8月17日，国家发展改革委、国家能源局对外发布了《石油天然气发展“十五五”规划》。规划提出，到2030年逐步建设形成“自主保障能力持续增强、管网输配高效衔接、储备调节充足灵活、生产方式绿色低碳、运行安全平稳高效、加工利用高端高质、科技水平自主突破、国际合作灵活多元”的现代油气产业体系。
规划明确了2030年主要目标：国内油气供应量4.4亿吨油当量，新增油气长输管道2万公里，全国油气长输管网规模达22万公里，天然气储备规模持续增长，占全国消费比重超过13%，液化天然气接收站接卸能力2亿吨/年，陆上管道进口天然气能力1140亿立方米/年，二氧化碳捕集与封存/二氧化碳捕集利用与封存（CCS/CCUS）年注入二氧化碳达1000万吨。
为实现上述目标，《规划》部署了七方面重点工作：一是加大油气勘探开发和增储上产力度，夯实国内自主供给“压舱石”；二是完善基础设施建设，提升管网安全韧性和运行效率；三是强化油气储备体系建设；四是加强油气国际合作；五是加快绿色转型和新质生产力培育，推动油气与多能融合发展；六是强化科技创新驱动；七是深化油气体制改革，进一步完善“X+1+X”油气市场体系。
夯实国内油气自主供给“压舱石”
增强国内油气自主保障能力，是应对外部不确定性、维护国家能源安全的基础。《规划》坚持资源勘探、产能建设和稳产上产一体推进，重点从三个方面作出部署。
一是加强勘探夯实资源基础。加强东部老区资源潜力精细勘探、中西部和海域集中勘探、新区新领域风险勘探，保持储量增长高峰态势，确保石油储量接替率保持1以上，天然气储量接替率力争更高。持续加大鄂尔多斯、渤海湾、四川、塔里木、松辽、准噶尔等重点含油气盆地常规资源勘探，推动深层超深层海相碳酸盐岩、页岩油、页岩气、深层煤层气以及三大海域潜山、地层岩性、深水深层和边缘凹陷等领域勘探突破。
二是攻坚原油产量稳中有升、天然气持续上产。保持开发投资强度，支撑新建产能建设。加快深层超深层油气规模效益开发，推动页岩油、页岩气和深层煤层气等非常规油气储量动用和开发建产。实施海洋油气再提升工程，推动海洋油气产量当量达到亿吨级规模。实施老油气田“压舱石”工程，推动大庆、胜利等老油田长期稳产。做好新区效益建产，推动巴彦、吉兰泰等新油田加快上产。
三是建设油气战略保障基地。聚焦鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽、准噶尔、柴达木、南海北部等重点区域，统筹勘探、开发、基础设施和技术保障，形成一批资源接替稳定、产能建设有序、稳产支撑有力的油气战略保障基地，支撑完成国内油气产量目标任务。
推动油气“全国一张网”更加贯通高效
油气基础设施是保障资源安全稳定供应和高效配置的重要支撑。《规划》立足我国油气供需格局，坚持“四个统筹”，即国内国际两种资源相统筹、省际省内两级规划相统筹、干线与省级管网建设相统筹、油气与氢氨醇储运体系建设相统筹，着力构建适度超前、经济高效、区域均衡、互联互通、绿色低碳、安全稳定的油气“全国一张网”。
一是巩固油气战略通道。建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等重大工程；适时启动西气东输四线乌恰—吐鲁番段、西气东输五线建设，谋划川气南下新通道，增强跨区域资源调配和应急互济能力。
二是全面建成油气“全国一张网”。推进琼粤天然气管道建设，结束海南孤网运行历史。加快连云港—仪征原油管道、文23—安庆等天然气管道和液化天然气接收站外输管道建设。支持天然气及煤制气、煤层气上载国家干线管网。优化多品种成品油顺序输送，探索同油种介质去标签化输送，提高管道负荷率和资源入网量。
三是有序推进省级管网和直供管道建设。加强国家干线、省级及以下管网规划衔接，提升管网供气覆盖范围，增强重点城市供气保障能力。加强燃气发电、大型工业项目与国家干线、省级管网规划协同布局，在优先利用城镇燃气等既有设施前提下，支持对重点工业园区、大型企业和燃气电厂等大用户实施直供直销，压缩供气层级，降低用气成本。
四是统筹推进新业态管输布局。推进乌兰察布—京津冀输氢管道建设，完善纯氢管道输送技术标准；探索利用部分低负荷成品油管道输送甲醇；支持在符合标准、确保安全的前提下开展天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试，为绿色燃料高质量发展提供基础设施支撑。
强化石油天然气储备和调峰能力
储备是维护能源安全的重要保障，调峰能力是天然气稳定供应的关键环节。《规划》坚持政府储备、企业储备和市场化储备协同发展，统筹石油储备、天然气储备调峰和煤制油气产能技术储备，着力建设层次清晰、布局合理、调用高效的油气储备体系。
石油储备方面，建成政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的大国石油储备体系。持续强化政府储备建设，完善企业社会责任储备制度，鼓励社会资本加强商业储备设施投资运营。
天然气储备调峰方面，在国家进口战略通道和干线管道沿线、油气战略保障基地、消费负荷中心等区域加快地下储气库建设。通过优化注采压力区间、加密注采井等方式，提升已投产储气库规模和尖峰保供能力。海上地下储气库论证实施，探索地下储氢、二氧化碳等新业态。完善沿海液化天然气储备体系，接收站建设坚持扩建为主，积极推进已核准和在建项目。
同时，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，加强产能和技术储备。
加快油气行业绿色转型和新质生产力培育
推动油气行业绿色低碳转型，不是简单压减油气供应和利用，而是统筹安全和转型，推动油气生产消费方式绿色低碳转型，加快传统油气业务与新能源、新技术、新业态融合发展，不断拓展行业高质量发展新空间。
石油方面，系统推动生产环节节能降碳、消费环节达峰和产业链提质升级。推进石油全链条节能降碳改造，提高终端电气化水平，加强甲烷和挥发性有机物减排，降低单位产品能源消耗；支持绿色燃料发展，补充替代传统石油产品；保持适度富余炼油和石化产能，提升产业国际竞争力，发挥石油安全的产业垫层作用。
天然气方面，突出清洁、高效和灵活调节作用。鼓励天然气在难以电气化、使用高排放燃料的工业领域有序高效利用，支持液化天然气在重卡和水运船舶中的有序应用。因地制宜布局调峰气电项目，合理保障发电用气需求，支持气电联营、气电与新能源联营、气电与调峰设施联营，发挥天然气对新型电力系统的稳定支撑作用。健全气—电调度协调机制，鼓励油气和气电企业签订多年期中长期合同和灵活供气条款。
油气与新能源融合方面，依托油气矿区和周边地区有序发展光伏、风电和地热能，提高生产用能电气化率，打造绿色低碳零碳油气田。推动油气热同采、风光储调并用和源网荷储一体化运行，促进老油气田延展形成“电田、热田、储田、碳田”。
新质生产力培育方面，促进绿色氢能产业发展，协同油气基础设施布局，加快推动氢能规模化制取、管道运输和集约存储体系，构建以周边就近消纳为主、跨区调运和外贸为辅的氢能产销新格局；推进CCUS规模化、产业化建设，统筹原油增产与碳减排“双赢”，推动区域产业集群发展；推进新型地下储能产业发展，充分利用枯竭油气藏、盐穴和管道等地下空间资源，探索发展压缩空气储能等新业态，提升区域能源系统灵活调节能力和安全稳定水平。
炼化产业方面，坚持炼油产能“减量置换”，优化存量、严控新增，持续推进“油转化”“油转特”“油转材”，提升集约化、精细化、绿色化水平。推动重点区域炼厂整合重组和落后产能退出，沿海地区打造具有全球竞争力的炼化一体化产业集群，中西部地区立足本地需求和资源条件保障油品稳定供应，支持有特色、有竞争力的中小型炼厂走“专精特新”发展道路。
推动能源科技自立自强
《规划》坚持面向国家能源安全重大需求和行业转型升级需要，聚焦关键核心技术、数智化应用和标准规范建设，推动油气行业创新能力实现整体跃升。
勘探开发方面，扎实推进新型油气勘探开发国家科技重大专项，聚焦“两深一非一老”等重点领域，攻克陆上深层、海洋深水安全高效勘探开发技术，突破陆相页岩油、深层页岩气、深层煤层气等非常规勘探开发技术，完善老油气田提高采收率技术，攻关油气与伴生资源综合勘探、立体开发技术。
基础设施方面，聚焦油气管道智能施工与检测、管网仿真和运行优化、管道站场智能设计与调控、数字孪生等领域攻关；开展高压纯氢管道材料与安全运输、大规模掺氢和改输氢、含水层储气库、深部地下空间储氢、甲醇液氨等多元介质输送以及CCS/CCUS技术攻关。终端利用方面，加快重型燃气轮机国产化，推进车船用高效低排放燃气发动机、高端燃气壁挂炉等科技攻关及国产化，优化炼化一体化和绿色低碳炼化技术。
数智化方面，加快人工智能、物联网等新一代信息技术与油气业务融合，建设智慧油气田和智慧油气管网，实现管网设备控制自动化、资产数字化和管理流程化。
标准体系方面，围绕CCS/CCUS、油气田多能互补、天然气管道掺氢及终端应用、海上弃置平台绿色改造、枯竭油气藏储氢储能、绿色燃料国际贸易认证和“人工智能+”等新兴领域，加快构建技术标准和规范体系。
深化油气体制机制改革
《规划》围绕进一步完善“X+1+X”油气市场体系，坚持有效市场和有为政府相结合，推动上游资源有序开放、中游基础设施公平高效运行、下游市场规范竞争。
上游方面，完善油气矿业权出让方式，持续拓展勘查区块来源，加大探矿权区块出让力度，建立地质资料共享机制，健全勘探开发技术、采收率标准规范及管理机制，增强油服市场竞争活力，推动先进技术装备推广应用，降低勘探开发成本。
中游方面，优化管网投资模式，压实国家干线管网投资建设主体责任，支持民间资本参与非战略性管道和油气储备库建设。推进规划内储气库、液化天然气接收站、省级管道与国家干线管网应接尽接，支持省级管网市场化融入国家管网和具备条件的大用户干线直供。完善“全国一张网”运行调度机制和管网气量市场化平衡机制，加强管网设施公平开放监管。
市场机制方面，推动上游供气主体多元化，促进城镇燃气企业整合重组和规范经营，落实天然气上下游价格联动机制，更好发挥中长期合同的基础性作用，完善储气调峰市场机制，加强民生用气保障。研究完善成品油消费税和定价机制，定期校核跨省天然气管道运输价格。
行业治理方面，健全法律法规和公平开放监管制度，完善油气行业碳排放统计核算，逐步建立碳足迹管理体系，健全油气应急救援体系，加强反垄断、反不正当竞争和价格监管执法，持续强化管道保护和第三方施工管控，营造公平规范、开放有序的市场环境。
附件：石油天然气发展“十五五”规划
8月17日，国家发展改革委、国家能源局对外发布了《石油天然气发展“十五五”规划》。规划提出，到2030年逐步建设形成“自主保障能力持续增强、管网输配高效衔接、储备调节充足灵活、生产方式绿色低碳、运行安全平稳高效、加工利用高端高质、科技水平自主突破、国际合作灵活多元”的现代油气产业体系。
规划明确了2030年主要目标：国内油气供应量4.4亿吨油当量，新增油气长输管道2万公里，全国油气长输管网规模达22万公里，天然气储备规模持续增长，占全国消费比重超过13%，液化天然气接收站接卸能力2亿吨/年，陆上管道进口天然气能力1140亿立方米/年，二氧化碳捕集与封存/二氧化碳捕集利用与封存（CCS/CCUS）年注入二氧化碳达1000万吨。
为实现上述目标，《规划》部署了七方面重点工作：一是加大油气勘探开发和增储上产力度，夯实国内自主供给“压舱石”；二是完善基础设施建设，提升管网安全韧性和运行效率；三是强化油气储备体系建设；四是加强油气国际合作；五是加快绿色转型和新质生产力培育，推动油气与多能融合发展；六是强化科技创新驱动；七是深化油气体制改革，进一步完善“X+1+X”油气市场体系。
夯实国内油气自主供给“压舱石”
增强国内油气自主保障能力，是应对外部不确定性、维护国家能源安全的基础。《规划》坚持资源勘探、产能建设和稳产上产一体推进，重点从三个方面作出部署。
一是加强勘探夯实资源基础。加强东部老区资源潜力精细勘探、中西部和海域集中勘探、新区新领域风险勘探，保持储量增长高峰态势，确保石油储量接替率保持1以上，天然气储量接替率力争更高。持续加大鄂尔多斯、渤海湾、四川、塔里木、松辽、准噶尔等重点含油气盆地常规资源勘探，推动深层超深层海相碳酸盐岩、页岩油、页岩气、深层煤层气以及三大海域潜山、地层岩性、深水深层和边缘凹陷等领域勘探突破。
二是攻坚原油产量稳中有升、天然气持续上产。保持开发投资强度，支撑新建产能建设。加快深层超深层油气规模效益开发，推动页岩油、页岩气和深层煤层气等非常规油气储量动用和开发建产。实施海洋油气再提升工程，推动海洋油气产量当量达到亿吨级规模。实施老油气田“压舱石”工程，推动大庆、胜利等老油田长期稳产。做好新区效益建产，推动巴彦、吉兰泰等新油田加快上产。
三是建设油气战略保障基地。聚焦鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽、准噶尔、柴达木、南海北部等重点区域，统筹勘探、开发、基础设施和技术保障，形成一批资源接替稳定、产能建设有序、稳产支撑有力的油气战略保障基地，支撑完成国内油气产量目标任务。
推动油气“全国一张网”更加贯通高效
油气基础设施是保障资源安全稳定供应和高效配置的重要支撑。《规划》立足我国油气供需格局，坚持“四个统筹”，即国内国际两种资源相统筹、省际省内两级规划相统筹、干线与省级管网建设相统筹、油气与氢氨醇储运体系建设相统筹，着力构建适度超前、经济高效、区域均衡、互联互通、绿色低碳、安全稳定的油气“全国一张网”。
一是巩固油气战略通道。建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等重大工程；适时启动西气东输四线乌恰—吐鲁番段、西气东输五线建设，谋划川气南下新通道，增强跨区域资源调配和应急互济能力。
二是全面建成油气“全国一张网”。推进琼粤天然气管道建设，结束海南孤网运行历史。加快连云港—仪征原油管道、文23—安庆等天然气管道和液化天然气接收站外输管道建设。支持天然气及煤制气、煤层气上载国家干线管网。优化多品种成品油顺序输送，探索同油种介质去标签化输送，提高管道负荷率和资源入网量。
三是有序推进省级管网和直供管道建设。加强国家干线、省级及以下管网规划衔接，提升管网供气覆盖范围，增强重点城市供气保障能力。加强燃气发电、大型工业项目与国家干线、省级管网规划协同布局，在优先利用城镇燃气等既有设施前提下，支持对重点工业园区、大型企业和燃气电厂等大用户实施直供直销，压缩供气层级，降低用气成本。
四是统筹推进新业态管输布局。推进乌兰察布—京津冀输氢管道建设，完善纯氢管道输送技术标准；探索利用部分低负荷成品油管道输送甲醇；支持在符合标准、确保安全的前提下开展天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试，为绿色燃料高质量发展提供基础设施支撑。
强化石油天然气储备和调峰能力
储备是维护能源安全的重要保障，调峰能力是天然气稳定供应的关键环节。《规划》坚持政府储备、企业储备和市场化储备协同发展，统筹石油储备、天然气储备调峰和煤制油气产能技术储备，着力建设层次清晰、布局合理、调用高效的油气储备体系。
石油储备方面，建成政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的大国石油储备体系。持续强化政府储备建设，完善企业社会责任储备制度，鼓励社会资本加强商业储备设施投资运营。
天然气储备调峰方面，在国家进口战略通道和干线管道沿线、油气战略保障基地、消费负荷中心等区域加快地下储气库建设。通过优化注采压力区间、加密注采井等方式，提升已投产储气库规模和尖峰保供能力。海上地下储气库论证实施，探索地下储氢、二氧化碳等新业态。完善沿海液化天然气储备体系，接收站建设坚持扩建为主，积极推进已核准和在建项目。
同时，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，加强产能和技术储备。
加快油气行业绿色转型和新质生产力培育
推动油气行业绿色低碳转型，不是简单压减油气供应和利用，而是统筹安全和转型，推动油气生产消费方式绿色低碳转型，加快传统油气业务与新能源、新技术、新业态融合发展，不断拓展行业高质量发展新空间。
石油方面，系统推动生产环节节能降碳、消费环节达峰和产业链提质升级。推进石油全链条节能降碳改造，提高终端电气化水平，加强甲烷和挥发性有机物减排，降低单位产品能源消耗；支持绿色燃料发展，补充替代传统石油产品；保持适度富余炼油和石化产能，提升产业国际竞争力，发挥石油安全的产业垫层作用。
天然气方面，突出清洁、高效和灵活调节作用。鼓励天然气在难以电气化、使用高排放燃料的工业领域有序高效利用，支持液化天然气在重卡和水运船舶中的有序应用。因地制宜布局调峰气电项目，合理保障发电用气需求，支持气电联营、气电与新能源联营、气电与调峰设施联营，发挥天然气对新型电力系统的稳定支撑作用。健全气—电调度协调机制，鼓励油气和气电企业签订多年期中长期合同和灵活供气条款。
油气与新能源融合方面，依托油气矿区和周边地区有序发展光伏、风电和地热能，提高生产用能电气化率，打造绿色低碳零碳油气田。推动油气热同采、风光储调并用和源网荷储一体化运行，促进老油气田延展形成“电田、热田、储田、碳田”。
新质生产力培育方面，促进绿色氢能产业发展，协同油气基础设施布局，加快推动氢能规模化制取、管道运输和集约存储体系，构建以周边就近消纳为主、跨区调运和外贸为辅的氢能产销新格局；推进CCUS规模化、产业化建设，统筹原油增产与碳减排“双赢”，推动区域产业集群发展；推进新型地下储能产业发展，充分利用枯竭油气藏、盐穴和管道等地下空间资源，探索发展压缩空气储能等新业态，提升区域能源系统灵活调节能力和安全稳定水平。
炼化产业方面，坚持炼油产能“减量置换”，优化存量、严控新增，持续推进“油转化”“油转特”“油转材”，提升集约化、精细化、绿色化水平。推动重点区域炼厂整合重组和落后产能退出，沿海地区打造具有全球竞争力的炼化一体化产业集群，中西部地区立足本地需求和资源条件保障油品稳定供应，支持有特色、有竞争力的中小型炼厂走“专精特新”发展道路。
推动能源科技自立自强
《规划》坚持面向国家能源安全重大需求和行业转型升级需要，聚焦关键核心技术、数智化应用和标准规范建设，推动油气行业创新能力实现整体跃升。
勘探开发方面，扎实推进新型油气勘探开发国家科技重大专项，聚焦“两深一非一老”等重点领域，攻克陆上深层、海洋深水安全高效勘探开发技术，突破陆相页岩油、深层页岩气、深层煤层气等非常规勘探开发技术，完善老油气田提高采收率技术，攻关油气与伴生资源综合勘探、立体开发技术。
基础设施方面，聚焦油气管道智能施工与检测、管网仿真和运行优化、管道站场智能设计与调控、数字孪生等领域攻关；开展高压纯氢管道材料与安全运输、大规模掺氢和改输氢、含水层储气库、深部地下空间储氢、甲醇液氨等多元介质输送以及CCS/CCUS技术攻关。终端利用方面，加快重型燃气轮机国产化，推进车船用高效低排放燃气发动机、高端燃气壁挂炉等科技攻关及国产化，优化炼化一体化和绿色低碳炼化技术。
数智化方面，加快人工智能、物联网等新一代信息技术与油气业务融合，建设智慧油气田和智慧油气管网，实现管网设备控制自动化、资产数字化和管理流程化。
标准体系方面，围绕CCS/CCUS、油气田多能互补、天然气管道掺氢及终端应用、海上弃置平台绿色改造、枯竭油气藏储氢储能、绿色燃料国际贸易认证和“人工智能+”等新兴领域，加快构建技术标准和规范体系。
深化油气体制机制改革
《规划》围绕进一步完善“X+1+X”油气市场体系，坚持有效市场和有为政府相结合，推动上游资源有序开放、中游基础设施公平高效运行、下游市场规范竞争。
上游方面，完善油气矿业权出让方式，持续拓展勘查区块来源，加大探矿权区块出让力度，建立地质资料共享机制，健全勘探开发技术、采收率标准规范及管理机制，增强油服市场竞争活力，推动先进技术装备推广应用，降低勘探开发成本。
中游方面，优化管网投资模式，压实国家干线管网投资建设主体责任，支持民间资本参与非战略性管道和油气储备库建设。推进规划内储气库、液化天然气接收站、省级管道与国家干线管网应接尽接，支持省级管网市场化融入国家管网和具备条件的大用户干线直供。完善“全国一张网”运行调度机制和管网气量市场化平衡机制，加强管网设施公平开放监管。
市场机制方面，推动上游供气主体多元化，促进城镇燃气企业整合重组和规范经营，落实天然气上下游价格联动机制，更好发挥中长期合同的基础性作用，完善储气调峰市场机制，加强民生用气保障。研究完善成品油消费税和定价机制，定期校核跨省天然气管道运输价格。
行业治理方面，健全法律法规和公平开放监管制度，完善油气行业碳排放统计核算，逐步建立碳足迹管理体系，健全油气应急救援体系，加强反垄断、反不正当竞争和价格监管执法，持续强化管道保护和第三方施工管控，营造公平规范、开放有序的市场环境。
附件：石油天然气发展“十五五”规划
