近期中国油气市场形势与风险应对|文摘

来源：油气经纬发布时间：2021-09-30

进入2021年以来，随着新冠肺炎疫情蔓延整体趋缓，全球油气需求回升，供需形势趋紧，国际油气价格震荡冲高，导致中国油气进口成本以及终端用能成本大幅推升。目前中国油气需求已经恢复至疫情前水平，其中天然气受疫情好转、“煤改气”推进、双碳目标等因素拉动，预计2021年消费量将较2019年高出23.5%。在高价格叠加高需求的背景下，中国天然气安全供应、炼化企业生产稳定运行面临风险，应强化底线思维，多措并举，防范化解油气产业链风险。

作者

李然，石洪宇，吴珉颉，姜学峰，白桦

中国石油集团经济技术研究院（ETRI）

1 国际油价震荡走高，推升中国原油进口及终端成本

1.1 世界石油需求渐进式复苏，油价维持高位震荡

进入2021年以来，全球石油需求渐进式复苏、“欧佩克+”加强供应管理以及美联储执行量化宽松政策、美元走弱等因素共同推动国际原油价格大幅上升，国际油价近期突破70美元/桶大关。

从需求侧看，因新冠肺炎疫情全球性暴发，2020年世界石油需求大幅下降870万桶/日，但下半年石油需求开始逐步恢复，年底达到2019年同期水平的94%。进入2021年以来，随着全球尤其是发达国家疫苗接种持续推进，石油需求进一步复苏，但是近期复苏步伐在一定程度上受到多国疫情反复的影响。2021年三季度，主要经济体将逐渐达到疫苗规模性覆盖，加之欧美驾驶季来临，叠加中东发电高峰，预计世界石油需求环比将大幅增长250万桶/日，至9740万桶/日，为2019年同期的96.8%；四季度需求环比提升150万桶/日。

从供应侧看，2020年世界石油供应量比上年大幅下降650万桶/日。进入2021年以来，由于沙特阿拉伯超预期额外减产、“欧佩克+”综合减产执行率保持高位，世界石油供应保持较低水平。上半年，世界石油供应量为9415万桶/日，同比下降195万桶/日；下半年，全球石油供应随着“欧佩克+”减产规模逐渐缩减、其他产油国石油产量回升而有所增长，预计三、四季度世界石油供应量环比分别提高300万桶/日和150万桶/日。总体来看，2021年下半年全球石油市场仍将呈现产小于需的态势。根据“欧佩克+”最新的减产协议，在不考虑伊朗原油产量回归的前提下，预计三季度世界石油市场仍维持供应短缺状态，但产需缺口将缩小至20万桶/日；四季度供应缺口与三季度基本持平。

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图2　2021年世界石油市场分季度供需差

在基准情景下，2021年下半年国际油价仍将维持高位震荡走势。三季度，尽管变异毒株扩散，但新冠肺炎疫情彻底失控概率较低；“欧佩克+”仍以谨慎、可控的方式逐步增产，市场供需基本面未有反转，国际油价有望进一步上升。四季度，需求复苏对油价的驱动力将减弱，油价有望维持相对高位。因为较高的油价不仅会刺激美国的增产意愿，而且会使沙特阿拉伯等欧佩克产油国面临较大的增加产量、降低油价的外部压力。此外，年底美联储货币政策走向可能会对油价短期走势产生重要影响。

1.2 高油价推升中国原油单位进口成本，导致原油进口数量回落

2020年，中国抓住油价暴跌的机遇扩大原油进口量，全年共进口原油5.4亿吨，比上年增长7.3%，创历史新高。进入2021年以来，随着国际油价上行，中国进口原油数量由高位逐步回落至常态，上半年共进口原油2.6亿吨，同比回落3.0%，但总体仍高于疫情前的水平，较2019年同期增长6.6%。2021年上半年，全球石油市场呈现供小于需的局面，供需基本面持续改善，国际油价震荡冲高，原油价格同比涨幅超过50%。根据国家海关的数据，2021年上半年中国原油进口金额为7517亿元，同比增长16.6%；单位原油进口金额为2848元/吨，同比提高16.9%。

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图3　2010－2021年上半年中国原油进口量及同比增速

2 中国石油需求呈恢复性增长，下半年复苏步伐放缓

2.1 中国成品油消费持续恢复，已达到疫情前水平

随着中国疫情防控进入常态化，国内石油需求持续修复。2021年上半年全国国内生产总值（GDP）同比增长12.7%，近两年平均增长5.3%。宏观经济形势支撑中国石油消费稳定增长，2021年上半年中国实际石油消费量达到3.45亿吨，同比增长10.5%，近两年年均增长0.6%。

经济回暖推动中国成品油需求稳定恢复，汽、柴、煤油需求总量已达到2019年同期水平。2021年上半年，中国成品油实际消费量为1.87亿吨，同比增长10.5%，较2019年同期增长1.2%，两年年均增长0.6%。

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图4　2016－2021年上半年中国成品油消费及同比增速

其中，汽油消费量同比增长13.6%，两年年均增长2.9%，主要得益于乘用车销售市场向好以及居民出行意愿持续释放；柴油消费量同比增长4.1%，两年年均增长0.5%，主要原因是2020年以来国内持续对基建、制造业等行业进行政策性投资且存在翘尾效应，柴油终端消费受到支撑；煤油消费量同比增长42.6%，两年年均下降9.4%，主要原因是煤油需求受疫情冲击最大，尚未恢复至正常水平，尤其是国际航空出行仍然受限。

2.2 高油价和高需求推升国内汽油和柴油价格，终端用油成本提高

受国际油价震荡走高以及国内需求复苏影响，截至7月底，2021年国内汽油、柴油的最高零售限价累计分别上调1375元/吨和1325元/吨；7月份中国石油、中国石化两大集团汽油和柴油批发价格分别为8169元/吨和6591元/吨，较年初分别上涨29.5%和19.4%。

从区域市场看，国内油品价格涨幅反超亚太市场，汽油、柴油出口效益明显下滑。受东南亚部分国家疫情扩散影响，亚太区内成品油价格涨势不及中国，导致年内成品油出口效益持续不佳。理论测算，7月份汽油、柴油出口效益较年初分别减少390元/吨和230元/吨。

2.3 下半年中国成品油需求驱动力减弱，汽油和柴油需求同比回落

2021年下半年，中国宏观经济复苏势头将边际放缓。预计下半年中国成品油实际需求量为19131万吨，同比下降6.1%。其中，汽油需求量为7967万吨，同比下降4.8%，两年年均增长0.9%；柴油需求量为9419万吨，同比下降10%，两年年均下降2.9%；煤油需求量为1747万吨，同比回升14.2%，两年年均下降3.7%。汽油和柴油需求同比回落的主要原因是，上年同期国内疫情得到全面控制，基建施工、工业制造和交通出行等行业的汽柴油需求集中释放，导致汽柴油需求的同比基数较高；境内航空旅行恢复，支撑煤油需求同比增长，但国内局部地区疫情反复以及国际出行尚未启动，导致煤油需求难以恢复到疫情前水平。

2.4 多项市场整顿政策出台，成品油市场秩序好转

进入2021年以来，国家基于高质量发展要求，多部门联合展开了一系列成品油市场整治行动，主要集中在以下几个方面。一是征收调和原料消费税，自2021年6月12日起，在进口环节开始对混合芳烃和轻循环油征收1.2元/升的消费税，对稀释沥青征收1.52元/升消费税，缴税后调和汽柴油生产成本显著提高，市场竞争力显著下降。二是严格管控进口配额，42家地方炼厂（含大连恒力、浙江石化）3批进口配额合计13355万吨，较上年前3批15048万吨减少1693万吨。三是加强税收监管，7月份召开的国务院常务会议再次强调，对于偷税问题要一查到底，严肃追责，国务院成立专门调查组，展开全面督查。

总体上看，成品油市场秩序有一定好转，市场流通的无票资源有所减少。但值得关注的是，2021年中国成品油出口配额大概率削减，前两批共计发放3700万吨，若不再发放第3批配额，下半年国内成品油将过剩300万吨以上。

表1 2021年中国石油市场相关政策

3 全球天然气需求强劲复苏，供应趋紧，国际气价大幅反弹，加剧冬季用气风险

进入2021年以来，受经济复苏、油价回升以及天然气需求强劲等因素的影响，全球天然气市场供需收紧，国际气价大幅反弹。欧洲TTF交易中心现货和东北亚LNG现货价格均大幅增长。与油价挂钩的中国LNG长贸进口价格当前约为9.5美元/百万英热单位，预计9月起将超过10美元/百万英热单位。

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图5　2020－2021年全球LNG产量与进口量分月比较

从需求侧看，受经济恢复、冷冬天气、“煤改气”、碳减排政策等因素影响，全球天然气需求大幅增长，增幅远超预期，尤其是欧洲需求创历史新高。主要原因在于：第一，2021年年初欧洲冬季低温、6－8月夏季高温，支撑天然气需求；第二，核电和风力发电量下降，导致欧洲天然气库存下降，仅为过去５年平均水平的67%；第三，欧洲碳交易价格持续上涨，助长了天然气需求。与此同时，亚洲天然气需求也超预期增长，主要是由于中国、日本、韩国天然气需求走强。其中，中国用气行业随经济快速恢复，第二梯队企业进口LNG较为活跃；日本核电重启不及预期，淡季补库需求增加；韩国推行核电减量和“自愿减煤”政策，推升了发电用气需求。1－7月，亚洲LNG现货需求量为4762万吨，同比上升33.4%。其中，4－6月（传统淡季）现货需求量约为2302万吨，同比上升32.9%。现货需求上升推动现货价格上涨，1－7月，东北亚LNG现货价格均值9.7美元/百万英热单位，同比升高162%。

从供应侧看，供应端减量和区域市场竞争压力加剧了供应紧张形势。欧洲气田产量下降，同时区域外市场需求增长，供应欧洲的资源受到压缩，供需基本面持续趋紧。亚洲受俄罗斯、印度尼西亚、澳大利亚等国LNG项目计划外停产和常规检修影响，供应紧张。南美地区干旱造成水力发电量萎缩，本土上游气田产量下降，南美LNG需求量却持续上升。

基于以上形势分析，预计2021/2022年冬季气价仍将维持高位。受三季度“迎峰度夏”需求和四季度“备货补库”影响，亚洲主要国家LNG需求将进一步提升，现货价格将持续高位运行。此外，对潜在的供应风险应保持高度警惕，包括新增LNG供应能力有限，运河航道、船运力等问题短期内难以解决，均可能加剧冬季用气风险。

4 中国天然气消费高速增长，存在冬季保供风险

2021年上半年，国内天然气需求超预期增长，“淡季不淡”特点突出。受宏观经济持续向好、疫情好转、“煤改气”推进、“双碳”目标等因素拉动，上半年中国天然气消费量为1820亿立方米，同比增长21.2%，较2019年同期增长23.5%，两年平均增速为11.1%，接近“十三五”时期年均增长水平。其中，工业用气保持较快增长态势，同比增长26.6%，贡献率达44.7%，主要得益于内需持续修复和外需强劲推动生产扩张，导致工业用气快速增长；发电用气同比增长15.2%，主要原因在于煤炭因能源“双控”、安全检查升级等出现供应紧张、价格大幅上涨的情况，严重制约了煤电供应，在全国电力需求大幅增长的背景下，多家天然气调峰电厂转为主力支撑电源供应。上半年，受需求快速增长拉动，国内天然气供应增速较高，总体处于紧平衡状态。上半年国内天然气产量（含煤制气）为1038亿立方米，同比增长9.3%，增速与上年基本持平；天然气进口量为814亿立方米，同比增长29.2%，而上年同期增速为-2.8%。

下半年，预计天然气消费增速受资源约束将有所回落，全年天然气消费呈现“前高后低”的态势。预计全年天然气消费量为3690亿立方米，比2020年增长13%。主要影响因素包括：一是宏观经济复苏放缓。受全球其他国家生产能力逐步恢复影响，叠加人民币升值对出口抑制作用，出口增速将逐步放缓，先行指标采购经理人指数（PMI）连续3个月下降，预期工业用气增速回落。二是进口气成本上升。受国际LNG供需偏紧的影响，现货LNG价格快速上涨，当前对9月份东北亚LNG现货报价已达上年同期5倍以上，下游用户需求受到一定影响。三是发电用气增速趋于温和。据中国电力企业联合会预测，下半年受宏观经济、电能替代等因素影响，全社会用电量增速将降至6%，远低于上半年16.2%的增速，但也不排除冬季顶峰期可能出现需求快速上升的情景。

预期2021/2022年冬季天然气保供仍将会面临较大压力。主要存在3个风险。一是极端天气导致的保供风险加剧，尤其体现在顶峰压力上。据统计，冬季全国平均气温每降低1℃，全国采暖用气需求将增加2300万～2500万立方米/日。随着近年采暖用气快速增长，用气结构发生变化，导致季节峰谷差扩大。如果出现极端天气，天然气顶峰保供压力巨大。二是“双碳”背景下气电顶峰可能性加大带来的保供新风险。2020年冬季在天然气保供最紧张时期定向增供燃气电厂，今冬明春仍可能面临类似情景，或将进一步推高高峰期用气缺口。三是国际气价和汇率波动叠加采购现货补充保供资源将加大保供主体经营压力。

5 思考与建议

国际油气价格波动将影响国内上游企业勘探开发的投资预期以及中下游企业经营状况，引发能源供应安全、产业链运行安全问题，须高度重视，强化底线思维，多措并举防范化解。

一是加大国内油气勘探开发力度，深入落实国内油气勘探开发“七年行动计划”，以控制产量递减和提高采收率，增强国内油气供应基础。

二是适应“双碳”目标要求，进一步完善天然气利用相关政策，特别是明确天然气主体能源的定位，发挥天然气在保障新能源稳定输出方面的作用，重点替代存量电煤和散煤，同时加快气价改革，建立上下游价格联动机制。

三是加快储气调峰能力建设，支持分区域建设大型储气设施，对储气设施建设提供财政、金融等支持。

四是积极探索创新成品油和天然气市场化交易模式，拓宽上下游主体的交易渠道，降低交易成本，优化整合资源，提高资源配置效率，以便更好地满足市场需求。

来源：《国际石油经济》2021年第8期

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