公司动态与船舶交付 - 希腊船王Evangelos Marinakis领导的多元化船东Capital Clean Energy Carriers（CCEC）已接收全球首艘22000立方米低压液化二氧化碳运输船“Active”号，该船由HD现代尾浦建造 [1] - “Active”号是CCEC在HD现代尾浦投资建造的4艘22000立方米LCO2运输船的首制船，总造价约3亿美元 [3] - 该船设计用于运输LCO2，同时具备多货种运输能力，可承运液化石油气、氨及特定石化产品，船长159.9米，宽27.4米，高17.8米 [3] - “Active”号将立即投入运营，执行一份为期六个月的定期租船合同，为某能源贸易公司运输液化石油气，并附有延长租期六个月的选项 [3] 行业背景与市场定位 - 鉴于小型半冷藏气体运输船订单量相对有限，CCEC订购的4艘新船凭借适应市场动态变化的多功能性与可选性脱颖而出 [3] - 该型船的设计旨在支持新兴的碳捕集、利用与封存价值链，随着全球CCUS基础设施发展，LCO2需求预计将持续增长 [3] - 在供应稀缺、多货种灵活性与LCO2运输需求增长的三重驱动下，CCEC在结构性变革的细分领域占据显著先发优势 [4] 行业发展前景与数据 - 根据国际能源署CCUS项目数据库追踪的在建项目，到2030年全球二氧化碳捕集能力有望达到约4.3亿吨/年，同期储存能力可提升至约6.7亿吨/年 [4] - 当前全球二氧化碳捕集能力约为5000万吨/年 [4] - 随着捕集量规模扩大、储存点与工业枢纽日益互联，包括海运在内的物流解决方案将发挥更重要作用 [4]

巴西国家石油公司2026-2030年战略计划及FPSO部署 - 巴西国家石油公司发布了2026-2030年战略计划，旨在更新巴西市场上的浮式生产储卸油装置，作为离岸场景的主要动力能源 [1] FPSO P-78 (布齐奥斯油田) - FPSO P-78是布齐奥斯油田的第6个项目，位于世界最深水域的最大油田，预计在2025年12月开采“第一桶油”，对实现该油田日产量提升至160万桶的十年目标至关重要 [3] - 该装置由Seatrium交付，建造涉及韩国现代重工业建造新船体、巴西BrasFELS船厂建造战略模块，以及在新加坡进行最终集成 [3] - 该平台于2025年9月30日抵达布齐奥斯海上油田，目前处于海底互联的最后阶段 [3] - P-78设计在圣桑托斯盆地盐下地区运营，水深可达2,100米，生产能力为每日180,000桶石油及720万立方米气体 [4] - 项目由巴西国家石油公司领导的联合体管理，其中巴西国家石油公司占88.99%，中国海洋石油集团有限公司占7.34%，中国石油天然气股份有限公司占3.67% [4] FPSO P-79 (布齐奥斯油田) - FPSO P-79是布齐奥斯油田的第八个开发单元，是P-78的“姐妹”装置，同样基于巴西国家石油公司的基本参考设计开发，生产能力同为每日18万桶石油和720万立方米天然气 [6] - 与P-78不同，P-79由意大利Saipem和韩国DSME组成的联合企业建造，于2025年11月11日从韩国船厂启航，预计2026年初抵达巴西 [6][7] FPSO P-80, P-82, P-83 (布齐奥斯油田) - FPSO P-80, P-82和P-83是用于开发布齐奥斯油田的装置，计划于2027年投入运营 [8][10] - 这三座装置是全球石油天然气工业中最大的装置之一，每座技术规格相似，石油生产能力为每日225,000桶，气体处理能力为每日1200万立方米 [11] - 建设项目最初由Keppel Shipyard和Sembcorp Marine分别承接，后因合并归入Seatrium集团 [11] - 装置整合了“绿色平台”概念以减碳，主要技术包括碳捕集、利用与封存技术，封闭式火炬系统以及使用数字孪生进行远程监控和优化 [11][13] - P-80是布齐奥斯的第九个安装单位，P-82是第十个，P-83是第十一个 [13] FPSO Raia (BM-C-33区块) - Raia项目不仅包括一个FPSO，还包括一条长达200公里的连接到大陆的天然气管道，其气体出口能力为每日1600万立方米，直接面向国内市场 [11] - 项目由Equinor、Repsol Sinopec Brasil和巴西国家石油公司组成的财团运营，股权比例分别为35%、35%和30% [15] - 项目承诺每桶原油仅排放6公斤的CO2 [15] - 连接管道的建造合同价值20亿雷亚尔，本地化内容达到99% [11] FPSO P-84 (Atapu) 和 P-85 (Sépia) - FPSO P-84和P-85是巴西国家石油公司历史上最大的浮式生产装置，每日可处理225,000桶石油，并具备每日1000万立方米的天然气出口能力 [17] - 与Seatrium船厂签署的建造合同价值81.5亿美元，预计在2029年至2030年间开始出油 [19] - 建造采用全球模式：船体在中国CIMC Raffles制造，模块集成在巴西和新加坡进行 [19] - 设计整合了多种高效技术，旨在将温室气体排放量减少30%，包括封闭循环气体系统、碳捕集利用与封存技术以及残余热能回收 [21] - P-84 (Atapu)的合作伙伴及股权为：巴西国家石油公司65.7%，荷兰皇家壳牌16.7%，总统能源15%，葡萄牙国家石油公司1.7%，PPSA 0.9% [21] - P-85 (Sépia)的合作伙伴及股权为：巴西国家石油公司55.3%，TotalEnergies 16.9%，Petronas 12.7%，QatarEnergy 12.7%，Petrogal 2.4% [21] Orca油田FPSO (原Gato do Mato项目) - 原由壳牌主导的Gato do Mato项目在2022年招标取消后，于2025年3月公布最终投资决策，资产整合后命名为Orca油田，含有API 41º的轻质原油 [22] - 在新配置中，由壳牌和Ecopetrol组成的财团选择了日本MODEC来建造FPSO，预计2029年首次产油 [22] FPSO Revitalization 项目 (Barracuda, Caratinga, Albacora) - 巴拉库达和卡拉廷加油田的振兴项目经历了战略调整，从传统租赁模式转变为BOT模式，即巴西国家石油公司在建设完成时即拥有装置所有权 [26] - 项目调整还包括技术简化以降低成本，以及决定再利用退役平台P-37的罩体以促进本地工业 [27][28] - Albacora油田振兴项目旨在用新的FPSO替换旧设备，以回收盐下剩余石油并开发新储层，但项目已被推迟至2030年以后 [31] - 由于新FPSO合同延迟，巴西国家石油公司面临对现有平台进行昂贵寿命延长投资或提前拆除的抉择 [31] FPSO P-86 (Marlim Complex Revitalization) - 马林南和马林东的复苏项目旨在用新的P-86设施取代目前在该地区运行的多艘船只，以现代化生产和延长油田寿命 [35] - 该项目目前正处于重新定义和成本降低的焦点阶段 [35] SEAP I 和 SEAP II FPSO (Sergipe Águas Profundas) - 巴西国家石油公司于2025年11月正式批准了与SBM Offshore签订的SEAP I和SEAP II FPSO合同，结束了复杂的招标过程 [37] - 项目转向BOT模式，SBM Offshore的出价近41亿美元和43亿美元，其标准化Fast4Ward技术有望加速交付至2030年 [37][38] - SEAP FPSO的原油处理能力为每日240,000桶，天然气处理能力为每日1800万立方米，无需陆上压缩，将作为塞吉帕州再工业化的火车头 [38] 未来规划中的FPSO项目 - FPSO P-91 (Búzios 12) 将作为一个枢纽FPSO，处理并出口天然气，布齐奥斯油田未来几年将新增5艘大型装置，使总数达到12艘 [38] - 多个项目如Forno、Tupi、ICSPB等正在评估中，预计在2031年之后 [39]

全球煤炭需求趋势 - 2025年全球煤炭需求预计达到88.45亿吨，创历史新高，与2024年基本持平（增长0.5%）[1][27] - 2025年至2030年，全球煤炭需求预计将缓慢下降3%，2030年消费量将低于2023年水平[1][28] - 电力领域用煤量预计在2030年回落至2021年以下水平[1][28] - 中国是全球最大煤炭消费国，2025年需求预计与2024年持平，占全球总量的56%[1][27] - 印度作为传统需求增长引擎，2025年因季风季水电出力增加，煤炭发电量出现近五十年第三次同比下降[1][26] - 美国2025年煤炭消费预计同比增长8%，主要受天然气价格上涨和政策支持影响[1][26] - 欧盟2025年煤炭需求降幅收窄至2%，主要因可再生能源出力波动[1][26] - 至2030年，印度煤炭需求预计以年均3%的速度增长，累计增加超过2亿吨[32] - 东南亚地区煤炭需求预计至2030年以年均超过4%的速度增长，成为增长最快地区[32] - 全球电力行业煤炭需求预计在2030年稳定在约57亿吨，其在电力结构中的份额将从2024年的35%降至2030年的27%[67] 全球煤炭供应与生产 - 2025年全球煤炭产量预计维持在2024年91.11亿吨的高位，随后逐步降至2030年的86.41亿吨[2][39] - 中国2025年煤炭产量预计增长1%至47.3亿吨[2][39] - 印度2025年煤炭产量预计稳定在10.89亿吨[2] - 印尼因出口需求疲软，2025年煤炭产量预计出现自新冠疫情以来的首次下降[40] - 美国受国内需求和政策激励，2025年煤炭产量预计增加[2][40] - 主要出口国印尼、澳大利亚、哥伦比亚均面临出口收缩压力[2] - 中国煤炭产量在2025年上半年同比增长6%，但自7月起因库存充足、价格低和安全检查而下降[39] 全球煤炭贸易格局 - 2025年全球煤炭贸易量预计下降5%至14.68亿吨[2][43] - 中国和印度因国内供应充足，2025年进口量减少，带动全球动力煤贸易下滑[2][43] - 冶金煤贸易因印度钢铁行业需求支撑相对稳健[2] - 印尼作为最大出口国，2025年对华出口减少导致其出口量下降近5000万吨[45] - 哥伦比亚2025年煤炭出口预计下降约20%[45] - 至2030年，全球煤炭进口预计将大幅下降，发达经济体进口持续收缩[43] - 中国煤炭进口预计至2030年年均下降约2.5%，且降幅集中在动力煤[44] - 印度因计划扩大钢铁生产且国内冶金煤供应有限，预计将增加冶金煤进口[44] 煤炭价格与成本 - 2025年煤炭价格回落至接近疫情前水平，且波动性低于石油和天然气[2] - 2025年欧洲动力煤价格同比下降约10%，亚洲动力煤价格同比下降约20%[2][47] - 冶金煤价格也呈下行趋势[2] - 动力煤价格正接近供应成本，行业盈利能力面临压力[2][49] - 在中国，煤价在2025年上半年下跌，随后因产量收缩和需求上升而开始上涨[48] - 在欧洲，2025年上半年因水电和风电出力不足导致需求增加，价格出现小幅上涨[49] 煤炭行业结构变化与投资 - 自2024年以来，煤炭行业的并购活动几乎陷入停滞[50] - 2021-2023年行业高利润期曾引发活跃的并购，但当前低价环境导致公司盈利能力下降，新交易稀少[50] - 煤炭的应用场景正向灵活性调节和工业原料等领域转移[3] - 煤炭气化、化工等非电力用途成为部分区域的需求支撑点[3] - 碳捕获、利用与封存（CCUS）等减排技术的部署正在推进，但当前应用规模有限[3] 区域市场动态 - 中国是全球煤炭市场趋势的关键驱动者，其消费量比世界其他地区总和多30%，产量和进口量也居全球第一[34] - 中国煤炭需求预计在未来五年缓慢下降（年均降幅低于1%），但电力需求增长、可再生能源消纳放缓或煤气化项目加速可能使降幅转为小幅增长[35] - 美国出现强有力的政策支持煤炭的新势头，包括环境豁免允许部分煤电厂继续运营、降低联邦土地采矿特许权使用费率以及支持煤电厂改造[36][37] - 美国煤炭需求预计至2030年平均每年下降6%，但若电力需求高于预期或煤电厂退役停滞，下降速度可能更慢[38] - 在欧盟，燃煤发电持续结构性下降，但2025年因上半年水电和风电出力不足，降速放缓[53][65] - 东盟国家（以印尼和越南为首）因新发电产能和金属加工活动，煤炭需求持续扩张[54][65]

全球石油市场格局 - 全球石油市场已进入深度转型阶段，需求结构从传统道路交通燃料向航空燃料及化工原料转移 [2] - 在布伦特原油期货结算价格低于65美元/桶的当前水平下，2030年前全球石油市场仍将维持供过于求态势 [2] - 炼化产能的持续整合有望进一步提振行业利润 [2] 能源转型与可持续发展 - 全球能源行业正处在历史性的十字路口，石油和天然气依然是世界经济的基石，但行业共同肩负着减少排放、提升效率的使命 [1] - 沙特阿美采取系列措施降低运营碳强度，其上游勘探开发领域碳强度比行业平均水平低50%至70% [2][3] - 沙特阿美在朱拜勒投资建设全球最大的碳捕集、利用与封存枢纽之一，计划年捕集能力可达900万吨二氧化碳 [3] 中国石化产业转型 - 中国石化产业未来发展趋势是绿色化、高端化、智能化、安全化 [4] - 全球能化行业格局改变，需求向中国和印度转移，中国往精细化工转型的步伐会加快 [4] - 基础化工品领域存在显著的低端产能过剩，高端材料技术研发长期受制于海外企业，但锂电池隔膜、光伏EVA胶膜等新材料需求爆发，高端材料技术突破正持续缩小与国际巨头的差距 [4] 船用燃料绿色升级 - 航运业脱碳催生多路径船用燃料解决方案，其中天然气与生物燃料凭借更优能价比凸显竞争优势 [2] - 国际海事组织净零排放框架一旦通过将催生大量船用甲醇需求，业内普遍认为该框架将带来明确方向和充足信心以加速能源转型 [6] - 全球绿色甲醇供应接近一半在中国，阿格斯跟踪全球210个绿色甲醇项目共3400万吨有效产能，约52%项目进入可研/预可研阶段，中国有望在2028年实现400万-500万吨/年的绿色甲醇产能 [7] 绿色甲醇市场展望 - 截至2025年9月，中国主港绿色甲醇加注量飙升至8300多吨，按照当前订单情况，全年有望超过1.5万吨 [7] - 随着2026-2027年甲醇船的集中交付，船燃对于甲醇的消费将逐步增加，预计至2030年全球绿色甲醇船燃需求量可达600万至700万吨 [7]

项目里程碑与规模 - 中国首个海上二氧化碳封存示范项目恩平15-1油田碳封存项目累计封存量突破1亿立方米 [6] - 减少的碳排放量相当于植树220万棵 [6] - 项目年二氧化碳封存量超4000万立方米 [8] - 未来10年将规模化回注二氧化碳超100万吨，并驱动原油增产达20万吨 [9] 技术流程与创新 - 项目采用“捕集—提纯—加压—注入”全链条技术，将二氧化碳转化为超临界状态注入地下油藏 [11] - 开创“以碳驱油、以油固碳”的海洋能源循环利用新模式，通过二氧化碳驱动原油增产并实现永久封存 [8] - 自主研发测控一体化系统，实时监测注气量和气密性，应用海上首个智能液控分层注气工艺实现精准注气 [12] - 在油管外壁敷设数千米光纤，实时传送井下温度变化和流量波动等信息至中控室 [12] 工程装备与国产化 - 构建国内海上首套二氧化碳捕集、利用与封存成套工程装备体系，设备国产化率达100% [12] - 恩平15-1平台是亚洲最大的海上原油钻采平台，集成了钻井、远程操控、发电组网等众多功能模块 [12] - 平台增设自主研发的二氧化碳压缩机、气体处理及冷却系统等装备，保障回注气体质量 [11] 产业布局与集群发展 - 中国海油在广东惠州启动中国首个千万吨级碳捕集与封存集群项目，捕集大亚湾区企业排放的二氧化碳至海域封存 [15] - 计划以渤中19-6气田为中心打造北方二氧化碳驱油中心，依托南海万亿方大气区建设南方二氧化碳驱气中心 [15] - 渤海渤中26-6油田示范工程于今年2月投产，全生命周期预计埋存二氧化碳150万吨 [13] - 珠江口白云气田群二氧化碳回收项目于2024年8月投产，年生产食品级液态二氧化碳20万吨 [13] 资源潜力与战略意义 - 中国海域二氧化碳封存潜力达2.58万亿吨，为规模化应用提供广阔空间 [14] - 海域地壳稳定性好、沉积盆地分布广，具备巨大地质封存潜力 [14] - 技术发展将为我国实现“双碳”目标提供支撑，推动能源行业绿色低碳转型升级 [15]

获奖成果与核心意义 - 2025年诺贝尔化学奖授予北川进、理查德·罗布森和奥马尔·M·亚吉三位科学家，以表彰其在金属有机框架开发领域的贡献[1] - 三位获奖人对金属有机框架的研究开创了网格化学这一新的领域[1] - 金属有机框架由无机金属中心与桥连的有机配体通过自组装相互连接，像搭积木一样可做出成千上万种材料，其孔径、表面积和化学环境可控[1] 材料特性与优势 - 金属有机框架具有极强的可修饰性，可调控材料的孔径大小和化学性质及表面特性，实现按需定制[2] - 材料的高比表面积意味着拥有更多的吸附位点，可实现较高的二氧化碳吸附容量[2] - 在膜分离应用中，使用MOFs膜分离的能耗有时候可以比常规方法降低90%以上[2] 应用领域与前景 - 金属有机框架材料可用于气体分离与储存，例如储存氢气或甲烷，为氢能汽车储氢提供解决方案[1] - 该材料可用于碳捕集、利用与封存，以减少温室气体排放带来的气候变化问题[2] - 在干旱地区，多孔材料可吸水并在日间释放形成纯净饮用水，在医药领域可作为药物载体精准送达病变部位[2] - 该材料在化工、能源、环境以及生物医药等领域有着广阔应用前景[2]

项目概况 - 全球规模最大的煤电碳捕集示范工程华能陇东能源基地百万吨级二氧化碳捕集利用与封存研究及示范项目完成72小时试运行并正式投入运营 [1] - 项目依托正宁电厂规划建设全球规模最大的150万吨/年碳捕集工程 [1] - 项目技术和装备实现全国产化 [1] 技术成果与性能 - 研发形成国内首台八级超临界二氧化碳压缩机 [3] - 研发形成国内规模最大的深部咸水层多层封存体系 [3] - 在碳捕集、压缩、封存等关键环节突破多项技术瓶颈 [3] - 设计年捕集二氧化碳量高达150万吨 [3] - 碳捕集率超过90% [3] - 产出二氧化碳纯度达到99%以上 [3] 环保效益 - 碳减排能力相当于种植约1.3亿棵树木所形成的碳汇 [3] - 碳减排能力相当于每年减少近60万辆燃油汽车的碳排放量 [3] 数字化与智能化应用 - 建设前期投入自主研发的项目管理数字化平台 [3] - 数字化平台实现对项目进度、质量、安全的精益化、智能化管控 [3] - 对碳捕集项目烟道支架和吸收塔主体钢结构建立BIM和Tekla模型 [3] - 以数字化手段精确表达空间各控制点坐标 [3] 标准制定与技术总结 - 项目团队主编《火力发电厂烟气二氧化碳捕捉工程施工技术规范（化学吸收法）》行业标准 [4] - 形成湿陷性黄土地基处理等10余项关键技术总结和工法 [4] - 填补国内百万吨级CCUS工程施工技术标准的空白 [4]

项目成就与规模 - 我国首个海上二氧化碳封存示范项目累计碳封存量突破1亿立方米[2] - 项目年二氧化碳封存量超4000万立方米[4] - 未来10年计划回注二氧化碳超5.5亿立方米并驱动原油增产达20万吨[8] 技术突破与创新 - 实现海上二氧化碳捕集、封存与利用全链条技术升级[6] - 自主研发二氧化碳压缩机及气体处理系统 实现回注气体质量精准控制[12] - 从CCS技术升级至CCUS 形成"以碳驱油、以油固碳"的海洋能源循环利用模式[6][18] 产业应用与拓展 - 二氧化碳驱油技术使原油增产达20万吨并显著提升油田采收率[6][17] - 在广东惠州启动我国首个千万吨级碳捕集与封存集群项目[14] - 计划以渤中19-6气田和南海大气区为中心建设南北二氧化碳驱油驱气中心[14] 行业影响与意义 - 标志我国海上碳封存技术装备和工程能力成熟[2] - 为海上油气田开发及沿海高排放企业开辟降碳环保新路径[18] - 形成完整规范的标准操作流程 为规模化应用提供实践支撑[10]

会议概况 - 2025第四届中国国际气体分离产业大会将于5月11-12日在江苏扬州举办，聚焦气体分离材料、工艺及CCUS技术[1][8] - 包含主论坛、5大应用专题（膜分离/吸附分离/化学吸收/CCUS/特种分离）及青年科学家论坛，覆盖从基础研究到产业化全链条[2][3][4][5][6] - 配套江苏油田CO₂驱油、华电句容电厂万吨级CCUS示范工程实地参观，限额50人[9][55] 技术突破 - **新型材料**：MOF/COF吨级量产工艺突破（广东碳语新材料）、聚酰亚胺气体分离膜（廖家友团队）、碳分子筛烯烃烷烃分离技术（李忠团队）[1][42][46][56] - **工艺创新**： - 低能耗CO₂捕集技术（北京美斯顿相变法/水合物法）[56] - 电驱动碳捕获（荆延）、变压吸附天然气提氦（罗双江）[44][68] - 酸性天然气膜分离（郭盛团队Science成果）[65] 产业化进展 - **示范项目**：国家能源集团泰州电厂50万吨/年CCUS全流程示范、胜利电厂200万吨/年CO₂驱油封存工程（陆诗建团队设计）[36][49] - **企业动态**： - 精微高博推出国产化吸附分析仪器[56] - 金宏气体实现电子特气国产替代（超纯氨/硅烷混合气）[58][59] - 四川天人能源完成荒煤气资源化技术转化[60] 学术前沿 - **基础研究**： - 多孔材料创制（李晋平）、氟气吸附纯化（鲍宗必）[3][33] - 二维材料掺杂混合基质膜（肖武）、缺陷工程MOF膜（刘国振）[5][67] - **青年力量**：东南大学刘中云（碳分子筛膜）、新加坡国立贾舒悦（超薄MOF中空纤维膜）[66][6] 行业生态 - **参与方**： - 科研机构：中科院山西煤化所/过程所、浙江大学、清华大学等12家高校院所[12] - 企业：国家能源集团、中石油、中石化、华电等30余家能源龙头[12][47][52] - **商业合作**：设置展位对接需求，提供技术孵化、工艺包转让等服务[16][18]

行业趋势与政策 - MOF、COF等新型分离材料实现量产突破，推动气体分离技术发展 [1] - 《巴黎协定》6.4条款即将启动全球碳市场，为碳捕集与封存(CCUS)技术创造新机遇 [1] - 2025中国国际气体分离产业大会将聚焦产业发展趋势、产业化难题及青年科学家创新成果 [1] 技术研发与创新 - 青年科学家论坛展示12项前沿研究，涵盖碳分子筛膜、MOF基混合基质膜、聚酰亚胺衍生物等新型分离材料 [2] - 主论坛报告涉及CCUS技术趋势、多孔材料创制、含氟特气吸附分离等关键领域 [3] - 化学吸收专题探讨低能耗CO2捕集技术，膜分离专题聚焦中空纤维膜在天然气提氦等工业应用 [4][5] 产业化进展 - 广东碳语新材料实现MOFs吨级以上量产，创新工艺在常温常压条件下合成 [53] - 国家能源集团建成亚洲最大规模(50万吨/年)CCUS全流程示范项目 [43] - 中石化碳科公司作为全国首个碳全产业链科技公司，提供二氧化碳捕集利用综合解决方案 [46] 企业动态 - 精微高博作为中国氮吸附仪开拓者，开发多款高端分析仪器 [52] - 北京美斯顿开发MCO2C相变法和水合物法两种低能耗CO2捕集技术 [52] - 金宏气体拥有电子气体研发国家企业技术中心，电子特气产品线覆盖超纯氨、高纯氢等 [54][55] 学术与产业融合 - 大会汇聚37家支持单位，包括清华大学、浙江大学等顶尖院校及国家能源集团等龙头企业 [7] - 圆桌讨论聚焦气体分离产业化瓶颈，涉及贫氦天然气提氦等国家战略需求 [68][70] - 往届会议反馈显示产业界与学术界对接效果显著，推动技术创新与成果转化 [65]