leyu手机版登录入口石化杂志文章推荐 权威人士深入解读“四个接续”“资源接续”这个突出矛盾有待加快解决。我们必须解放思想、锐意探索、顽强攻关，在解决资源问题上展现更大作为，加快夯实基础资源优势。

　　我国的能源转型不但是化石能源和非化石能源的长期共存，而且是因地因时制宜地发展多种能源，实现智能化互相补充协调发展；对不可再生的油气资源来说，保持长期稳产增产的关键措施是持续地推行油气田生产的战术接替和战略接替

　　世界正处于百年未有之大变局中，人们正以新的视角来重新认识能源的发展和安全问题。至少从21世纪前半期看，其核心是从化石能源为主体向非化石能源为主体的能源转型。而对我国能源转型来说，首要的是石油天然气在其中的地位问题。作为世界第二大经济体的发展中国家，作为世界油气的生产、消费大国和名列前茅的石油、天然气进口国，我国应如何面对正在到来的重大挑战，我国油气的地位和作用将发生怎样的变化？

　　由于勘探开发难度持续增大、抵消通胀后的实际投资呈明显下降，致使其发展形势在本世纪10年代出现明显变化。石油剩余可采储量（以下简称储量）的增势在其前5年增加23亿桶，而在后5年仅增加4亿桶。与之相应，石油产量在前期上升5.9%，在2015年达到峰值2.15亿吨，此后转为下降，后期出现了11.2%的年降势，产量谷值为2018年的1.89亿吨，直到2022年产量才略超过2亿吨。与我国石油产量的高峰期对比，出现了巨大的反差。

　　在石油产量增长缓慢、甚至有所下降的背景下，石油需求量却不断增加，致使其进口依存度呈越来越大的升势。以不包括港澳台的纯进口量和当年石油的消费量计，2000年进口石油88.3百万吨、消费量为226.9百万吨、进口依存度为38.9％，2010年进口石油263.0百万吨、消费量为428.6百万吨、进口依存度为61.4％，2020年进口石油556.1百万吨、消费量为669.2百万吨、进口依存度为83.1％。此后，由于疫情，石油需求量降低，进口依存度也有所降低。需要说明的是这里的“纯”进口量来自海关的统计，依其计算所得到的进口依存度大于根据产量和消费量推算的进口依存度（应称为表观进口依存度，但通常往往省略表观二字），在下述的天然气进口依存度计算中也存在类似情况。

　　受不可再生资源开发生命周期的制约，油气产量曲线大致呈“类正弦曲线”的三段式：青年期产量曲线快速上升，壮年期在高平台上波动，衰老期产量不断下降。不言而喻，曲线的各段上都有因具体条件变化的叠加而出现次级起伏。特别是当勘探开发在新区新领域上取得重大突破后产量曲线可相应出现多个峰值。美国页岩气的重大进展所带来的明显产量上升即为其例。新中国成立后我国首先着重发展石油工业，天然气的大发展起步较晚，使后者的产量曲线可能比前者晚了一个“相位”。当石油产量曲线在高平台上持续多年，甚至出现下降的趋势时天然气产量曲线仍处在上升中。本世纪初石油与天然气的状况正是其例。

　　2000年我国天然气产量和消费量分别为250亿立方米、245亿立方米、相应的进口依存度为0％，2010年分别为968亿立方米、1128亿立方米、14.2％，2020年分别为1940亿立方米、3355亿立方米、41.5％。本世纪初较“年轻”的天然气比石油有着更旺盛的生命力，且成功开拓了页岩气这个新领域，这使其产量的上升速度明显大于石油，但走上改革开放和绿色发展的中国经济对相对高效清洁的天然气消费量的增加速度提出了更大要求。这使天然气进口依存度的增速在本世纪初明显大于石油进口依存度的增加。显然，进口依存度过高是我国油气/能源发展中的短板，也可以说是我国石油供应安全中潜在的威胁。

　　经过长期的基础研究和一段时间的实践，实现从化石能源为主体向非化石能源为主体的能源转型成为人们的共识。经过多次磋商和谈判形成的环保减碳的《巴黎协定》，要求在2030年实现二氧化碳的排放达到峰值（碳达峰），2050年实现排放的碳几乎全部被吸收和埋藏（碳中和），即所谓的“30－50双碳指标”。目前世界上大多数国家原则上承诺了巴黎协定，但多数国家既提不出从本国实际出发的转型发展路径、拿不出促进转型的必要投资，更看不到符合实际的动作。我国首先提出将本国碳中和的时间推迟到2060年，目前俄罗斯、印度、印尼等国也附合了这一意见。

　　就通过能源转型来促进双碳指标实现的具体方案和路线来说，提出的意见可以说歧见纷纭。大致来看在能源转型上走在前列的欧洲国家意见相对统一和明确，他们的方案有以下可注意之点。一是强调高碳化石能源的削减，要求去煤减油，相对低碳的天然气可以作为“过渡性能源”在一段时期内有所保留。在能源转型的思路上首先大力削减化石能源以减碳去适应环保的要求，以其倒逼非化石能源的增长（即所谓“先破后立”）。二是非化石能源中核能有一定的环境危险性（如切尔诺贝利核电站和福岛核电站）不拟发展新核电，甚至正分批关闭。三是过分依赖/强调国家补贴的作用。在各种非化石能源发展初期由于相关科技发展还不够成熟，其成本必然较高，此时国家给予一定的补贴是必要的，但长期实施过高、过于宽泛的补贴却可能起着相反的作用。四是不顾各国、各地区在资源和经济发展程度上的差异，强调“一刀切”，因而许多政策受到一些国家的。

　　作为整个国家经济能源发展战略的一部分，我国能源转型的道路必须体现出以下两个特点：一是从我国的实际出发，强调我国目前所处的能源时代和资源禀赋特点。必须特别关注到直到21世纪初我国能源仍处在化石能源时代初期的煤炭时期，这与北美欧洲的大部分国家处在发展程度更高的石油时期或天然气时期有所不同。而我国的化石能源却以富煤贫油少气为特点。这意味着在达到后化石能源时代的道路上中国要比欧美国家经历更艰苦的历程。二是在世界百年未遇的变局中必须强调国家的经济安全，能源转型不能危及、而要促进。因而我们必须避免上面提到的欧洲能源转型方案中存在的一些问题，要提出并逐步实现我国能源转型的特殊道路。对此，应特别注意以下问题。

　　稳中求进、先立后破、而不能“自毁饭碗”。能源转型确实是有破有立，但这种变化是有条件的。欧盟在“正确”的环保口号下总是希图走捷径、“立竿见影”、先破后立。因而过早过快的削减了化石能源的使用，特别强调去煤减油，以致在俄乌冲突中将能源作为武器制裁对方，但结果却造成了自己的能源危机和经济衰退。类似的许多事实说明，必须充分认识非化石能源的局限性和不稳定性。仅是在有与之相配套的储能和输送设施、有应对各种危机的充分把握之后才能将它所对应的非化石能源实施替代。此外，还必须考虑到能源使用的经济性，特别是在其发展初期经济上尚难“自负盈亏”。在非化石能源安全使用带来的综合成本明显高于化石能源的条件下没有人会强势推行对化石能源的取代。特别是在战争情况下没有油品的安全供应更是难以想象的。这就是要先立后破，否则就会“自毁饭碗”。

　　能源转型必须实行因地制宜多能互补的方针。在非化石能源中更受青睐的是风能太阳能发电。我国目前在这两种能源的机械制造和建设安装的增长速度都居世界前列，从而使其组件的出口居世界首位。以此为依托，它们在陆地和海上多种条件下的遍地开花、成为近年来增长速度最快的非化石能源leyu乐鱼手机版官网。我国近年来一直主要依靠自己的力量发展核电水电。主要河流中上游大型水电站群的有序建设令世界瞩目，目前三峡电站和白鹤滩电站已是居世界第一、第二位的大电站。我国东部沿海从南到北建立了一系列的核电站，形成了第一、第二代核电站的核心技术并开始技术出口帮助友好国家的核电建设。地热能和生物质能源的利用也开始推广。特别应指出的是，我国依托智能化数字化技术的发展，开始形成包括储运在内多个上中下游一体化的能源系统，为多种能源互补和提高能源效率创造了条件。总之，我国的能源转型不但是化石能源和非化石能源的长期共存，而且是因地因时制宜地发展多种能源，实现智能化互相补充协调发展。

　　创新走出我国能源发展的道路。在能源发展的路径上，按照因时制宜的要求充分尊重我国的客观情况。在近期内（如2030年前）一次能源消费总量仍然要有较快增长速度的背景上，在大力发展非化石能源的同时仍然有计划地发展化石能源。我国在强调煤炭必须分类、逐步减产，以实现二氧化碳和多种污染物的减排。另外，我国的初步实践和许多基础性研究的成果表明，有可能实现在大力减排的条件下发展煤化工，与油气化工一起对我国经济发展起促进作用。不言而喻，从我国油气的现状和能源供应的安全出发，在本世纪中期不但看不到完全“去煤”，也难实现明显的“减油”（见表１），这将走出一条有中国特色的能源转型之路。其实践的成功将对许多情况类似的发展中国家以明显的启迪。

　　在本世纪初石油和天然气都出现了进口依存度大幅增加的情况，但就该值来看，天然气增加的速度似乎更猛。以2010－2020年计，石油由67.4%增加到83.1%，增加了15.7%，天然气由14.2%增加到41.5%，增加了27.3%。从目前的预测看，上述增加势头至少延续10-15年。石油2020年、2025年、2030年在一次能源构成中所占的比例依次为18.5%、18.7%、17.3％，但其间正是一次能源消费总量较快的增长期，在产量变化不大的情况下消费量的快速增加必将使进口依存度大幅增加。而这种趋势在天然气表现得更明显。天然气2020年、2025年、2030年在一次能源构成中所占的比例依次为8.9%、10.1％、11.5%。到2040年一次能源消费总量可有所下降，其天然气消费量在能源构成中所占的比例仍13.7%，接近石油所占的比例。这组数字表明天然气进口依存度的增加比石油要更快些。进一步看，天然气被看作能源转型中的“过渡性能源”，这意味着在转型的后期其在构成中的比例将居化石能源之首，将从化石能源时代的天然气时期过渡到非化石能源时代。

　　在国际经济形势动荡的情况下，石油天然气进口依存度居高位必然影响到进口国的安全。对许多石油进口的国家进行禁运更是国际斗争中常用的手法之一。近年来在美西方利用地缘冲突对俄罗斯实施禁运，俄罗斯的反制裁下欧盟反而受到更大的影响，经济发生了剧烈动荡。上世纪后期的石油危机中，大量进口石油的美国受到了中东国家的石油制裁。美国页岩气的大发展使其由油气进口国变为重要的油气出口国后，对其他国家实行石油禁运却成其维持霸权常用的手段。显然，在百年未遇的变局下持续走高的油气进口依存度是我们不得不认真应对的问题。

　　从能源转型和安全保障的全局来看，在近中期的未来保持较高的油气自给度是我们国家必须关注的战略性措施。对不可再生的油气资源来说，保持长期稳产增产的关键措施是持续地推行油气田生产的战术接替和战略接替。所谓战术接替是指在老油田和老油气领域内持续地挖掘增储上产潜力，尽量延长油气田的生命周期，尽量保持相对稳产。所谓战略接替是指不断探索新的含油气领域探明新的油气田，以其新的生命活力去接替不可避免走向衰老的老油田。对局部的近期的油气生产来说，战术接替最为现实和必要；而对油气的长治久安、持续上产来说，战略接替却是根本性的措施。两方面的统一促进了油气勘探开发的持续发展。

　　必要的充分的投资是保障产业发展的基本条件之一，这对作为不可再生资源的油气来说更加重要。由于战略接替需要在较大的范围内进行探索且往往不能在短期内收到成效，往往需要国家组织实施，由国家投资或对承担公司资助。近年来受能源转型大趋势的影响，国内外对油气的投资均呈下降之势，这正是油气发展受到影响的原因之一。各种预测均表明至少在未来的40年左右油气在能源的供应安全上仍有相当的重要性，对承担着国家能源安全重任的大型油气企业来说，就必须集中精力（投资、技术和人力等）于油气生产的战术和战略接替。加强油气勘探开发是保障我国油气、能源安全的最重要最根本的措施，上游有了持续不断的活水，整个油气工业也就活跃起来，在能源转型、能源安全上就有了更多主动权。我们所说的“稳字当头、先立后破”也在这里体现出来。（作者分别为：中国石化石油勘探开发研究院原总工程师、中国能源研究会常务理事，自然资源部中国地质调查局油气资源调查中心高级工程师）

　　未来我国油气资源接续发展的趋势是：持续推进老油气田开发，以稳定甚至增加油气产量；持续推进陆地深层、海域深水勘探开发，不断获得战略新发现；持续推进非常规油气一体化勘探开发，实现规模效益、增储上产。这些领域存在关键勘探开发技术瓶颈，要加大科技攻关力度，破解石油工程“卡脖子”技术，增强资源接续能力

　　在百年未有之大变局下，我国能源安全面临着国际地缘深刻变化、“双碳”目标约束及能源转型发展等诸多挑战，只有全力做好国内油气资源接续，才能真正端牢能源饭碗。

　　当今世界处于百年未有之大变局，国际能源领域更是如此。能源转型步伐不断加快，引发国家间的新型竞争，对地缘产生复杂而深远的影响。美国把地缘重心转移到亚太地区，重构盟友体系。新冠疫情和俄乌冲突的爆发加剧了逆全球化趋势，也导致全球能源供需矛盾急剧恶化，能源市场充满不确定性。

　　为应对全球气候变化，大部分国家确立“双碳”目标，但没有任何一种能源资源或一项技术方案能够单独实现2摄氏度的温控目标。虽然低碳排放的新能源将发挥重大作用，但油气仍将是未来几十年能源结构中的重要组成部分。

　　据埃克森美孚最新预测，到2050年油气在世界一次能源消费中的占比分别保持在28%和27%。同时，全球现有油气田的油气产量分别以7%和5%的自然递减率下降。如果没有持续的投资来维持现有油气田的产量并同时开发新油气田，世界油气需求将很难满足。此外，亚太地区作为全球最大油气消费中心的地位进一步凸显，其油气消费需求的对外依存度将大幅度提升。这种状况会导致国际油气供应的结构更脆弱，进一步增大全球能源安全的不确定性。

　　我国油气工业走过70余年的辉煌历程，2021年我国成为全球第六大产油国、第四大产气国，但是随着我国经济社会的高速发展，国内油气供给远不能满足经济发展需求。自1993年成为原油净进口国以来，我国油气能源对外依存度不断攀升，到2021年已分别达到72%和45%。根据权威部门预测，我国石油需求将于2030年达到7亿吨、天然气需求达到5500亿-6000亿立方米，国内油气供给缺口分别为5亿吨和2500亿-3000亿立方米，国内油气供需矛盾将长期存在。

　　按照党中央的部署，“四个、一个合作”能源安全新战略，将推动能源消费、供给、技术、体制，全方位加强国际合作；今后若干年要大力加大勘探开发力度，保障我国能源安全。习总视察胜利油田时强调，能源的饭碗必须端在自己手里。牢记习总殷切嘱托，加大国内油气勘探开发与油气增储上产力度，破解油气资源接续困局，已成为我国石油石化行业的、经济、社会责任与使命。

　　尽管我国油气地质条件复杂、资源探明程度相对较高，但仍然具备接续发展的资源、技术、体制优势，破解资源接续发展困局大有可为。

　　新中国成立后，我国建立了完备的油气工业体系，为资源接续奠定良好基础。石油工业经历了探索突破、快速发展、调整巩固、持续发展四大阶段，原油产量2022年为2亿吨。

　　截至2021年，全国探明油田824个，累计探明原油地质储量437.3亿吨（含凝析油）。天然气工业历经发展起步、缓慢增长、快速增长阶段，形成构造、岩性、海相、页岩气四大领域齐头并进的发展态势。天然气产量2022年达2200亿立方米。截至2021年，全国探明气层气田295个、页岩气田9个、煤层气田26个，累计探明天然气地质储量21.39万亿立方米（含溶解气）。

　　我国油气工作者形成独有的陆相生油理论，发展完善了复式、岩性地层、海相碳酸盐岩、致密碎屑岩、页岩油气领域勘探开发理论技术系列，实现我国油气工业从无到有、从弱到强。攻关形成特超深层、深水、致密低渗透储层、页岩油气的关键勘探开发、工程技术与装备，不断突破勘探开发深度下限、工作环境下限，6000-8000米陆上超深层、300-1500米海域深水油气资源已开发利用，目前向陆上8000米特超深层、海洋1500米超深水迈进。创新勘探模式，从源外找油拓展到近源、源内找油，从高、中品位资源拓展到致密油气、页岩油气等低品位资源，实现油气资源全类型的效益勘探开发。

　　我国油气资源相对丰富、资源类型多样、勘探领域广阔，油气资源总体采出程度较低，具有较大的资源接续潜力。

　　根据全国油气资源动态评价（2015年，下同），我国常规石油可采资源量300.65亿吨，截至2021年探明石油技术可采储量110.12亿吨，技术可采资源探明程度仅为36.6%，还有224.85亿吨的石油技术可采储量有待探明；在探明石油储量中累计采出量为74.32亿吨，还有25.93亿吨经济可采储量有待采出。

　　常规天然气技术可采资源量50.1万亿立方米，截至2021年探明常规天然气可采储量8.33万亿立方米，技术可采资源的探明程度不到20%，待探明可采资源量41.77万亿立方米，待探明资源潜力巨大；在探明的天然气储量中累计采出量仅为2.17万亿立方米，还有4.31万亿立方米经济可采储量有待采出。

　　我国的非常规油气资源丰富，采出程度很低，具有较大的资源接续发展潜力，油砂、油页岩油、页岩油等非常规石油资源技术可采资源量34.32亿吨，页岩气、煤层气、天然气水合物等非常规天然气资源技术可采资源量86万亿立方米。近年来随着水平井压裂技术和低成本开发技术的突破，浅层页岩气、煤层气、陆相页岩油实现成功开发，必将成为油气资源接续的主要类型。

　　根据全国油气勘查开采通报，2019-2021年全国勘探开发投资9428.89亿元，较2016-2018年同期增长近四成，勘探开发投入的增加直接带来储产量的增加，2019-2021年新增探明石油地质储量40.83亿吨，较2016-2018年增长48.47%；新增探明天然气地质储量2.66万亿立方米，增长25.68%；新增探明页岩气地质储量1.7万亿立方米，增长62.17%；新增探明煤层气地质储量1515亿立方米，增长83%。产量上，2021年原油产量1.99亿吨，较2018年增长5.29%；天然气产量1729.12亿立方米，增长22.19%；页岩气产量228.99亿立方米，增长110.45%；煤层气产量64.29亿立方米，增长24.83%。

　　另外，我国发现、培育了鄂尔多斯盆地庆城页岩油区、准噶尔盆地玛湖、塔里木盆地顺北-富满、松辽盆地古龙页岩油区、渤海湾盆地济阳页岩油区，以及四川盆地川中古隆起北坡、塔里木盆地库车山前冲段带、准南缘山前带下组合、鄂尔多斯盆地苏里格、东胜、四川盆地页岩气等一批油气资源战略接续区，成为未来增储上产的主要领域和阵地。

　　根据资源基础、地质认识、工程技术准备，我国油气资源接续发展重点聚焦松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、四川、准噶尔、柴达木，以及海域等大型盆地，中西部岩性地层、东部断陷盆地、前陆盆地、叠合盆地中下部组合、海域、页岩油气、煤层气等。预计2023-2035年，我国石油产量长期保持2亿吨左右，其中常规石油产量略稳定在1.9亿吨左右，致密油产量从350万吨增长到800万吨，页岩油产量从50万吨增长到1000万吨，成为增产的主力。天然气产量继续保持较快增长，预期2025年天然气产量2500亿立方米左右，随着海域深水、陆上深层-超深层常规天然气、深层-超深层页岩气、深层煤层气攻关突破，预期2035年天然气产量达到3000亿立方米左右，其中非常规气在2035年后有望占天然气总产量的半壁江山。

　　国内油气资源接续发展的总体思路是油气并举、常非并进，大力提升勘探开发与增储上产力度，深耕东部断陷盆地、加强西部叠合盆地、拓展海域深水、攻关非常规油气资源，实现油气资源接续发展，为保障我国能源安全、助力经济社会发展提供资源保障。

　　深耕东部断陷盆地，实现长期增储稳产。我国东部断陷盆地尽管勘探程度高、资源探明程度高、成藏认识程度高，但剩余石油资源丰富，剩余资源丰度较高，仍是石油增储稳产的主要地区。成熟探区的储量增长是一个持续漫长的过程，在地质认识、技术方法、勘探思路取得重大突破的前提下持续发展，纵观世界上每个油气区都经历了曲折漫长的认识过程，一些百年油气区至今勘探开发仍在如火如荼地进行并实现长期增储上产稳产。勘探开发目标隐蔽复杂、资源品质下降成为现阶段东部勘探开发的新常态，需要改变以资源为导向的发展理念，转而以资源和技术为导向双轮驱动，实现长期增储稳产。

　　加强中西部叠合盆地，实现长期增储上产。我国中西部叠合盆地油气资源丰富，工作程度、资源探明程度、采出程度均比较低。其中，叠合盆地深层-超深层资源丰富，仅塔里木盆地埋深在6000-10000米的石油和天然气资源就分别占该盆地油气资源总量的83.2%和63.9%。我国是“超深层油气”的先行者、引领者与实践者，在塔里木盆地获得超过1000万吨油当量的超深层油气年产量，在四川盆地发现并建成普光、元坝、安岳、川西等一批超深层天然气田。未来，通过一批深地工程的加快推进，深层-超深层必将成为我国油气资源接续发展的重点领域。

　　拓展海洋深水领域，培育资源接续增量。我国近海海域发育沉积盆地10个，面积90万平方千米，石油地质资源量239亿吨、天然气20.85万亿立方米，截至2021年石油资源探明率24.73%、天然气6.57%，处于勘探发现的早中期，具有较大增储上产潜力。通过发展完善海洋石油工程技术，持续深化近海海域、拓展海洋深水，不断提高油气资源探明程度，加快上产步伐，实现海域石油天然气的快速增储上产，成为我国油气增产的主要增量。

　　攻关非常规油气资源，实现战略接续发展。我国页岩油气、煤层气资源丰富，在勘探开发实践中均实现工业突破和规模开发，在四川盆地及其周缘实现海相页岩气工业突破和快速规模发展。但非常规油气总体勘探开发程度低，通过进一步加强关键勘探开发与工程技术攻关，坚持低成本发展政策，实行一体化运作，一定能够实现页岩气快速发展、陆相页岩油效益发展、深层煤层气突破发展，使之成为油气资源接续的重要补充。

　　根据我国油气资源禀赋特点、所处勘探开发阶段，未来我国油气资源接续发展的趋势是：持续推进老油气田开发，以稳定甚至增加油气产量；持续推进陆地深层、海域深水勘探开发，不断获得战略新发现；持续推进非常规油气一体化勘探开发，实现规模效益、增储上产。这些领域存在关键勘探开发技术瓶颈，要加大科技攻关力度，破解石油天然气工程“卡脖子”技术，增强资源接续能力。

　　在大幅度提高采收率技术领域，集中开展中-高渗透油藏、低渗透油藏、稠油油藏和缝洞型碳酸盐岩油藏高效挖潜和大幅度提高采收率，以实现老油田可持续发展，实现稳产或增产。

　　在大气田勘探与复杂气田提高采收率技术领域，重点攻关大型气田勘探、复杂气藏高效开发与提高采收率、新储气库建设与优化运行等3方面关键技术，以应对大气田发现难度增大、气藏提高采收率技术储备不足、缺乏先进储气库建库技术等重大挑战。

　　在海洋及深水油气勘探开发技术与装备领域，重点针对深水勘探技术与工程技术装备、海上稠油开发及提高采收率技术、近海低渗透天然气勘探开发技术和天然气水合物勘探开发技术进行攻关，推动海洋物探、钻井、测井、工程技术快速发展，实现海上深层油气勘探取得重大突破、低品位油气田有效开发。

　　在超深层-特超深层勘探开发关键技术与装备领域，创新多旋回大型叠合盆地超深层-特深层油气成藏理论，完善以地震技术为主体的复杂地质体与优质储层识别、描述与预测技术，形成复杂超深层-特超深层地层条件下的优快钻完井技术系列与装备，增强超深层-特超深层勘探开发能力。

　　在非常规油气资源高效勘探开发技术与装备领域，加强勘探开发、地质工程一体化，深化页岩油气、煤层气等非常规油气富集机理与分布规律研究，攻关形成适合于我国地质特点的页岩油气、煤层气测井综合评价及地质与工程双甜点地球物理预测技术，发展完善长水平段水平井优快钻完井、高效压裂技术系列与装备，助力非常规资源高效开发。

　　新一代石油工程服务技术装备和数字化转型。研发先进高效的深层-超深层、海洋深水和非常规油气勘探开发技术与装备，支撑我国油气长期增产稳产；要在器件、材料、软件和制造方面，具备原始创新和全面创新的能力，引领行业技术发展；加快传统工程技术的数字化转型，并将智能技术深入融合到工程技术各领域，形成新一代人工智能油田关键技术，建成石油工业的智能云网平台。（作者分别为：中国石化石油勘探开发研究院教授级高级工程师，《石油与天然气地质》杂志和《Energy Geoscience》杂志执行主编）

　　“动能接续”这个战略任务有待加快推进。近年来，公司持续推进转型升级，新动能快速成长，但高端化、智能化、绿色化的发展要求还未完全落地，科技支撑引领能力不足，“三新”业务规模仍然偏小、发展质量有待提升，要求我们必须统筹传统产业改造升级和战略性新兴产业培育壮大，着力补强产业链薄弱环节，加快锻造新的产业竞争优势。——摘自中国石化2023年工作会议报告

　　未来几年，石化行业面临的内外部发展形势将更加复杂严峻，石化企业必须加快转变发展方式，持续深入推进管理体系和管理能力现代化，统筹好发展和安全；必须坚持创新在现代化企业建设全局中的核心地位，发挥科技自立自强的关键作用，加快建设世界一流企业；必须以“双碳”工作为重要机遇期，促进炼化业务与新一代信息技术等新兴产业融合发展，开展绿色低碳技术攻关，推动行业质量变革、效率变革、动力变革，实现高质量发展

　　高质量发展是建设现代化石化企业的首要任务。面对日趋复杂严峻的外部环境和行业供需格局的转变，企业必须顺应环境的变化和行业发展趋势，加快推动传统产业优化升级、推进绿色低碳发展和数字化转型。

　　从国际环境看，新一轮科技和产业变革深入发展，数字智能、绿色低碳成为行业发展的大趋势，世界主要经济体纷纷在人工智能、新材料、新能源等领域加强战略规划和布局，抢占行业发展制高点和主导权。同时，新冠疫情、区域冲突和百年变局叠加交织，世界进入新的动荡变革期，经济衰退预期不断强化，围绕效率与安全，全球产业链供应链布局呈现本地化、分散化、区域化的新趋势，我国石化产业链、供应链断链风险加大。构建自主可控、安全可靠的石化产业体系，增强产业链的稳定性和竞争力，是应对国际经济科技竞争格局调整、把握新一轮科技和产业变革机遇的必然选择。

　　从国内环境看，我国发展进入战略机遇和风险挑战并存、不确定难预料因素增多的时期，加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局是党中央审时度势作出的重大决策。推进供给侧结构性改革和有效扩大内需，是增强国内大循环内生动力和可靠性，提升国际循环质量和水平的战略举措。全面加大科技创新和进口替代力度是深化石化行业供给侧结构性改革的重点，是优化和稳定产业链供应链的核心，也是实现高质量发展的关键。

　　我国石化行业历经数十年发展，已建成技术先进、门类齐全、具有较强竞争力的工业体系，已具备建设社会主义现代化石化强国的物质技术基础。但仍面临国际竞争力不强、供给结构不能灵活适配市场需求变化、现有技术水平无法有效支撑高质量发展的挑战。

　　产业布局仍需不断调整优化。“十三五”以来，我国石化产业规模化、基地化、园区化发展加快、集中度提高，但与世界先进水平相比仍有较大差距（表1）。2022年，我国共有48套乙烯蒸汽裂解装置，分散在30个城市的36个地点，生产运营、公用工程、物流传输、安全环保和管理服务等成本高，裂解副产品难以集中利用，影响了整体竞争实力。企业需综合考虑资源、市场、环保、能耗、规模、物流等多个因素，审慎布局新项目、关停并转低效落后产能，整体统筹调整优化，发挥规模效应和聚集效应，提高综合竞争力。

　　精细化管理能力有待增强。我国很多石化企业虽已建立管理体系，但各环节、各系统间的协调运作能力仍有不足，在采购、生产、销售和研发等方面的精细化管理同世界领先企业相比仍有差距。欧美大宗化学品企业基本能够实现高于10%的投资回报率（ROIC），我国企业则普遍低于9%，很多大宗化学品企业的投资回报率甚至更低，生产效率的提升潜力仍然很大。企业需不断优化完善管理，在计划、价格、生产、研发、销售等环节的精细化管理上狠下功夫，实现成本费用、能耗物耗、损失损耗持续下降，产品结构和质量不断优化提升。

　　原始创新能力和高端产品自主保障能力不足。尽管我国石化工业取得了长足进展，乙烯、芳烃等成套技术和装备基本实现自主，煤化工等技术取得突破，但缺少部分关键核心技术及下游配套技术。以聚乙烯为例，技术对外依存度超过90%，而技术拥有者又不对外转让高端产品的生产技术leyu乐鱼手机版官网，导致许多关键核心技术受制于人。2021年我国高端聚烯烃自给率为58%，己烯共聚聚乙烯、辛烯共聚聚乙烯、乙烯-醋酸乙烯酯共聚物（EVA）、茂金属聚乙烯、超高分子量聚乙烯等高端产品的进口总量占我国聚乙烯进口量的一半左右。高端化工产品研发难度大、应用领域细分程度高、专业性强，突破往往源于物理、化学等基础科学层面的重大发现，由于研发能力不足，国内企业无法满足市场对高端产品的需求。一方面，企业研发投入不足。国际大型石化公司的研发投入占销售收入比例约为3%，而我国石化企业仅占1%左右；另一方面，现行机制不能有效激发企业科研人员开展以应用为导向的原创性基础研究的积极性，企业研发基本局限于跟跑和消化吸收。总体来看，企业内外的创新体系尚未完全形成，原始创新能力弱。

　　节能提效与低碳技术需加快攻关。“十三五”期间，我国石化行业平均能耗持续下降，但相较于国际先进水平，催化裂化、催化重整等装置能耗指标仍有较大进步空间（表2）。在能量优化与综合利用方面，与国际领先企业相比仍有较大差距。以埃克森美孚公司为例，2000年以来，该公司通过开发应用热电联产装置（CHP）、全球能源管理系统（GEMS）、优化装置设计和工艺流程等措施提高能源利用效率，减少温室气体排放量超过3.2×108t。另外，我国自主开发的低碳技术大部分处于小试或示范阶段。例如，截至2021年9月，全球共有135个CCS项目，27个项目正在运行，捕集能力达3660×104t/a，其中美国占比达43%，中国仅占比8%。此外，绿电供应不仅需要能源领域重大转型，还需要所有终端用能技术和设备的低碳转型。对石化企业而言，电气化将是过程用能去碳的重要抓手，相应的基础设施、工艺技术、工程设备等都需围绕新型电气化进行改造。

　　数字化深度融合需持续加强。由于化工生产过程伴随着物理化学变化，运行方式、机理复杂，很难建立数学模型；并且原料状态复杂、生产工况波动大，相关过程的工艺参数不易有确定解，数字化难度大。企业的数字化进程缺乏公认的系统理论指导和成功经验参考，在如何推进数字化从试点项目扩大到全企业、甚至产业链协同层面，还面临巨大挑战。另外，主要工艺技术及其配套的工业控制系统依靠进口，形成了霍尼韦尔、艾默生等国外控制系统占据的局面；软件开发能力不强、标准化水平低，工程设计、产品设计、工艺仿真、流程模拟、优化和生产过程控制等软件长期被国外垄断。因此，必须突破制约“两化”深度融合的关键技术和软件、硬件短板，构建新型现代化智能石化厂和运营模式，推进技术研发、工程设计、生产过程、经营管理、供应链与服务的数字化和智能化，实现由大到强的发展方式转变。

　　未来几年，石化行业面临的内外部发展形势将更加复杂严峻，石化企业必须加快转变发展方式，持续深入推进管理体系和管理能力现代化，统筹好发展和安全；必须坚持创新在现代化企业建设全局中的核心地位，发挥科技自立自强的关键作用，加快建设世界一流企业；必须以“双碳”工作为重要机遇期，促进炼化业务与新一代信息技术等新兴产业融合发展，开展绿色低碳技术攻关，推动行业质量变革、效率变革、动力变革，实现高质量发展。

　　持续增强创新能力，有效提升产业链供给能力和竞争力。着力完善创新机制，推动产学研用深度融合，构建协同创新体系，提供和储备面向国家当前和未来发展需求的科技资源。一方面，要重视以应用为导向的基础研究，建立从分子水平认识石油等原料的平台，形成对原料中烃类结构特征和核心化学反应规律的系统理论，开发出针对性强的高效催化剂和分离与反应工艺，实现烃分子的定向高效转化，以及突破特殊结构反应器、大功率电加热炉等重要装备及零部件的制造技术、感知技术、控制技术等核心技术，提升产业链稳定性和竞争力；另一方面，围绕战略性新兴产业和细分市场，通过催化剂、工艺创新或后改性等，加速三大合成材料的高端化、差异化、绿色化，形成全系列产品解决方案，同时科学布局电子化学品、膜材料等高新材料研发。创新资本运作和商业运作模式，推动产品供给侧结构性改革，提升高端聚合物、专用化学品等产品供给能力。

　　优化调整产业结构和布局，促进高水平集聚发展。加快现役石化装置结构调整和升级改造。一方面，以最大化为社会创造价值为目标，利用数字化和智能化技术，进一步提高资源利用率，细化原料加工路径，高效分离利用副产物，降低能耗物耗，提升装置运行水平，有序推进“减油增特”“减油增化”，拓展延伸化工产业链，加快提质增效的改革进程，增强与市场需求灵活匹配的能力；另一方面，本着全局统筹、系统节约的原则，综合各方面因素，建立合理的指标体系，科学评估推进低效落后产能退出和生产企业搬迁。

　　完善新建石化项目评价体系、统筹布局。建立高质量发展评价考核体系，从本质安全和低碳环保可靠性、物流传输便利性、产品结构和技术先进性，以及创新能力、经济效益、国际竞争力等方面，进行全面系统评估，严谨投资。布局时要综合考虑资源、市场、环境容量和物流等条件，最大限度发挥上下游协同、公用辅助工程一体化、安全环保应急一体化、管理服务金融一体化的集群发展优势，推进“两化”深度融合，提高运营效率，提升专业化管理和抗风险能力，建设世界领先石化产业基地。

　　推进绿色循环低碳发展，提高本质安全和清洁生产水平。石化装置的碳排放主要来自燃料燃烧排放，其次是工艺过程排放。可聚焦“源头、过程、终端”3条路径，有序推动重点领域节能降碳。在源头减碳方面，加快突破废旧化工材料再生和循环利用技术、低碳/零碳制氢技术、生物化工技术等，部分替代传统油气等原料，收到减污、降碳、节约资源多重效果；在过程减碳方面，持续开发加热炉提效、富氧燃烧、高效分离、过程强化、新型节能等新技术，以及物料优化、能量优化、智能化等系统优化技术，加快节能与提高能效、清洁能源替代、新型工艺与催化剂、系统优化等举措的落地，推进示范引领，实现过程用能的减量化与低碳化，以及工艺过程的低排放；在终端减碳方面，加强与低碳产业联合创新，重点围绕新能源汽车、可再生能源发电、碳捕集与封存（CCS）等低碳产业发展所需，强化汽车轻量化材料、风电叶片、先进储能材料等新材料的研发，开展二氧化碳规模化捕集、封存、驱油和制化学品等示范。

　　当前，我国石化行业重大安全风险防范化解能力与世界先进水平相比仍存差距，制约行业安全、绿色发展的问题依旧突出。特别是在产业转型升级步伐加快，产业链条不断拓展延伸，新工艺、新材料、新产品大量涌现时期，存在新的安全隐患。必须要以遏制防范重特大事故为目标，把防范危险化学品系统性安全风险作为主攻方向，突出企业主体责任，强化监管责任，规范石化化工园区建设和安全管理，构建与石化生产大国相适应的安全治理体系。（作者系中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院战略与信息研究室主任）

　　在化工材料领域，新一轮科技和产业变革通常的驱动因素为市场对化工新材料“四化”的转变要求，即材料通过高性能化、绿色化、功能化、智能化发展转变为高端材料。在“四化”转变进程中，化工新材料发展的新动力、新技术、新产业、新业态、新模式应运而生

　　现代社会对材料的高性能、绿色化、多功能、智能化提出越来越高的要求，特别是在“双碳”目标下，对社会产业链结构的变化提出挑战，对材料的节能低碳提出越来越严格的要求。化工新材料通常指先进高分子材料及其复合材料，以及化工产业的催化材料，包括工程塑料、高端聚烯烃树脂、高性能纤维及其复合材料，石墨烯/碳纳米管及其复合材料，生物降解高分子材料，3D打印高分子材料，无机晶须及其复合材料。化工新材料应用范围广，在汽车、家电、国防军工、航空航天、电子器件、化工环保、冶金、机械、交通、体育器材、建筑、包装、医疗卫生、大健康、食品、运输、办公器材、农业等领域都有十分重要的应用。

　　在化工材料领域，新一轮科技和产业变革通常的驱动因素为市场对化工新材料“四化”的转变要求，即材料通过高性能化、绿色化、功能化、智能化发展转变成为高端材料，在对材料“四化”的需求下，化工新材料发展的新动力、新技术、新产业、新业态、新模式应运而生。

　　新能源技术的发展模式兼顾高效和绿色，而新能源材料，即正在发展的、可能支持建立新能源系统满足各种新能源及节能技术特殊要求的材料，也需符合高性能化、绿色化的发展趋势。在化工新材料领域，大力创新发展新能源材料包括但不限于：锂电池材料、氢能源相关材料、燃料电池材料、太阳能电池材料，以及风能、地热、磁流体发电技术所需的材料。

　　在锂电材料领域，隔膜作为其关键的内层组件之一，通常以聚乙烯（PE）、聚丙烯（PP）等聚烯烃材料为主；作为石化化工材料主业之一，需持续加大从原材料-加工技术-应用端的全产业链攻关力度，打破技术壁垒，提升产品质量（高端化）与自主化程度；针对电池软包材料，做好铝塑软包膜及其加工工艺的开发创新，推动软包膜自主化高端化进程；做好新型高效电解质，特别是固态电解质的开发工作，进一步提升锂离子电池的安全性、高效性及耐久性；利用在碳纳米管、石墨烯等碳材料的研究基础来开发制备性能优异的锂电池电极材料。

　　氢能源相关材料主要包括制氢、储氢、运氢及用氢等领域。在储氢领域，碳质储氢材料如高比表面积活性炭（AC）、石墨纳米纤维（GNF）、碳纳米管（CNT）等，具备安全性及储存效率高等优点，仍需推进创新攻关，推动产业化进程；储氢瓶领域，更要做好Ⅳ氢瓶用复合材料，包括内胆材料及纤维增强包裹材料及其相关加工工艺的创新开发，特别是做好内胆、增强层及其复合加工新型技术的开拓；汽车用储氢瓶的内胆通常采用聚乙烯或聚酰胺制备，储氢瓶外层缠绕的碳纤维，中国石化已经有大丝束碳纤维生产，可以开发高性能的专用牌号。

　　随着氢能汽车的发展，燃料电池特别是车用燃料电池，因其将氢燃料的化学能直接转化为电能，实现了绿色、高效发电，在双碳政策下前景较好。车用燃料电池的关键部件（材料）质子交换膜（离子交换聚合物），通常为全氟磺酸膜及聚四氟乙烯膜等，其性能优劣直接决定了电池性能与使用寿命。为实现氢燃料电池的高效、稳定及自主化发展，要持续加大该类材料及成膜加工技术的攻关力度。

　　光伏领域，要积极响应分布式光伏发电站的建设计划，攻关光伏胶膜关键材料EVA（乙烯-醋酸乙烯酯共聚物）、POE（聚烯烃弹性体），发展从单体-聚合-加工-应用全产业链关键技术。目前，我国企业已能够生产光伏用EVA；中国石化POE中试试生产已成功，2024年可以工业化生产，我们将从催化剂、工艺配方等方面开发光伏用POE专用牌号，以满足光伏用POE的持续升级要求。提升产品自主化、规模化及高端化程度，也要同时兼顾全产业链的绿色生产和低废发展，为绿水青山贡献石化力量。对于钙钛矿太阳能电池，应注重攻关绿色钙钛矿电池的研究应用，进一步提升产品的高效化及产业化，推进“产-学-研-用”一体化进程。

　　其他形式的新能源支撑材料，如风能领域，要持续优化升级风电叶片产业链布局，引导其向高性能化、绿色化发展。如高性能化方面：加大纤维增强尤其是碳纤维增强材料在风能叶片领域的研究与应用性探索、研发新型可替代传统热固性材料的风电叶片基体树脂；“绿色化”的实施进程可包括：推动风电叶片材料的绿色循环与回收利用，建立完善的应用-回收技术体系路线，通过风电叶片上下游全产业链共同努力，助力风电叶片轻量化、高性能化、绿色可持续化发展，为我国可再生能源高质量发展添砖加瓦。

　　改变材料结构尤其是凝聚态结构，是实现材料高性能化的另一途径，从加工技术出发，大力发展先进加工技术；与从材料自身结构出发（聚合角度）相比，先进加工技术为平台型发展模式，可应用于某类或某几类结构相似的化工新材料的高性能化进程。如固相加工、取向加工技术、连续纤维增强成套技术、微孔成型发泡技术的创新与应用，均可实现多种类化工新材料（如聚烯烃、工程塑料及可降解材料等）高性能化、轻质化的发展需求。

　　在实现化工新材料绿色化方面，要同时处理好“可降解”与“可回收”材料的协同利用与高效发展；以应用领域特性划分，用好“降解”料与“回收”料。例如，在一次性塑料的应用场景中，加快推动可降解材料在农用地膜、外卖餐饮、快递物流等新兴产业的应用，利用石油石化企业自身优势，做好可降解材料在油田领域应用的示范。针对新兴可降解材料，如聚乙醇酸（PGA）等材料，加大科技创新研发力度，着力聚焦“共聚改性”技术及先进加工应用技术创新，进一步拓宽可降解材料的应用领域与市场需求；在此基础上，要持续推进降解标准的制定与规模化降解装置的建设，完成可降解材料全产业链“落地”。在家电制造、风电叶片、汽车等领域，要重点进行废旧高分子材料资源化利用的技术布局，注重从物理、化学两种不同技术路线完成废旧高分子材料的回收及增值再生；物理回收角度需应对实际需求，解决回收料品质不稳定、降级使用等技术壁垒，持续开发高附加值回收回用技术，如高耐候、可回收材料及其成套技术，多相多组分相容剂及其增容改性技术，并利用先进加工技术对热固性塑料及交联橡胶进行解交联、再利用；化学回收方面，可利用石油石化产业链优势，将废旧高分子材料逐步转为石化产品或作为高分子材料的单体原料，如聚焦废旧塑料催化裂解制备低碳烯烃及利用废旧塑料制备废塑料油，进而完成加氢及裂解工艺等新技术新领域的开发创新。此外，在整个回收流程中要关注过程环保，并保证回收过程的可追溯性及回收全流程、再生产品质量控制标准化，支持绿色发展、循环发展，推进生态文明建设。

　　在化工新材料功能化领域，要持续聚焦应用端需求变化，对材料赋予相应的功能性。例如，面对国家战略科技力量发展，做好“空、天、陆、海、潜”用相关材料的全产业链研究发展，如着重推进特种工程塑料、特种橡胶及高性能碳纤维及其复合材料全产业自主化进程；针对后疫情时代，抓好抗菌性、抗病毒性化工新材料的研发工作；面对汽车工业的电动及更多智能家电的日益涌现，对如新能源车用、家电材料、织物、建筑保温用材料的阻燃功能性开发。

　　在智能化方面，要针对智能制造需求，持续推进好记忆材料、自修复材料、智能凝胶、仿生材料的研发工作，针对上述领域的前瞻技术进行产业孵化，让更多智能材料走出象牙塔，孵化于祖国大地，服务于人民生活。

　　一是加大基础科学研究力度，研究催化剂聚合装置、聚合工艺条件的影响，得到对分子链结构进行调控和剪裁的技术手段，研究化学组成链段结构对材料宏观性能影响。

　　二是深入研究材料模拟计算模型的建立及其实验验证方面的工作，以尽量缩短化工新材料研究开发的周期，降低开发成本。

　　三是重视材料加工技术方面的研究，好料制成好材，好材制成好器物，好器物更好用。例如，中国石化聚丙烯固相拉伸取向技术可以制备出性能优异的材料，可以用于制作结构部件，聚丙烯的微孔材料使物品减重，并且其他性能劣化不大，减少聚丙烯的使用量，双向拉伸聚乙烯改变了过去传统的聚乙烯吹膜和流延膜的不少缺点，在更广阔的领域得到应用，可以用于重复回收使用减排减重节能，宜用于塑料的单一单包装，对环境极为友好。

　　四是在决策一种化工新材料是否开发时，一定要在它的整个生命周期内评价其优劣，具体包括原料来源、聚合过程、加工过程、使用过程、废弃过程、回收过程、循环过程，是否可以进行物理循环或化学循环等，以评价材料整个周期的性能表现、资源能耗污染等社会关心的问题，不能仅从某一个阶段来决策这个材料是否进行研究开发。

　　五是促进化工新材料升级换代。有的化工材料是20年前开发定型的，有的甚至更久远，随着技术的进步和需求升级，其性能和加工技术都要有更新。例如，碳纤维增强的复合材料的应用，过去通常是热固型树脂通过拉挤成型制备用于风电叶片等一些结构件的龙骨等。现在，国际上非常重视开发热塑性塑料拉挤成型碳纤维复合材料用于风电的结构件等。中国石化有这方面的优势，可以加强开发研究应用，完善碳纤维产业链。

　　六是要重视合成树脂循环利用。在重视合成树脂新产品开发的同时，进行产业链的合成树脂回收利用，这符合国际的潮流和社会的关心。例如，聚丙烯、聚乙烯等树脂的物理回收和化学循环，特别是聚酰胺和PET的化学回用，这两种聚合物可以直接制备成单体用于再次聚合为树脂，可以进行彻底的资源循环利用。要更重视非粮食基的生物基原料生产的可降解塑料（如PGA等）及生物基的合成树脂开发与应用（如长碳链尼龙等）。

　　七是加大材料应用技术的研究力度。材料的基础原理研究很重要，但应用技术研究也十分重要，市场是化工新材料是否成功的试金石，一种材料是否能成功，不仅取决于它的性能是否优异，而且要得到市场的应用及认可，不被市场认可的材料不算是一种成功的新材料。

　　八是许多材料的创新过程，实际上是协同合作的过程。有时是下游应用领域提出了一个全新的性能需求，要求进行分子结构设计、材料结构设计、制品结构设计，企业可以去开发一种化工新材料；有时是企业创新开发出一种全新的化工新材料，要在下游市场找合适的应用场景。因此，产业链上下游企业的分工十分重要、合作协同更重要。（作者系中国化学学会化工新材料专业委员会副主任）

　　“市场接续”这个重大关口有待加快突破。我们必须从战略上重视市场接续问题，向中高端市场要空间，向新市场要增量，向国际市场要出路，加快提升市场竞争优势。——摘自中国石化2023年工作会议报告

　　我国是世界石化产品需求增量最大的国家，未来全球化工产品需求增量的2/3来自亚太地区，我国占50%以上；随着高新技术产业及装备、5G应用领域的拓展、新能源产业的持续发展引导石化特种产品及高端合成材料产品升级迭代，石化企业将迎来新一轮市场机遇期

　　以新能源为代表的全球能源迅猛发展及“双碳”目标的推进给能源化工行业发展带来挑战，产能过剩从炼油向大宗通用石化产品延伸，如何在激烈竞争的市场环境中，抓住中国这个全球最为庞大的市场，把握政策机遇，以技术创新、区位优势和用户导向为重点方向，配合战略性新兴产业发展和消费水平提升的需求，提升竞争优势，实现石化行业的高端化发展，是中国石化企业需要深入思考并积极践行的使命。

　　为应对气候变化，推进能源，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力，国家持续推动新能源汽车产业的发展。我国的政策激励和创新研发力度加大促进新能源汽车产销数据加速增长，根据中汽协数据，2022年我国新能源汽车产销分别达到706万辆和689万辆，比上年分别增长96.9%和93.4%；新能源汽车销量达到汽车总销量的25.6%，提前实现了《“十四五”现代能源体系规划》中“到2025年，新能源汽车新车销量占比达到20%左右”的目标；新能源汽车保有量达1310万辆，同比增长67.13%。

　　欧美主要国家纷纷发布了全面禁售燃油汽车的时间表，全球主要生产商也配合制定了停止燃油车生产、销售的时间表，共同推动新能源汽车对燃油车持续替代，新能源汽车正步入市场驱动新阶段。2022年6月底，欧盟27国同意2035年禁止在欧盟境内销售燃油汽车；日产、奔驰等已提出分别在2025年、2030年在全球停售燃油车；长安汽车、北汽集团早在2017年、2018年提出2025年将实行全面停售燃油车，比亚迪从2022年3月起停止燃油汽车整车生产。中石油经研院《2060年世界和中国能源展望（2022版）》中预计2025年前、2040年前、2050年前，中国新能源汽车保有量占比先后突破10%、50%和80%，受资源、材料及技术的限制，新能源汽车发展仍以电动为主，其增长势头迅猛、对传统燃油的替代效应明显，传统化石能源的消费转型已迫在眉睫。

　　21世纪以来，我国一直是全球石油需求增长的主要动力，但“十三五”以来，随着中国经济进入新常态，政策导向、技术进步及交通运输方式的改变，国内成品油消费增速开始逐步放缓。2022年，我国石油消费量估计7.41亿吨，比上年增长3.6%，随着今年疫情影响减弱，石油需求将进一步恢复，预计“十四五”期间石油需求仍将保持稳定或小幅增长，但部分消费领域已达峰，特别是柴油需求已开始步入下行期。

　　“双碳”目标确立后，主要工业门类都在持续推进低碳化发展，尤其是交通运输行业，新能源汽车的加速增长有望推动中国石油需求提前达峰。根据中石油经研院《2060年世界和中国能源展望（2022版）》中预计，新能源汽车的快速推广导致石油作为燃料的发展空间受限，中国石油需求于2030年前达峰，约7.8亿吨。欧佩克《2022年世界石油展望》中预计未来10年石油需求接近峰值，随后仍缓慢增长，进入相对较长的稳定期，2040年全球原油需求达到1.1亿桶/日的峰值。

　　“十三五”期间，受油价低位震荡上行、行业产能增速放缓、下游需求回暖等多重因素推动，石化产业效益显著改善，行业投资热情再度高涨，加之国家加大石化产业开放力度，民营和外资积极推动大型石化项目建设，同时煤炭综合加工利用技术的提升也进一步推动煤制石化产品的产能增加，石化行业保持高速发展。2021年以来，大型炼化一体化项目、煤制烯烃项目、乙/丙烷制烯烃项目等相继建成投产，大宗通用石化产品产能快速释放，竞争压力不断加剧。

　　首先是炼油产能持续结构性过剩。国内炼油产能自2015年以来就保持过剩状态，虽经历多轮成品油市场整顿，但受地炼竞争的影响，国内成品油批零价差维持高位，成品油的出口量快速增长，2021年，汽煤柴油出口量达4031万吨，2022年受出口配额临时冻结的影响，全年出口量达3438万吨（据海关统计快报），虽有减少，也仍居高位。2022年，中国炼油能力达到9.2亿吨/年，原油加工量6.76亿吨，富余产能2.5亿吨左右。预计较长时期内，国内成品油供应过剩压力持续存在。

　　其次是过剩态势正向石化产业延伸。在炼油产能过剩、成品油需求达峰、“双碳”目标约束下，炼油行业加速产能优化调整，控制新增炼油能力的同时，加速向下游深加工延伸，增上化工装置实现“减油增化”的转型，新增产能也以大型炼化一体化项目为主，以多产烯烃和芳烃等化工产品为目标。2021-2022年，国内乙烯新增产能高达1375万吨/年，增幅达40%，乙烯下游产品聚乙烯、乙二醇、苯乙烯、环氧乙烷产能大幅提高。2019年以来，国内炼化一体化项目的陆续投建也使得PX开启新一轮扩能高峰，新增产能已超过2000万吨/年，年均增长超过30%，成为世界PX生产中心，国内芳烃下游PTA和PET产能本已严重过剩，成本竞争压力大，行业面临深度调整。

　　再次是轻烃及煤炭原料制烯烃项目迅速发展。美国页岩推动轻烃资源供应增加，激发国内进口乙烷制乙烯和丙烷脱氢项目投资热情，特别是丙烷脱氢产业发展迅猛，2019年进入高速增长期，2022年产能达1247万吨/年，产能规模迅速跃居全球首位，预计2023年新增产能超过800万吨/年，下游主要配套聚丙烯，个别配套环氧丙烷、丙烯酸等产品，产能过剩压力持续增加。在我国煤炭资源丰富、下游石化产品消费旺盛及国家政策对煤炭的化工综合利用项目支持下，煤化工产业快速发展，截至2021年底，我国煤制烯烃产能达1115万吨/年，随着油价回升并维持中高位水平，成本优势将推动煤制烯烃项目保持较高的投资热度。

　　我国庞大的人口基数及中产阶层规模将持续焕发巨大的需求增长潜力。目前，我国的石油消费量占全球15%，仅次于美国；石化产品消费量占到全球的1/3，其中聚乙烯消费量占全球的30%，聚丙烯占32.6%，乙二醇占54.9%。我国是世界石化产品需求增量最大的国家，未来全球化工产品需求增量的2/3来自亚太地区，中国占50%以上。

　　随着疫情防控进入新阶段，2023年国内社会经济活动和人民日常生活回归常态，工业企业生产经营恢复稳定运行，我国经济和市场消费将迎来一个阶段性反弹，石化下游传统消费行业迎来一波上行机遇；房地产作为支柱产业的地位不变，将给建筑材料、家电、纺织等行业带来新的市场需求；高新技术产业及装备、5G应用领域的拓展、新能源产业的持续发展引导石化特种产品及高端合成材料产品升级迭代，石化企业将迎来新一轮的市场机遇期，如电子化学品产业中的基础原料及中游材料（CMP材料、PCB材料、光刻胶、封装材料等），新能源电池的电解液、封装材料及隔膜等等，新兴产业为新型材料提供了广阔的发展空间。

　　2023年中央局明确将继续坚持稳字当头、稳中求进，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，突出做好稳增长、稳就业、稳物价工作，推动经济运行整体好转。

　　2023年也是“十四五”规划的重大项目和重点工程进入落地实施的关键一年，叠加党的二十大提出的聚焦未来发展的先进制造业、新能源、电子信息、生物技术等战略新兴产业及新一轮国际竞争的数字经济、航空航天等重点领域，都需要高端石化产品、化工新材料的配套与支撑，石化产业作为国民经济的重要支柱产业必将迎来新的机遇。

　　2023年是我国提出“一带一路”战略10周年，沿线各重大项目建设稳步推进；同时也是落实构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局的关键时期，以上战略实施、政策落地为石化企业及石化产业带来新的发展空间和更为广阔的市场前景。

　　尽管我国石化产业取得长足发展，产能大幅增长，但部分高端石化产品自给率依然较低，这对于石化企业既是挑战也是机遇。进口依存度高的产品主要集中在技术密集型的烯烃系列产品和功能差异型的合成材料产品，合成树脂行业也存在“低端通用产品竞争激烈、高端专用料依赖进口”的问题。其中，高端聚烯烃产品自给率不足40%，在部分下游特种树脂生产领域中国内尚处于空白的有：POE弹性体、EVOH树脂、COC／COP树脂等；受制于技术壁垒，高碳α-烯烃国内生产尚未形成明显突破。如何能在替代进口及高端化、差异化产品上实现突破，将是石化企业发展的重点方向。

　　其中，POE作为高端光伏板封装胶膜及新能源汽车电池封装膜的原料，国内长期受制于高碳a烯烃和茂金属催化剂缺少，溶液聚合技术研究不深入等影响，发展停滞，2022年国内POE的进口量及消费量突破70万吨，下游产业发展完全受进口产品的钳制。值得一提的是，2022年国产POE终于形成了一定突破，盛虹斯尔邦及茂名石化的中试装置投产，万华40万吨/年装置在建（2024年投产），统计目前拟在建项目产能规模达210万吨/年。不断壮大的下游产业为高端合成材料国产化、工业化提供了试错、容错的机会，也支持石化行业的转型发展。

　　积极落实党的二十大精神要求和“十四五”重点发展方向，替代进口和解决关键“卡脖子”技术将是石化行业重点攻关的方向。

　　增强进口替代能力，大力发展高端合成材料产品。合成树脂行业重点发展特种树脂、高端专用料和新牌号。加快茂金属聚烯烃、高碳α-烯烃共聚聚乙烯、高VA含量EVA树脂、超高分子量聚乙烯、POE弹性体、EVOH树脂、COC／COP树脂等高端聚烯烃产品及专用料牌号的开发与生产，提高高端聚烯烃产品国内自给率。

　　加大高端石化新产品开发力度，重点配合战略性新兴产业发展和消费水平提升需求，探索发展具有市场价值创新产品，积极引导产业结构和消费结构升级，增强持续发展动力。开发高档润滑油基础油和特种润滑油及其添加剂，特种沥青、特种石蜡等高附加值炼油新产品，工程塑料、聚烯烃专用料牌号等高性能树脂新产品、新牌号，特种合成橡胶、特种纤维新品种、新牌号，以及各种高性能化工新材料产品等，通过配方设计、工艺过程优化等技术手段，实现产品功能提升；加大绿色环保产品研发力度，侧重生物降解、光降解、热降解新型绿色环保材料的改性研究，重点解决可降解材料的低成本、高性能化，提高改性树脂的性价比，推动绿色环保材料制品落地。

　　推进产能国际拓展，战略布局新兴市场。国内石化企业要借力“一带一路”发展，加快“走出去”，一方面积极拓展一带一路沿线国家终端市场，通过出口通道，有效化解产能过剩；另一方面，结合国际贸易局势和出口导向型制造业转移趋势，布局有市场潜力的国家的石化项目，在人口红利和消费市场潜能大的南亚、东南亚、中亚等地区筛选投资环境较好的国家，合资建设内需导向型炼化项目，以灵活的装置规模和产品结构，满足并带动项目所在区域市场需求，促进国内石化产业转移接续，抢占新兴市场先机。

　　结合石化企业所处区位的资源、市场等条件，推动一体化项目下游产业链延伸方案的差异化、高端化和特色化，避免从油品结构同质化竞争往石化产品同质化竞争蔓延，寻求产业转型突破和新增长点的重点方向，丰富产品品种和结构，针对细分市场提升产品品质和竞争力；根据一体化项目所在地下游产业特点，培育打造有企业特色、有核心竞争力的新材料和高端化学品产业链，拓展产业发展空间。例如，在长三角地区，石化企业紧密围绕区域内高端产业的发展，努力实现卡脖子技术及产品的突破；在福建地区结合下游产业积极打造服装、鞋材、农副产品加工、电子信息产业及高端装备制造业所需要的高端合成材料产业链，在上述地区，可结合光伏产业、新能源电池产业发展加大EVA、POE等产业链建设，根据纺织行业发展特点，加大特种纤维及全产业链的研发应用力度。

　　树立以用户为导向的生产、经营和创新理念，由提供合格产品逐步转向为下游客户提供综合性解决方案，注重与下游用户高度结合、开展定制化开发，以提升企业的竞争力。

　　以客户需求为出发点，对标巴斯夫、埃克森美孚等国际石化企业的先进产品，开展产品改性，满足下游客户生产原料的要求，实现大宗产品差异化、精细化经营；同时向下游中小型客户提供技术服务，解决客户实际生产过程中最后一公里的问题，实现经营效益的提升，根据终端客户需求进行产品定制化改性，提升产品的经济附加值与用户黏性。

　　强化研发业务协同，生产、研发与销售团队形成内部协同，共同围绕下游客户开展进行技术服务与相应产品创新，增强产品销售质量和市场竞争能力。

　　完善科研机制建设，通过完善企业科技管理体制机制，加快推进科研项目成果落地。与高校和科研院所建设联合创新平台，以项目制形式开展应用研发合作，充分借助高校在技术积累、科研设备、研发人员方面的优势，加快获取具有完全知识产权的科研成果。（作者分别为：中化石油销售有限公司企业管理部总经理，中化能源炼化运营中心经营计划部副总经理）

　　我国大型油气公司应立足于避风险、稳预期、拓市场，充分利用战略窗口期和政策红利期，实施“扩内稳外、以内促外、内强外盛、内外兼修”国际化经营战略思路

　　目前，全球应对气候变化和能源转型成为主流，没有哪个国家及企业可以置身其外。能源作为世界上贸易规模最大的大宗商品，其属性决定了国际地缘与世界能源格局密切关联。目前，大国博弈愈演愈烈，局部动荡常态化，世界地缘冲突又新增变数，一系列热点可谓此起彼伏，使得国际能源合作的风险居高不下。同时，我国相继提出“一带一路”倡议和“双循环”新发展格局，希望实现二者协同下的和平发展，这对我国能源安全和企业“走出去”来说，既是机遇，又是重大挑战。

　　在此背景下，我国大型油气公司国际化经营需要及时转变战略思维，降低海外投资风险，获得国企责任和企业经营双重效益。

　　一是当好国家能源安全供应的保障者。要充分利用好国内国际两个市场、两种资源，坚持稳油增气、常规非常规并举，大力提升油气勘探开发力度，不断深化国际油气合作，积极参与高质量共建一带一路，优化完善东北、西北、西南、海上四大油气战略通道，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，提升多元化配置全球资源的比较优势，以更高水平、更强能力、更足信心参与国际循环，夯实建设能源强国的油气资源基础。

　　二是当好国家对外开放战略的践行者。坚持战略研判、战略谋划、战略执行系统把握、一体推进，强化风险预判、监测评估和考核监督，进一步建设“上下游匹配、国内外并重、投资贸易服务一体”综合性国际能源公司，参与区域融资、贸易、能源、数字信息等领域规则对接合作和新规则制定，完善国际能源布局，增强国际商务运作和全球配置资源的能力。

　　三是当好国家创新战略的推动者。瞄准未来能源科技发展趋势，强化技术赋能企业发展，推进高水平科技自立自强，促进高质量科技供给，推动科技体制机制改革。实施油气绿色低碳转型战略，按照清洁替代、战略接替、绿色转型“三步走”战略部署，持续强化能源资源节约利用和效率提升，加快新能源新业务发展布局，建立能源国际合作新型模式。借国内改革之机发展壮大自身，彰显担当、责任和使命，于变局中开新局。

　　我国大型油气公司应立足于避风险、稳预期、拓市场，充分利用战略窗口期和政策红利期，实施“扩内稳外、以内促外、内强外盛、内外兼修”国际化经营战略思路。

　　一是技术创新能力需要补短板。我国大型油气公司国际化研发技术还未能占据世界领先地位，例如传统油气领域掌握的高端技术较少，新能源技术实力更是十分匮乏，专业化的海外人才仍较缺乏，资金配置未能充分体现效益优先原则。

　　二是国际竞争力需要提升。加大国内油气的勘探力度，并在此基础上开发国外的石油资源，实现能源安全保障及主营业务发展。提升低碳领域技术创新水平，淘汰落后的生产力，促进产业优化升级。加强对海外油气业务人才强化培养，拓展业务空间，提高国际化经营水平与国际竞争力。

　　三是产业链融合发展需要高度重视。要高度重视油气产业链与价值链提升，促进油气产业上下游一体化，成为一个完整的价值创造、价值分配、价值实现链条，并注重油气产业链与其他能源产业链的融合和衔接。根据市场定位对现有油气终端业务持续进行重组，调整目前的体制机制。继续培育天然气产业链，重视能源转型导致的产业链升级与再造，加快发展海外天然气投资业务，油气重视天然气产业链外接其他产业的融合发展，加快天然气管道的建设，对接能源转型需求。

　　四是内外联动和互补机制需要建立。短期看，要依托国内超大规模市场，推动提质增效，加快布局新能源、新技术、CCUS、碳金融等领域，稳固和拓展国际能源合作。长期来看，要深度融入全球能源产业链供应链，迈向中高端能源合作，提升企业国际化和全球竞争力，参与引领区域能源规则制定，助力增强中国区域能源治理影响力和话语权。

　　五是政府间合作需要大力借助。增强政府间的合作是一种能够有效降低企业制裁风险的举措。去年，国家间、政府间冲突和矛盾的激化所造成的影响，对相关国家的企业造成冲击。我国大型油气公司应紧紧把握紧密互信的双边关系，继续加大与友好国家能源公司之间的合作力度，优先考虑在与我国外交关系稳定、双边合作频繁的国家和地区拓展国际业务。

　　六是产融合作需要加强。人民币国际化的深入推进和企业海外经营规模的扩张，对金融支持提出了更高的要求。加强金融支持，有助于更好的为企业海外经营提供服务，降低企业海外经营成本。积极推进跨境金融业务，创新契合监管政策，为海外企业提供更加便捷的货物贸易、服务贸易便利化金融服务。积极响应央行政策，加速推进人民币结算便利化业务，为外贸企业提供贸易外汇收支便利。另外，聚焦数字转型，加快系统开发和优化进程，强化线上服务平台推广，可以有效降低企业业务办理和审核时间。加强推动跨境金融发展和综合化经营相融合，加大资源整合力度，推进产品、服务、流程等机制体系融合，加强行业业务联动，完善综合化服务，一次性满足企业多领域的业务需求。

　　未来，国际竞争日益激烈，中国大型油气公司实施国际化经营，必须不断加强经营管理工作，做好如下重点工作。

　　一是实施本土化运营。开展本土化运营是大型油气公司扩大海外影响力、实现可持续发展的必要选择。大型油气公司应该从员工本地化、采购本地化，以及积极融入当地三个方面着手努力。

　　员工本地化方面，要从简单地雇佣当地工人逐渐向吸收本地高层次人才转变，逐步实现管理层和技术岗位的本土化，特别是普通管理层，要大胆启用本地员工，管理和技术岗位向符合要求的本地员工开放，从而加深企业本地化根基，为海外可持续发展打下人才和文化融合基础。

　　采购本地化方面，要从简单买卖到支持当地产业发展转变，增加支持性采购比重，帮助相对落后的本土供应商增强技术能力、提升产品水平，促进当地工业化水平的发展。

　　积极融入当地方面，应秉持互利共赢的理念，按照互利共赢、安全有效、守正合规、绿色低碳的原则，以高质量发展为目标，持续深化与资源国及合作伙伴在油气重大项目领域合作的同时，投入大量资金支持公益事业，为东道国创造更多就业机会，积极主动参加社区建设、教育事业等社会公益和慈善活动，定期组织东道国本土优秀员工来华进行专业培训和人文交流。

　　二是重视合规化经营。依法合规治企，坚持系统观念，全方位提升法治建设整体水平，是实现可持续发展应当践行的准则。全面提升、着力打造“治理完善、经营合规、管理规范、守法诚信”的法治企业。依法开展经营活动、参与市场竞争，严格遵守法律规定，依法维护企业权益，杜绝违法违规行为，有效防范法律合规风险；全域覆盖，整体推进国内与海外、上游与下游、生产与经营各领域依法合规治企。继续严格执行反垄断、安全生产、环境保护、节能减排、产品质量、知识产权、劳动用工等法律法规和市场规则，抓好海外业务法律合规风险防范，提高重点领域依法治理水平，确保公司生产经营平稳运行、风险受控；全程发力，统筹做好依法合规治企筹划部署、组织实施、检查考评各环节工作。将推进依法合规治企纳入企业重点工作部署安排，与中心工作同谋划、同部署、同推进、同检查。

　　三是调整合作模式。面对日益复杂的国际形势，我国大型油气公司应该加快探索控股、参股、风险投资等多元化合作模式，核心是追求投资回报和效益；加强与国际能源公司合作，尤其是加强与西方国际能源公司合作，同时加强与国有能源企业、民营企业合作，与一流能源企业（如发电企业、能源设备制造企业、设计和工程施工企业、投融资机构等）建立合作联盟；积极参加OGCI（油气行业气候倡议组织）、CSLF（碳收集论坛）、CEM（清洁能源部长级会议）、GCCSI（全球碳捕集与封存研究院）等国际组织，加强与国际一流同行交流和合作。

　　四是加快能源转型布局leyu乐鱼手机版官网。能源行业的绿色发展是大势所趋，中国大型油气公司应该主动顺应全球能源转型大趋势，利用已积累起来的行业经验和在大能源领域的竞争优势，构建海外能源转型布局，探索新能源投资领域及策略。

　　在能源转型的大背景下，我国大型油气公司国际化应将传统石油业务逐渐向天然气、电力、氢能、生物质能等不断延伸。推进资产优化，优化业务布局。上游业务重点关注深水、天然气和LNG业务；下游业务重点关注新能源市场格局，同时持续推进绿色化工发展。在谨慎投资的同时，要通过资本运作，持续优化资产组合，对非核心资产进行剥离。推动低碳转型发展和产业结构调整，要坚持选择具有强势竞争力和弹性的项目，在不同板块之间采取不同水平的内部收益率（IRR）标准。通过对各支柱产业收益率最低指标要求，形成一种更加科学、灵活的资产组合。

　　把握碳金融发展趋势，发挥碳金融支撑实体经济作用。积极参与全球碳金融交易活动，发挥金融对能源经济的基础支持作用、创新引领作用。借助现有国际金融机构与平台，应加大一带一路新能源产业的投融资力度；基于一带一路绿色投资基金，应利用国家政策做强绿色金融；通过与全球、一带一路国家金融同业合作，推进资本布局优化和结构调整，实现产业和资本的“本土化”深度融合。

　　积极参与碳市场，通过参与碳排放权交易平台，开发碳排放权产品，创造新的收入来源。可借助碳排放权交易平台，将在合规及优化过程中减少的碳排放量，作为碳排放权产。