“双碳” 目标下，油气产业要换一种更低碳的方式存在、运转和融合。

 

　　在“双碳”为主的叙事下，油气行业担任怎样的角色?《石油天然气发展“十五五”规划》(以下简称《规划》)的一系列绿色部署，第一次系统回答了“‘双碳’目标下油气何去何从”的问题。油气行业将转向更加低碳的发展模式，实现生产运行与多能融合。《规划》最具信号意义的一点，是首次将CCUS(年注入二氧化碳1000万吨)、绿电制氢和多能融合纳入油气主业体系——传统油气与新能源之间的边界，被官方文件正式打破。未来，油气行业将从“卖资源”向“卖空间、卖服务、卖基础设施”转型。

　　多能融合的油气田

　　未来，油气田不再是单纯的油气田，而是多能融合的载体。

　　不久前，在解读《规划》时，国家能源局有关负责人表示：“油气与新能源融合方面，依托油气矿区和周边地区有序发展光伏、风电和地热能，提高生产用能电气化率，打造绿色低碳零碳油气田。推动油气热同采、风光储调并用和源网荷储一体化运行，促进老油气田延展形成‘电田、热田、储田、碳田’。”

　　这意味着，老油气田不再是单纯的产量单元，而是被设计为兼具发电、供热、储能、固碳功能的“多能融合”载体。

　　清能互联公司能源专家隗公宇曾多次考察“三桶油”的新能源项目，对于油田的多能融合感触颇深。他认为，油田首先是一套油气生产系统。从能源流的角度看，它同时也是一张规模庞大的用能源生产能源的网。

　　以新疆油田为例，稠油产量约占其原油产量三成，能耗占比却超过八成。其中，天然气又占了实物能耗的大头。站在这样的生产现场，很容易理解为什么电能替代会成为油田低碳转型里越来越重要的一环。

　　这种变化首先发生在整张网的末端。一些边远井场开始安装分布式光伏和储能，驱动抽油机运行。过去需要拉很长供电线路，甚至依靠柴发的井场，正在尝试形成自己的微型能源系统。

　　再往前一步，是让绿电进入油气生产工艺本身。2025年底，新疆油田投运了110千伏固体蓄热式电注汽锅炉，项目每年可供蒸汽16万吨，替代天然气约1300万立方米，同时增加1.2亿千瓦时电力消纳。

　　“风电、光伏解决的是电从哪里来，储能和蓄热解决电什么时候用，电锅炉、抽油机、注水泵等生产设备，则解决电能消纳去向问题。过去彼此分开的新能源、电网和油气生产，正在逐渐连成一套系统。”隗公宇说。

　　从这个角度看，油田正在从传统的大工业用电户，逐步变成一个大型综合能源系统。

　　如果再放到中国石油集团自己的战略中观察，这个时间点也很有意思。按照中国石油“清洁替代—战略接替—色转型”的“三步走”战略，从2026年开始进入战略接替阶段，2035年要实现新能源新业务与油、气业务三分天下，清洁电力、氢能等开始从辅助油气生产，走向更加独立和规模化的发展。

　　“零碳井场、电锅炉、分布式光伏、储能、源网荷储，看起来是一个个独立项目，背后其实指向了同一件事，油田生产所依赖的能源体系正在改变。”隗公宇说，“过去，我们评价一座油田时往往更关注其品质、储量等指标。随着新能源在油田的渗透率越来越高，还要看它能否把风、光等资源转化为稳定的生产动力，能否调动负荷、储存能量，能否与外部电网形成可靠供电支撑。”

　　这背后，连接的是油气生产，也是能源安全。

　　新能源则仍是“三桶油”押注未来的砝码。2025年，“三桶油”在新能源领域的布局明显提速。中国石油风光发电量达到79.3亿千瓦时，同比增长68.0%，新签地热供暖合同面积超过1亿平方米，“油气+新能源”融合发展的路径发展迅速。

　　在《规划》的大力倡导下，油田的“多能融合”需要注意什么呢?

　　“油气与新能源的双向赋能呈现出不对称性。新能源赋能油气，价值往往更容易在企业内部识别;油气赋能新能源，价值更多需要跨主体制度予以确认。”四川瑞能微网新能源研究院院长胡彪说。

　　他进一步解释，风光地热替代油气田自用电热、电驱钻机和压裂设备提升电气化水平等路径，收益通常更容易在油气企业内部成本和排放核算中体现;油气赋能新能源的路径，如提供可靠容量、跨季节调节、跨区域输送和地下碳封存，多数需要跨越企业、行业与市场边界建立支付机制，其收入实现更依赖容量补偿、设施公平开放和碳核算制度。

　　因此，一些项目虽然验证了油气田多能融合在特定场景下的工程可行性，后续关键仍是规模化推广中的经济效率、负荷匹配和运维模式。

　　天然气发电扛起调峰重任

　　“油气”二字虽长期并称，但在“十五五”政策环境下，二者已呈现出截然不同的发展曲线。“《规划》关于天然气的部分内容，需和《新型电力系统建设“十五五”规划》放在一起理解。”中国能源产业研究所副主任任庆林说。

　　《规划》突出天然气“清洁、高效和灵活调节作用”，鼓励天然气在难以电气化、使用高排放燃料的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中的有序应用。因地制宜布局调峰气电项目，合理保障发电用气需求，支持气电联营、气电与新能源联营、气电与调峰设施联营，发挥天然气对新型电力系统的稳定支撑作用。健全气—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。

　　在新能源占比快速提升、电网调峰压力加大的背景下，天然气发电的角色被重新定义，从单纯保障民生用能，延伸到“保电力安全、支撑电网稳定”，气电调峰正是这一逻辑落到电力系统中的体现。

　　在《规划》指引下，天然气发电在调峰电源中的占比将从15%提升至35%。天然气发电项目的定位，也从过去单纯的供电电源，转变为新型能源体系的配套调峰载体。

　　但必须看到，天然气发电受制于气源成本，气价波动会直接挤压项目利润。未来气电的发展，离不开气源保障与电价机制的配套完善。

　　中国企业资本联盟副理事长柏文喜分析，《规划》将气电定位为“补充性支撑电源”和“重要调节性电源”，其商业模式可通过容量电价回收固定成本、辅助服务市场获取调频备用收入、现货市场高价时段套利三重变现。

　　他举例说，上海调峰机组300小时内电量电价加价0.15元/千瓦时，吉林长岭、梨树1000MW级纯调峰项目设计年利用小时仅1783小时。这说明调峰气电走的是“低利用小时+高单价机制”的平衡路径。在他看来，储能与气电是差异性互补关系，储能负责短快调节(等效顶峰时长约4小时)，气电负责长周期、季节性调峰，更是极端天气下提供稳定电力的关键“补位”电源;储能成本下降不会替代气电，但会压缩气电的利用小时空间，倒逼其走向“稀缺时段高价变现”的模式。

　　今年1月底，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确省级价格主管部门可结合当地情况对天然气发电建立容量电价机制，并提出在电力现货市场连续运行后建立可靠容量补偿机制。

　　国家层面的制度框架已经打开，省级是否实施、适用哪些机组、回收多少固定成本，仍取决于地方规则。可靠容量价值由单一电量价格向容量电价、可靠容量补偿和辅助服务等多元机制分解，将呈现出分地区、分阶段落地的特征。

　　在容量价值获得制度保障的同时，气电也面临着多元灵活性资源组合的竞争。《“十五五”碳达峰行动方案》同步做出了系统性部署，要求到2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机力争达到3亿千瓦，虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上，需求响应能力达到最大负荷的5%以上。

　　因此，对气电战略定位的研判必须坚持因地制宜与区域差异化原则。“十五五”期内，气电在部分地区、部分时段和极端情景中具有难以由单一资源完全替代的系统价值;在气源保障充足、气价与电力市场机制相匹配的东部沿海地区，气电可作为长期可靠容量资源之一;在储能、煤电调节能力和跨区互济能力较强的新能源基地，气电更多承担补充作用;在极端天气、可再生能源低出力和跨区输电受阻等场景下，气电可发挥应急保障作用。

　　对于“三桶油”而言，天然气业务不仅是其主营业务的重要组成部分，而且仍在持续呈现可观的收入增量潜力。任庆林认为，在《规划》“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”的指引下，供应规模的扩大也给资源消纳能力提出了更高的要求，尤其是在供需宽松格局稳定、国内整体需求增速放缓的市场格局下，上游天然气勘探开发力度的加大与销售渠道的完善无疑需相伴而行。

　　指明石油消费达峰配套动作

　　一个影响油气全产业链的要点，是《规划》明确提出“系统推动石油消费达峰”，且指明了配套动作。

　　2025年，中国石油产业迎来两个标志性节点：一边是国内原油产量创下历史新高，一边是《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》中首次从国家政策层面明确提出推动石油消费达峰。两者之间，勾勒出中国能源战略的两条主线——提升产量，是能源安全的现实考量;推动达峰，则是能源转型加速推进后的自然结果。

　　综合两大国有石油集团旗下智库的预测，中国的石油消费将在2027年左右达峰，峰值7.7亿至7.8亿吨;全球石油消费将在2040年左右达峰，峰值约48亿吨。“十五五”期间，中国石油消费将处于7.7亿至7.8亿吨的峰值平台期，占全国能源消费总量的比重由2025年的17%略降至2030年的16%，而这一时期正是中国计划实现碳达峰的关键窗口。

　　何以达峰?《规划》明确了配套的三个动作：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;保持适度富余炼油和石化产能;炼化产业坚持“油转化”“油转特”“油转材”的“三转”方向。

　　达峰不是终点，而是转身的开始。

　　今年年初，中国石油集团经济技术研究院发布《2060年世界与中国能源展望》，首次阐释现代油气产业相关概念。其核心内涵是，传统油气产业向绿色低碳发展，以绿氨和绿醇为代表的绿色化工是重要组成部分。

　　与此同时，氢能与绿色化工正为油气产业打开新的想象空间。从全国消费结构看，合成甲醇和合成氨的用氢规模仍高于炼油用氢，而炼厂拥有连续、规模化的氢气需求、储运设施和销售渠道，是重要的工业用氢终端。

　　这与《规划》的推动达峰举措一致。《规划》明确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。绿色甲醇、绿氨和可持续航空燃料把炼化、港口和贸易网络连接起来，成为未来绿色化工的重要组成。

　　中国石油集团经济技术研究院副院长吴谋远表示，传统的石油化工和新型绿色化工的产品化学性质相同，应用场景相近，基础设施可共用，具有全产业链协同发展的特征，是油气产业低碳发展的一个重要方向。

　　未来，石油的长期价值将更向战略储备、化工原料、高端材料及难以替代的特殊燃料场景集中，增长驱动力正从燃料驱动转向原料驱动，化工用油占石油需求的比重未来将提升至50%以上。

　　据中石化经研院总经理罗大清预计，“十五五”时期，成品油消费量将下降4500万吨左右，化工用油则增长6300万吨左右，一增一减，总量基本稳定。

　　转型也非没有代价。中国石化集团经济技术研究院乞孟迪表示，短期内，这一转型过程将承受较大的结构性压力。成品油销售长期以来占主要炼化企业营收与利润比重的60%以上，其需求达峰与下滑直接导致行业效益承压。

　　业内人士透露，根据石油企业的内部数据，部分企业已陷入亏损，炼油平均开工率偏低。预计“十五五”时期，产业将同时面临效益下滑与产能结构性过剩的双重压力。若成品油出口渠道受限，且“减油增化”转型不畅，部分竞争力较弱的炼厂可能面临关停风险，进而对地方就业与区域经济稳定产生冲击，威胁全产业链的可持续发展。

　　专家建议，由于我国石油消费结构的变革，特别是新能源汽车的快速普及，将会对政府财政收支与治理能力构成一定挑战。因此，政府治理体系需进行前瞻性调整，并设计“公平负担与激励相容”的交通能源财税体系。

　　在炼化环节，则应实施“总量控制与结构优化”相结合的产业准入与升级政策，加大绿色技术与高端材料的研发与应用支持力度。同时，应实施更加积极灵活的成品油出口政策。转变将出口单纯视为资源流失的管控思路，将其作为调节国内供需平衡、保障行业平稳运行的战略工具。建立更灵活透明的出口配额动态管理机制，使其与国内炼能结构调整、国际市场需求变化相协同。这既能为国内能源转型赢得时间和空间，也能提升我国在国际油品市场的影响力。

　　首提CCUS量化目标

　　如果说绿色氢能是油气行业的“向外拓展”，那么CCUS(碳捕集利用与封存)就是油气行业的“向内挖潜”。《规划》提出，要发挥CCUS全产业链优势，“统筹原油增产与碳减排”，并明确到2030年实现二氧化碳注入规模1000万吨/年。

　　这是CCUS年注入量首次被纳入“十五五”规划量化目标，也意味着碳减排正从政策倡导变为可考核的硬性约束。

　　这一目标的分量不轻。据中国企业资本联盟副理事长柏文喜分析，国内CCUS能力约590万吨/年，“十五五”末要达到1000万吨，意味着5年内产能近乎翻倍。

　　增长从何而来?“驱油封存”无疑是当前中国CCUS最成熟、最具商业可行性的答案。这一路径能实现经济效益与环境效益的统一，而这与“三桶油”的关系最近。

　　“驱油封存”即将二氧化碳注入即将枯竭的油藏，既能提高原油采收率，又能将其永久封存地下。多采出来的石油，让原本只有成本的减排项目，因此多了一条可以用人民币、美元直接计算的现金流。

　　产业化的想象空间藏在《规划》点名的两个城市里。《规划》提出“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”。

　　东营是胜利油田所在地，依托“油藏+碳汇+炼化”走出一体化路径，即地下有充足的封存空间，地上有完善的油气集输管网，碳源与碳汇距离近、运输成本低;榆林作为国家级能源化工基地，以“煤化工+化工利用+地质封存”为特色，发展二氧化碳制化学品、制可降解材料等化工利用路径。

　　两种模式，一者依托油田走地下空间利用路线，一者依托重化工基地走产业链延伸路线，意在通过区域产业集群形成示范效应。

　　路径清晰，挑战犹存。“难度在于成本与买单机制。”柏文喜表示，碳捕集成本虽有下降但仍偏高，部分项目总投资达数亿元，单位投资强度较大。买单逻辑有三层：一是油气企业自身通过二氧化碳驱油提升采收率，把封存变成增产收益，中国石化齐鲁—胜利、中国海油恩平151、中国石油新疆油田均已跑通百万吨级示范;二是在碳交易市场，让有脱碳需求的企业支付封存费用;三是在政策端通过碳价信号与补贴疏导。

　　当前最典型的工程之一，就是齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目。中国CCUS联合会专家徐清华仔细拆解了其成功之处。“CCUS的第一件事不是找储层，而是找碳源。齐鲁石化的优势非常明显。其CO2来自第二化肥厂煤气化装置尾气，原始CO2浓度约90%。相比煤电烟气只有10%~15%的CO2浓度，这类工业尾气属于典型的优质碳源，捕集难度和成本天然更低。”

　　另一端则是胜利油田，组合到一起，就形成了一条完整链条。而使项目发生“质变”的重要原因之一，还在于管道运输。早期齐鲁石化捕集的CO2主要依靠槽车运输，车辆、装卸、调度、安全、天气以及单位运输成本都逐渐成为瓶颈。建设的百公里级CO2长输管道，实现了超临界/密相输送。

　　这条管道不仅把整条产业链画出来了，更让整条产业链真正跑起来了。

　　截至目前，该管道已安全平稳运行超1000天，项目CO2注入总量突破13亿立方米。更重要的是，项目公开披露其捕集环节单位能耗下降19%，成本下降30%以上，项目区块日产油已经从约220吨提高到460吨。胜利油田最新公开数据称，相关技术使原油采收率提高15个百分点以上。

　　《规划》提出推进CCUS规模产业化建设，统筹原油增产与碳减排“双赢”，推动区域产业集群建设。这意味着，CCUS不再只是单个企业的减排尝试，而是被放到“原油增产”与“碳减排”并行的产业框架里考量。

　　徐清华指出，齐鲁—胜利模式虽然成熟，但复制条件其实相当苛刻。碳源质量、油藏匹配、输送距离、油价收益，缺一不可。全国的大型钢厂、水泥厂、电厂不可能每家旁边都恰好有一座适合驱油的油田。欧洲已运行近30年的逻辑给出了另一重启示——当CO2既卖不掉、旁边又没有油田时，问题的答案便从CO2值多少钱转向把CO2排出去要付多少钱。

　　“浩渺行无极，扬帆但信风。”立足《规划》指引，油气与新能源并非非此即彼，也不是简单的此消彼长关系。《规划》的落地，正在重构国内产业的发展逻辑与市场逻辑。站在“十五五”开局的能源历史坐标上，我国油气产业正以“保安全、促转型”的双重使命，写下能源强国建设的关键篇章。

　　责任编辑：石杏茹