保供与低碳协同共进：我国油气行业转型发展路径与信用格局研判

我国油气行业正由规模扩张转向系统性变革，面临增储上产难度加大、能源转型与保供平衡矛盾、储气调峰能力不足、市场化改革滞后等结构性压力，叠加对外依存度高带来的外部风险。政策层面以保障能源安全为首要目标，坚持增储上产，统筹油气供应安全与绿色发展。

行业发展现状

• 供给能力提升：2021年以来，全国原油产量稳定在2亿吨以上，2025年达2.16亿吨；天然气产量连续增长，2025年超2600亿立方米；新增探明储量累计70亿吨石油地质储量、7万亿立方米天然气地质储量，长输管网总里程达19.5万公里。
• 结构性矛盾：
  • 增储上产难度加大，深层超深层资源占比过半，老油田含水率高，开发成本上升。
  • 能源转型与供应保障平衡矛盾，可再生能源占比上升（2025年达38.3%），油气调峰与减排任务加重。
  • 基础设施不完善，储气调峰能力不足（工作气量占比仅7%），部分省级管网未完成运销分离与并入整合。
  • 市场化改革滞后，“X+1+X”市场体系未完全建立，竞争性业务环节活力不足。

政策导向

• 保障能源安全：坚持增储上产，2026年确保原油产量稳定在2亿吨以上，2030年国内油气供应量达4.4亿吨油当量。重点建设鄂尔多斯等盆地油气战略保障基地，推动海洋油气和非常规油气勘探突破。
• 统筹绿色低碳：推动油气勘探开发电气化，探索低碳零碳油区，布局二氧化碳驱油封存项目。2030年建成绿色低碳的现代油气产业体系，推动油气与新能源、CCUS协同开发。

转型发展路径

1. 勘探开发技术升级：从要素投入驱动转向技术驱动型增产，重点突破海洋油气、深层超深层、页岩油/气。2021-2025年页岩油产量增长至850万吨以上，页岩气产量达270亿立方米。
2. CCUS产业化推进：从先导试验走向规模化应用，2025年全国运营CCUS项目90个，年注入二氧化碳量超380万吨。2030年二氧化碳年注入量目标达1000万吨。
3. 储气调峰能力补强：截至2025年末调峰规模占天然气消费总量12.7%，与国家目标差距仍存。政策支持调峰气电项目，完善价格疏导与调峰价值补偿机制。
4. 市场机制完善：推进省级管网运销分离与并入整合，释放资源配置效率与商业模式创新空间。竞争性业务环节需依赖管网公平准入和透明定价。

企业信用水平研判

• 上游勘探开发企业：
  • 国企：信用稳健，但新项目投资回报不及预期带来盈利波动风险。
  • 民企：资源禀赋偏弱，融资渠道有限，油价下行时信用风险较高。
• 管网储运企业：
  • 主体企业信用稳健，但需关注资本投入与整合进度。
  • 储气项目盈利不确定性较高，取决于政策支持与项目规模。
• 炼化加工企业：
  • 头部企业：转型与资源配套受益，信用稳健，但产能过剩带来资金压力。
  • 中小企业：分化明显，专精特新企业生存空间保留，落后产能退出压力大。
• 城市燃气及下游分销企业：
  • 大型国企：信用稳定，但工业用气受宏观需求波动影响。
  • 民营中小企：成本与债务压力较大，部分企业存在债务集中到期风险。
• 油服技术服务企业：
  • 头部企业：技术优势稳固，订单来源稳定，信用较好。
  • 中小企业：竞争激烈，订单依赖大型油气企业，回款压力大，信用风险高。

研究结论
政策导向将带来信用结构性分化：符合保供与绿色转型方向的企业将获政策加持，而中小型市场主体面临更大信用风险。行业需在技术升级、CCUS产业化、储气调峰、市场化改革四维度协同转型，以应对内外部挑战。