问题一：“十五五”时期我国石油天然气行业面临哪些新形势？如何理解《规划》提出锚定保障能源安全和绿色低碳发展两大任务？

　　答：“十五五”时期是我国基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，也是油气行业转型升级的重要阶段。

　　从外部环境看，全球能源格局加速调整，地缘政治、贸易投资和能源通道等方面不确定因素增多，国际油气供应链安全稳定面临更大挑战，提升国内自主保障能力、完善多元进口体系和增强风险应对能力的重要性更加突出。从国内发展看，经济社会发展和新型能源体系建设对油气安全稳定供应提出更高要求。与此同时，国内油气勘探开发资源更加复杂，深层、超深层、深水和非常规资源成为增储上产的重要接替领域，行业发展需要更多依靠科技进步、改革创新和全产业链协同。

　　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，就是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，就是推动石油消费达峰，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。

　　《规划》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”。

　　问题二：《规划》在统筹保障能源安全和绿色低碳发展方面，提出了哪些主要目标和重点任务？

　　答：《规划》坚持目标导向和问题导向相结合，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，明确了2030年主要目标。

　　一是国内供给能力持续增强。到2030年，国内油气供应量达到4.4亿吨油当量，国内油气总产量持续增加。二是基础设施网络更加完善。“十五五”期间新增油气长输管道2万公里，到2030年全国油气长输管网规模达到22万公里，油气“全国一张网”更加贯通高效。三是储备调峰和进口接卸能力明显提升。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和陆上管道进口天然气能力持续提升。四是绿色低碳发展取得新成效，CCS/CCUS年注入二氧化碳达到1000万吨。

　　为实现上述目标，《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。

　　问题三：为夯实国内油气自主供给“压舱石”，《规划》作出了哪些部署？

　　答：增强国内油气自主保障能力，是应对外部不确定性、维护国家能源安全的基础。《规划》坚持资源勘探、产能建设和稳产上产一体推进，重点从三个方面作出部署。

　　一是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，推动深层超深层海相碳酸盐岩、页岩油、页岩气、深层煤层气以及三大海域潜山、地层岩性、深水深层和边缘凹陷等领域勘探突破。

　　二是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，支撑新建产能建设。加快深层超深层油气规模效益开发，推动页岩油、页岩气和深层煤层气等非常规油气储量动用和开发建产。实施海洋油气再提升工程，推动海洋油气产量当量达到亿吨级规模。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。

　　三是建设油气战略保障基地。聚焦鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽、准噶尔、柴达木、南海北部等重点区域，统筹勘探、开发、基础设施和技术保障，形成一批资源接替稳定、产能建设有序、稳产支撑有力的油气战略保障基地，支撑完成国内油气产量目标任务。

　　问题四：《规划》如何完善油气基础设施布局，推动油气“全国一张网”更加贯通高效？

　　答：油气基础设施是保障资源安全稳定供应和高效配置的重要支撑。《规划》立足我国油气供需格局，坚持“四个统筹”，即国内国际两种资源相统筹、省际省内两级规划相统筹、干线与省级管网建设相统筹、油气与氢氨醇储运体系建设相统筹，着力构建适度超前、经济高效、区域均衡、互联互通、绿色低碳、安全稳定的油气“全国一张网”。

　　一是巩固油气战略通道。建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等重大工程；适时启动西气东输四线乌恰—吐鲁番段、西气东输五线建设，谋划川气南下新通道，增强跨区域资源调配和应急互济能力。

　　二是全面建成油气“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—安庆等天然气管道和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。优化多品种成品油顺序输送，探索同油种介质去标签化输送，提高管道负荷率和资源入网量。

　　三是有序推进省级管网和直供管道建设。加强国家干线、省级及以下管网规划衔接，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，在优先利用城镇燃气等既有设施前提下，支持对重点工业园区、大型企业和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。

　　四是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，完善纯氢管道输送技术标准；探索利用部分低负荷成品油管道输送甲醇；支持在符合标准、确保安全的前提下开展天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试，为绿色燃料高质量发展提供基础设施支撑。

　　问题五：《规划》在强化石油天然气储备和调峰能力方面有哪些重点安排？

　　答：储备是维护能源安全的重要保障，调峰能力是天然气稳定供应的关键环节。《规划》坚持政府储备、企业储备和市场化储备协同发展，统筹石油储备、天然气储备调峰和煤制油气产能技术储备，着力建设层次清晰、布局合理、调用高效的油气储备体系。

　　石油储备方面，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。持续强化政府储备建设，完善企业社会责任储备制度，鼓励社会资本加强商业储备设施投资运营。

　　天然气储备调峰方面，在国家进口战略通道和干线管道沿线、油气战略保障基地、消费负荷中心等区域加快地下储气库建设。通过优化注采压力区间、加密注采井等方式，提升已投产储气库规模和尖峰保供能力。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，接收站建设坚持扩建为主，积极推进已核准和在建项目。

　　同时，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，加强产能和技术储备。

　　问题六：《规划》如何加快油气行业绿色转型和新质生产力培育，推动油气与多能融合发展？

　　答：推动油气行业绿色低碳转型，不是简单压减油气供应和利用，而是统筹安全和转型，推动油气生产消费方式绿色低碳转型，加快传统油气业务与新能源、新技术、新业态融合发展，不断拓展行业高质量发展新空间。

　　石油方面，系统推动生产环节节能降碳、消费环节达峰和产业链提质升级。推进石油全链条节能降碳改造，提高终端电气化水平，加强甲烷和挥发性有机物减排，降低单位产品能源消耗；支持绿色燃料发展，补充替代传统石油产品；保持适度富余炼油和石化产能，提升产业国际竞争力，发挥石油安全的产业垫层作用。

　　天然气方面，突出清洁、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。

　　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”。

　　新质生产力培育方面，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，构建以周边就近消纳为主、跨区调运和外贸为辅的氢能产销新格局；推进CCUS规模化、产业化建设，统筹原油增产与碳减排“双赢”，推动区域产业集群发展；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，探索发展压缩空气储能等新业态，提升区域能源系统灵活调节能力和安全稳定水平。

　　炼化产业方面，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”，提升集约化、精细化、绿色化水平。推动重点区域炼厂整合重组和落后产能退出，沿海地区打造具有全球竞争力的炼化一体化产业集群，中西部地区立足本地需求和资源条件保障油品稳定供应，支持有特色、有竞争力的中小型炼厂走“专精特新”发展道路。

　　问题七：“十五五”是推动能源科技自立自强的重要时期，《规划》在科技创新、数智化和标准体系建设方面有哪些部署？

　　答：《规划》坚持面向国家能源安全重大需求和行业转型升级需要，聚焦关键核心技术、数智化应用和标准规范建设，推动油气行业创新能力实现整体跃升。

　　勘探开发方面，扎实推进新型油气勘探开发国家科技重大专项，聚焦“两深一非一老”等重点领域，攻克陆上深层、海洋深水安全高效勘探开发技术，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。

　　基础设施方面，聚焦油气管道智能施工与检测、管网仿真和运行优化、管道站场智能设计与调控、数字孪生等领域攻关；开展高压纯氢管道材料与安全运输、大规模掺氢和改输氢、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以及CCS/CCUS技术攻关。

　　终端利用方面，加快重型燃气轮机国产化，推进车船用高效低排放燃气发动机、高端燃气壁挂炉等科技攻关及国产化，优化炼化一体化和绿色低碳炼化技术。

　　数智化方面，加快人工智能、物联网等新一代信息技术与油气业务融合，建设智慧油气田和智慧油气管网，实现管网设备控制自动化、资产数字化和管理流程化。

　　标准体系方面，围绕CCS/CCUS、油气田多能互补、天然气管道掺氢及终端应用、海上弃置平台绿色改造、枯竭油气藏储氢储能、绿色燃料国际贸易认证和“人工智能+”等新兴领域，加快构建技术标准和规范体系。

　　问题八：为进一步激发行业发展活力，《规划》在深化油气体制机制改革和提升行业治理水平方面有哪些重点部署？

　　答：《规划》围绕进一步完善“X+1+X”油气市场体系，坚持有效市场和有为政府相结合，推动上游资源有序开放、中游基础设施公平高效运行、下游市场规范竞争。

　　上游方面，完善油气矿业权出让方式，持续拓展勘查区块来源，加大探矿权区块出让力度，建立地质资料共享机制，健全勘探开发技术、采收率标准规范及管理机制，增强油服市场竞争活力，推动先进技术装备推广应用，降低勘探开发成本。

　　中游方面，优化管网投资模式，压实国家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建设。推进规划内储气库、液化天然气接收站、省级管道与国家干线管网应接尽接，支持省级管网市场化融入国家管网和具备条件的大用户干线直供。完善“全国一张网”运行调度机制和管网气量市场化平衡机制，加强管网设施公平开放监管。

　　市场机制方面，推动上游供气主体多元化，促进城镇燃气企业整合重组和规范经营，落实天然气上下游价格联动机制，更好发挥中长期合同的基础性作用，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和定价机制，定期校核跨省天然气管道运输价格。

　　行业治理方面，健全法律法规和公平开放监管制度，完善油气行业碳排放统计核算，逐步建立碳足迹管理体系，健全油气应急救援体系，加强反垄断、反不正当竞争和价格监管执法，持续强化管道保护和第三方施工管控，营造公平规范、开放有序的市场环境。