1.油气行业大力推动油气增储上产
2023年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，油气行业大力推动油气增储上产。新建原油产能2250万吨、天然气产能420亿立方米，全年原油产量稳定在2亿吨以上，天然气产量超过2300亿立方米、同比增长超过4.5%。
中国石油目前已经取得了四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地等重点区域的战略性突破，有望形成新的规模增储产量和未来战略接替地区。2023年前三季度，中国石油实现油气当量产量13.15亿桶，同比增长5.1%。中国石化在塔里木盆地、准噶尔盆地等地区取得了一批油气新发现和重大突破，其中胜利济阳页岩油国家级示范区建设高效推进，济阳、塔河、准西等产能建设也在不断深化精细开发。天然气增储上产措施显现效果，顺北二区、川西海相等产能建设加快。中国石化前三季度实现油气当量产量5291万吨，同比增长3.6%。中国海油成功获得中型新发现惠州26-6北，持续扩大中深层储量规模，成功投产渤中28-2南油田二次调整项目、陆丰12-3油田开发项目等新项目。中国海油前三季度实现净产量499.7百万桶油当量，同比增长8.3%，创历史同期新高。
当前，我国正处于经济恢复和结构转型的关键时期，一大批油气项目建成投产、稳步推进，增强了油气等能源资源供应保障能力，夯实了能源安全基石，有利于增强能源供应链与产业链弹性韧性，为绿色低碳背景下的能源高质量发展提供支撑，推动经济实现更好更快发展。
2.油气企业全力以赴保障供暖季天然气供应
2023年10月，国家能源局召开2023—2024年采暖季天然气保供专题会议，会议要求，油气央企要继续带头保供稳价，坚持立足国内全力增储上产，确保储气库满库入冬，“全国一张网”安全稳定运行，千方百计保障采暖季天然气供应平稳。要坚持天然气市场化发展改革方向，强化供用气合同签订和履约执行，做好合同内应急、合同内保供。
在LNG气源方面，预计新天唐山、浙能温州、北燃天津、华盈潮州、中国石化龙口与国家管网龙口LNG接收站集中投产后，合计新增进口能力将达3050万吨/年，创历史新高。同时，LNG长协陆续履约，2023年新增履约长协474万吨/年，其中“三桶油”占比51%，第二梯队企业占比49%。进口管道气方面，2023年总体供应增加33亿立方米，进一步为天然气供应增添保障。
国家管网集团、中国石油、中国石化、中国海油全力以赴做好冬季天然气保供工作。国家管网集团为确保“全国一张网”运行顺畅，持续开展天然气管网一键启停、自动分输、远控功能改造，天然气管网集中调度及控制率达到98%，可更加精准地控制管网运行。截至11月8日，全国主干天然气管网日输气量已达6.3亿立方米，较2022年同期增长16%。中国石油各大主力气区开足马力增储上产，稳固国产气“压舱石”作用，各储气库（群）也担负起“调节阀”重任，持续增强其应急“冲锋”能力。中国石化所属9座储气库目前已形成有效工作气量超25亿立方米，提前开展现货LNG采购，总储备能力达到16.8亿立方米，为保供气夯实了资源基础。中国海油依托“多气源调度决策系统”，生成海上天然气输送管网的总体运行情况，并根据下游用户需求实时调整海上平台的产能配置，可保证环海南岛海上气田群的日产量始终稳定在2000万立方米以上，为冬季保供提供充足的资源。
3.油气田新能源业务驶入发展快车道
2023年3月，国家能源局印发的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。到2025年，通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上；加快开发利用地热、风能和太阳能资源，积极推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系，努力打造“低碳”“零碳”油气田。随后，4月，国家能源局组织召开加快油气勘探开发与新能源融合发展启动会，推动《行动方案》落实落地。
传统油气行业与新能源产业有着天然的结合点，如何在油气田勘探开发中加大清洁能源利用和生产用能替代，以增加油气商品供应，成为油气企业面临的重要问题。特别我国老油区已逐步进入开发后期，面临油气资源接替不足、稳产难度大、生产成本高等难题，以新能源开发利用推动传统油气生产向综合能源开发利用转型发展，则变得更加紧迫。各油气开发企业，正紧密结合油气生产实际，推动绿色低碳转型和高质量发展。
2023年，中国石油吉林油田新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运，这也意味着中国第一桶“零碳原油”就此诞生。中国石化新星公司风电、光伏项目绿电发电量突破4亿千瓦时，同比增长106%，提前30天完成全年4亿千瓦时绿电发电目标任务；该公司累计绿电发电量达10.3亿千瓦时。中国海油首个陆地集中式光伏发电项目——甘南合作市“牧光互补”40兆瓦集中式光伏发电项目成功并网发电，正式从草原深处向甘南电网输送清洁电力。我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，海上油气开发迈出进军“绿电时代”的关键一步。
4.跨省天然气管道运输价格首次分区域核定
2023年12月，国家发展改革委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定了国家管网集团经营的跨省天然气管道运输价格。《通知》分别明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，并要求国家管网集团根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，并向社会公开。
此次核价是天然气管网运营机制改革以来的首次定价，也是国家首次按“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格。价格核定后，国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由20个大幅减少至4个，构建了相对统一的运价结构，打破了运价率过多对管网运行的条线分割，有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争，助力行业高质量发展。
5.《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》发布
2023年10月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部等四部委联合发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，提出炼油行业2025年、2030年主要目标。到2025年，国内千万吨级炼油产能占比55%左右，产能结构和生产力布局逐步优化，能源资源利用效率进一步提升。“十四五”期间污染物排放和碳排放强度进一步下降，绿色发展取得显著成效。到2030年，产能结构和生产力布局进一步优化。化工原材料和特种产品保障能力大幅提升。能效和环保绩效达到标杆水平的炼油产能比例大幅提升。技术装备实力、能源资源利用效率达到国际先进水平。
石化产业是国民经济的重要支柱产业，炼油是石化的重要领域，向上承接油气勘探开发，向下连接民生用能保障和化工原材料供应，承担着保障国家能源安全的重要责任。据统计，2022年我国炼油行业年营业收入约占石油和化学工业的31%、占全国规模以上工业的4%。2023年以来，我国炼油行业整体保持较快增长。从市场需求看，我国经济率先恢复增长，物流运输和交通出行已经恢复正常，原油加工量、成品油消费基本恢复到疫情前水平，航煤还有很大潜力，而化工下游需求逐步释放，进一步缓解产能压力，产业链、供应链均表现出较强韧性。从产品结构看，随着成品油需求逐渐达峰，化工品需求仍有增长空间，高速发展的新能源等产业为化工材料拓展了消费空间，炼化企业布局一批炼化转型升级项目的同时，在高端新材料、绿色石化产品、生物能源、氢能、CCUS等领域迎来发展新机遇。但也要看到，我国炼油工业在快速发展的同时仍面临市场阶段性、结构性供应过剩风险，淘汰落后产能、减油增化、节能降碳等措施仍需持续推进。此次《指导意见》的出台，从我国炼油行业实际出发，系统部署了相关工作，将有力指导炼油行业推进绿色创新高质量发展的实践。
6.天然气利用政策优化调整
2023年9月，国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》。该征求意见稿提出，综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。按照天然气利用优先顺序加强需求侧管理，优化用气结构，有序发展增量用户，鼓励优先类、支持允许类天然气利用项目发展，对限制类项目的核准和审批要从严把握，列入禁止类的利用项目不予许可、不予用气保障。新建天然气利用项目（包括优先类）立项报批时应落实气源，与上游供气企业落实购气协议，并确保项目布局与管网规划等相衔接；已用气项目供用气双方也要有合同保障。
与2012年出台的政策相比，天然气利用领域扩展，利用限制放宽，禁止项目减少。一是在优先类增加“已纳入国家规划计划、气源落实、气价可承受且已完成施工的农村煤改气取暖项目”“气源落实、经济可行的调峰气电项目”“带补燃的太阳能热发电项目”“远洋运输、作业船舶和工程装备”“油气电氢综合能源供应项目和终端天然气掺氢示范项目”等。二是在允许类增加“新增农村煤改气取暖项目”，但将原优先类“可中断天然气制氢项目”降级为允许类“为炼油、化工企业加氢装置配套的天然气制氢项目”。三是将原禁止类“煤炭基地建设基荷燃气发电项目”和“天然气制甲醇项目”升级为限制类，禁止类仅保留“天然气常压间歇转化工艺制合成氨”一项。整体来看，新政策明显有利于促进市场消费规模扩大。
7.油气管网互联互通水平持续提升
2023年以来，我国大力推动油气管网基础设施建设，一批国家重点项目加速建设、顺利投产。中俄东线、西气东输一线、川气东送一线、青宁管道、苏皖管道5条天然气主干管道在江苏境内全面实现互联互通，每年转供能力达75亿立方米。中开线与平泰线互联互通工程顺利完工，为我国中东部地区最大的天然气储气库——文23储气库提供更多的输气通道。西气东输四线天然气管道工程新疆段主线路管道焊接正式完成，整个工程建成后每年可向中东部地区输送天然气300亿立方米。全长4269千米的川气东送二线管道正式开工建设，这是构建我国天然气管网“五纵五横”新格局的关键一步，项目建成后每年可输送天然气超200亿立方米。此外，设计年输气能力300亿立方米的国家管网集团天津LNG外输管道一次投产成功，实现与中俄东线、陕京管道、蒙西管道等多条天然气主干管道联通。数据显示，1—9月我国新建主干油气管道里程突破2500千米，同比增长30%，创历史新高。
“十四五”期间，我国规划新建管道2万千米以上。近三年来，国家管网集团累计开工建设项目超170个，新建项目焊接里程超1万千米，建成具备投产条件管道里程1.13万千米，天然气管道里程增长21%，互联互通转供能力增长57%。
8.天然气储备能力建设快速推进
2023年，国内天然气储备能力建设快速推进。中国石油有序推进大港油田大张坨、新疆油田呼图壁、西南油气田相国寺、华北油田京58和华北油田苏桥等5座在役储气库的达容达产、提压扩容工程，以及西南油气田铜锣峡、黄草峡，冀东油田南堡1号等储气库的建设工作。目前，中国石油在役储气库共有13座，在建储气库共有8座。
中国石化已建成中原储气库群、金坛、文96、江汉盐穴等12座天然气储气库，并有序推进天津、青岛LNG接收站扩建工作。其中，青岛LNG接收站7座储罐、天津LNG接收站9座储罐按期投入使用。11月2日，我国首座27万立方米LNG储罐，也是目前全球容量最大的天然气储罐，在中国石化青岛LNG接收站正式投用。同日，中国石化天津LNG接收站二期工程完工，3座22万立方米储罐投用。截至目前，中国石化已形成储气能力近50亿立方米。
中国海油已建成投运LNG接收站6座，总接收处理能力3260万吨/年。2023年6月，中国海油香港海上LNG项目交付，项目新建香港海上LNG接收站。投产后，最大外输天然气接收量可达110亿立方米/年，香港天然气发电比例将从50%提升至75%，进一步优化香港能源供给结构。
9.“三桶油”深度参与全球能源业务
2023年，我国油气企业在扎实推进国内油气增储上产不动摇的同时，积极密切协作参与重大海外项目，海外资产并购由规模扩张向高质量发展转型升级。6月1日，中国海油宣布其参建并持有权益的巴西Buzios五期项目投产，该项目预计2024年初将实现原油15万桶/日的高峰产量规模。巴西海域盐下油田建设开发，正成为全球大型石油公司和高科技技术集成服务公司的竞技场。中国石化在巴西有RSB、PB和PAMA（勘探）三个项目，另外还有少量陆上成熟油田已实现商务运营。中国石油在Libra、Buzios区块中分别持有10%、5%的权益。中国海油拥有Buzios油田一体化开发项目7.34%权益，Mero油田一体化开发框架下9.65%权益，以及其他多个深水油气区块资产。Mero油田和Buzios油田均成为海外油气开发的明星项目，在全球油气开发领域表现瞩目。
6月20日，中国石油与卡塔尔能源公司签署重磅合作协议。根据协议，卡塔尔能源公司将在未来27年内持续向中国石油供应400万吨/年的LNG资源，并向中国石油转让北部气田扩能项目1.25%的股份。在此前七个月时间里，中国石化已经率先与卡塔尔签署了和中国石油内容一致的合作协议：长协购气、项目入股。至此，卡塔尔拿到中国“两桶油”的两单史上最长购气协议，为其超级LNG项目绑定了两大买家；对于中国油气公司来说，通过该合作对国际LNG资源进行投资布局，也是提升清洁能源供应安全性、稳定性和可靠性的重要举措。11月，在第六届中国国际进口博览会期间，中国石化与卡塔尔能源公司签署北部气田扩能项目二期一体化合作协议，包括为期27年的LNG长期购销协议和上游参股协议，这是双方是继北部气田扩能项目一期后达成的第二个一体化合作项目。
10.油气行业加快开展CCUS项目建设
2023年，国有油气企业继续加快推进CCUS工业应用专项工程建设。中国石油CCUS项目多点开花，在吉林、长庆、新疆等油田加大实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨。其中在吉林油田打造的CCUS-EOR（碳捕集、驱油与埋存）项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目。“十四五”期间，中国石油将加快推进CCUS规模化工业应用专项工程建设，力争2025年CCUS年注入二氧化碳达到500万吨，产油量达到150万吨。
中国石化与壳牌、宝钢股份、巴斯夫签署华东CCS四方合作项目联合研究协议，旨在为华东地区长江沿线工业企业提供灵活有效的二氧化碳减排方案，为国内大规模CCS项目提供案例。2023年7月，我国首条百万吨输送规模、百公里输送距离、百公斤输送压力的高压常温密相二氧化碳输送管道工程——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运，标志着我国首次实现液体二氧化碳长距离密相管输。该管道每年可将170万吨齐鲁石化生产捕集的二氧化碳输送到胜利油田的地下油藏进行驱油封存，是中国石化建设的我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目的重要一环。中国海油已投用了国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳封存示范工程，并推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划建设一南一北2个CCUS/CCS示范中心。
CCUS技术在不改变能源结构的前提下，实现碳的有效封存和利用，是世界公认的最有前景的碳减排技术之一。此外，对于油气行业来说，实施二氧化碳驱油技术可提高低渗透油田采收率，更具经济性。国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造等技术手段才能实现工业性开发。鉴于二氧化碳驱油技术在开发低渗透油藏方面的优势，以及我国二氧化碳地质封存的巨大潜力，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏无疑是国内石油行业的主要发展方向之一。
11.石化企业加快全产业链发展步伐
2023年3月，沙特阿美与北方工业集团、盘锦鑫诚实业集团共同签署股东协议，计划在中国东北地区建设一座大型炼油化工一体化联合装置。同月，中国海油和壳牌集团签署初步投资协议，双方将在中海壳牌一期、二期的基础上各持50%股份投资三期乙烯项目。7月，沙特阿美入股荣盛石化正式完成。根据协议，沙特阿美通过其全资子公司阿美海外以246亿元人民币收购荣盛石化10%的股权。9月，沙特阿美与东方盛虹签署合作框架协议，拟收购东方盛虹全资子公司江苏盛虹石化集团有限公司10%战略股权。10月，沙特阿美宣布与南山集团有限公司、山东能源集团有限公司和山东裕龙石化有限公司签署了谅解备忘录，推动有关沙特阿美可能收购裕龙石化10%战略股权的相关探讨。
如果石化企业能够背靠大油田，从源头上解决原油问题，就可以化解很多原料供应风险，势必会为企业长期稳健发展带来助力。比如上述提到的沙特阿美和荣盛石化的联合，就为荣盛石化保证每天至少48万桶的原油供应。近年来，我国的炼油能力大幅增长，截至目前，国内千万吨级以上的炼厂已经超过30家。随着炼化一体化大型项目越来越多，炼化单体项目越来越大，石化企业的规模也越来越大。规模增大，也意味着企业对于原材料的需求增大。与之相对的是，国际油气市场的多变性给石化企业带来了诸多不确定性。而如今与沙特阿美等国际大型石油公司的合作也为国内石化企业的未来发展提供了新的解决策略。
12.油气进口贸易人民币结算业务不断探索
2023年3月，中国海油与道达尔能源通过上海石油天然气交易中心平台完成国内首单以人民币结算的进口LNG采购交易，成交量约为6.5万吨，LNG资源来自海合会国家阿联酋。本次以人民币结算的首船国际LNG交易，是继上海石油天然气交易中心2020年8月28日推出国际LNG交易业务以来，为国际资源商参与中国市场提供新渠道的重要实践。10月，中国石油国际事业有限公司在上海石油天然气交易中心平台达成我国首单国际原油跨境人民币结算交易，购得一船100万桶原油，并首次采用数字人民币结算。通过数字人民币结算交易，企业在全球能源市场上将更加具备竞争优势，同时也为其他行业的创新应用指明了道路。
近年来人民币国际化取得显著进展，目前人民币是全球第五大支付货币、第三大贸易融资货币、第五大国际储备货币，人民币外汇交易在全球市场份额增至7%，成为近3年来市场份额上升最快的货币。与此同时，我国作为全球油气市场的重要买家之一，基础设施规模不断扩大，国际贸易参与主体日益增加，对国际贸易服务提出了更高要求。油气交易不仅涉及人民币的国际贸易支付，而且拓展到了数字人民币的跨境结算，进一步促进人民币从国内市场进入国际市场。随着国际市场对人民币接受程度提高，买卖双方尝试采用人民币结算的条件不断走向成熟。
二 问题与趋势
1.国产油气资源增储上产仍须强化技术创新
如何挖掘增产增供潜力，有效保障国家能源安全，是我国油气行业的重要任务。目前我国油气对外依存度仍然较高，国内油气资源开发程度不断提高的同时，资源品位持续降低，各项成本呈上升趋势，效益勘探难度加大，稳油增气的资源基础还不够牢固。同时，开发老油气田稳产难度加大、提高采收率技术亟待攻关、海外油气亿吨稳产面临挑战，成为油气增储面临的难题。
要围绕国家油气安全的战略目标，破解资源禀赋约束，加快形成原创性的理论认识，引领性的技术装备，打造支撑有力、前沿领先的油气勘探开发领域国家战略科技力量。一方面抓老油气田稳产工作，创新发展高效化学驱、气驱等大幅提高采收率的技术，最大限度开发老油气田储量；另一方面，抓新项目、新领域促上产工作，强化陆海新领域新层系优质规模储量勘探，为油气发展夯实资源基础。未来国内油气增储上产方向主要是陆上深层、非常规和海洋三个方向。在深层领域，应围绕中西部重点盆地，加强基础地质研究，加大风险勘探投入力度，争取更多规模储量发现，同时要加快深层地球物理、钻井完井、采油气工艺等核心技术与关键装备攻关研究，实现深层油气高效勘探开发。在海洋领域，应立足深海关键技术突破，强化核心技术与装备自立自强，加大对存在用海问题项目的协调力度，加快渤海海域和南海北部勘探开发，积极准备南海新区，推动海洋油气产量持续快速增长。在非常规领域，应立足鄂尔多斯、准噶尔、松辽以及渤海湾盆地中高成熟度页岩油进行规模效益开发，加快中低熟页岩油原位转化现场先导试验，力争产业化发展。页岩气立足四川盆地，做好3500米以浅资源稳产和提高采收率研究，加快3500米以深页岩气勘探开发步伐。通过大力发展水平井+体积压裂等关键技术，加快体制机制创新以及加大政策扶持力度，持续推动页岩油气开发成本不断下降、产量持续提升。
2.油气行业大规模发展新能源仍存诸多挑战
近年来，在碳达峰碳中和背景下，油气企业已纷纷在油气勘探开发领域开启了与新能源融合发展的探索与实践，并在光伏、风能发电、氢能、地热能及新型储能等方面取得了一定成效，但未来若要大规模推动油气生产与新能源融合，仍然面临诸多亟待突破的难点。一方面，油气企业在发展新能源方面缺乏专业人才与经验，需进一步掌握新能源产业领域的核心技术。另一方面，油、气、电、热等多种能源综合管理体制尚不完善，也对油气企业发展新能源业务构成了挑战。
为此，油气企业应加快推进新能源相关技术的研究与应用。提高企业在电气、新能源、新材料等方面的知识储备，在光伏制氢、新能源发电技术、炼化转型与新能源融合等方面持续开展技术创新，通过跨领域协作形成科研攻关机制，推动“风光热储一体化”综合利用等技术研究应用，以实际行动助力油气企业能源转型以及“双碳”目标实现。重点建立低碳减排、CCUS、清洁能源应用、碳管理以及跨专业的复合型人才队伍，为新能源科学技术发展提供人才支撑。重视全产业链碳中和管理，基于碳排放情况，制定阶段性碳中和目标，在新能源项目设计阶段将碳管理纳入考虑范围，将油气开发生产碳排放核算、影响评价、减排措施、碳资产开发与交易等与低碳新能源业务有机结合，制定减排措施与抵消方案，加强内外部沟通，建立适合企业的碳管理体系，助力碳中和油气田、油气管网建设，实现低碳转型发展。
