民间资本可参与油气投资建设！《石油天然气十五五》重磅发布！油价会降吗？

8月17日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《石油天然气发展“十五五”规划》，民间资本可参与非战略性管道和油气储备库建设！并着重提出到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，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！

民间资本可参与油气投资建设

油气是‌现代工业粮食、国家能源安全压舱石和化工新材料核心原料，能否稳定供应直接关系经济社会运行底线与国家安全，战略意义重大。习近平总书记强调："中国作为制造业大国，要发展实体经济，‌能源的饭碗必须端在自己手里‌"。‌‌

中国是世界最大石油进口国和第二大消费国，中国石油集团经济技术研究院数据表明，2025年中国石油消费量7.62亿吨，石油产量2.15亿吨，原油进口5.78亿吨，对外依存度高达近76%，主要从俄罗斯、沙特阿拉伯、马来西亚、伊拉克、巴西‌、阿联酋、阿曼、安哥拉等进口。2025年中国天然气消费量4320亿立方米，天然气产量2621亿立方米，天然气进口1765亿立方米，对外依存度近41%。

截止2023年年底，中国石油剩余技术可采储量38.5亿吨，油田多为陆相沉积油层薄破碎，地质构造条件复杂，埋藏较深，内部油压较小，开采成本高，石油多为稠油，品质不好；中国天然气剩余技术可采储量为‌7.68万亿立方米。

2020年前，中国油气勘查开采全部由国央企进行，不对私营和外资企业开放。2020年1月，自然资源部宣布全面开放油气勘查开采市场，允许民企、外资企业等社会各界资本进入油气勘探开发领域，包括探矿权和采矿权，结束长期以来由国有石油公司专营局面。只要在中国境内注册，净资产不低于3亿元人民币内外资公司，均有资格按照规定取得油气矿业权；企业从事油气勘查开采应符合安全、环保等资质要求和规定，并具有相应油气勘查开采技术能力。

油气是电力系统重要发电燃料，天然气适配燃气轮机联合循环电站，机组启停迅速，是电网优质调峰电源，用来平抑风电、光伏发电间歇性波动；页岩气、煤层气、炼厂副产干气同样可送入电厂发电。工商业园区、数据中心常配套天然气冷热电三联供系统，同步供电、供暖、供冷；柴油、重油发电机组属于标配备用电源，部署在变电站、IDC机房、医院、储能电站等关键负荷场所。电网失电时快速启动，保障核心设备安全停机、重要负荷持续运行。

石油炼化产物为电力设备提供关键化工原材料，原油裂解产出聚乙烯、聚丙烯、氟塑料等，用于电缆绝缘护套、变压器密封件、配电柜绝缘浇注材料、液冷设备密封垫片；矿物润滑油供给发电机、变压器、水泵、风机轴承润滑；导热油应用于光热电站、储能换热系统；锂电池电解液有机溶剂、电路板阻燃助剂、电力设备防腐涂层等原材料均来源于石油化工产业链。

《石油天然气十五五》速读

围绕增强自主供给能力、完善基础设施、强化储备调峰和促进绿色转型，《规划》明确到2030年主要目标：国内油气供应量达4.4亿吨油当量，国内油气总产量持续增加；全国油气长输管网规模达22万公里，油气“全国一张网”更加贯通高效；天然气储备规模占全国消费比重超13%；CCS/CCUS年注入二氧化碳达1000万吨。这也是CCS/CCUS首次作为量化目标写入国家级政策文件。

《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，支持民间资本参与非战略性管道和油气储备库建设。

国家能源局油气司相关负责人介绍，面对新形势新要求，《规划》锚定保障能源安全和绿色低碳发展两大任务。保障能源安全，即持续加大勘探开发和增储上产力度，完善油气管网、储备调峰和多元进口体系，不断提升油气安全稳定供应和风险应对能力。绿色低碳发展，即推动石油消费达峰，促进天然气清洁高效利用，加快油气与新能源、氢能、CCUS和新型储能等融合发展，推动生产、运输、加工和利用全过程节能降碳。两大任务相互支撑、协同推进，既守牢能源安全底线，又把握绿色转型方向。

石油天然气发展“十五五”规划全文

石油天然气是重要的基础能源和工业原料，事关能源安全和国计民生。“十五五”时期是基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，是油气行业转型升级的重要阶段。为明确未来五年我国油气行业发展方向和重点工作，依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》和《新型能源体系建设“十五五”规划》，制定本规划。

一、总体要求

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，完整准确全面贯彻新发展理念，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极稳妥推进和实现碳达峰，推动石油消费达峰，为保障国家能源安全、建设能源强国和新型能源体系作出更大贡献。

锚定保障能源安全和绿色低碳发展两大任务，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。实现“五个持续提升”——能源安全保障能力持续提升，国内油气总产量持续增加，大国储备体系全面建成，“全国一张网”更加贯通高效；国际合作水平持续提升，灵活多元的进口体系更加完善，合作领域不断拓展，风险应对能力持续增强；绿色低碳转型成效持续提升，行业碳排放强度大幅下降，油气与多能发展深度融合，清洁化水平明显提高；科技创新实力持续提升，关键核心技术不断突破，装备国产化率大幅提高，数字化智能化全面推进；油气市场活力持续提升，市场化改革深入推进，管理体系更加完善，民生用能得到更好保障。

2030年，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。

二、加大油气勘探开发和增储上产力度，夯实自主供给“压舱石”

（一）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，塔里木、四川盆地深层超深层海相碳酸盐岩勘探。推动松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地页岩油、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。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。

（二）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。加快深层超深层油气规模效益开发。推动非常规油气突破，加快储量动用和开发建产，实现页岩油、页岩气和深层煤层气的规模效益开发。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。

（三）聚焦建设油气战略保障基地

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，支撑完成国内油气产量目标任务。

三、完善基础设施建设，提升管网安全韧性和运行效率

（四）支撑油气和绿色燃料高质量发展

立足我国油气供需格局，统筹国际国内两种资源，省际省内规划相协同，新建干线与省网融入相结合，油气与氢氨醇储运体系相融合，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”，为油气和绿色燃料高质量发展提供坚实基础设施支撑。

（五）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，构建中部“十字形”骨干通道。适时启动建设西气东输四线（乌恰—吐鲁番段）、西气东输五线。谋划启动川气南下新通道，研究论证钦州至重庆原油管道。

（六）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，以及北海等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，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，在确保安全前提下探索老旧管道封存与再利用。加快优化多品种成品油顺序输送，具备条件地区加快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。

（七）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，强化省级及以下规划与国家管网建设规划的衔接落实。统筹考虑地区经济发展、资源禀赋和市场供需等因素，科学布局省级管网，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，在优先利用城燃等既有设施前提下，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。

（八）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，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。支持管输企业、工业发电等下游用户在有关标准范围内、确保安全前提下，进行天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试。

四、强化油气储备体系建设

（九）完成石油储备体系建设

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、互为补充的大国石油储备体系，风险抵御和安全保障能力大幅提升。

持续强化政府石油储备建设，完善企业社会责任储备体系，企业生产经营库存保持合理水平。鼓励社会资本加强商业储备设施投资运营，进一步增加储备规模。健全石油储备体制机制。加强石油供需情况监测。

（十）完善天然气储备调峰体系

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。通过优化注采压力区间、加密注采井等方式，支持已投产储气库在具备条件时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。

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，立足区域或重点省份，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。

健全完善政策措施，充分发挥已建成投运储气设施作用，加强应急储气调峰设施体系建设。

（十一）加强煤制油气产能和技术储备

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。

五、加强油气国际合作

（十二）持续完善多元进口体系、提升国际化经营水平

巩固拓展陆上战略进口通道，加强基础设施运营联通，优化完善协调机制。完善海外油气资产结构布局，不断提高国际经营能力。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，提升资源配置和灵活运作能力。

六、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

（十三）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。统筹国家能源安全和经济社会平稳发展，支持绿色燃料发展，补充替代传统石油产品。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、挥发性有机物（VOCs）减排，减少单位产品的石油等能源消耗。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。

（十四）促进天然气清洁高效利用

鼓励天然气在工业领域有序高效利用，重点满足难以电气化、使用高排放燃料企业需求。支持液化天然气在重卡和水运船舶的有序应用，促进交通领域绿色低碳转型。因地制宜布局一批调峰气电项目，合理保障发电用气需求，发挥天然气对新型电力系统稳定支撑作用，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。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。

（十五）统筹油气与新能源、伴生资源等全场景融合发展

依托油气矿区及周边地区，合理有序推进光伏、风电、地热能开发利用，提高电气化率，打造绿色低碳零碳油气田。推动油气热同采，风光储调并用，以区域负荷为核心，绿色供能与柔性用能耦合，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”。依规加强油气与氦气、铀、锂、硫等伴生资源一体化勘探开发。

（十六）推动新质生产力赋能行业高质量发展

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，在重点地区有序布局氢能等基础设施，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。

推进CCUS规模产业化建设。发挥CCUS全产业链优势，统筹原油增产与碳减排“双赢”。推动CCUS区域产业集群建设，支持油气产业聚集的东营、榆林等城市率先向低碳城市转型，发展低碳产业群，形成承接高碳产业的竞争优势。研究进一步推动碳中和技术市场化产业化应用。

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，提供容量支撑与调频调峰服务，提升区域能源系统的灵活调节能力与安全稳定水平。

（十七）加强石油炼化产业提质增效和差异化发展

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”，提升炼化行业集约化、精细化、绿色化水平。以市场化、法治化方式，引导支持重点区域炼厂整合重组和淘汰落后产能。加强过程降碳，结合实际实施绿电、清洁低碳氢替代。沿海区域重点打造炼化一体化产业集群，提升高端化工材料供给能力，建设具有全球竞争力的生产基地。中西部地区立足本地需求和资源条件，保障油品稳定供应，适度发展符合区域特点的石化项目。有特色和竞争力的中小型炼厂突出“专精特新”。

七、强化科技创新驱动，支撑油气行业高质量发展

（十八）加快突破关键技术瓶颈

勘探开发环节，扎实做好新型油气勘探开发国家科技重大专项，支持增储上产、技术装备升级迭代等，实现自主创新能力大幅提升。聚焦“两深一非一老”等领域，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，攻关油气与伴生资源综合勘探、立体开发技术。

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攻关；管道及站场智能设计、调控及数字孪生技术研发，加快产业数智化转型升级，推动科研范式变革；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。

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的科技攻关及国产化；研究优化炼化一体化、绿色低碳炼化等方面技术。

（十九）提升数智化赋能成效

加快人工智能、物联网等新一代信息技术融合应用，强化跨专业协同研究，建设智慧油气田。以智能化控制支撑油气管网全生命周期的一体化运行，建设数字化、智能化和平台化管理的智慧油气管网，实现管网设备设施控制自动化、资产数字化、管理流程化。

（二十）提高标准规范管理水平

持续健全油气标准体系，立足油气生产供应和绿色转型，围绕新兴领域、交叉环节，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。

八、深化油气体制改革，进一步完善“X+1+X”油气市场体系

（二十一）深化油气勘探开发体制机制改革

完善油气矿业权出让方式，持续拓展油气勘查区块来源，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。健全勘探开发技术、采收率标准规范及管理机制，加强备案项目核查抽查。加大改革力度，提高油服市场竞争活力，促进先进技术装备推广应用，不断降低勘探开发成本。

（二十二）完善基础设施建设运营和运行调度机制

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等。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，积极支持省级能源规划的管道接入国家干线管网。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，提升运营效率和管输路径科学性，探索管网气量市场化平衡机制。加强管网设施公平开放监管，推动管网设施运营企业向符合条件的企业等经营主体公平开放。

（二十三）持续完善油气市场机制

推动上游供气主体多元化。促进城镇燃气企业整合重组，规范化经营，落实好天然气上下游价格联动机制。规范供气企业行为，更好发挥天然气合同基础性作用，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。

（二十四）提升油气行业治理水平

健全法律法规，强化政府监督管理。强化基础设施规划建设、接入与使用，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，促进绿色贸易发展健全油气应急救援体系，提升应急救援能力。加强反垄断、反不正当竞争和价格监管执法，优化营商环境，激发各类经营主体的创造力和竞争力。聚焦规划衔接、占压清理、相遇相交关系处理、第三方施工管控，持续强化管道保护工作。

九、保障措施和组织实施

按照既定政策对页岩气、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。落实现行油气等资源税收优惠政策。加大产业政策支持。及时组织出让油气战略保障基地的油气退出矿权，满足勘探需求。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。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，进一步优化各项手续办理。

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，形成工作合力，推动规划实施。规划实施过程中适时对规划实施情况开展动态监测、中期评估和总结评估，密切关注形势变化对规划实施的影响，及时发现问题并分析原因，提出改进规划实施的政策举措，监测评估结果作为加强和改进本规划实施的重要依据。规划在实施过程中经评估确需进行调整的，按程序报规划审批机关审查批准后调整。

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