面向碳达峰碳中和目标的中国油气发展战略思考

2022-09-07潘继平焦中良

国际石油经济 2022年8期

潘继平，焦中良

( 1.中国海油集团能源经济研究院；2.国家石油天然气管网集团有限公司）

随着全球应对气候变化进程加快，叠加新冠肺炎疫情影响，世界百年未有之大变局加速演进，大国博弈更加激烈，国际地缘政治局势云谲波诡，国际能源市场剧烈震荡。中国在保障国家能源安全的同时，确立了碳达峰和碳中和（简称“双碳”）目标，积极推进绿色转型发展，油气行业面临前所未有的新挑战和新要求，未来发展前景和路径不确定性加大。站在新的历史起点，面向“双碳”和能源安全双重目标，未来中国油气发展战略应该如何制定，本文对此进行思考和探索。

1 中国油气行业现状与进展

近年来，中国加快推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，确立了“双碳”目标，不断深化油气体制改革，加大勘探开发力度，推进油气基础设施建设，油气行业发展取得了积极进展，实现了“十四五”良好开局。

1.1 勘探开发

“十三五”以来，全国油气勘探取得显著成绩，实现了探明储量高位增长。2016-2020年，中国先后发现了9个亿吨级油田，集中分布在鄂尔多斯、准噶尔、塔里木等盆地及近海海域；发现了10个千亿立方米级气田，其中5个常规气田、5个页岩气田，集中于四川、鄂尔多斯、塔里木等盆地及近海海域等[1-4]。截至2020年底，全国累计探明石油地质储量达422亿吨[5]，比“十二五”末新增探明石油地质储量50.3亿吨，年均新增储量10.06亿吨，圆满完成了“十三五”规划目标（年均新增9.66亿吨）[6]；累计探明常规天然气（含致密气）地质储量16.88万亿立方米，累计探明页岩气地质储量2.00万亿立方米，累计探明煤层气地质储量7259亿立方米[5]，分别比“十二五”末新增储量3.88万亿立方米、1.46万亿立方米、0.38万亿立方米，其中常规气和页岩气分别超过“十三五”规划目标的29.3%和46%，常规气年均新增储量7818亿立方米，与“十二五”相当（见表1）。

表1 2001-2021年全国年均新增探明油气地质储量统计

2021年是“十四五”开局之年，油气勘探开发继续呈现良好发展态势，新增探明石油地质储量16.37亿吨，新增天然气（含非常规）探明地质储量16284亿立方米，均创历史新高。其中，新增常规天然气（含致密气）、页岩气、煤层气探明地质储量分别为8051亿立方米、7454亿立方米、779亿立方米[7]。截至2021年底，全国累计探明石油地质储量438.4亿吨，累计探明常规天然气（含致密气）地质储量约17.7万亿立方米，累计探明页岩气地质储量约2.7万亿立方米，累计探明煤层气地质储量约0.8万亿立方米。

“十三五”期间，受低油价影响，石油产能建设总体滞后，但天然气产能建设较快，导致石油产量下降，天然气产量较快增长；同时深水、深层及非常规油气资源开发取得了显著进展和新突破，成功开发了陵水17-2深水气田（“深海一号”）[8]，页岩气显著增产，陆相页岩油取得突破，建立了新疆吉木萨尔、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区。2020年，全国石油产量为1.95亿吨，比“十二五”末（2015年）下降约9.3%，减产约2000万吨，与规划目标相差500万吨；天然气（含非常规）产量为1878亿立方米（不含煤制气），其中页岩气产量为200.6亿立方米，煤层气产量为67亿立方米[9]。“十三五”期间，全国天然气产量增加545亿立方米，年均增产109亿立方米，年均增速7.2%，均超过“十二五”年均增产幅度（80亿立方米）和年均增速（7.0%）。

2021年，全国石油产量为1.99亿吨，比上年增加400万吨，连续第3年增产（见图1）；天然气产量为2034亿立方米（不含煤制气），比上年增长7.8%，连续3年增产超过150亿立方米，连续5年增产超过100亿立方米（见图2）。2021年，常规天然气产量为1740亿立方米，比上年增长8.0%；页岩气产量为231亿立方米，比上年增长15.5%；煤层气产量为63亿立方米[7]。

图1 2001-2021年全国石油产量与增量统计

图2 2001-2021年全国天然气产量与增量统计

1.2 基础设施

截至2020年底，全国油气管线累计里程达17.5万千米[10]，比“十二五”末增加6.3万千米，增长56.3%。其中天然气管线（压力大于4.0兆帕）为11.2万千米，比“十二五”末新增4.6万千米（见表2），构建了以西气东输系统、陕京系统、川气东输系统、中俄东线等为代表的西北、西南、东北和海上进口天然气“四大通道”和“三纵三横”管网架构，形成了横跨东西、纵贯南北、联通海外的管网格局，基本联通主要国产和进口气源，基本实现干线管道互联互通，运输保障能力显著提升。

截至2020年底，全国原油管道累计里程达3.1万千米[10]，比“十二五”末新增里程0.4万千米，形成了“四大进口通道+三大区域管网”的总体布局，基本覆盖全国主要炼化企业和储备基地，陆上原油管道运输占比约为96%，实现了资源灵活调配，总体进入平稳发展阶段；全国成品油管道累计里程达3.2万千米[10]，比“十二五”末新增里程1.1万千米，形成华北、华东、华中、西南、华南五大区域管网，连接主要炼化企业，覆盖大部分省份，管道布局和配套油库较完善。2021年，全国新建成天然气管道3126千米，原油管道1690千米，成品油管道598千米[11]。

“十三五”期间，加快沿海LNG接收站布局建设，新建成LNG接收站8座，新增LNG年接收能力4920万吨[9]，约为“十二五”新增能力的1.8倍。截至2020年底，全国累计建成LNG接收站22座，总接收能力达9300万吨/年，为“十二五”末的2倍以上。加快储气设施建设步伐，显著提升调峰能力。截至2020年取暖季前，全国储气能力达到234亿立方米，总工作气量为144亿立方米（见表2），比2015年新增工作气量89亿立方米[9]。2021年，新增LNG接收能力300万吨/年，新投产地下储气库7座，工作气量增加27亿立方米[7]。

表2 2010-2021年全国主要油气基础设施统计

1.3 消费与进口

“十三五”期间，油气消费总体快速增长，进口规模大幅攀升。2020年，全国原油表观消费量为7.37亿吨，进口量为5.42亿吨（见表3），分别比2015年增加约1.9亿吨、2.1亿吨，年均分别增长6.1%、10.3%。“十三五”期间，全国成品油消费增速大幅下滑，年均增速由“十二五”的5.0%下降至“十三五”前4年的1.3%，而化工轻油消费量年均增速为9.1%，比“十二五”年均增速提高约5个百分点[12]，反映了石油消费向化工原料转化的趋势。受高油价和新冠肺炎疫情等因素影响，2021年全国原油表观消费量为7.12亿吨，比上年下降3.4%，进口量为5.13亿吨，比上年下降5.4%，为1993年中国开始进口原油以来首次下降。

表3 2010-2021年中国原油天然气消费量与进口量统计

2020年，全国天然气表观消费量为3280亿立方米，进口量为1404亿立方米，分别比2015年增加了1350亿立方米、790亿立方米，年均分别增长7.0%、17.9%；天然气消费在一次能源中的占比为8.4%，比2015年提升了2.5个百分点。“十三五”期间，天然气利用结构趋于优化，工业和城镇燃气用气合计占比为75%，比2015年增加4个百分点；发电用气占比为16%，提升1.3个百分点；化工用气占比为9%，下降5.6个百分点。5年间，中国天然气消费年均增加270亿立方米，年均增速为11.4%，比“十二五”年均增幅高出100亿立方米，增速基本持平。受经济快速增长和“双碳”目标、能源转型等政策拉动，2021年全国天然气表观消费量为3726亿立方米，比上年增加446亿立方米，增长13.6%；天然气占一次能源消费的9.3%，比上年提升0.9个百分点；进口天然气1700亿立方米，比上年增长19.9%。

1.4 政策与改革进展

“十三五”以来，中国深化油气体制改革取得重大突破，出台了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》[13]，明确了深化改革的总体思路和主要任务。自然资源部加快了油气资源勘查开采体制改革步伐，在探索中放开了上游市场[14]，并将煤层气资源管理下放到省级地方政府。截至2021年底，通过探矿权竞争性出让工作，部省级自然资源部门投放了近百个油气勘查区块（含非常规），面积达数万平方千米，增加了数十家市场主体，部分区块取得了突破，获得商业规模探明储量。同时，油气管网运营机制改革取得重大突破，完成了国有大型油气企业干线管道独立，组建了国家石油天然气管网集团有限公司，基本实现了管输与销售分开，省网融入取得进展；一系列关于管道基础设施建设和价格改革的政策措施陆续出台[15]，公平开放、公开准入[16]的天然气全国“一张网”基本成型。中共中央国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》更是从全局出发对油气产业链做了统一部署[17]。

2 新形势、新要求、新挑战

2.1 国际新环境和新趋势

近年来，美国大力推行单边主义，滥用经济制裁，经济全球化遭受前所未有的挑战。新冠肺炎疫情和俄乌冲突等严重危及全球各产业供应链安全。美国不断强化对中国的遏制和打压，脱钩进程有加快趋势。全球继续积极应对气候变化，各国深入推进碳中和或“净零”碳排放目标，新能源持续快速发展。激进的气候政策和地缘政治冲突导致国际能源市场剧烈动荡，凸显了全球能源绿色低碳转型的复杂性和曲折性。世界能源供需及贸易格局继续深刻调整，需求增长重心东移步伐有望加快，能源供应格局多元化、多极化趋势加快。新冠肺炎疫情和俄乌冲突等突发事件再次警示了能源安全的极端重要性，保障能源安全在相当长时间内将成为各国能源领域优先发展的方向和目标。

2.2 “双碳”目标和能源安全要求

根据国家有关政策要求，2025年中国非化石能源在一次能源消费总量中占比达20%左右，单位国内生产总值（GDP）能耗、二氧化碳排放分别比2020年下降13.5%和18%；2030年非化石能源消费占比达到25%左右，单位GDP能耗大幅下降，单位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标；2060年，非化石能源消费比重达到80%以上[18，19]。为保障国家能源安全，中国做出了一系列重大战略决策与部署，包括“大力提升国内油气勘探开发力度，保障国家能源安全”，制定了增储上产“七年行动计划”，加快能源产供储销体系建设；明确要求“能源的饭碗必须端在自己手里”“努力用我们自己的装备开发油气资源”；“要深入推动能源革命，加快建设能源强国”；“加快建设现代能源体系，增强油气供应能力，加强战略技术储备，强化油气战略安全保障”；明确要求“发展要安全”，做好能源资源保供稳价工作。2022年1月，国家有关部门发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确了“十四五”期间“双碳”工作、油气发展目标与任务[20]。

2.3 油气行业面临的重大挑战

2.3.1 油气供应能力面临保障国家能源安全的严峻挑战

一是油气生产供应和储备能力不足。勘探开发投资直接影响油气生产供应能力。据自然资源部《全国石油天然气资源勘查开采通报》，受低油价冲击，“十三五”全国油气开发投资比“十二五”下降17.2%，产能建设规模下降，很大程度上导致前3年石油产量下降。油气储备能力不足。相较于消费总量，我国油气储备规模小，远不及欧美储备规模，而且储备体系、机制不健全。生产和储备能力的不足导致油气供应的韧性和灵活性不够，供应安全风险加大。“十三五”以来，中国原油对外依存度攀升了约13个百分点，天然气对外依存度攀升了11个百分点。原油战略储备能力远不能满足保障能源安全、调节市场的需要，成品油储备能力亟待提升，储备体系急需完善。未来如果不能进一步显著提升国内油气生产和储备等供应能力，对外依存度将继续居高不下，安全风险将长期存在。

二是压减煤炭与新能源开发、天然气发展不协调。新能源在相当长时间内难以填补压减煤炭留下的供应缺口，天然气在供应能力、经济性等方面难以弥补煤炭削减后的空间。受气候和能源政策影响，天然气冬季保供和迎峰度夏的不确定性较大。同时，新能源的不稳定性加剧了“未立先破”带来的能源安全风险。两种能源安全问题交织，使得未来油气发展在保障我国能源安全、推进“双碳”目标进程中面临日益严峻的挑战。

2.3.2 基础设施面临油气运输能力难以支撑消费增长的严峻挑战

一是油气运输能力难以支撑不断增长的油气需求。天然气管道的跨区域资源调运总体处于紧平衡状态，运输能力有待提高，部分地区支线覆盖率有待提高。截至2020年底，中国天然气主干管道总里程约为美国跨州天然气管道总里程的1/5，每万平方千米陆地面积拥有天然气管道里程约为美国的20%，而管网负荷程度（单位里程天然气消费量）约为美国的2倍。同时，少量原油管道老化病害问题易引发安全风险；成品油管道对销售油库的覆盖率不足。

二是储气调峰能力难以满足天然气消费快速增长的需要。截至2021年底，全国地下储气库有效工作气量仅为天然气消费总量的4.6%，低于国际12%的平均水平，远不及发达国家水平，储气调峰能力不足的问题突出，面对极端天气、进口管道气减供等突发情况极易导致供气紧张的局面。储气能力和调峰需求区域不匹配，储气调峰成本高，而且缺乏有效的调峰气价政策和机制，无法真正体现储气设施价值，制约储气库投资建设。

三是全国“一张网”体制机制不健全制约提高资源调运灵活性和降低服务成本。省网融入进程缓慢，不利于全国“一张网”建设，影响资源安全高效运输与配置。当前“一张网”内基础设施尚为初期物理联通，远未实现运行上有机融合、经营上高效衔接、建设上统筹优化，导致传统管道项目建设运行机制不能适应当前大规模、高效率、高质量建设需求。

2.3.3 油气发展面临新能源开发与煤炭清洁利用的双重挤压

交通用能方面，在环保政策、成本优势及石油安全的拉动下，电气化将持续快速发展，电动汽车加速替代燃油汽车，不断挤压石油在交通领域的市场份额，过高的气价和碳成本使得天然气在交通领域的利用也将受到抑制。在发电和取暖、供热领域，在经济性和供应能力（能源安全）方面，天然气受到煤炭的挤压，在“双碳”目标要求下，天然气受到新能源的挤压。在新型电力系统构建中，在为风、光、水等可再生能源发电调峰方面，天然气面临来自煤炭的激烈竞争。在新能源和煤炭的双重挤压下，天然气发展面临比较尴尬的环境。

2.3.4 推进油气增储上产与资源品质下降、开发难度大的矛盾日益突出

随着油气勘探开发程度不断提升，勘探开发对象薄、小、低、深等趋势愈加明显，油气资源劣质化趋势加剧，开发成本和风险越来越高，增储上产难度越来越大。近10年，高成本高风险的深层和深水资源日益成为中国油气发现和增储的重要领域，陆上钻探深度已突破8000米，海域探井水深已突破2000米，深层页岩气、煤层气和陆相页岩油等非常规油气已成为战略接续领域。新增油气储量可动用性不断下降，可采储量占比明显下降，产能建设成本大幅攀升。据自然资源部《全国油气矿产储量通报》，“十三五”年均新增探明石油、天然气储量中可采储量占比分别为14.5%、43.5%，相较于“十二五”末分别下降约4个百分点和10个百分点；石油、天然气开发钻井成本分别增长47%、65%。东部主力老油田普遍进入高含水、超高含水阶段，控制递减率、努力稳产的挑战越来越大。

2.3.5 持续推进油气增储上产与现有勘探开发体制机制的矛盾突出

一是油气矿业权缺乏市场化流动机制，市场主体无法通过市场方式直接获得油气采矿权或者储量，不利于推进油气增储上产。

二是油气探矿权竞争出让机制、勘查区块退出机制亟待完善，探矿权、采矿权分立的管理制度越来越不能适应增储上产的实际需要。

三是探索性政策终止后的油气上游市场化改革具有不确定性，未来政策导向不清晰，加上适应新形势的《矿产资源法》及其配套法规修订迟迟没有结果，加剧了对未来油气资源管理和市场化改革走向的担忧。

2.3.6 持续推进油气增储上产与资源、环保、税费等政策的矛盾突出

一是用地用海问题日益突出。随着油气钻探等工作量不断增加，用地用海需求也在不断攀升，征用难度加大，手续办理效率低，相应管理制度及政策亟待完善。

二是油气开发与生态环境保护不协调的矛盾突出。日益严厉的环保政策对油气开发提出了更高要求，生态红线、保护区与勘查区块、生产作业区的大面积重叠不利于油气增储上产。

三是勘查区块退出与投放不协调的矛盾突出。初步统计显示，截至2021年底，全国累计退出勘查区块面积超过100万平方千米，而投放市场的区块面积不足退出面积的1/5。

四是财税支持政策不能适应持续增储上产的需要。现有支持政策难以支撑低品位储量开发上产，已有补贴政策到期后，大量非常规资源依然难以实现效益开发，深水、深层资源开发支持政策亟待完善，页岩油开发支持政策缺位。

2.3.7 油气行业节能降碳减排控排压力加大

油气行业能耗和碳排放集中在油气开采、炼油、石化及燃气发电供热等领域，其中95%以上碳排放为二氧化碳，其余主要为甲烷[21]。据初步核算，2020年中国油气行业生产加工直接排放二氧化碳约6.0亿吨，2030年将增加至8.7亿吨，比2020年增长45%[22]。2020年，全国每吨油气产量的碳排放强度约为0.29吨；加工每吨原油的碳排放强度约为0.36吨，每吨乙烯产品的碳排放强度约为2.65吨[23]。据测算，2000-2017年，中国油气行业甲烷排放持续增长，其中石油行业93.5%～94.3%的甲烷排放来自开发生产环节；天然气行业25.1%～37.7%的甲烷排放来自开发生产环节，27.2%～29.4%来自运输环节[24]。2019年中国油气行业甲烷排放估算值为310万吨，约占全球油气行业甲烷排放量的4%[25]。据《中国统计年鉴》数据测算，2010-2019年，中国每吨油气产量的能耗由0.15吨标煤下降至0.11吨标煤，下降约26.7%，但依然明显高于西方油气开采的能耗水平，其中高含水、高耗能、高成本的东部主力老油田生产节能压力较大。未来较长时间内，用能需求量、碳排放量不断增加，对推进油气增储上产和行业高质量发展提出了新挑战、新要求。

2.3.8 油气行业碳排放成本和融资难度加大

近10年，中国积极探索建立碳排放权交易市场，先后在7个省市开展碳排放权交易试点工作。截至2021年底，全国统一碳排放权交易市场共成交1.79亿吨二氧化碳排放量，总成交额超过76.6亿元，均价为42.8元/吨[26]。随着“双碳”目标的深入推进，碳排放权交易价格将不断攀升。据预测，到2025年，全国碳排放权交易平均价格将达到87元/吨，2030年将达139元/吨[27]。初步测算，2025年，按国内油气产量约4.0亿吨油当量、原油加工量7.0亿吨计算，若碳排放强度保持目前水平，碳交易平均价格按87元/吨，勘探开发、炼油的碳排放成本将高达数百亿元，将极大增加油气行业生产运行成本。在绿色金融政策背景下，油气行业中碳排放量大的领域融投资成本攀升，获取资金难度加大。

2.3.9 油气行业绿色转型发展压力加大

“双碳”目标下，油气行业现有业务领域和发展模式难以满足绿色转型需要，大规模资产减值和沉没风险攀升，迫切需要加快探索高质量可持续发展之路。

一是矿区内油气与伴生矿产资源综合开发利用不够，油气开发与矿区新能源开发结合不够，生产用能的高碳排放和丰富的风、光资源未能有效开发并存，油气开发过程中余热余能利用率低，符合条件的地热资源开发滞后。

二是基础设施负荷率随需求下降而下降。未来10年成品油管道可能面临较大规模闲置，随后原油、天然气管道在需求达峰后也会相继出现规模化闲置。受技术和成本等条件制约，闲置油气管道过渡转型为输送新介质（二氧化碳、氢、氨等）基础设施仍面临挑战。

三是炼油产能过剩问题日益突出。目前中国500万吨/年以下炼油厂产能高达1.9亿吨/年[28]，未来10年面临加速淘汰的风险，将遭受巨额资产沉没。同时，石油非燃料化利用占比低，2020年中国化工用油约1.0亿吨，仅约占石油消费总量的15%[12]，转型发展压力大。

四是天然气与新能源融合发展不够。建设新型电力系统对天然气发展提出了新挑战和新要求，天然气的优势没有得到积极有效发挥。随着“双碳”目标推进，天然气如果不能有效融入新型电力系统建设，承担更多更大的责任和作用，将面临被新型能源系统弱化的风险。

2.3.10 油气行业技术与设备瓶颈日益突出

一是关键技术和设备短板制约了油气勘探发现和储量有效动用，日益成为油气增储上产的关键瓶颈。受制于理论认识和关键技术，一些资源条件好、风险高、久攻不克的目标区始终未能取得重大战略性突破[29]。高达数十亿吨、数万亿立方米的低品位难动用探明油气地质储量，以及潜力巨大的深层页岩气、陆相页岩油气、深部煤层气无法实现规模效益开发[30]。东部老油田稳产面临强化采油、提高采收率技术挑战[30]，用于驱油驱气的二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）产业发展因技术瓶颈导致成本过高。

二是油气管网转型发展及安全高效运行面临关键技术与设备短板，技术风险突出。高钢级掺氢管道输送面临管材、设备适用性和安全风险评价等短板；密相/超临界二氧化碳管道输送面临管输理论和工艺、材料与设备、运行、完整性管理等瓶颈；“全国一张网”建设和高效安全运行面临技术瓶颈。

三是炼化行业面临重/劣质原油轻质化加工、清洁化燃料生产、低成本优质化工原料生产等技术瓶颈。受捕集与提纯等技术瓶颈限制，二氧化碳的资源化、原料化利用成本依然较高，短期内难以实现工业化发展。

3 “双碳”目标下油气行业发展前景

3.1 油气需求预测

近年来，多家中国权威机构发布了“双碳”目标下能源及油气需求预测研究成果。汇总对比发现，基于不同情境，中国石油需求将于2025-2035年达峰，集中于2030年左右，峰值为6.6亿～7.6亿吨，集中于7.0亿吨左右，2060年降至0.5亿～3.5亿吨，集中于2.0亿吨左右；天然气需求将于2030-2040年达峰，集中于2040年左右，峰值为4220亿～7510亿立方米，集中于6500亿～7000亿立方米，2060年降至1500亿～5500亿立方米，集中于约4000亿立方米。总体看，石油需求达峰前尚有一定增量空间，达峰后高位稳定5年左右，随后快速下降，反映了各机构对未来石油需求变化趋势的基本共识。天然气需求达峰前增量空间较大，且差异也较大，增量1000亿～4200亿立方米，相差约4倍，充分反映了对未来天然气持续较快发展的共识，但对发展前景存在较大分歧。

统筹能源安全与“双碳”目标，考虑新能源发展和煤炭清洁利用的影响以及国产资源增供能力，油气需求峰值、达峰时间更加充满不确定性。综合研判，中国石油需求将于2030年后达峰，峰值在7.5亿吨左右，2060年降至2.0亿吨左右；天然气需求将于2040年后达峰，峰值在6500亿～7000亿立方米，2060年降至4000亿立方米左右。

3.2 勘探开发前景

3.2.1 勘探与新增储量

根据全国油气资源动态评价结果[31]，截至2021年底，全国石油资源平均探明率达34.9%，相较于“十二五”末提高5.4个百分点，年均提升0.9个百分点；常规天然气（含致密气）平均探明率为19.5%，相较于“十二五”末提高5.1个百分点，年均提升0.85个百分点；页岩气平均探明率为2.3%，煤层气平均探明率为2.7%。目前中国油气勘探开发程度总体较低，处于储量高位增长的勘探早中期阶段，具有持续推进增储上产的资源基础和潜力。

未来10年，油气勘探将继续在深水、深层、非常规等新领域新层系不断取得突破，风险勘探不断取得重大新发现，新增储量将继续保持高位增长，页岩油将在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等多个盆地取得更大规模突破，深层海相页岩气有望获得进一步突破，陆相页岩气有望取得商业突破，深部煤层气勘探获得重大突破。按照近10年年均油气新增储量和“十三五”年均资源探明率水平，预计未来10年，年均新增探明石油地质储量10亿吨左右，其中“十四五”年均新增储量有望超过10亿吨，但品位持续下降，新增可采储量占比不断下降；未来10年年均新增天然气探明地质储量超过1.0万亿立方米，其中常规气（含致密气）超过7000亿立方米，储量品位持续下降，低渗透-超低渗透、深层-超深层等资源比例进一步提升；页岩气、煤层气合计年均新增探明地质储量3000亿立方米以上。在随后相当长时间内，在保持稳定投入的条件下，油气勘探将保持稳定发展，储量继续增长，但增幅逐步下降，品位持续下降。

3.2.2 开发与产量

未来10年，油气开发生产总体呈较快发展态势，产能建设大幅提高，储量动用能力不断增强，生产供应能力提升。海域、西部继续成为石油增产主要战场；东部老油气产区采收率持续提高；页岩油开发获得较快发展，逐步成为石油增产重要来源之一。鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地依旧是天然气增产主战场，深部海相页岩气成为页岩气增产主要领域，海陆过渡相页岩气产能扩大，陆相页岩气规模效益开发有望取得突破，煤层气产能建设加速，深部煤层气有望成为重要增产新领域，煤炭原位气化开发等可形成商业规模产能，煤制气产能有望扩大，天然气水合物开发可能取得商业突破。

按照近年石油增产态势，“十四五”期间，全国石油年产量将增至2.0亿吨以上；随后借助于老油田采收率提高、低品位储量的有效开发和非常规上产等，可较长时间稳定在2.0亿吨左右，其中约40%产量分布在中东部地区，海上和西部各占30%左右。页岩油产量不断增加，2025年可达300万～500万吨，2030年有望达1000万吨以上。全国天然气产量保持较快增长，“十四五”年均增产100亿立方米以上，2025年将达2500亿立方米左右，2030年有望达到2800亿～3000亿立方米，非常规气占比提升到20%以上。其中，2025年页岩气产量达300亿立方米，煤层气产量100亿立方米，2030年二者产量均有望大幅增加。在随后相当长时期，油气储量动用能力大幅提升，规模巨大的低品位难动用储量得到有效开发，主力老油气区采收率不断提升，油气总产量保持增长，其中天然气年产量峰值有望超过3500亿立方米。

3.3 基础设施与储备

未来20年，天然气管道、LNG终端、储气库等基础设施增长空间较大，预计到2040年，全国天然气管网总里程有望比2020年翻一番，LNG终端接收能力增加两倍，储气能力提升至天然气消费总量的10%以上。按照储运设施布局提前产业发展5～10年的规律，未来10年将是天然气基础设施发展的历史窗口期，加大储运设施布局和建设，扩大管网覆盖率，建成互联互通、统一调度的“全国一张网”。需求达峰后，天然气发展侧重于电力调峰，着重与风、光等新能源融合协同发展，基础设施侧重于优化运行，退役管道加快改输二氧化碳和氢气等其他介质。未来10年，石油（原油、成品油）管道里程总体稳中略有增长，战略储备、商业储备设施较大规模增长。到2030年，原油战略储备能力大幅提升，成品油储备体系完善，储备能力显著提升，具备保障突发情况石油需求的能力。随着CCUS和氢能产业的发展以及油气需求不断下降，二氧化碳、氢气等新介质管输将快速发展，符合条件的部分油气管道将加快改输新介质。2050-2060年，预计全国二氧化碳输送规模可达10亿吨级，氢气输送规模可达亿吨级。

4 战略举措与重大工程

围绕保障国家能源安全和实现“双碳”目标，油气行业要达到上述发展前景，需要从以下6个方面采取系列战略举措，实施系列重大战略工程。

4.1 强化油气勘探开发，坚定不移推进增储上产，夯实能源安全“压舱石”基础

统筹推进“双碳”目标与能源安全，始终保持强化国内油气勘探开发的战略定力，实施系列油气勘探开发重大工程，不断推进增储上产。“十四五”及中长期，按照“深化东部、加快西部、拓展海上、油气并举、常非并进”的总体思路，加快构建油气勘探增储新格局；按照“稳定东部、发展西部、加快海域、发展非常规”的石油开发思路和“做大西部、做强中部、发展海域”的天然气开发思路，构建石油稳产增产和天然气持续较快上产新格局。

一是大中型油气田风险勘探工程。针对资源潜力大、技术难度大、风险较大、勘探程度较低的新区、新领域、新层系、新类型，持续加大投入，强化科技攻关，着力寻找大中型整装油气田，开拓油气勘探开发新战场，形成增储上产新的大场面。

二是深水深层油气增储上产工程。重点加强塔里木、四川、准噶尔等中西部盆地及东部断陷盆地深层油气勘探开发，着重加强南海北部深水油气勘探开发，创新合作方式，积极开展南海中南部深水油气勘探开发。

三是东部老油田挖潜勘探和精细开发工程。开展精细挖潜勘探，探边扩层，开拓新领域，努力增加储量，同时实施精细开发，创新开采工艺，不断提高采收率，强化剩余油开发，努力将大庆、辽河、胜利等东部主力老油田建成百年油田。

四是低品位难动用储量规模效益开发工程。借助技术创新、体制机制创新及政策支持，盘活规模巨大的低、稠、边等难动用储量，提高资源开发利用效率，形成“十四五”及中长期油气上产的重要来源。

五是页岩油气增储上产工程。加强陆相页岩油勘探开发，突破关键技术、经济性瓶颈，努力形成增储上产大场面，建成一批页岩油增储上产基地，力争到2030年页岩油产量超过1000万吨，成为石油产量长期保持2.0亿吨的重要支撑。推进深层页岩气效益开发，加快推进川渝地区万亿立方米页岩气大气区建设，加强非海相页岩气勘探开发，实现规模效益开发，推进页岩气产量迈上新的更大台阶。

六是煤层气增储上产工程。加快已探明储量的产能建设，推进煤层气产量快速上产；同时，加强深部煤层气、中低阶煤煤层气的勘探，不断推进规模效益开发，形成一批新的煤层气增储上产基地。积极探索煤炭原位气化开发，力争早日建成较大规模产能。

4.2 强化油气基础设施和储备能力建设，完善储备体系，增强国内油气供应弹性和韧性

“全国一张网”是以确保油气资源安全供应为基本前提，以满足社会油气储运需求为首要目标，以坚强智慧管网为核心，具有灵活高效、智能友好、开放互动、安全可控、成本低廉等基本特征的油气物流系统。按照统筹布局、适度超前、优化整合、安全可靠、开放共享和兼顾效益的原则，开展全国油气基础设施和储备能力建设，重点建设天然气管道“四大通道+六纵六横”的骨干管网格局，“十四五”侧重西气东输三线（中段）、西气东输四线（吐鲁番-中卫）、川气东送二线、中俄管道东线（南段）、中俄远东管道等长输干线管道建设，建设一批关键枢纽站（群），优先满足“N-1”原则、网络化布局、多层次网络架构、重点城市双通道双气源等要求，同时加快地区市场支干线建设。加快省网融入步伐，健全和完善基础设施互联互通。继续加强沿海LNG接收终端建设，不断提升接收能力，进一步增强海上资源进口能力。

加强油气储备能力建设，大幅提升国内油气供应的弹性和韧性，不断提升保障油气供应的兜底能力。力争用5～10年，建成规模适中、体系完善、类型合理、运行高效的油气储备能力。强化原油储备能力建设，大幅提高国家战略储备规模，适度提高商业储备规模；加强成品油储备能力建设，着重完善各级储备体系，显著提升应对突发情况油品供应保障能力。强化天然气储备能力建设，加强地下储气库、储罐等建设，建立健全储气设施建设和运营市场化机制，完善各级储备体系，积极探索资源战略储备和产能储备，大幅提升天然气弹性生产供应能力。

4.3 强化油气行业节能减排降碳，全面实施油气全产业链绿色生产运营行动

一是积极推进油气勘探开发、储运及炼化等全产业链节能降碳，通过改进设备、完善工艺、优化产能等方式，节约用能，提高能效；同时优化油气行业用能结构，因地制宜实施用能清洁化替代，不断提升全产业链用能清洁化水平。

二是积极开展油气开发生产、运输、转换、加工等环节的余压、余热、冷能利用，提高综合用能水平和效率。其中大规模长距离高压管道、LNG设施、储气库等设施余压、冷能利用潜力大，是油气储运行业节能减排降碳的重要选项。

三是积极参与碳排放权交易、绿电交易市场建设，鼓励采用大用户直接交易等方式购买绿电，有序推进“以电代气、以电代油”，逐步扩大绿电利用规模。

四是加强油气全产业链甲烷管控。加强油气开发生产、处理以及管网输送、储气调峰和城镇燃气等环节甲烷泄漏检测监测等，强化油气开发生产、储运环节的甲烷回收利用。加快推进甲烷检测计量规范化。

4.4 大力推进油气行业与新能源融合协同发展，重构适应“双碳”要求的新业务体系

因地制宜，加快推进油气业务与新能源业务的融合发展，重构适应“双碳”要求的新的业务体系，推进油气行业可持续高质量发展。

一是基于油气矿区（陆上和海域）、基础设施所在区域风光水资源富集优势，统筹推进油气开发、储气、风光发电、气电调峰等多能融合发展一体化业务，重点推进天然气开发、储运与风光发电融合发展，积极开展新型气电项目，探索开展风光氢储运一体化项目。

二是基于二氧化碳源-汇匹配关系，重点围绕驱油驱气提高采收率，积极开展二氧化碳捕集利用与封存项目，以主力含油气盆地、油气田为重点，推进CCUS集群式发展。

三是随着油气需求大幅下降，积极推进退役、低效基础设施的转型发展，着重开展氢气、二氧化碳等新型储运业务。“十四五”期间，积极开展天然气管道掺氢输送、超临界二氧化碳管输等试点示范项目，逐步建立新介质管道输送网络。

四是积极推进炼化产业转型升级，继续有序淘汰落后产能，加快“减油增化”步伐，大力发展新型化工新材料产业。

五是面向终端用能市场，基于油气基础设施，积极开展油、气、电、氢等综合能源服务业务，推进传统加油气站升级与转型发展，建设新型园区化综合多能服务系统。

4.5 强化科技攻关，构建适应“双碳”和能源安全要求的油气行业科技创新体系

一是聚焦深水深层、低品位资源等领域，突破理论、关键技术与装备瓶颈，构建油气增储上产的关键技术与装备体系。着重围绕发现大中型油气田，强化超深层地震、高温高压钻井等风险勘探关键技术；加强超深层储层改造等技术研发，强化油气田提高采收率技术研发，加强难动用储量效益开发关键技术研发；加强深部页岩气、煤层气、陆相页岩油气等开发关键技术攻关。

二是大力推进天然气管道掺氢输送、超临界二氧化碳管道输送关键技术攻关，尽快突破有关技术与装备瓶颈，加快研究制定氢气、二氧化碳长距离管输的技术标准与规范；继续大力推进重大装备国产化。

三是突破石油原料化利用特别是化工新材料的关键技术瓶颈。加强CCUS关键技术攻关，促进二氧化碳资源化利用，逐步形成产业化发展技术体系。

四是加快提高油气行业生产、运行、管理的数字化转型和智能化发展水平。

4.6 坚持加强油气行业国际合作，完善合作方式，构建多元化多渠道油气进口格局

一是继续坚持加大“走出去”力度，本着互利互惠原则，完善并创新合作机制与方式，开拓合作新对象、新领域，加强与资源国油气勘探开发合作，不断增加权益资源，提高境外资源开发生产能力。

二是加强与油气出口国的贸易合作，不断增加油气进口来源国，拓宽进口渠道，进一步构建多元化多渠道油气进口格局。继续加强与周边国家油气管道合作，积极开辟新的进口通道，进一步增强陆上油气进口供应能力。

三是开展油气行业节能减排降碳、绿色用能、控制排放甲烷等合作，探索炼化产业升级与转型合作，探索包括CCUS在内的多种固碳、负碳业务合作。

四是积极开展可再生能源开发合作，根据资源和市场条件，实现油气开发生产绿色用能，同时为资源国提供绿电供应，探索油气与可再生能源一体化开发合作新模式。

5 政策建议

5.1 加快构建适应“双碳”目标和能源安全要求的油气行业法律法规及政策体系

基于全国“双碳”目标推进的政策框架要求，从油气全产业链出发，加快构建指导油气行业“双碳”工作的政策体系。围绕“双碳”目标与能源安全，梳理现行有关法律法规，加快修订不适应新形势新要求的法律法规，及时废除过时的阻碍绿色低碳转型、不利于保障能源安全的法律法规；针对有关法律法规缺位问题，加快相应的立法进程。清理不合时宜的有关部门的规章和政策，或适时废除，或及时修订完善。

5.2 加快完善有关技术标准规范，建立完善能效和碳排放统计标准和考核机制

考虑国家对推进“双碳”工作的总目标、总要求，同时充分考虑油气行业发展现状，还应考虑石油、天然气的差异，统筹制定全行业、全产业链“双碳”工作有关标准和规范。尽快研究建立二氧化碳、甲烷排放的核算、统计和考核标准。结合“双碳”目标和能源安全需要，可以考虑分阶段、分层级，由易到难，研究制定相应的碳排放核算和统计标准。

5.3 强化油气行业“双碳”工作顶层设计，适时调整碳达峰方案和碳中和路径

在保障能源安全前提下，根据国家推进“双碳”目标的政策框架要求，加强油气行业“双碳”工作顶层设计，明确行业“双碳”工作目标、方向与重点任务等。加快研究制定油气行业碳达峰行动方案，指导全行业碳排放达峰工作，合理有序推进上中下游各领域、各环节实现碳达峰。考虑在利用方式、能效、碳排放等方面的显著差异，结合在保障能源安全中的作用，碳达峰方案要充分体现石油、天然气在达峰时间和节奏等方面的差异。研究制定油气行业碳中和方案，明确基本路径、方向和重点任务，差异化制定石油和天然气碳中和方案。

5.4 加快构建推进油气增储上产的体制机制，完善基础设施建设运营机制

进一步完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力，完善油气勘查区块退出机制，推进环境保护与增储上产协调发展，用地用海适度向油气开发倾斜；加快推进油气矿业权流转，加快推进勘查区块竞争出让制度化，尽快出台相应管理办法，完善出让机制，加大区块投放力度，促进油气勘探和发现。加快推动油气管网设施互联互通，加大油气基础设施公平开放力度，尽快出台托运商管理制度。加快构建适应新形势需要的国家油气储备建设和运营机制，充分发挥其市场调节作用。强化全行业监管，增强监管力量，提高监管水平和能力。

5.5 加大对油气行业增储上产和推进“双碳”工作的政策支持力度

加快构建持续推进油气增储上产的支持政策体系。设立国家油气风险勘探专项基金，鼓励支持风险勘探，促进大中型油气田发现。完善资源开发支持政策，降低区块出让收益标准，鼓励低品位难动用储量开发，加大对非常规资源开发的支持力度，尽快出台页岩油开发补贴政策，促进页岩油快速规模化商业化开发。取消深层、深海、非常规资源开发的特别收益金，或者将这部分收益直接转入勘探投入。

尽快研究制定油气行业绿色转型发展的财税、金融等支持政策。设立政府主导、市场参与的多渠道资金来源的国家专项基金，支持油气生产、储运与新能源开发利用等多能融合发展的先导性示范试点项目，支持天然气管道混氢输送、超临界二氧化碳管道输送等先导性示范试点项目，支持用于提高油气采收率的CCUS项目，支持生产运营用能清洁化、节能提效降碳减排项目。