量保持增长。2024年，全球石油供应将增长160万桶/日，增幅高于2023年；上游资本支出恢复至疫情前水平，全球石油供需紧张态势小幅缓解，但低库存导致应对供应中断的缓冲余地不足。

预计2024年国际石油市场不确定性因素明显增强，宏观情绪改善和地缘政治风险有望给油价带来一定支撑，但全球石油市场供需基本面紧张态势或较2023年有所缓解，预计2024年布伦特均价为75～85美元/桶，油价整体维持中高位波动。

3.2 交通领域低碳化倒逼行业转型

3.2.1 中国成品油市场消费接近峰值平台期

“十三五”以来，中国成品油消费进入中低速发展阶段。中国石油经济技术研究院石油市场研究所所长王利宁认为，中国成品油市场消费目前总体上接近峰值平台期。在“十三五”期间（2016—2019年），成品油消费增速已经降至4.3%，较“十二五”期间下降1.5个百分点，进入中低速发展阶段。2020—2022年，成品油消费受到新冠疫情冲击，出现历史性的负增长，但总量仍然巨大，2022年消费量为3.65亿吨，为全球第二大成品油消费国。中国石化集团高级专家柯晓明认为，疫情后成品油需求短期恢复增长，但中期渐进峰值的趋势不变。国内成品油市场竞争日趋激烈。2015年以来，随着国内炼油能力增长，成品油供需进入供过于求阶段，国内成品油价格涨幅远远不及国际油价，国内汽柴油批发价格到位率处于较低水平。

3.2.2 新能源汽车发展成为未来影响中国汽柴油消费的关键因素

国内新能源车的快速发展对汽柴油需求产生重大冲击。在碳达峰碳中和背景下，国家出台了“1+N”政策体系，提出要从化石能源为主转化非化石能源为主，陆上交通用能转向消纳新能源为主，“双碳”目标确立将会对油气市场会造成较大影响。专家普遍认为，新能源汽车发展已成为未来影响中国汽柴油消费的关键因素。

1）“十四五”期间中国汽车市场将处于恢复增长期。柯晓明认为，中国汽车销量已经处于高位，“十四五”处于修复期。2020—2025年汽车销量平均增速为3%，2024年末将恢复至2017年的高点。未来国内汽车市场还会继续增长，保有量增长仍然有空间。燃油汽车2025年之后保有量达峰值，但在2035年前仍是道路交通主力车型。

2）新能源汽车内驱发展，竞争力不断增强。当前，新能源汽车发展进入快车道，渗透率不断提升。2023年1—10月，新能源汽车产销量分别达到735万和728万辆，超过2022年的全年水平；预计2023年全年新能源汽车销量将超过850万辆，同比增长30%以上，渗透率达30%。同时新能源汽车出口大幅增加，带动汽车行业出口快速发展，成为经济高质量发展的重要动能之一。王利宁预计，2060年新能源汽车将完成对燃油车存量全面替代。中国汽车保有量结构将加速转变，新能源汽车占比加速提升，到2025年、2030年、2036年和2050年将先后突破10%、30%、50%和80%。

3）新能源汽车发展将促使成品油需求更早达峰。王利宁认为，新能源汽车加速发展将使成品油达峰时间提前至2025年，峰值约4亿吨（其中汽柴油消费约3.6亿吨）。2030年前成品油消费维持在峰值平台期；2030年后汽柴油需求快速下降，2060年汽柴油需求降至0.2亿吨。电动汽车对汽油的冲击更快、影响更大，汽油将于2025年前后达峰；柴油消费稳步下降，2030年、2035年柴油消费量将回落至1.59亿吨、1.33亿吨。

4）车用能源需求区域格局变化，同时带来新机遇。王利宁认为，新能源汽车发展会对区域格局产生影响，预计未来新能源汽车发展仍将保持“南快北慢”，华东、华南等地的汽油峰值将早于北方区域到来。随着车用能源多元化，集加油、加气、加氢、充电、新能源、非油等一体的综合能源服务站将成为未来转型升级的重要方向。

3.2.3 可持续航空燃料是航空领域的主要脱碳方式

不同交通方式导致交通领域低碳化模式不同，航空领域低碳化难度较大。刘海全认为，可持续航空燃料是航空领域主要的脱碳方式，可持续航空燃料按照国际民航组织2050年零碳目标规划的，未来有望占2/3以上份额。可持续航空燃料的发展在不同地区也不尽相同，2050年欧洲可持续航空燃料占比有望达到45%，北美大约30%。目前中国处于早期发展阶段，大多数生物航煤出口欧洲，国内并没有市场消纳。但刘海全认为，随着国内生物航煤试航认证等工作的开展，2050年以后中国市场将会有一定的发展。

3.3 炼化行业有待加快转型步伐

3.3.1 2023年全球炼油毛利高位回落，化工利润低迷

2023年全球炼油毛利高位回落，美湾炼油毛利平均为26.33美元/桶，鹿特丹平均为13.9美元/桶，新加坡平均为6.93美元/桶，均同比下降3～4美元/桶。预计2024年全球炼油能力继续扩张，新增炼油能力约为145万桶/日，增量主要来亚太和非洲。未来5年，亚太地区新增炼油项目仍将不断上马，亚太地区引领全球炼油能力增长。专家预计，受需求下降和利润低迷影响，全球炼化产能扩张的热情逐渐消退，2025年以后全球炼能大规模扩张将告一段落。2023年化工利润持续低迷，聚丙烯与石脑油价差平均为2955元/吨，同比下降39元/吨；聚乙烯与石脑油价差有所拉宽，平均为3534元/吨，同比上涨408元/吨，但仍比2021年同期水平低753元/吨。

3.3.2 中国炼化产能扩展迅速，炼化行业加快转型

中国已经成为全球最大的炼油化工供应商，炼化产能跃居全球第一，多元化格局形成。王利宁分析指出，2022年中国炼油能力9.2亿吨/年，千万吨级炼厂达到35家。从产能占比看，国内炼油行业形成中国石化（30%）、中国石油（25%）、地方炼厂（20%）、其他炼油企业（25%）“四分天下”格局。

柯晓明表示，本轮石化产能扩张创造近20年来的新记录。无论是炼油能力、乙烯能力，还是对二甲苯（PX）以及三大合成材料，中国的大宗石油石化产品产能位居全球首位（见表2）。2022年海南炼化、盛虹石化、浙江石化二期、广东石化等大型装置相继投产，供应压力空前。2019—2022年石化原料平均产能增长是前4年的3.5倍，2021—2022年三大合成材料平均产能增长是前2年的2.3倍。“十四五”石化产能扩张达历史之最，乙烯和PX合计新增产能超过过去10年的总和。2022年国内产能大增，需求低迷，石化行业利润迅速触底。“十四五”后期，随着经济复苏，消费逐渐改善，石化行业整体利润有望恢复性上行，但考虑到市场供应压力，盈利状况仍弱于预期。随着此轮扩能周期的结束，预计在“十五五”期间石化行业利润将有所修复。

表2 2022年中国石油石化主要产能及全球占比

柯晓明认为，国内炼化行业目前面临两大尴尬境地，倒逼炼化行业加快转型步伐。其一是成品油需求渐进峰值，炼油扩能并没有停止。2005—2022年，中国炼油能力由4.6亿吨/年增至9.3亿吨/年，年均增长10%。目前200万吨/年以下炼厂仍有近50座，炼油能力占总量的8%，未来国内炼油结构调整压力不减。其二是加大“油转化”以后，化工效益弱于炼油效益。近两年虽然有疫情影响，大部分时段炼油行业处于盈利时段。然而2022年下半年以来，化工板块效益显著下滑。长期看，市场驱动的“油转化”方向不变，不过全行业要注意转型有度、转型有序。

3.3.3 新型炼化一体化向绿色化、高端化和智能化方向发展

石油产品需求达峰，对整个炼油化工行业会产生较大挑战，未来将向何种方向发展，专家普遍认可新型炼化一体化的发展模式，并提出了转型方向和路径。

柯晓明分析，国内炼化行业面临的问题是如何高质量发展，可持续和高质量发展涉及安全环保和经济效益，须通过新产品、新技术和新趋势解决炼化产品质的提升。他认为，新型炼化一体化的发展方向是增强竞争力、绿色化、高端化和智能化。国内炼化能力已居全球第一，市场准入放开，产能过剩加剧，“适者生存”必须要提高竞争力；绿色化发展是未来高质量发展的主题之一，由原来的环境治理延伸到低碳新技术应用，塑料循环利用是低碳发展的新实践；战略新兴产业带动化工高端材料需求增长，面对市场的变化，炼化行业既要有序有度，减油增化，向下游高端延伸，又要注重技术创新，模式创新；智能化是炼化发展的新标配，实现全过程智能优化，可实现效率、能效、效益的提升。

刘海全认为，面向未来的转型，炼油企业应该在原料端、公用工程端、产品端实现多元化发展趋势。原料端，目前除了传统的原油外很多炼厂已经实现生物基的原料混炼，例如地沟油包括动物油脂相关技术的突破；大规模推广废旧塑料的回收，利用废旧塑料通过热裂解生成乙烯原料。公用工程端，例如利用风光生产绿电制氢，替代炼厂原料产的灰氢，这些在国内已经有了不少进展。此外，可以利用风光资源生产下游可持续化工燃料和化工品，比如氨、甲醇；推进炼厂工艺装置碳排放的耦合，比如催化的尾气跟制氢的尾气二氧化碳富集程度非常高；炼厂可以作为CCUS项目的牵头单位，为周边碳排放企业提供CCUS下游应用。

4 天然气：在新型能源体系建设中起桥梁与支撑作用

4.1 全球LNG市场近况及中长期市场展望

睿咨得能源（Rystad Energy）天然气市场研究高级分析师熊维分析，2020—2022年全球LNG供应都非常紧张，尤其是2022年爆发了欧洲能源危机；2023年全球天然气市场总体供应相对宽松，但需求较疲软。具体来说，欧洲天然气库存接近满库，缓解了LNG进口压力，欧盟天然气消费量回落至2022年水平以下。日本和韩国LNG库存偏高，LNG现货采购疲软，原因是日韩核电可用装机能力增加，抑制了LNG需求。中国签署的长期合约量继续主导中国LNG进口，因此对现货的需求不高。2023年全球气价大幅回落，但供应扰动因素仍存，目前巴以冲突影响有限。

近期LNG长协呈现新特点，即时间跨度更长，斜率更大。新的长协跟油价挂钩的斜率在2020年约为11%，但是2023年已经上升到14%左右，反映了市场为规避风险所做的妥协。长协的签订成为决定LNG液化项目长期前景的一个重要因素。北美尤其是美国很多LNG项目已经通过长协签订的方式锁定了长期产能。因此，在未来5～10年，北美地区的LNG出口将增加，但北美的天然气标杆亨利中心价格预计涨幅有限。因为亨利中心的价格主要是由长期边际供应保本价格决定，北美LNG项目长期的保本价格在4～5美元/百万英热单位。

对于2030年前的市场前景，熊维说，虽然2023年市场进入宽松时期，但仅仅是相对宽松的一个时期，因为在供应端仍然有很多扰动因素和风险；2024—2025年，预计全球LNG的市场可能又会出现一个小缺口，因为在这段时间投产的项目较少，同时需求又在上升，这期间全球的LNG需求主要受欧洲天然气需求推动；2026—2029年，全球的LNG市场又会重新平衡，因为在这段时间有较多项目会上线，但同时仍然需要警惕很多项目的最终投资决策（FID）可能会推迟，因此总体还是偏紧；到2030年，供需之间又会有一个缺口，大概在1900万吨/年；到2032年，这个缺口会扩大到8000万吨/年。如果考虑俄罗斯目前在生产的LNG供应也出现问题，该缺口将进一步扩大到接近1亿吨/年。

预计2030年前美国LNG长期价格顶部约为10美元/百万英热单位，这个价格主要是由长期LNG边际供应保本价格决定，大部分美国液化设施所对应的成本也是这个价格，而底部价格大概为4～5美元/百万英热单位。

4.2 天然气在新型能源体系中具有关键支撑作用

原中国石油天然气集团有限公司发展计划部副总经济师、北京大学能源研究院特聘专家朱兴珊认为，能源体系随着人类社会的经济与技术发展而不断演化，过去的能源转型是增量替代，因此能源多元化程度不断增加。本次能源体系变革则凸显了应对气候变化的政策驱动，即政策推动可再生能源发展，因此消费者承担高成本可能也是难以避免的。新型能源体系核心是新型电力系统，其特征包括高比例可再生能源、充足的灵活性电源、强大智慧电网、源网荷储互动与多能融合。构建新型能源体系需要“枢纽”能源，需要一种兼具清洁低碳、可转化、易储运的多重特性，在新型能源体系中发挥关键作用的能源。电化学储能支撑不起新型能源体系，而氢能具有这种特征，电氢协同可以保障可再生能源得到更大规模的开发利用。但是，目前氢能的开发利用仍处于起步阶段，如能借助天然气产业基础和优势，可以加速氢能产业起步。

朱兴珊认为，在相当长时间内，天然气在新型能源体系中起到关键支撑作用。一是发挥清洁低碳优势，补位和替代煤炭承担基础能源作用；二是发挥灵活性优势，对新型电力系统起支撑作用；三是在氢能发展过程中充当“孵化器”和“助推器”；四是在一些中短期内无法电气化的领域，天然气是有效的减排方案；五是天然气田提供CCS和储能场所；六是天然气充当重要的化工原料。天然气作为一种均衡能源和枢纽能源，在新型能源体系建设中起到“替煤、稳电、孵氢、减碳”的重要支撑作用。分阶段来看，在化石能源主导阶段，主要发挥“补位+调峰”作用，保障能源供应，促进新能源规模化发展；在新能源主导阶段，主要发挥“调峰+减碳”作用，保障能源系统安全、高效、清洁运行。

成熟发展后，氢能将接替天然气在新型能源体系中起关键支撑作用。氢能作为二次能源，具有清洁、高效、可长时间大规模储存、可长距离运输、可在原料和燃料简转化等特点；是一种无碳的“枢纽”能源。在未来新型能源体系下，能源系统将打破原有壁垒，通过氢这种“枢纽能源”将电、热、燃料、化工品等系统连接起来，实现多种能源跨时间跨空间优化配置②参见朱兴珊,沈学思.从天然气到氢：中国新型能源体系的演化[J].国际石油经济,2023,31(08):1-15.。

朱兴珊认为，从天然气到氢能的过渡有两个关键环节，一是天然气制氢，二是天然气掺氢的运输与应用。制氢环节是氢能产业链的起点，没有具有成本竞争优势的氢气供应，就不会有后续的中下游产业发展。目前全球天然气制氢工艺成熟，成本适中，可规模化量产。但是在我国天然气的安全供应和高价格是发展天然气制氢（蓝氢）的最主要制约因素。中国天然气制氢原料成本几乎占总制氢成本的80%左右，对天然气资源丰富的国家，其蓝氢成本较为低廉。例如，2023年美国蓝氢平均每千克成本约为17元，加拿大为16元，阿联酋低至13元，中国则高达23元。只有保障稳定低廉的天然气供应，才能实现氢能制取环节的平稳发展。天然气输送目前也是制约氢能发展的一个环节。建设“风光气储氢”新能源大基地，可解决可再生能源消纳和输送（变输电为西氢东送、北氢南送），最终拉动地方经济，实现国家区域发展战略。天然气成就氢，也将被氢终结，电氢转化是核心，最终天然气也将回归原料属性。

4.3 中国天然气发展仍处在战略机遇期

中国石油规划总院首席技术专家周淑慧分析了中国天然气市场的发展面临的问题，并对未来中国发展战略进行了展望。近10年来，中国天然气市场总体呈现快速发展态势，但同时存在也存在一些矛盾：一是市场需求快速增长与产供储体系发展不充分仍存在矛盾。储运设施建设与消费增长不协调，能力和灵活性不足制约了市场发展；总储气能力仅为年消费类的7.5%，不能满足调峰应急和安全平稳供气需求。二是市场需求潜力大与成本供应偏高之间的矛盾。天然气相比煤炭清洁低碳，但价格缺乏竞争力，气代煤市场动力不足。三是气源-门站价格两头管制、居民-非居民双轨制与统一大市场建设之间的矛盾。四是产业快速发展与法规制度建设不协调之间的矛盾。

周淑慧强调，未来中国天然气发展仍存在战略机遇期。在新型能源体系中，天然气将补位和替代高碳高污染能源，促进能源系统减污降碳协同发展，同时天然气与新能源融合，在新型能源体系起到“稳定器”作用。在新型电力系统中，天然气发挥灵活性电源作用，促进大规模风、光资源开发就地消纳或平稳外输，在新型电力系统中起到“调节器”作用。

周淑慧提出了未来促进中国天然气发展的5大举措。第一，强化科技攻关，实现增产增供与绿色低碳协同。集中力量突破上游勘探开发“卡脖子”技术和装备，中游天然气产供储销一体化建设关键技术，下游突破天然气利用相关清洁低碳关键核心技术，增强国内资源安全供应保障能力。第二，加强国内勘探开发，加大投入实现增储上产，同时积极布局海外多元资源供应。国内资源供应峰值约为3500亿立方米，考虑消费峰值在6500亿立方米，自主供应能力能够控制在50%的安全底线。第三，完善重大基础设施布局。包括构建海陆互济、适度宽裕的进口战略通道，在宽裕和经济性之间进行平衡；持续加快储气设施建设，达到1000亿立方米的规模，增强调峰应急保障能力；适度超前预留裕度，构建安全高效智慧管网系统。第四，立足“双碳”目标，鼓励和引导天然气利用。包括明确天然气战略定位，出台政策引导天然气利用；多途径促进天然气与可再生能源融合发展，助力行业可持续发展及碳中和目标实现；着力推进气电与风光融合示范项目，实现天然气与新型电力系统的协同发展。第五，深化市场改革和制度建设。坚持市场化改革方向不动摇，稳中求进深化天然气价栺改革；健全政策法规体系和监管能力建设，通过法律法规及环保、财税、金融、天然气利用等政策，引导天然气健康可持续发展。

4.4 构建“X+1+X”天然气市场体系，助力天然气市场高效协同共赢

国家管网集团市场部总监唐森以“加快构建‘X+1+X’天然气市场体系，落实国家能源战略发展新思路”为题，介绍了国家管网公司成立3年以来的管网公司建设发展情况，以及对下一步“X+1+X”天然气市场体系发展的思考。

唐森认为，中国天然气管道行业已经迈过了第一个阶段，即快速发展建设的阶段，国家管网公司的成立标志着中国的管网业务和天然气产业走向全新阶段。国家管网公司一方面要建设全国一张网的管道体系，另一方面要推进管网功能开放和服务产品设计，包括建设共同开放的大平台，最终带动上下游公平开放和公平竞争，为产业市场化发展奠定基础，使整个天然气产业更具活力。建设“安全、高效、有竞争力、协同共赢”的体系是构建“X+1+X”天然气市场体系的重点任务。为此，国家管网公司自成立以来进行了3年来的发展和建设，主要体现以下几个方面。

1）完善布局全国管网，设施能力显著增强。目前国家管网已形成“四大战略通道”和“三纵三横”骨干管网，连接18个主要国内气源和中亚、缅甸、俄罗斯等进口管道气源，14座LNG接收站和14座地下储气库，覆盖全国30个省区市及香港特别行政区（不含藏、澳、台）。管输能力加快提升。截至2022年底，国家管网在役天然气管网一次管输能力超过3070亿立方米/年，较2020年底提升470亿立方米/年，增幅18.1%。调峰能力不断增强。截至2022年底，国家管网拥有总储气能力120.1亿立方米，占全国已建储气能力的37.5%。其中，LNG接收站7座、总接收规模3060万吨/年，约占全国总接收规模的30%；地下储气库8座、权益工作气量100亿立方米。2）提升保供能力，供气能力实现跃升。对形势研判更加精准，冬季保供计划执行偏差由3%下降至0.7%；加快实施新气—西二线、青宁—西一线等16项互联互通工程，管网互通转供能力达13.5亿立方米/日，较成立时增长57%；每年滚动建设冲锋能力，峰值供气能力由成立之初的9.1亿立方米提升至10.5亿立方米/日。3）上下游主体增加。目前国内具备托运商资质客户399家，累计签约托运商124家。4）迭代开发服务及交易平台，推行“一票制”合同，实现网络化平台化交易。国家管网公司计划将包括管容采购在内的一切服务产品全部通过平台上线，实现在线上从提报申请到最后结算的闭环管理一站式的服务。5）创新落地商务模式，显著提升市场活力。国家管网以客户需求和价值创造为基本原则，搭建开放服务与交易平台，创新开发并推广各类服务产品，建设以客户需求为导向的市场开发运营体系，为客户提供多种交易模式，促进了各类主体的蓬勃发展。

目前，国家管网公司仍面临不少的问题和挑战，例如上中下游市场化程度不一，如何引导省级管网以市场化方式融入国家管网，产业内基础设施效能提升存在较大优化空间。

4.5 从天然气到燃气，分布式能源发展现状及前景

中国城市燃气协会分布式能源专委会秘书长黄微介绍了近期由中国城市燃气协会分布式能源专业委员会和北京大学能源研究院联合发布的《燃气分布式能源产业报告（2022）》，分析了中国天然气分布式能源发展现状及燃气分布式能源前景。

在“双控双限”背景下，产业结构和能源结构不断优化，能源市场化改革为天然气分布式能源发展创造了条件（见表3）；加之关键设备制造技术不断突破，核心部件国产化率不断提高，分布式能源发展的成本不断下降。中国天然气分布式能源项目主要集中在园区类、办公类和工业类，其中园区类的项目数量占47.3%，装机占比85.5%。

表3 中国天然气分布式能源现状

中国天然气分布式能源项目主要分布在华北、长三角、珠三角、川渝等地区。从经济效益角度看，在合理的气电价格下，项目具有一定的经济效益，其中上海、北京、江苏、四川、浙江等处于经济较好地区。从节能减排角度看，国内的天然气分布式能源的节能减排效益明显，单位千瓦的节能量和减排量随项目年利用小时数增多而增大，节能减排量由大到小排序依次是数据中心＞酒店＞办公楼＞医院＞工业园区＞综合商业体。尽管不同项目的气价、电价、冷价、热价差异较大，尤其冷价和热价有较强的业主自主性，定价偏低将影响项目经济性，因此黄微建议采用气、电、冷、热能源价格联动机制。目前国内多数分布式能源案例年平均能源综合利用率集中在70%～85%，绝大部分项目可满足国家≥70%的考核要求。

对于分布式能源发展的前景，黄微认为，随着燃气轮机、储能等技术不断突破，大数据、物联网等新兴数字化技术的应用将极大提高燃气分布式能源的智能化、灵活化水平；生物质能、氢能等多元化气源为燃气分布式能源产业注入了新的气源，沼气燃气内燃机、燃氢燃气轮机、燃氢燃气内燃机、燃料电池等技术的升级发展，将拓展燃气分布式能源应用场景，燃气分布式能源可为可再生能源规模化发展提供支撑。当然，由于观念意识不够超前、资源保障困难较大、长效机制尚待健全、行业壁垒较为坚固、技术手段不够先进等因素，目前中国燃气分布式的发展仍然面临诸多挑战。对此，他建议，要明确“双碳”背景下燃气分布式能源的定位，让市场决定燃气分布式能源的价值，相信燃气分布式能源将会对构建绿色低碳的新型能源体系和加快构建新型电力系统发挥其应有价值，并起到积极的推动作用。

5 结语

新型能源体系是现代能源体系的升级版，是以化石能源清洁开发利用和高比例非化石能源为特点，多能融合、集中式和分布式并重的能源体系。无论以世界视野还是中国视角来考察，能源转型的大势已经形成，而且势不可挡。但是，能源转型的节奏和路径则尚在摸索之中，还有很大的可塑性。中国的能源转型更是如此，从碳达峰到碳中和，虽然终点已定，但碳减排的节奏与路径则需要多方献策，不仅需要路径可行，而且也要把确保国家能源安全置顶。正如学术年会专家所言，2040年前油气仍保持主体能源地位，石油作为新材料生产的核心原料，在新能源规模化发展中不可或缺，是新能源体系发展的基石和保障。天然气发电具有低碳、高效、稳定、启停快、变负荷能力强等特征，是电力系统调峰的最佳选择，在与可再生能源融合协同发展等方面发挥重要作用。