1.油氣行業大力推動油氣增儲上產
2023年，面對復雜嚴峻的國際環境和艱巨繁重的國內改革發展穩定任務，油氣行業大力推動油氣增儲上產。新建原油產能2250萬噸、天然氣產能420億立方米，全年原油產量穩定在2億噸以上，天然氣產量超過2300億立方米、同比增長超過4.5%。
中國石油目前已經取得了四川盆地、塔里木盆地、準噶爾盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地等重點區域的戰略性突破，有望形成新的規模增儲產量和未來戰略接替地區。2023年前三季度，中國石油實現油氣當量產量13.15億桶，同比增長5.1%。中國石化在塔里木盆地、準噶爾盆地等地區取得了一批油氣新發現和重大突破，其中勝利濟陽頁巖油國家級示范區建設高效推進，濟陽、塔河、準西等產能建設也在不斷深化精細開發。天然氣增儲上產措施顯現效果，順北二區、川西海相等產能建設加快。中國石化前三季度實現油氣當量產量5291萬噸，同比增長3.6%。中國海油成功獲得中型新發現惠州26-6北，持續擴大中深層儲量規模，成功投產渤中28-2南油田二次調整項目、陸豐12-3油田開發項目等新項目。中國海油前三季度實現凈產量499.7百萬桶油當量，同比增長8.3%，創歷史同期新高。
當前，我國正處于經濟恢復和結構轉型的關鍵時期，一大批油氣項目建成投產、穩步推進，增強了油氣等能源資源供應保障能力，夯實了能源安全基石，有利于增強能源供應鏈與產業鏈彈性韌性，為綠色低碳背景下的能源高質量發展提供支撐，推動經濟實現更好更快發展。
2.油氣企業全力以赴保障供暖季天然氣供應
2023年10月，國家能源局召開2023—2024年采暖季天然氣保供專題會議，會議要求，油氣央企要繼續帶頭保供穩價，堅持立足國內全力增儲上產，確保儲氣庫滿庫入冬，“全國一張網”安全穩定運行，千方百計保障采暖季天然氣供應平穩。要堅持天然氣市場化發展改革方向，強化供用氣合同簽訂和履約執行，做好合同內應急、合同內保供。
在LNG氣源方面，預計新天唐山、浙能溫州、北燃天津、華盈潮州、中國石化龍口與國家管網龍口LNG接收站集中投產后，合計新增進口能力將達3050萬噸/年，創歷史新高。同時，LNG長協陸續履約，2023年新增履約長協474萬噸/年，其中“三桶油”占比51%，第二梯隊企業占比49%。進口管道氣方面，2023年總體供應增加33億立方米，進一步為天然氣供應增添保障。
國家管網集團、中國石油、中國石化、中國海油全力以赴做好冬季天然氣保供工作。國家管網集團為確保“全國一張網”運行順暢，持續開展天然氣管網一鍵啟停、自動分輸、遠控功能改造，天然氣管網集中調度及控制率達到98%，可更加精準地控制管網運行。截至11月8日，全國主干天然氣管網日輸氣量已達6.3億立方米，較2022年同期增長16%。中國石油各大主力氣區開足馬力增儲上產，穩固國產氣“壓艙石”作用，各儲氣庫（群）也擔負起“調節閥”重任，持續增強其應急“沖鋒”能力。中國石化所屬9座儲氣庫目前已形成有效工作氣量超25億立方米，提前開展現貨LNG采購，總儲備能力達到16.8億立方米，為保供氣夯實了資源基礎。中國海油依托“多氣源調度決策系統”，生成海上天然氣輸送管網的總體運行情況，并根據下游用戶需求實時調整海上平臺的產能配置，可保證環海南島海上氣田群的日產量始終穩定在2000萬立方米以上，為冬季保供提供充足的資源。
3.油氣田新能源業務駛入發展快車道
2023年3月，國家能源局印發的《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023—2025年）》提出，大力推動油氣勘探開發與新能源融合發展，積極擴大油氣企業開發利用綠電規模。到2025年，通過低成本綠電支撐減氧空氣驅、二氧化碳驅、稠油熱采電加熱輔助等三次采油方式累計增產原油200萬噸以上；加快開發利用地熱、風能和太陽能資源，積極推進環境友好、節能減排、多能融合的油氣生產體系，努力打造“低碳”“零碳”油氣田。隨后，4月，國家能源局組織召開加快油氣勘探開發與新能源融合發展啟動會，推動《行動方案》落實落地。
傳統油氣行業與新能源產業有著天然的結合點，如何在油氣田勘探開發中加大清潔能源利用和生產用能替代，以增加油氣商品供應，成為油氣企業面臨的重要問題。特別我國老油區已逐步進入開發后期，面臨油氣資源接替不足、穩產難度大、生產成本高等難題，以新能源開發利用推動傳統油氣生產向綜合能源開發利用轉型發展，則變得更加緊迫。各油氣開發企業，正緊密結合油氣生產實際，推動綠色低碳轉型和高質量發展。
2023年，中國石油吉林油田新立采油廠Ⅲ區塊光熱系統正式并網運行，標志著亞洲最大陸上采油平臺集群零碳示范區建成投運，這也意味著中國第一桶“零碳原油”就此誕生。中國石化新星公司風電、光伏項目綠電發電量突破4億千瓦時，同比增長106%，提前30天完成全年4億千瓦時綠電發電目標任務；該公司累計綠電發電量達10.3億千瓦時。中國海油首個陸地集中式光伏發電項目——甘南合作市“牧光互補”40兆瓦集中式光伏發電項目成功并網發電，正式從草原深處向甘南電網輸送清潔電力。我國首座深遠海浮式風電平臺“海油觀瀾號”成功并入文昌油田群電網，海上油氣開發邁出進軍“綠電時代”的關鍵一步。
4.跨省天然氣管道運輸價格首次分區域核定
2023年12月，國家發展改革委發布《關于核定跨省天然氣管道運輸價格的通知》，首次分區域核定了國家管網集團經營的跨省天然氣管道運輸價格。《通知》分別明確了西北、東北、中東部及西南價區的跨省天然氣管道運價率，并要求國家管網集團根據各價區運價率，以及天然氣入口與出口的運輸距離，計算確定管道運輸具體價格，并向社會公開。
此次核價是天然氣管網運營機制改革以來的首次定價，也是國家首次按“一區一價”核定跨省天然氣管道運輸價格。價格核定后，國家管網集團經營的跨省天然氣管道運價率由20個大幅減少至4個，構建了相對統一的運價結構，打破了運價率過多對管網運行的條線分割，有利于實現管網設施互聯互通和公平開放，加快形成“全國一張網”，促進天然氣資源自由流動和市場競爭，助力行業高質量發展。
5.《關于促進煉油行業綠色創新高質量發展的指導意見》發布
2023年10月，國家發展改革委、國家能源局、工業和信息化部、生態環境部等四部委聯合發布《關于促進煉油行業綠色創新高質量發展的指導意見》，提出煉油行業2025年、2030年主要目標。到2025年，國內千萬噸級煉油產能占比55%左右，產能結構和生產力布局逐步優化，能源資源利用效率進一步提升。“十四五”期間污染物排放和碳排放強度進一步下降，綠色發展取得顯著成效。到2030年，產能結構和生產力布局進一步優化。化工原材料和特種產品保障能力大幅提升。能效和環保績效達到標桿水平的煉油產能比例大幅提升。技術裝備實力、能源資源利用效率達到國際先進水平。
石化產業是國民經濟的重要支柱產業，煉油是石化的重要領域，向上承接油氣勘探開發，向下連接民生用能保障和化工原材料供應，承擔著保障國家能源安全的重要責任。據統計，2022年我國煉油行業年營業收入約占石油和化學工業的31%、占全國規模以上工業的4%。2023年以來，我國煉油行業整體保持較快增長。從市場需求看，我國經濟率先恢復增長，物流運輸和交通出行已經恢復正常，原油加工量、成品油消費基本恢復到疫情前水平，航煤還有很大潛力，而化工下游需求逐步釋放，進一步緩解產能壓力，產業鏈、供應鏈均表現出較強韌性。從產品結構看，隨著成品油需求逐漸達峰，化工品需求仍有增長空間，高速發展的新能源等產業為化工材料拓展了消費空間，煉化企業布局一批煉化轉型升級項目的同時，在高端新材料、綠色石化產品、生物能源、氫能、CCUS等領域迎來發展新機遇。但也要看到，我國煉油工業在快速發展的同時仍面臨市場階段性、結構性供應過剩風險，淘汰落后產能、減油增化、節能降碳等措施仍需持續推進。此次《指導意見》的出臺，從我國煉油行業實際出發，系統部署了相關工作，將有力指導煉油行業推進綠色創新高質量發展的實踐。
6.天然氣利用政策優化調整
2023年9月，國家能源局發布《天然氣利用政策（征求意見稿）》。該征求意見稿提出，綜合考慮天然氣利用的社會效益、環境效益和經濟效益以及不同用戶的用氣特點等各方面因素，天然氣用戶分為優先類、允許類、限制類和禁止類。按照天然氣利用優先順序加強需求側管理，優化用氣結構，有序發展增量用戶，鼓勵優先類、支持允許類天然氣利用項目發展，對限制類項目的核準和審批要從嚴把握，列入禁止類的利用項目不予許可、不予用氣保障。新建天然氣利用項目（包括優先類）立項報批時應落實氣源，與上游供氣企業落實購氣協議，并確保項目布局與管網規劃等相銜接；已用氣項目供用氣雙方也要有合同保障。
與2012年出臺的政策相比，天然氣利用領域擴展，利用限制放寬，禁止項目減少。一是在優先類增加“已納入國家規劃計劃、氣源落實、氣價可承受且已完成施工的農村煤改氣取暖項目”“氣源落實、經濟可行的調峰氣電項目”“帶補燃的太陽能熱發電項目”“遠洋運輸、作業船舶和工程裝備”“油氣電氫綜合能源供應項目和終端天然氣摻氫示范項目”等。二是在允許類增加“新增農村煤改氣取暖項目”，但將原優先類“可中斷天然氣制氫項目”降級為允許類“為煉油、化工企業加氫裝置配套的天然氣制氫項目”。三是將原禁止類“煤炭基地建設基荷燃氣發電項目”和“天然氣制甲醇項目”升級為限制類，禁止類僅保留“天然氣常壓間歇轉化工藝制合成氨”一項。整體來看，新政策明顯有利于促進市場消費規模擴大。
7.油氣管網互聯互通水平持續提升
2023年以來，我國大力推動油氣管網基礎設施建設，一批國家重點項目加速建設、順利投產。中俄東線、西氣東輸一線、川氣東送一線、青寧管道、蘇皖管道5條天然氣主干管道在江蘇境內全面實現互聯互通，每年轉供能力達75億立方米。中開線與平泰線互聯互通工程順利完工，為我國中東部地區最大的天然氣儲氣庫——文23儲氣庫提供更多的輸氣通道。西氣東輸四線天然氣管道工程新疆段主線路管道焊接正式完成，整個工程建成后每年可向中東部地區輸送天然氣300億立方米。全長4269千米的川氣東送二線管道正式開工建設，這是構建我國天然氣管網“五縱五橫”新格局的關鍵一步，項目建成后每年可輸送天然氣超200億立方米。此外，設計年輸氣能力300億立方米的國家管網集團天津LNG外輸管道一次投產成功，實現與中俄東線、陜京管道、蒙西管道等多條天然氣主干管道聯通。數據顯示，1—9月我國新建主干油氣管道里程突破2500千米，同比增長30%，創歷史新高。
“十四五”期間，我國規劃新建管道2萬千米以上。近三年來，國家管網集團累計開工建設項目超170個，新建項目焊接里程超1萬千米，建成具備投產條件管道里程1.13萬千米，天然氣管道里程增長21%，互聯互通轉供能力增長57%。
8.天然氣儲備能力建設快速推進
2023年，國內天然氣儲備能力建設快速推進。中國石油有序推進大港油田大張坨、新疆油田呼圖壁、西南油氣田相國寺、華北油田京58和華北油田蘇橋等5座在役儲氣庫的達容達產、提壓擴容工程，以及西南油氣田銅鑼峽、黃草峽，冀東油田南堡1號等儲氣庫的建設工作。目前，中國石油在役儲氣庫共有13座，在建儲氣庫共有8座。
中國石化已建成中原儲氣庫群、金壇、文96、江漢鹽穴等12座天然氣儲氣庫，并有序推進天津、青島LNG接收站擴建工作。其中，青島LNG接收站7座儲罐、天津LNG接收站9座儲罐按期投入使用。11月2日，我國首座27萬立方米LNG儲罐，也是目前全球容量最大的天然氣儲罐，在中國石化青島LNG接收站正式投用。同日，中國石化天津LNG接收站二期工程完工，3座22萬立方米儲罐投用。截至目前，中國石化已形成儲氣能力近50億立方米。
中國海油已建成投運LNG接收站6座，總接收處理能力3260萬噸/年。2023年6月，中國海油香港海上LNG項目交付，項目新建香港海上LNG接收站。投產后，最大外輸天然氣接收量可達110億立方米/年，香港天然氣發電比例將從50%提升至75%，進一步優化香港能源供給結構。
9.“三桶油”深度參與全球能源業務
2023年，我國油氣企業在扎實推進國內油氣增儲上產不動搖的同時，積極密切協作參與重大海外項目，海外資產并購由規模擴張向高質量發展轉型升級。6月1日，中國海油宣布其參建并持有權益的巴西Buzios五期項目投產，該項目預計2024年初將實現原油15萬桶/日的高峰產量規模。巴西海域鹽下油田建設開發，正成為全球大型石油公司和高科技技術集成服務公司的競技場。中國石化在巴西有RSB、PB和PAMA（勘探）三個項目，另外還有少量陸上成熟油田已實現商務運營。中國石油在Libra、Buzios區塊中分別持有10%、5%的權益。中國海油擁有Buzios油田一體化開發項目7.34%權益，Mero油田一體化開發框架下9.65%權益，以及其他多個深水油氣區塊資產。Mero油田和Buzios油田均成為海外油氣開發的明星項目，在全球油氣開發領域表現矚目。
6月20日，中國石油與卡塔爾能源公司簽署重磅合作協議。根據協議，卡塔爾能源公司將在未來27年內持續向中國石油供應400萬噸/年的LNG資源，并向中國石油轉讓北部氣田擴能項目1.25%的股份。在此前七個月時間里，中國石化已經率先與卡塔爾簽署了和中國石油內容一致的合作協議：長協購氣、項目入股。至此，卡塔爾拿到中國“兩桶油”的兩單史上最長購氣協議，為其超級LNG項目綁定了兩大買家；對于中國油氣公司來說，通過該合作對國際LNG資源進行投資布局，也是提升清潔能源供應安全性、穩定性和可靠性的重要舉措。11月，在第六屆中國國際進口博覽會期間，中國石化與卡塔爾能源公司簽署北部氣田擴能項目二期一體化合作協議，包括為期27年的LNG長期購銷協議和上游參股協議，這是雙方是繼北部氣田擴能項目一期后達成的第二個一體化合作項目。
10.油氣行業加快開展CCUS項目建設
2023年，國有油氣企業繼續加快推進CCUS工業應用專項工程建設。中國石油CCUS項目多點開花，在吉林、長慶、新疆等油田加大實施力度，注氣能力明顯提升，二氧化碳年注入量突破100萬噸，產油30萬噸。其中在吉林油田打造的CCUS-EOR（碳捕集、驅油與埋存）項目是全球正在運行的21個大型CCUS項目中唯一一個中國項目，也是亞洲最大的EOR項目。“十四五”期間，中國石油將加快推進CCUS規模化工業應用專項工程建設，力爭2025年CCUS年注入二氧化碳達到500萬噸，產油量達到150萬噸。
中國石化與殼牌、寶鋼股份、巴斯夫簽署華東CCS四方合作項目聯合研究協議，旨在為華東地區長江沿線工業企業提供靈活有效的二氧化碳減排方案，為國內大規模CCS項目提供案例。2023年7月，我國首條百萬噸輸送規模、百公里輸送距離、百公斤輸送壓力的高壓常溫密相二氧化碳輸送管道工程——“齊魯石化-勝利油田百萬噸級CCUS項目”二氧化碳輸送管道正式投運，標志著我國首次實現液體二氧化碳長距離密相管輸。該管道每年可將170萬噸齊魯石化生產捕集的二氧化碳輸送到勝利油田的地下油藏進行驅油封存，是中國石化建設的我國首個百萬噸級CCUS項目——齊魯石化-勝利油田百萬噸級CCUS項目的重要一環。中國海油已投用了國內海上首個二氧化碳封存量超百萬噸級——恩平15-1二氧化碳封存示范工程，并推動大亞灣區海上規模化CCS集群研究項目、渤中19-6氣田/渤中25-1油田沙三段項目海上CCUS示范工程研究，規劃建設一南一北2個CCUS/CCS示范中心。
CCUS技術在不改變能源結構的前提下，實現碳的有效封存和利用，是世界公認的最有前景的碳減排技術之一。此外，對于油氣行業來說，實施二氧化碳驅油技術可提高低滲透油田采收率，更具經濟性。國內低滲透石油資源占總資源量的一半以上。多數低滲透油田基本沒有自然產能，需要通過壓裂改造等技術手段才能實現工業性開發。鑒于二氧化碳驅油技術在開發低滲透油藏方面的優勢，以及我國二氧化碳地質封存的巨大潛力，應用二氧化碳驅油技術開發邊際油藏無疑是國內石油行業的主要發展方向之一。
11.石化企業加快全產業鏈發展步伐
2023年3月，沙特阿美與北方工業集團、盤錦鑫誠實業集團共同簽署股東協議，計劃在中國東北地區建設一座大型煉油化工一體化聯合裝置。同月，中國海油和殼牌集團簽署初步投資協議，雙方將在中海殼牌一期、二期的基礎上各持50%股份投資三期乙烯項目。7月，沙特阿美入股榮盛石化正式完成。根據協議，沙特阿美通過其全資子公司阿美海外以246億元人民幣收購榮盛石化10%的股權。9月，沙特阿美與東方盛虹簽署合作框架協議，擬收購東方盛虹全資子公司江蘇盛虹石化集團有限公司10%戰略股權。10月，沙特阿美宣布與南山集團有限公司、山東能源集團有限公司和山東裕龍石化有限公司簽署了諒解備忘錄，推動有關沙特阿美可能收購裕龍石化10%戰略股權的相關探討。
如果石化企業能夠背靠大油田，從源頭上解決原油問題，就可以化解很多原料供應風險，勢必會為企業長期穩健發展帶來助力。比如上述提到的沙特阿美和榮盛石化的聯合，就為榮盛石化保證每天至少48萬桶的原油供應。近年來，我國的煉油能力大幅增長，截至目前，國內千萬噸級以上的煉廠已經超過30家。隨著煉化一體化大型項目越來越多，煉化單體項目越來越大，石化企業的規模也越來越大。規模增大，也意味著企業對于原材料的需求增大。與之相對的是，國際油氣市場的多變性給石化企業帶來了諸多不確定性。而如今與沙特阿美等國際大型石油公司的合作也為國內石化企業的未來發展提供了新的解決策略。
12.油氣進口貿易人民幣結算業務不斷探索
2023年3月，中國海油與道達爾能源通過上海石油天然氣交易中心平臺完成國內首單以人民幣結算的進口LNG采購交易，成交量約為6.5萬噸，LNG資源來自海合會國家阿聯酋。本次以人民幣結算的首船國際LNG交易，是繼上海石油天然氣交易中心2020年8月28日推出國際LNG交易業務以來，為國際資源商參與中國市場提供新渠道的重要實踐。10月，中國石油國際事業有限公司在上海石油天然氣交易中心平臺達成我國首單國際原油跨境人民幣結算交易，購得一船100萬桶原油，并首次采用數字人民幣結算。通過數字人民幣結算交易，企業在全球能源市場上將更加具備競爭優勢，同時也為其他行業的創新應用指明了道路。
近年來人民幣國際化取得顯著進展，目前人民幣是全球第五大支付貨幣、第三大貿易融資貨幣、第五大國際儲備貨幣，人民幣外匯交易在全球市場份額增至7%，成為近3年來市場份額上升最快的貨幣。與此同時，我國作為全球油氣市場的重要買家之一，基礎設施規模不斷擴大，國際貿易參與主體日益增加，對國際貿易服務提出了更高要求。油氣交易不僅涉及人民幣的國際貿易支付，而且拓展到了數字人民幣的跨境結算，進一步促進人民幣從國內市場進入國際市場。隨著國際市場對人民幣接受程度提高，買賣雙方嘗試采用人民幣結算的條件不斷走向成熟。
二 問題與趨勢
1.國產油氣資源增儲上產仍須強化技術創新
如何挖掘增產增供潛力，有效保障國家能源安全，是我國油氣行業的重要任務。目前我國油氣對外依存度仍然較高，國內油氣資源開發程度不斷提高的同時，資源品位持續降低，各項成本呈上升趨勢，效益勘探難度加大，穩油增氣的資源基礎還不夠牢固。同時，開發老油氣田穩產難度加大、提高采收率技術亟待攻關、海外油氣億噸穩產面臨挑戰，成為油氣增儲面臨的難題。
要圍繞國家油氣安全的戰略目標，破解資源稟賦約束，加快形成原創性的理論認識，引領性的技術裝備，打造支撐有力、前沿領先的油氣勘探開發領域國家戰略科技力量。一方面抓老油氣田穩產工作，創新發展高效化學驅、氣驅等大幅提高采收率的技術，最大限度開發老油氣田儲量；另一方面，抓新項目、新領域促上產工作，強化陸海新領域新層系優質規模儲量勘探，為油氣發展夯實資源基礎。未來國內油氣增儲上產方向主要是陸上深層、非常規和海洋三個方向。在深層領域，應圍繞中西部重點盆地，加強基礎地質研究，加大風險勘探投入力度，爭取更多規模儲量發現，同時要加快深層地球物理、鉆井完井、采油氣工藝等核心技術與關鍵裝備攻關研究，實現深層油氣高效勘探開發。在海洋領域，應立足深海關鍵技術突破，強化核心技術與裝備自立自強，加大對存在用海問題項目的協調力度，加快渤海海域和南海北部勘探開發，積極準備南海新區，推動海洋油氣產量持續快速增長。在非常規領域，應立足鄂爾多斯、準噶爾、松遼以及渤海灣盆地中高成熟度頁巖油進行規模效益開發，加快中低熟頁巖油原位轉化現場先導試驗，力爭產業化發展。頁巖氣立足四川盆地，做好3500米以淺資源穩產和提高采收率研究，加快3500米以深頁巖氣勘探開發步伐。通過大力發展水平井+體積壓裂等關鍵技術，加快體制機制創新以及加大政策扶持力度，持續推動頁巖油氣開發成本不斷下降、產量持續提升。
2.油氣行業大規模發展新能源仍存諸多挑戰
近年來，在碳達峰碳中和背景下，油氣企業已紛紛在油氣勘探開發領域開啟了與新能源融合發展的探索與實踐，并在光伏、風能發電、氫能、地熱能及新型儲能等方面取得了一定成效，但未來若要大規模推動油氣生產與新能源融合，仍然面臨諸多亟待突破的難點。一方面，油氣企業在發展新能源方面缺乏專業人才與經驗，需進一步掌握新能源產業領域的核心技術。另一方面，油、氣、電、熱等多種能源綜合管理體制尚不完善，也對油氣企業發展新能源業務構成了挑戰。
為此，油氣企業應加快推進新能源相關技術的研究與應用。提高企業在電氣、新能源、新材料等方面的知識儲備，在光伏制氫、新能源發電技術、煉化轉型與新能源融合等方面持續開展技術創新，通過跨領域協作形成科研攻關機制，推動“風光熱儲一體化”綜合利用等技術研究應用，以實際行動助力油氣企業能源轉型以及“雙碳”目標實現。重點建立低碳減排、CCUS、清潔能源應用、碳管理以及跨專業的復合型人才隊伍，為新能源科學技術發展提供人才支撐。重視全產業鏈碳中和管理，基于碳排放情況，制定階段性碳中和目標，在新能源項目設計階段將碳管理納入考慮范圍，將油氣開發生產碳排放核算、影響評價、減排措施、碳資產開發與交易等與低碳新能源業務有機結合，制定減排措施與抵消方案，加強內外部溝通，建立適合企業的碳管理體系，助力碳中和油氣田、油氣管網建設，實現低碳轉型發展。
