中国石油天然气产销情况如何？

天然气产销有望长期提升，持续受益于 天然气市场开拓。

1. 天然气开发：稳常规、深耕致密、攻坚页岩、突破煤 岩

中国石油自产气规模优势显著，非常规气为主要增量来源。总量方面，中国 石油是国内天然气勘探、开发、生产绝对龙头，2024 年中国石油实现国内天然 气产量 1404 亿方，占全国天然气产量的 57%，占国内天然气总供给的 33%。 相较于天然气产业链上其他竞争对手，中国石油的自产气规模优势构成其核心竞 争力。产量结构方面，近年来中国石油天然气产量增量主要来自于非常规气。 2020-2024 年，中国石油集团国内天然气产量 CAGR 为 5.0%，其中常规气 CAGR 为 1.3%，致密气、页岩气 CAGR 分别为 9.3%、7.2%。2024 年，非常规气占中 国石油集团国内天然气总产量的 43%，已成为重要的产量来源。

常规气：控制递减率实现稳产，开发深层气助力可持续发展

控制递减率提升采收率，持续巩固常规气上产压舱石。中国石油下属长庆油 田苏里格气田、西南油气田等开发程度较深的气田面对低产低效井增多的情况， 立足老气田“压舱石”示范工程管理与技术创新，以“五重”技术路线（重新评 价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程）为指导， 找准提高采收率和控降递减率两个发力点，在增储量的同时控减量，让老气田行 稳致远。2024 年，西南油气天然气产量比上年增长 6.4%，创历史新高；长庆油 田油气综合递减率控制在 9.2%，连续 3 年天然气年产量突破 500 亿立方米。

加强深层天然气勘探开发，支撑天然气持续健康发展。根据中国石油第四次 油气资源评价成果，中国深层天然气资源总量巨大，达 20.31 万亿方，占天然气 总资源量的 55%。截至 2018 年年底，国内投入开发的深层气田累计探明地质储 量达 3.32 万亿方，2018 年深层天然气产量达到 428 亿方，占全国天然气总产量 的 30.2%。深层天然气资源主要集中在四川、塔里木、准噶尔、柴达木、鄂尔 多斯、松辽及渤海湾等七大含油气盆地，其中尤以四川盆地和塔里木盆地深层天 然气资源最为富集，是当前深层天然气开发的主力区域。 当前我国陆地深层油气开发面临的挑战主要是超深、高温、高压、地质复杂 多变，勘探开发风险大，成本高，难度大，对地质理论创井筒技术创新、开发技 术创新和装备迭代升级提出极高要求。中国石油在《能源科技进展与展望报告 （2024）》中将“深地油气勘探开发技术” 列入未来十大能源技术展望，其中 深层天然气将有力支撑中国石油常规天然气产业持续健康发展。

致密气：跻身天然气供应主力，深耕技术实现效益开发

致密气已成为中国石油第二大天然气产量来源，上产稳产进行时。近年来， 中国石油致密气勘探开发技术不断创新、持续突破，致密气得到有效开发，产量 持续上升。2024 年，我国致密气产量为 702 亿方，同比增长 11.1%，致密气产 量占比从 2017 年的 23%上升至 2024 年的 28%。根据中国石油 2023 年度企业 社会责任报告，在其 23 年国内天然气产量中，致密气占比为 29.5%，已成为中 国石油第二大天然气来源。2024 年，中国石油集团致密气产量为 474 亿方，占 集团天然气总产量的 30%。

中国石油自主掌握致密气开发关键技术。针对中国致密气的地质和开发特 征，经过几十年的探索和技术攻关，中国石油自主研发和创新形成了致密气开发 关键技术，使得致密气开发成本不断降低、开发规模快速增长；并随着致密气发 现和开发类型的不断增多，技术不断发展和丰富。

控制单井综合成本，助力实现效益开采。为实现苏里格气田的效益开发，中 国石油将气井按照厚度和无阻流量划分为三类，论证出各类气井均占 1/3 的比 例，得出直井平均单井合理配产 1 万方/日、井均 EUR2248 万方等关键开发指 标利用开发指标反算方法，预测了气井实现效益开发的关键经济指标，即单井综 合成本必须控制在 800 万元以下。截至 2024 年，致密气单井综合成本也控制在 800 万元以下，开发成本大幅下降。低成本开发战略的成功实施，使苏里格气田 致密气效益开发实现了从 0 到 1 的突破，为四川、塔里木等盆地致密气开发提 供借鉴。

页岩气：产量增速放缓，推动从浅层向深层的变革

深层页岩气开发带来成本效益挑战，近年中国石油页岩气产量增速放缓。随 着页岩气勘探开发进程的深入推进，深层页岩气由于资源量丰富，具有巨大的勘 探开发潜力。较之于中浅层页岩气，深层页岩气地质条件更加复杂。深层—超深 层高温高压环境下钻完井和压裂工程成本高，压裂改造难度大。中—浅层常压页 岩气保存条件与富集机理复杂，地层能量弱，单井产量与采收率低，低成本效益 开发技术仍需深化攻关。在四川盆地泸州区块实施的深层页岩气水平井套管变 形、压窜风险高，EUR 偏低，钻完井成本高，给深层页岩气全面效益开发带来 了巨大的挑战。在此背景下，我国整体页岩气产量增速、中国石油页岩气产量增 速均有所放缓，2024 年全国页岩气产量 257 亿方，同比增长 2.8%，中国石油 页岩气产量 153.2 亿方，同比增长 3.4%。

深层海相页岩气可用作长期产储量接替，远期产量增长依然可期。根据邹才 能等（2021）的预测，中浅层海相页岩气是页岩气工业发展的“压舱石”，深 层海相页岩气是未来产量增长的主体， 低压低丰度海相页岩气可作为长期稳产 的接替。（1）截至 2020 年，埋深介于 2500-3500m 的中浅层海相页岩气已基 本完成产能建设，未来以稳产开发为主，预计可实现年产能规模 200 亿方稳产 20 年以上；（2）埋深介于 3500-4000m 的海相页岩气开发技术基本成熟，是 “十四五”期间主要的建产领域，具备建成年产页岩气 100 亿方规模且稳产 20 年以上的潜力；（3）埋深介于 4000-4500m 的海相页岩气有效开发技术突破以 后，具备再上产 200 亿方的开发潜力。（4）埋深超过 4500m 的超深层海相页 岩气资源丰富，可作未来保持稳产的接替领域，具备建成年产页岩气 80 亿方规 模且稳产 20 年以上的潜力。总的来说，我国页岩气增产潜力依然巨大，随着中 深层海相页岩气开发技术实现突破，我国页岩气远期增产依然可期。

降低钻井周期提升压裂效率，推动深层页岩气攻坚。2025 年 9 月，中国石 油西南油气田公司重庆气矿获得页岩气勘探开发关键突破，中国石油页岩气新层 系首个先导试验平台——大页 1H1 平台累计产气量已突破 5000 万立方米，平台 压力与生产态势稳定，初步估算 EUR 超出方案预期 20%。重庆气矿近年来深层 页岩气关键指标不断取得突破，完钻周期从 200 天降至最快 64.85 天，压裂作 业效率从每日不足 1 段提升至 2.8 段，井日均产量从方案设计的 7.8 万立方米， 实际稳定在 15 万立方米以上。中国石油将持续推动深层页岩气攻坚，加速川东 新层系资源转化，为保障国家能源安全、推动能源高质量发展贡献更大力量。

煤岩气：开发理论初步形成，2035 年有望实现年产 300 亿方

2000 年以来，随着水平井多段压裂技术突破，深层煤岩储层内的非常规天 然气逐渐引起重视。根据中国石油副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣 等（2024）的定义，煤岩气指煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中， 游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化 开采的烃类气体。从目前勘探开发实践来看，鄂尔多斯、准噶尔等盆地的煤岩气 通常分布于埋深超过 2000m 且具有良好顶底板的煤岩储层中。相较煤层气，煤 岩气具备 3 方面特点：（1）游离气含量丰富；（2）游离气微距运移聚集；（3） 顶底板控制煤岩气富集。

中国石油创新形成了深层煤岩气富集理论与开发关键技术，推动煤岩气勘探 开发实现重大突破。2024 年年初，中国石油股份公司副总地质师、勘探开发研 究院党委书记李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展《煤岩气地质特征、富集规 律与开发机理研究》攻关。中国石油股份公司下属勘探开发研究院与长庆油田、 煤层气公司、冀东油田和辽河油田等单位构建创新联合体，明确煤岩气地质与开 发特征，创新地质理论认识，研发储层评价技术体系，发展完善水平井多段压裂 技术，有力推进煤岩气产业发展。

煤岩气 2035 年有望实现年产 300 亿方，长期开发前景广阔。截至 2024 年 底，全国累计探明煤岩气地质储量约 5968 亿方，2024 年产量 27 亿方。目前初 步研判全国煤岩气地质资源量超 38 万亿方，鄂尔多斯盆地等重点区域具备建成 大规模生产基地的潜力，2035 年有望实现 300 亿方的年产规模，将占非常规天 然气产量的 20%、天然气产量增量的 50%以上，成为天然气产业发展新的增长 极。当前煤岩气的勘探开发面临三大挑战：（1）煤岩气成藏机理与富集规律尚 不完善，选区评价标准尚未建立。（2）煤岩气开采机理与流动规律尚不清晰， 效益开发尚未实现。鄂尔多斯盆地煤岩气开发完全成本总体超过 1.2 元/方，明 显高于同盆地致密气和川南页岩气。（3）煤岩失稳与致裂机理尚不明确，主体 工程技术尚未定型。未来中国石油将致力于煤岩气勘探开发技术的攻关与突破， 未来有望实现煤岩气的规模化效益开发，引领全球煤岩气理论技术创新与进步， 最终实现“煤岩革命”。

2. 天然气需求长期增长叠加市场化改革深化，公司有望 实现量价双升

公司充分受益于天然气市场化改革，天然气销售合同逐年优化。2023 年起， 随着海外与天然气相关的地缘风险回落，我国天然气市场化改革加速，中国石油 深度受益于天然气市场化改革，销售框架合同逐年优化。（1）2023 年相较于 2022 年，居民用气价格调整为较门站价上浮 15%（2022 年为 5%），非管制气 的固定价格部分调整为较门站价上浮 80%（2022 年为 40%-80%）。（2）2024 年取消居民气概念，管制气非采暖季总资源量占比从 70%下调至 65%，上浮比 例从 15%上调至 18.5%，非管制气浮动价格部分挂靠气价由 JKM 现货价修改为 上海天然气交易中心现货价，标志着国内天然气市场化机制的进一步完善；（3） 2025 年将管制气比例进一步下调，非管制气浮动价格部分比例上调至 7%。长 期来看，随着国内天然气市场化改革深化，公司天然气销售环节受管制比例有望 持续下降，非管制部分价格弹性有望持续提升，销售盈利能力持续向好。

加大市场营销力度，天然气销量逆势增长。2025H1，受暖冬及制造业需求 下滑影响，国内天然气需求增长不及预期，根据中国石化统计，国内天然气实际 消费量同比增长 2.1%，根据国家统计局统计，国内天然气表观消费量同比下滑 0.8%。25H1 中国石油天然气销售业务持续优化资源池结构，有效控制综合采购 成本；坚持批发、零售一体化营销，持续优化销售流向，积极拓展直销客户和工 业客户，努力提升高效市场、高端客户销量占比。25H1 中国石油销售天然气 1515 亿立方米，同比增长 2.9%，其中国内销售天然气 1198 亿立方米，同比增长 4.2%， 国内销量增速快于国内天然气需求增速。公司将充分利用气源和渠道优势，不断 开拓市场，实现天然气销量的长期增长。

我国长期天然气需求保持增长态势，预计峰值消费量超 6000 亿方。天然气 将在我国能源转型中发挥过渡能源的作用，消费量在中远期仍将保持增长。中石 化经研院预计我国天然气需求将于 2040 年前后达峰，峰值约 6100 亿立方米， 占一次能源的比例将近 13%。具体进程方面，2030 年以前，即“碳达峰”目标 实现之前，天然气着力于促成终端能源系统由高碳排放向低碳排放调整； 2030-2040 年，即“碳达峰”至天然气需求达峰之间，天然气在终端能源结构改 善中的作用减弱，而在电力系统优化中的作用增强；2060 年以前，即“碳中和” 目标实现之前，电力和氢能加快在终端用能领域渗透，天然气着力于保障电力系 统的安全稳定以及难电气化领域的燃料需求。总的来看，天然气在能源转型中的 前景主要取决于能源总体安全的考量和转型进程的挑战。

城镇化助力用气人口增长，居民用气增速将趋于稳定。历经 20 余年发展， 天然气在城市居民生活、商业等领域快速普及，逐步取代 LPG、人工煤气成为 中国城市燃气领域的主体能源。2014-2023 年，我国城市燃气行业快速发展，通 过“宜管则管”“宜罐则罐”的方式，因地制宜，用气人口快速增长，达到 5.6 亿人。2023 年，我国城市供气总量达 1837 亿方，同比增长 3.9%。随着我国城 镇化速度趋于稳定，我国居民用气增速将趋于平稳，但随着我国城市燃气管网覆 盖范围将继续扩大，以及南方采暖等需求逐步释放，天然气在城市燃气领域的利 用仍将进一步扩大。

工业“煤改气”持续推进，中长期天然气有望深入替代工业煤炭消费。在工 业燃料领域，天然气广泛应用于陶瓷、玻璃、钢铁等传统工业行业，也正在成为 光伏玻璃、新能源汽车等新兴产业的重要生产用能。2022 年，我国工业领域煤 炭总消费量为 43.7 亿吨，天然气消费量为 2676 亿方，天然气对煤炭的替代率 （以天然气占气煤消费量等热值之比衡量）仅为 10.2%。分行业来看，在煤炭 消费量较高的 18 个子行业中，仅有 4 个子行业天然气替代率超过 60%，另有 8 个子行业天然气替代率低于 20%。近年来我国积极淘汰落后产能，清除能耗老 旧生产设备，同时推进清洁替代，鼓励企业采用环保能源，我国工业领域的天然 气替代仍存广阔空间。

3.布局天然气贸易、储运全产业链，发挥产业协同效应

中俄天然气合作深化，公司进口管道气效益有望提升。9 月 2 日，俄罗斯天 然气工业股份公司（Gazprom）与中国石油集团签署了具有法律约束力的协议， 将修建经蒙古国通往中国的“西伯利亚力量 2 号”（中俄西线）天然气管道。俄 气代表还与中方达成协议，将通过“西伯利亚力量 1 号”（中俄东线）管道增加 供气量，从每年 380 亿立方米提升至 440 亿立方米。近年来中俄能源合作加深， 俄罗斯天然气的持续供应有助于中国石油优化进口管道气组合，控制进口气成 本，实现进口管道气效益的提升。

扩充 LNG 海外气源渠道，在手 LNG 长协达 1945 万吨/年。为平抑天然气进 口成本波动，降低 LNG 现货价格高涨对公司盈利能力产生负面影响，中国石油 近年来加大了 LNG 长协签署力度，2022、2023 年相继签署美国 Cheniere LNG、 卡塔尔 LNG 两大长协大单。目前除与埃克森美孚签订的短期协议到期外，中国 石油 26 年起可执行 LNG 长协量为 1945 万吨/年，约合天然气 267 亿方/年，海 外 LNG 长协的供应有望持续优化公司进口气效益。

顺应天然气调峰需求，中国石油集团加强储气库建设。目前我国储气库主要 由中国石油集团和国家管网集团负责建设、运营。截至 2024 年底，我国建成储 气库 38 座，形成调峰能力 266.7 亿立方米，约占天然气年消费量的 6.3%。中 国石油将力争“十五五”末新投产储气库 11 个，满足 2040 年储气能力建设需 求。同时，加快实现技术体系化、标准化、品牌化，更好引领我国储气库科技进 步与产业发展。国家管网集团通过新建 8 座盐穴储气库和与其他央企深化战略合 作，2030 年地下储气库总体工作气量将达到 207 亿方，切实担负起天然气稳定 保供责任。此外，为了扩充储气库建设资本，国家多种所有制经济参与储气库设 施投资建设及运营，未来民企或以合资形式参与储气库建设。

股份公司并表三家储气库企业，完善天然气调峰能力。2025 年 8 月 27 日， 中国石油天然气股份公司下属全资子公司太湖公司拟与相关合资方分别以现金 出资，新设三家由太湖公司控股的合资公司。新设合资公司拟出资 170.66 亿元、 99.95 亿元及 129.55 亿元，分别收购集团公司下属全资子公司新疆油田储气库 公司、相国寺储气库公司及辽河油田储气库公司 100%股权，以持有相关储气库 资产。储气库是天然气产运储销中的重要环节和衔接纽带，是天然气销售削峰填 谷、气田均衡生产的调节工具和手段。公司收购三家储气库公司 100%股权，可 新增 109.7 亿方储气库工作气量，有利于形成与公司天然气销量匹配的储气调峰 能力，发挥调节作用，实现天然气产业链整体效益最大化。此外，三家储气库公 司盈利能力较强，2024 年净利润合计 19 亿元，净利率平均为 40.0%，本次交 易后，相关资产、收入及利润将对公司整体财务状况和经营成果产生积极影响。