油气市场研报（2025年11月）：破题油气产品“碳账户”

油气市场研报（2025年11月）

（来源：中能传媒研究院  作者：杨永明）

（中能传媒能源安全新战略研究院）

焦点月评

• 破题油气产品“碳账户”

市场供需

• 主要产油国宣布明年初暂停增产
• 全球石油市场供需逐渐失衡
• 10月国内原油、天然气生产稳步增长
• 前三季度海洋原油、天然气产量同比分别增长3.0%、17.7%
• 前10个月我国原油进口量同比增加3.1%，天然气进口量同比减少6.2%
• 国内成品油价年内第十次下调

行业资讯

• 油气勘探开发取得新进展
• 天然气储运能力不断提升
• 油气企业全面开启冬供模式
• 我国首个高压天然气长输管道余压发电项目正式投运

企业动态

• “三桶油”相继公布三季度经营业绩
• “三桶油”第八届进博会签约总金额超713亿美元

行业政策

• 国家发展改革委修订并颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》
• 国家能源局鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电、绿氢利用替代
• 国家发展改革委部署供暖季能源保供

焦点月评

破题油气产品“碳账户”

10月20日，从中国石油玉门油田获悉，该油田已完成原油、天然气产品碳足迹核算，顺利通过中国电子节能技术协会管理评审，成为中国石油首家实现油气产品碳足迹全覆盖的油气田企业，获得中国石油“碳标签授权评价机构”颁发的首张原油、天然气产品碳标签评价证书。这张认证，相当于为油气产品建立了可追溯、可核验的“碳账户”系统，标志着玉门油田在绿色低碳转型领域迈出关键一步，为油气行业产品碳足迹量化工作提供了可复制的实践样本。

碳足迹之于油气行业的重要性，既关乎国际竞争话语权，更系于国内“双碳”目标落地成效。油气行业是能源消耗和碳排放的重点领域，其碳足迹量化能力直接决定减碳路径的精准度。从国际维度看，2026年欧盟碳边境调节机制（CBAM）将进入实质性征收阶段，缺乏规范碳足迹核算的产品，未来将在全球贸易中丧失价格竞争力。从行业自身看，碳足迹如同“碳排放导航仪”，精确的碳足迹数据能够帮助企业识别高排放环节、优化生产工艺，具有降本增效的实际价值。

我国碳足迹管理体系建设已形成政策引导与行业实践的双轮驱动格局。在国家层面，碳足迹管理体系建设已按下加速键。从《政府工作报告》的明确任务，到生态环境部等15部门联合印发的《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》，顶层设计清晰地指向到2027年初步建立碳足迹管理体系。在油气行业，以“三桶油”为代表的油气企业已先行先试，积极构建覆盖全品类、全链条的“碳账户”体系。中国石油旗下玉门油田实现油气产品全覆盖，塔里木油田完成原油、乙烷等5种产品量化并牵头制定全国团体标准，胜利油田17家单位全部通过认证，核算过程涉及大量数据和凭证，彰显了实践深度；中国石化早在2016年便搭建碳资产管理平台，覆盖90余家企业，并于2025年10月与巴斯夫达成方法学互认，为国际衔接探路。

尽管标杆项目不断涌现，但油气行业“碳账户”构建在标准化、数据质量等方面仍面临挑战。例如，核算标准尚未统一。行业缺乏细分品类统一规范，不同企业采用的核算边界、排放因子存在差异，导致各企业“碳账户”难以直接比对。数据基础仍显薄弱。油气开采涉及注采输等多环节，能源消耗数据分布在各个环节，获取难度大、质量控制难，外购电力等间接排放的核算，更易因排放因子取值不同而失之毫厘、谬以千里。国际互认亟待突破。即便我们在国内核算出领先的低碳数据，若无法获得国际认可，中国企业在海外市场依然无法突破碳壁垒，难以将国内的减碳努力转化为国际竞争力。

展望未来，油气行业“碳账户”管理与应用将向精准化、数字化、全球化方向迈进。技术层面，物联网、大数据与人工智能技术正逐步应用于碳足迹实时监测与核算，同时全生命周期评估将成为标配，推动企业从单点减排转向系统优化。体系层面，国家级生命周期数据库建设加速，将统一排放因子等核心参数，解决数据孤岛问题，夯实“碳账户”的底层数据根基。国际层面，更多企业将参与双多边互认，中国石化与巴斯夫的合作模式有望复制推广。随着“双碳”目标深入推进，碳标签已从合规工具升级为绿色竞争力的核心指标。从玉门油田的首张证书到全行业的标准统一，从数据核算的精准度到国际市场的认可度，当每一桶油、每一方气都带着清晰的“碳身份”与可信的“碳账户” 走向市场，油气行业将真正实现环境价值与经济价值的协同共生。

市场供需

主要产油国宣布明年初暂停增产

11月2日，欧佩克发表声明说，欧佩克和非欧佩克产油国中的8个主要产油国决定12月保持增产节奏，日均增产13.7万桶原油，但2026年前三个月将暂停增产计划。沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、阿联酋、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼的代表当天举行线上会议，讨论国际石油市场形势及前景。声明说，鉴于当前全球经济预期相对平稳，石油库存水平较低，8国做出12月增产调整，并表示增产举措是对此前自愿减产作出的回调。为维护石油市场稳定，8国将根据市场情况灵活调整增产节奏。声明还说，由于季节性因素，上述国家决定在2026年1月、2月和3月暂停增产步伐，产量与2025年12月保持相同。

上述8国2023年4月宣布日均约165万桶原油的自愿减产措施，并于2023年11月再次宣布日均220万桶原油的额外自愿减产措施，此后这两大减产措施多次延期。但在此期间，美国、加拿大等国原油产量增加，导致欧佩克失去部分市场份额。今年3月，8国决定自4月1日起逐步增加原油产量。5月、6月和7月日均增产41.1万桶，8月日均增产54.8万桶，9月日均增产54.7万桶，10月和11月日均增产13.7万桶。

全球石油市场供需逐渐失衡

国际能源署最新发布的全球石油市场报告显示，全球石油市场平衡态势正逐渐被打破，一方面全球石油供应稳步增长，另一方面全球石油需求增幅却降至历史平均水平以下。与此同时，近期美国加征关税举措引发的全球贸易动荡与美国联邦政府停摆的经济影响双重叠加，美西方对俄罗斯实施的新一轮制裁冲击尚不明朗，市场前景充满风险。英国布伦特原油价格10月下挫3.26美元/桶，已连续4个月下行，月均报价64.64美元/桶，交易价格徘徊在62美元/桶区间。

报告显示，当前全球石油总产量较今年1月份大幅增长了620万桶/日，非“欧佩克+”与“欧佩克+”产油国各自贡献半数增量。预计2025年全球石油供应增长310万桶/日，达到年均1.063亿桶/日，2026年将再增长250万桶/日至1.087亿桶/日。报告还显示，“海上油库”储量不断增加。继9月海上油轮原油储量激增8000万桶后，10月初步数据显示海上油轮原油储量再度累积9200万桶。目前有近2亿桶原油滞留海上。虽然今年以来石油化工原料需求表现不及预期，但仍是全球石油需求增长的主要支柱。报告将2025年三季度全球石油需求增长预期上调17万桶/日，至同比增加92万桶/日。因贸易紧张局势缓解推动宏观经济形势整体改善，预计2025年全球石油需求将实现79万桶/日的同比增长，美国、中国和尼日利亚各自贡献约12万桶/日的增量。2026年全球需求增速预计将维持在77万桶/日左右。报告预计2025年四季度全球石油消费增速将较三季度放缓，而原油供应将进一步反弹，加剧本就供大于求的市场态势。

10月国内原油、天然气生产稳步增长

11月14日，国家统计局发布2025年10月份能源生产情况。10月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油、天然气生产稳步增长。

原油生产保持增长。10月份，规上工业原油产量1800万吨，同比增长1.3%，增速比9月份放缓2.8个百分点；日均产量58.1万吨。1—10月份，规上工业原油产量18064万吨，同比增长1.7%。原油加工平稳增长。10月份，规上工业原油加工量6343万吨，同比增长6.4%；日均加工204.6万吨。1—10月份，规上工业原油加工量61424万吨，同比增长4.0%。

天然气生产增速放缓。10月份，规上工业天然气产量221亿立方米，同比增长5.9%，增速比9月份放缓3.5个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—10月份，规上工业天然气产量2170亿立方米，同比增长6.3%。

前三季度海洋原油、天然气产量同比分别增长3.0%、17.7%

11月3日，据自然资源部信息，经初步核算，前三季度海洋生产总值7.9万亿元，同比增长5.6%，高于国内生产总值增速0.4个百分点。

海洋油气资源勘探成效显著，南海北部湾海域涠洲10-5南油气田钻遇厚度211米油气层，实现我国海域首个变质砂岩、板岩潜山勘探重大突破，渤海湾盆地辽中凹陷古近系岩性勘探领域成功钻获高产油气井，进一步夯实我国海上油气资源储量基础。

海洋油气资源开发利用有序推进，垦利10-2油田群（一期）、东方1-1气田、涠洲6-8油田二期、文昌16-2油田等油气开发项目相继建成投产，新建产能接续发力助推海洋油气供给能力稳步提升，前三季度海洋原油、天然气产量同比分别增长3.0%、17.7%。

前10个月我国原油进口量同比增加3.1%，天然气进口量同比减少6.2%

11月7日，海关总署发布最新数据显示，今年前10个月，我国进口原油4.71亿吨，同比增加3.1%，进口均价同比下跌12.1%；进口天然气1.03亿吨，同比减少6.2%，进口均价同比下跌8.8%。

2025年10月，我国原油进口量为4835.7万吨，环比增加2.3%，同比增加8.2%。金联创监测数据显示，10月份，我国进口原油单价为3561.0元/吨，环比下跌1.0%，同比下跌7.5%。当月，国际原油价格呈现V型走势，特朗普的关税战令国际贸易紧张局势恶化，且叠加“欧佩克+”持续增产令原油基本面疲软，导致原油价格整体运行区间下降明显，从而拉低进口原油成本。而低油价又在很大程度上提振国内的备油需求，从而拉高原油进口量。

2025年10月，我国进口天然气总量为978万吨，较2024年同期减少6.1%；进口金额总计295.12亿元，较2024年同期减少22%。由此测算10月份天然气进口均价约3018元/吨。其中，LNG进口量为576万吨，进口金额为196.68亿元，由此测算10月份LNG进口均价约3415元/吨。10月份管道气进口量为401万吨，进口金额为98.44亿元，由此测算10月份管道气进口量进口均价约2455元/吨。

国内成品油价年内第十次下调

据国家发展改革委消息，根据近期国际市场油价变化情况，按照现行成品油价格形成机制，自2025年11月24日24时起，国内汽、柴油价格（标准品，下同）每吨分别降低70元和65元。全国平均来看，92号汽油每升下调0.05元，95号汽油每升下调0.06元，0号柴油每升下调0.06元。本次成品油价下调后，消费者用油成本有所降低。油箱容量在50升的小型私家车加满一箱油比之前少花2.5元左右；以月跑两千公里、百公里油耗在8升的小型私家车为例，消费者用油成本下降4元；物流行业，以月跑10000公里、百公里油耗在38升的重型卡车为例，单辆车的燃油成本减少106元左右。本轮是2025年第二十三次调价，也是2025年第十次下调。本次调价过后，2025年成品油调价呈现“七涨十跌六搁浅”的格局。

本轮调价周期内（11月10日—11月21日），国际油价运行中枢有所下移。国际市场利空情绪逐步蔓延，市场整体避险情绪有所升温，利空共振下油价走弱。供给方面，全球原油供应充裕。非“欧佩克+”产油国供应强劲增长，美国、巴西、圭亚那等国产量上升是主要驱动力。圭亚那因Yellowtail项目提前投产，产量达创纪录的90万桶/日。但俄罗斯供应受限，美国对Rosneft和Lukoil的制裁导致乌拉尔原油出口受阻，价格贴水大幅走阔，印度等传统买家转向中东原油。全球原油市场呈供应过剩态势。需求方面，原油需求整体呈现增速放缓、内部分化格局。因美国经济数据疲软，全球原油需求增长预期下调，但增速仍高于2024年。炼油环节成为关键瓶颈，全球炼厂开工率因计划检修、意外停产及制裁导致的物流问题大幅下滑。与之相反，成品油需求结构性强劲，由于柴油和航空煤油库存处于低位、工业运输需求旺盛及俄罗斯油品供应中断，裂解价差飙升至多年以来高位。

下一次调价窗口将在2025年12月8日24时开启，展望后市，分析指出受“欧佩克+”增产、需求偏弱等因素影响，后续油价存在继续下跌的可能。

行业资讯

油气勘探开发取得新进展

重庆新增超千亿方页岩气田。近日，从中国石油集团获悉，经自然资源部专家组审定，在重庆永川大安区块志留系五峰—龙马溪组新增页岩气探明地质储量1402亿立方米，标志着重庆正式新增一座超千亿方级别的页岩气田。此次永川大安区块的重大勘探成果，不仅刷新了重庆页岩气勘探开发的纪录，更凸显了我国在页岩气勘探技术领域的成熟与突破。1402亿立方米储量的落定，意味着该区域具备大规模开发利用的资源基础，这不仅将提升川渝地区天然气供应能力，还将进一步夯实我国西南地区的能源枢纽地位。

新疆达坂城探获2000亿立方米天然气。近日，新疆乌鲁木齐市达坂城一带油气勘探会战取得突破性进展，该区域具备形成大型油气田潜力。乌鲁木齐市达坂城一带油气勘探会战项目包括柴窝堡凹陷北缘区块、永丰南北区块等7个区块，初步评估天然气地质资源量超2000亿立方米，其中柴窝堡凹陷北缘超1000亿立方米。近年来，新疆加快推进达坂城地区油气勘探，共部署探井15口，其中11口已完钻。

我国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米。中国石油煤岩气重点实验室的最新研究成果显示，我国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超25万亿立方米，四川、塔里木、准噶尔、渤海湾和吐哈等盆地均具备高效勘探开发的坚实资源基础。截至今年10月底，全国煤岩气累计探明地质储量已超7000亿立方米。2024年全国煤岩气产量达27亿立方米，预计2025年将突破40亿立方米。中国石油在鄂尔多斯盆地不仅成功探明了3个千亿方级大气田，地质储量突破5000亿立方米，还建成了首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田。

天然气储运能力不断提升

10月31日，我国中东部地区最大的储气库——国家管网集团文23储气库顺利完成扩能，其新增库容19.34亿立方米，日调峰供气能力达3650万立方米，整体储气调峰能力提升22%，有力支撑冬季保供冲峰能力提升。11月7日，陕京管道永京线亦庄段迁改工程一次投产成功，为北京市经济技术开发区居民和工业用户用气安全提供了保障。

入冬前，国家管网集团管网资源入网日冲峰能力提升至11.7亿立方米，同比增加6000万立方米/日，较去冬今春实际入网峰值高出23%，将有力保障用气高峰期保供冲峰需求。今年以来，国家管网集团西气东输四线甘宁段、西气东输三线中卫至枣阳段、川气东送二线5#阀室—铜梁段、天津LNG外输管道复线河北段等重点项目已全面投产通气；川气东送二线川渝鄂一阶段建设加快推进中，供暖季期间将具备投产条件，干线管道保供水平得到提升。

入冬前，文23、金坛、刘庄3座储气库已完成注气任务，实现扩容达产，形成超40亿立方米有效工作气量，用气高峰时，日采气能力可达6500万立方米。漳州LNG等接收站新增罐容超30万立方米，集团管理的LNG接收站总罐容达504万液态方，折合31.5亿立方米，储气调峰能力进一步提升。

今年以来，中缅管道南宁—凭祥支线、江如线大唐如皋直供管道、西气东输二线富平支线等15个支专线项目先后建成投产，蒙西管道定兴站供雄安新区等93个上下载点投产，“全国一张网”进一步织密，管输天然气直抵革命老区、纵贯改革新区，保供覆盖区域范围进一步扩展延伸，发展成果更多更公平惠及人民群众。

国家能源局在10月31日召开的2025年第四季度新闻发布会上表示，2025年我国天然气供需总体平稳，形势稳中向好。今年国产气将实现连续九年稳定增产超百亿立方米，陆上进口管道气稳定增长，西气东输三线中段、西气东输四线以及川气东送二线四川资源上载段均按期建成投产，“全国一张网”灵活调节和尖峰保供能力进一步增强，地下储气库超额完成年度注气任务，满库入冬，天然气储备和顶峰保供能力逐步提升，产供储销体系更加完善。今年采暖季，天然气供应总量和尖峰用气总体有保障。

油气企业全面开启冬供模式

11月，北方地区正式进入供暖季，在油气领域，油气企业全面开启冬供模式。国家管网集团利用进口气检修窗口期，顺利完成天然气管网改线、互联互通接口等22项大型作业；塔里木油田4座储气库年度注气任务已全部完成，累计注气近8亿立方米，最高日产气可达1000万立方米。

中国石油各大气区准备工作全面提速。长庆、塔里木、西南油气田等各大油气田加大增储上产力度，通过精细地质研究、优化生产组织、加快新井投产应对用气高峰。据11月9日中国石油集团信息，今冬明春供暖季，中国石油安排天然气保供资源量同比增长3.7%，占国内供应总量的六成以上。数据显示，今年前三季度，中国石油生产天然气1230亿立方米，同比增长4.7%；进口天然气804亿立方米，同比增长5.7%；储气库注气186亿立方米，同比增长8.8%。

今冬首场寒潮11月16日来袭后，中国石化天然气分公司紧贴市场需求变化，合理优化资源配置，向北方6省市增供天然气约1000万立方米，日均输送天然气1.15亿立方米，可满足约2.3亿户家庭一天用气需求，全力保障供区人民群众温暖过冬。目前青岛LNG接收站、天津LNG接收站保持高效运行，日均外输天然气累计超2500万立方米，较寒潮到来前增加500万立方米。启动冬季采气工作，日均采气400万立方米保障用气高峰期市场供应。与此同时，中国石化全面启动地热供暖服务，覆盖全国11个省市的70余个市（县、区），可为超过120万户居民提供清洁供暖。不久前，咸阳北区集中供热一期12.8兆瓦“地热+”清洁能源替代供热项目建成投产，中国石化地热清洁供暖能力累计达到1.26亿平方米，再创历史新高，每年可减排二氧化碳近620万吨。

我国首个高压天然气长输管道余压发电项目正式投运

11月19日，国家管网集团海门站天然气余压发电项目在江苏南通正式投入运营。这是我国首个高压天然气长输管道余压发电项目，实现了在高压天然气输送过程中对余压资源的高效利用，标志着我国在长输管道能源综合利用领域取得突破。

天然气余压发电是一项绿色低碳技术，其原理是通过回收管道输送天然气到城市门站的余压，把这种压力势能转化成机械能，再带动膨胀发电机组转动，最终发出清洁电力。这一过程不消耗天然气、不会对环境造成影响，有效推动能源可持续利用和发展。

在该项目中，我国科研团队自主研发、设计并制造了发电项目的核心设备。这一设备创新采用了可调节导流技术与3D打印叶轮，以自然通风方式对低温天然气进行高效复热，在显著减少设备自身能耗的同时，成功解决了高压力、小流量等多项技术难题，实现了资源节约与环保效益的双重提升。新设备与站场原有调压系统并联运行，若遇发电设备停机，原有系统可依托自动分输功能无间断接管供气任务，为居民及企业的安全稳定用气提供了可靠的双重保障。项目按照“自发自用、余电上网”模式运营，预计年生产电能300万千瓦时，减少碳排放超2000吨。

企业动态

“三桶油”相继公布三季度经营业绩

截至10月30日，中国石油、中国石化和中国海油全部公布了2025年三季度经营业绩。2025年前三季度，中国石油实现营业收入21692.56亿元，同比下降3.9%；归母净利润为1262.94亿元，同比减少4.9%。其中，第三季度实现营业收入7191.57亿元，同比增长2.3%；归母净利润为422.87亿元，同比下降3.9%。中国石化前三季度，归母净利润为299.84亿元，同比减少32.2%；第三季度归母净利润为85.01亿元，同比减少0.5%。前三季度公司经营活动所得现金净额为人民币1147.82亿元，同比增长13.0%。中国海油前三季度营业收入为3125.03亿元，同比减少4.15%；归属于母公司所有者的净利润为1019.71亿元，同比减少12.59%。其中，第三季度营业收入为1048.95亿元，同比增长5.68%；归母净利润为324.38亿元，同比减少12.16%。

在上游领域，中国石油展现了稳健的油气生产能力。前三季度原油产量7.14亿桶，同比增长0.8%；天然气产量3.98万亿立方英尺，同比增长4.6%；油气当量产量13.77亿桶，同比增长2.6%。中国海油在上游领域表现最为亮眼，前三季度油气净产量达5.78亿桶油当量，同比上升6.7%，其中天然气涨幅达11.6%。其中国内产量增长8.6%，主要得益于“深海一号”二期、渤中19-2等油气田的贡献。中国石化的油气当量产量也保持增长，前三季度实现3.94亿桶油当量，同比增长2.2%。

在炼化领域，前三季度，中国石油的炼油化工和新材料业务实现经营利润162.40亿元，其中炼油业务贡献了144.53亿元，化工业务利润为17.87亿元。其化工产品商品量同比增长3.3%，新材料产量大幅增长59.4%，显示转型升级成效初显。中国石化炼油板块面临一定压力，前三季度原油加工量为18641万吨，同比下降2.2%；成品油总经销量为1.71亿吨，同比下降5.7%。更大的挑战来自化工板块，前三季度该板块息税前亏损82.23亿元，成为拖累整体业绩的主要因素。尽管乙烯产量达到1158.8万吨，同比增长15.4%，但国内化工新增产能持续释放导致产品价格低迷。

面对能源转型趋势，“三桶油”均在积极布局新能源业务。前三季度，中国石油新能源业务快速发展，风光发电项目累计发电量57.9亿千瓦时，同比增长72.2%。中国石化正壮大新能源产业，积极布局氢能、太阳能、风能、地热能等业务，加快推动多能互补、融合发展，形成油、气、新能源“三足鼎立”。中国海油正加快发展海上风电等新能源业务，并推动CCUS技术研发与示范，致力于构建“油气+新能源”多元化能源供应体系，以确保公司在能源行业变革中行稳致远。

面对油价下行压力，“三桶油”通过不同策略应对挑战。中国石油通过加强成本管控，使油气单位操作成本同比下降6.1%至10.79美元/桶。同时，公司加快产业链中高端转型，合成纤维原料及聚合物、合成橡胶产量分别增长14.0%和10.1%。中国海油持续通过增储上产、降本增效，抵御油价下跌的不利影响。公司桶油成本同比下降2.8%至27.35美元/桶。天然气产量和销售收入的增长也部分抵消了油价下跌的影响。中国石化则表示，将围绕“稳油、扩气、推氢、增电、强服”思路，巩固成品油市场份额，加快发展车用天然气和充换电业务，稳步推进氢能交通发展，强化非油业务提质增效。

“三桶油”第八届进博会签约总金额超713亿美元

11月5日至10日，第八届中国进口博览会在上海举办。进博会期间，中国石油、中国石化、中国海油相继举办主题论坛暨全球采购签约仪式，累计签约金额超713亿美元。自2018年首届进博会以来，“三桶油”累计签约额已突破5587.85亿美元，为全球能源产业链供应链稳定注入“强心剂”。

作为进博会核心采购力量，“三桶油”本届签约中的看点颇多。中国石化以超409亿美元的签约额领跑，拿下本届进博会央企签约首单。11月4日，中国石化与来自17个国家和地区的34家合作伙伴完成签约，采购签约金额超409亿美元。八届进博会上中国石化累计签约超3250亿美元。紧随其后的是中国石油，其合同总金额为174.85亿美元，相较于去年的采购签约额，呈现出稳中有升的趋势。自首届进博会以来，中国石油累计与232家国际供应商达成1447.85亿美元的采购签约。中国海油本届签约额超过130亿美元，创公司单届进博会签约额新高。首届进博会以来，中国海油与来自30多个国家和地区的100多家全球供应商签订进口合同和协议，累积签约金额突破890亿美元，累计开展油品贸易超9亿吨，进口LNG超2.2亿吨，占我国LNG进口量的43%。

在细分产品领域，呈现出采购范围逐步扩大、订单结构持续优化的特征。本届进博会上，中国石油与全球41家合作伙伴签署43份采购协议，合作伙伴涉及沙特阿拉伯石油公司、道达尔能源、佳施加德士株式会社、联益集团、科威特石油公司、伍德高压技术公司、斯伦贝谢、梨树精细化学、西门子能源等海外企业。中国海油本次签约的产品类目不仅涵盖原油、天然气、深水油气装备，还扩展至先进技术服务等领域。中国石化则从传统大宗能源商品，拓展到装备、技术、材料等领域。

行业政策

国家发展改革委修订并颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》

近日，国家发展改革委修订并颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》（简称《管理办法》），自2026年1月1日起施行。

与2014年印发实施的《天然气基础设施建设与运营管理办法》相比，新版《管理办法》承接油气体制改革特别是管网改革的任务部署，将管理范围从天然气扩展至油气领域，增加了原油和成品油管输、储存等设施，并对规划、建设、运营与储备等关键环节作出更加细致的全链条系统化安排。具体来看，新版《管理方法》以落实《中华人民共和国能源法》为遵循，将油气基础设施规划单独成章予以明确，要求各区域的规划编制与国土空间规划、全国综合能源规划、全国石油天然气规划衔接。在建设方面，《管理办法》支持各类社会资本按照市场化原则参股管道项目，鼓励符合资质、融资、信用等条件的社会资本参与储备库、液化天然气接收站等基础设施的投资建设，进一步开放市场参与。针对新的市场形势下业务划分、能源储备等方面的新需求，新版《管理办法》立足“全国一张网”优化管网运营机制，明确国家管网与上下游竞争性企业的业务范围，加快推进省级管网运销分离，明确供气企业、国家管网、城镇燃气企业三方各5%的储气能力要求，以及地方政府5天应急储气能力要求，并针对油气干线管网、省级管网等名词作出了明确解释。

国家能源局鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电、绿氢利用替代

近日，国家能源局印发《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》提出，鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电、绿氢利用替代和碳捕集、利用与封存（CCUS）应用，有效降低煤炭转化碳排放水平。支持煤炭企业开发碳基特种燃料、煤基生物可降解材料、新能源发电材料等创新型产品，打造煤基产业链绿色发展新亮点。《指导意见》明确，到“十五五”末，煤炭与新能源融合发展取得显著成效，煤炭矿区光伏风电产业发展模式基本成熟，电能替代和新能源渗透率大幅提高，建设一批清洁低碳矿区，煤炭行业绿色发展动能进一步增强。

国家发展改革委部署供暖季能源保供

近日，国家发展改革委组织召开2025—2026年供暖季能源保供视频会议，对供暖季能源保供工作进行安排。会议要求，各地区、有关企业要准确把握供暖季能源保供面临的形势和困难挑战，切实把工作做实做细做到位。

会议要求，稳定能源生产供应，抓好能源中长期合同履约，全力做好高峰期能源保供，重点保障民生采暖用能，提升低温雨雪冰冻等灾害应对水平，做好安全生产工作。重点保障好北方集中供暖地区特别是东北地区的用煤需求。确保煤电高峰出力，充分发挥气电、水电、抽水蓄能和电化学储能装机的顶峰保供作用。发挥好储气库、LNG储罐等调峰资源作用。