欧洲天然气价格周一走低，原因是该地区的库存继续显示出弹性，尽管有报道称卡塔尔暂停通过红海运输液化天然气。截至发稿，作为欧洲定价基准的荷兰近月天然气期货合约价格下跌1.5%，至每兆瓦时31.50欧元。 欧洲基准天然气期货在上周五收高后，周一一度下跌3.5%。尽管波动已成为欧洲天然气市场的常态，但令交易员感到欣慰的是，在去年积累了创纪录的天然气储量之后，今年冬天欧洲的基础相对稳定。工业对天然气的需求仍然低迷。 此前有消息称，自上周五以来，卡塔尔运营的至少五艘正前往红海南端通道的液化天然气船已被停运。 卡塔尔是仅次于美国的欧洲最大液化天然气供应国。卡塔尔通常会通过水路出口天然气，但绕道非洲南端的航线要长得多。去年，卡塔尔天然气占西欧消费总量的13%左右。 预计本周早些时候，欧洲地区最大的能源市场英国、法国和德国将出现严寒天气，这将提振天然气需求。然而，低迷的工业消费、高储气水平和欧洲西北部强劲的液化天然气流量可能会阻碍价格的上涨。 欧洲的能源系统严重依赖全球市场。与管道天然气不同，液化天然气贸易的全球性意味着卖方可以接触到各种供应商和路线。

一、全国油气产量当量创历史新高 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势头，年均增幅达1170万吨油当量，形成新的产量增长高峰期。 原油产量达2.08亿吨，同比增产300万吨以上，较2018年大幅增产近1900万吨，国内原油2亿吨长期稳产的基本盘进一步夯实。海洋原油大幅上产成为关键增量，产量突破6200万吨，连续四年占全国石油增产量的60%以上。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，2023年产量1180万吨，我国已成为全球陆上6000米以深超深层油气领域引领者。 天然气产量达2300亿立方米，连续7年保持百亿立方米增产势头。四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地是增产主阵地，2018年以来增产量占全国天然气总增产量的70%。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。其中，致密气夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，产量稳步增长，全年产量超600亿立方米；页岩气新区新领域获重要发现，中深层生产基地不断巩固，深层持续突破，全年产量250亿立方米；煤层气稳步推进中浅层滚动勘探开发，深层实现重大突破，全年生产煤层气超110亿立方米。 二、塔里木盆地深地工程成功打造增储上产大场面 塔里木盆地深层油气勘探开发持续发力,塔北西部寒武系取得系列重大油气发现，富满、顺北、博孜-大北等主力油气田快速上产，油气增储上产向地球深部进军步伐不断加快。 塔北西部寒武系新领域取得重大突破。两口风险探井托探1、雄探1井分别在5700、6700米井段获得高产，取得库车南斜坡寒武系陆相油气勘探重要突破，迎来塔北西部上寒武统白云岩海相油气首次发现，落实亿吨级规模油气藏，证实了库车南斜坡多目的层系巨大的勘探潜力，开辟了塔里木盆地新的十亿吨级战略接替领域。 富满、顺北超深层大油气田勘探开发持续推进。富满油田持续深化油藏富集规律认识，加快推进集中建产、规模上产，全年油气产量当量快速增长至400万吨，年均增长76万吨。顺北油气田锚定富油气区集中部署，高效落实了两条亿吨级油气富集主干条带，新增油气探明储量2564万吨、675亿立方米，全年油气产量127万吨、22亿立方米。其中，顺北84斜井刷新亚洲最深商业油气藏记录至垂深8937米，跃进3-3XC完钻井深达9432米，刷新亚洲最深井斜深和超深层钻井水平位移两项纪录。 博孜-大北超深层大气田加快产建节奏，先后攻克清洁完井、井完整性、高压长距离混输等关键工程技术瓶颈，天然气百亿立方米上产踏点运行，克深气田“控-调-排”协同治水保稳产，库车地区超深层天然气产量达180亿立方米。 三、海洋油气勘探开发再获新突破 我国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，支撑海洋强国建设能力进一步增强。 渤海南部发现全球最大太古界变质岩渤中26-6油田，渤海湾负向潜山钻获最高日产油气325吨、33万立方米，累计探明和控制地质储量超2亿吨油当量。渤海浅层秦皇岛27-3油田明下段测试喜获高产，探明石油地质储量超过1亿吨。南海东部深水获亿吨级油气发现，珠江口盆地开平南油田钻获日产超千吨高产油流井，累计探明地质储量超1亿吨油当量。 渤海首个大型整装千亿立方米渤中19-6凝析气田一期开发项目顺利投产，气田累计探明天然气地质储量超2000亿立方米、凝析油地质储量超2亿立方米，由我国自主设计、建造、安装及生产运营，海上深层潜山油气藏开发迈入新阶段。渤海亿吨级油田群垦利6-1油田群全面投产，日产原油突破8000吨，当年贡献原油增量245万吨。近年来，渤南、陆丰、流花、恩平等油气田群成为海上油气产量增长点，我国海上已建成渤海3000万吨级、南海东部2000万吨级两个大型油气生产基地。 四、非常规油气勘探开发取得重要突破 页岩油气国家级示范区建设持续推进、新区新领域不断获得重要发现，深部煤层气勘探开发取得重大突破，非常规油气产量持续增长，成为全国油气增储上产的重要支撑。 （一）页岩油产量突破400万吨再创新高 新疆吉木萨尔陆相页岩油示范区发展建立咸化湖盆页岩油富集模式，通过技术和管理双向发力，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，钻井、压裂引入市场化竞争模式，单井综合投资降至4500万元。2023年页岩油产量63.5万吨，实现了效益建产。 胜利济阳陆相页岩油示范区建设稳步推进，实现“五个洼陷、三种岩相、两套层系、多种类型”的全面突破，博兴、渤南多类型页岩油取得重大突破，牛庄洼陷顺利投产，22口井累产油过万吨，3口井过3万吨，新增页岩油三级储量超9亿吨，年产量突破30万吨。 大庆古龙页岩油示范区建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，单井初始产量提高46%，单井EUR提高17%，落实探明地质储量超2亿吨。 长庆庆城油田加大长7页岩油研究攻关力度，围绕新类型纹层型页岩油开展试验，5口水平井压裂试油均获成功。创新布井模式，形成了“短闷、强排、控采”全生命周期技术，开发效果稳步提升，储量动用程度由50%提升到85%。2023年页岩油产量207万吨，连续五年保持30万吨增长。 （二）页岩气发展向深层跨越，突破迈进新层系 页岩气国家级示范区建设稳步推进。长宁-威远页岩气田精细划分开发单元，针对性制定调整措施，钻获威215、自208等一批评价井，展示外围区良好潜力，有力支撑长宁-威远区块全年稳产超95亿立方米。涪陵页岩气田立体开发提高采收率技术持续提升，焦石坝区块形成“中北区三层立体开发、南区中上部气层联合开发”模式，有利区采收率最高可达44.6%，实现储量效益动用，年产量超85亿立方米。 页岩气持续纵深发展，积极探索新区新层系。随着中国石化的金石103井、中国石油的资201、威页1井先后在寒武系筇竹寺组地层获高产工业气流，揭开寒武系超深层页岩气万亿级规模增储的新阵地。普光二叠系大隆组海相深层页岩气部署实施的雷页1HF井，完钻井深5880米，率先在四川盆地实现二叠系深层页岩气勘探重大突破，评价落实资源量1727亿立方米。红星二叠系茅四段、吴二段千亿立方米规模增储阵地进一步落实，培育形成“两层楼”勘探新场面。 （三）煤层气突破深度禁区实现重要突破 鄂尔多斯盆地东缘突破煤层气勘探开发地质理论“深度禁区”实现跨越式发展，在大宁-吉县、神府、大牛地等区块均获重要进展，深层煤层气探明地质储量超3000亿立方米，成为我国非常规天然气重要突破点。 大宁-吉县地区深层煤层气先导试验年产量超10亿立方米。部署实施的风险探井纳林1H、佳煤2H井均获高产，纳林河-米脂北地区新增探明地质储量1254亿立方米，大吉-石楼地区新增探明地质储量1108亿立方米，落实了国内首个深层煤层气万亿立方米大气区。 神府地区探明千亿立方米深层煤层气田。通过创新深煤层成藏机理认识、储层改造和差异化排采工艺，鄂尔多斯盆地东缘发现神府深层煤层气田，探明地质储量超1100亿立方米，展示盆地东缘深部煤层气藏勘探开发广阔前景。 大牛地煤层气田落实千亿方资源潜力。部署实施的深层煤层气阳煤1HF井压裂试获日产10.4万立方米,实现2800米深层煤层气重大突破，新增预测储量1226亿立方米，进一步证实大牛地气田富集高产规律和深层煤层气资源潜力。 五、老油区深挖潜再次刷新我国陆上原油产量里程碑 大庆、胜利等老油区深化精细勘探开发，强化大幅提高采收率技术攻关应用，开发态势持续向好，原油累计产量再次刷新记录，到达重要节点。 大庆油田狠抓新一轮精细油藏描述、水驱精准挖潜和三次采油提质提效，连续9年保持3000万吨稳产，累计生产原油突破25亿吨，占全国陆上原油总产量的36%。通过创新化学驱提高采收率技术，助推三次采油产量累计突破3亿吨，建成了全球规模最大的三次采油研发生产基地。得益于特高含水后期精准油藏描述、调整及化学驱技术的高效应用，油田开发形势持续向好，主力油田标定采收率持续攀升达到48.2%。 胜利油田打造海上、低渗、页岩油等产量增长点，连续7年稳产2340万吨以上，累计生产原油超13亿吨，占全国陆上原油总产量的19%。持续攻关低品位未动用储量效益建产模式，大力推广特高含水期精细注水调整技术，创新形成低渗油藏压驱注水开发技术，攻关突破海上、高温高盐、稠油油藏化学驱大幅度提高采收率技术，其中海上埕岛老油田应用新型二元复合驱油技术，大幅提高采收率14.2%，技术整体达到国际先进水平。 六、四川盆地天然气千亿方生产基地建设稳步推进 四川盆地聚焦天然气战略突破和规模增储上产，针对川中古隆起海相多层系、老区气田、川南页岩气、陆相致密气等领域，推动勘探开发多点开花，天然气年产量突破660亿立方米，“天然气大庆”产能基地建设稳步推进。 常规天然气形成盆地震旦系潜力区、二三叠系新区、老气田三大常规气稳产上产新局面。德阳-安岳大兴场地区大探1井灯影组获高产工业气流，开辟了震旦系规模增储新阵地；合川-潼南地区、八角场-南充地区茅口组获多项重要发现，展现超3000亿立方米规模勘探大场面；首个特高含硫整装大气田铁山坡气田建成产能超13亿立方米，进一步掌握高含硫气藏安全清洁高效开发核心技术。 致密气在川西合兴场、巴中气田落实千亿立方米探明储量，高效规模建产。川西合兴场深层须家河组9口致密气井试获高产，探明地质储量1330亿立方米，年产气快速突破10亿立方米。四川盆地北部侏罗系凉高山组致密油气勘探取得重大突破，巴中1HF井首次在凉高山组河道砂岩试获日产超百吨稳定油气流，评价落实超亿吨资源量。 七、12000米钻机助力万米科探“双子星”鸣笛开钻 塔里木盆地和四川盆地是目前我国油气资源最丰富的两大盆地，也是未来油气发现的重要潜力区域。经反复地质论证，伴随我国自主研发的12000米特深井自动化钻机研制成功，两口万米科探井先后在塔里木、四川盆地鸣笛开钻，开启我国深层油气勘探开发地下万米“长征”，助推我国油气资源探索发现迈入“中国深度”。 2023年5月，我国首口万米科探井——深地塔科1井开钻，设计井深11100米，面临特深、超高温、超高压、超重载荷、高应力等多因素地质挑战，预计钻井周期457天，该井立足科学探索与预探发现双重定位，寻找万米超深层战略接替领域。2023年7月，四川盆地第一口万米深井——深地川科1井开钻，设计井深10520米，7项工程难度指标位居世界第一，该井旨在揭示万米深部地层岩石和流体物理化学特征，验证工程技术装备适应性，探索川西北万米超深层灯影组含气性。 两口万米井均装备使用我国自主研发的全球首套12000米特深井自动化钻机进行作业，通过创新研发耐220摄氏度超高温工作液、五开井身结构等技术，在钻井技术、装备制造、工程材料等多领域实现突破，为我国深层油气资源勘探开发提供装备保障，成功打造油气领域国之重器。 八、旋转导向高端钻井技术装备实现跨越发展 旋转地质导向钻井系统作为油气勘探开发工程保障的核心利器，长期为国外垄断。经过多年自主攻关，目前我国已研发形成系列产品并成功应用于钻井作业，我国高端钻井技术装备实现跨越发展。 “璇玑”系统实现海上规模化应用，累计作业超1600井次，进尺超150万米，一次入井成功率达95%。“璇玑”2.0运用最新一代井下控制算法，集成垂直钻井、防托压、稳斜等多项智能模式，采用双活塞独立液压模块，配合新一代液压驱动电路，系统功耗明显下降、导向力输出大幅提升，为国产自研设备高难度定向井作业应用开创新局面。 CG STEER-150系统稳定性、可靠性和寿命进一步提升，研制了高温高造斜旋转地质导向钻井系统样机，形成了“导向模块结构设计与制造”等六项关键核心技术，各项指标迈入前列。在川渝、长庆等地区的页岩油气、致密油气完成超230口井全井段导向作业，累计进尺36.6万米，自主生产率94.9%，实现了旋导工具国产化有效替代。 经纬旋转地质导向系统突破静态推靠模式下高造斜率、高可靠性、精准轨迹控制等9项核心技术，国产化率94.5%，累计应用百余口井、进尺近20万米，助力胜利页岩油国家级示范区建设和川渝页岩气勘探发现。 九、深水油气工程装备自主设计制造取得重大突破 海洋油气工程装备瞄准发展需求，坚持自主创新，加快数字化、智能化技术应用，攻克自主设计、建造、海上安装等技术难题，推动我国深海油气勘探开发关键核心技术装备研制取得重大突破。 我国自主设计建造的亚洲首艘圆筒型“海上油气加工厂”——“海洋石油122”浮式生产储卸油装置完成主体建造，相对传统船型，具有体积小、储油效率大幅提高、抵御恶劣海况能力强等优势。与国际上同等规模的圆筒型FPSO相比建设周期缩短一半，船体主尺寸精度达到世界先进水平，填补国内多项海洋工程行业技术空白，有效推动我国更多深水油田高效开发。 我国自主设计建造的深水导管架“海基二号”建设完工。“海基二号”导管架总高338米，总重达3.7万吨，均刷新亚洲纪录，将与“海洋石油122”共同服役于我国首个深水油田流花11-1/4-1油田，标志我国海洋深水油气装备设计建造能力实现稳步提升。 我国自主研发的海洋地震勘探拖揽采集装备“海经”系统，顺利完成3000米以深超深水海域油气勘探作业，通过现场数据处理，成功完成首张由我国自主装备测绘的3000米深水三维地质勘探图，使我国成为全球第三个掌握全套海洋地震勘探拖缆采集装备的国家。 十、油气勘探开发与新能源融合发展推动绿色低碳转型 立足统筹推进油气供应安全和绿色发展，油气开发企业在切实做好稳油增气、提升油气资源自主保障能力的基础上，加快与新能源融合发展步伐，在推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展，持续推动能源、生产供应结构转型升级等领域涌现出一批亮点成果。 胜利油田建成油气领域首个具有自主知识产权的源网荷储一体化能源系统。立足油田清洁用能需求，建立包含清洁供能体系、多源互联电网、柔性生产负荷、多元储能系统在内的源网荷储一体化智慧能源管控平台，已建430兆瓦光伏、4.2亿千瓦时自发绿电全量消纳，有效支撑胜利油田生产用电绿电占比突破17%，年节约标煤29万吨，年减排二氧化碳约73万吨，开启了全产业链“控能、降本、增绿、减碳、提效”新实践。 吐哈油田源网荷储一体化项目投运。围绕油田绿电需求，依托油区太阳能资源，大力开展清洁替代，利用油田电网建成120兆瓦源网荷储一体化项目，每年为油田提供清洁电能2.27亿千瓦时，全部自消纳，将油田总用能中新能源占比提高到21%，年节约标煤6.9万吨，年减排二氧化碳约13.1万吨，探索构建油气光电储高度融合、清洁低碳安全高效的新型电力系统发展路径。 我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。投产后，年均发电量将达2200万千瓦时，全部用于油田群生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，年减排二氧化碳2.2万吨。平台工作海域距海岸线100公里以上，水深超过100米，为我国风电开发从浅海走向深远海作出积极探索。

国家电网在年度工作会议中提出打造数智化坚强电网，我们认为主要包括特高压和柔直建设，配用电扩容以及智能化和数字化建设等多个方面。其中以新能源为主体的新型电力系统的建设，尤其是沙戈荒风光基地和海上风电的建设需要特高压和柔性直流线路；而极端天气的发生，大规模分布式光伏的接入，新能源汽车保有量提升对配网和用电侧提出了更高的要求。我们判断电网投资稳中向好，结构化增长或更加明显，同时考虑到部分电力设备企业具备了强大的出海能力。我们建议从国内特高压与柔直建设、配用电扩容和数智化建设、电力设备出海市场三条主线布局。 打造数智化坚强电网，围绕“44345”深度挖掘。 据国家电网报报道，1月12日国家电网2024年工作会议在京召开，国家电网董事长、党组书记辛保安指出，加快建设新型电网，打造数智化坚强电网，须把握好“44345”主题要义——即“四大基础”“四大特征”“三大内涵”“四大功能”“五大价值”。 1）“四大基础”： 以特高压和超高压为骨干网架，以各级电网为有力支撑，以“大云物移智链”等现代信息技术为驱动，以数字化智能化绿色化为路径； 2）“四大特征”： 气候弹性强、安全韧性强、调节柔性强、保障能力强； 3）“三大内涵”： 形态上体现为交直流混联，大电网、配电网、微电网等多种电网形态有机衔接，集中式、分布式能源系统相互补充；技术上体现为人工智能、边缘计算、数字孪生、区块链、安全防护等数字技术、先进信息通信技术、控制技术与柔性直流、可再生能源友好接入、源网荷储协调控制等能源电力技术深度融合；要素上体现为电力流、业务流、数据流、价值流等多流合一，多形态、多主体协同互动，大范围柔性互联、新能源广域时空互补、多品种电源能量互济； 4）“四大功能”： 数智赋能赋效、电力算力融合、主配协调发展、结构坚强可靠； 5）“五大价值”： 实现对电网全环节全链条全要素灵敏感知和实时洞悉、网络结构动态优化、生产运行精准控制、用户行为智能调节，突出快速响应、防灾抗灾、具有强大的自治自愈自修复能力，支撑源网荷储数碳互动、多能协同互补、新能源大规模高比例并网，满足电动汽车、微电网、新型储能、虚拟电厂等交互式多元主体友好接入，带动能源电力产业基础高级化、产业链现代化，数智化坚强电网作为新型电网焕发出强大创新力、功能价值充分体现。 我们发现，围绕“44345”主题，电网对于支撑新型电力系统的未来发展，进一步演绎为打造数智化坚强电网的内含——即在构建电网强网架本体的基础上，挖掘电网与现在信息技术的融合场景，协调源网荷储各环节友好互济，共同应对系统波动与气候环境扰动等压力，实现电网在新兴技术支撑下的数智化发展与柔性坚强运行。 展望国网2024：稳中求进、以进促稳、先立后破。 国家电网年度工作会议中要求，在2024年继续以保障电力可靠供应为首要责任，全力满足经济社会发展用电需要，上述表态亦与我们的判断吻合：用电量增长是电力系统建设的核心驱动力，我国电力系统在考虑到用电量增长预期的情况下保持适度超前的建设力度。同时，国家电网强调确保大电网安全、推动数智化坚强电网建设（立足重点工程建设、配电网韧性、服务分布式光伏发展、碳管理体系建设、数字化智能化支撑）、推进“一地一链”建设加快实现科技自立自强、推动“四翼”业务高质量发展（发展壮大战略性新兴产业，稳健拓展国际业务等）等重点工作内容。我们认为本次会议定调了接下来一段时间的电网建设整体思路，即稳健推进电网向数智化与坚强运行并举深度转型，同时以“稳中有进”的投资计划和建设落地确保新型电力系统的不断发展。 电网投资持续向好，结构化增长或更加明显，建议关注特高压和柔性直流，配用电扩容和数智化建设。 我们维持2024年电网基本建设投资完成额同比增长5%+的判断，同时电网投资的结构化表现有望更加均衡，包括特高压和柔直，配用电扩容和数智化。其中立足于能源大基地跨区域输送为核心的主网架建设（特高压、柔性直流）主要是为了支撑以新能源为主体的新型电力系统的建设，特别是满足沙戈荒风光基地和海上风电基地的电力外送；服务于分布式新能源并网及新能源汽车充电需求的配用电投资（扩容、智能化、数字化）有望协同增长，主要是为了满足分布式光伏的大规模接入和新能源汽车充电量的不断提升。全年维度我们建议持续关注国内大型输电项目的落地开工和招标节奏，配用电侧扩容及智能化设备和数字化采购需求情况。另外，我们也建议关注中国优质电力设备企业出海的持续海外订单表现。 风险因素： 电网投资不及预期；特高压核准招标节奏不及预期；电网智能化、数字化需求不及预期；电力设备海外订单表现发力；汇率大幅波动；大宗原材料价格大幅波动。 投资策略： 建议持续关注电力设备企业，立足国内数智化坚强电网建设稳步推进，电网投资持续向好；海外需求不断释放，中国企业发力全球竞争的机遇期。我们建议围绕国内特高压与柔直建设、配用电智能化及数字化、出海市场三条主线。

据媒体报道，沙特能源部和人造新城项目公司——沙特未来城（NEOM）近日签署了一份谅解备忘录(MoU)，旨在加强双方的能源合作，推进光伏、核能等能源的发展。 谅解备忘录旨在整合沙特的能源系统体系，制定更加现代化的发展战略，并促进能源部和NEOM公司在各个能源相关领域的合作。该协议涉及的能源体系实体包括：沙特水电监管局、核与辐射监管委员会以及阿卜杜拉国王原子能和可再生能源城等。 沙特水电监管局主要负责电力和海外淡化业务，核与辐射监管委员会则负责核能利用的监管。而2010年成立的阿卜杜拉国王原子能和可再生能源城(KA-CARE)，以推进包括核能在内的替代能源；计划在当地建造16个反应堆，为沙特阿拉伯提供约20%的电力，以及用于海水淡化的小型反应堆。 根据协议，沙特能源部和NEOM公司将对取得的成就和需要改进的领域进行跟踪，采取后续行动后对进展情况进行定期审查。此外，双方还将提供技术解决方案和组织架构建议，专注于促进创新和探索适合该行业的发展机制，以推进可再生能源技术和可持续发展。 为NEOM吸引大量投资 谅解备忘录为NEOM公司提供了利用沙特能源部的专业知识和资源的机会，有助于实现NEOM公司雄心勃勃的能源目标。此次合作还将为NEOM吸引大量投资，从而促进该地区的经济增长。 2030年将有100万人口入住的未来城，将聚焦能源与水、生物科技、食品、清洁制造业等九大行业，并将完全依靠光伏、风能等可再生能源提供能源。未来城的投资额高达5000亿美元。 能源领域多元化是此次合作的关键领域之一。通过合作，沙特能源部和NEOM公司旨在探索创新方法，减少沙特对碳氢化合物的依赖，并向更清洁、更可持续的能源过渡。 去年10月，NEOM的水电子公司ENOWA宣布，它将在能源密集型的海水淡化过程中减少碳足迹方面发挥积极作用。 值得注意的是，该项协议对可再生能源的重视。该协议强调了利用太阳能、风能和其他可再生资源为未来城市NEOM提供电力的重要性，这与沙特阿拉伯的2030年愿景、对可再生能源和可持续实践的重视、以及全球应对气候变化的努力相一致。

美国石油学会(American Petroleum Institute)警告称，尽管美国石油和天然气生产正在蓬勃发展，但政府目前实施的政策可能引发下一次能源危机。 作为美国最大的石油和天然气行业协会，美国石油学会周三在华盛顿举行年度会议，会议旨在强调首要的政策优先事项。 美国能源情报署（IEA）预计，继2023年之后，美国石油产量有望再次创下历史新高。美国石油学会总裁Mike Sommers周二在接受采访时指出，美国石油产量持续增加给消费者和石油行业带来了实实在在的好处，但这是前几届政府努力的结果，如今面临前功尽弃的风险。 Sommers表示：“尽管产量增加带来了一线希望，但如果政府现在不采取正确的政策，我们还是非常担心未来的阴云会是什么样子。我们真正担心的是，本届政府不断发出的信号以及他们正在推行的政策，正在为下一次能源危机埋下种子。” 根据美国石油学会的分析，自现任美国总统拜登上任以来，美国石油日产量增加了约160万桶。然而，其中100万桶来自私人土地，50万桶来自前几届政府批准的项目。总的来说，拜登任期内批准的石油和天然气项目可能需要数年时间才能取得成果。 美国石油学会敦促政府加快能源项目的审批，包括向全球广泛出口液化天然气（LNG）的许可证，以及在联邦土地上寻求更多生产机会。 油气行业担心，美国内政部暂定的三项潜在的海湾油田租赁销售可能会大幅缩减或完全取消。Sommers称，与其他地区相比，墨西哥湾的石油和天然气生产对环境的影响相对较好。

俄罗斯石油开采即将连续第二年创下纪录，这进一步展现了该国对西方制裁的抵御能力。 行业数据显示，在2023年前11个月，俄罗斯钻探的石油生产井总深度为2.81万公里，有望打破前一年创下的苏联解体以来最高纪录。 西方制裁效果有限 俄乌冲突爆发以来，西方不断加码对俄罗斯的制裁，作为俄罗斯经济支柱的能源行业是重点制裁目标，具体措施包括进口禁令、价格上限机制以及禁止技术出口等。 去年，美国制裁了数十家生产钻井设备和开发新生产技术的公司，旨在限制俄罗斯未来的石油开采能力。欧盟于2022年对俄罗斯能源行业所需的设备、技术和服务实施了全面出口限制。 然而，数据表明，这些限制措施基本上都失败了。 BCS Global Markets石油和天然气分析师Ronald Smith表示：“俄罗斯在油田服务方面的独立性远高于人们普遍所认为的。” 据情报提供商Kpler和咨询公司Yakov & Partners估计，俄罗斯去年全年钻探的油井总深度将超过3万公里。 研究公司Rystad Energy A/S负责勘探和生产的副总裁Daria Melnik指出，俄罗斯国内只有大约15%的钻井市场依赖于所谓不友好国家的技术。 西方大型石油服务公司撤出俄罗斯的影响微乎其微，因为它们在俄罗斯的子公司基本完好无损。Kpler首席原油分析师Viktor Katona表示，这些业务大多卖给了当地的管理团队，保留了多年来积累的专业知识。 分析称俄罗斯现有油井正面临枯竭 也有分析指出，俄罗斯石油钻探活跃的一个重要原因是其油田正在枯竭。 Yakov & Partners研究与洞察中心主任Gennadi Masakov表示：“俄罗斯钻井数量增长的主要原因是需要开发新井。由于目前生产的油田正在枯竭，因此必须开发新井。” 牛津能源研究所的一份报告显示，截至2022年，投产时间超过5年的油田占俄罗斯液体产品总产量的近96%。报告称，许多上游项目早已过了产出高峰期。 业内资深人士Sergey Vakulenko指出，俄罗斯需要通过在现有地点（即所谓的棕地）进行新的钻探，或通过新的项目（即绿地）来弥补枯竭的石油产能。 Vakulenko警告称，绿地开发可能会出现问题，因为战前规划的相关项目是根据西方技术构想的，因此需要重新设计以适应现有技术，与此同时，俄罗斯石油公司正试图通过加快棕地生产来维持稳定。 他还表示，一些来自外国供应商的零部件很难获得，由于缺少部件，俄罗斯石油业可能不得不采用更简单的油井和更少的压裂段，这将降低油井的产量，并提高石油生产成本。

过去一年多，全球石油消费大户印度大举从俄罗斯购买廉价原油，然而近期这一势头出现下滑。不过，全球最大原油出口国沙特前几日大幅削减石油售价的举动吸引了印度的注意，一些印度炼油商现在有兴趣从沙特购买原油。 消息人士周二对媒体表示， 印度两家国有炼油商印度石油公司（Indian Oil Corp）和巴拉特石油公司（Bharat Petroleum Corp）正寻求增加对沙特原油的采购 。该消息人士补充称， 这两家炼油商正寻求每天从沙特额外购买100万桶原油 。 就在印度拟加码采购沙特原油之际，由于油市持续疲软，沙特周日下调了2月份销往亚洲的旗舰原油售价。 沙特国有石油生产商沙特阿美将其销往亚洲的旗舰型阿拉伯轻质原油的售价下调了每桶2美元，调整至较阿曼/迪拜原油（中东出口到亚洲市场的原油定价基准）报价升水1.50美元，这是2021年11月以来的最低价格水平。 俄油采购量下降 自俄乌冲突爆发以来，印度一直在大量购买俄罗斯原油，原因是俄罗向友好国家提供了大幅油价折扣，以应对西方制裁。 但印度炼油商对俄油的采购量最近出现下降，去年12月进口量跌至11个月低点。 有媒体援引消息人士的话报道称，印度对俄油的进口量下降是由于付款出现问题。该国正寻求用阿联酋货币迪拉姆支付原油款项。 但俄罗斯石油公司（Rosneft）的一个子公司一直无法在阿联酋开设银行账户，因此无法接受阿联酋货币付款。根据船舶跟踪数据，这导致五艘俄罗斯油轮在印度海岸附近漂浮了大约一个月，然后掉头向东航行，驶往新的目的地。 不过，印度否认俄油进口量下降是由于付款问题。该国石油和天然气部长哈迪普·辛格·普里上周表示，印度从俄罗斯购买的石油减少，仅仅是因为其他供应商提供的原油折扣更大，但他没有具体说明哪些供应商提供了更大的折扣。 此外，印度似乎也面临着与美国保持良好关系的压力。自俄乌冲突爆发以来，美国对俄罗斯实施了贸易限制。据媒体报道，一艘受到美国制裁的俄罗斯油轮已经在印度和斯里兰卡海岸附近漂浮了一个多月，官员们正在权衡是否让其靠岸卸货。

近日，国家能源局下发《国家能源局行政处罚案件案由规定》，将能源领域的违法行为分为7种案件案由，分别为：违反能源固定资产投资项目管理、违反电力行业管理、违反煤炭行业管理、违反石油天然气行业管理、违反新能源和可再生能源行业管理、违反电力监管、违反电力安全监督管理有关规定等。 其中第六章、第三条、第七款明确规定，“未按照规定完成收购可再生能源电量”等5种违法行为。具体如下： 1.未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失（《可再生能源法》第29条） 2.违反规定未建设或者未及时建设可再生能源发电项目接入工程（《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第20条） 3.拒绝或者阻碍与可再生能源发电企业签订购售电合同、并网调度协议（《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第20条） 4.未提供或者未及时提供可再生能源发电上网服务（《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第20条） 5.未优先调度可再生能源发电（《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第20条）。 具体原文如下： 国家能源局关于印发《国家能源局行政处罚案件案由规定》的通知 （国能发监管规〔2023〕86号） 各司，各派出机构，有关直属事业单位： 《国家能源局行政处罚案件案由规定》（以下简称《案由规定》）已经2023年12月13日国家能源局局长办公会议审议通过，现印发给你们，请遵照执行，并就有关事项通知如下。 一、高度重视行政处罚案件案由。行政处罚案件案由是对案件性质认定的高度概括，是国家能源局对行政处罚案件管理的重要手段。相关部门（单位）、各派出机构要以案件案由为切入点，加强行政处罚案件的过程化管理，不断强化行政执法规范化建设，切实提高行政执法效能。 二、系统掌握行政处罚案件案由。行政处罚案件案由共分七类三级，下一级案由是上一级案由的分类细化，选用方法是从最低ji起适用，低级中没有适合的，再选用高一级。《案由规定》第一、二、三、五章由国家能源局机关单独适用，第六章“四、违反承装（修、试）电力设施许可有关规定”、第七章“三、违反水电站大坝安全管理有关规定”第七条至第十八条由派出机构单独适用。相关部门（单位）、各派出机构要系统掌握案件案由及其法律依据，着力提升行政执法工作水平。 三、规范使用行政处罚案件案由。相关部门（单位）、各派出机构要严格按照《案由规定》列明的行政处罚案件案由开展行政处罚工作。案由原则上要前后一致，实际案由与立案案由不同的应及时变更，结案归档应以实际案由为准。个案涉及多个案由的，使用时应根据行为人具体实施的行为，选择一种或者一种以上行为进行表述；同一案件中存在两个以上无包含关系的违法行为的，可以并列使用多个案由。此外，《案由规定》是对现有行政处罚案件案由的梳理汇总，不作为行政处罚工作的职责依据。 《案由规定》自印发之日起执行，《国家电力监管委员会关于印发〈电力稽查案件案由表（试行）〉的通知》（办稽查〔2010〕80号）即行废止。在执行中遇有重要问题请及时报告。 　附件： 国家能源局行政处罚案件案由规定 《国家能源局行政处罚案件案由规定》政策解读 　　国家能源局 　　2023年12月20日 点击跳转原文链接： 国家能源局关于印发《国家能源局行政处罚案件案由规定》的通知

周一（1月8日）纽约时段，国际油价扩大跌幅，美、布两油双双跌近4%。 具体行情显示，纽约商品交易所2月交货的WTI原油期货价格下跌4.7%，报每桶70.29美元；3月交货的伦敦布伦特原油期货价格跌幅达到3.8%，报每桶75.73美元。 WTI原油期货小时图 昨日，沙特国家石油公司——沙特阿美宣布下调2月份销往所有地区买家的旗舰原油售价。其中，销往亚洲的旗舰型阿拉伯轻质原油的售价下调了每桶2美元，调整至较阿曼/迪拜原油报价升水1.50美元，这是2021年11月以来的最低价格水平。 另外，沙特阿美还下调了2月份销往西北欧、地中海和北美的原油售价。这一系列的举措再次引爆了人们对石油市场供应过剩的担忧，盖过了航运公司回避红海航线带来的利好因素。 Price Futures Group分析师Phil Flynn表示，美国经济的“软着陆”可能不会那么软。他还补充道，市场似乎认为地缘政治风险不会影响供应，即使有影响，需求也会表现疲软，所以这种影响并不重要。 与此同时，美国原油产量一度增至1330万桶/日，创下了历史新高。瑞穗能源期货策略师Bob Yawger表示，沙特正在大幅下调价格，以阻止客户购买美国原油，并削弱来自伊朗和俄罗斯廉价原油的竞争力。 “很明显，他们（沙特方面）似乎按下了紧急按钮，”Yawger称，现在的问题是，如果这些举措没有起到想要的效果，接下来会发生什么，“现在正越来越接近2020年的状况，他们想最大化减产并引发价格战来夺回市场份额。” 而在红海风波方面，据丹麦媒体ShippingWatch周一报道称，一些全球的顶级航运公司现在已经与也门胡塞武装达成协议，允许其船只安全地通过红海这一世界重要航道。 消息人士证实，双方确实已经举行了会议，以确保特定船只安然无恙地通过红海。据悉，胡塞武装的要求是，航运公司必须保证不运载以色列货物，也不停靠以色列港口。

由于油市持续疲软，全球最大原油出口国沙特阿拉伯周日下调了2月份销往所有地区的旗舰原油售价。其中，销往其主要市场亚洲的原油售价降至27个月低点。 沙特国有石油生产商沙特阿美将其销往亚洲的旗舰型阿拉伯轻质原油的售价 下调了每桶2美元，调整至较阿曼/迪拜原油（中东出口到亚洲市场的原油定价基准）报价升水1.50美元，这是2021年11月以来的最低价格水平 。 这一降幅比媒体对炼油商和交易商进行的一项调查估计的每桶1.25美元的降幅要大。 与此同时， 沙特阿美还下调了2月份销往西北欧、地中海和北美的原油售价 ：其将2月份销往西北欧的阿拉伯轻质原油售价下调了2美元，至每桶较ICE布伦特原油价格升水0.90美元；同样将销往美国的阿拉伯轻质原油售价下调了2美元。 在沙特下调原油售价之际，炼油商呼吁该国提高油价竞争力。“与其他地区的原油相比，沙特原油仍然相对昂贵。但我们很高兴看到这样的价格，使我们更能负担得起，”一家北亚炼油厂的贸易商表示。 沙特为大多数中东石油出口国提供定价参考，通常在每个月的第五天左右公布下一个月的价格。该国根据长期合同向亚洲出售大部分石油，中国、日本、韩国和印度是沙特原油的最大买家。 油市疲软持续 石油消费通常在2月和3月有所减少，炼油商利用这段时间关闭一些设施进行定期维护。 与此同时，包括美国在内的全球供应强劲，增加了出现原油供应过剩的可能性，这已经迫使以沙特和俄罗斯为首的OPEC+将减产措施延长至今年。 2023年，国际油价现自2020年以来的首次下跌，年度跌幅超过10%。迄今为止，围绕以色列和哈马斯之间的战争以及中东动荡加剧的担忧尚未能明显提振油市。胡塞武装对过境红海商船的袭击也尚未导致原油供应中断。 尽管OPEC+产油国自愿减产220万桶/天，但市场参与者认为，至少在2024年第二季度之前，减产不足以阻止全球石油库存增加并推动油价上涨。