一、安全保障机遇

1. 化石能源战略地位提升

虽然非化石新能源是《规划》的主角，但建设新型能源体系的前置条件是“以安全充裕为前提”，化石能源的地位非但没有降低，反而被提升到“构建坚强韧性的能源安全保障体系”的高度。

安全是发展的前提，能源安全更是经济发展的前提。今年中东变局引发全球能源市场剧烈波动，多国出现不同程度的能源短缺、油价暴涨、供应紧张，而我国能源体系经受住了冲击，供需总体平衡、价格总体稳定，展现了强大韧性。

2. 油气肩负极端重要使命

《规划》对我国能源发展作出“五期叠加”的阶段性重大判断，其中首要就是“安全风险叠加演变期”。在此背景下，油气被赋予“筑牢极端情形下的能源战略安全底线”的极端重要使命。

《规划》明确加大油气增储上产力度。勘探方面，加大投入强度，加强传统大型油气田和页岩油气等新型资源勘探开发。开发方面，围绕深地、深海、非常规、老油气田四大领域，促进“稳油增气”，推动海域、非常规领域成为原油稳产主力。《规划》确定“十五五”期间原油年产量稳定在2亿吨水平。

在空间布局上，《规划》提出以主要含油气盆地和关键海域为重点，建设鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽盆地等油气战略保障基地。

煤制油气也是鼓励发展的产业。《规划》提出，加强煤制油气产能和技术储备，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。

天然气在《规划》中受到极大重视。首先，《规划》明确“十五五”天然气产量稳步增长目标。其次，《规划》提出2030年天然气管网一次管输能力达到5000亿立方米/年。公开数据显示，截至2025年9月天然气管网一次管输能力为4120亿立方米/年。这意味着天然气仍具有巨大发展空间。

《规划》还提出推动鄂尔多斯盆地东部煤层气开发，这意味着国家支持推动深层煤层气的开发。鄂尔多斯盆地是深层煤层气勘探开发的主战场，相继发现了大吉、临兴-神府、大牛地、纳林河、佳县等5个千亿立方米大气田，探明储量超9000亿立方米。深层煤层气将成为天然气重要增长极。

3. 油气储备体系将健全完善

此次中东变局实战考验了各国的油气储备能力。《规划》提出健全完善油气储备体系。石油储备方面，建设石油储备重大工程。天然气储备方面，坚持“大库大站、集约布局”，建设大庆升平、长庆榆林雷龙湾、西南万顺场、新疆宝浪等储气库，以及在江苏、山东、河南、湖北等重点地区建设盐穴储气库。同时，有序推动既有沿海液化天然气（LNG）接收站扩建。

4. 煤炭与煤电仍是兜底保障

煤炭仍被赋予兜底保障使命。空间布局方面，重点建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大基地，2030 年产量占全国比重达到 80%以上，兼顾东中部地区接续产能建设。国家对深部煤炭资源的态度是“稳慎有序”推进安全开发。煤炭产能储备方面，2030 年形成 1 亿吨/年以上的储备规模。火电的地位转向“支撑调节性电源”，须合理控制煤电装机规模和发电量，持续推动煤电机组关停和延寿工作。

二、绿色转型机遇

1. 5项指标强化能源领域节能减排

能源领域排放占二氧化碳排放的80%以上，是减排主战场。《规划》围绕转型降碳设置了5项强化指标。其中，3项指标接续“十四五”指标，包括非化石能源消费比重25%的约束性指标，以及非化石能源发电量比重50%、电能占终端能源消费比重35%两项预期性指标；新增单位发电量碳排放下降>10%的约束性指标及重点行业节能量>1.5亿吨标准煤的预期性指标。

2. 非化石能源将成为“双主体”

能源供给侧增量，绝对主体是非化石能源。《规划》提出坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动。目标是到2030年，煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体。“双主体”意味着我国能源结构迎来历史性转折。

能源供给侧存量，化石能源面临绿色转型的巨大挑战。挑战就是机遇。能源化工企业越早实现更高质量的绿色转型，就越早赢得发展的主动权。

3. 煤炭绿色开采与煤化工

根据《规划》，煤炭的绿色转型路径包括绿色开采和清洁高效利用。绿色开采方面，既要深化煤炭与煤矿瓦斯共采，推动矸石、矿井水等资源化生态化利用，又要加快煤炭与新能源融合发展，充分利用采煤沉陷区等场地开发风光电。

煤炭清洁高效利用政策要求则利好煤化工产业。《规划》提出推进富油煤分质利用，鼓励发展煤基特种燃料、煤基新材料等创新产品。如煤基航天煤油已用于长征系列运载火箭、煤基纳米碳氢燃料具有更高的热值、我国已建成全球最大煤基乙醇项目，煤基新材料则具有优异物理化学性能，可用于更严苛的环境，且寿命长、成本低。

4. 打造低碳零碳油气田

油气绿色开采的途径主要是多能利用。《规划》提出，规模化开展陆上油气田与新能源融合发展，探索海洋油气田和海上风电协同开发，提高油气田生产电气化率，打造低碳零碳油气田。

《规划》对非化石能源的空间布局是建设五大基地：“三北”风电光伏基地、西南水风光一体化基地、沿海核电基地、海上风电基地和分布式新能源。其中，“三北”、西南、渤海湾、海上都是重要油气生产基地，油气企业可积极探索用好这些基地的绿能。同时，油区地上空间可发展风光发电，地下空间可发展新型储能，还可用好地热及工业余热资源，生产全流程在“气代油”的基础上推行“电代气”，从打造零碳示范油区扩大到打造零碳油气田。

5. 炼化深度降碳依靠绿电与绿氢

《规划》明确，坚持“减量置换”原则，严格控制炼油产能规模，引导大型企业、重点区域炼油能力优化重组。这意味着炼油产能集中度将更高，更有利于优化生产、降低能耗。

炼化节能降碳改造方面，国家前不久发布《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》，提出到2028年底，包括炼油、乙烯、合成氨、甲醇等在内的重点行业达到现行能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，能效基准水平以下产能基本清零。《规划》再次明确，稳步提升石化行业绿电绿氢使用比例。

绿电解决用能脱碳，绿氢解决原料脱碳，二者是石化行业深度降碳的两个关键抓手。绿电使用方面，炼化企业应努力突破电网承载力瓶颈、蒸汽系统全局平衡改造瓶颈和改造经济性瓶颈，大力发展厂区分布式光伏、加大外购绿电力度、积极构建“源网荷储”微电网，特别是大力攻关包括乙烯三机在内的装置电气化改造。绿氢使用方面，应积极破解高成本、波动大、储运难等痛点，在加氢裂化、加氢精制等环节消纳绿氢，以绿氢为原料生产绿氨、绿甲醇、低碳烯烃等。炼化企业要用好国家相关补助政策、电价政策、碳减排政策提高项目经济性，更要率先攻关先进技术和模式以开拓新的市场空间。

6. 核电与石化行业耦合发展

《规划》提出推进核电与石化行业耦合发展试点。我国七大石化产业基地大连长兴岛（西中岛）、河北曹妃甸、江苏连云港、上海漕泾、浙江宁波、福建古雷和广东惠州均位于沿海地区，我国核电站也都位于沿海地区，核电与石化行业耦合发展空间巨大。

据测算，核能供汽碳足迹是燃煤热电联产蒸汽的1/600。2024年投产的全球首个商用核能供石化蒸汽项目“和气一号”，年输清洁蒸汽超317万吨、减排二氧化碳超70万吨。今年1月，全球首个核能与石化大规模耦合项目主体开工，徐圩核能供热发电厂项目建成后，年供清洁蒸汽6500万吨，可满足连云港万亿级石化产业基地70%的用汽需求。

三、氢能机遇

1. 首提2030年绿氢产量200万吨指标

绿色氢能是我国六大未来产业之一。今年政府工作报告提出“培育氢能、绿色燃料等新增长点”，预示着我国氢能产业迎来迈向规模化发展的关键拐点。但业界此前因为成本高企、资本退潮、项目搁浅、企业倒闭而充满悲观情绪。《规划》再次明确加快氢能与绿色燃料产业发展，并首次提出2030年可再生能源制氢规模达到200万吨的具体指标，为产业发展注入信心。

2. 氢氨醇全链条发展

《规划》提出统筹氢能制储输用全链条发展。这为能源化工企业全链条切入氢能产业提供了更多机遇。

制氢方面，因地制宜发展绿电直连制氢、可再生能源离网制氢等模式。《规划》倡导氢氨醇全链条发展，合理布局绿色氢氨醇生产基地和基础设施。“十五五”期间，将在东北（含蒙东）、黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地建设一批绿色氢氨醇生产基地项目，研究论证风电光伏基地电力外送至消费地制氢的可行性。

前不久，国家发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，首次将可再生能源非电利用纳入消费最低比重目标的考核范围，为绿色氢氨醇综合利用筑牢了需求底座。《规划》明确，“十五五”期间，新能源非电利用规模实现倍增。

输氢方面，《规划》提出加强输氢管网布局引导，探索负荷率不足的存量油气管网规模化输送绿色甲醇。“十五五”期间，将开工建设内蒙古乌兰察布—京津冀地区输氢管道工程，规划建设鄂尔多斯—榆林、巴彦淖尔—宁东跨省区输氢管网工程，研究论证兴安盟—松原—大连跨省区绿色甲醇专用管道。

用氢方面，《规划》提出推动氢氨醇在发电、交通运输、化工冶金、规模储能等领域应用。建立绿色燃料可持续性认证体系。支持上海建设国际航运绿色燃料加注中心和交易中心。

但目前，绿色氢氨醇项目普遍面临投资收益低的困境。据统计，国内已投产的绿氨和绿醇产能不到规划产能的3%，主要原因是项目达不到新能源投资收益率6.5%的门槛。6月26日，国家能源集团长源电力发布新规，绿色氢氨醇等战略性新兴产业项目，资本金内部收益率门槛下调至不低于同期五年期国债利率——当前约为2%。“保本就干”的新举措，为能源化工企业提供了借鉴。

四、新业态机遇

1. CCUS区域产业集群建设

能源生产绿色转型催生CCUS（碳捕集、利用与封存）产业大发展。《规划》提出，实施新一代煤电改造升级，鼓励采用零碳低碳燃料掺烧、CCUS等技术实现清洁降碳。除电力外，石化、钢铁、水泥等重点行业都提供了丰富的碳源，油气田企业应加强与这些行业结合，构建低碳零碳产业链。

《规划》提出，推动CCUS区域产业集群建设。我国含油气盆地是碳封存的理想场所，封存潜力在万亿吨级。当前，我国CCUS产业已迈入规模化应用新阶段，但仍面临能耗高、成本高等挑战，在渤海湾、松辽、鄂尔多斯等重点含油气盆地建设千万吨级驱油封存中心，形成捕集、输送、封存、利用一体化产业集群，有助于大幅降低成本，推动产业发展。

2. 油气共伴生资源开发

《规划》提出，加强新能源关键矿产资源供给。深入实施新一轮找矿突破战略行动，加强新能源产业链上游关键矿产资源勘探开发。这为油气田共伴生资源开发提供了机遇。

氦气可用于动力电池氦检、芯片制造及可控核聚变等领域。我国多个盆地有氦含量大于0.1%的天然气发现，具备商业开发价值。

油田卤水中富含溴、碘、锂、锶、钡、硼、钾、铯、铷等物质，极具开发价值。川东普光地区和江汉油区卤水资源就很丰富。

油气田企业开发油气共伴生资源，不仅可以保障新能源关键矿产资源供给，而且可以提升经济效益，应对低油价风险。

3. 综合能源服务

《规划》提出，推动多能融合互补发展，引导传统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢等综合能源站。能源化工企业可深度切入综合能源服务市场，增强发展韧性。

充电基础设施仍具发展潜力。《规划》提出，构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电基础设施网络。打造有效满足电动汽车中长途出行需求的城际充电网络。提高快充设施占比。因地制宜探索换电设施适用场景。

农村能源服务潜力巨大。农村能源革命方面，《规划》提出，深入实施“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，因地制宜建设村级光伏帮扶电站，规范发展农光互补、牧光互补等模式。

4. 虚拟电厂与车网互动

《规划》提出，培育能源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。

这为拥有大量风光发电、储能、充电桩资源的能源化工企业带来广阔空间。江苏石油2025年8月在江苏电力交易平台成功注册虚拟电厂资质，从单纯的能源销售者变身为可参与电网调节、辅助服务、现货交易的“资源聚合商”。

《规划》提出，扩大车网互动规模化应用范围，并首次提出2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右的具体发展目标，为能源销售企业提供了巨大机遇。

安徽石油在合肥大众综合加能站建成首个区域虚拟电厂项目和车网互动系统，通过聚合光伏、储能、充电桩、空调等资源形成9兆瓦的可调节负荷，并搭建虚拟电厂管理平台进行智能调控，仅电网功率调节及峰谷套利业务，年收益就达35万元。

5. 智能微电网与绿电直连

《规划》提出，因地制宜发展智能微电网和绿电直连。拥有巨大厂区空间的能源化工企业可以利用分布式风光发电、工业余热余压利用等形式自发绿电并配套建设储能，搭建“源网荷储”智慧能源管控平台，构建智能微电网，推进绿色转型的同时有效降低成本。

中国石油在冀东油田应用新能源动力抽油机，风机1小时发电30千瓦时供给多元微电网，抽油机1小时用电8千瓦时，富余电力可分配至其他用电设备。胜利油田着眼建强多能互补油气生产“基本单元”，探索构建“风光气热电储”智能微电网模式，建成200余个交直流混联智能微电网，覆盖油井3000口以上。

一座加能站就可建设一个微电网。中国石化在江苏苏州石油白云综合加能站建成聚合物固态电池（凝胶态电池）微电网示范项目，单日充电量峰值提高47%。浙江湖州石油鞍山“光储充换”一体站，配套4.2兆瓦光伏+8388千瓦时储能实现能源自给自足，满足数百辆工程车充电需求。