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，同时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2,600亿立方米；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：新增储量多分布于深层、超深层，开发对象劣质化，老油田含水率高，开发成本上升。
  • 能源转型与保供平衡矛盾：可再生能源占比上升，油气承担调峰与兜底保供职能加重，“双碳”目标要求行业减排，融合探索尚处初期。
  • 基础设施不完善：储气调峰能力不足（工作气量占比7%，目标11.4%），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2亿吨以上，天然气持续提升；2030年国内油气供应量达4.4亿吨油当量，重点盆地勘探开发，海洋油气产量当量达亿吨级。
• 统筹绿色低碳：提升勘探开发电气化率，探索低碳零碳油区，推进CCUS产业化，2030年CCUS年注入二氧化碳达1,000万吨，推动油气向“综合能源供应者”转型。

转型发展路径

1. 勘探开发技术升级：从要素投入转向技术驱动增产，重点海洋油气、深层超深层、页岩油/气，2025年页岩油产量850万吨以上，页岩气产量270亿立方米，占比42%。企业投资决策将基于单井经济性。
2. CCUS产业化推进：从先导试验转向规模化应用，2025年全国运营CCUS项目90个，年注入二氧化碳超380万吨，累计近2,000万吨，驱油产量近98万吨；2030年目标年注入1,000万吨。
3. 储气调峰能力补强：2025年调峰规模占天然气消费总量12.7%，与“四个5”目标差距仍存，政策支持气电联营，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，激发上游竞争主体活力，实现中游管网公平开放、下游充分竞争，释放资源配置效率与商业模式创新空间。

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：
  • 全国管网主体信用稳健，但需关注资本投入与整合进度。
  • 地方省级管网：整合后信用改善，未整合者面临不确定性。
  • LNG接收站/储气库：盈利不确定性较高，信用取决于项目规模与股东背景。
• 炼化加工企业：
  • 头部企业：转型与资源配套受益，信用稳健，但产能过剩与技改投入带来资金压力。
  • 中小企业：分化明显，专精特新者生存空间保留，落后产能退出压力下信用风险加大。
• 城市燃气及下游分销企业：
  • 大型国企：信用稳定，气源采购成本优化。
  • 民营中小企：成本与债务压力下信用承压。
• 油服技术服务企业：
  • 头部企业：上游投资支撑需求，信用稳固。
  • 中小企业：订单与回款压力高，技术能力不足者信用风险上升。

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获政策加持，而中小型市场主体面临更大信用风险。