1.2　我国油气能源形势分析

1.2.1　能源总体形势和需求预测

（1）能源消费和生产总量持续增长，人均水平远低于欧美发达国家

2013年，我国能源消费总量37.5亿吨标准煤，一次能源产量34亿吨标准煤，分别较2012年增长3.7%和2.5%。从1993～2013年的20年间，我国一次能源生产年均增速5.8%，2013年一次能源生产总量比1993年增长了2倍；一次能源消费年均增速达到了6%，2013年能源消费总量比1993年增长了2.2倍。我国从1992年开始成为能源净进口国，并于2009年起成为全球第一大能源消费国。2007年我国能源对外依存度一度达到11.8%的历史最高位，2011年降至9.3%，见图1-23。

根据我国国家统计局数据，2013年我国人均一次能源生产量2.5吨标准煤、人均能源消费量2.8吨标准煤，分别比上年增长1.7%和2.9%。若按照BP全球一次能源统计和维基百科人口统计口径，2013年我国人均能源消费量为2.1吨油当量，约为美国人均能源消费量的1/4，约为德国、日本和法国的1/2，略高于世界人均能源消费平均水平，见图1-24。

（2）能源效率不断提高，但与发达国家和地区相比还有较大差距

2013年，我国单位GDP能耗降至1.10吨标准煤/万元（2000年不变价格），同比2012年下降3.7%，自2000年的十多年间下降了25%，能源效率得到较大幅度提高，见图1-25。

按照世界银行和BP的统计口径，2013年我国单位GDP能耗为3.09吨油当量/万美元，约为世界平均水平1.75吨油当量/万美元的1.8倍，约为OECD成员国平均能耗1.17吨油当量/万美元的3.2倍，约为欧盟0.97吨油当量/万美元的3.2倍，约为美国1.35吨油当量/万美元的2.3倍，我国能耗水平与发达国家还有较大差距。

（3）能源结构仍以化石能源为主，可再生能源所占比重持续上升

我国以化石能源为主体，特别是以煤为主的能源结构在未来相当长的一段时间内不会发生改变，这是我国以煤为主的资源禀赋所决定的。2011年，我国煤炭、原油两大化石能源生产量、消费量均占全国总量的87%。

其中，1978年以来，我国煤炭生产占能源生产总量的比重在69.4%～77.8%之间，煤炭消费占能源消费总量的比重也高达66.0%～76.2%，2011年煤炭生产比重达到1978年以来的最高值为77.8%，2013年煤炭消费比重是1978年以来的最低值为66.0%。原油生产量占全国能源生产总量的比重一直呈下降趋势，已由1978年的23.7%下降到了2013年的8.9%；但石油消费量占全国能源消费总量的比重则介于16.6%～22.7%上下波动，见表1-6、表1-7。

改革开放以来，我国在强调能源开发以电力为中心，以煤炭为基础，积极开发石油、天然气，大力发展水电，稳步发展核电的能源可持续发展思路，能源结构优化成果显著，低碳化和清洁化的能源结构趋势日渐明显，天然气、核电、水电和风电等清洁能源和可再生能源所占比重呈持续上升趋势。

其中，我国天然气生产占全国能源生产总量比重已由1978年的2.9%上升至2013年的4.6%，天然气消费比重则由1978年的3.2%上升至2013年5.8%。水电、核电和风电占全国能源生产总量的比重由1978年的3.1%上升至2013年的10.9%，上升了7.8个百分点；消费比重则由1978年的3.4%上升至2013年的9.8%，上升了6.4个百分点，见表1-6、表1-7。

（4）预计到2030年我国一次能源需求将达到50亿～55亿吨标准煤

通过对《2030年国家能源战略研究》项目组、国家发改委能源所、IEA（国际能源署）、EIA（美国能源署）、BP（英国石油公司）、IEEJ（日本电气工程师学会）等国内外主要机构近年来对我国未来经济社会发展及能源需求展望预测结果的对比分析，国内外研究机构的预测结果差别较大。

整体而言，《2030年国家能源战略研究》项目组、国家发改委能源所、IEA预测结果大致相当，预计未来20年，我国GDP仍将保持较快增长，年均增速约6.5%～7%，一次能源消费年均增速约2.5%～3.1%，预计2030年我国一次能源消费量将达到50亿～55亿吨标准煤。BP、EIA对我国GDP和一次能源需求预测相对偏乐观，预计到2030年我国一次能源消费总量将超过63亿吨标准煤；而IEEJ对我国一次能源需求预测则相对偏保守，预计到2030年我国一次能源消费总量将近45亿吨标准煤，这可能与其研究时点刚好处于2008年金融危机开始蔓延对未来经济预期不乐观有关，见表1-8、表1-9。

根据《2030年国家能源战略研究》项目组预测结果，预计到2030年我国一次能源需求中，煤炭需求占比49.7%，比2010年下降18.3个百分点；石油需求占比19.5%，与1990～2010年的平均占比相当；天然气需求占比9.5%，比2010年上升5.1个百分点；水电、核电、风电等其他可再生能源需求占比将得到大幅提高，预计将由2010年8.6%上升至21.3%，上升12.7个百分点。分部门分析能源需求结构，预计到2030年我国第三产业和生活用能能源需求占比将有所提升，第一、第二产业能源需求占比将下降，具体为2030年第一产业占比2.3%、第二产业占比58.1%、第三产业占比25.2%、生活用能占比14.4%，见图1-26。

1.2.2　油气形势和需求预测

（1）常规石油资源仍有较大勘探潜力，非常规石油具备商业开发资源基础

我国常规石油资源总量比较丰富，勘探仍有较大潜力。2003年以来，国土资源部、国家发展和改革委员会及财政部联合开展了新一轮全国油气资源评价，评价结果表明：截至2005年底，我国常规石油地质资源量765 亿吨，可采资源量212 亿吨（不包括南海南部海域，下同），勘探进入中期。

2008 年以来，国土资源部又组织石油公司对我国资源量变化较大的6个盆地开展了动态评价，评价结果表明：截至2010年底，我国常规石油地质资源量881 亿吨，可采资源量233 亿吨，石油地质资源量增长15%。其中，渤海湾中深层取得重大突破，石油地质资源量由225 亿吨增加到277 亿吨，可采资源量由55 亿吨增加到66 亿吨；鄂尔多斯盆地低渗、特低渗储层开发技术的进步使得资源领域进一步拓展，石油地质资源量由74 亿吨增加到129 亿吨，可采资源量由17亿吨增加到25 亿吨。“十一五”期间，石油勘查年均新增地质储量11.5亿吨，合计新增57.5 亿吨，比“十五”期间增长15.4%，如图1-27所示；其中，累计新增地质储量超过1 亿吨的油田有7个，其中塔河油田和华庆油田新增地质储量超过5 亿吨，见表1-10所示。

2011年国务院办公厅发布《找矿突破战略行动纲要（2010～2020）》，把地质找矿上升为国家战略，立足国内提高资源保障能力，以资源可持续利用促进经济社会可持续发展。“十二五”前两年，资源勘查取得显著成果，石油新增探明储量28.6亿吨，如图1-27所示。其中，勘查新增地质储量超亿吨的油田有6个，分别为鄂尔多斯盆地姬塬油田、安塞油田、靖安油田、红河油田、塔里木盆地哈拉哈塘油田、渤海湾盆地蓬莱9-1油田。截至2012年底，中国累计探明油田673个，累计探明石油地质储量341万吨。

我国常规石油剩余可采储量持续上升。从2002年到2012年，我国石油剩余可采储量由24.2亿吨增至33.3亿吨，增长了37.3%，年均增速为3.6% ，如图1-28所示，按照2012年产量测算，储采比为16.1年。

我国非常规石油资源主要包括油页岩和油砂，目前开发和利用规模不大、程度不高。其中：

油页岩资源较为丰富，具有商业开发利用的资源基础。根据新一轮全国油页岩资源评价结果，全国油页岩地质资源量7199亿吨、技术可采资源量2432亿吨，折合成页岩油地质资源量476 亿吨，可回收页岩油120 亿吨，仅次于美国居世界第二位。我国油页岩资源分布广泛，全国20个省和自治区的47个盆地均有分布，但其中松辽、鄂尔多斯等7个盆地集中了全国近96%的油页岩资源；资源品味以介于5%～10%含油率为主，将近占总可回收页岩油资源量的40%；深度分布上以0～500m为主，约占全国页岩油地质资源量的70%。

我国油砂资源具有一定潜力，但品位低、分布散。根据新一轮全国油页岩资源评价结果，全国24个盆地共有油砂油地质资源量60 亿吨，可采资源量23 亿吨。其中，约88%的可采资源分布在准格尔、塔里木等7个盆地中。我国油砂资源品位低，低含油率的油砂资源所占比例较多，含油率介于3%～10%的可采资源量占到了98%；油砂深度分布上，0～100m、100～500m两个深度的油砂油可采资源量约各占一半。

（2）石油对外依存度不断提高，原油进口来源趋于多元化

从2000年到2013年，我国原油产量从1.63亿吨增至2.09亿吨，增长了28%，年均增速为2.3%，2013年原油产量位居世界第四位，仅次于沙特阿拉伯、俄罗斯和美国。期间，我国原油消费量从2.12亿吨增至4.87亿吨，增长了129%，年均增速高达7.8%，消费量仅次于美国位居世界第二位。原油产量增速低于原油消费增速，我国大量石油依托进口，自1993年成为石油进口国、1996年成为原油进口国以来，原油对外依存度已由2000年的23%提升至2013年的57%，对外依存度不断提高，如图1-29所示。

从我国石油安全的角度出发，我国原油进口来源逐步趋于多元化。2013年中国传统上主要的供应商大致与2012年持平，位居前10的中国原油进口国依次为：沙特阿拉伯（沙特）、安哥拉、阿曼、俄罗斯、伊拉克、伊朗、委内瑞拉、哈萨克斯坦、阿拉伯联合酋长国（阿联酋）、科威特，其中从沙特进口了5390万吨、安哥拉4000万吨、阿曼2547万吨、俄罗斯2435万吨。如图1-30所示。

在2013年中缅油气管道启动之后，中国西北、西南、东北以及东南沿海四大能源进口通道战略布局基本成型，未来随着中国与非洲、俄罗斯、委内瑞拉等国家和地区的合作，以及国内非常规油气资源的开发，中国能源安全问题将得到进一步保障。据普氏能源资讯统计，2013年来自中东的原油进口增长了8.6%，达到1.4654亿吨，占到了总进口量的52%；来自拉美和非洲的原油基本稳定在2770万吨、6424万吨；购买自亚太的原油则下降了17%，至644万吨。其中，由于伊拉克石油产量增加且向亚洲买家提供的原油报价下滑，来自伊拉克的进口同比上年大涨了50%，达2351万吨，成为2013年度增幅最大的原油进口。此外中国从阿曼的进口量则较2012年增长了30%，达到2547万吨；从阿联酋进口量较2012年增长了18%，达到1028万吨；从哈萨克斯坦进口量增长了12%，至1198万吨。

（3）预计到2030年我国石油需求将达到6.8亿～7.9亿吨

通过对《2030年国家能源战略研究》项目组、IEA（国际能源署）、EIA（美国能源署）等国内外主要机构近年来对我国未来石油需求预测的对比分析，IEA 2011年预测结果比《2030年国家能源战略研究》项目组2010年的预测结果低5000万～7000万吨，估计这与近两年我国经济结构转型、经济增速放缓预期更强烈有关；而EIA（美国能源署）的2011年预测结果比《2030年国家能源战略研究》项目组预测高出8000万吨。

按照《2030年国家能源战略研究》项目组预测结果，预计到2030年，我国石油需求基准方案为7.4亿吨，低方案为6.8亿吨，高方案为7.9亿吨，见表1-11所示。

（4）天然气资源勘探尚处早期，资源储量呈快速增长势头

我国常规天然气储量呈现快速增长势头，但勘探程度不高，大体相当于美国相当储量快速增长阶段的初期。根据2003年新一轮全国油气资源评价，截至2005年底，我国天然气地质资源量35 万亿立方米，可采资源量22 万亿立方米，勘探处于早期。

根据2008年国土资源部组织石油公司开展的动态评价显示，截至2010年底，我国天然气地质资源量52 万亿立方米，可采资源量32 万亿立方米，天然气地质资源量增长49%，鄂尔多斯、四川盆地增加较多。其中，鄂尔多斯盆地致密砂岩气开发技术的进步使得天然气地质资源量由4.7 万亿立方米增加到15.2 万亿立方米，可采资源量由2.9 万亿立方米增加到8.9 万亿立方米。四川盆地天然气勘查获得重要成果，天然气地质资源量由5.4 万亿立方米增加到9.3 万亿立方米，可采资源量由3.4 万亿立方米增加到5.8 万亿立方米。

“八五”至“十一五”期间，我国常规天然气储量快速增长，四个五年间分别新增天然气探明地质储量0.7万亿立方米、1.16万亿立方米、2.54万亿立方米和3.12万亿立方米，如图1-31所示。特别是“十一五”以来，发现新增地质储量超过千亿立方米的气田10 个，见表1-12。其中，“十五”已有重大进展的普光气田又新增近1500 亿立方米的地质储量，使海相碳酸盐岩天然气勘探跨上了新台阶；同时，四川盆地陆相深层上三叠统须家河组天然气勘探也在川中广安、重庆合川等区块新增3500亿立方米的地质储量，呈现广泛含气的局面。另外，鄂尔多斯盆地苏里格气田扩边勘探成果大，新增超过地质储量5000 亿立方米；此外新疆塔中、克拉美丽，黑龙江徐深等多地呈现了千亿立方米规模的局面。

“十二五”前两年，天然气资源勘查取得显著成果，新增天然气探明地质储量16835亿立方米，年均增长8418亿立方米。其中，勘查新增地质储量超千立方米的气田有4个，分别为鄂尔多斯盆地苏格里气田、靖边气田、四川盆地元坝气田、成都气田。截至2012年底，中国累计探明气田247个，累计探明天然气地质储量10.8万亿立方米。

我国常规天然气剩余可采储量也呈持续上升态势。从2002年到2012年，我国天然气剩余可采储量由2.02万亿立方米增至4.38万亿立方米，翻了一番，年均增速达到9.0%，如图1-32所示。按照2012年我国天然气产量测算，储采比为40.8年。

2006年，山西沁水盆地建成煤层气产能4亿立方米，标志着我国以煤层气为代表的非常规天然气勘探进入初期阶段。根据新一轮资源评价结果显示，我国2000m以浅的煤层气地质资源量为37万亿立方米，可采资源量为11万亿立方米，名列世界第三，但目前勘探程度很低，煤层气探明储量仅占资源量的0.3%。

（5）天然气产量和消费量快速增长，天然气进口来源

2000年以来，我国天然气市场进入快速发展时期。从2000年到2013年，我国天然气产量从272亿立方米增至1170亿立方米，并于2011年首次突破1000亿立方米大关，年均增速达14.2%，2013年天然气产量位居世界第六位，仅次于美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔和加拿大。期间，我国天然气消费量从245亿立方米增至1676亿立方米，并于2010年首次超过1000亿立方米大关，年均增速高达19.1%，成为世界第四大天然气消费国，仅次于美国、俄罗斯和伊朗。2006年我国开始进口天然气，进口量从9.4亿立方米增至2013年530亿立方米，年均增速高达124%，天然气对外依存度也由2006年的2%提升至2013年的31%，见图1-33。

城市燃气是拉动我国天然气消费增长的主要动力。2000年以来，我国天然气消费结构向多元化发展，城市燃气成为增长最快的用气部门。2000～2013年，我国城市燃气消费量由43亿立方米增至687亿立方米，占消费总量的比重由18%上升至41%；工业燃料用气由101亿立方米增至469亿立方米，所占比重由41%降至28%；发电用气由10亿立方米增至302亿立方米，所占比重由4%上升至18%；化工用气量由91亿立方米增至218亿立方米，所占比重由37%下降至13%，如图1-34所示。

我国天然气进口分为管道气进口和LNG进口两种方式。其中，管道气进口目前主要以2009年底建成的中亚天然气管道为主，2010年进口量为44亿立方米，2011年快速增加至144亿立方米，2012年快速增加至228亿立方米，2013年快速增加至280亿立方米，未来中亚管道进口量还将继续上升；2008年启动建设的中缅天然气管道进展顺利，2013年7月建成投产；中俄管道天然气进口谈判继续推进，中亚、中俄、中缅三大管道气进口实现了我国管道天然气进口的多元化。

目前我国LNG进口主要来自卡塔尔、澳大利亚、印度尼西亚和马来西亚的合同气，以及也门、埃及、尼日利亚等国的现货气，现货进口量约占我国LNG进口总量的13%。2013年，我国沿海建成LNG接收站9座，投用LNG接收站7座。其中广东大鹏LNG接收站进口量最大达到610万吨，占LNG进口总量的34%；福建莆田LNG接收站进口量约320万吨，占18%；江苏如东LNG接收站进口量304万吨，占17%；上海洋山LNG接收站进口量为270万吨，占15%；大连LNG接收站进口量约189万吨；宁波LNG接收站进口量约90万吨；2013年投用的曹妃甸LNG接收站进口量约8万吨。

（6）预计到2030年我国天然气需求将达4000亿立方米左右

通过对《2030年国家能源战略研究》项目组、IEA（国际能源署）、EIA（美国能源署）等国内外主要机构近年来对我国未来天然气需求预测的对比分析，其中，IEA的基准情景预测结果大幅低于另外两家机构的预测结果，差距超过1000亿立方米；而IEA的三种情景预测结果范围较窄，预计2030年中国天然气需求最高不超过4200亿立方米；而国内《2030年国家能源战略研究》项目组预测结果低方案与高方案范围较宽，中间值大体为4000亿立方米左右。

按照《2030年国家能源战略研究》项目组预测结果，预计到2030年，我国天然气需求基准方案为3900亿立方米，低方案为3300亿立方米，高方案为4400亿立方米，见表1-13。

1.2.3　我国石油天然气可持续发展面临的问题和挑战

（1）国内油气供给难以满足需求，对外依存度越来越大

20世纪90年代以来，我国石油勘探进入稳定发展阶段，天然气勘探进入快速发展阶段，平均每年新增探明石油可采储量1.5亿吨以上、新增探明天然气可采储量2000亿立方米以上。近年来，由于油气价格一直维持在较高水平，石油

企业投入了更多资金进行油气勘探开发，每年新增储量仍有上升的趋势。油气储量增长带动了油气产量的持续增长，从1990年到2013年，全国原油产量年均增速2.0%、天然气产量年均增速达10.2%，我国石油天然气工业取得了前所未有的成就。

但是，石油天然气工业的快速发展赶不上我国国民经济的高速增长。20世纪90年代以来我国国民经济保持持续高速增长，带动油气需求的急剧上升。从1993年开始我国成为石油净进口国，从1996年开始我国成为原油净进口国，从2006年开始我国成为天然气净进口国，并且原油对外依存度已由2000年的23%上升至2013年的57%，天然气对外依存度已由2006年的2%上升至2013年的31%，我国对国外油气资源的依赖程度日益扩大。1990～2013年我国原油需求年均增速达到7.0%、天然气需求年均增速达到12.1%，均高于国内油气产量的增长速度，产量与消费量的差距越来越大。特别是从2009年起，我国进口原油1.92亿吨，已超过国内原油产量，原油对外依存度已突破50%。未来随着国民经济的快速发展，油气需求将会进一步增加，预计到2030年我国石油需求缺口将达到5亿吨左右，石油对外依存度将达到70%左右；天然气需求缺口将超过1000亿立方米，天然气对外依存度将接近30%。

（2）国内油气勘探开发难度越来越大，长期增储上产或稳产面临严峻挑战

我国从20世纪90年代起，油气勘探整体进入以岩性油气藏为主的阶段。这意味着油气资源寻找难度、勘探难度加大。因为岩性油气藏其形态不规则、分布无规律、识别难，勘探技术难度大于传统的构造油气藏；且储集层孔隙度、渗透率较低，而孔隙度的大小决定了储集层储集油气资源的数量，渗透率的高低决定了油气运移的效率和最终产能。

“十五”以来新区储量构成与“九五”相比发生了很大变化，随着勘探进入隐蔽和碳酸盐油气藏勘探阶段，新增探明储量品位发生了变化，低渗透、稠油、特殊岩性油藏等高难度开发油藏储量比例逐渐增加。中石化的低渗、稠油、特殊岩性三类油藏新建产能动用储量比例由“九五”的51.1%上升到“十五”期间的70.1%，产能比例由44.7%上升到66.1%。新增储量品位变差，将进一步增加产能建设的难度。东部油田新增储量规模比较小、埋藏变深、品位变差，受储量品位的影响，新区产量达产率会进一步降低。西部新区井深、产量低、效益差、环境差，会进一步增加产能建设的难度、影响产能建设的节奏。经过多年勘探，比较容易发现的高品质石油资源大部分已经找到，剩余的待发现石油资源主要分布在沙漠、戈壁、黄土塬和海上深水区等地理条件复杂的地区，以及低渗透、裂缝等非均质储层中，未来的勘探开发难度更大。

老油田总体已经进入开发后期，产量递减不可避免。截至2005年底，全国已动用可采储量的采出程度为73%，油田生产综合含水84.1%。全国已开发油田尚有剩余可采储量16.7亿吨，储采比为9.2年。上述表明，全国主力油田大多已经入“高含水和高采出程度”的“双高” 开采阶段。根据国内外主要油田的开发历程，当可采储量采出程度超过50%以后，产量会出现递减。统计我国已开发主力油田的情况，可采储量采出程度大于60%的油田共有可采储量46.9亿吨，占动用可采储量84%，年产油1.21亿吨，占全国石油产量的72%；含水超过60%的高含水油田共有可采储量47.4亿吨，占动用可采储量的85%，年产原油1.19亿吨，占全国石油产量的71%。因此，我国已经入“双高”开采阶段的主力油田目前已进入产量递减阶段。如果没有相当多的新储量投入，全国石油产量的稳产和增产面临严峻挑战。

（3）非常规油气资源开采还存在经济效益差、关键技术有待攻关等问题

尽管近年来我国已投入大量的人力、物力和财力加强非常油气资源的开发利用研究，但相对于常规油气资源而言，我国非常规油气资源开采还存在开采难度大、经济效益差、关键技术有待攻关等问题。

例如，目前我国油砂开采技术只局限于分离实验，还没有进行矿场的小试、中试，开采方面的知识还只局限于国外的文献调研。而且，中国的地质条件与国外不一样，开采方式、方法必然也会有所差异。要想对中国油砂进行有效开采并形成系列成熟技术，目前必须进一步加大投入，整合力量，进行油砂开采、分离的系列技术研究。另外，我国煤层气开采也存在三大技术难题：一是煤层气地质选区和高产富集区预测技术；二是煤层气低成本开发钻完井技术；三是煤层气压裂、排采工艺技术，煤层气产业要提高效益首先要提高单井产量，而有效的压裂方式和排采工艺目前还只是探索阶段。

非常规油气资源生产一般耗能大、耗水量大、成本高。据统计，生产1t非常规石油平均需要消耗能源0.4吨油当量左右，消耗水大约3t，因此在水资源稀缺的地方难以大规模开采。