中国油气市场规模及份额

中国油气市场分析

预计2025年中国油气市场规模为1086.2亿美元，预计到2030年将达到1399.5亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.20%。

尽管交通电气化抑制了燃料需求，但持续的国内生产要求、石化原料需求以及传输基础设施的快速扩张维持了销量增长。国家政策有利于上游资本配置，国家管网现已将西部盆地与东部产业集群连接起来。炼油厂的碳捕集改造为生产商提供了一条在不影响产量的情况下兑现 2060 年净零排放承诺的途径。先进的地震成像、人工智能引导钻井和预测性维护计划降低了举升成本并推迟了成熟油田的衰退，而与国际巨头的合资企业则加速了深井勘探的转移。

中国石油和天然气市场趋势与见解

能源安全推动和进口替代指令

北京要求原油产量保持在每年 2 亿吨以上，从而减少对进口的依赖，目前进口占需求的 73%。^{(1)工业和信息化部，《国内原油产量目标》，miit.gov.cn} 中石油和中石化为加密钻井获得低成本政策性银行融资，中海油加快海上勘探以实现储量多元化。更大的战略石油储备可以隔离国内供应，而强制性的本地规则则刺激了对中国制造的钻井平台、泵和海底脐带缆的采购。石化生产商增加了国内石脑油和乙烷的承购合同，即使在汽油销售的情况下也锁定了基准消费量压平。这些政策共同支撑了安全溢价，缓冲了中国石油和天然气市场免受价格冲击的影响。

双循环战略带来的石化原料需求

中国的经济规划者将投资引入一体化炼油化工联合体，将更多桶原油转化为芳烃和烯烃，从而提振运输燃料以外的碳氢化合物需求。中海油大榭岛改造将原油产能提高50%，化学品产量翻倍，与广东和江苏的升级相对应。^{(2)中国海洋石油总公司，“大榭岛石化升级”，cnooc.com.cn} 国内乙烯产量攀升2024 年减少 12%，吸收来自内陆盆地的额外凝析油和液化石油气流量。石化原料合同的期限通常为五年，为生产商提供可预测的成本

四川和重庆页岩气商业化

运营商钻探超过 8,000 m TVD 的超深水平井，页岩气年产量突破 700 亿立方米。与 2023 年相比，多级压裂和高强度支撑剂的初始流量提高了 18%。回收的回流水解决了稀缺限制，垫式钻井布局最大限度地减少了人口稠密山谷中的土地干扰。由于盈亏平衡价格目前低于每百万英热单位 3.5 美元，四川页岩油在现行现货价格下利润率呈正值，鼓励私人独立企业和外国服务公司竞购土地。随着冬季用电高峰由煤改气，当地管道扩建提升了输气能力，支持持续发展。

国家管网（PipeChina）扩能

PipeChina 运营着 98,000 公里的干线，另外还有 7 条管道液化天然气接收站每年卸载 3000 万吨 (tpa)，将运输与生产分开并开放第三方准入。新的西气东输干线在四天内将新疆天然气输送至上海，使城站价格降低了 8%。该网络与西伯利亚电力管道和沿海液化天然气再气化厂互连，为调度员提供平衡国内和进口量的选择。稳定的运输费率使省级公用事业公司能够签署稳定的供应合同，消除了中国油气市场天然气需求增长的历史限制。

对上游主要企业征收暴利税

分级征税会在高价周期中剔除异常收益，从而削减中石油、中石化和中海油的再投资预算。管理层优先考虑投资回报快的核心区块，并延迟边缘前沿井。此次税收恰逢CCS支出增加、现金流压力加剧以及中国石油和天然气市场内部扩张略有放缓。

严格的甲烷排放法规（2025年行动计划）

2025年行动计划要求持续监测和季度泄漏修复，这提高了页岩气和煤层气生产商的合规成本。^{[3]国家发展和改革委员会，《甲烷排放控制行动计划》，ndrc.gov.cn} 运营商改造气动阀门，安装蒸汽回收装置，装置运营成本提高 3%，排放强度降低 40%。光学气体成像相机的设备制造商收到了大量订单；

细分行业分析

按行业：上游主导地位推动市场结构

在国家资助的积极勘探的支撑下，上游活动在 2024 年占中国石油和天然气市场份额的 71.28%。渤海、南海、鄂尔多斯地区。与此同时，预计到 2030 年，下游行业将以 5.58% 的复合年增长率推动市场增长。综合专业利用人工智能辅助地震反演，将勘探周期时间缩短 20%，并增强其上游优势。

上游支出侧重于提高成熟区块采收率的油藏管理工具。生产井中的碳捕获试点将二氧化碳储存在枯竭的地层中，从而允许在更严格的排放标准下增加桶数。尽管随着电动汽车的采用，下游汽油裂痕缩小，但芳烃利润依然坚挺，推动了炼油厂利用率并维持了上游的化学品需求。

按地点：陆上作业保持战略优势

2024 年，陆上油井占中国油气市场规模的 67.93%，其中以鄂尔多斯、塔里木和四川盆地为首。^{[4]国家能源局，《区域生产统计》，nea.gov.cn} 海上产量增长幅度较大，预计 2030 年复合年增长率为 7.50%陵水和流花区块的发现，但按桶当量计算仍较昂贵。

顺北创下了 8,000 m 的深度记录，证明在适中的油价下陆上超深层勘探前景是可行的。水力压裂水循环利用使干旱的塔里木地区的淡水消耗减少了一半，从而使监管机构保持支持。海上平台现在利用海底电缆利用广东的可再生能源，将生命周期排放量减少15%；然而，高资本支出限制了更广泛的复制。

按服务划分：建筑业主导地位转向退役增长

随着 PipeChina 铺设新输电线路和中海油组装深水上部设施，建筑服务将在 2024 年占据中国石油和天然气市场 66.50% 的份额。连接新疆油田和长江三角洲的大型管道走廊需要数千公里的挖沟和压缩机站建设，而海上导管架制造也达到了顶峰，以支持南海的开发。

然而，随着 20 世纪 80 年代末安装的第一代海上平台接近其使用寿命，预计到 2030 年，退役服务的复合年增长率将达到最快的 8.10%。现在，监管指南强制要求全部导管架拆除和海底清理，为重型起重船、堵井设备和海底碎片测绘创造了市场。渤海和珠江口流域的早期合同表明，对具有全球清除经验的专业承包商的需求不断增长。与此同时，由于人工智能和物联网传感器支持预测策略，在技术工人队伍不断缩小的情况下减少劳动力需求，维护和周转工作保持稳定。数字项目管理套件简化了成本估算和许可跟踪，提高了整个服务体系的效率。

服务组合的演变标志着中国石油和天然气市场的成熟，该市场平衡了前沿地区的绿地建设与资产更新和环境合规项目遗留地区。建设支出仍然集中在新疆管道和新液化天然气储罐上；然而，未来预算的很大一部分正在转向生命周期退休解决方案，反映了全球最佳实践和更严格的国内标准。

地理分析

中国西部生产，东部消费，形成大量东向流动，从而定义了中国石油和天然气市场的物流。 2024年，新疆和四川的石油当量合计超过1.6亿吨油当量，而沿海省份拥有65%的炼油能力和大部分石化裂解装置。 PipeChina 的新干线缩短了运输时间，平衡了内陆过剩与东部短缺。

在致密砂岩油藏蒸汽驱的帮助下，鄂尔多斯盆地仍是最大的单一生产中心，产量达 9,750 万吨。四川成为非常规天然气核心，附近的支撑剂工厂减少了材料消耗运输成本。渤海湾拥有成熟的浅水油田，目前正进入二次开采，而南海的深水油田（例如陵水）则增加了丰富的凝析油储量。

黑龙江北部和内蒙古生产常规桶，为辽宁炼油厂提供原料，而广东在液化石油气进口和裂解方面处于领先地位。季节性液化天然气需求激增吸引货物进入舟山和深圳，从而缓解冬季供应。哈萨克斯坦和俄罗斯的跨境管道为中央调度机构提供了灵活性，而拟议中的缅甸走廊则使云南和广西气化，从而缩小了地区差距。

参与“一带一路”项目可以确保海外资产，从而缓解国内短缺问题。中石油持有的西伯利亚力量2号项目将从2030年开始每年向中国石油和天然气市场输送500亿立方米。土库曼斯坦、伊拉克和莫桑比克的类似交易确保了选择性，提供了地缘政治对冲和供应

竞争格局

国家主导的寡头垄断盛行，中石油、中石化和中海油合计约占全国产量的 80%。^{[5]国资委，《国有石油天然气企业绩效报告》，sasac.gov.cn}国资委在调整投资重点的同时，允许技术差异化：中石油擅长陆上钻井，中石化擅长炼油和化工，中海油擅长海上和液化天然气。有管理的竞争可以避免价格战并保护资产负债表的实力。

外国巨头维持少数合资企业，提供深水专业知识、提高石油采收率或排放控制。壳牌共同拥有大亚湾石化联合体，BP与中石化合作零售燃料领域，埃克森美孚获得高烯烃裂解技术许可。挪威和美国的服务公司只要将关键部件本地化，就能赢得海底控制、固井和 CCS 监测方面的合同。

国内独立公司在利基页岩区块或剥离气加工领域蓬勃发展，但面临着与大公司规模相似的资本限制和管道接入费。数字服务初创企业部署基于云的油藏模拟器和无人机泄漏检测，提供可补充大公司规模的敏捷性。采购中 ESG 指标和碳审计要求不断提高，促使所有供应商转向低碳解决方案。