鲁发改能源〔2017〕69号
为贯彻落实能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，推进我省石油天然气产其中业有序健康发展，根据《山东省能源中长期发展规划》，我们制订了《山东省石油天然气中长期发展规划(2016-2030年)》。现印发给你们，请遵照执行。
附件：《山东省石油天然气中长期发展规划(2016-2030年)》。
山东省发展和改革委员会
2017年1月20日
前言
石油和天然气是保障国民经济和社会发展的重要战略资源和基础能源。加快石油天然气发展，对于提高能源保障能力，优化和调整能源结构，确保大气污染防治任务的完成具有重要意义。
为贯彻落实党的十八大和十八届四中、五中、六中全会精神和“四个革命、一个合作”能源工作总要求，适应经济发展新常态，推动我省经济社会持续健康发展，保障全面建成小康社会和全面深化改革开放总体目标的实现，根据山东省委、省政府的部署要求，山东省发改委开展了山东省能源中长期发展规划修编工作。本规划是山东省能源中长期发展规划的重要组成部分。
本规划以石油天然气基础设施为重点，兼顾石油天然气市场利用，涵盖了原油、成品油和天然气等内容，是指导我省石油天然气行业规划和建设的重要依据。规划基准年2015年，规划期限2016-2030年，近期2020年，远期2030年。在实施过程中，将根据实际情况进行适时调整、补充。
一、现实基础
(一)发展现状
“十二五”以来，在省委、省政府的坚强领导下，我省石油天然气行业发展成效显著。
——勘探开发。形成了以胜利油田和中原油田为主的油气勘探开发主体，油气资源勘探开发保持平稳健康发展。截至2014年底，全省原油累计探明地质储量54亿吨，居全国第二位，累计探明技术可采储量14亿吨，累计探明经济可采储量13亿吨；天然气累计探明地质储量2912亿立方米，累计探明技术可采储量845亿立方米，累计探明经济可采储量694亿立方米。“十二五”期间，年均开采原油2700万吨，天然气5亿立方米。
——资源供给。形成省内自产、外省调入和国外进口多渠道油气资源供给格局，供给量逐年增加。原油供给以省内自产和进口原油为主，2015年原油供应量8507万吨，高居全国首位，其中省内自产原油2608万吨，净调入量5899万吨。油品供应以省内炼厂供给为主，剩余炼化产品调往省外。天然气供给以省外调入和进口为主，形成了以中石化鄂尔多斯气田气、胜利油田和中原油田伴生气、山东LNG进口气，中石油长庆气田气、中亚进口气，中海油渤南气田气为主的多气源、多类型、多方向供应格局，2015年天然气供应量80亿立方米。
——基础设施。长输油气管网不断完善，截至2015年底，全省长输油气管道总长度达10776公里，约占全国油气管道总里程的8%。其中，原油管道19条、2513公里，成品油管道4条、2013公里；天然气干支管道50余条，总长度6250公里，全省17地市均实现天然气主干管线覆盖。储油储气设施建设不断加强，各港区相继建成原油、成品油及LNG库容2743万立方米左右，其中原油库容2261万立方米，成品油库容418万立方米，LNG库容64万立方米；全省建成LNG储配站(含LNG卫星站)30余座，储气能力达1800万立方米。
——消费利用。2015年，全省原油消费8507万吨，较2010年增长56%，占全国原油消费总量的15%。油品消费4042万吨，其中成品油消费2200万吨。天然气消费80亿立方米，较2010年增长38.4%，占全国天然气消费总量的4.1%，居全国第六，消费结构以工业用气为主，占全省天然气消费总量的46%。
发展要求
(二)主要特点
综合分析我省油气利用和基础设施发展现状，主要有五大突出特点：
一是勘探开发起步较早，但发展后劲不足。我省油气勘探开发起步较早，自1966年胜利油田正式投入开发以来，已累计开采原油11亿吨，天然气490亿立方米，为全省乃至全国经济社会发展做出了巨大贡献。但随着油气田的持续开发，省内原油剩余经济可采储量仅2.3亿吨，天然气剩余经济可采储量仅174亿立方米，在无新增探明储量情况下，仅可持续开采10余年，且探明未开发储量及未动用控制储量地质条件复杂、开发难度较大。在国际油价持续震荡、油田开发成本大幅增加的情况下，我省油气勘探开发后劲不足，短板日渐明显。
二是需求市场迅速扩大，但资源供给不足。我省是炼化大省，原油一次加工能力合计约2亿吨，其中，地方炼化企业原油一次加工能力约1.36亿吨，而原油年供应量不足9000万吨。炼化企业，特别是地方炼化企业生产所需原料严重不足，部分地方炼化企业只能使用品质较差、含硫量较高的燃料油进行生产。此外，随着我省工业化和城镇化进程不断加快,天然气消费需求快速增长，但由于我省天然气供应很大程度上依赖于中石油、中石化的长输管线，而我省处于管线的末端，受上游供气紧张的影响，我省天然气供给处于被动地位，可供资源量难以满足用气需求，供需缺口逐年扩大。
三是消费量增长较快，但利用水平不高。“十二五”以来，我省石油天然气消费快速增长，前四年原油消费年均增长9%，天然气消费量年均增长19%，均高于全国平均水平，2015年消费增速减缓，全省天然气总体利用水平不高。2015年，我省油品占能源消费比重15%，比世界平均水平低10个百分点；人均天然气消费量81立方米，天然气占能源消费比重3%，低于全国141立方米、6%的平均水平，和世界平均水平差距更大，与我省人口和经济大省地位不相符。此外，从世界范围看，天然气主要用于发电和城市燃气，工业、化工用气仅占31%；而我省工业、化工用气占46%，天然气发电仍是空白，消费结构不尽合理，天然气作为高效清洁资源的优势没有得到充分发挥。
四是骨干管网构架初步形成，但网络还不完善。目前，我省油气管道建设里程位于全国前列，初步形成了横贯东西、纵贯南北的油气运输网络主骨架。但由于我省管道经营主体多，管网布局缺乏统筹规划，缺少有效的协调机制，管网相互调配能力弱，互联互通、资源共享没有完全实现；地区发展不平衡，区域性的输配管网不发达，部分地区还没有管网通达；此外，随着管道投产年限增加、城市建设速度加快，长输油气管道老旧、管线占压等问题突出，管道安全隐患治理形势严峻。
五是油气储备能力不断提高，但应急储备体系还不健全。“十二五”期间，省内油气储备设施建设不断加快，油气储备规模逐步扩大,应急保障能力不断增强。但由于我省油气资源对外依存度较高，2015年原油对外依存度达69%，天然气超90%，与需求相比，储备基础设施建设较为滞后，规模仍显不足。全省油气储备设施缺乏统一规划和布局，油气储备量和储备调峰能力仍低于国家标准，油气资源安全供给保障机制还不完善。
二、发展要求
对山东地炼企业来说，在获得原油进口权之后，它们迎来了历史上最好的时期。
(一)面临形势
当前及今后一段时期，是我省全面深化改革，加快推进新型工业化、信息化、城镇化、农业现代化和绿色化同步发展，提前实现全面建成小康社会的关键时期，也是积极适应新常态，推动能源生产和消费革命的攻坚期，石油天然气发展面临着新的环境和形势。
——经济新常态提出发展新要求。在经济增速换挡、资源环境约束趋紧的新常态下，能源消费增速放缓，能源产业结构低碳化转型要求日益迫切，能源发展处于油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的双重更替期。但由于现阶段太阳能、风能、生物质能等可再生能源存在能源密度低、成本高、总量小的问题，能源结构优化还主要是依靠石油天然气消费比例的提高。为此，必须顺应发展趋势，大力推进石油天然气发展。
——国际油价走跌带来发展新机遇。一方面，国际油价持续低位震荡，有利于降低原油进口成本，增加原油战略储备，提高产品竞争力，同时将大大降低油价成本对中国能源价格改革的制约，为推进能源领域市场化改革、理顺相关价格体系提供相对宽松的环境。另一方面，低油价将使石油生产企业经营收入和利润大幅下降，倒逼我国石油企业加大勘探和开发技术的创新力度，通过技术创新控制生产成本，促进产业转型升级。
——新型城镇化加快提供发展新动力。据测算，城镇化率每提高一个百分点，将带动相当于8000万吨标煤的能源消费量。当前，我省城常住人口镇化率仅为57%，仍处于快速发展阶段。新形势下生态文明、绿色、低碳、节约集约等将成为新型城镇化经济生活的主流，城市生活能源消费结构将进一步改善，新型城镇化对高效、清洁的新油品、天然气的需求将不断增长，这也势必带动相关油气产业的不断优化发展。
——全面深化改革构建发展新格局。新一轮改革逐步推进为油气行业健康发展打下坚实的基础。加快完善现代市场体系，推进价格改革，有助于改善油气行业的市场环境。混合所有制经济加快发展，有利于吸引社会资本参与油气行业，提高产业创新能力和市场竞争力。加快生态文明制度建设将将促使油气行业规范发展，尤其将促进绿色、低碳的天然气的进一步发展。
(二)需求预测
综合考虑保障我省经济社会平稳健康发展、促进节能减排、大气污染防治和能源消费结构优化调整等因素，利用趋势分析、弹性系数等多种方法，对2020年、2030年全省原油、油品、天然气需求量进行预测。
1、原油需求预测
2020年，全省原油消费需求量达1亿吨；2030年，全省原油消费需求量达1.2亿吨。
2、油品需求预测
到2020年，省内油品消费需求为4200万吨，占全省能源消费总量的15%，其中成品油2400万吨；到2030年，省内油品消费需求为4500万吨，占全省能源消费总量的14%，其中成品油2600万吨。
3、天然气需求预测
到2020年，全省天然气需求量为250亿立方米，占全省能源消费总量的8%；2030年，全省天然气需求量为470亿立方米，占全省能源消费总量的13%。
三、指导思想
坚持以邓小平理论、“三个代表”重要思想和科学发展观为指导，认真贯彻落实党的十八大和十八届四中、五中、六中全会精神，紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源发展战略思想，立足构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系，以资源为基础、市场为导向，按照科学布局、适度超前、有序发展、高效利用、改革推动、绿色安全的原则，着力加强油气资源组织，加快油气基础设施建设，健全油气供应保障体系，推动油气消费市场建设，为优化能源结构、改善大气环境、促进经济社会持续健康发展提供保障。
——科学布局。坚持“供输一体、输配协调”，结合国家油气资源布局、主干管道路由和站场分布，统筹考虑城市发展规划和产业发展规划，优化资源配置，合理布局省级油气输送管网。
——适度超前。立足当前、着眼长远，以在全国发展大局中走到前列、提前实现全面建成小康社会为目标，适度超前建设油气基础设施，提高油气资源保障能力和输送能力，促进能源消费结构调整优化。
——有序发展。坚持“规划先行、分步实施”，合理安排建设时序，避免重复建设造成资金投入和土地资源浪费。坚持量入为出，根据资源落实情况，有序发展油气消费市场。
——高效利用。加强需求侧管理，坚持保障供给和节约使用相结合，鼓励应用先进技术和设备，发展高效利用项目，提高油气资源利用效率，以较少的资源消费支撑经济社会平稳健康发展。
——改革推动。坚持制度和政策创新，充分发挥市场对资源配置的决定性作用，引导和鼓励社会资本参与油气基础设施建设和运营，打破行政分割和市场壁垒，建立公平有序的油气市场，尽快形成适应石油天然气发展的体制机制。
——绿色安全。加快新技术、新装备推广应用，努力减轻生产建设活动对环境产生的影响，减少大气污染，保护生态环境。牢固树立安全第一理念，综合运用法律法规、政策、科学技术等多种方式，促进行业安全发展。
四、发展目标
(一)勘探开发
——2020年。巩固老油田，加大低品位资源开发力度，原油年产量2500万吨左右，天然气年产量5亿立方米左右。
——2030年。积极创新勘探体制机制，推进油气资源调查评价和勘探开发，提高油气储采比，努力保持原油年产量2500万吨，天然气年产量5亿立方米。
(二)基础设施
——2020年。油气管道总里程1.8万公里，其中油品管道里程9227公里(原油5204公里、成品油4023公里)，通达全省主要炼厂和成品油消费地市，天然气干支管道里程9000公里，实现全省天然气管道“县县通”；建成齐河、泰安、平度天然气枢纽站，实现资源灵活调配；油气管道安全隐患治理工作全面完成；原油储备能力2500万吨，满足全省90天的原油消费需求；上游天然气销售企业具备应急储备调峰能力25亿立方米，拥有不低于其合同销售量10%的工作气量，满足季节调峰和供气中断突发状况用气需求，城镇天然气经营企业具备应急储备调峰能力2亿立方米，满足日调峰、小时调峰和3天不可中断用户用气需求。
——2030年。油气管道总里程2.3万公里，其中油品管道里程13268公里(原油7195公里、成品油6043公里)，通达全省主要炼厂和成品油消费地市，天然气干支管道里程1万公里，实现全省天然气管道“镇镇通”；油气管道安全保障体系全面建成；原油储备能力6000万吨，满足全省180天的原油消费需求；上游天然气销售企业具备应急储备调峰能力47亿立方米，拥有不低于其合同销售量10%的工作气量，满足季节调峰和供气中断突发状况用气需求，城镇天然气经营企业具备应急储备调峰能力7.5亿立方米，满足日调峰、小时调峰和7天不可中断用户用气需求。
(三)消费利用
——2020年。全省原油一次消费1亿吨，油品消费4200万吨，约占全省能源消费总量的15%，其中成品油消费2400万吨；天然气消费250亿立方米，约占全省能源消费总量的8%，城镇居民天然气气化率达85%。
——2030年。全省原油一次消费1.2亿吨，油品消费4500万吨，占全省能源消费总量的14%，其中成品油消费2600万吨；天然气消费470亿立方米，约占全省能源消费总量的13%，城镇居民天然气气化率达90%。
五、发展任务
(一)稳步推进油气资源勘探开发
以中石化胜利油田为勘探开发主体，以开发质量和经济效益为中心，以理论创新和技术集成配套为支撑，坚持依法合规开发、安全环保生产，实现储量、投入、产量、效益相统一，确保存量保值增值，实现油田可持续有效发展。
通过加强探明未开发、已上报控制区块分类分级评价，强化勘探新发现、滚动勘探目标跟踪评价，提高产能阵地落实程度；加强区块地质认识研究，实施弹性开发转注水、地面一体化配套、实施整体调整、有利部位零散调整等措施，实现对低效低速单元的治理；加强开发基础理论研究、关键技术攻关和技术创新等措施，保障油气资源可持续开发。
近期重点推进胜坨、孤岛、孤东等陆上老油田增储稳产，新区新增动用储量1.58亿吨，新建产能255万吨，新建钻井1798口，老区调整新增产能472万吨，新钻井4560口。加快埕岛、新北等海上勘探开发，新区新增动用储量7703万吨，新建产能139万吨，新钻井283口，老区调整新增产能42万吨，新钻井82口。推进渤海湾盆地济阳坳陷等隐蔽油气藏勘探，重点突破古潜山、深层、新类型油藏领域。远期加大对老油田外围区域勘探开发和近海油田深层储量开发力度，保障油气产量稳定。
(二)加快完善油气管网输配系统
立足全省一盘棋，紧密结合国家“一带一路”、京津冀协同和我省“两区一圈一带”发展战略，加强与国家油气输配网络对接，推进我省油气管网输配系统建设。
1、原油管道
围绕炼化产业布局，加强原油码头配套输送管道建设，改造淘汰老旧管道，完善联络线，形成“十进三出七连”原油输配网络。
近期重点建设董家口-齐鲁-东营、日照-濮阳-洛阳、董家口-潍坊-鲁中鲁北、日照港-沾化、东营港-广饶、滨州港-中海沥青、潍坊滨海-青州等原油管道和日仪线增输改造工程，新增原油输送能力1.48亿吨，总输送能力达2.84亿吨/年；加快实施老旧管道以新代老和隐患治理改造工程，重点推进临邑-济南原油管道复线(以新代老)和鲁宁线安全隐患整治。远期重点建设屺母岛-裕龙工业园管道、东营港输油管道、董家口-沂水-淄博管道和烟台西港区-淄博管道复线，原油资源输送能力达3.89亿吨/年。
2、成品油管道
加快国家骨干成品油管线省内支线建设，完善炼化基地外输管道，形成“三横四纵三专线”的成品油输配网络。
近期重点建设中石化青岛-烟台、烟台西港区-淄博、东营港-广饶、日照港-沾化、日照港-海右石化、董家口-沂水-淄博、潍坊滨海-青州等管道，新增成品油输送能力4450万吨，总输送能力达6430万吨/年；远期建设中石油烟台-青岛-潍坊-滨州管道、东营港输油管道，成品油输送能力达8730万吨/年。
3、天然气管网
统筹沿海LNG接收站、陆上天然气入鲁通道建设，进一步完善区域天然气管网，兼顾输调配和高压管存储气调峰，建设省级天然气运营管理平台，构建覆盖全省的“六横八纵三枢纽一环网”天然气输配网络。
近期重点建设山东LNG外输管道、天津LNG外输管道、新粤浙豫鲁支干线、中俄东线、青宁线等天然气主干管道，输气能力达960亿立方米/年；建设泰青威诸城支线、平泰线曹县支线等县市区供气支线，完善省内供气管网；建设济青复线临淄联络线、西北城市联络线(菏泽-聊城-德州-东营)等区域管网联络线，增强资源调配能力，保障供气安全。远期重点建设烟台LNG外输管道(含青岛支线和东营支线)、中海油蒙西煤制气管道、中海油沿海天然气管网山东支线进一步增强资源供应，总输气能力超1000亿立方米/年；建设董家口-沂水-淄博、馆陶-聊城、曲阜-枣庄等管道，增加资源互联互通和调配能力，形成全省“一张网”的大格局。
(三)加快应急储备调峰设施建设
随着我省油气消费总量的不断增加，应急储备调峰需求不断扩大，在我省主要油气消费地市建立应急储备调峰设施，降低源于能源的经济风险，对促进我省经济社会持续健康发展意义重大。
1、LNG接收站
近期，重点扩建山东LNG接收站，加快已开展前期研究工作LNG接收站项目的审批建设速度，期末总库容达240万立方米，储气能力达15亿立方米；远期鼓励我省有实力的企业积极获取国外天然气资源，根据沿海港口总体规划，在有条件地区部署LNG接收站，总库容达630万立方米，储气能力达40亿立方米。
2、天然气地下储气库
天然气地下储气库具有储量大、调峰范围广、经济合理、安全系数高等优势。近期，结合我省油气田开发情况，适时选择有条件的枯竭油气藏开展地下储气库建设，重点研究利用中石化胜利油田商河县境内商河油田和玉皇庙油田建设储气库可行性；远期重点研究高用气负荷区周边建设储气库可行性，并加强与周边省份储气库建设合作，利用中原油田储气库群增强我省天然气应急储备调峰能力。
3、LNG应急储备调峰站
LNG应急储备调峰站具有建设周期短、布局灵活、性价比较高等特点，可作为我省城市燃气应急储备调峰的主要方式。今后一段时期，重点建设济南东部天然气应急调峰储配供应基地、济南市长清区天然气地下应急调峰储配中心、济宁市LNG生产调峰储存项目、枣庄市LNG应急调峰储配站、聊城市LNG调峰储配站、临朐天然气应急调峰储配供应基地、淄博山东汇丰石化天然气储备库项目等，在用气高负荷地市建设LNG应急储备调峰设施，并逐步扩至全省各地市，从消费终端增强我省应急储备调峰能力。
4、油库建设
石油是重要战略资源，其安全稳定供应对保障国民经济安全和经济社会正常运行具有重要意义。随着我国原油进口权改革进程的不断推进，部分企业开始使用进口原油，对原油稳定供应的要求越来越高，迫切需要提高储存能力和库存量，以确保生产运行平稳。我省是炼化大省，建设充足的油品储备，降低源于能源的经济风险，对保障我省社会经济发展意义重大。同时，大力发展商业原油储备和省级原油储备，既是对国家原油储备建设的大力支撑，也是保障原油加工企业平稳运行的重要物质基础。
今后一段时期，在做好国家原油战略储备建设基础上，重点建设商业原油储备库，适时建设省级原油战略储备库。根据国家有关规定，省内所有以原油为原料生产各类石油产品的原油加工企业，均应储存不低于15天设计日均加工量的原油，当国际原油价格超过130美元/桶时，可适当降低库存量，但不得低于10天设计日均加工量。为保障全省炼化产业平稳发展，规划到2020年，我省商业和省级原油储备能力需达到国际能源署设定的90天的安全标准，储备能力为2500万吨，2030年达到原油净进口成员国平均180天的现有水平，储备能力为6000万吨。
(四)积极推进天然气广泛高效利用
1、积极推进居民和公共服务设施用气
加快城市燃气管网改造和建设进度，着力提高城市管网覆盖率和城市天然气用户气化率。实现在管道天然气通达区域，居民小区以及公共服务设施全部使用天然气；新建居住小区与公共服务设施要按照“同步规划、同步设计、同步建设”要求，配套建设天然气管网设施，使居住小区与公建设施交付后即可使用天然气。
加快城镇燃气协调发展，推进新型城镇化建设。大力推进城镇燃气公共服务均等化，向全省城镇及广大农村新型社区供应天然气，逐步缩小中心城市与周边乡镇及农村的燃气利用水平差距。在距天然气管网较近的地区，修建小型支线管网供气，管道无法通达的区域，鼓励使用LNG卫星站供气。重点推进临沂市“镇镇通”管道向新型农村社区发展；加快推进“气化滨州”工作，2017年实现天然气管道“镇镇通”；鼓励各地市有条件的县区，积极推进天然气管道“镇镇通”工作，并逐步向新型农村社区发展，统筹城乡建设，改善农村环境。
2、逐步推进汽车、船舶等交通工具使用天然气
倡导节能减排、低碳出行，加大天然气在交通运输工具中的运用，大力推广使用天然气汽车和船舶。在全省范围内，按照“合理有序、先试点后推广”的原则，开展公交车、出租车、城际客车、运输重卡和船舶改用天然气工作，并根据气源条件和市场需求，逐步向社会车辆发展。逐步完善相关基础配套设施，按照“安全规范、集约用地、方便加气、满足需求、适度超前”的原则，加快天然气汽车加气站发展，努力形成“一带(沿海港口码头)多圈(物流中心圈)两网(高速公路网和交通干道网)”的CNG、LNG加气站发展格局。近期CNG加气母站总数达127座，常规站达224座，子站达711座，满足全省95%出租车和公交车及15%的社会车辆对CNG加气的需求，LNG加气站总数达337座，满足全省40%的客车和13.5%的货车LNG需求；远期根据全省天然气汽车发展情况，合理增加汽车加气站数量。
3、合理发展工业燃料用气
以经济效益和环境效益为中心，科学合理发展工业燃料用气，积极调整工业燃料结构。在陶瓷、建材、机电、轻纺、石化、冶金等重点工业领域，实施天然气燃料替代，逐步推进工业企业锅炉、窑炉“煤改气”工程。优先考虑能源利用效率高、价格承受能力强、可中断工业用户使用天然气，重点发展节能、降耗、减污、增效的工业用户，新增工业用户以高、精、尖的高新技术产业和先进制造业为主，努力实现天然气资源的科学高效利用。
4、积极稳妥推进天然气发电项目建设
适度发展集中式天然气发电、鼓励建设天然气热电联产和分布式能源项目，逐步形成以大型热电联产电厂为中心，分布式能源为补充的格局。
在济南、青岛等经济发达、气源保障条件较好的城市率先规划建设集中式天然气发电。利用燃气电站污染物排放低、运行灵活的优势，优先发展燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，同时根据我省电网的调峰需要和天然气供需情况，建有LNG接收站的沿海城市和重要用电负荷中心择机建设天然气调峰机组，解决负荷中心电力缺口和气网调峰问题。在大气污染重点控制区域城市负荷中心发展分布式热电冷联产。在城市工业园区、旅游集中服务区、生态园区、大型商业设施等区域，结合能源需求的供电、供热、供冷等多元化要求，合理选择建设规模，积极发展基于天然气发电的冷、热、电三联供分布式能源，实现能源的梯级利用。积极推动天然气发电与风力、太阳能、生物质发电等新能源发电融合发展。
(五)加快炼化产业转型升级
炼化产业是重要的生产要素保障产业，面对世界能源格局变化和我国工业产业转型升级不断发展，炼化工业必须加快转变发展方式和结构调整，依靠科学发展，技术创新，功能创新，管理创新，提高炼化企业竞争力。
今后一段时期，我省炼化产业将在确保不新增产能的情况下，抢抓国家推进供给侧结构性改革和放开进口原油使用资质的重大机遇，按照“扶持一批、整合一批、转型一批、淘汰一批”的总体思路，以提高发展质量和效益为中心，优化产业结构，推进转型发展，加快构建“规模集约化、产业园区化、炼化一体化”的现代炼化产业体系。加快青岛、东营、潍坊、滨州等沿海炼化企业兼并重组和搬迁改造，提高炼化产业规模化水平，适时启动烟台裕龙炼化产业基地建设，打造沿海生态炼化产业带。实施齐鲁石化配套改造工程，建设鲁中炼化一体化产业基地。以东明石化为骨干，提高产业集中度，积极培育鲁西南炼化产业园区。
六、环境影响评价
(一)环境影响分析
1、勘探开发
油气勘探及生产开发对环境的影响主要体现在勘探开发施工作业对土壤的扰动和植被的破坏，以及固体废弃物等对土地的影响；勘探作业中钻井液、压裂液等工程废水对水源的影响和钻采作业对地下水系统的影响；油气田开发钻井产生的废气、烟尘及烃类等有害气体和大型柴油机排放的废气、伴生气燃烧产生的有害气体等对大气环境的影响。
2、管道输送
油气管道运输对环境的影响表现为施工作业期的噪音、污水、固体废弃物和运行期间的“跑、冒、滴、漏”对大气、土壤和水环境的影响。
(二)环境保护措施
坚持“在保护中开发，在开发中保护”和“谁开发谁保护，谁污染谁治理，谁破坏谁恢复，谁使用谁补偿”的原则，严格落实油气勘探开发建设与环境保护设施同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度，做好油区和管道施工作业“三废”的治理及环境的恢复治理。建立完善油区环境保护监督管理体系，鼓励采用新技术新工艺降低施工作业机具产生的噪音、废水、废气的影响。加强施工监督管理和日常巡检维护，提高管理水平，采用先进的仪表控制系统，随时掌握整个系统的运行工况，避免事故状态下的放散和“跑、冒、滴、漏”现象对土壤、地下水和大气的污染。油气管道路由选择和站场选址过程中必须避开生活饮用水水源地、自然保护区、名胜古迹，尽量避绕经济作物种植区、林地、水域、沼泽地，降低对农业生态环境的干扰和破坏。最大限度地减轻油区作业活动和管道建设对生态环境造成的污染和破坏，实现油气资源开发与环境保护的协调发展。
加强对油气利用设施生产、建设、运营各阶段的监督检查和管理，确保油气的安全高效利用。加油加气设施必须配备油气回收装置，城市燃气门站、配气站、调压站等站场选址、建设、运营过程中要严格按照标准规范执行，减少对周边环境的破坏，杜绝安全事故的发生。
(三)环境保护效果
控制能源消费总量，优化能源消费结构，减少煤炭消费，提高油气消费在一次能源消费中的比例，可有效降低我省微颗粒物PM2.5和二氧化碳排放强度。推广使用天然气替代燃煤，可减少二氧化碳排放量近69%、减少二氧化硫排放量近100%、减少氮氧化物排放量55%、减少粉尘排放量100%。到2020年，全省天然气消费量250亿立方米，可替代煤炭5500万吨，节省煤炭2100万吨，减排烟尘20万吨，减排二氧化硫100万吨，减排氮氧化物20万吨，减排二氧化碳6400万吨，节能减排和环保效果十分显著。
七、保障措施
(一)强化规划指导。增强本规划的执行力和约束力，强化对油气产业发展和基础设施建设的指导，完善规划定期评估和动态调整机制。各级、各部门要将规划内项目纳入本地区、本行业相关规划，明确责任，强化配合，加强监督，全面落实各项工作任务。
(二)深化体制改革。认真落实国家关于“支持民间资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发”的重要决策，破除行业垄断，扩大市场准入，鼓励民间资本和省外资本进入我省油气领域。在加强政府有效监管的前提下，放开油气勘探、开发、输送和销售业务，建立公平公开公正的市场准入机制，吸收社会资本和国外资本投资油气产业有关业务，实现投资主体多元化，促进优势资源的合理开发和利用，提高资源利用效率，引进国外先进的管理和技术，加快我省油气产业的发展。
(三)完善政策支持。完善油气基础设施建设和天然气价格政策，加快民营资本进入油气勘探开发领域，出台居民阶梯气价、峰谷气价、天然气分布式能源及发电上网电价及补贴政策，促进石油天然气产业健康快速发展。
(四)保障安全可靠。在油气基础设施规划、设计、建设、运营全过程中，牢固树立安全第一的思想，始终坚持以安全为核心，以保障人民群众生命和财产安全为根本，严格遵循国家设计施工相关标准规范。完善相关安全监管体系，建立由省级油气管道应急救援行政管理平台(省级油气管道应急救援指挥中心)和应急救援维抢修服务支撑平台(应急救援公司)两级平台构成的应急救援维抢修体系，保障发生重大油气设施安全事故时，能及时有效的控制灾情，最大限度的保障人民群众的生命和财产安全，减少社会经济损失。
(五)加强需求侧管理。探索建立由政府部门主导，产业上、中、下游共同参与的油气数据统计信息平台，加强全省油气资源供应，终端利用消费及结构，基础设施建设，价格等数据进行统一管理。
(六)创新整体管理。推动建立省级天然气管理运营平台，统筹全省天然气资源购销、省级主干管网及调配枢纽建设，加快我省天然气基础设施建设，实现管网互联互通，增强资源调配能力，保障供气安全，促进天然气产业健康、可持续发展。
