油气行业：保供与低碳协同共进：我国油气行业转型发展路径与信用格局研判

　　摘要：

　　我国油气行业在保障能源安全与推进绿色低碳转型的双重约束下，正由规模扩张转向系统性变革。当前，行业面临增储上产难度加大、能源转型与保供平衡矛盾突出、储气调峰能力不足、市场化改革滞后等结构性压力，叠加对外依存度高位运行的外部风险，提升国内自主供给能力已成为紧迫战略任务。政策层面以保障国家能源安全为首要目标，坚持增储上产，同时统筹油气供应安全与绿色发展。在此背景下，我国油气行业转型发展将围绕四个重点方向展开，勘探开发领域从要素投入驱动转向技术驱动型增产，更加注重单井经济性；油气生产通过CCUS产业化实现增产与减排一体化协同，CCUS从先导试验走向规模化应用；加快储气调峰能力建设，推动天然气行业从单一气源供应转向电力系统调节与兜底保供并重；推进“X+1+X”市场体系建设，以省级管网运销分离与并入整合为重点，释放资源配置效率和商业模式创新空间。信用层面，政策导向将带来信用水平的结构性分化，符合保供与绿色转型方向的企业将获得政策加持，而综合能力较弱的中小型市场主体将面临更大的信用风险。

　　关键词：油气行业；能源安全；绿色低碳转型；CCUS产业化；信用分化

　　正文：

　　一、我国油气行业发展现状

　　油气是支撑我国工业体系运行与居民用能需求的战略性资源，“十四五”时期，行业供给保障能力持续增强。根据国家能源局等部门发布的公开统计数据，2021年以来，全国原油产量多年保持在2亿吨以上的稳定水平，2025年达到2.16亿吨；天然气产量连续数年实现百亿立方米量级增长，2025年超过2,600亿立方米；2021～2025年新增探明的石油地质储量累计70亿吨，天然气地质储量累计7万亿立方米，油气长输管网总里程达到19.5万公里。国内油气供应的资源基础由此得到进一步巩固。

　　在供给能力稳步提升的同时，行业长期积累的结构性矛盾逐步显现，制约着产业运行效率与发展质量的提高。第一，增储上产的难度不断加大。根据中国能源网数据，近年来我国新增油气储量的54.3%来自深层、超深层，深层超深层油气资源量达671亿吨油当量，新增的探明储量大多分布在地质条件复杂的区域，开发对象整体趋于劣质化；而部分老油气田已经步入开发中后期，综合含水率持续偏高，大庆油田综合含水率超过90%，剩余油储较为分散，单井投入明显增加，储量开发的经济门槛相应抬高，增储上产从追求规模扩张转向注重开发效益，对技术水平与资金实力提出了更高要求。第二，能源转型与供应保障之间的平衡矛盾凸显。2025年，全国可再生能源发电装机规模超过23.37亿千瓦，新增可再生能源发电装机在全国新增电力装机中的比重达82.7%；可再生能源发电量为3.99万亿千瓦时，同比增长9.6%，在各类电源总发电量中占比38.3%。新型能源体系建设步伐加快，新能源发电占比不断上升，其固有的间歇性、波动性特征对电力系统调峰能力提出更高要求，油气资源承担的调峰与兜底保供职能加重。同时，“双碳”目标对油气行业提出了明确的减排要求，行业需要同步落实保供任务与减排要求，原有生产方式与绿色发展要求之间的矛盾逐渐突出，油气与新能源融合的探索尚处于示范阶段，可持续的商业模式仍在培育之中。第三，基础设施体系仍不完善。全球储气库工作气量在消费总量中的平均占比约为11.4%，而我国目前仅维持在7%左右，储气调峰能力与消费规模之间仍有差距。管网方面，国家石油天然气管网集团有限公司统一并网运行已覆盖30个省（自治区、直辖市）及香港特别行政区，但仍有部分省级管网尚未完成运销分离与并入整合。2025年国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，要求加快推进省级管网运销分离、以市场化方式融入国家管网，当前管网互联互通与公平开放制度落地仍有进一步深化的空间。第四，市场化改革仍有待深化。“X+1+X”市场体系尚未完全建立，竞争性业务环节的参与主体活力还需进一步激发。

　　当前，我国能源安全正面临内外双重压力，提升国内自主供给能力、破解粗放式发展困局已成刻不容缓的战略任务。从外部环境看，全球能源供需格局持续重构，国际油气贸易通道、跨境投资的不确定性显著抬升，国际油气供应链的安全稳定性面临更大挑战。2025年，我国石油对外依存度达72.7%，天然气对外依存度约为40%，对外依存度均维持高位，油气供应链稳定性面临地缘冲突、海运风险、价格剧烈波动等多重外部冲击，单纯依靠进口难以满足国内能源安全底线要求，提升国内自主供给能力的现实紧迫性持续提高。从内部条件看，资源禀赋约束、减排压力、基础设施瓶颈与市场机制不完善相互叠加，粗放式增长已难以为继。由此可见，推动油气行业转型升级，既是应对外部供应风险、保障国家能源安全的现实要求，也是顺应绿色低碳发展趋势、提升产业竞争力的内在需要，行业亟需在发展理念、产业结构与运行机制层面实现系统性变革。

　　二、我国油气行业发展的政策导向

　　保障国家能源安全为首要任务，坚持油气勘探开发增储上产，提升自主供给能力。我国原油对外依存度长期高位运行，国际油气市场波动频繁，进口不确定性加大，能源安全成为行业稳定发展的底线，油气增储上产始终是政策引导的核心方向。2026年，油气行业组织实施新一轮油气勘探开发战略行动，确保全年国内原油产量稳定在2亿吨以上、天然气产量持续提升；国家发改委、国家能源局印发《石油天然气发展"十五五"规划》（以下简称“《规划》”），将保障能源安全列为两大任务之一，提出到2030年国内油气供应量达到4.4亿吨油当量，部署加大鄂尔多斯、渤海湾等重点盆地常规资源勘探、推动海洋油气产量当量达到亿吨级规模、加快非常规油气勘探突破。围绕上述部署，国家能源局推动以鄂尔多斯、四川、渤海湾、塔里木等盆地为重点建设油气战略保障基地，确保原油年产量长期稳定、天然气自给率高于50%，并印发《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》，同步加快深层、深水等关键技术攻关和人工智能应用。政策层层递进，夯实资源接续基础、推动国内油气稳产增产，带动企业勘探开发投入持续增加，增强油气自主保障能力。

　　围绕“双碳”目标，统筹油气供应安全与绿色发展，推动油气行业用能清洁替代。油气上游领域既是能源生产大户，也是能源消费大户，勘探开发环节能耗和碳排放强度较高，在“双碳”目标约束下，行业面临节能降碳与保障供应双重任务。2026年，国家能源局印发《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，提出提升油气勘探开发电气化率、探索建设低碳零碳油区，推进油气输送管道驱动设备“油改电”“气改电”，并在鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔、珠江口等盆地布局二氧化碳驱油封存项目。同时，《规划》将绿色低碳发展与能源安全并列为两大任务，明确到2030年建成生产方式绿色低碳的现代油气产业体系，推动油气与新能源、CCUS（碳捕获、利用与封存）、伴生资源协同开发。2026年油气行业重点工作进一步提出，加快油气田由“传统能源生产者”向“综合能源供应者”“减碳综合服务者”转变。政策安排兼顾减碳与增产，既降低生产环节能耗和碳排放，又通过绿电替代和CCUS增加油气商品供应量，绿色勘探开发新模式逐步成型，为行业可持续发展开辟新的空间。

　　三、我国油气行业的转型发展路径

　　在对外依存度高位运行、资源劣质化加剧、减碳约束趋紧的多重约束条件下，我国石油天然气行业转型路径可从勘探开发技术升级、CCUS产业化推进、储气调峰能力补强、市场机制完善四个维度展开。

　　油气勘探开发从依赖要素投入的规模扩张转向依靠技术迭代实现增产。国内油气供给能力是应对外部风险的根本依托。2021～2025年，我国原油和天然气产量均持续增长，2025年原油产量达2.16亿吨，天然气产量突破2,600亿立方米。但资源条件的变化正在改变增产的实现方式——新增探明储量中深层、超深层占比过半，老油田综合含水率持续攀升。储量开发的经济门槛相应抬高，产量稳产必须依靠技术迭代而非要素投入扩张。从技术突破方向看，海洋油气、深层超深层、页岩油、页岩气是增量资源的主要来源。2021～2025年，我国页岩油产量由240万吨增长至850万吨以上；页岩气产量由230亿立方米增长至270亿立方米，2025年非常规天然气产量占比增至42%。由此可见，此前不具备经济性的资源正在通过技术迭代逐步转化为可动用储量。国家能源局以鄂尔多斯、四川、渤海湾、塔里木等盆地为重点建设油气战略保障基地，推动海洋油气产量当量达到亿吨级规模，同步推进深层、深水关键技术攻关和人工智能应用。从投入端看，企业勘探开发投资强度的维持是产量目标兑现的前提，投资决策将取决于单井经济性而非产量规模本身。从规模扩张转向技术驱动型增产将是行业转型的主要目标。

　　通过CCUS产业化实现油气增产与碳减排一体化协同。油气生产环节既是能源生产大户，也是碳排放源，这一双重属性决定了减排不能简单依靠减产实现。CCUS技术的产业化应用旨在通过二氧化碳驱油提高采收率，同时完成碳封存，使减排成本部分转化为增产收益，为化解增产与减排之间的矛盾提供了产业化路径。从实施进展看，近年来，我国CCUS产业化效益不断提升。2021年，中国石油天然气集团有限公司CCUS项目二氧化碳年注入能力为56.7万吨；2022年突破100万吨，产油30万吨。2023～2025年，全国CCUS项目年注入二氧化碳量持续提升，2025年全国运营CCUS项目90个，年注入二氧化碳量超过380万吨，累计注入近2,000万吨，驱油产量接近98万吨。根据《规划》，2030年，我国二氧化碳捕集与封存/二氧化碳捕集利用与封存（CCS/CCUS）年注入二氧化碳要达到1,000万吨。由此可见，CCUS已从先导试验进入规模化应用阶段。未来，CCUS技术将从单点示范项目运营转向产业化覆盖，构建“驱油增产—碳封存”协同模式将成为行业发展的新途径。

　　加快储气调峰能力建设，推动天然气行业从单一气源供应转向电力系统调节与兜底保供并重。近年来，可再生能源装机规模和发电量均持续增长，占全国总装机规模和发电量的比重均持续提升，风电、光伏的间歇性与波动性使电力系统对灵活性资源的需求显著增加，天然气发电的调峰价值从民生保供气源扩展为电力系统灵活性的重要支撑。截至2025年末，我国地下储气库与LNG储罐合计形成的调峰规模约为540亿立方米，占当年天然气年消费总量的12.7%左右，与国家提出的四个“5”储气目标仍存在差距。由于储气库建设周期长、投资规模大、直接收益有限，其推进速度取决于价格疏导机制与调峰价值补偿机制的完善程度。政策层面已提出天然气储备规模占全国消费比重超过13%的目标，并明确因地制宜布局调峰气电项目，支持气电与新能源和调峰设施联营。随着相关制度的不断完善，天然气行业的角色将从“气源供应者”向“系统调节者”延伸，弥补储备能力结构性短板将成为行业转型发展的重要方向。

　　推进“X+1+X”市场体系建设，上游勘探开发引入多元竞争主体，中游管网保持自然垄断并公平开放，下游销售充分竞争。当前，部分省级管网尚未完成运销分离与并入整合，管网互联互通与公平开放制度的落地仍有空间。中游环节制度不完善，会向上游传导接入成本压力，抑制多元主体参与勘探开发的积极性；同时也会使下游形成准入壁垒，削弱销售环节的竞争实效。省级管网运销分离的推进将直接影响上游企业的管网接入成本与下游用户的用气选择权。竞争性业务环节的主体活力激发，依赖于管网基础设施的公平准入和定价机制的透明化。市场化改革的滞后，不仅制约资源配置效率，也会延缓新能源与油气融合等新业态的商业模式成型。从转型全局看，市场机制是其他三个维度得以有效运转的制度基础，没有公平准入和透明定价，技术投入的回报预期不稳定，CCUS的收益链条难以闭合，储气调峰的投资激励也无法有效传导。因此，行业需重点突破省级管网运销分离与并入整合，以市场化改革释放资源配置效率和商业模式创新空间。

　　四、我国油气行业企业信用水平研判

　　（一）上游勘探开发企业

　　国有大型一体化油气央企信用支撑能力较强，但需要关注新项目投资回报不及预期