近日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《石油天然气发展“十五五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》遵循“四个革命，一个合作”能源安全新战略，立足新时期全球能源格局深度调整、国内新型能源体系加快构建的时代背景，锚定保障能源安全、绿色低碳发展两大核心任务，擘画到2030年建成现代油气产业体系的宏伟蓝图。

《规划》吹响了新时代我国油气行业高质量发展的号角，保障能源安全是底线任务、绿色低碳转型是时代方向，二者辩证统一、不可偏废。站在“十五五”开局的历史节点，中国石化肩负保障国家能源安全的重大使命，要牢牢把握《规划》带来的历史机遇，正视发展中的矛盾挑战，把国家战略转化为企业改革发展的具体实践，统筹好发展和安全、保供和转型、规模和效益，全力建设世界领先现代化能源与化工公司，为保障国家能源安全、服务中国式现代化建设贡献石化力量。

《规划》构建的行业发展逻辑

本次出台的《规划》跳出传统以规模扩张为主思维，确立“筑牢能源安全底线”“推进绿色低碳转型”两大核心任务，统筹安全保供与绿色转型、传统产业升级与新质生产力培育、科技创新与体制机制改革，明确七大重点方向、24项具体举措，设定到2030年国内油气供应量4.4亿吨油当量、全国长输管网规模22万公里、天然气储备规模占全国消费比重超13%、CCS/CCUS年注入二氧化碳1000万吨等量化硬指标，实现能源安全保障能力、国际合作水平、绿色低碳转型成效、科技创新实力和油气市场活力“五个持续提升”，为油气行业发展带来重大政策机遇，同时也对能源央企履职尽责提出更高标准。

《规划》在七个方面构建起完整的行业发展逻辑链条。第一，加大油气勘探开发和增储上产力度，夯实能源安全供给根基。在持续拓展常规油气发展的同时，聚焦深层超深层、页岩油、页岩气、深层煤层气、海洋油气等未来发展重点领域，布局八大油气战略保障基地，把稳资源的主动权。第二，完善油气基础设施，巩固战略通道。全面建成油气“全国一张网”，统筹氢、甲醇等新业态介质管输，打通资源调配的物理通道。第三，健全多层次油气储备调峰体系。推动地下储气库、海上储气库、沿海LNG储备协同发展，探索地下储氢、二氧化碳封存新业态，破解天然气冬夏峰谷差大的现实痛点，提升能源系统整体韧性。第四，拓展多元国际合作，构建多元稳定的海外资源供给格局。第五，加快能源绿色转型，培育油气领域新质生产力。推动油气与风光地热多能融合，加强油气与氦气、铀、锂、硫等伴生资源一体化勘探开发，大力发展CCUS、绿色氢能和地下压缩空气储能。第六，强化科技自立自强，推进智能化发展。聚焦“两深一非一老”重点领域，攻关高效勘探开发关键技术，推动技术装备迭代升级，推进智慧油气田、智慧管网建设，支撑油气增储上产。第七，深化油气体制改革，推动产业变革。完善油气矿业权出让方式，加大探矿权区块出让力度。在“全国统一大市场”发展要求下，完善“X+1+X”油气市场体系，推动上游多元主体发展，推进城镇燃气企业整合重组，落实天然气上下游价格联动机制，营造公平开放的市场环境。

《规划》表明，“十五五”时期，我国油气行业将坚持“先立后破”，一边做强自主保障能力、筑牢国家能源安全屏障，一边推动产业绿色变革、培育新赛道新动能，让油气成为新型能源体系的可靠支撑力量。中国石化二次创业的战略方向与《规划》高度同频，全产业链业务迎来历史性机遇，也面临现实的挑战考验。

迎来发展新机遇

中国石化在超深层碳酸盐岩油气勘探开发、页岩油气开发、CCUS示范等领域积淀深厚，此次《规划》出台，更是从资源开发、绿色低碳、市场改革、科技创新多个维度打开企业发展新空间。

第一，增储上产政策导向明确，上游勘探开发迎来战略窗口期。回望“十四五”，中国石化立足自身油气资源禀赋，勘探开发加快向深层、致密、非常规领域拓展。“深地一号”顺北油气田在塔里木盆地实现8000米超深层油气突破、落实多个亿吨级油气区，胜利济阳页岩油国家级示范区建成投产，四川盆地资阳东峰超深层千亿方页岩气田横空出世，涪陵页岩气田持续稳产，胜利、塔河等老油田不断提高采收率，海域勘探多点开花，已经形成“深地、页岩、海洋”三位一体的增储格局。《规划》将加大油气勘探开发力度摆在首要位置，明确鼓励上述领域加大勘探投入，为中国石化拓展资源阵地、实现储量产量协同增长提供有力政策支撑。

第二，绿色低碳新赛道目标量化落地，CCUS、多能融合迎来规模化发展契机。本次《规划》首次将CCS/CCUS年注入1000万吨写入发展目标，把CCUS、地下储氢、多能互补、油气伴生资源一体化勘探开发作为培育新质生产力的重要抓手，鼓励油气矿区发展风光地热，打造零碳油气田，推动老油气田向“电田、热田、储田、碳田”转型。中国石化拥有国内首个百万吨级齐鲁石化‑胜利油田CCUS全产业链示范项目，具备枯竭油藏封存的天然资源条件；各大油田矿区土地资源丰富，具备风光资源开发条件。《规划》把CCUS从试点示范推向产业化阶段，为企业打通“增产+降碳”双向路径，碳资产价值进一步显现；油气与新能源融合发展，能够盘活油田存量土地、设施资源，开辟第二增长曲线。

第三，科技创新方向清晰，关键核心技术攻关获得国家层面战略牵引。《规划》聚焦陆上深层、海洋深水、非常规油气、老油气田等重点领域部署攻关任务，推进智慧油气田、智慧管网建设，完善新兴领域技术标准体系。中国石化是国家科技创新的“主力军”，国家科技创新战略为基础研究和关键技术攻关提供了合作平台。《规划》明确的科技攻关方向，为企业开展产学研协同创新、推动技术成果产业化提供了有力政策支持。

第四，油气体制改革持续深化，市场化改革红利持续释放。《规划》进一步完善“X+1+X”油气市场体系，推进管网公平开放，完善储气调峰市场机制，落实天然气上下游价格联动，构建更加规范有序的市场环境。改革持续破除行业壁垒，上游资源开放、中游管网公平接入、下游市场规范化发展，有利于中国石化发挥全产业链一体化优势，理顺天然气成本传导，实现上下游协同创效。

直面多重现实考验

对照《规划》提出的目标任务，立足自身油气资源禀赋现实，中国石化在推进落实过程中，依然面临资源禀赋、转型发展、技术瓶颈、成本效益多重现实考验。

一是上游资源禀赋先天约束，效益增储上产压力依然突出。中国石化矿权区主要分布在大盆地的边缘和中小型盆地，主力勘探阵地转向超深层、非常规和老区复杂隐蔽油气藏，新发现资源中低品位比重逐渐加大，近5年低渗致密和复杂稠油探明储量占比59%、致密气和页岩气探明储量占比75%，增储和建产成本持续增长；老油气田进一步提采难度加大，老油田普遍进入特高含水、高采出程度开发阶段，调整挖潜空间变小、成本陡增，主力气田递减率和稳产压力加大。稳产保供与降本增效的矛盾成为上游板块的核心考验。

二是绿色转型任务重，新质生产力培育面临商业化瓶颈。《规划》提出CCS/CCUS年注入千万吨级目标，油气矿区风光地热开发、天然气掺氢、地下储氢等新业态加快布局。客观来看，当前CCUS项目投资规模大，碳收益市场化机制尚不健全，单纯依靠驱油收益，大规模商业化推广仍有阻力；油气田风光开发面临用地用海、生态红线约束；氢能管道输送、天然气掺氢等技术示范先行，但标准体系、商业模式尚未完全成熟，新业态短期盈利能力偏弱，需要平衡长期战略布局与当期经营效益。

三是关键核心技术仍有卡点，数智化转型仍需持续攻坚。虽然中国石化在超深层、页岩油气勘探开发等方面取得重大突破，但面对深层、深水等领域，在油气富集规律认识、高效勘探开发技术、高端井下工具、大型装备关键零部件等方面仍存在短板，部分工程技术仍需持续迭代。数智化技术在油气勘探开发、管网运行场景的深度落地，需要打破多源数据壁垒，数字化转型投入大、建设任务艰巨。

四是外部市场环境复杂多变，经营创效风险不容忽视。国际地缘政治冲突持续扰动国际油气价格，短期波动加剧、不确定性增强，在地缘冲突缓和背景下，全球油气供应将更趋宽松，油气价格总体震荡下行，多家机构预测“十五五”期间国际油价或将下行在50~70美元/桶，亚洲天然气现货均价将回落在7~10美元/百万英热单位，在油气全口径完全成本仍处高位及价格大概率下行背景下，上游经营创效面临严峻挑战。

落实《规划》的工作建议

立足国家规划部署，结合中国石化二次创业、构建“一基两翼三链四新”产业新格局总体部署，要把《规划》要求转化为企业实实在在的行动方案，统筹保供、转型、创新、改革，做到守底线、拓增量、促转型、强创新、深改革，把国家战略落到产业实践中。

第一，锚定自主供给“压舱石”，坚持效益优先推进增储上产。牢牢把握《规划》“加大勘探开发力度”部署，立足八大油气战略保障基地布局，坚持“常非”并举、海陆并进。按照党组擘画的科产融创项目，改变原有“画地为牢”的工作模式，强化组织运行，在重点领域尽快突破。做强深地工程，持续做优顺北等超深层油气阵地；做强页岩油气示范工程，巩固胜利济阳陆相页岩油、四川页岩气产能阵地，持续拓展新区新层系；做好老油田稳产工程，持续推进提高采收率技术规模化应用，守住老油田稳产基本盘；加大海域勘探开发力度，拓展海洋油气增量空间。在追求储量产量增长的同时，牢牢把效益开发摆在突出位置，深化地质工程一体化，推行少井高产、工厂化集约化开发，实现储量接替、产量增长与经营效益协同提升。

第二，厚植绿色发展底色，以新质生产力驱动产业迭代升级。抢抓CCUS规模化发展历史机遇，统筹推进一批CCUS示范项目落地，同步推进碳捕集、运输、封存全链条技术迭代，探索商业化运营模式，实现油气增产与碳减排双向赋能。大力推进油气田“风光热储”多能融合，布局光伏、风电项目，打造一批零碳油气田示范基地，推动传统油气基地向综合能源基地转型。

第三，强化科技自立自强，攻坚关键核心技术，加快数智化转型。对标《规划》科技攻关清单，把“两深一非一老”作为攻关主战场，持续完善超深层海相碳酸盐岩、陆相页岩油成藏地质理论，攻关万米深井钻完井、深层页岩油体积压裂、老油田提高采收率等核心技术。推动新质生产力赋能绿色低碳发展，加快碳捕集、封存、监测全链条技术迭代，推进地热和油气伴生资源一体化勘探开发技术攻关，布局天然气掺氢、地下储氢等前沿技术攻关。加快推进智慧油气田建设，推动大模型、物联网、数字孪生在勘探开发场景落地应用。完善产学研用协同创新机制，用好国家重大科技专项，加快科研成果现场转化落地，补齐关键装备零部件短板，锻造原创技术策源地，打造未来产业。

第四，持续深化内部改革，对接完善“X+1+X”油气市场体系。主动顺应油气体制改革方向，完善内部市场化运行机制。持续推进油公司模式改革，压实地质工程一体化机制，打破甲乙方壁垒，提升勘探开发运营效率；主动适应管网公平开放监管要求，规范自有管道设施运营管理，做好与国家管网的协同调度；天然气业务健全市场化经营机制，优化气源采购、储气调峰、终端销售全链条协同，用好上下游价格联动政策，平抑气价波动带来的经营冲击。

（作者为集团公司高级专家，石油勘探开发研究院副总地质师、油气战略与规划研究所所长）

新一轮氢能试点城市群公布

8月15日，工信部、财政部、国家发展改革委印发通知，原则同意京津冀、大湾区、东北（含蒙东）—长三角、新疆—成渝地区双城经济圈、黄河几字弯—中原等5个城市群开展氢能综合应用试点，试点期4年。

行动路径方面，通知要求抓紧推进氢能技术装备攻关、工业领域氢能项目、燃料电池汽车推广、加氢站建设等4张清单落实落地，形成氢能产业发展可复制、可推广的经验。

产业布局方面，通知强调要立足建立完整产业链供应链，畅通国内大循环，防止和克服地方保护主义；合理布局建设重点项目，突出城市群特色和联动，防止“小而全”、一哄而上、低水平重复建设；建立健全安全管理制度，明确具体责任部门，并严格落实到位；做好绩效管理，及时评估试点工作的经济、社会和生态效益。

对比首轮示范，新一轮试点城市群布局释放出政策重心从“单一示范”转向“综合应用”的明确信号。

成都南部发现高纯天然氢渗漏点

近日，科研人员在四川盆地成都南部发现天然氢气渗漏点，氢气摩尔分数在97.33%～98.24%（平均为97.76%），刷新了我国天然氢含量纪录，与马里、阿曼等全球顶级高纯氢气藏处于同一量级。

科研人员根据成分初步推测，该天然氢属深部无机成因，源岩可能为邻近的石棉—庙湾新元古代蛇绿岩带中的蛇纹石化橄榄岩、辉石岩，或二叠系基性岩类，构成深部持续供氢系统，后续将从源岩调查、通道识别和同位素示踪3个方面开展深入研究。

成都南部天然氢是我国首次报道的高浓度天然氢气渗漏，证实了克拉通盆地内部具备形成高纯度氢气聚集的地质条件，为我国天然氢资源调查与评价提供了新的科学依据，也为零碳能源战略突破奠定了基础。

渤海千亿方气田Ⅰ期项目投产

近日，中国海油渤海千亿方大气田渤中19-6气田Ⅰ期开发项目全面投产。该气田位于渤海中部海域，探明天然气地质储量超2000亿立方米、石油液体地质储量超2亿立方米，目前日产气350万立方米，累计产气超28亿立方米。

该气田埋深超5000米，油气藏类型复杂且潜山储层裂缝密集，地层最高温度204摄氏度、硬度超过常规碳钢。工程技术团队构建适配渤海、自主可控的超深层储层特色技术体系，成功实施全球首次太古界潜山地层分支井作业。在Ⅰ期开发项目中，平均井深超5500米，6000米以上超深井10口。潜山储层内，凝析气主要分布于微米级裂缝中，会在地层压力快速下降时从气态转化为液态。技术团队探索形成海上超深层复杂潜山油气藏开发技术体系，实现以气保油、以气保气，有效破解开发难题。