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1、伊核问题主导油价走势，国内原油进口依赖度超过70%

2018年全年的油价震荡起伏，每一波油价上涨背后都是美伊关系不确定性的预期，5月4日美国退出伊朗核协议，3月初国际原油价格就开始上涨，反映这个不确定性，5月下旬接近高点80美元/桶。11月5日美国对伊朗制裁正式生效，8月中旬原油价格就开始上涨，反映这个不确定性。10月初油价接近87美元。此次美国制裁力度低于预期，从而促使原油价格10月末回落到65美元/桶附近。

国内原油产量下降，消费上涨，对外依存度达70%

原油国内消费端，2018年全国石油表观消费量约为6.25亿吨，同比增长2.5%。虽然原油消费量持续增长首次突破6亿吨大关，但增幅也大幅收窄，增幅较上年降低了3.59个百分点，这其中主要是由于消费税和地方炼厂开工率降低导致。

原油国内供给端，受到国内油气资源日益减少和石油开采技术投资减少的因素影响，我国原油产量自2015年达到峰值2.15亿吨之后便持续下降，2018年全国原油产量1.89亿吨，降到了2009年的原油产量水平。2016年至2018年，原油产量降幅逐渐收窄，分别同比下降7.85、3.10和1.3个百分点。

原油国内消费端的需求持续增长，但是国内供给端的产量却持续降低，两者的不平衡导致原油净进口量持续较快增长和原油对外依存度攀升。2018年原油净进口量达到4.6亿吨，同比增长10.9%。2016年至2018年原油对外依存度分别是65.7%、68.6%、73.6%。2018年原油对外依存度较上年提高了5个百分点。

据中石油经研院预计，2019年我国石油表观需求约为6.68亿吨，同比增长6.91%，增速较2018年微降约0.07个百分点；国内炼油能力继续较快增长，预计2019年中国原油表观需求6.94亿吨，同比增长6.96%，增速较上年微降0.06个百分点。预计2019年中国原油加工量约为6.34亿吨，同比增长4.7%；石油净进口量4.79亿吨，同比增长9.8%；国内原油产量稍有所回升，中国原油对外依存度将约为75.6%。

2、国内炼能结构性过剩，一体化转型加快

2.1、国内炼能持续增长，炼厂运行持续向好

2018年，我国总炼能8.31亿吨/年，较2017年净增长2225万吨/年。2018年新增产能3390万吨/年，国内三大石油公司新增能力1240万吨/年，余下新增产能均来自于民营企业和地方炼厂，其中民营炼化巨头恒力石化新增2000万吨/年。2018年，我国总共淘汰落后产能1165万吨/年，淘汰的产能主要集中于山东地炼。

2018年，国内炼油企业运行持续向好，原油加工量、炼厂开工率、吨油利润连续三年增长：原油加工量突破了6亿吨大关，达到了6.06亿吨，同比增长6.7%；2018年炼厂开工率达到了72.9%，持续小幅增长；吨油利润达到383元/吨，同比增长46.3%，行业盈利情况得到改善。

2.2、结构性产能过剩严重，但多元化格局体现

虽然我国炼油能力持续上升，炼能不断提高，但整体上我国当前的炼油产能是属于过剩，主要表现在结构性产能的过剩，即具有一次加工能力过剩、炼能区域分布不均、炼厂平均规模较小等特点。

一次加工能力过剩，炼能区域分布不均

2018年我国原油一次加工能力8.3亿吨，但全年原油加工量仅6亿吨，产能过剩现象较为严重。现阶段，我国炼能主要集中在华北地区，拥有3.02亿吨产能，全国占比37%。此外，东北、华南、华东也是属于炼油集中地，三个地区炼能总占比为44%。2018年，东北地区炼能提高明显，炼能占比同比增长2.00%。

炼厂平均炼能规模较小，民营炼化提升格局多元化

2018年，我国炼厂平均炼能仅412万吨，远低于世界炼厂759万吨的平均规模，且国内只有19家炼化一体化企业，总产能约2.3万吨。炼油装置规模较小直接导致我国现阶段炼厂的单位能耗水平较低，且各炼厂技术水平参差不齐——标准油单位能耗低于8.5kg/吨的产能仅占总产能的21%，炼油总能耗过大，落后产能依旧严重，具有先进技术水平的产能相对较少，从而变相提高我国炼厂生产成本。

2018年全国地方炼厂的炼油能力2.1亿吨/年，占全国炼油总产能的25%，较之于2017年有着显著上升。主要是由于恒力石化在大连长兴岛建成我国首家2000万吨级别炼油企业，打破了我国之前国企主导、民营紧跟的炼油格局。

2.3、一体化进程推进加快，行业将进入大变革

炼化一体化，就是集上游炼化到下游产品生产、销售于一体，其核心是实现工厂流程和总体布局的整体化与最优化，其最大的优势就是能有效整合资源，提升企业的整体效益水平。现阶段我国七大石化产业基地（上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷、大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港）均在进行千万吨级一体化炼化建设布局，诸如中科大炼油、揭阳石化等主营企业以及恒力石化、浙江石化民营企业均在进行相关布局。这些新建的炼化项目能够有效的降低生产成本和原料成本，拓宽石化原料来源，提升生产灵活性，加大产品多样化。预计到2022年，我国炼能将达到10.3亿吨，到2025年将达到11.4亿吨（考虑山东地炼整合）。2025年，我国七大石化基地的炼油产能将占全国总产能的40%，将会大大提升我国平均炼能规模。每个石化基地单个炼厂的平均炼油规模在1500至2000万吨/年的级别。从省市布局来看，环渤海湾、长江三角洲、珠江三角洲三大炼化产业集群合计炼油能力5.88亿吨/年，占炼油总能力的71%。

此外，地方炼厂的整合升级也正在进行。2018年11月，山东省出台《关于加快启动高耗能行业高质量发展的实施方案》，提出至2025年，将500万吨以下的炼厂分批分期整合转移，山东地方炼厂的原油加工能力由目前的1.3亿吨/年压减至9000万吨/年。地方炼厂能力虽然压减，但整体实力水平将明显提高，在国内市场中的竞争力将明显提升。

在国内炼油产能过剩、竞争加剧的大格局下，未来我国炼化领域将朝着一体化、规模化、集群化的方向发展，而我国一体化程度低、受原料及成品油价格波动影响较大的小型燃料型炼厂将逐步被淘汰，行业整体集中度和竞争力将大幅提高。同时，随着恒力石化、浙江石化、盛虹石化等一系列民营大炼化项目的投产，未来我国炼油格局将从“主营主导，地炼紧跟”转化为中石化、中石油和民营炼化“三分天下”的新竞争格局。

3、国内成品油供需增速分化，净出口量增加

3.1、国内成品油供需宽松

国内汽柴油价格调整频繁

受国际油价变动影响，2018年全年我国成品油经历26轮调价周期：13次上调、12次下调，因调幅不足50元/吨而搁浅仅有1次。截至11月16日,汽油累计上调1060元/吨，柴油累计上调1025元/吨。随后国际油价大幅回落，国内零售价连续5次下调，截至12月31日，年内汽油累计下调485元/吨、柴油累计下调460元/吨。

成品油产量增速放缓，汽柴煤油增速分化

2018年全年我国成品油产量3.65亿吨，同比増加1.8%，増速较上年降低1个百分点。成品油从2015年至2018年四年增速持续放缓，保持低速增长。

从分油品产量来看，2018年汽油产量1.40亿吨，同比增加5.5%；柴油产量1.77亿吨，同比减少3.3%；煤油产量4750万吨，同比增加12.5%。

2018年成品油消费量约为3.20亿吨，较2017年下降1%，由增长转为下降。2018年成品油消费量基本与2015年消费水平相当。

从分油品消费量来看，2018年汽油表观消费量达到1.26亿吨，同比增长3%；柴油表观消费量达到1.56亿吨，同比降低6%；煤油表观消费量达到3716万吨，同比增长13.05%。汽柴煤油增速分化——汽柴油下降、煤油上升。

汽油消费连续四年处于中低速增长区间

随着汽车市场发展进入成熟期，加之燃油效率提升、替代能源的快速发展以及共享单车等出行方式的变革，汽油需求已由高速增长换挡为中低速增长。全年表观消费量为1.26亿吨，同比増长3%，表观增速较上年回升1个百分点。

汽油消费增速放缓主要有以下四个原因：第一，乘用车销量疲软增速下降导致汽油消费增长放缓。第二，可替代出行方式兴起，导致汽油车出行方式减少。主要包括：1、新能源汽车高速发展，2018年新能源汽车销量突破110万量，估计能减少汽油使用量达到200万吨；2、高铁里程将突破3万公里，公路运输替代程度加大；3、倡导城市公共交通出行，减少汽油消耗。

柴油需求进入长期下行通道

2018年全年柴油表观消费量为1.56亿吨，同比下降6%。消费柴汽比持续下降，2018年达到1.23，较上年降低了9.5%。2010年以来，消费柴汽比已经降低近1倍，柴油需求将进入长期下行通道。2018年，柴油汽车实现销量305万辆，同比下降了4.09%。直接导致了柴油消费疲软。

近年来，中国第二产业对经济的拉动作用逐渐减少，经济增长动能转换，是导致柴油消费疲软，增速逐年放缓的主要原因。表观消费量从2011年的1.67亿吨增长至2015年的1.73亿吨，增速则由13%的高位降低至2015年0.4%。2016年我国经济增速继续下行，柴油市场出现负增长，表观消费量1.65亿吨，较15年同期下降5%。由于2016年基数较低，加之工业和房地产行业短期回暖，2017年柴油消费出现非常态增长，全年消费量1.67亿吨，同比增长1.2%，增速较上年回升6个百分点，达三年来最高水平。目前，中国柴油消费已经处于平台期，增速回升与2016年基数较低有关，2017年这种回升态势料难持续。2018年全年回到了柴油消费量长期下行的主基调，同比下降6%，再次回到负增长。

从柴油使用效率上来看，经济转型和产业结构调整，资源节约型社会的构建，使每单位产值所耗柴油量减小；从柴油消费总量上来看，交通运输业、制造业和采矿挖掘业等传统行业消费水平不容乐观；从柴油替代品上来看，煤改气政策使LNG供给充足，LNG的价格优势未来对柴油的替代规模有望继续扩大。

3.2、成品油净出口量突破4000万吨大关

2018年，随着炼油能力的不断増长,成品油产量持续增加，成品油浄出口量再创新高。2018年全年净出口成品油约为4078万吨，同比増长12%。其中，汽、柴、煤油净出口量分别为1243、1781、1054万吨，同比分别增长18%、8%、12%。

虽然我国原油对外依存度已经达到70%，但是需要注意的是，成品油净出口量也在不断攀升突破了4000万大关，意味着仅针对国内市场的原油对外依存度其实并没有那么高。原油的大量进口在满足国内市场需求的同时，通过提高附加值，形成了对外出口贸易。成品油浄出口量显著增加，有效平衡了国内供需矛盾，同时扩大了在国际市场上的影响力。

3.3、成品油管网建设稳步发展

国内成品油管道布局进一步完善

2018年新建成品油管道总长度1699.9千米，各段项目路线为：抚顺一锦州、锦州一郑州、钦州一南宁一柳州、寻甸一昆明成品油管道以及甬台温管道。

由于历史原因，中石油与中石化的加油站分布具有较强的地域性。中石油的油田和加油站主要分布在北方各地区，而在东南沿海等经济发达地区却相对较少。成品油供给和需求的错配，使管网运输调节变得非常重要。有利于缓解了东北地区油品过剩的压力，同时为华北、华中、浙江沿海、东南沿海和西南五个区域提供了更加稳定的能源保障。国内成品油骨干管网逐步完善，对国内油品资源配送和物流成本的降低起到了重要的保障作用。

3.4、未来成品油市场竞争将愈发激烈

成品油表观需求将低速增长

据中石油经研院预计，2019年国内成品油需求増速略有回升，全年需求3.3亿吨，同比增长1.9%，增速较2018年小幅回升1.3个百分点。具体到油品来看，2019年汽油需求将维持低速增长，全年表观消费将达到1.32亿吨，同比增长3.6%，增速较2018年回落0.5个百分点，主要还是由于财政部发布《关于节约能源使用新能源车船车船税优惠政策的通知》，对目前中国市场上销售的节能车和新能源车在车船税上给予优惠政策。其中,对节能车减半征收车船税,对新能源车则将完全减免车船税。加之新能源汽车免税政策的后续效果有所显现，新能源汽车销量增速将有所提高，这些均将对汽油需求形成抑制。而柴油需求将持续下滑，全年预计消费1.58亿吨，同比下降1.1%，降幅较2018年收窄3.1个百分点，主要还是由于国务院办公厅发布《推进运输结构调整三年行动计划（2018-2020）》，调整区域运输结构，提升铁路、水运，并降低公路货运量，进而影响国内柴油消费量。由于未来我国人均收入水平继续增长，民众选择航空出行的数量增加，加之新机场建设项目相继开展，将拉动煤油需求保持快速增长。据中石油经研院预计，2019年全年煤油消费4030万吨，同比增长9.5%，增速将较2018年回落2.5个百分点。

产量增速进一步提高，净出口持续增加

随着恒力石化、浙江石化、中科大炼油的先后投产，预计2019年国内炼油能力将净增3200万吨/年，成品油产量及增速将再次提升。据中石油经研院预计，2019年成品油产量3.79亿吨，同比増长3.8%，增速较上年提高2.0个百分点。其中，汽柴煤油产量分别增长4.6%、2.2%和7.6%。2019年，成品油资源过剩程度加剧,出口配额将增加。据中石油经研院预计，2019年将有4860万吨过剩成品油需要争取出口以平衡国内供需，同比增长18.8%。其中,汽油净出口1460万吨，同比增长15.0%；柴油净出口2310万吨，同比增长32.8%；煤油净出口1090万吨，同比增长0.9%。

成品油价格战愈演愈烈

从价格上来看，地炼油价持续上涨，批零价差逐渐缩窄，刷新年内低点。地炼凭借其成品油税收优惠，一直存在着价格上的优势，汽柴油出厂价格比主营炼厂低数百元每吨。但是近月来价差出现缩窄趋势，其中汽油价差从2017年10月高位569元/吨已降至248元/吨，柴油价差从最高位801元/吨降至年内低点161元/吨刷新年内低点，柴油领域的竞争非常激烈，开工率也在5月出现大幅度的下滑。其原因是因为税收新规使得地炼企业的逃税空间被大幅压缩。今年3月，国家税务总局《关于成品油消费税征收管理有关问题的公告》的正式实施，加强了成品油税收的征管。

山东地炼由于装置复杂系数低，与主营炼厂存在差距，在高油价下高硫重质原油的价差劣势较为明显。

行业规范化降低地炼企业利润，地炼开工率降至低位。2018年5月20日至7月20日，山东地炼开工率自66.06%降至56.15%；7月20日，山东地炼开工率较2017年同期下跌5.17%，处于2018年以来最低点。虽然现阶段山东地炼开工率有所好转，但由于利润下行，开工率始终在70%以下。

2018年12月29日，国家发改委联合公安部、生态环境部、商务部、国资委、市场监管总局、国家能源局发布公告称，2019年1月1日起，全国全面供应符合第六阶段强制性国家标准VIA车用汽油(含E10乙醇汽油)、VI车用柴油(含B5生物柴油)，同时停止国内销售低于国VIA标准车用汽油(含E10乙醇汽油)、低于国VI标准车用柴油(含B5生物柴油)。油品质量升级将直接带来炼油成本的提升，从而削弱地方炼厂的成本优势。

随着国家规范税收提高炼油装置和产品门槛，同时油品升级、环保指标趋严，未来地炼企业在价格上的优势将逐渐消失，而主营在加油站渠道上的优势将趋于明显，地炼与主营炼厂的竞争将愈演愈烈。

4、天然气：供给需求双增长，配套基建趋于完善

4.1、天然气消费依然强劲

2018年天然气全年消费需求继续高速增长。其中，第一季度和第四季度因城市燃气需求大增，增量创下十年新高。同时，由于工业、发电和化工等非居民用气增加，以及上年底煤改气工程完工通气，二季度天然气消费量约为618亿立方米，同比增加115亿立方米，三季度天然气消费量为629亿立方米，增加94亿立方米。

2018年国家环保政策为促进天然气市场发展，提出了“清洁供暖”及“蓝天保卫战”等行动计划。计划推动了国内天然气需求持续快速增长，对民用、交通、工业、发电等领域的污染治理和防护，使得本年度天然气消费量显著增加。2018年天然气消费量2766亿立方米，同比增长超390亿立方米，增速达到16.6%。

发电、城市燃气和工业用气增加

2018年天然气消费结构中，城市燃气和工业燃料占比接近70%，发电和化工消费占比3成。具体分行业来看，城市燃气量约为900亿立方米，同比增加16.2%，主要由于天然气基础设施完善、城市用户增长和环保政策性调整等原因。工业燃料用气增长至911亿立方米，增幅20%，主要是由于国家加强配气价格监管，降低下游用户用气成本，且煤炭、燃料油价格处于高位，导致天然气经济性相对提升，从而拉动工业用气快速增长。发电用气大幅增加，全年615亿立方米，增幅23.4%。主要受环保因素、电厂用电负荷增加、社会用电量增速加快的影响。其中，江苏、浙江等地存量电厂用气负荷显著提升，广东下调天然气发电上网电价，上海、江苏等地实施两部制电价，推行天然气价格和上网电价联动机制，短期内将抑制燃气电厂发电积极性。化工用气量受资源和调控等影响，较上年小幅下降，年度用气量250亿立方米，降幅为5.1%。

中东部消费量增长较快，西部地区缓慢增长

2018年受重点地区煤改气、发电用气量增加的拉动，中东部地区消费量高速增长。环渤海地区消费量为590亿立方米，增速为22.9%远高于其他地区，主要来自民商、公服、采暖、工业等煤改气；长三角地区消费量为480亿立方米，同比增加20.0%，主要来自发电用气、民用和工业煤改气；中南地区消费量为290亿立方米，增速为19.3%；东南沿海、东北、西南和中西部天然气消费增速分别为16.7%、16.3%、12.1%和11.2%；西北地区增速缓慢为6.7%。

4.2、天然气供需偏紧，对外依存度快速攀升

供应量随进口量增加，天然气供需偏紧

2018年，国内天然气产量为1610.2亿立方米，较2017年同比增长9.2%。其中，煤制气产量23亿立方米，同比增长4.5%，，煤层气产量50亿立方米，同比增长6.7%，页岩气产量超110亿立方米，增幅22.2%。天然气供应量为2827亿立方米，同比增长16.4%，从供给结构看，进口天然气是天然气供应增长的主要来源，占天然气总供应量44.4%。供应量因进口量上升而快速增加，但市场需求增长超过预期，全年资源供应总体偏紧。

为满足国内快速增长的需求，国内勘探开发力度加大，同时大幅增加天然气进口量，但是年供需关系依然偏紧。为缓解冬季供气矛盾，国家加快供气保障体系建设，各地政府和供气企业积极建设储气调峰设施，加快管网互联互通，政府实施工业停工限产加强需求侧管理。

对外依存度上升，管道气进口增长明显

受需求拉动，2018年我国天然气进口量超过日本成为最大天然气进口国。全年天然气进口量达到1266亿立方米，同比增长31.9%，高于2017年的24.7%，对外依存度上升为45.3%，其中LNG进口量占比59%，较上年提高4个百分点，管道气占比41%。全年管道气进口量为520亿立方米，同比增长20.6%，增量主要来自哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦，两国进口气在我国管道进口气占到25%。LNG进口量高速增加，受市场需求增多以及新LNG接收站投运、新LNG合同进入窗口期等因素影响。2018年LNG进口量为5378万吨，同比增长41%，进口LNG主要来自澳大利亚、卡塔尔、印尼等国家。

未来供需将持续偏紧

由于天然气需求受环保因素影响较大，在国内环保政策始终偏紧及国内“煤改气”转型持续进行的情况下，未来我国天然气需求将持续高速增长，并呈现“淡季不淡、旺季更旺”的季节性特点。而在供气方面，随着我国勘探开发力度增大，国内天然气产量将稳定增长，页岩气产量快速增加，但由于我国天然气进口依存度较高，故我国天然气供需偏紧的格局仍难以得到改善，我们认为我国天然气进口依赖度将仍维持在40%以上。此外，我们认为随着配套基础设施的建设推进，未来我国储气调峰能力稳步提升，季节性供需矛盾将持续得到缓解。

4.3、天然气价格市场化提速，进口气价大幅上涨

2018年5月25日，国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，对居民用气门站价格进行改革，将居民用气门站价格水平按非居民用气基准门站价格水平（增值税税率10%）安排，实现两类用户用气价格机制和价格水平衔接。

理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制

通知决定，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。方案实施时门站价格暂不上浮，自2019年6月10日起允许上浮。目前居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。门站价格理顺后，门站环节不再区分居民和非居民用气价格。同时，鉴于天然气增值税税率由11%降低至10%，现行非居民基准门站价格也作了相应调整，统一执行新的价格水平。

推行季节性差价政策，鼓励市场化交易

通知强调，供需双方要充分利用弹性价格机制，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系——消费旺季适当上浮，淡季适当下浮。此外，方案还包含合理疏导终端销售价格，从紧安排调价幅度与对低收入群体等给予适当补贴，保障基本民生等内容。

调整居民用气门站价格与非居民用气价格衔接，建立由市场决定的价格机制，可以还原能源商品属性，有助于构建起有效竞争的市场结构和市场体系。将竞争环节留给市场，将促进天然气产业链在开采、进口、管道建设、接收站建设等环节的公平开放，发挥市场的决定作用，通过增加竞争来降本增效，推动国内天然气行业稳步发展。

天然气进口价格大幅上升

天然气进口均价大幅上涨。2018年，我国进口天然气价格大幅上涨：全年进口LNG到岸均价为2.35元/立方米，同比上涨26.5%，完税价为2.54元/立方米；进口管道气到岸均价为1.52元/立方米，同比上涨9.9%，完税价为1.69元/立方米。截止2018年12月底，上海石油天然气交易中心管道气单边交易量为240亿立方米，均价为2.06元/立方米；LNG交易量为228万吨，均价为4752元/吨；重庆石油天然气交易中心管道气单边交易量为63亿立方米，均价为2.12元/立方米；LNG交易量为3.8万吨，均价为3797元/吨。

4.4、配套基建加速推进

储气库储量稳步提升，调峰能力达130亿立方米

在建储气库23座。2018年，我国已建储气库达容扩容稳步推进，国内第一座民营储气库——港华燃气金坛储气库一期投产，中国石油顾辛庄储气库投运，中国石化文23储气库初步完工。截至2018年底，我国累计建成26座地下储气库，调峰能力达130亿立方米。

天然气管道总里程已达7.6万千米

2018年底，中国天然气长输管道在建项目和已完工项目使天然气管道总里程已达7.6万千米。其中，潜江—韶关、中俄东线天然气管道已部分完工，全年建成跨省干线管道1540千米；蒙西管道一期、鄂安沧输气管道一期、中缅管道支干线楚雄至攀枝花天然气管道投产。此外，南川水江—涪陵白涛国家重点天然气管道工程开工建设，计划2019年10月投运，建成后将有利于涪陵页岩气外输。区域管网建设持续推进，广东天然气管网粤东、粤西、粤北三地6个主干管网项目动工，计划2020年底建成。

LNG接收站迅速投产，民营企业开始涉足

LNG接收站迅速投产。截至2018年底，我国LNG接收站总接卸能力达6695万吨/年。我国在建LNG接收站7座，一期接收能力为1620万吨/年。另外，唐山、青岛、如东等LNG接收站开启扩建工程，投产后接收能力将显著提升。三大石油公司主导着国内LNG接收站的投资和建设，其中以中海油所占份额最大。中海油目前在全国拥有10座LNG接收站，居全国首位。2018年8月，中国首个民营大型LNG接收站——新奥舟山LNG接收及加注站（下称新奥舟山项目）一期工程正式建成，实现开始调试和试运营。

十大互联互通工程逐步落地

天然气基础设施互联互通工程顺利推进。2018年2月，国家发改委部署了十大互联互通重点工程。截至2018年底，中国海油蒙西管道一期与天津管网、中国石油大港油田滨海分输站与中国石化天津LNG接收站、中缅管道与北海LNG接收站等互联互通工程已经完工投运。川气东送管道与西气东输一线联络线工程即将投产，新奥舟山LNG接收站外输管道与浙江省管网预计2019年建成。

5、总结

总体来讲，2018年是我国油气体制改革的关键之年，我国油气行业改革开放力度进一步加大，市场化政策逐步推进落实。在此大格局下，未来我国油气行业将稳中有进，持续行业低成本、高质量发展。

在原油方面，我国将持续加大上游勘探力度，未来我国原油产量下降趋势将得到缓解；同时，随着我国经济的稳步运行，未来我国原油消费将稳步上涨，原油进口量及进口依赖度也将持续维持在高位。

在炼化方面，随着民营大炼化项目的逐步投产，未来我国炼化行业将迎来大变革：产能规模小、生产成本高的小型炼厂将逐步被淘汰，行业整体向一体化、规模化、多元化发展，产业集中度也将持续升高。未来我国炼油格局将从“主营主导，地炼紧跟”转化为中石化、中石油和民营炼化“三分天下”的新竞争格局。

在成品油方面，由于炼化产能的持续增加，我国成品油产能过剩情况将依然持续，成品油市场竞争将愈演愈烈。但是，随着未来炼化行业的大变革，以及国内成品油税收的规范化，地方炼厂在成品油的价格优势将逐渐减弱，主营炼厂在成品油上的渠道优势将越来越明显。

在天然气方面，在“煤改气”等环保政策的促进下，未来我国天然气消费将维持“淡季不淡、旺季更旺”的格局。同时，随着我国上游勘探力度的加大，未来我国天然气供应，尤其是页岩气的供应将随之升高，国内天然气将持续“供需两旺”。