7月13日，國內首次成品油長輸管道順序輸送甲醇現場試驗在陜西咸陽完成。1000立方米燃料甲醇分兩次注入，在約200公里在役成品油管道中與汽油、柴油交替輸送，最終安全抵達油庫。試驗覆蓋高低流速、啟停輸等典型工況，甲醇與汽油混油段總長控制在一公里以內，沿程混油量不超過0.8%。這意味著，利用現有成品油管道長距離輸送甲醇，已經從實驗室和中試環節走到了現場工程驗證。
此次試驗打通的工藝路徑，為今后綠色甲醇跨區域運輸提供了現實基礎。“西醇東送”由此邁出關鍵一步，也讓油氣管網在能源轉型中的新用途逐漸清晰起來。
我國甲醇產業長期存在明顯的區域錯位。鄭州商品交易所資料顯示，西北地區甲醇產能約占全國37.1%，華北地區占30.5%，兩地合計接近七成。資源和煤化工產業決定了甲醇生產總體偏向西部、北部，而華東、華南集中了較多化工消費、貿易集散和港口需求，甲醇由西向東、由北向南調運已成為產業運行的重要特征。
綠色甲醇的發展正在進一步放大這種跨區域運輸需求。西北地區擁有較豐富的風光資源、生物質資源和化工產業基礎，具備發展綠色甲醇的條件；東部沿海則匯集了大型港口、航運企業和燃料加注場景。2025年，上海港甲醇加注量達到6.25萬噸；2026年上半年完成5.12萬噸，同比增長57.5%，其中國產綠色甲醇加注1.47萬噸，同比增長144%。上海還提出，通過參與內蒙古、吉林等地綠色甲醇項目，打通“北醇南運”的綠色供應鏈。沿海需求已開始從項目預期轉化為實物消費，穩定、低成本的運輸通道隨之成為產業擴張的重要條件。
當前，國內甲醇跨區域運輸仍以公路和鐵路為主。公路靈活，卻面臨長距離運輸成本較高、單車運量有限等約束；鐵路適合大宗運輸，但涉及站點銜接、裝卸和運力安排。管道一旦形成穩定運量，連續輸送和規模化運行的優勢便會顯現。相關研究測算，新建甲醇管道的單位運輸成本約為0.18~0.28元/噸公里，利用現有成品油管道混輸可降至0.16~0.25元/噸公里；在百萬噸級運量下，與鐵路相比，存在運費年均節省數億元的可能。
更具吸引力的地方，在于存量設施復用。據國家管網集團測算，與新建甲醇專用管道相比，利用在役成品油管道可降低基礎設施投資80%以上，建設工期縮短50%至70%。綠色燃料產業仍處于市場培育期，很多項目面臨“產量尚未形成規模、專用運輸設施投資又過大”的矛盾。借用現有管道，可以壓低前期投入，加快產地與消費市場之間的連接，也可能讓部分原本經濟性不足的項目更早形成產運銷鏈條。
由此再看此次試驗，其影響已經超出甲醇運輸本身。截至2025年底，我國油氣長輸管道總里程達到20萬公里，形成橫跨東西、縱貫南北的基礎設施網絡。過去，這張網絡的核心任務是輸送原油、成品油和天然氣；能源結構變化正在促使管網企業探索更多介質和應用場景。2026年初，國家管網集團完成國內首個長輸管道改輸二氧化碳現場試驗；此后又發布氫氣管輸工程成套技術與標準體系，覆蓋新建輸氫管道、天然氣管道改輸和摻氫等場景。甲醇順序輸送試驗，使存量管網功能拓展再添一個具體樣本。
這條路徑也契合國家管網集團提出的新型能源“質能網”構想。按照這一構想，未來能源基礎設施需要在電力與氫、甲烷、氨、甲醇等物質載體之間形成更靈活的轉換、儲運和跨區域配置能力。油氣管網擁有線路、站場、儲罐、調度系統和安全管理體系，這些長期積累的能力有望延伸至新型能源介質，存量資產的價值也將獲得新的評價維度。
當然，一次1000立方米、200公里的試驗，距離規模化商業運營還有相當距離。甲醇對管材、密封件和站場設備的長期影響仍需持續評估，順序輸送產生的混油段如何處理，產品純度能否滿足不同終端要求，也要形成成熟方案。更現實的問題還包括穩定貨源從哪里來、沿線管容如何配置、成品油與甲醇運輸計劃怎樣協調，以及管輸價格、質量標準和安全責任如何確定等。相關研究已將純度控制、材料適應性、安全管理和標準缺失列為甲醇管輸走向規模應用的主要門檻。
因此，“西醇東送”的下一步，要從技術上的“輸得過去”，繼續走向產業上的“長期可輸、規模可用、成本可承受”。這既需要在合適線路上繼續擴大試驗，也需要生產企業、管網企業、港口和終端用戶共同形成穩定的供需組織。
此次通過管道輸送的甲醇只有1000立方米，打開的空間卻遠大于這個數字。未來衡量油氣管網價值，既要看其支撐傳統油氣保供的能力，也要看其能否安全、經濟地承載更多能源介質。當“全國一張網”開始從輸油輸氣向輸氫、輸碳、輸醇延伸，油氣管網或將成為連接傳統能源與新型能源的重要基礎設施。“西醇東送”邁出的這一步，正讓這種想象逐漸照進現實。
7月21日，國際能源署署長法提赫·比羅爾表示，當前國際原油市場的供應緊張面臨多重緩沖因素，但中東局勢最新發展加劇了國際社會擔憂，給市場前景增加更多不確定性。
比羅爾當天在一份聲明中列舉了國際原油市場的幾個緩沖因素。首先，海灣產油國保持較大規模供應，特別是在沙特阿拉伯和阿聯酋推動下，部分原油通過繞開霍爾木茲海峽的替代路線進入國際市場。據估計，海灣地區當前原油出口量雖較6月下旬高點有所回落，但仍明顯高于3月初至6月中旬的水平。其次，美國、巴西、委內瑞拉和哈薩克斯坦等國增加原油出口，部分彌補了供應缺口。此外，國際能源署成員國持續釋放戰略石油儲備，也一定程度緩解了市場壓力。自3月11日宣布聯合釋放4億桶戰略石油儲備以來，成員國已實際釋放約2.9億桶，且仍持有大量儲備，其中政府控制的儲備超過10億桶。國際能源署同時警告，隨著戰事升級和商業庫存下降，石油供應安全風險不容忽視。與原油供應相比，煉油活動和成品油供應恢復較慢，成品油市場更為緊張。
在天然氣市場，美國、加拿大等國增加液化天然氣供應，已彌補霍爾木茲海峽供應缺口的約70%，但若海灣地區出口延遲恢復，市場緊張局面可能延續，并影響包括歐洲在內的液化天然氣進口方。國際能源署呼吁，應盡快解決當前沖突，“全面、無條件”恢復霍爾木茲海峽通行，避免全球能源安全形勢進一步惡化。
7月5日，歐佩克發表聲明稱，7個“歐佩克+”主要產油國決定8月日均增產原油18.8萬桶，并重申維護市場穩定的承諾。至此，主要產油國已連續五個月宣布增產。沙特阿拉伯、俄羅斯、伊拉克、科威特、哈薩克斯坦、阿爾及利亞和阿曼的代表當天舉行線上會議，研判全球石油市場現狀與前景。會后聲明稱，各參與國將謹慎維護市場穩定，視市場情況靈活調整產量。分析人士指出，當前國際能源市場態勢復雜，由于霍爾木茲海峽原油航運逐步恢復，前期的地緣風險溢價有所回落，疊加全球夏季用油旺季到來，供需兩端博弈加劇。產油國以漸進式增產平衡市場預期，避免油價劇烈波動，小幅增產符合此前市場主流預期。
“歐佩克+”由歐佩克成員國與俄羅斯等非歐佩克產油國組成。2025年3月，上述7國加上目前已退出歐佩克的阿聯酋共同決定，自同年4月1日起逐步增加原油產量。此后，8國每月保持增產直到12月。2026年1月至3月，由于季節性因素8國暫停增產。3月，8國宣布4月起重新開始增產。5月1日，阿聯酋正式退出歐佩克及“歐佩克+”。
7月7日，國際能源署發布2026年第三季度天然氣市場報告指出，中東沖突對全球天然氣市場造成嚴重沖擊，預計2026年全球天然氣需求將下降約0.5%（約200億立方米），成為近十年內繼2020年和2022年后的第三次年度下滑。報告顯示，中東局勢對全球天然氣價格的推升效應極為顯著：歐洲基準TTF天然氣價格第二季度均價同比上漲32%，接近每百萬英熱單位16美元；亞洲現貨LNG價格（JKM基準）第二季度均價同比飆升45%，達到每百萬英熱單位17.5美元。兩者均創下自2022年能源危機以來最高的第二季度均價。價格暴漲的直接后果是需求遭到破壞。2026年上半年，亞洲天然氣需求同比下降約1%，高企的氣價推動能源替代，尤其發電領域大量轉向煤炭。印度、孟加拉國和越南等此前預計將增加天然氣需求的進口國，不得不重新考慮其長期天然氣戰略并尋找替代方案。價格高企不僅抑制了當前消費，更迫使這些新興市場國家重新評估其能源轉型路徑。亞洲需求萎縮是2026年全球天然氣需求下降的主要驅動力。歐洲需求持續下滑，可再生能源發電量的大幅增長正在系統性擠壓天然氣在電力結構中的份額。中東地區用氣量同樣下降，部分因沖突直接導致生產中斷和消費減少。
國家能源局7月21日發布的《中國油氣勘探開發發展報告（2026）》顯示，2025年，我國原油產量達2.16億噸歷史新高，天然氣產量連續九年超百億立方米增長，油氣產量當量達到4.2億噸新高度，自主保障能力顯著提升，油氣行業進入“量效齊增與綠色開發”新發展階段。
2025年，油氣勘探深入推進，資源接續陣地加快培育，老油田高效穩產，油氣與新能源融合發展，生產用能清潔替代成效顯著。頁巖油先行示范區如期建成，3個示范區和1個主產區的增產格局不斷鞏固，2025年全國頁巖油產量超850萬噸，是2018年產量的10倍以上。非常規天然氣上產力度持續加大，2025年，非常規天然氣產量達1100億立方米以上，同比增長7.7%。此外，油氣行業全力推進能效提升與融合發展，2025年，油氣行業風電光伏新增裝機規模超900萬千瓦，地熱和余熱能開發利用規模1261萬吉焦。
報告顯示，2019年至2025年，油氣行業全面執行大力提升油氣勘探開發力度“七年行動計劃”，油氣儲量、產量均創歷史新高，油氣科技創新、上游體制機制改革與低碳轉型發展邁出堅實步伐，圓滿實現各項目標任務，油氣安全自主保障能力顯著增強。
7月15日，國家統計局發布2026年6月份能源生產情況。6月份，規模以上工業（以下簡稱規上工業）原油生產保持穩定，天然氣生產由降轉增。
原油生產保持穩定。6月份，規上工業原油產量1812萬噸，同比下降0.5%；日均產量60.4萬噸。1—6月份，規上工業原油產量10943萬噸，同比增長0.9%。
原油加工降幅擴大。6月份，規上工業原油加工量5124萬噸，同比下降17.7%，降幅比5月份擴大8.6個百分點；日均加工量170.8萬噸。1—6月份，規上工業原油加工量34387萬噸，同比下降4.9%。
天然氣生產由降轉增。6月份，規上工業天然氣產量214億立方米，同比增長1.1%，5月份為下降2.2%；日均產量7.1億立方米。1—6月份，規上工業天然氣產量1330億立方米，同比增長1.6%。
據國家發展改革委消息，根據近期國際市場油價變化情況，按照現行成品油價格形成機制，自2026年7月17日24起，國內汽、柴油（標準品）價格每噸分別上調300元、290元。本次調價是2026年國內成品油價格第十四次調整，也是第九次上調。本次調價過后，年內成品油調價呈現“九漲四跌一擱淺”的格局。此次調價折合成升價，92號汽油、0號柴油每升分別上漲0.24元、0.25元。本次調價對于私家車主和物流企業來說出行成本有所增加。以油箱容量50升的普通私家車計算，此次調價后，車主們加滿一箱油要多花12元左右；按市區百公里耗油8升的車型，平均每行駛一百公里費用將增加2元左右。對滿載50噸百公里油耗40升的大型物流運輸車輛而言，平均每行駛一百公里，燃油費用增長10元左右。
本輪成品油調價周期內（7月3日24時至7月17日24時），受美伊局勢惡化等因素影響，國際油價呈現震蕩上漲走勢，布倫特原油期貨價格由每桶約72美元升至84美元左右，本輪周期均價高于上一輪。一是7月7日以來美伊再度發生軍事互襲且對抗增強，中東地緣緊張局勢升級，市場對原油供應擔憂加劇，帶動國際原油地緣風險溢價階段性擴大。二是霍爾木茲海峽再陷封鎖，海灣原油出口受阻。此外，近期烏克蘭襲擊俄羅斯能源基礎設施，美國石油戰略儲備庫存大幅下降，原油市場供需博弈加劇，也對國際油價走勢形成擾動。
展望后市，美伊沖突再起，霍爾木茲海峽通航依然受阻，且雙方局勢也存在進一步升級的可能性，全球原油供應風險延續。下一輪成品油零售調價窗口將在7月31日24時開啟，整體看上調的概率較大。
7月13日，從延長石油集團獲悉，該公司提交的延東煤層氣田探明儲量通過了自然資源部評審備案，地質儲量約537億立方米。陜西再添一大型深層煤層氣田。延東煤層氣田位于延長縣和宜川縣境內，是陜西省屬企業探明的首個大型深層煤層氣田，埋深超過2000米，屬典型的“自生自儲”型深層煤層氣藏。根據評估，延東煤層氣田探明儲量具備年產8億至10億立方米煤層氣產能建設基礎。陜西是煤炭資源儲藏、生產大省，煤層氣資源主要分布在礦區。2023年，中國海油在陜北榆林發現一個地質儲量超過1100億立方米的大型煤層氣田——神府深煤層大氣田。這是我國首次發現千億立方米深煤層氣田。今年3月，陜西印發進一步加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的實施意見，明確將通過加大資金支持力度、強化開發利用管理、完善價格和發電上網政策、加快推進科技創新等舉措，推動省內煤層氣開發利用，為保障國家能源安全提供更大支撐。
7月13日，從國家管網集團獲悉，國內首次成品油長輸管道順序輸送燃料甲醇現場試驗在陜西咸陽順利完成，這標志著我國成品油管道順序輸送甲醇技術從理論探索到工程驗證的關鍵跨越。國內首次成品油長輸管道順序輸送甲醇現場試驗在甘肅和陜西省開展。經系統開展管道適應性評價和兩座站場安全改造后，共計1000立方米燃料甲醇分兩次通過在役成品油管道從甘肅省安全輸送至陜西省內油庫，全程實現密閉可控運行。試驗現場累計開展兩種不同工況測試，涵蓋高、低流速，啟、停輸等典型運行工況，試驗過程中甲醇與汽油混油段總長不超過一公里，甲醇輸送沿程混油量控制在0.8%以內，系統驗證了復雜地形及多種運行模式下成品油管道順序輸送甲醇的工藝適應性。本次試驗依托管網在役成品油管道開展，與新建甲醇管道相比，可降低基礎設施投資80%以上，建設工期可縮短50%至70%，大幅減少沿線環境擾動與生態影響。
7月9日，國務院印發《“十五五”碳達峰行動方案》，對“十五五”碳達峰工作進行了全面部署，并提出總體目標：到2030年，我國單位國內生產總值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消費占比達到25%，確保如期實現碳達峰目標。《行動方案》系統部署了五方面共22項重點任務以及6項重大工程，涉及煤化工、石化化工、綠色燃料等領域。《行動方案》在總體要求中明確提出，要“穩步實現煤炭和石油消費達峰”。《行動方案》將“持續優化油氣消費結構”作為加快能源結構調整優化的重要一環，提出要積極推進綠色氫氨醇、生物柴油、可持續航空燃料等綠色燃料應用；有序推進化工用油替代，探索綠色氫氨醇在化工行業應用，穩妥推動工業領域動力、熱力用油替代；引導天然氣消費增長保持在合理區間，優先保障民生用氣，合理引導重點行業企業用氣，因地制宜建設天然氣調峰電站；加強生產、消費等各環節油氣資源節約工作，提高油氣資源利用效率。
國家能源局發布《能源領域節能降碳行動計劃（2026—2028年）》
7月10日，國家能源局發布《能源領域節能降碳行動計劃（2026—2028年）》。文件指出，加快煤礦裝備設施節能降碳改造，在大負荷機電設備中推廣使用智能變頻調速、能耗監控等節能技術。推進礦區運輸設備新能源替代，在有條件的露天煤礦規模化應用電動、氫能礦卡，在井工煤礦根據運輸方式逐步應用電動礦用無軌膠輪車。加快煉油、煤制油氣行業升級轉型。有序推動電驅系統替代蒸汽透平驅動。推動煤制油氣、煉油產業和新能源深度融合，鼓勵相關項目開展綠電、綠氫規模化替代，逐步降低化石燃料制氫用量。開展CCUS規模化應用。
7月1日，國家能源局在北京召開深層煤層氣勘探開發專題會議，深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，分析產業發展形勢，明確工作方向，部署重點任務，推動煤層氣產業高質量發展。會議強調，要匯聚各方合力，推動煤層氣增儲上產取得更大成效。一是統一思想認識。各地區、有關單位和能源企業要聚焦天然氣勘探開發中突出問題，搶抓產業發展機遇，規范使用相關概念，將“煤巖氣”等非標準表述統一規范為“深層煤層氣”，集中精力投入勘探開發各項工作。二是抓好相關方案實施。印發實施“十五五”煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用方案和重點區域增儲上產行動方案，將工作任務細化到各企業、各煤層氣區塊，加大勘探開發投入力度，加快重點項目建設。三是加強行業管理和服務。修訂《煤層氣統計調查制度》，完善深層煤層氣相關統計指標。優化審批流程，支持企業依法依規辦理采礦權、用地、用水等手續。健全行業標準體系，形成適應不同區域條件的勘探開發技術路線。四是強化統籌協調。合理安排煤炭與煤層氣開發時序，更好發揮資源開發綜合效益。建立央地協同機制，鼓勵中央企業和地方探索合作共贏的有效模式，及時研究解決煤層氣產業發展中的矛盾和問題。
國家能源局印發《鄂爾多斯盆地東部區域煤層氣增儲上產行動方案（2026—2030年）》
近日，國家能源局印發《鄂爾多斯盆地東部區域煤層氣增儲上產行動方案（2026—2030年）》。《行動方案》提出，“十五五”時期，鄂東區域煤層氣基地全面提質增效，產能產量大幅提升，關鍵核心技術取得突破，發展協同機制更加健全。到2030年，鄂東區域探明地質儲量較“十四五”末增加6000億立方米以上，煤層氣產量180億立方米，其中深層煤層氣產量160億立方米以上。
《行動方案》從分類開展資源勘探、梯次推進產能建設、提升科技支撐能力、加大配套保障力度等4個方面提出了任務舉措。在分類開展資源勘探方面，綜合考慮資源勘查現狀、開發時序、空間布局等，將主要區塊分為重點增儲、積極增儲、潛力增儲等類型，差異化明確相關工作任務；在梯次推進產能建設方面，以提高資源動用效率為主線，將主要區塊分為持續擴產、接續建產、老區穩產等類型，有針對性地安排工作任務；在提升科技支撐能力方面，匯聚產學研各方合力，加強重點領域攻關，健全技術標準體系，深化行業交流培訓；在加大配套保障力度方面，以“產得好、送得出”為目標，統籌管輸設施建設，加強礦產資源政策支持，強化用地用水用電保障。
6月30日，交通運輸部、國家發展改革委等十部門聯合印發《關于完善現代化都市圈綜合交通運輸體系的指導意見》。《指導意見》明確，到2030年，現代化都市圈綜合交通運輸體系基本形成，“全國123出行交通圈”和“全球123快貨物流圈”加快實現，主要都市圈具備1小時通勤條件人口占比達75%左右，綠色出行比例穩步提升。在綠色交通方面，《指導意見》提出推進都市圈交通基礎設施綠色化更新改造，加快電動化和綠色燃料車船應用，措施包括建設零碳運輸走廊示范路段（航段）和零碳樞紐場站、服務區，擴大都市圈中短途運輸場景新能源重卡使用規模，推動LNG、甲醇動力技術在中大型船舶應用、推動零排放貨運車隊發展等。
油氣
京公網安備 11010802020613號
