核心观点 - 国家发改委和能源局发布《石油天然气发展“十五五”规划》，旨在保障能源安全与推动绿色低碳转型，到2030年建成现代油气产业体系[1][2][3] - 规划设定了2030年具体目标：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，全国管网规模达22万公里，天然气储备占消费比重超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，CCS/CCUS年注入二氧化碳达1000万吨[4] 加大油气勘探开发和增储上产 - 加强东部老区精细勘探、中西部和海域集中勘探、新区新领域风险勘探，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[4] - 持续加大鄂尔多斯、渤海湾、四川、塔里木、松辽、准噶尔等重点盆地常规资源勘探，推动松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地页岩油和四川盆地页岩气规模增储，推动深层煤层气在鄂尔多斯盆地持续增储、准噶尔盆地加快突破[5] - 渤海、东海、南海三大海域重点推动潜山、地层岩性、深水深层、边缘凹陷勘探[6] - 保持开发投资强度支撑新建产能，加快深层超深层油气规模效益开发，推动非常规油气突破，实现页岩油、页岩气和深层煤层气规模效益开发[7] - 实施海洋油气再提升工程，推动海洋油气产量当量达亿吨级规模，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[7] - 设立鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽、准噶尔、柴达木盆地等油气战略保障基地[8] - 鄂尔多斯盆地推动华庆、姬塬、庆城、吴—定页岩油等原油产能项目，以及苏里格、靖边、榆林、神木、大牛地、东胜、高县、延安、延北、中山涧、蒙陕、大宁—吉县天然气产能项目[10] - 渤海湾盆地推进辽河海外河/静安堡、华北保定、西柳--高阳、東鹿、肃宁/大王庄、大港枣园/王官屯、南港、新华、沧东、岐口、民丰、利津、官西、雷家、牛庄、博兴、垦利9-1、蓬莱19-3、垦东滩海等产能项目，加快渤中19-6气田二期产能项目[10] - 川渝油气战略保障基地推动安岳、蓬莱、川东北、川西等常规气田产能项目，沙溪庙、川东、蜀南、川西及川北等致密气产能项目，泸州、渝西、永川、丁山、昭通等页岩气产能项目以及筇竹寺组、吴家坪组等新层系评价建产，原油开发重点做好川东北及复兴地区产能项目[10] - 塔里木盆地原油推进富满、哈拉哈塘、顺北、塔河等产能项目，天然气推动博孜—大北、天山南、库拜区等产能项目[10] - 松辽盆地原油做好长垣、长垣外围、松辽南部、古龙页岩油等产能项目，天然气推动徐深等产能项目[11] - 准噶尔盆地原油推进玛湖、中佳、吉木萨尔页岩油、准西缘春风稠油等产能项目，天然气推动克拉美丽等产能项目，加快南缘、沙湾凹陷等新区天然气评价[11] - 柴达木盆地原油实施尕斯-跃进、英东、尕斯、昆北等产能项目，天然气推动涩北气田产能项目[11] - 南海北部原油做好涠洲油田等复杂油田产能项目，天然气推进东方、乐东、宝岛等产能项目[11] 完善基础设施建设 - 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“全国一张网”，支撑油气和绿色燃料高质量发展[12] - 建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等，构建中部“十字形”骨干通道，适时启动西气东输四线(乌恰—吐鲁番段）、西气东输五线，谋划川气南下新通道，研究论证钦州至重庆原油管道[13] - 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—安庆等天然气管道及北海等液化天然气接收站外输管道建设[14] - 支持天然气及煤制气、煤层气上载国家干线管网，建设准东煤制气上载管道、运城—三门峡管道，支持老旧管道迁建改建，探索老旧管道封存与再利用[15] - 加快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，提升成品油管道负荷率和资源入网量，提升沿海原油接卸管道互联互通水平[15] - 有序推进省级管网和直供管道建设，加强省际省内规划协同，科学布局省级管网，支持对重点工业园区、大型企业、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[16] - 推进乌兰察布—京津冀输氢管道建设，同步完善纯氢管道输送技术标准规范，探索利用抚锦、锦郑、兰郑长、乌兰线等负荷率低的成品油管道输送甲醇[17] - 支持管输企业、工业发电等下游用户在有关标准范围内进行天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试[17] 强化油气储备体系建设 - 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的大国石油储备体系，持续强化政府石油储备建设，完善企业社会责任储备体系，鼓励社会资本加强商业储备设施投资运营[19] - 在国家进口战略通道和干线管道沿线、油气战略保障基地、消费负荷中心等加快地下储气库投资建设，支持已投产储气库提升储气规模和尖峰保供能力，加快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[20] - 完善沿海液化天然气储备体系，液化天然气接收站坚持扩建为主，审慎论证优化新项目布局，积极推进已核准和在建项目建设[20] - 天然气储备重点项目包括板深37、辽河储气库群(双台子等)、升平、雷龙湾、万顺场、长宁、榆37、千米桥、南堡东、南湖和丘东、中原文23、文24、文68、白9、孤东、宝浪、卫2、刘庄、临兴—神府（含先导）油气藏型储气库，以及金坛、叶县、张兴、泰安、菏泽、黄场、平顶山、楚州、淮安盐穴储气库[22] - 液化天然气接收站优先推进在建及储罐扩建项目建设，新建粤西液化天然气接收站项目[22] - 地下储气库前期评价包括中坝、玛河、长春、长岭—松南、靖边、堡古2、桥69、花沟、渤中19—6、崖13-1、玉门、沙坪场、寨沟湾、五百梯油气藏型地下储气库，以及丰县、杨槐、樟树、舞阳、天潜云应、衡阳、三水、合川、万州盐穴储气库，湖北小板(含盐穴)、安徽李集、河北邱县等含水层储气库[22] - 推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密煤制油气战略基地建设[23] 加强油气国际合作 - 巩固拓展陆上战略进口通道，加强基础设施运营联通，完善海外油气资产结构布局，坚持多元化进口策略，全方位参与国际油气贸易，统筹衔接国内外市场和资源[24] 加快绿色转型和新质生产力培育 - 推动石油消费达峰，系统推动石油生产环节节能降碳、消费环节达峰、产业链提质升级，支持绿色燃料发展，推动石油全链条节能降碳改造、终端电气化率提升、甲烷减排、VOCs减排[24] - 保持适度富余炼油和石化产能，提升产业国际竞争力，加大石油安全的产业垫层[25] - 鼓励天然气在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有序应用，因地制宜布局调峰气电项目，支持气电联营、气电与新能源联营、气电与调峰设施联营模式[26] - 健全发电领域气—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[26] - 依托油气矿区及周边地区推进光伏、风电、地热能开发利用，打造绿色低碳零碳油气田，推动油气热同采，风光储调并用，源网荷储一体化运行，推动老油气田延展成“电田、热田、储田、碳田”[27] - 依规加强油气与氦气、铀、锂、硫等伴生资源一体化勘探开发[27] - 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、跨区调运及外贸为辅的氢能产销新格局[28] - 推进CCUS规模产业化建设，推动CCUS区域产业集群建设，支持东营、榆林等城市率先向低碳城市转型，研究进一步推动碳中和技术市场化产业化应用[30] - 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，探索建设压缩空气储能等新业态，推动与周边新能源电站配套运行[30] - 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”，引导支持重点区域炼厂整合重组和淘汰落后产能，实施绿电、清洁低碳氢替代[31] - 沿海区域重点打造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，有特色和竞争力的中小型炼厂突出“专精特新”[31] 强化科技创新驱动 - 扎实做好新型油气勘探开发国家科技重大专项，聚焦“两深一非一老”领域，攻克陆上深层、海洋深水安全高效勘探开发关键技术，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[32][33] - 深层油气勘探开发突破超深层复合生烃与成藏机制、超深层高精度地质力学建模技术，攻关15000米智能钻机、智能控压钻井成套装备、抗特高温特高压的特深井测井装备，进入陆上万米油气勘探开发新深度[35] - 深水油气勘探开发突破深水油气钻井与智能完井和测试、深水油气田安全高效开采建产等关键技术，攻关3000米级深水海洋节点采集系统、3000米级深水钻井防喷器及多元复合控制系统、1500米级全电水下控制系统装备[35] - 非常规油气勘探开发创新形成陆相页岩油、深层页岩气、深层煤层气及中低熟页岩油绿色开发关键技术，攻关10000 hp/175MPa电驱压裂橇、大口径智能连续管作业装备与工具、地质工程一体化压裂设计软件[35] - 老油气田勘探开发突破大幅度提高采收率与绿色低碳高效开发技术，形成高含水老油田精细水驱、绿色化学驱、低碳热驱等关键技术，创新形成规模化二氧化碳驱油与埋存技术体系[35] - 基础设施环节聚焦油气管道智能施工与检测、管网仿真及运行优化等领域，开展高压纯氢管道材料与安全运输、大规模掺氢/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及CCS/CCUS等技术攻关[36] - 终端利用环节加快重型燃气轮机国产化，推进现役燃机服役维护技术、车船用高效低排放燃气发动机、高端燃气壁挂炉等装备科技攻关及国产化，研究优化炼化一体化、绿色低碳炼化技术[36] - 加快人工智能、物联网等新一代信息技术融合应用，建设智慧油气田，建设数字化、智能化和平台化管理的智慧油气管网[37] - 人工智能在油气行业实现规模化、体系化应用，在重点油气盆地智能勘探、智慧油气开发、智慧油气管网运营、智能化装备研发等环节形成一批智能化解决方案[39] - 油气勘探开发领域推动勘探地质目标智能识别与评价、开发方案智能优化、钻井压裂智能调整、管网运行实时仿真优化，勘探周期缩短，EUR有效提升，页岩油气采收率大幅提高[39] - 管网运营领域具备条件的干线管道实现智能化运营和关键设备预测性维护，装备智造领域关键装备智能化水平显著提升[39] - 绿色转型领域优化油气与风电、光伏的互补运行调度，建成多个油气与新能源融合发展的智能化试点项目，人工智能助力新建单位油气产量碳排放强度降低[39] - 炼化加工领域推动建立数据资源共用共享机制，联合研发石化化工行业大模型，推出一批可复制、可推广的案例及模式[39] - 在CCS/CCUS、油气田区多能互补、天然气管道掺氢及终端应用、海上弃置平台绿色改造综合利用、枯竭油气藏储氢储能、绿色燃料国际贸易认证、“人工智能+”等领域加快构建技术标准与规范体系[40] 深化油气体制改革 - 完善油气矿业权出让方式，加大探矿权区块出让力度、加快投放速度、加大投放数量，建立完善地质资料共享机制，提高油服市场竞争活力，不断降低勘探开发成本[41] - 优化管网投资模式，压实国家管网集团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投资建设[42] - 推进管网设施应接尽接，保障国家规划的储气库和液化天然气接收站全部接入，支持省级能源规划的管道接入国家干线管网[42] - 压缩管输层级，引导支持省级管网以市场化方式融入国家管网，支持具备条件的大用户干线管道直供，完善油气“全国一张网”运行调度机制，探索管网气量市场化平衡机制[42] - 推动上游供气主体多元化，促进城镇燃气企业整合重组，落实好天然气上下游价格联动机制，完善储气调峰市场机制，加强民生用气保障[43] - 研究完善成品油消费税制度，完善成品油定价机制，定期校核跨省天然气管道运输价格[43][44] - 健全法律法规，强化政府监督管理，健全公平开放监督管理制度，健全油气行业碳排放统计核算制度，逐步建立碳足迹管理体系[45] - 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，持续强化管道保护工作[45] 保障措施和组织实施 - 对页岩气、致密气、煤层气等非常规天然气开采利用予以奖补支持，落实好储气库垫底气支持政策及页岩油定向收储政策，继续实行天然气进口环节增值税“先征后返”政策[46] - 及时组织出让油气战略保障基地的油气退出矿权，加强油气规划与国土空间规划的衔接，落实生态保护红线、永久基本农田、城镇开发边界三条控制线及洪涝风险控制线、水土保持等空间管控要求[46] - 统筹防洪减灾、生态环境保护、航道通航、军事保障、海上风电开发，加快推动油气资源开发及基础设施建设，加强石油储备项目及其配套设施建设要素保障[46] - 建立健全以国家发展改革委统筹指导、国家能源局组织协调、相关职能部门参与配合、省级能源主管部门和主要石油企业、主要基础设施企业细化落实的工作机制[47] - 规划实施过程中适时开展动态监测、中期评估和总结评估，监测评估结果作为加强和改进本规划实施的重要依据[47] “十五五”油气管道重点项目 - 连云港—仪征原油管道：连云港—淮安段134公里、管径813毫米、设计输量2000万吨/年，淮安—仪征段239公里、管径813毫米、设计输量2000万吨/年[49] - 川气东送二线天然气管道：川渝鄂段干线1150公里、管径1016/1219毫米、设计输量202亿立方米/年，鄂豫赣皖浙闽段干线1260公里、管径1016/1219毫米、设计输量140亿立方米/年，枣阳—宣城联络线820公里、管径1016毫米，皖赣支干线180公里、管径1016毫米、设计输量43亿立方米/年，浙闽支干线145公里、管径813/1016毫米、设计输量100亿立方米/年[49] - 俄远东气源管线：虎林—长春干线850公里、管径1219毫米、设计输量100亿立方米/年，长春—石家庄干线1200公里、管径1422毫米、设计输量160亿立方米/年，石家庄—濮阳干线410公里、管径1219毫米、设计输量146亿立方米/年，盘锦—赤峰联络线300公里、管径1016毫米、设计输量100亿立方米/年，长岭—白城—乌兰浩特支线290公里、管径356毫米、设计输量5亿立方米/年[49] - 中俄东线增输配套工程(北段复线)：黑河—大庆段管径1219/1422毫米、设计输量480亿立方米/年，大庆—长岭段200公里、管径1016/1219毫米、设计输量480亿立方米/年[49] - 文23—安庆天然气管道：濮阳—亳州段370公里、管径1016/1219毫米、设计输量150/253亿立方米/年，淮南—安庆段270公里、管径1016毫米、设计输量75/140亿立方米/年[49] - 苏皖豫干线天然气管道：滨海—鲁山干线800公里、管径1219毫米、设计输量183亿立方米/年，端氏支干线370公里、管径1219毫米、设计输