2024年是习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略10周年。随着我国一次能源需求持续增长，构建清洁低碳、安全高效的中国式现代能源体系，推动油气与新能源融合发展，成为全面贯彻落实能源安全新战略、端牢能源饭碗的有效支撑。面对新形势新要求，中国石油规划总院牢记责任使命，以中国油气与新能源市场为主题，面向社会公开发布年度研究报告，旨在与国家有关部门、能源企业、研究机构交流研究经验、分享研究成果，共同推进能源行业的高质量发展。
《中国油气与新能源市场发展报告（2024）》（简称《报告》）是中国石油规划总院第二次发布的关于中国油气与新能源市场的年度研究报告。《报告》在内容和深度上守正创新，突出展现原创观点，辅以直观明了的数据图表，从市场特点、重大事项、政策解读3个方面深刻把握2023年市场发展脉搏，并在深挖底层逻辑、凝练市场规律的基础上，洞察2024年及未来五年市场发展趋势。同时，结合对市场的广泛跟踪以及热点问题，增设专题分析栏目，集中展示中国石油规划总院对我国新型能源体系建设等的认识和思考。
长期以来，中国石油规划总院聚焦国家能源战略规划、集团公司中长期发展和重大战略专题、能源转型和新能源业务等领域，在原油、成品油、化工产品、天然气、新能源市场研究中加强关键核心技术攻关，目前已建立覆盖油气业务全产业链的专业技术体系，形成了“战略规划、运行优化、科技研发”三大核心业务，成为全国油气行业唯一能承担油气业务全产业链规划研究与咨询服务的综合性科研机构，为行业内外全面准确了解中国油气与新能源市场动态、研判市场走势提供坚实支撑，为保障国家能源安全、绿色低碳转型、油气与新能源融合发展提供决策支持，为中国石油建设基业长青的世界一流综合性国际能源公司作出积极贡献。
观点摘要
中国能源发展概况
当今全球正经历百年未有之大变局，能源发展进入转型与安全并重新阶段。作为全球最大的能源消费国，我国经济持续回升向好，能源消费需求保持刚性增长，依然是全球经济和能源消费增长的主要引擎，2022年我国一次能源消费同比增长2.9%，高于全球增速；消费量约37.9亿吨油当量，全球占比达到26.2%，远超排名第二的美国（15.9%）。中国式转型与发展特色方案更加完善，在全球能源发展中的地位更加举足轻重，新能源发展“领头羊”地位更加牢固，2022年我国太阳能和风能新增装机规模占全球的46.2%，太阳能和风能累计装机规模占全球的38.8%。
面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，我国能源行业深入推进“四个革命、一个合作”、加快构建新型能源体系，能源绿色低碳转型工作扎实推进，能源体制机制持续完善，围绕节能降碳、油气与新能源融合、风光资源开发利用、绿电绿证、新能源汽车等的相关专项政策相继出台，推动能源高质量发展迈上新台阶。
2023年，我国一次能源需求增速回升，经济和能源实现双增长。GDP同比增长5.2%，一次能源需求同比增长5.7%，能源消费弹性系数再度超过1，经济增长对能源消耗的依赖程度有所升高。油气消费总量和占比进一步提高，油气在我国一次能源需求结构中的占比分别为18.3%、8.7%，同比分别提高0.4个百分点、0.3个百分点，油气消费合计占比约为27%，在我国能源体系中依然扮演重要角色。新能源已成为能源系统增量主体，助力我国加快建设新型能源体系。2023年，全国新增发电设备容量3.6亿千瓦，其中风光约为2.9亿千瓦，同比增长138%，再创历史新高，超越煤电装机达到全国发电总装机比重的一半以上，实现我国能源电力发展历史上的又一个大发展、大跨越；新能源发电接近1.5万亿千瓦时，占比达到15.8%，在我国电力需求结构中的占比正在以不低于每年1个百分点的速度快速增长。
原油市场
2023年
国际油价呈N形走势，宽幅波动，布伦特原油均价为82美元/桶，同比下降16.8%。全球供需处于紧平衡状态，需求“西稳东升”，消费出现结构性分化，供给总体紧缩，全球贸易走向东西双循环。埃克森美孚收购先锋自然资源，向市场释放了未来石油和天然气仍将是全球能源结构重要组成部分的战略判断。全球气候大会制定“转型脱离化石燃料”路线图，选择化石能源与非化石能源融合发展的道路。国内消费快速反弹，消费复苏回暖，汽油、煤油及石脑油消费量增幅明显，石油表观消费量同比增长11.5%。国内原油产量略有增长，进口原油同比增长11%，进口依存度达73%。
2024年
预计布伦特原油均价为80至85美元/桶。“OPEC+”减产协议仍是石油市场的“压舱石”，全球供需小幅短缺。国内石油需求增长放缓。碳排放“双控”及乘用车电动化进程加速，预计国内石油需求为7.83亿吨，增速约为4%。
未来五年
预计全球石油需求将保持缓慢增长，增速约为1%；我国石油需求将于2028年前后达峰，未来五年增速约为2%。
成品油市场
2023年
我国成品油消费呈现补偿性反弹。全年国内成品油产量接近4.1亿吨，同比增长12.2%；国内成品油表观消费量达3.65亿吨，同比增长11.9%。国内炼油能力和加工负荷同比增加。国内规模以上总炼油能力增加至9.4亿吨/年，平均加工负荷达到71%，较上年提高3个百分点。消费属性的油品成为主要增长点。汽油、煤油和柴油消费量分别为1.56亿吨、0.35亿吨和1.75亿吨，同比增速分别为12.1%、90.4%和3.3%。电动力和LNG是规模最大的车用替代燃料。电动力对汽油的实际替代规模约为2000万吨，LNG对柴油的替代量约为1850万吨。
2024年
国内成品油不同产品走势分化。汽油消费增速回落至潜在水平，汽油市场继续面临电动力的加速替代；航煤消费将持续增长；在运输方式低碳化和燃料低碳化双重压力下，柴油消费将重回下降通道。预计成品油消费需求为3.67亿吨，同比增速为0.7%。成品油供过于求的矛盾进一步加剧。国内规模以上总炼油能力增加2000万吨/年。
未来五年
国内炼油能力将逐步接近10亿吨/年大关，成品油消费量进入峰值窗口期。
化工产品市场
2023年
乙烯产品链供应增长放缓，需求修复明显。乙烯产能同比增长7.8%，当量消费量同比增长6.9%，自给率为69.5%，同比提高2.9个百分点，下游装置开工率变化不一。丙烯产品链供应延续高增长，供应过剩状况加剧。丙烯产能同比增长12.5%，当量消费量同比增长6.9%，自给率为90%，同比提高2.3个百分点，下游产品产能普遍过剩。丁二烯产品链消费迎来爆发式增长，维持较高景气度。丁二烯产能同比增长5.8%，当量消费量同比增长13.3%，自给率为85.2%，同比减少3.7个百分点，下游装置开工率总体上升。芳烃主要产品市场情况各有不同，纯苯供应增长不及需求增长，市场供应趋紧，苯乙烯扩能步伐不减，产能满足率大幅上升，PX市场仍然处于紧平衡状态。重点化工新材料自给率提升，但市场供应缺口仍然较大，茂金属聚乙烯自给率为17.3%，EVA自给率为64.4%，聚甲醛自给率为59.5%。
2024年及未来五年
乙烯产能延续快速增长态势，预计总能力达到5846万吨/年。丙烯链产品面临的市场形势较为严峻，预计丙烯新增产能超千万吨，总能力达到7229万吨/年。PX由于无新增产能计划，产品盈利情况将进一步好转。未来五年，产能和需求将实现双增长。
天然气市场
2023年
国产资源稳定上产，进口资源量增价降。天然气全年表观消费量达3945亿立方米（除港澳台外），增速由负转正达到7.7%。天然气消费传统产业加快恢复，新兴市场为发展注入新动能。基础设施建设有序推进，长输管道新增里程超过3600千米，沿海LNG接收站新增接收能力1800万吨/年，地下储气库叠加沿海LNG储罐，总储气能力占表观消费量的8.4%。行业政策聚焦重点环节，鼓励多能融合，优化利用方向，重新核定管输费率，健全天然气价格联动机制，持续深化天然气市场体系改革。
2024年
呈现供需两旺格局，上游勘探开发力度加大，长贸合同进口气量递增，国际气价在中位波动，资源供应条件进一步改善。预计全年表观消费量增加300亿立方米至350亿立方米。
未来五年
我国新型能源体系建设具有“四新一强”的特征，天然气将为能源加快清洁低碳转型、促进新型能源体系建设作出重要贡献。国内天然气市场进入培育新动能、实现新发展的关键时期，发电市场加快培育壮大，逐步开创城镇燃气、工业燃料、天然气发电“三足鼎立”的新局面，天然气需求年均增速在5%左右。
新能源市场
2023年
光伏发电实现跨越式发展，全国新增光伏并网装机容量同比增长148.1%，全国光伏组件产量同比增长69.3%。风力发电驶入发展快车道，全国新增风电装机容量同比增长20.7%，风电发电量同比增加12.3%。新型储能快速发展，全国新增新型储能装机规模同比增长194%，已投运新型储能同比增长163%。氢能全产业链加快发展， 全国绿氢生产能力达7.8万吨/年，建成输氢管道超150千米，建成加氢站428座。生物液体燃料供需呈差异化发展态势，生物液体燃料产量折合标准油452万吨，消费量折合标准油274万吨。国家加快推进新能源大基地规划建设，拓宽消纳途径，创新发展模式，提高项目经济性。
2024年及未来五年
我国新能源将保持良好发展势头，市场规模持续扩大。光伏产业进一步夯实在国际竞争中的优势地位。风电市场呈现单机容量持续大型化、投资成本稳中有降的发展趋势。新型储能装机将以超过50%的年均复合增长率快速发展，锂离子电池仍是新型储能装机的主要形式。氢能产业规模将持续扩大，氢能应用将拓展至化工、冶金等多领域场景。国内生物液体燃料供需均继续增长，生物航煤和生物柴油是主要发展方向。
能源?望
油气与新能源融合发展的变与不变
中国石油规划总院 赵连增 朱新宇
油气与新能源融合发展，是在我国推动构建清洁低碳、安全高效能源体系的背景下，油气行业主动探索、积极推进的转型路径，将推动形成国家能源安全保障能力提升、能源行业低碳转型、油气企业绿色可持续发展的多赢局面。
油气产业链成熟完善，与新能源融合发展具有多方面独特优势。
一是油气企业在地热开发与利用上可发挥资源、技术、市场等多重优势，依托丰富的地下资源勘探和开发经验，规模化发展地热业务，缓解北方地区冬季天然气保供压力。
二是我国油气富集区域与风光资源丰富地区高度重合，油气企业可大力推进油气矿区及周边地区风电和太阳能发电规模化开发利用，实现生产用能清洁替代，减少企业碳排放。
三是气电调峰具有低碳排放、负荷调节范围宽、变负荷能力强、响应快速、可实现日调峰与季节性调峰、占地少、工期短等特点，对新型电力系统建设具有重要支撑作用。“三北”地区是油气企业天然气主力产区，通过因地制宜发展气电调峰，结合燃机掺氢、“绿氢-化工”耦合发展，可实现“风光气储氢”大型新能源基地建设，促进新能源就地消纳，保障大型能源基地电力外送可靠性，进一步提升电力安全水平。
四是油气企业的炼化销售产业链可以有效支撑氢能制取、储运与终端应用。炼厂副产氢提纯和天然气制氢（符合低碳氢范畴），可以满足国内氢能产业发展初期交通领域用氢需求，推动氢能起步发展。利用“三北”油区丰富的风光资源制氢，替代炼化“灰氢”，可实现炼化企业绿色低碳转型，并可通过氢储能解决弃风弃光问题，也可为交通、化工、冶金、电力等行业深度脱碳提供保障。另外，油气企业的数万座燃油销售终端有条件快速建设油（气）氢合建站，并进一步建成油气电氢储综合能源服务站，为我国智能交通、智慧出行的发展提供支撑。
五是油气企业可充分发挥上下游产业链一体化优势，将炼化企业产生的二氧化碳捕集后输送至油田，用于CCUS-EOR，提高原油采收率，降低碳排放，同时向社会提供CCS服务，为我国“双碳”目标的实现提供兜底保障。
目前，中国石油、中国石化、中国海油等国内油气企业积极开展了系列实践探索，形成了“地热+”“风电+”“光伏+”“氢能+”等一批油气与新能源融合发展特色模式，建成了玉门油田20万千瓦光伏示范项目、文昌深远海浮式风电平台、中国石油北京城市副中心0701街区中深层地热供暖试点示范项目、新疆库车绿氢示范项目、吉林油田CCUS-EOR示范项目等一批典型示范工程。
在碳达峰碳中和“1+N”政策体系引领下，我国油气企业还要进一步发挥自身优势，促进油气业务与风光发电、地热、氢能、CCUS、综合能源服务等领域的协同发力和融合发展，并与煤炭、电力等行业开展广泛合作，多层次、多维度保障国家能源安全，有力支持我国新型能源体系建设。
