2023年国内外油气行业发展及2024年展望

钱兴坤，陆如泉，罗良才，吴谋远，廖钦

（中国石油集团经济技术研究院）

2023年，百年未有之大变局加速演进，世界经济增长动能不足，全球油气市场和油气行业在调整重塑中渐进复苏，呈现新的特点。中国油气行业夯实能源保供基础，努力提高能源系统韧性，油气产业链运行总体平稳向好，转型升级高质量发展继续推进。预计2024年，全球迎来选举大年，将为全球格局和石油市场带来更多不确定性，世界经济复苏动能依然不足，国内外能源行业运行将呈现新的态势。国内经济景气度回升势头向好，将进一步带动油气行业回暖。未来深化能源体制机制改革，加快建设新型能源体系，保障能源供应安全稳定，推进高质量发展，进而推动中国式现代化建设，仍是我国能源行业的重要使命任务。

1 全球油气行业发展与展望

1.1 能源格局深刻调整，绿色低碳转型稳步推进

2023年，国际政治经济格局不断变化，叠加新冠病毒疫情后遗影响，全球经济形势总体稳中带柔，能源消费维持低速增长。2023年全球GDP增速回落至3%，低于2022年3.5%的水平。能源消费受经济低迷影响增速平缓，2023年全球一次能源消费量为146.1亿吨油当量，较2022年增长1.7%，增速增长0.5个百分点。

全球能源格局持续深刻调整，地缘冲突引发的能源供应端扰动频发。乌克兰危机对国际油、气、煤炭等大宗能源供需格局的影响持续，巴以冲突尚未蔓延至中东主要产油国，但再次加剧了能源供应的不确定性。乌克兰危机爆发后，欧盟禁止进口俄罗斯各种类型的煤炭，使得美国对欧洲的煤炭出口量大幅增长，俄罗斯将原出口欧洲的煤炭转向亚太国家。天然气方面，挪威已经取代俄罗斯成为欧盟最大的管道气供应国，来自美国的LNG供应亦大幅增长。石油方面，俄罗斯已成功将受欧盟和七国集团禁运影响的石油和石油产品出口转向亚洲、非洲、拉丁美洲、中东地区，国际油气贸易流向由“逆时针”转向“顺时针”的态势加剧。

全球能源消费结构继续保持化石能源下降、非化石能源上升趋势。2023年，全球煤炭需求再创历史新高，但增速放缓至0.5%，增速较2021年最高点大幅回落5.3个百分点，需求增长主要来自亚洲新兴经济体。在电动汽车加速普及和能效提高等因素推动下，石油需求增长逐渐放缓，同比增长2.1%，增长主要来自以中国为首的少数非经合组织（OECD）国家。天然气需求扭转上年下跌趋势，消费量增长0.5%，增长主要来自北美和亚太地区。2023年化石能源整体消费量小幅上涨1.1%，一次能源消费占比较上年下降0.6个百分点，首次跌破80%，达到79.7%。2023年非化石能源消费量增长4.1%，亚太地区和欧洲引领全球非化石能源消费增长。其中核能发电量出现回升，同比增加2.3%。以风电、太阳能为主的非水可再生能源发电装机容量迅猛增长，2023年估计增加超过4.3亿千瓦，累计量突破25亿千瓦，同比大幅增长20%。非水可再生能源发电量超过4700太瓦时，基本满足全球发电量增长的70%。全球能源转型进程稳步推进。

全球能源转型相关投资强劲增长。2023年全球清洁能源投资估计超过1.7万亿美元，较2021年增长超20%，清洁能源投资与化石燃料投资的差距拉大。清洁能源投资增长主要集中在以太阳能为主导的可再生能源和电动汽车两大方向，以及锂电池、热泵和核能等领域。估计2023年太阳能领域投资达到3800亿美元，对电动汽车的投资估计达到1300亿美元，比2021年增长超过1倍。

展望2024年，地缘政治冲突不确定性加剧，叠加高通胀高利率压力，全球经济仍面临巨大下行风险，能源商品价格将继续波动，能源产业将成为大国博弈的重要领域。由全球能源危机引发的可负担性和安全担忧将使得各国政府和企业更加注重发展清洁能源技术。氢能和核能将成为支持清洁能源发展和碳中和进程的重要力量，美国、日本等国家相继更新国家氢能战略，明确清洁氢能的战略性地位；以先进核能技术、可控核聚变等为代表的新技术新方向将成为热点；锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等储能技术也将迎来重大发展。不断扩张的能源行业将持续推动全球对关键矿物的需求，欧美等西方国家将进一步通过政策实现新能源产业链的本土化和多样化，全球新能源和矿产资源竞争将更加激烈。

1.2 需求乏力、地缘溢价渐退，国际油价波动下跌

2023年，国际油价同比回落。布伦特原油期货全年均价为82.17美元/桶，较2022年的99.04美元/桶下跌17%。全年走势在地缘溢价消退及美联储持续加息背景下呈现波动下跌态势。上半年，美联储连续加息以及欧美银行业动荡，宏观经济形势担忧主导市场情绪，国际油价震荡下行；三季度，美元加息周期接近尾声，沙特阿拉伯、俄罗斯自愿延续减产至年底，市场供应显著收紧，石油库存降至低位水平，国际油价一度持续反弹；四季度，尽管美联储停止本轮加息，但由于石油消费进入淡季，石油降库速度显著放缓，11月末“OPEC+”达成的减产协议未及预期，国际油价再次回落。

国际石油市场供需趋于宽松。美国等非OPEC产油国产量较快恢复，抵消了“OPEC+”执行的减产策略，全球石油供应增长170万桶/日至1.018亿桶/日；中国新冠病毒疫情防控转段后，居民补偿式出行较快增长，带动消费复苏，全球石油消费同比增长210万桶/日至1.017亿桶/日，全年供应过剩15万桶/日。下半年石油市场进入快速降库阶段，石油库存处于5年均值低位水平。

2024年，国际石油市场总体宽松，国际油价继续下移，但仍处于中高位水平。后疫情时代全球石油消费恢复性反弹阶段结束，将逐渐回归常态，中国石油消费增速明显放缓，新能源汽车的迅猛发展对石油消费影响加大，预计全球石油需求增速将放缓，同比仅增长95万桶/日至1.027亿桶/日。“OPEC+”仍将克制性增产，预计全球石油供应增长低于上年，同比增长130万桶/日，供应过剩进一步扩大至50万桶/日。石油库存仍将保持低位，对油价形成一定支撑。预计2024年国际油价可能高频宽幅震荡，中枢价格较2023年有所下移，布伦特原油均价将为75～80美元/桶。2024年，受美国、俄罗斯、印度等多国政府换届，乌克兰危机和巴以冲突影响外溢，中美关系等不确定性，全球经济前景仍不明朗，极易引发“黑天鹅”“灰犀牛”事件，将可能使未来油价波动常态化，全球石油贸易格局继续深刻调整。

1.3 天然气市场持续调整，国际气价高位回落

2023年，地缘溢价逐步消退，国际气价大幅回落，天然气市场缓慢恢复，供需趋于宽松。全年消费增速由负转正，估计消费量为3.96万亿立方米，同比增长0.5%。其中，亚太消费稳步恢复，增速约1.8%，中国、印度等为增量的主要贡献者；北美可再生能源利用增加，天然气消费增速放缓至1.2%；欧洲天然气消费同比下降约6.2%，连续两年下降。估计2023年全球天然气产量为4.28万亿立方米，同比增长0.8%。“美升俄降”趋势延续，美国产量再创历史新高，达到1.15万亿立方米，同比增长3.3%；俄罗斯产量持续下降，至6420亿立方米，同比下降4.5%；中东地区稳步增长，产量为7388亿立方米，同比增长0.8%。

气价从历史高点大幅回落。欧洲、亚太和北美三大市场气价均回落至乌克兰危机前水平，2023年欧洲TTF现货、东北亚LNG现货和美国HH现货均价分别为12.9美元/百万英热单位、15.8美元/百万英热单位和2.54美元/百万英热单位，同比分别下跌65.8%、54.4%和60.5%。

国际天然气贸易格局演变进一步深化，更多俄罗斯管道气退出欧洲市场，亚洲推动LNG贸易增长。全球天然气贸易量1.25万亿立方米，同比下降1.0%。其中，管道气贸易量6944亿立方米，同比下降3.3%，俄罗斯出口欧洲管道气仅为490亿立方米，同比下降364亿立方米。LNG贸易量4.11亿吨，同比增长2.0%。其中欧洲LNG进口量为1.26亿吨，同比下降1.8%；亚洲进口量为2.64亿吨，同比增长3.5%；美国和卡塔尔LNG出口增速分别为9.5%和-1.5%，对欧洲出口增速分别为6.8%和-25.3%，对亚洲出口增速分别为17.5%和5.3%。全球LNG产能4.57亿吨/年，同比增长0.9%，为近10年最低增速；全球LNG汽化接收能力10.42亿吨/年，同比增长6.2%。全球新签LNG长协总量回落，新签长协与油价挂钩占比回升至50.0%，平均挂钩斜率升至13%～14%，与气价挂钩方式更趋多元。

2024年，全球天然气市场将延续脆弱平衡态势，不确定性风险增加。预计天然气消费量4.02万亿立方米，增速1.5%。增量主要在亚洲，继续由中国、印度和新兴市场拉动。欧洲天然气消费持续下降，自俄罗斯进口管道气低位持稳。由于上游油气投资增加，预计2024年全球天然气产量4.37万亿立方米，增速2.0%。北美和中东持续增产，俄罗斯产量有望回升。全球LNG市场呈总体宽松、阶段性紧张局面，预计全球天然气液化能力实际新增771万吨/年，LNG需求增长470万吨/年。三大市场气价“两跌一涨”，波动更加频繁。其中欧洲TTF现货均价11.0～12.0美元/百万英热单位，同比下跌6.7%～14.5%；东北亚LNG现货均价12.0～13.0美元/百万英热单位，同比下跌17.4%～23.8%；美国HH现货均价2.6～3.0美元/百万英热单位，同比上涨2.5%～18.2%。

1.4 油气勘探开发投资保持增长，油气产量继续双增

继2022年全球油气勘探开发投资大幅增长后，2023年石油公司对勘探开发投资持谨慎乐观态度，主要考虑乌克兰危机、全球经济复苏不平衡、能源转型节奏变化和未来石油需求预期等因素，全球油气勘探开发投资5687亿美元，同比增长10.6%，增幅低于上年。其中，俄罗斯—中亚地区投资出现负增长，同比下降4.5%。勘探开发投资增加带动全球工程技术服务市场规模扩大。2023年，全球工程技术服务市场规模约为3004亿美元，同比增长10.2%。油田测录试服务和钻完井服务板块表现好于其他板块，油田生产服务和物探装备及服务板块市场规模增幅分别为7.5%和8.6%，低于平均水平。2023年，全球共获得213个油气发现，发现油气储量112.4亿桶油当量，发现平均规模达5280万桶油当量；与上年相比，油气发现数量减少、发现储量降低，新发现储量平均规模大幅下降，创近5年以来新低。2023年超过5亿桶油当量的发现有4个（3个是天然气，1个是石油），其中2个位于伊朗陆上，1个位于印度尼西亚深海，1个位于圭亚那深海。

2023年全球油气产量保持双增，石油产量44.5亿吨，同比增长7090万吨，增幅1.6%。其中北美地区增量最大（6686万吨），其次是拉美地区（3000万吨）。产量增长超过1000万吨的国家有美国（6490万吨）和巴西（1919万吨），俄罗斯减产1200万吨。天然气产量达到4.28万亿立方米，同比增长0.8%。其中北美地区增量最大（500亿立方米），其次是中东地区（180亿立方米），分别增长3.8%和2.4%。在欧洲、亚洲LNG需求旺盛刺激下，美国LNG出口增长带动天然气产量增长，美国天然气产量达到1.15万亿立方米。因俄欧管道天然气贸易减少，导致俄罗斯天然气产量继续下降，减少300亿立方米。全球天然气产量位列前三的国家分别为美国、俄罗斯和伊朗。

2024年，预计全球勘探开发投资同比增长2.1%，将继续拉动全球工程技术服务市场规模扩张。全球油气产量也将小幅提高，美洲产量继续保持增幅领先其他地区，俄罗斯油气产量则将延续下滑态势，但降幅会进一步缩小。据国际能源署（IEA）预测，2024年全球石油产量增长约为1.67%，增幅低于2023年；天然气产量增幅约为2%，增速较快。

1.5 炼油乙烯产能继续增长，毛利总体下滑

2023年，全球炼油能力升至51.8亿吨/年，净增5942.5万吨/年，略低于2022年增量（6210万吨/年），新增能力主要集中在中东、北美和中国。原油加工总量约为8240万桶/日，较2022年增加约170万桶/日，加工总量已恢复至新冠病毒疫情前2019年的水平。炼厂总体利用率从2022年的78.6%升至80%。经合组织国家炼厂利用率不同程度下降，亚洲和中东地区的炼厂利用率则出现较大上升。2023年炼油毛利较2022年高点有所回落，美国墨西哥湾中质含硫、西北欧轻质低硫和新加坡轻质低硫原油裂化毛利均分别回落至29.16美元/桶、12.11美元/桶和8.28美元/桶，同比分别下降18%、34%和36%。全球汽柴油和燃料油收率持续下降，航空煤油（简称航煤）收率继续提升。

2023年，全球乙烯产能增速明显放缓，乙烯总产能达2.28亿吨/年，新增产能532.3万吨/年，同比增长2.2%。乙烯装置平均开工率小幅提升，从83.1%上升至83.8%。乙烯产量约1.89亿吨，同比增长5.5%。乙烯价格仍较低迷，北美、西北欧及东北亚乙烯现货均价较上年分别下跌29%、14.6%和18%。各主要地区乙烯毛利增降不一，北美乙烷裂解制乙烯毛利均值为410美元/吨，同比仅增长1.7%；西北欧和东北亚石脑油裂解制乙烯毛利均值分别为283美元/吨和3.84美元/吨，同比分别下降37.8%和90%。

展望2024年，全球炼油能力有望大幅增长，新增能力超过1亿吨/年，主要来自印度、中国、泰国、尼日利亚、墨西哥等。非洲最大的尼日利亚丹格特炼厂（3200万吨/年）有望最终建成投运。预期炼厂原油加工量同比将增长约100万桶/日，炼厂利用率有望维持在80%左右，欧美地区炼油能力吃紧的情况有望得到化解。新投产乙烯项目将明显减少，乙烯扩能的进程开始放缓，预计2024年乙烯总产能将达2.32亿吨/年，仅新增产能433万吨/年。乙烯需求将继续增长，装置开工率仍保持较低水平，乙烯毛利回升，乙烯行业绿色低碳发展将持续推进。

1.6 地缘冲突新旧热点叠加，海外投资环境更趋复杂

2023年，地缘政治大变局持续演进，乌克兰危机引发的美西方与俄罗斯的对抗仍在继续，巴以冲突爆发加剧了大国博弈和阵营对抗的烈度，大国对抗风险达到“冷战”以来最高，世界政治格局“阵营化”趋势加剧，随着红海袭击事件持续发酵，全球贸易或受影响。

海外主要油气合作区的政治经济安全环境发生显著变化。中亚地区政局总体平稳，经济逐渐复苏，2023年估计经济增长5.7%。俄罗斯在美西方合力打压下，政治风险居高不下，经济增长虽然由负转正，但能源出口受限、外资撤离、卢布汇率波动等风险因素仍在危及俄罗斯经济复苏。中东地区地缘政治风险上升，经济增速放缓，估计经济增长2.0%，低于2022年5.3%的增长率。新一轮巴以冲突加大了中东投资环境的不确定性。非洲的政治风险和社会风险仍是影响投资环境的重要因素，各国局势持续动荡，尼日尔、加蓬和几内亚等国发生军事政变或政变未遂，苏丹大规模武装冲突持续，多国恐怖袭击频发，索马里、布基纳法索、马里和尼日尔4国因恐怖袭击死亡人数占全球死亡总数的43%，安全形势持续恶化。拉美地区仍面临较高的政治和经济风险，左右翼博弈加剧，经济增长持续低迷，通货膨胀仍处于高位，估计经济增长1.7%，平均通胀率为4.9%，执政党面临治国理政的困难和挑战。美国暂时放松对委内瑞拉制裁，使其国内局势缓和，巴西、圭亚那、苏里南等国家举行海上油气区块招标，国际大石油公司加大对拉美深海投资，深海油气合作机会增多。亚太地区风险较低，地区经济增长势头明显，估计经济增长4.6%。缅甸政治和安全形势持续复杂，社会形势持续混乱，未来可能面临美西方加大对其能源领域制裁风险。

2024年，全球地缘政治形势的不确定性加大。中亚地区的俄罗斯形势依然严峻，乌克兰危机持续发酵，美西方对俄罗斯制裁常态化发展，俄罗斯油气出口和经济增速将继续下降。中东地区巴以冲突外溢使该地区紧张形势不断升级，伊朗与美国关系面临较大不确定性，地缘政治风险将长期化。非洲安全形势仍不容乐观，苏丹冲突呈长期化发展，恐怖组织活跃，乍得、马里因过渡政府选举存在政局波动风险。拉美地区左右翼政权博弈加剧，墨西哥、秘鲁、委内瑞拉等国家将迎来大选，政局面临不确定性，委内瑞拉面临受美国制裁的风险。亚太地区地缘政治风险因美国拉拢域内国家围堵中国而持续上升，短期内缅甸军政府与民族地方武装之间的矛盾难以解决，局势仍将不稳定。

1.7 国际大石油公司重新强化油气上游，降碳和盈利并重

2023年，受国际油价下行影响，国际大石油公司经营业绩普遍下滑。前三季度，五大国际石油公司（埃克森美孚、bp、壳牌、雪佛龙、道达尔）合计营业收入、净利润同比分别下降16%和10%，但投资和资本扩张意愿显著增强，合计资本支出同比增长14%。五大国际石油公司原油产量出现了自2019年以来的首次回升，同比增长3.12%；受气价大幅回落和用气需求减少的影响，天然气产量同比下降7.84%。

国际大石油公司纷纷调整战略目标和发展路径，认为降碳和盈利并重，重新强化上游业务，提高了油气投资和产量目标，油气资产并购活跃。bp公司将2025年和2030年油气产量目标分别增加30万桶/日和50万桶/日，上调至230万桶/日和200万桶/日。壳牌公司撤销了原定油气产量年均降低1%～2%的目标。埃克森美孚公司、雪佛龙公司大手笔收购上游资产，总额达1252亿美元，成为其21世纪以来最大收购案。其中，埃克森美孚595亿美元收购先锋自然资源公司，雪佛龙530亿美元收购赫斯公司。收购完成后，埃克森美孚、雪佛龙的产量分别提高70万桶/日至440万桶/日、40万桶/日至340万桶/日，拉大了与同行的产量差距，提高了储量替代率，展现出转型路径多样化。

国际大石油公司积极探索低碳与油气业务融合协同新模式。一是更注重盈利性，重新评估调整收缩低碳产业范围，对可再生能源业务重新进行战略审核，放弃部分发展前景不明或自身缺乏竞争优势的领域。壳牌剥离了回报率低于预期的家庭低碳电力业务，埃克森美孚退出了经营14年的藻类生物燃料项目。二是更优先发展与油气业务高度融合的低碳业务。碳捕集利用与封存（CCUS）、生物质能和氢能项目并购数量占低碳业务收购数量的60%；锂电业务成为投资新宠，埃克森美孚斥资1亿美元购买Galvanic Energy公司12万英亩锂矿探矿权。三是致力打造油气业务与低碳业务一体化协同发展的产业集群，将油气、可再生能源发电、氢能、储能和CCUS等融合发展，实现以点带链、聚链成群。积极开辟高增长潜力的低碳新业务。四是打造创新激励机制推动转型发展，例如壳牌制定实施了“壳牌能源转型之路”评价体系，道达尔能源制订了“绿色津贴”计划等。

1.8 碳减排共识进一步凝聚，碳市场影响力不断增强

2023年，全球化石燃料相关二氧化碳总排放量达到368亿吨，较上年增加1.1%。《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会（COP28）就首次全球盘点、公正转型等多项议题达成共识，按照1.5℃温升控制目标，2030年全球温室气体排放量需在2019年基础上减少43%，2035年排放量减少60%，2050年达到“净零”排放。法国、澳大利亚等国家以及国际航运业等提出更高的减排目标。

欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入过渡阶段，目前设定覆盖范围包括钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢六大行业。英国计划自2027年实施；美国及澳大利亚等国也在加快推进碳关税进程，旨在提升本土制造业的竞争力并减少碳泄漏。

截至2023年底，全球不同国家和地区已建成29个碳排放权交易市场，新增美国华盛顿州、印度尼西亚2个碳市场。欧盟碳市场依然是全球最为活跃的市场之一。受碳市场改革及能源价格波动等因素影响，欧盟碳价在2023年2月首次历史性突破100欧元/吨，全年总体呈高位震荡态势，均价92.21美元/吨，同比上涨7.6%，价格运行区间72.28～106.82美元/吨，价差较上年收窄27.1%。美国区域温室气体倡议（RGGI）碳市场覆盖电力行业，运行较为稳定，年均碳价13.49美元/吨，同比基本持稳。北美西部气候倡议（WCI）加利福尼亚—魁北克碳市场碳价创历史新高38.73美元/吨，年均价格为33.03美元/吨，同比上涨16.1%，主要原因是加利福尼亚州计划在2025—2030年减少配额预算，以及加拿大联邦政府提出了更高碳价目标。英国、韩国和新西兰的年均碳价大幅下跌，同比跌幅分别为29.2%、52.7%和24.0%。

随着未来国际碳市场的规模继续扩大，碳定价机制作用将更加突出。已建成的碳市场或将纳入更多行业，泰国、印度、巴西、智利等多国碳市场建设将加快推进。对油气行业而言，欧盟碳市场和北美西部气候倡议已分别将炼油和油气供应等环节纳入覆盖范围，部分国家和地区出台了碳税以管控本地油气生产和消费环节碳排放，欧盟更是计划自2030年起管控进口油气的甲烷排放强度。整体来看，油气行业未来将面临更大的减排压力，企业必须采取有效措施减少温室气体排放。

2 国内油气行业发展与展望

2.1 立足安全清洁发展，能源行业政策体系加快完善

2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，围绕保障能源安全、建设新型能源体系、稳妥推进碳达峰碳中和、促进高质量发展，中国陆续出台或修订了一系列能源行业政策和改革意见。

三大领域的改革取得实质性进展。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（简称“三大文件”），明确了中国能源体制改革的总体方向。在稳妥推动能耗双控逐步转向碳排放双控政策方面，完善制度设计，对可再生能源绿色电力证书全覆盖做出安排，推动重启中国核证自愿减排量（CCER）交易市场，并将在全国范围内选择100个具有典型代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设。在有序推进油气行业市场化改革方面，发布了《自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》《自然资源部关于进一步完善矿产资源勘查开采登记管理的通知》以及《矿业权出让收益征收办法》等文件；延长探矿权保留期限，降低探矿权扣减面积比例，精简了矿业权审批程序等鼓励政策；提出了建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见，调整完善了天然气利用政策。在深化电力体制改革方面，推进电力市场化建设，确保电力安全稳定供应，加快现货市场建设，强化电网安全运行保障能力和电力负荷管理；积极消纳可再生能源电力；建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价，稳定行业预期，促进煤电转型发展。

把能源保供稳价放在首位。稳步提高能源自给率，加大能源矿产资源开发的投入力度，对重要能源、矿产资源加强国内勘探开发和增储上产，推进海外能源资源供应基地建设，布局关键环节产能储备。对化工行业稳增长和炼油行业绿色创新高质量发展发布相关指导政策。开建一批“减油增化”项目，加快培育一批世界一流能源化工企业。2025年中国炼油能力控制在10亿吨/年以内，提高产业集中度，千万吨级炼油企业产能占比达到55%左右。2030年，炼油行业化工原材料和特种产品保障能力大幅提升，绿氢炼化、CCUS等技术完成工业化、规模化示范验证，实现炼化行业绿色创新高质量发展。

完善能源领域和“双碳”标准体系建设。全面部署碳达峰碳中和标准体系建设工作，相继发布《质量强国建设纲要》《2023年国家标准立项指南》《碳达峰碳中和标准体系建设指南》和《2023年能源行业标准计划立项指南》，构建起目标清晰、框架完善、长短期兼顾的“双碳”标准建设政策体系。明确了2035年前新产业标准化领航工程实施方案，聚焦新一代信息技术、新能源、新材料、高端装备、新能源汽车、绿色环保、民用航空、船舶与海洋工程装备八大领域，以及生物制造、新型储能等领域，以企业为主体、政府引导、开放融合的标准化工作体系，提升新产业标准化水平。

展望2024年，中国将继续推动落实能源安全新战略，以“三大文件”为指导，先立后破，围绕“进一步落实从能耗双控转向碳排放双控、深化油气市场化改革和电力体制改革”出台更多政策措施，促进能源发展和减排、提升油气安全保障能力、构建新型电力系统总目标的实现，推动传统高耗能产业转型升级，完善碳交易、绿证和电力三大市场，稳步推进“十四五”规划目标的落实落地。

2.2 能源供需总体平稳，新型能源体系建设有序推进

2023年，中国能源绿色低碳转型稳步推进，可再生能源消费占比持续增加。估计全国一次能源消费总量为57.2亿吨标准煤，同比增长5.7%。其中，非化石能源在能源消费总量占比提高到17.2%；煤炭、石油、天然气消费占比分别为55.3%、18.3%和8.7%，同比分别下降0.9个百分点、增长0.4个百分点和0.2个百分点。全社会电气化持续加快，估计社会用电量为9.2万亿千瓦时，同比增长6.5%，快于GDP增速。终端能源领域电气化替代加速，2023年国内新能源汽车销量达949.5万辆，较上年增长37.9%，市场渗透率达31.6%。

多元化能源供给体系更加完善，由清洁煤炭、油气、可再生能源与核能综合协调发展的多元能源供应保障体系逐渐清晰。2023年，中国煤炭、原油、天然气等主要能源产品生产均保持增长，能源供应保障能力稳步提升。煤炭市场供需基本平衡，原煤产量46.6亿吨，同比增长2.9%，增速有所放缓。油气实现增储上产，全年原油产量站稳2亿吨，天然气产量超过2300亿立方米，连续7年增产超100亿立方米。可再生能源发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3。可再生能源发电装机容量突破14.7亿千瓦，占总装机容量1/2以上。其中，风电和光伏装机容量突破10.5亿千瓦，占总装机容量1/3以上，同比提高6.3个百分点。

2024年，随着中国经济回升向好、高质量发展扎实推进，将进一步带动能源消费增长。能源绿色低碳转型提速，新型能源体系建设加快，保持能源安全稳定供应仍是能源行业的重要使命任务。煤炭供需将延续平稳态势，油气勘探开发和增储上产持续发力，风电、光伏发电等可再生能源装机规模和发电量持续增长，非化石能源消费占比将进一步提升。

2.3 成品油消费加快恢复，石油表观消费创新高

2023年，中国石油市场实现了供需双侧同步复苏，多项指标创历史最高纪录，国内国际两个市场运作平稳，行业有序发展。石油及油品需求大幅回暖，全年石油消费量约7.56亿吨、原油加工量7.38亿吨，均创历史新高，同比分别增长11.5%和8.6%；石油对外依存度略有回升，仍然保持在72%左右；成品油消费量3.99亿吨，同比增长9.5%，恢复至2019年同期水平的98.6%。成品油中汽、柴、煤油消费量同比分别增长9.7%、3.3%、65.7%，分别恢复至2019年的99.4%、98.7%、94.6%。国内原油产量稳中有进，达2.09亿吨，同比增长2.1%，原油进口量创历史纪录达5.64亿吨，同比增长11%。成品油产量4.44亿吨，同比增长11.1%，供需宽松。成品油出口结束了连续3年下降的态势，全年出口达4190万吨，同比增幅超过20%。行业监管政策进一步细化落地，推动成品油市场继续向有序、规范、公平方向发展。全年表外汽柴油资源量猛降至1469万吨，同比收窄55.3%。

2024年，国家稳增长政策持续发力，经济增长态势将继续回升向好，预计全年经济增速在5.0%左右。石油及油品需求继续增长，但恢复性反弹阶段已经结束，需求增速将有所放缓。综合预计2024年国内石油消费量7.64亿吨，同比增长1.0%；成品油消费量4.0亿吨，同比增长0.3%。其中，汽油消费虽然受到新能源汽车加速替代影响，但增速预计仍将达到1.3%；柴油消费因经济结构转型升级持续和LNG替代效应扩大，预计将下降2.8%；煤油消费得益于旅游业恢复，预计将增长13%。2024年镇海炼化、裕龙岛石化正式投产，将拉动国内原油加工量增加，预计全年原油加工量7.52亿吨，同比增长1.8%；成品油产量4.51亿吨，同比增加1.6%，产大于需至少5000万吨，仍需要通过出口来调节平衡国内供需。2024年，石油行业将在高质量发展与市场有序运行两方面继续发力。

2.4 天然气消费恢复向好，“全国一张网”加速完善

2023年，中国天然气消费量为3917亿立方米①该消费量含储气库与LNG储罐净采气，对应的表观消费量为3949亿立方米，增量259亿立方米，增速6.8%。，增量242亿立方米，同比增长6.6%。主要受到三大因素影响：一是宏观经济回升向好支撑用气需求。商业服务业景气度快速提升，工业生产逐步恢复，推动商服与工业用气需求增长。二是国内LNG价格下降，天然气经济性改善。国际气价下行带动国内LNG市场价同比下降28%，等热值LNG与柴油价格比创近3年最低，车用LNG经济性优势明显，LNG汽车销量同比增长超过300%，交通用气快速增长。三是水电不及预期，气电补位需求增长。需求侧，全社会用电量同比增长6.7%，较上年增长3.1个百分点；供应侧，煤电同比增长5.8%，风电和光伏发电量同比分别增长12.3%和17.2%，但水电同比下降5.1%，气电需求快速增长。

全年国产气2353亿立方米（含页岩气、煤层气与煤制气），增速为5.7%，增量达126亿立方米，连续7年增产超100亿立方米。受国际油气价格下跌影响，进口天然气恢复增长，2023年天然气总进口量1656亿立方米，增速为9.5%；天然气对外依存度为42.3%，较上年上涨1.1个百分点。其中，进口管道气受中俄东线增量拉动，达到671亿立方米，同比增长6.4%；LNG进口量为984亿立方米，同比增长11.7%。

基础设施建设取得积极进展，“全国一张网”加速完善。西气东输三线湖北段、蒙西管道一期等管道投产，中俄东线、西气东输一线等天然气主干管道实现互联互通，截至2023年底，中国天然气长输管道总里程8.7万千米。随着西气东输四线加快建设，川气东送二线以及中俄东线嫩江支线、济宁支线等管线建成，天然气长输管道总里程将进一步增加。省级天然气管线加速建设，山东省环网南干线正式供气，湖南省桂阳至临武输气管道投产。储气调峰能力再上新台阶，中国石油长庆油田雷龙湾储气库、吐哈油田温八储气库，中国石化文24储气库等相继投产。截至2023年底，中国在役储气库（群）29座，形成储气调峰能力230亿立方米，同比增长19.8%，占国内天然气消费量的5.9%。新天唐山、天津南港等6座LNG接收站投产（含扩建），合计新增LNG接收能力1880万吨/年，创历史最高纪录。截至2023年底，全国LNG总接收能力达1.16亿吨/年，首次突破1亿吨。

展望2024年，受宏观经济稳步增长、国际气价下降、替代能源供应增加等因素影响，预计天然气消费量为4157亿立方米②对应的表观消费量为4189亿立方米。，增速为6.1%。城市燃气、工业燃料、发电用气和化工用气增速分别为6.1%、6.8%、7.5%和1.0%。2024年国内天然气新增供应50%以上来自进口气。国内天然气产能建设稳步推进，产量将达2458亿立方米，增速4.5%。预计天然气进口量为1791亿立方米，增速8.2%，对外依存度增至43.1%。管道气方面，中俄东线进口能力持续提升，预计全年进口管道气726亿立方米，增速8.2%。LNG方面，受长协履约、LNG接收站投产、国际气价回落等因素影响，预计全年进口LNG为1064亿立方米，增速8.1%。

2.5 油气产储量保持增长，“两深一非”成增储上产新阵地

2023年，国内油气企业持续加大勘探开发力度，强化规模增储和效益开发，取得显著成效。油气勘探开发投资约3900亿元，勘探和开发投资均创历史新高。石油新增探明地质储量约13亿吨，天然气新增探明地质储量近万亿立方米。原油产量2.09亿吨，天然气产量2353亿立方米。油气勘探开发理论、技术、装备的进步支撑深水、深层油气勘探开发取得重大突破。

勘探方面，深耕海洋深水、陆地深层和非常规“两深一非”油气资源屡获佳绩，在新区新领域、老区新坳陷、新层系获得多项勘探突破。塔里木、鄂尔多斯、渤海湾等盆地发现多个亿吨级大油气区，准噶尔、四川、鄂尔多斯等盆地发现多个千亿立方米级大气区；深层煤岩气勘探获得重大突破，开辟了新的增储领域。

开发方面，深层超深层成为油气产量增长新阵地，高效建成多个深层大油气田；陆相页岩油开启新一轮“石油革命”，产量再创新高，展现了中国非常规石油发展良好前景。海上油田上产势头强劲，石油增产量占全国增量一半以上。

国内油服企业业务量显著回升，国际业务的拓展促进油服公司持续向优发展，多数油田技术服务公司利润攀升，经营呈现良好态势；油服企业持续推进发展转型，清洁能源相关新型业务为油服市场带来增长点；核心工程技术装备进步，为油服行业增收提供了重要支撑。

2024年，油气田企业将在深层超深层、深水、非常规油气等增储上产的战略接替领域持续发力，全国石油、天然气新增探明储量将保持高位增长，与上年保持同等水平；原油产量保持2亿吨以上稳产，天然气产量将达到2458亿立方米。中国将引领深地油气勘探开发的发展，在深层超深层油气勘探开发理论与重大工程技术装备方面取得进步。油气行业将深入贯彻落实油气勘探开发与新能源融合发展的行动方案，探索形成多能互补、融合发展的新模式，加快形成油气上游领域与新能源新产业融合发展、多能互补的新格局。

2.6 炼油能力继续小幅增长，多项生产经营指标大幅反弹

2023年，国内炼油能力延续小幅增长态势，增长1200万吨/年，是2017年以来的最低增量，总炼油能力升至9.36亿吨/年，稳居世界第一。产业集中度与规模化程度进一步提升。全国千万吨级炼厂由上年的35家增至36家，合计炼油能力5.22亿吨/年，占国内炼油总能力的55.8%。受成品油需求快速反弹、市场整顿持续推进等利好因素推动，多项主要生产经营指标明显上升。其中，原油加工量7.38亿吨，同比增长8.6%；炼厂平均开工率78.9%，同比提高5.3个百分点，达到历史最高水平；汽、柴、煤油产量合计4.44亿吨，同比增长11.1%。

展望2024年，国内炼油能力将再次较快增长，预计全年净增炼油能力2500万吨/年，新增能力主要来自镇海炼化二期和山东裕龙岛石化，全国总炼油能力将升至9.61亿吨/年。因投产项目均在下半年，对当年原油加工量、成品油产量增长影响不太大。预计全年原油加工量7.52亿吨，同比增长1.8%；成品油产量4.51亿吨，同比增长1.6%。值得注意的是，随着近年“减油增化”持续推进，成品油供应过剩压力有所缓解，但由于未来炼油能力继续增加，炼油能力过剩的问题仍需高度关注和认真解决。

2.7 大宗石化产品产能呈扩张态势，民企崛起引人瞩目

2023年，中国乙烯、丙烯、对二甲苯等大宗石化原料和三大合成材料连续第五年扩能，产能均居全球第一位。

截至2023年底，乙烯总产能达5195万吨/年，新增产能242万吨/年，连续5年增长，低于过去4年年均增长605万吨/年的水平。民企乙烯产能占比已升至35.8%，中国石油、中国石化、中国海油三大公司合计产能占比49.7%。乙烯价格显著下跌，生产利润进一步收窄。乙烯生产原料轻质化、多元化、一体化发展继续推进。丙烯出现有史以来最大规模的扩能，2023年新增产能高达729万吨/年，总产能猛增至6334万吨/年。新增产能的90%来自民营企业，民企丙烯产能占比升至28%。丙烷脱氢（PDH）产能占比30%，首次超过油基蒸汽裂解路线产能，成为国内丙烯最主要的生产工艺路线。进口丙烷价格维持高位，丙烯需求不足，PDH开工率降至70%以下，利润不佳。对二甲苯新增产能570万吨/年，总产能猛增至4210万吨/年，为2018年的近3倍。三大石油公司对二甲苯的合计产能占比仅为39%，市场主体为民企。随着国内产能的陡增，对二甲苯的对外依存度由2018年的61%降至22%。

2023年，三大合成材料中合成树脂新增产能1342万吨/年，同比增长13.3%（聚丙烯和ABS树脂占新增产能的64%，聚丙烯增速明显快于聚乙烯），是近5年来增加最多的一年，总产能已达1.15亿吨/年。由于国内外市场有效需求不足，合成树脂生产利润总体下降，ABS树脂、聚苯乙烯出现了明显亏损。合成橡胶产能继续增长，全年新增产能35万吨/年，总产能达720.2万吨/年，主要为顺丁橡胶和丁苯橡胶，民企产能占比升至52.4%。合成橡胶各主要品种盈利分化，丁苯橡胶盈利有所改善，顺丁橡胶、丁腈橡胶利润收窄。合成纤维新增产能543万吨/年，增量主要来自民企的涤纶长丝产能。

2024年，预计乙烯新增产能320万吨/年，丙烯新增产能600万吨/年，对二甲苯的产能将暂停快速增长，开工率有所回升，价格将维持中高位。三大合成材料产能仍将保持增势，利润水平仍将维持低位。合成树脂新增产能1550万吨/年，以聚丙烯产能增加最快；合成橡胶新增产能78.5万吨/年，主要为民企；合成纤维新增产能185万吨/年，主要来自民企和央企旗下的龙头企业。

未来几年，乙烯、丙烯仍将各有超过2000万吨/年的新增产能，不少国内大宗石化产品的产能将趋于饱和甚至过剩，或将重蹈炼油快速扩张导致产能过剩的老路，使行业利润维持在较低水平，以央企、民企、外企为主体的石化市场竞争将加剧。深化炼化一体化、消纳过剩能力、突破技术瓶颈、延伸拓展产业链、大力发展中高端产品、实现进口替代并扩大出口、推动高质量绿色有效发展、由大做强已成为中国石化行业今后发展的主要任务。

2.8 海外业务提质增效，国际合作不断深化

2023年，中国石油企业聚焦战略，互利互惠，全产业链海外油气合作不断深化。

勘探开发稳步推进，产量稳中有增。2023年，中国石油企业克服局部地区武装冲突、美西方制裁等不利影响，瞄准权益产量目标，优化生产运行，海外油气权益产量当量达1.88亿吨，同比增长1.9%。其中，原油产量1.49亿吨，天然气产量480亿立方米，主要得益于圭亚那、巴西等多个重大项目的投产，以及伊拉克、哈萨克斯坦、土库曼斯坦等大项目的高位运行。在圭亚那、巴西、俄罗斯、乍得等项目的储量规模进一步跃升，海外资源基础不断夯实。

LNG、炼化、管道等业务稳步推进。突破安全和制裁导致服务和设备断供的困难，中国石油的莫桑比克4区科洛尔浮式LNG项目按期投产；中国石化入股哈萨克斯坦最大的聚乙烯项目；恒逸石化文莱二期项目获得政府初步批准。油气下游领域取得可喜进展，中国几家银行提供融资后，中国企业与东道国陆续签订了东非各原油外输管道项目建设协议。

加快资产处置，收购优质资产，优化海外资产配置。2023年中国石油企业加快了对低效、高成本资产处置的速度，同期获得了多项重大优质资产。中国石油取代埃克森美孚成为伊拉克西古尔纳1号油田作业者，中国石化与中国石油分别入股了卡塔尔北方气田扩容项目，洲际油气股份公司和联合能源集团公司分别中标了伊拉克南部油气田勘探开发项目。

2023年是“一带一路”倡议提出10周年，10年来中国石油企业把握机遇，不断推动国际能源合作走深走实。建成了伊拉克米桑油田、沙特阿拉伯延布炼厂等一批重点合作项目；参与了俄罗斯北极、巴西深水、卡塔尔LNG等一批世界重大工程；深度参与国际能源治理机制下的对话与交流，打造了“一带一路”油气合作圆桌会议等高端对话交流平台。充分利用中外合作峰会形成的共识和提供的机遇，不断深化与阿拉伯国家、海湾国家，以及中亚等国家企业在传统能源领域合作，能源合作由油气上游向全产业链延伸，协同性与融合性增强。进一步由传统能源向可再生能源领域拓展，中国石油在尼日尔二期上游的光伏项目、尼贝管道光伏储能等试点工程进入施工阶段。合作方式既有双边又有多边，更加灵活多样和务实。

2024年，中国的石油企业将继续重点围绕“一带一路”机遇，深入开展与核心区域国家的能源合作，拓展新项目，优化资产结构，实现国际油气合作业务转型升级。随着拟建和在建的油气、管道、新能源等合作项目开展，全产业链的国际能源合作将再上新台阶。

2.9 国内石油公司聚焦“两个核心”，砥砺奋进成绩斐然

2023年，国内三大石油公司全面深化改革，聚焦提高核心竞争力、增强核心功能，全力保障国家能源安全，积极推进世界一流企业建设，积极构建新型能源保障体系，业绩显著。

持续加大增储上产力度。加强“两深一非”攻关，向深地深海要油气。页岩油勘探开发稳步推进，新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3个国家级示范区及庆城页岩油田加快建设，苏北溱潼凹陷多井型试验取得商业突破，页岩油产量突破400万吨再创新高。陆上深层超深层勘探开发持续获得重大发现，高效建成多个深层大油田，我国已成为全球陆上6000米以深超深层油气领域引领者。非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为天然气增储上产重要增长极。海上油气勘探开发持续发力，通过创新成盆成凹机制、油气成藏模式认识，在渤海海域、南海深水领域再获亿吨级油气勘探新发现，开辟深水、深层、隐蔽油气藏、盆缘凹陷等勘探新领域。2023年，国内油气产量当量超过3.9亿吨，连续7年保持千万吨级快速增长，年均增幅达1170万吨油当量，形成新的产量增长高峰期。

加快炼化转型升级和结构调整。国内石油公司积极应对油价震荡和化工品需求疲弱带来的不利影响，推进以“油转化、油转特”为主的产品结构调整，强化炼化一体化和产销协同，加快世界级炼化一体化基地建设，稳步提升高附加值化工产品和新材料产品比例。推进镇海、海南、岳阳、洛阳等炼化一体化升级改造项目。千万吨级广东石化炼化一体化项目顺利投产；独山子石化二期、吉林、广西等项目持续推进。持续提升重油催化裂化、加氢裂化、催化裂解、催化汽油吸附脱硫、柴油超深度加氢脱硫等技术，支撑千万吨级炼厂建设。

突出创新引领和科技攻关。以打造国家战略科技力量为目标，国内石油公司深入实施科技创新强基工程，加速推进关键核心技术攻关，积极推动原创技术策源地建设，积极推进重大装备国产化。中国首个万米深地科探井——塔里木油田深地塔科1井的开钻入地，标志着我国向地球深部探测技术系列取得新的重大突破，钻探能力开启“万米时代”。深地油气勘探开发技术与相关理论有了大的突破。以“深海一号”为代表的一批深海勘探开发重大装备陆续投用，海洋油气开发实现了超深水的历史性跨越。电动压裂装备、高端钻头、大型加氢反应器、大型炼油装置分布式控制系统（DCS）等一批具有世界先进水平的炼油全流程技术持续取得突破。智能化技术广泛应用于油气产业链的各主要环节，全产业数字化转型取得新成效，通过数据共享、业务协同和智能化应用建设逐步迈向智能油气田阶段，智能化制造工厂、海上智能油田建设取得新进展。

加快向综合能源公司转型。国内石油公司积极布局新能源业务，油气与新能源协同融合发展。多家与充换电、光伏发电、氢能相关的新公司相继成立；新疆百万千瓦级光伏电站、吉林大型集中式风电等项目建成；中国最大的CCUS全产业链示范基地开建；国内首个海上二氧化碳封存示范工程项目正式投用；首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并网发电；氢能“产运储销”全产业链布局积极推进。

2024年，面对复杂多变的国内外环境，国内石油公司将进一步发挥资源优势，全面提升能源体系韧性，加快构建成熟可靠的能源产业链供应链体系。夯实资源基础，保持国内原油产量稳中有升、天然气产量较快增长；加快新能源业务发展，推进绿色能源低碳转型，逐步增加对可再生能源的开发利用，寻求在氢能等新兴清洁能源领域的突破；加大科研投入，强化创新驱动，在勘探开发、炼油化工、油气管输等领域取得更多具有自主知识产权的关键技术突破，提升企业核心竞争力；积极参与全球能源产业分工合作，加快构建以“一带一路”为主的能源合作新平台，积极参与二十国集团（G20）、亚太经合组织、东盟等区域性、综合性国际机制的能源治理，增强中国在应对气候变化、构建绿色低碳的全球能源治理格局方面的话语权。

2.10 碳市场建设步伐加快，油气行业机遇挑战并存

2023年，全国碳市场交易活跃度明显提升、价格显著上涨。碳市场日均成交量87.6万吨，为2022年的4.2倍；全年均价68.15元/吨，同比上涨23.2%；单日最高成交价自全国碳市场运行2年多以来首次突破80元/吨，达到81.67元/吨。价格上涨一方面受企业集中履约驱动，另一方面也受到国家调整碳排放基准值、适度收紧碳配额等因素影响。

全国碳市场建设步伐加快，配套政策逐步完备。国家核证自愿减排量（CCER）市场正式重启，2023年印发《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》《温室气体自愿减排项目方法学 造林碳汇（CCER—14—001—V01）》《温室气体自愿减排项目审定与减排量核查实施规则》等文件，为CCER市场启动运行奠定制度基础。其中，新CCER方法学实行“自上而下”的管理模式，由生态环境部统一征集遴选后发布，不再由各方法学开发者申请备案。首批发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风电及红树林营造4类项目的方法学。CCER重启将推动可再生能源、林业碳汇等对减碳增汇有重要贡献的行业、企业参与温室气体减排行动。国家修订发布2021、2022年度全国碳市场电力行业碳配额分配方案，实行配额年度管理，引入平衡值作为基准值制定依据，新增配额预支等个性化纾困政策，整体遵循适度收紧碳配额基准值、促进发电行业节能降碳的原则。碳市场与绿电市场实现有效链接，2023年天津、北京、上海和湖北4个试点碳市场明确了通过市场化手段购买的绿电碳排放核算记为零。

生态环境部进一步细化了水泥、电解铝等行业排放报告核查要求，碳市场扩容信号愈发明确。“碳市场—绿电”链接机制也将随扩容而逐步清晰，碳市场交易管理相关规则和立法等顶层制度设计将进一步推进，未来全国碳市场覆盖行业范围将逐步扩大，政策体系亦将进一步完善。

展望2024年，在全国碳市场加快建设的背景下，油气企业面临的减碳压力越来越大。在推进节能减排、加强零碳技术攻关、实施能源清洁替代、加快产业转型发展的同时，需关注碳市场加快建设带来的机遇，以及利用CCUS、海上风电、光热发电等潜在CCER项目开发并用于抵销机制的市场机会，同时借助碳电市场互认互通机制，挖掘企业绿电项目的节能降碳潜力，扎实推进绿色低碳发展。