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国际方面，当地时间12月13日，美联储召开联邦公开市场委员会（FOMC）议息会议并公布声明称，本轮加息周期或已结束，降息周期即将启动，美国2023年经济增长预测由2.1%上修至2.6%，2024年经济增长预测下修0.1个百分点至1.4%。至此，美联储数十年来最激进的加息周期开始转向，美国历史性的货币紧缩周期或将宣告结束。美联储货币政策立场转变的迹象，叠加美国商业原油库存环比大幅减少等因素，推动国际油价小幅上涨，结束了2018年以来最长连跌周期的七周连跌，WTI油价涨至每桶70美元关口上方。
当前，世界经济正在发生深刻的周期性和结构性变化，增长周期和金融周期的下行决定了2024年的基本大局。然而，无论是中央经济工作会议，还是美联储议息会议，均释放出一定的宽松信号。在市场内生动力稳定释放以及稳经济政策进一步发力的情况下，中国经济回稳向好运行仍具备基础。美联储议息会议的召开虽然仍未给出明确的降息时间指引，但对降息的预期给市场带来了不小的信心提振。在国内稳增长预期升温和海外紧缩预期缓解的共振作用下，海内外大宗商品市场迎来利多。这从国际原油价格走势就可见一斑，而原油又是大宗商品之王，油价止跌回升带动市场气氛，大宗商品价格有望企稳。
总的来看，当前仍有诸多不确定性因素，但总体复苏的格局并未发生改变，大宗商品整体环境预期继续改善。坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，预计2024年我国油气需求仍将是全球油气需求增长的主要驱动力。我国是全球第二大经济体、全球产业链最全的生产大国，同时也是世界第二大石油消费国、第三大天然气消费国，原油对外依存度超70%、天然气对外依存度超过40%，油气对外依存度高位运行。因此，除了仍需要从全球市场大规模进口油气外，还应持续加大勘探开发力度，正如中央经济工作会议所强调，“必须坚持高质量发展和高水平安全良性互动”。
市场供应方面，11月30日，欧佩克宣布，“欧佩克+”的多个成员国同意额外自愿减产，总减产量达到每日220万桶，以支持石油市场的稳定与平衡。此外，“欧佩克+”还邀请南美洲最大的石油生产国巴西加入该联盟，2024年1月巴西或将加入“欧佩克+”《合作》。减产措施的期限为2024年1月到3月，明年3月底之后将根据市场的情况逐步恢复。欧佩克12月13日称，由于伊拉克、安哥拉和尼日利亚减产，欧佩克原油产量在11月下降5.7万桶/日至2784万桶/日。
市场需求方面，季节性影响虽导致10月总体处于淡季，但从11月中旬开始，伴随冬季用油需求抬升，原油和成品油需求有所上涨。从宏观角度看，来自欧美的经济数据表现不佳，使得全球经济前景承压，伴随而来的是对原油需求的担忧。美国11月CPI同比上涨3.1%、环比上涨0.1%，剔除食品和能源后的核心CPI同比上涨4%，市场预计美联储仍将在一段时期内维持利率高位水平，进而拖累经济复苏。美国汽油库存超预期增长，汽油期货价格跌至近两年最低，进一步加重了对需求疲软的忧虑情绪。美国能源信息署最新报告再度下调今明两年需求增速，同时将明年原油平均价格预测值大幅下调12%。
从市场的反应来看，“欧佩克+”减产效应很快被原油需求下滑预期抵消，油价并未就此提振；相比而言，美联储降息信号导致美元指数大跌，直接触发以美元计价的原油期货价格被动上涨。受12月14日凌晨美联储释放明确的降息信号导致美元指数从104骤跌至102影响，WTI原油期货主力合约报价大幅回升。截至12月15日19时，WTI原油期货主力合约报价徘徊在72.03美元/桶附近，逐步远离此前一周创下的5月以来最低值67.71美元/桶。短期来看，油价可能震荡运行。一方面市场对经济增长前景信心不足将继续给油价带来压力，另一方面，近期红海海域接连发生油轮等船只遭袭事件，中东地缘政治局势紧张将抑制油价下行空间。
11月以来，国际市场上，美国等主要天然气生产国的天然气供应相对稳定。美国11月天然气总产量持续保持高位并不断小幅上升。同时，据美国能源信息署数据，截至12月1日当周，美国天然气库存总量为37190亿立方英尺，较此前一周减少1170亿立方英尺，较去年同期增加2540亿立方英尺，同比增幅7.3%，较五年均值高6.7%。
全球气温相对温和，导致亚欧供暖需求持续不振。对国际市场影响较大的欧洲，近日寒潮过后，当地气温恢复到略高于往年同期的水平。即便气温意外降低，目前的充足库存也可缓冲欧洲大陆供应短缺的风险。据GIE数据，截至12月10日，欧洲储气库库存水平为90.75%，欧盟接收站库容占有率为59.6%。预计到2024年1月初，欧洲天然气库存仍可保持在历史高点附近。在亚洲市场，中日韩各国库存维持较高水平，贸易商已于冬季来临之前提前布局采暖季现货资源，进入12月份以来，进口商对现货资源采买兴趣偏弱。
根据Rystad Energy的分析，受欧亚库存水平较高的影响，自11月16日以来，2024年1月交付的亚洲现货LNG价格下跌了3.4%，截至11月21日约为16美元/百万英热单位。相比之下，2023年12月，欧洲的荷兰所有权转让中心TTF价格降至14.08美元/百万英热单位，原产于美国的LNG现货转向亚洲的套利空间打开，不仅有利于为亚洲冬供提供新的气源保障，也有利于降低亚洲各国冬供的经济成本。
今年以来，国内天然气市场重新回到正增长通道中，天然气消费量止跌回升，供应量持续增长。从国际看，随着国际天然气市场供需格局的大幅调整，地缘政治影响逐步消退，欧洲天然气市场供需恢复平衡，价格也随之大幅下降，为我国进口天然气创造了良好环境。今年1至11月，我国进口天然气约10740万吨，同比增长8.5%，进口来源涵盖全球主要出口国和周边资源国，为保障国内需求提供了有力支撑。
从国内看，天然气的增储上产效果逐步显现，供需形势趋于宽松。西气东输三线、西气东输四线、中俄东线等一批干线管道加快建设，天然气管输能力和互联互通水平不断提升，石油天然气“全国一张网”日趋完善，管网干线管输“硬瓶颈”基本消除，重点区域保供能力显著提升。今冬明春供暖季，进入国家管网集团天然气管网输送的资源量预计超1000亿立方米，进口管道气、国产气、LNG外输、储气库采气均有增长。目前，我国主干天然气管网日输气量突破9亿立方米，创历史新高。
锚定今冬明春天然气保供任务，国内油气企业全力增储上产，地下储气库在10月中旬即提前完成年度注气计划，增强保供底气。作为国内首个500亿立方米大气区，今年中国石油长庆油田已开展气井增产措施6.5万井次，增产气25亿立方米以上，累计生产天然气421.88亿立方米，日产量提升至1.46亿立方米。今年供暖季以来，中国石化天津LNG接收站已接卸12船约70万吨LNG，气化外输天然气7亿立方米，有力保障华北地区人民群众温暖过冬。12月15日，为应对强寒潮天气带来的持续极端低温天气，中国石油辽河油田储气库群开启极限保供模式，日冲锋采气量突破4000万立方米，成为全国第一个日采气突破4000万立方米的储气库群，为东北及京津冀地区千家万户送去寒冬中的温暖，2021年至今，辽河油田储气库群日采气量连续跨越2000万立方米、3000万立方米、4000万立方米大关，彰显了辽河油田储气库群的能源保供“顶梁柱”作用。
从中国气象局预测来看，2024年初出现整体偏暖的概率较大，但“倒春寒”出现的概率也较高，这意味着2024年开年国内天然气需求仍有较大不确定性，尤其是春节假期出现在2月，工作日较往年延长One体育，再加上处在深冬，成为促进1月份天然气需求量可能会较大幅度增加的重要因素。
供暖季前，国家能源局召开2023—2024年采暖季天然气保供专题会议，针对性部署重点地区、重点时段及重点环节天然气保供工作。预计今冬明春供应形势总体平稳，国产气持续较快增长，进口气稳中有增，全国天然气资源量总体充足，能够保障市场用气需求。
12月15日，国家统计局发布数据，与11月份比，原油、天然气生产增速均有所加快。其中，原油生产增速加快，进口增速由增转降。11月份，生产原油1720万吨，同比增长2.6%，增速比10月份加快2.1个百分点，日均产量57.3万吨。进口原油4245万吨，同比下降9.2%，10月份为增长13.6%。1—11月份，生产原油19125万吨，同比增长1.8%。进口原油51565万吨，同比增长12.1%。原油加工保持增长。11月份，加工原油5953万吨，同比增长0.2%，增速比10月份回落8.9个百分点，日均加工原油198.4万吨。1—11月份，加工原油67622万吨，同比增长10.1%。天然气生产增速加快，进口稳定增长。11月份，生产天然气199亿立方米，同比增长5.3%，增速比10月份加快2.7个百分点，日均产量6.6亿立方米。进口天然气1095万吨，同比增长6.1%，增速比10月份回落10.0个百分点。1—11月份，生产天然气2096亿立方米，同比增长6.0%。进口天然气10740万吨，同比增长8.5%。
另据12月21日召开的2024年全国能源工作会议披露的数据，今年以来，我国大力推动油气增储上产。新建原油产能2250万吨、天然气产能420亿立方米，全年原油产量稳定在2亿吨以上，天然气产量超过2300亿立方米、同比增长超过4.5%。
近期，“三桶油”分别召开2023年度油气勘探开发大会，总结2023年油气勘探开发工作，部署2024年油气勘探重点工作。
展望2024年，中国石油提出，要强化观念转变，正确理解增储上产，只有先增储才能上产，紧紧扭住增加规模经济可采储量、提高SEC储采比这个“牛鼻子”，努力实现增储和上产的良性循环。要强化国内勘探，加大风险勘探力度，大力提升探井质量，高度重视油气藏评价工作，实现SEC储量储采平衡目标。强化海外勘探，以合同为基础、以效益为中心，加大现有项目勘探力度，加大优质资源新项目获取力度，努力实现规模效益增储。强化攻关突破，深化地质理论创新，加强关键核心技术攻关，积极推进原创技术策源地建设，着力高水平科技自立自强。强化管理创新，突出价值创造，进一步深化内部改革，加强矿权保护和管理，坚持依法合规治企，着力提升本质安全环保水平，切实提升勘探效率效益。
中国石化提出，在高质量勘探上抓落实抓成效，持之以恒推进“深地工程”大突破，坚定不移推进非常规油气勘探大突破，积极稳妥推进海域油气勘探突破。在效益开发上抓落实抓成效，全力推进原油稳增长、天然气快上产。在提质降本增效上抓落实抓成效，在降低油气盈亏平衡点、提高投资质量和效益上下功夫。
中国海油提出，要提高政治站位，充分认识油气勘探的重要性、紧迫性，不断提高油气储量规模，争当国内油气增储上产主力军；要保持战略定力，锚定大中型油气田勘探思路，加大领域探索力度，坚定不移走领域突破之路；要加强理论与技术的创新攻关，努力提高勘探本领，不断获取新形势下的油气勘探新成果。
在12月6日召开的中国海油深水油气装备现代产业链共链行动暨产业联盟大会上，中国海油董事长汪东进明确表示，中国海油已获批深水油气装备现代产业链链长。在今年更早时，由国务院国资委指导，中国石化主办的氢能应用现代产业高质量发展推进会暨专家咨询委员会成立大会上，以及中国石化与河钢集团签署共建绿色氢能产业链战略合作框架协议会上，都透露出，中国石化成为氢能应用现代产业链链长。
近两年，国资委全力推动央企打造现代产业链“链长”，提升重点产业链的韧性和安全水平。国资委研究中心发布的《中央企业高质量发展报告（2023）》显示，截至2022年底，国资委先后分两批遴选出16家“链长”企业，主动在重要行业、关键领域进行布局。2023年9月，国务院国资委、工业和信息化部联合组织开展共链行动，聚焦中央企业的产业链间协作、中央企业与优质中小企业之间的融通发展两大重点，搭建开放共享、互利共赢的合作交流平台，在采购订单、协作配套、创新合作、资源共享、产融合作、产业赋能等方面形成一批具有引领性的示范合作项目。共链行动是新一轮国企改革深化提升行动的重要内容，中央企业开始用链式思维绘制产业链图谱，打造产业链生态圈战略合作，有效促进大中小企业在更宽领域、更深层次实现供需匹配、协同创新、成果共享、生态共建。作为提高我国产业链供应链基础能力和发展韧性而提出的创新制度，“链长制”决定了央企的战略眼光应从单一企业投向产业化布局，能力边界也不仅限于本企业本集团，而是联动整条产业链上的企业、贯通上中下游，以点带链，以链带面，在技术攻坚克难、科技创新发展、处理政府市场关系中，起到融通、协同、引领作用。
12月1日，中国石油长庆油田历经两年的勘探攻艰，在甘肃省环县洪德地区发现地质储量超亿吨级整装大油田，标志着鄂尔多斯盆地西部断层裂缝区域石油勘探获得重大突破，开辟了盆地西部石油勘探开发新领域。鄂尔多斯盆地是我国油气资源的聚宝盆，历经50余年的开发建设，长庆油田已在这里建成了年产6500万吨世界级特大型油气田。洪德地区石油勘探快速突破，油田开发也加速跟进，目前原油日产水平达到504吨。已发现的石油储量，形成具备建设年产50万吨规模的原油生产能力，打开了盆地西部原油增储上产新动力，为中国第一大油气田持续保障国家能源安全提供了强力支撑。
除了此次超亿吨级大油田的发现，作为国内油气保供的主力军，2023年以来，“三桶油”相继获得多个勘探突破。今年4月8日，中国石油西南油气田公司部署在四川内江的页岩气井资201井，测试获稳定日产气量73.88万立方米，这是全球首次在距今5.4亿年的寒武系古老页岩地层，钻获具有商业开发价值的高产工业气流。
2023年中国石化油气勘探重点突破和发现主要集中在“深地工程·川渝天然气基地”：4月初，部署在四川省达州市的页岩气专探井雷页1井，试获日产42.66万立方米页岩气流，是我国首次在二叠系大隆组地层实现海相深层页岩气勘探突破；8月初，部署在重庆市南川区的深层煤层气井阳2井实现自喷生产100天，标志着中国石化实现了渝东南地区深层煤层气的勘探突破；11月初，在元坝气田的深层致密砂岩重点预探井——元陆2HF井试获高产工业气流解锁千亿方级气藏。此外，8月21日，中国石化新闻办消息显示，中国石化“深地工程·川渝天然气基地”获重大突破，由勘探分公司提交的巴中气田首期305.5亿立方米探明地质储量，顺利通过自然资源部油气储量评审办公室审定，标志着中国石化在四川盆地再添新气田。该气田的发现进一步揭示了川东北地区致密砂岩良好的勘探潜力。
截至目前，2023年中国海油发现2个大油田。3月1日，中国海油对外宣布，我国渤海再获亿吨级大发现——渤中26-6油田。该油田为国内最大的变质岩潜山油田，也是我国第一大原油生产基地渤海油田连续三年勘探发现的亿吨级油田。10月23日，中国海油发布消息，在鄂尔多斯盆地东缘2000米地层发现我国首个千亿方深煤层气田——神府深煤层大气田，探明地质储量超1100亿立方米。
12月9日，由中国海油投资建设的我国最大商业地下石油储备项目——大榭商储项目全面开工建设。该项目位于浙江省宁波市北仑区大榭岛，设计库容300万立方米，总投资约30亿元，建设周期40个月，地面设施占地面积约50亩，预计2026年底建成。项目投产后，将实现进口原油的快速存储、加工消化和周转，推进中国（浙江）自贸试验区油气全产业链发展，为华东及长三角乃至全国油气资源稳定供应提供保障。
目前，我国石油商业储备主要有地面储罐和地下水封洞库储存两种方式。与地面储罐相比，地下水封洞库通常建设在地下一定深度，运营安全可靠，建设成本降低约20%、运营成本减少约50%、同等规模油库可节约建设用地约950亩，同时解决了油品蒸发损耗的问题，在绿色低碳环保方面有显著优势。据统计，全球范围已建成200多座地下水封洞库，我国自20世纪70年代开始研究、建造地下水封洞库，2000年以后进入高速发展期。经过二十几年的技术积累，首次将地下水封洞库技术用于大榭商储项目，将为我国推进石油商业储备开辟新的路径，对保障经济的持续快速协调发展有着重要意义。
12月12日，中国石油吉林油田二氧化碳年注入量突破50万吨，占中国石油年注入量的三分之一，实现中国石油最大规模注入，为中国石油亿万吨级埋存工程奠定基础。中国石油高度重视CCUS产业发展，在吉林油田打造的CCUS-EOR（碳捕集、驱油与埋存）项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目。
随着全球能源需求的增长和气候变化的威胁日益严重，低碳经济发展成为全球各国的共同目标。CCUS兼具减碳、增油两大功能，更是集“端牢能源饭碗”和实现国家“双碳”目标于一体的战略性技术。2023年以来，国有油气企业继续加快推进CCUS工业应用专项工程建设。除了上述提到的吉林油田项目，中国石油还在长庆、新疆等油田加大CCUS项目实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨。“十四五”期间，中国石油将加快推进CCUS规模化工业应用专项工程建设，力争2025年CCUS年注入二氧化碳达到500万吨，产油量达到150万吨。中国石化与壳牌、宝钢股份、巴斯夫签署华东CCS四方合作项目联合研究协议，旨在为华东地区长江沿线工业企业提供灵活有效的二氧化碳减排方案，为国内大规模CCS项目提供案例。中国海油已实施国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳封存示范工程，并推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划建设一南一北2个CCUS/CCS示范中心。鉴于二氧化碳驱油技术在开发低渗透油藏方面的优势，以及我国二氧化碳地质封存的巨大潜力，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏无疑是国内石业的主要发展方向之一。
根据近期国际市场油价变化情况，按照现行成品油价格形成机制，自2023年12月19日24时起，国内汽、柴油价格每吨分别降低415元、400元。本轮是2023年第25次调价，也是年内最大幅度下调，全年成品油调价呈现出“十涨十二跌三搁浅”的格局。涨跌互抵后，汽油、柴油全年累计均下调50元/吨。据测算，本次调价折算成升价，92号汽油每升下调0.32元，0号柴油每升下调0.34元。以油箱容量50升的普通私家车计算，加满一箱油将少花16元左右。对市区百公里耗油7升至8升的车型，平均每行驶一百公里费用减少2.5元左右；对满载50吨的大型物流运输车辆而言，平均每行驶一百公里燃油费用减少13.6元左右。
本轮调价周期内，伦敦布伦特、纽约WTI油价分别比上个调价周期下降了6.77%、6.92%。目前来看，地缘局势暂无进一步恶化迹象，全球经济表现依然欠佳，原油需求前景受到抑制，以当前的国际原油价格水平计算，预计下一轮成品油调价上调的概率较大。
中央经济工作会议12月11日至12日在北京举行。会议强调，明年要围绕推动高质量发展，突出重点，把握关键，扎实做好经济工作。深入推进生态文明建设和绿色低碳发展。建设美丽中国先行区，打造绿色低碳发展高地。积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快打造绿色低碳供应链。持续深入打好蓝天、碧水、净土保卫战。完善生态产品价值实现机制。落实集体林权制度改革。加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力。
近日，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，明确了今后一段时间大气污染治理的工作重点和行动举措。《行动计划》是我国继2013年发布《大气污染防治行动计划》、2018年发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》之后的第三个“大气十条”，明确了推动空气质量持续改善的总体思路、改善目标、重点任务和责任落实。本次出台的《行动计划》坚持突出工作重点，坚持PM2.5改善为主线的下降目标；坚持系统治污，大力推进产业、能源、交通结构调整。在优化能源结构方面，《行动计划》提出，到2025年，非化石能源消费比重达20%左右，电能占终端能源消费比重达30%左右。持续增加天然气生产供应，新增天然气优先保障居民生活和清洁取暖需求。
近日国家发展改革委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定了国家管网集团经营的跨省天然气管道运输价格。《通知》分别明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，其中西北价区运价率为0.1262元/千立方米·公里（含9%增值税，下同），东北价区运价率为0.1828元/千立方米·公里，中东部价区运价率为0.2783元/千立方米·公里，西南价区运价率为0.3411元/千立方米·公里。《通知》要求国家管网集团根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，并向社会公开。
此次核价是天然气管网运营机制改革以来的首次定价，也是国家首次按“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格。价格核定后，国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由20个大幅减少至4个，构建了相对统一的运价结构，打破了运价率过多对管网运行的条线分割，有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争，助力行业高质量发展。
