AI行业竞争格局与投资趋势 - 美国在AI领域占据主导地位，其数据中心容量占全球45%，2024年私人AI投资达1091亿美元，并发布了40个模型，占大语言模型开发量的73% [2][4] - 中国是AI领域的关键参与者，数据中心容量占全球25%，设立了475亿美元的半导体基金，2024年私人投资为93亿美元，发布了15个模型 [2][4] - 欧洲在AI发展中相对落后，2024年仅发布3个模型，私人投资为45亿美元，但正通过立法和投资计划追赶，如通过《人工智能法案》并计划撬动约2000亿欧元投资 [4][5] - 中东和东南亚地区积极参与AI竞争，沙特和阿联酋启动千亿美元级项目，东盟地区凭借成本优势（数据中心成本较全球均值低约20%）吸引投资 [6] AI发展对能源需求的冲击 - AI驱动数据中心用电量急剧增长，其年用电量增速约12%，几乎是全球平均用电增速的四倍，2024年全球数据中心用电量达415太瓦时，占全球总用电量1.5% [8][10] - 美国是最大的数据中心电力消费国，2024年用电量180太瓦时，占全国总用电量4%以上，预计到2030年将新增240太瓦时用电需求 [9][10] - 到2030年，全球数据中心用电量预计将翻倍多，达到945太瓦时，略高于日本2024年全年用电量，其增量在美国和日本将占全国用电增量的约50% [10] - AI查询耗电量约为普通搜索的十倍，导致AI企业2020至2023年间碳排放总量增长约1.5倍 [10] 能源供应战略与转型 - 满足AI电力需求需建立可靠能源组合，预计2030年全球数据中心供电量将超1000太瓦时，2035年达约1300太瓦时，其中约一半来自可再生能源，另一半由天然气和煤电补充 [11] - 天然气在美国是保障电力稳定供应的关键支柱，占当前供电结构的40%，而核能复兴趋势明显，微软等科技公司签署核电供电协议 [12][15] - 各国能源政策分化，美国倾向利用国内化石燃料维持低电价，中国则加速部署清洁能源，其发电量目前约58%依赖煤炭，但太阳能、风能和核电扩展迅速 [15][16] - 电网等配套基础设施至关重要，欧洲电网瓶颈制约发展，中国启动"东数西算"工程，通过超高压输电将西部清洁电力送至东部负荷中心 [17][18] 油气行业的转型与AI应用 - 国有石油公司重要性上升，贡献全球逾50%产量，掌握近60%可采储量，其投资占全球上游化石能源项目资本投资的45% [19][21] - 油气公司正向"AI能源解决方案提供者"转型，雪佛龙和埃克森美孚已进入数据中心发电业务，AI在油气全价值链的应用市场价值预计从2024年30亿美元增至2029年52亿美元 [23][25] - AI在上游领域应用显著，如埃克森美孚借助AI工具将井位规划时间从9个月缩短至7个月，数据准备工作量削减约40%，数字技术广泛应用可带来10%-20%的生产成本下降 [27] - AI助力甲烷减排，现有技术可减少约70%的甲烷排放，雪佛龙通过部署AI工具将上游运营的甲烷排放降低60% [29][30] - AI应用于碳捕集与封存（CCUS）环节，可优化选址与模拟，提升捕集率（从约90%向98%以上推进）并降低成本 [31][32] AI应用面临的挑战 - 数据质量与治理是基础挑战，数据缺陷会引入偏差，需统一标准、清理历史数据并打通数据孤岛 [33] - 行业敏感性与竞争性制约协作式AI发展，油气数据高度敏感，限制了跨组织共享与开源 [33] - 遗留资产与新技术存在代际兼容问题，老旧设备协议与新工具接入时面临接口和带宽不匹配 [33] - 数字化扩张增加安全风险，需强化全链路安全审计与应急响应机制 [34] - AI落地需管理文化转变与人才建设，要求系统性重构流程并培养"桥梁型"人才 [34] - 地缘竞争与技术管制加剧价值链碎片化，可能导致先进芯片与关键软件获取受限，拉长周期并抬升成本 [34]

项目规模与技术突破 - 全球最大煤电碳捕集示范工程完成72小时试运行并正式投运 年捕集二氧化碳达150万吨 [1] - 项目实现技术和装备100%国产化 攻克低能耗吸收溶剂、超大型分离塔器等关键技术难题 [1] - 创造多项全球首次与国内首创 成功打通技术攻关与成果转化最后一公里 [1] 技术性能与环保效益 - 对电厂1号机组脱硫后烟气开展碳捕集 捕集率超过90% 二氧化碳纯度超过99% [1] - 年捕集量达150万吨 推动煤电实现大规模工业化深度减排 [1] - 捕集后的二氧化碳将用于地质封存、油田增采、绿色燃料合成及矿化建材等领域 [1] 运营模式与行业影响 - 具备辅助调峰能力 可动态调整碳捕集系统负荷 [1] - 使煤电机组在实现碳捕集同时保持灵活调节能力 保障电力安全稳定供应 [1] - 为煤电低碳转型与能源安全保障协同发展提供可行路径 [1]

项目进展 - 截至8月5日9时 巴彦油田CCUS项目累计注入二氧化碳总量突破7万吨 标志着内蒙古建成大型二氧化碳利用埋存基地 [1] - 项目针对地下不同油层类型建设3个CCUS先导试验区 涉及40多口油井 每日二氧化碳注入量达500多吨 [1] - 油田从2020年开始探索二氧化碳驱动开采方式 逐步构建捕集、管输、埋存和驱油采油一体化全产业链技术体系 [1] 油田开发 - 巴彦油田现有300多口生产油井 原油埋藏深 原采用人工水驱方式开采 最终采收率约20% [1] - 河套地区通过注气、注水技术实现深、中、浅层油气资源高效联动开发 同步推进地质勘探至地面工程全流程 [2] - 油田于2018年钻探首口高产工业油流井 现已成为内蒙古西部首个年产百万吨级油田 [1] 技术应用 - CCUS技术通过捕集二氧化碳排放物进行埋存或利用 是应对全球变暖与气候变化的重要技术手段 [1] - 项目通过二氧化碳驱动开采替代传统水驱方式 同时实现节水减碳与提高油气开发能力双重目标 [1] - 油田依托国家级CCUS创新团队攻关高效开发关键技术 推动数智低碳油田建设 [1][2]

项目概况 - 我国首个海上二氧化碳封存示范工程项目在南海东部海域正式投用，填补了我国海上二氧化碳封存技术空白 [1] - 项目位于深圳西南约200公里的恩平15-1平台，通过回注井将二氧化碳封存至海底800多米咸水层，初期回注速度每小时约9吨 [2] - 封存地层采用"穹顶"式地质构造，具有自然封闭性，预计每年封存30万吨二氧化碳，累计超150万吨，相当于植树近1400万棵 [2] 技术突破 - 公司创新应用7项国内首创技术，自主研发首套海上二氧化碳封存装置和首口海上二氧化碳回注井 [6] - 攻克海上操作空间受限、海洋高湿高盐环境、高难度浅层大位移水平井等难题 [3] - 构建安全可控的二氧化碳捕集、封存技术和装备体系，实现全流程技术自主化 [3][6] 行业意义 - 恩平15-1油田伴生气二氧化碳含量高达95%，项目避免常规开发模式下的二氧化碳排放和设施腐蚀问题 [2] - 我国海域二氧化碳地质封存潜力达2.58万亿吨，项目为"岸碳入海"提供技术支撑和现实条件 [6] - 奠定油气资源绿色开发基础，为粤港澳大湾区及全国提供快速降碳方案 [6] 公司战略 - 中国海油已在广东惠州启动首个千万吨级碳捕集、利用与封存集群项目，计划通过管道/船舶运输实现海上封存 [6] - "十四五"期间公司碳排放强度目标下降10%-18%，新能源投资占比达5%-10% [9] - 计划2050年新能源等非化石能源产量占比超过传统油气，建成清洁低碳综合能源供应商 [9] 项目影响 - 作为亚洲最大海上原油生产平台，恩平15-1油田群高峰日产原油超7000吨 [2] - 项目促进公司增储上产与绿色低碳发展协同，探索沿海高排放企业降碳新路径 [7] - 公司将联合材料、设备制造、海洋工程等多行业开展全链条技术攻关与工程示范 [6]

项目概况 - 中国首个海上CCUS项目在珠江口盆地的恩平15-1平台正式投用 [1] - 项目将油田开发伴生的二氧化碳捕集、提纯、加压至超临界状态，通过CCUS井注入地下油藏 [1] - 初期二氧化碳回注速度为8吨/小时，未来10年规模化回注二氧化碳超100万吨 [1] - 项目驱动原油增产达20万吨，高峰单井增油量达1.5万吨/年 [1] 技术能力 - 项目实现中国海上二氧化碳捕集、利用、封存装备技术的全链条升级 [1] - 随着装备升级，二氧化碳回注量将提升至17吨/小时 [1] - 公司已形成10余项国内首创技术，是国内海上CCS和CCUS示范工程建设的主力 [2] 项目背景 - 恩平15-1平台是亚洲最大的海上原油生产平台，距离深圳西南约200公里，作业水深约90米 [1] - 油田群高峰日产原油超7500吨 [1] - 恩平15-1油田为高含二氧化碳油田，常规开发模式会增加二氧化碳排放量 [1] 行业趋势 - CCUS是化石能源低碳高效开发的新兴技术手段，已成为全球能源行业布局的重要领域 [2] - 全球共有65个CCUS商业化项目，大都集中在陆上，海上项目较少 [2] - 中国海域具备二氧化碳封存的良好地质条件，预测封存量达2.58万亿吨 [2] 公司进展 - 公司于2023年底启动恩平15-1油田CCUS项目，2024年3月中国首口海上CCUS井正式开钻 [2] - 2023年6月投用的恩平15-1油田CCS示范工程已累计回注二氧化碳近20万吨 [2]