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| “西醇东送”背后，油气管网还有多少想象空间 |
| 来源：中能传媒研究院 作者：杨永明 时间：2026/7/29 |
7月13日，国内首次成品油长输管道顺序输送甲醇现场试验在陕西咸阳完成。1000立方米燃料甲醇分两次注入，在约200公里在役成品油管道中与汽油、柴油交替输送，最终安全抵达油库。试验覆盖高低流速、启停输等典型工况，甲醇与汽油混油段总长控制在一公里以内，沿程混油量不超过0.8%。这意味着，利用现有成品油管道长距离输送甲醇，已经从实验室和中试环节走到了现场工程验证。
此次试验打通的工艺路径，为今后绿色甲醇跨区域运输提供了现实基础。“西醇东送”由此迈出关键一步，也让油气管网在能源转型中的新用途逐渐清晰起来。
我国甲醇产业长期存在明显的区域错位。郑州商品交易所资料显示，西北地区甲醇产能约占全国37.1%，华北地区占30.5%，两地合计接近七成。资源和煤化工产业决定了甲醇生产总体偏向西部、北部，而华东、华南集中了较多化工消费、贸易集散和港口需求，甲醇由西向东、由北向南调运已成为产业运行的重要特征。
绿色甲醇的发展正在进一步放大这种跨区域运输需求。西北地区拥有较丰富的风光资源、生物质资源和化工产业基础，具备发展绿色甲醇的条件；东部沿海则汇集了大型港口、航运企业和燃料加注场景。2025年，上海港甲醇加注量达到6.25万吨；2026年上半年完成5.12万吨，同比增长57.5%，其中国产绿色甲醇加注1.47万吨，同比增长144%。上海还提出，通过参与内蒙古、吉林等地绿色甲醇项目，打通“北醇南运”的绿色供应链。沿海需求已开始从项目预期转化为实物消费，稳定、低成本的运输通道随之成为产业扩张的重要条件。
当前，国内甲醇跨区域运输仍以公路和铁路为主。公路灵活，却面临长距离运输成本较高、单车运量有限等约束；铁路适合大宗运输，但涉及站点衔接、装卸和运力安排。管道一旦形成稳定运量，连续输送和规模化运行的优势便会显现。相关研究测算，新建甲醇管道的单位运输成本约为0.18~0.28元/吨公里，利用现有成品油管道混输可降至0.16~0.25元/吨公里；在百万吨级运量下，与铁路相比，存在运费年均节省数亿元的可能。
更具吸引力的地方，在于存量设施复用。据国家管网集团测算，与新建甲醇专用管道相比，利用在役成品油管道可降低基础设施投资80%以上，建设工期缩短50%至70%。绿色燃料产业仍处于市场培育期，很多项目面临“产量尚未形成规模、专用运输设施投资又过大”的矛盾。借用现有管道，可以压低前期投入，加快产地与消费市场之间的连接，也可能让部分原本经济性不足的项目更早形成产运销链条。
由此再看此次试验，其影响已经超出甲醇运输本身。截至2025年底，我国油气长输管道总里程达到20万公里，形成横跨东西、纵贯南北的基础设施网络。过去，这张网络的核心任务是输送原油、成品油和天然气；能源结构变化正在促使管网企业探索更多介质和应用场景。2026年初，国家管网集团完成国内首个长输管道改输二氧化碳现场试验；此后又发布氢气管输工程成套技术与标准体系，覆盖新建输氢管道、天然气管道改输和掺氢等场景。甲醇顺序输送试验，使存量管网功能拓展再添一个具体样本。
这条路径也契合国家管网集团提出的新型能源“质能网”构想。按照这一构想，未来能源基础设施需要在电力与氢、甲烷、氨、甲醇等物质载体之间形成更灵活的转换、储运和跨区域配置能力。油气管网拥有线路、站场、储罐、调度系统和安全管理体系，这些长期积累的能力有望延伸至新型能源介质，存量资产的价值也将获得新的评价维度。
当然，一次1000立方米、200公里的试验，距离规模化商业运营还有相当距离。甲醇对管材、密封件和站场设备的长期影响仍需持续评估，顺序输送产生的混油段如何处理，产品纯度能否满足不同终端要求，也要形成成熟方案。更现实的问题还包括稳定货源从哪里来、沿线管容如何配置、成品油与甲醇运输计划怎样协调，以及管输价格、质量标准和安全责任如何确定等。相关研究已将纯度控制、材料适应性、安全管理和标准缺失列为甲醇管输走向规模应用的主要门槛。
因此，“西醇东送”的下一步，要从技术上的“输得过去”，继续走向产业上的“长期可输、规模可用、成本可承受”。这既需要在合适线路上继续扩大试验，也需要生产企业、管网企业、港口和终端用户共同形成稳定的供需组织。
此次通过管道输送的甲醇只有1000立方米，打开的空间却远大于这个数字。未来衡量油气管网价值，既要看其支撑传统油气保供的能力，也要看其能否安全、经济地承载更多能源介质。当“全国一张网”开始从输油输气向输氢、输碳、输醇延伸，油气管网或将成为连接传统能源与新型能源的重要基础设施。“西醇东送”迈出的这一步，正让这种想象逐渐照进现实。
市场供需
中东局势增加能源市场不确定性
7月21日，国际能源署署长法提赫·比罗尔表示，当前国际原油市场的供应紧张面临多重缓冲因素，但中东局势最新发展加剧了国际社会担忧，给市场前景增加更多不确定性。
比罗尔当天在一份声明中列举了国际原油市场的几个缓冲因素。首先，海湾产油国保持较大规模供应，特别是在沙特阿拉伯和阿联酋推动下，部分原油通过绕开霍尔木兹海峡的替代路线进入国际市场。据估计，海湾地区当前原油出口量虽较6月下旬高点有所回落，但仍明显高于3月初至6月中旬的水平。其次，美国、巴西、委内瑞拉和哈萨克斯坦等国增加原油出口，部分弥补了供应缺口。此外，国际能源署成员国持续释放战略石油储备，也一定程度缓解了市场压力。自3月11日宣布联合释放4亿桶战略石油储备以来，成员国已实际释放约2.9亿桶，且仍持有大量储备，其中政府控制的储备超过10亿桶。国际能源署同时警告，随着战事升级和商业库存下降，石油供应安全风险不容忽视。与原油供应相比，炼油活动和成品油供应恢复较慢，成品油市场更为紧张。
在天然气市场，美国、加拿大等国增加液化天然气供应，已弥补霍尔木兹海峡供应缺口的约70%，但若海湾地区出口延迟恢复，市场紧张局面可能延续，并影响包括欧洲在内的液化天然气进口方。国际能源署呼吁，应尽快解决当前冲突，“全面、无条件”恢复霍尔木兹海峡通行，避免全球能源安全形势进一步恶化。
“欧佩克+”主要产油国决定8月继续增产
7月5日，欧佩克发表声明称，7个“欧佩克+”主要产油国决定8月日均增产原油18.8万桶，并重申维护市场稳定的承诺。至此，主要产油国已连续五个月宣布增产。沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼的代表当天举行线上会议，研判全球石油市场现状与前景。会后声明称，各参与国将谨慎维护市场稳定，视市场情况灵活调整产量。分析人士指出，当前国际能源市场态势复杂，由于霍尔木兹海峡原油航运逐步恢复，前期的地缘风险溢价有所回落，叠加全球夏季用油旺季到来，供需两端博弈加剧。产油国以渐进式增产平衡市场预期，避免油价剧烈波动，小幅增产符合此前市场主流预期。
“欧佩克+”由欧佩克成员国与俄罗斯等非欧佩克产油国组成。2025年3月，上述7国加上目前已退出欧佩克的阿联酋共同决定，自同年4月1日起逐步增加原油产量。此后，8国每月保持增产直到12月。2026年1月至3月，由于季节性因素8国暂停增产。3月，8国宣布4月起重新开始增产。5月1日，阿联酋正式退出欧佩克及“欧佩克+”。
今年全球天然气消费量预计下降0.5%
7月7日，国际能源署发布2026年第三季度天然气市场报告指出，中东冲突对全球天然气市场造成严重冲击，预计2026年全球天然气需求将下降约0.5%（约200亿立方米），成为近十年内继2020年和2022年后的第三次年度下滑。报告显示，中东局势对全球天然气价格的推升效应极为显著：欧洲基准TTF天然气价格第二季度均价同比上涨32%，接近每百万英热单位16美元；亚洲现货LNG价格（JKM基准）第二季度均价同比飙升45%，达到每百万英热单位17.5美元。两者均创下自2022年能源危机以来最高的第二季度均价。价格暴涨的直接后果是需求遭到破坏。2026年上半年，亚洲天然气需求同比下降约1%，高企的气价推动能源替代，尤其发电领域大量转向煤炭。印度、孟加拉国和越南等此前预计将增加天然气需求的进口国，不得不重新考虑其长期天然气战略并寻找替代方案。价格高企不仅抑制了当前消费，更迫使这些新兴市场国家重新评估其能源转型路径。亚洲需求萎缩是2026年全球天然气需求下降的主要驱动力。欧洲需求持续下滑，可再生能源发电量的大幅增长正在系统性挤压天然气在电力结构中的份额。中东地区用气量同样下降，部分因冲突直接导致生产中断和消费减少。
2025年我国油气产量当量达4.2亿吨
国家能源局7月21日发布的《中国油气勘探开发发展报告（2026）》显示，2025年，我国原油产量达2.16亿吨历史新高，天然气产量连续九年超百亿立方米增长，油气产量当量达到4.2亿吨新高度，自主保障能力显著提升，油气行业进入“量效齐增与绿色开发”新发展阶段。
2025年，油气勘探深入推进，资源接续阵地加快培育，老油田高效稳产，油气与新能源融合发展，生产用能清洁替代成效显著。页岩油先行示范区如期建成，3个示范区和1个主产区的增产格局不断巩固，2025年全国页岩油产量超850万吨，是2018年产量的10倍以上。非常规天然气上产力度持续加大，2025年，非常规天然气产量达1100亿立方米以上，同比增长7.7%。此外，油气行业全力推进能效提升与融合发展，2025年，油气行业风电光伏新增装机规模超900万千瓦，地热和余热能开发利用规模1261万吉焦。
报告显示，2019年至2025年，油气行业全面执行大力提升油气勘探开发力度“七年行动计划”，油气储量、产量均创历史新高，油气科技创新、上游体制机制改革与低碳转型发展迈出坚实步伐，圆满实现各项目标任务，油气安全自主保障能力显著增强。
6月国内原油生产保持稳定，天然气生产由降转增
7月15日，国家统计局发布2026年6月份能源生产情况。6月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油生产保持稳定，天然气生产由降转增。
原油生产保持稳定。6月份，规上工业原油产量1812万吨，同比下降0.5%；日均产量60.4万吨。1—6月份，规上工业原油产量10943万吨，同比增长0.9%。
原油加工降幅扩大。6月份，规上工业原油加工量5124万吨，同比下降17.7%，降幅比5月份扩大8.6个百分点；日均加工量170.8万吨。1—6月份，规上工业原油加工量34387万吨，同比下降4.9%。
天然气生产由降转增。6月份，规上工业天然气产量214亿立方米，同比增长1.1%，5月份为下降2.2%；日均产量7.1亿立方米。1—6月份，规上工业天然气产量1330亿立方米，同比增长1.6%。
国内成品油价格年内第9次上调
据国家发展改革委消息，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2026年7月17日24起，国内汽、柴油（标准品）价格每吨分别上调300元、290元。本次调价是2026年国内成品油价格第十四次调整，也是第九次上调。本次调价过后，年内成品油调价呈现“九涨四跌一搁浅”的格局。此次调价折合成升价，92号汽油、0号柴油每升分别上涨0.24元、0.25元。本次调价对于私家车主和物流企业来说出行成本有所增加。以油箱容量50升的普通私家车计算，此次调价后，车主们加满一箱油要多花12元左右；按市区百公里耗油8升的车型，平均每行驶一百公里费用将增加2元左右。对满载50吨百公里油耗40升的大型物流运输车辆而言，平均每行驶一百公里，燃油费用增长10元左右。
本轮成品油调价周期内（7月3日24时至7月17日24时），受美伊局势恶化等因素影响，国际油价呈现震荡上涨走势，布伦特原油期货价格由每桶约72美元升至84美元左右，本轮周期均价高于上一轮。一是7月7日以来美伊再度发生军事互袭且对抗增强，中东地缘紧张局势升级，市场对原油供应担忧加剧，带动国际原油地缘风险溢价阶段性扩大。二是霍尔木兹海峡再陷封锁，海湾原油出口受阻。此外，近期乌克兰袭击俄罗斯能源基础设施，美国石油战略储备库存大幅下降，原油市场供需博弈加剧，也对国际油价走势形成扰动。
展望后市，美伊冲突再起，霍尔木兹海峡通航依然受阻，且双方局势也存在进一步升级的可能性，全球原油供应风险延续。下一轮成品油零售调价窗口将在7月31日24时开启，整体看上调的概率较大。
行业资讯
陕西发现大型深层煤层气田
7月13日，从延长石油集团获悉，该公司提交的延东煤层气田探明储量通过了自然资源部评审备案，地质储量约537亿立方米。陕西再添一大型深层煤层气田。延东煤层气田位于延长县和宜川县境内，是陕西省属企业探明的首个大型深层煤层气田，埋深超过2000米，属典型的“自生自储”型深层煤层气藏。根据评估，延东煤层气田探明储量具备年产8亿至10亿立方米煤层气产能建设基础。陕西是煤炭资源储藏、生产大省，煤层气资源主要分布在矿区。2023年，中国海油在陕北榆林发现一个地质储量超过1100亿立方米的大型煤层气田——神府深煤层大气田。这是我国首次发现千亿立方米深煤层气田。今年3月，陕西印发进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的实施意见，明确将通过加大资金支持力度、强化开发利用管理、完善价格和发电上网政策、加快推进科技创新等举措，推动省内煤层气开发利用，为保障国家能源安全提供更大支撑。
西醇东送取得技术突破
7月13日，从国家管网集团获悉，国内首次成品油长输管道顺序输送燃料甲醇现场试验在陕西咸阳顺利完成，这标志着我国成品油管道顺序输送甲醇技术从理论探索到工程验证的关键跨越。国内首次成品油长输管道顺序输送甲醇现场试验在甘肃和陕西省开展。经系统开展管道适应性评价和两座站场安全改造后，共计1000立方米燃料甲醇分两次通过在役成品油管道从甘肃省安全输送至陕西省内油库，全程实现密闭可控运行。试验现场累计开展两种不同工况测试，涵盖高、低流速，启、停输等典型运行工况，试验过程中甲醇与汽油混油段总长不超过一公里，甲醇输送沿程混油量控制在0.8%以内，系统验证了复杂地形及多种运行模式下成品油管道顺序输送甲醇的工艺适应性。本次试验依托管网在役成品油管道开展，与新建甲醇管道相比，可降低基础设施投资80%以上，建设工期可缩短50%至70%，大幅减少沿线环境扰动与生态影响。
行业政策
国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》
7月9日，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》，对“十五五”碳达峰工作进行了全面部署，并提出总体目标：到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到25%，确保如期实现碳达峰目标。《行动方案》系统部署了五方面共22项重点任务以及6项重大工程，涉及煤化工、石化化工、绿色燃料等领域。《行动方案》在总体要求中明确提出，要“稳步实现煤炭和石油消费达峰”。《行动方案》将“持续优化油气消费结构”作为加快能源结构调整优化的重要一环，提出要积极推进绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料等绿色燃料应用；有序推进化工用油替代，探索绿色氢氨醇在化工行业应用，稳妥推动工业领域动力、热力用油替代；引导天然气消费增长保持在合理区间，优先保障民生用气，合理引导重点行业企业用气，因地制宜建设天然气调峰电站；加强生产、消费等各环节油气资源节约工作，提高油气资源利用效率。
国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》
7月10日，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》。文件指出，加快煤矿装备设施节能降碳改造，在大负荷机电设备中推广使用智能变频调速、能耗监控等节能技术。推进矿区运输设备新能源替代，在有条件的露天煤矿规模化应用电动、氢能矿卡，在井工煤矿根据运输方式逐步应用电动矿用无轨胶轮车。加快炼油、煤制油气行业升级转型。有序推动电驱系统替代蒸汽透平驱动。推动煤制油气、炼油产业和新能源深度融合，鼓励相关项目开展绿电、绿氢规模化替代，逐步降低化石燃料制氢用量。开展CCUS规模化应用。
国家能源局：推动煤层气产业高质量发展
7月1日，国家能源局在北京召开深层煤层气勘探开发专题会议，深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，分析产业发展形势，明确工作方向，部署重点任务，推动煤层气产业高质量发展。会议强调，要汇聚各方合力，推动煤层气增储上产取得更大成效。一是统一思想认识。各地区、有关单位和能源企业要聚焦天然气勘探开发中突出问题，抢抓产业发展机遇，规范使用相关概念，将“煤岩气”等非标准表述统一规范为“深层煤层气”，集中精力投入勘探开发各项工作。二是抓好相关方案实施。印发实施“十五五”煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案和重点区域增储上产行动方案，将工作任务细化到各企业、各煤层气区块，加大勘探开发投入力度，加快重点项目建设。三是加强行业管理和服务。修订《煤层气统计调查制度》，完善深层煤层气相关统计指标。优化审批流程，支持企业依法依规办理采矿权、用地、用水等手续。健全行业标准体系，形成适应不同区域条件的勘探开发技术路线。四是强化统筹协调。合理安排煤炭与煤层气开发时序，更好发挥资源开发综合效益。建立央地协同机制，鼓励中央企业和地方探索合作共赢的有效模式，及时研究解决煤层气产业发展中的矛盾和问题。
国家能源局印发《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》
近日，国家能源局印发《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》。《行动方案》提出，“十五五”时期，鄂东区域煤层气基地全面提质增效，产能产量大幅提升，关键核心技术取得突破，发展协同机制更加健全。到2030年，鄂东区域探明地质储量较“十四五”末增加6000亿立方米以上，煤层气产量180亿立方米，其中深层煤层气产量160亿立方米以上。
《行动方案》从分类开展资源勘探、梯次推进产能建设、提升科技支撑能力、加大配套保障力度等4个方面提出了任务举措。在分类开展资源勘探方面，综合考虑资源勘查现状、开发时序、空间布局等，将主要区块分为重点增储、积极增储、潜力增储等类型，差异化明确相关工作任务；在梯次推进产能建设方面，以提高资源动用效率为主线，将主要区块分为持续扩产、接续建产、老区稳产等类型，有针对性地安排工作任务；在提升科技支撑能力方面，汇聚产学研各方合力，加强重点领域攻关，健全技术标准体系，深化行业交流培训；在加大配套保障力度方面，以“产得好、送得出”为目标，统筹管输设施建设，加强矿产资源政策支持，强化用地用水用电保障。
交通运输部等十部门：加快电动化和绿色燃料车船应用
6月30日，交通运输部、国家发展改革委等十部门联合印发《关于完善现代化都市圈综合交通运输体系的指导意见》。《指导意见》明确，到2030年，现代化都市圈综合交通运输体系基本形成，“全国123出行交通圈”和“全球123快货物流圈”加快实现，主要都市圈具备1小时通勤条件人口占比达75%左右，绿色出行比例稳步提升。在绿色交通方面，《指导意见》提出推进都市圈交通基础设施绿色化更新改造，加快电动化和绿色燃料车船应用，措施包括建设零碳运输走廊示范路段（航段）和零碳枢纽场站、服务区，扩大都市圈中短途运输场景新能源重卡使用规模，推动LNG、甲醇动力技术在中大型船舶应用、推动零排放货运车队发展等。
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| 责任编辑：myadmin |
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京公网安备11011102000836号
