辉煌成就 | 油气行业创新发展迈上新台阶

党的十八大以来，油气行业不断挖掘勘探开发潜力，大力加强产供储销体系建设，油气体制改革不断深化，资源保障能力进一步提升，为经济社会高质量发展提供了有力支撑。

（来源：微信公众号“中能传媒研究院” 作者：国务院发展研究中心资源与环境政策研究所 郭焦锋 吴鼎文）

一、油气行业创新发展水平不断提高

（一）“管住中间、放开两头”，创建油气发展新机制十年来，油气行业体制机制改革取得创新性成效。我国对符合资质要求的市场主体放开油气勘查开采市场。全面实施煤层气、页岩油气等非常规油气区块探矿权招标，在新疆地区开展常规油气区块矿业权招标试点。实施矿业权制度改革，推动探矿权、采矿权两权合一及有序流转；煤层气资源审批权限下放给省级政府，完善矿业权有偿占用制度。强化油气勘查区块出让和退出，对未按照合同约定完成勘探工作投入的区块，每年按一定比例收回。施行竞争性开采，使用累进机制动态调整矿业权占用费，通过经济手段遏制“圈而不探、探而不采”等行为。着力开展页岩油气资源潜力调查评价，加快页岩油气勘探开发，陆续出台《页岩气产业政策》《煤层气产业政策》，以及页岩气、煤层气、致密气开发利用财政支持政策，促进非常规天然气较快发展。中下游油气市场化改革有序推进，市场主体明显增多。2017年5月出台的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出，要体现能源的商品属性，发挥市场在资源配置中的决定性作用。石油天然气交易中心建设既是油气价格市场化改革的重要成果，又是深化改革的重要支撑。2016年，上海石油天然气交易中心正式运营，主要开展管道天然气、液化天然气、液化石油气、石油等能源产品的现货和中远期交易。2021年，上海石油天然气交易中心天然气双边交易量达816.63亿立方米，保持了亚洲最大天然气现货交易平台的地位。此后，重庆石油天然气交易中心也于2018年上半年正式实现线上交易，陆续开展了国内管道天然气、境内外液化天然气、储气服务、成品油和液化石油气等产品交易。2018年6月，国家发展改革委、商务部发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2018年版）》，取消了对外资加油站建设、经营的数量与股比限制，越来越多的外资加油站进入国内，成品油销售市场竞争更加激烈。2019年12月，国家石油天然气管网集团有限公司成立，主要从事油气干线管网及储气调峰等基础设施的投资建设和运营，负责干线管网互联互通和与其他油气管道联通，以及全国油气管网的运行调度；履行信息公开责任义务，推行“托运商”制度，向第三方市场主体公平开放。2020年《中央定价目录》（2020版）明确具备竞争条件的省份天然气的门站价格由市场形成，为进一步全面放开门站价格指明方向。（二）勘探开发理论不断突破，技术水平明显提高十年来，油气勘探开发领域形成了东部断陷盆地精细勘探理论和评价、海相深层碳酸盐岩油气成藏理论和评价、中西部致密碎屑岩油气差异富集规律和“甜点”评价、海相页岩气富集机理的理论和勘探评价、陆相页岩油气赋存机理与分类评价、被动大陆边缘盆地油气成藏理论和深水勘探评价、单点高密度地震与高端成像软件平台、特深层勘探工程等勘探关键技术，研制了旋转导向仪器、高温高压定向测井仪、高性能自动化智能化钻机及压裂车、新型高效破岩工具等特种作业装备，推进勘探开发技术和装备数字化升级，创新“体积开发”理论技术体系，建立起地质工程一体化高产井培育方法并实现批量复制，基本实现不同类型油气藏高质量勘探和效益开发。

经过多年的研发攻关，油气勘探开发技术获得多点突破，形成以复杂构造和高水平应力差背景下水平井优快钻井、体积压裂和清洁开采等为代表的一系列成井、开采实用技术。工厂化钻井与储层改造技术基于丛式井批量钻井、快速移动式钻机、同步建井、集中压裂等核心技术，结合系统化的工程管理方法，发展成为以高效钻头、高性能水基钻井液替代油基钻井液、一趟钻为主的水平段钻井技术体系，实现优质储层钻遇率提高至90%以上，钻井周期缩短50%以上，页岩气的钻完井综合成本降低约50%。通过联合攻关，建立了水平井井网、水平井分段压裂二套优化设计方法等，打破了国外对全可溶桥塞的技术垄断，溶解速度精准可控，可实现不同现场的个性化需求，大幅降低作业风险、施工总时间和总成本。创新形成自动化地面采输技术，提高了自动化生产和智能化管理水平，地面工作平台建设周期缩短50天，数字化覆盖率超过90%，节约操作成本15%以上，基本实现对低渗透及特低渗透油气田的高效开发。

二、油气供给保障能力和质量显著提升

（一）多元供给方式基本协同，油气保障能力总体稳定十年来，我国油气供应总体平稳，增储上产成效显著。数据显示，油气总产量由2012年的近3亿吨油当量增长至2021年的3.65亿吨油当量。原油产量实现连续3年回升，天然气产量实现连续5年增产超过100亿方；油气进口规模总体稳定，有力支撑了经济社会和油气行业的高质量发展以及民生需求。在勘探开发方面，聚焦重点区块深化规模效益勘探，坚持常非并举、海陆并进，突出海洋、陆地深层超深层、页岩油气非常规资源等领域方向，创新理论和攻克多项关键核心技术，在四川、塔里木、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔等盆地获得一批重大发现。老油田开发取得产量“硬稳定”，创造老油田开发新纪录。渤海油田建成我国第一大原油生产基地，连续勘探发现渤中19-6、垦利6-1、垦利10-2和渤中13-2四个亿吨级油气田。川渝“气大庆”千亿立方米产能基地建设顺利推动，助推国内天然气持续快速上产。非常规资源接替加快推进，2021年页岩油产量240万吨，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等获重大页岩油发现，2021年页岩气产量230亿立方米。近五年来，非常规天然气（页岩气、煤层气）产量占全国天然气总产量的比例由不足7%提升到约14%，占比翻番。在进口方面，油气进口能力稳步提高，巩固拓展中俄、中亚、中缅陆路及海上进口通道，进口来源不断优化。2022年前7月，我国进口原油2.9亿吨、天然气约865亿立方米，来源基本涵盖全球主要油气出口国，为保障我国能源供应稳定发挥了积极作用。（二）储运输配等基础设施不断完善，油气运行安全水平得到提升十年来，我国持续推进“北油南下、西气东输”等一系列油气输送重点工程建设。油气储备能力稳步提升，高效做好生产运行调度，基本形成了以国家石油战略储备、企业商业储备、地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站储罐为主，其他调峰方式为补充的油气综合调峰体系，在调节季节性峰谷差、满足用油用气高峰需求、保障重点地区能源供应等方面发挥重要作用，原油、成品油供应充足稳定，天然气供需总体平稳。截至2021年，我国已建成呼图壁、相国寺等30多座地下储气库（群），重点分布在西部主要生产基地和华北、华东主要消费区域，工作气量从2011年的10亿立方米增至2021年的171亿立方米。LNG接收站等设施加速建设，多种保供方式同步推进。大力开展LNG接收站和配套外输管道建设，截至2021年已建成江苏如东、浙江宁波-舟山、广东深圳大鹏湾等多个LNG登陆中心，LNG接收站覆盖沿海全部省份，接收能力达9000万吨/年以上。

加快天然气管道等基础设施建设，集中开展管道互联互通重大工程，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局初步建成，天然气产业链中的薄弱环节得到加强。“国家-省级-城燃”三级管网协同发展初步实现。随着西气东输三线、陕京四线、中缅管道、中俄东线等一批全国性重点管道建成投产，天然气主干管道总里程从2011年的4万千米增至2021年的11.6万千米；江苏、广东等省份的支线管道和区域性管网、省级管网建设加速；2021年全国城市燃气管网总里程约105万千米，是2011年的3倍以上。各级天然气管道建设都得到了不同程度的加强，基础设施互联互通程度显著提高。主要产气区及长三角、珠三角、环渤海的大中型城市管网系统较为发达，主干管网已覆盖除西藏外的全部省份，形成了中卫、永清、贵阳等骨干管网枢纽节点，基本打通了管输瓶颈，进一步增强了陆上与海上资源灵活调配能力。

三、持续推进油气行业绿色发展

（一）深入实施天然气替代和油品升级工程，助力大气环境质量改善“煤改气、油改气”促进污染物减排效果更加显著。在大气污染防治持续推进、北方地区冬季清洁取暖政策推动下，“十二五”和“十三五”时期天然气消费量累计分别为8345亿和13632亿立方米，显著改善了大气环境质量。按等热值换算，“十二五”时期天然气累计消费量相当于替代11.1亿吨标准煤，减排二氧化硫8312万吨、粉尘7.5亿吨、二氧化碳11.1亿吨；“十三五”时期的天然气累计消费量相当于替代18.1亿吨标准煤，减排二氧化硫1.4亿吨、粉尘12.3亿吨、二氧化碳18.1亿吨。《大气污染防治行动计划》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等政策深入实施，散煤治理、“煤改气”“煤改电”等替代工程持续推进，清洁取暖工程成效明显。大气污染传输通道“2+26”城市、汾渭平原、西北及东北地区重点城市的“煤改气”工程实施后，“十三五”时期累计新增“煤改气”用户约1900万户。2021年京津冀地区主要污染物浓度整体下降，与2016年相比，细颗粒物、可吸入颗粒物、二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳浓度分别降低34.5%、39.4%、64.5%、36.7%和56.3%。油品升级和天然气车规模化发展助力交通领域减排。十年来，我国成品油从国三标准升级到国六标准。2021年7月，我国全面实施重型柴油车国六排放标准，基本实现与欧美发达国家接轨。与国五标准相比，重型车国六标准氮氧化物和颗粒物限值分别降低77%和67%。“十三五”时期全国新增各类压缩天然气（CNG）/LNG车辆约180万辆。其中，受重型柴油车污染物排放限值标准要求不断提高及部分地区柴油车禁止使用或限行等政策影响，LNG重型卡车备受市场青睐，近年来销量较快增长。“十三五”时期全国新建配套CNG/LNG加气站4300多座，2021年全国加气站总量在1万座左右。在货运领域，天然气车船因具有明显的减排效果，正在逐步对柴油车、燃料油船舶形成规模性替代，对交通部门的污染物减排做出积极贡献。（二）践行绿色低碳发展理念，积极推进甲烷排放治理我国主要油气企业全面实施绿色评价考核体系，以节能减排作为降本增效的有力抓手，着力提高能源利用效率和节能效益，组织开展绿色矿山建设、淘汰落后产能等工作，加紧实施减污降碳类项目建设；严格落实“三线一单”的管控要求，退出环境敏感区，优化井场选址和管道路由规划，并对退出井场和站点及时进行生态恢复，基本避免了因油气管道施工挖损、占压等造成的植被破坏、水土流失等生态问题。加快推进设备设施升级，电能替代燃油初见成效。启动绿电井场示范，改用电驱压裂设备替代柴油压裂机组，以降低终端污染物和碳排放，可减少施工人员50%、井场占地30%，噪音从115分贝降到85分贝。利用油气田井场空地建设光伏、风电和石油伴生气热电装置，搭建微能源网系统，直接为油气井提供生产用电用热，改善边远井场电能质量。在进行加热炉等煤（油）改气的同时，积极开发利用风能和太阳能，大力推广地热和余热利用，不仅可节约大量自用能源，还可对外提供清洁电力供应。

在全球控制甲烷排放的大趋势下，我国加强了技术、监管等方面措施，2021年天然气燃除量明显下降。主要油气企业陆续开展甲烷放空和逸散专项减排行动，加强相关管理和考核，不断加大减排投入力度，扩大整治范围，持续削减甲烷排放总量和强度，提出了“零燃除”目标。2021年5月，中国油气企业甲烷控排联盟成立，该联盟各成员单位将甲烷控排纳入碳减排规划，进一步明确减排行动方案，全面有序推动甲烷控减，基本形成具有全国影响力的节能降碳合作模式。

四、油气行业对外开放迈上新台阶

（一）依托“一带一路”，全方位拓展油气国际合作共建“一带一路”倡议提出后，主要油气企业与沿线国家进一步推动油气国际合作，取得了新的重大进展，中亚-俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区陆续建成；合作开发巴西深水、圭亚那、英国北海3个10亿吨级超大型油田；在非洲乍得、中亚阿姆河、南美安第斯发现5个亿吨级规模油气区带；在缅甸若开深水、尼日尔、苏丹、滨里海、阿联酋、加拿大等地合作发现6个千万吨级规模油气区。“十三五”时期，海外累计新增可采储量超过27亿吨，我国份额油储量超过7亿吨，桶油发现成本维持在2美元左右。同时，我国不断加强国内先进适用技术在海外的推广应用。积极带动工程建设、工程技术服务和装备制造产品“走出去”，并向技术转移、管理服务等全产业链延伸，逐步与“一带一路”沿线国家建立起油气合作伙伴关系。近年来我国在全球和区域油气合作中的角色逐步由被动接受者向主动参与者转变，国际影响力继续提升。我国不断加强与国际能源署、国际燃气联盟等机构的交流与合作，当选国际燃气联盟2022－2025年任期主席国，北京同时获得2025年第29届世界燃气大会主办权。加强与日韩油气合作，以提高本地区油气市场流动性和效率，增进东北亚地区油气市场的透明度。中日韩三国能源智库间加强交流和合作，定期开展油气专题研讨。完善人才交流机制，派驻人员前往相关机构学习、交流和任职，在“一带一路”国际性能源治理投资机制或机构中推动油气相关能力建设。（二）不断加强制度建设，油气行业转向全面开放“十二五”时期，油气行业开始重视全面对外开放，“十三五”时期，积极探索并取得了重大进展。顶层设计不断丰富完善，先后发布《外商投资法》《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》《自由贸易试验区外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》《鼓励外商投资产业目录（2019年）》等。改革内容涵盖油气上中下游全产业链，取消天然气、煤层气勘查开采对外商投资仅限于合资合作的限制，将油气勘探开发、管道建设、城镇燃气等列入鼓励外商投资产业目录，外商作为独立市场主体进入油气相关业务的行政性障碍逐步解除。

持续增强能源进口多元化保障能力，油气进口已基本形成陆上和海上通道兼顾、广泛涵盖全球重点资源国的新格局。能源进口来源呈现多元化，2021年石油进口来源国达到50个，天然气进口来源国近30个，基本建立起多元化进口格局。战略进口通道不断完善。中国油气进口通道在“十二五”时期初具雏形，在“十三五”时期进一步完善。形成了东部海上（原油、成品油和LNG贸易）、西南（中缅油气管道）、西北（中亚天然气管道和中哈原油管道）和东北（中俄油气管道）四大油气进口战略通道，品种不断优化、多元，保障了油气的总体稳定供应。

五、油气消费及服务惠及社会各领域

（一）油气消费总体持续增长，各领域共享油气发展成果十年来，我国油气消费量稳步上升。原油表观消费量从2011年43965万吨增至2021年67856万吨，年均增速达4.4%。天然气表观消费量从2011年1341亿立方米增至2021年3690亿立方米，年均增速超过10%。2021年天然气占一次能源消费总量的比例升至8.9%，较2011年提升近4个百分点。“十二五”以来，随着西气东输二线、三线和中缅天然气管道等骨干管道的建成，以及广东、广西、江西、福建、云南、贵州等地区管道天然气的接入，各地区天然气消费规模快速上升。2021年广东、江苏、四川、山东、河北消费量位居前五，广东和江苏消费量均超300亿立方米，四川、山东、河北消费量均超200亿立方米。我国还大力实施“气化西藏”工程，推动液化天然气广泛利用，结束了西藏没有天然气的历史。十年来，各领域油气应用取得长足发展。工业石油消费总量从2011年18005万吨增至2021年26520万吨，年均增速达4.0%，2021年占全国石油消费总量的比重为39%；交通运输石油消费总量从2011年16021万吨增至2021年23258万吨，年均增速达3.8%，2021年占比为34%；居民生活石油消费总量从2011年3984万吨增至2021年7694万吨，增长了近2倍，2021年占比为11%。随着城镇燃气、天然气发电、工业燃料升级、交通燃料升级四大天然气利用工程推广利用，天然气在散煤替代、发电和交通等领域应用不断深入。（二）用气服务水平显著提升，惠及广大城乡居民十年来，随着民生供气保障能力显著提升，居民用气量较快增长，较好地满足了居民用气需求。城镇居民用气需求不断增长。城镇居民天然气消费量从2011年的152.1亿立方米增至2021年的531.9亿立方米，年均增长率达到13.3%；人均居民用气量从2011年的72.9立方米增至2021年的93.5立方米，年均增长率达到2.5%。城镇供气能力明显增强。2011年以来，逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局，民生用气保障能力和水平得到持续提升。城镇供气总量从2011年的605.2亿立方米增至2021年的2381.4亿立方米，年均增长率达到14.7%。天然气利用从城镇向乡村地区延伸，乡村供气服务水平得到提升。四川、山东和云南等省通过管道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式逐步推进天然气在乡村的应用，有序实施“燃气下乡”政策，“气代煤”和“气代柴”效果初显。

六、结语

油气行业在保持较快增长速度的同时，面对新形势和新环境，未来还需要多措并举，不断夯实行业高质量发展根基。一是强化能源安全底线思维，加强油气供应保障，更好地应对复杂多变的国际地缘政治形势、极端气候频发危害，以及国际大宗商品市场剧烈波动等情况。二是碳达峰碳中和目标下，努力推进稳油增气和大力发展新能源的协同关系，构建绿色低碳转型和安全供应保障并举的现代能源体系。三是统筹油气发展与安全，进一步加强油气开发利用与国土空间规划、生态环境保护的统筹衔接，进一步加快管网和应急调峰设施建设，发挥基础设施规划建设对行业发展和市场培育的引领作用。