全球应对气候变化由科学共识逐步转变为目标行动。1992年《联合国气候变化框架公约》确立气候变化问题的根本原则，1997年《京都议定书》明确发达国家的两阶段总体减排目标，2015年《巴黎协定》提出全球相对工业化前2摄氏度的温控、并努力实现1.5摄氏度目标，还对2020年后应对气候变化的国际机制做出了安排。在此背景下，全球主要国家提出了碳中和目标，英国、德国、法国等国家更是通过立法的形式明确实现碳中和目标，并给出可行路径。联合国全球契约组织发布的《企业“碳中和”目标设定、行动及全球合作》报告显示，截至2022年10月12日，全球已有3821家企业加入科学碳目标倡议（SBTi），其中1399家企业作出了明确的净零承诺，中国内地有71家企业承诺通过SBTi设定减排目标[1]。由此可见，碳中和目标引领全球气候治理进入“共治”的新阶段[2]。
（来源：中能传媒研究院 作者：周彦希 中国海油集团能源经济研究院）
在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）上达成一项新的重要共识：“以公正、有序和公平的方式，推进能源系统向脱离所有化石能源的方向转型，在这个关键的十年加速行动，以便在2050年左右实现科学的净零排放。”在新形势下，能源领域和油气行业将成为深入推进绿色低碳发展、实现碳中和目标的主战场，全球50家油气公司已加入《石油和天然气脱碳章程》，国际石油公司纷纷提出“净零”碳排放目标，并提出能源转型的战略方向。
一、油气行业绿色低碳发展的挑战与机遇
我国提出“力争于2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和”的重大战略决策，并发布《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》，为“双碳”工作的开展提供了根本遵循。
（一）面临的风险
“双碳”目标下，国家“1+N”政策体系对油气行业的减碳提出更高要求。全力保障国家能源安全是油气行业的首要职责。能源转型大势和“双碳”目标要求下，我国能源体系将逐步从以化石能源为主向以非化石能源为主转变。从能源体系角度看，风电、光伏等非化石能源发展迅猛，但其波动性、间歇性的特点给电力系统安全稳定运行带来极大挑战，短期内难以在能源体系中构成主体地位，化石能源相当长时期内仍是主体能源。从油气供应角度看，受制于我国资源禀赋，原油对外采买度将长期保持高位，天然气对外采买度也将继续攀升[3]。从油气消费角度看，在温和转型碳中和情景下，未来我国石油消费预计2025—2030年期间达峰，峰值接近或超过7.5亿吨，天然气消费预计2035—2045年间处于峰值平台期，峰值超过6000亿立方米[4]。油气消费达峰并经历一段平台期后依次进入下降通道，但即使到2060年，我国石油、天然气需求预计仍将分别保持在2.6亿吨以上和4800亿立方米左右[4]。从国际能源市场看，当前国际环境日趋复杂，地缘政治扰动正在重塑全球能源格局，获取外部资源的不确定性和风险增大，“能源的饭碗必须端在自己手里”的重要性更加凸显。因此，“双碳”目标下，油气供应安全仍是保障国家能源安全最核心、最关键的工作[3]。
油气行业还面临碳排放总量和强度控制下的减碳和管理挑战。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，直接凸显减碳的政策导向。我国当前的二氧化碳排放主要由能源生产和消费相关活动造成，碳排放总量和强度控制将对能源及其他高排放领域构成显著的约束，油气行业面临前所未有的碳减排压力[5]。作为“总量控制与配额交易”的市场化政策工具，碳市场将加速纳入石化化工等油气相关行业，同时，随着全国碳市场纳入行业增多且碳配额逐渐收紧，预计未来碳交易价格总体呈上升态势，油气企业面临的碳减排和履约成本压力将逐步显现，潜在的碳排放成本对油气企业碳排放数据管理、碳交易、碳资产管理等提出了更高的要求[6]。
（二）潜在的机遇
在“双碳”目标下，油气行业同样具有重大机遇。油气与新能源融合发展为油气行业低碳转型提供了重要的桥梁枢纽，也指引了产业发展的潜在方向。我国石油公司作为新能源领域的后来者，具有自身的独特优势，可通过构建新业态新模式实现油气和新能源业务的协同融合及互促共进。油气矿区与新能源场址的地理空间叠置为融合发展提供便利条件，例如陆上油气田与陆上风电和光伏、海上油气田与海上风电协同开发。油气行业的工程装备和技术能力可以复用到新能源领域，例如海上油气的系泊、浮体、安装、施工等装备技术与浮式风电重合度高达70%[7]，码头、仓储等基础设施和海工运维支持船舶均可用于油气和新能源开发中，通过提高设施装备的利用率来增加项目经济效益。油气和新能源跨行业交叉有利于产业协同布局，例如二者的供应链整合共用可拓展产品市场空间，实现油气升储增产、降低周期成本，新能源提质增效、综合降本[8]。
其他具有大规模减碳需求的重点领域行业可构成油气公司发展负碳产业的潜在服务对象。随着国内碳排放双控政策逐步拓展深入，可能将工业过程和产品使用等非能源活动产生的碳排放也纳入管理范围，推动钢铁、水泥、有色金属等行业从相对单一的节能转向多路径减排，催生对负碳技术的极大需求，为油气公司发展与传统业务领域高度契合的二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术提供广阔的市场空间[9]，其不仅是油气行业低碳转型的重要措施，也是未来产业发展的新增长点。
二、油气行业低碳转型的良好实践
转型路径方面，中国石油公司面对“双碳”目标坚持油气主业增储上产，积极探寻多能互补、协同减碳的转型路径。以中国海油为例，通过建设绿色产业生态链工程、布局碳减排技术研究等措施，从源头管控、过程减排和末端治理等方面加强碳排放控制，大力推动“双碳”工作与产业发展深度融合，持续巩固和夯实稳油增气基础，深入开展能效综合提升行动，稳步实施清洁能源替代和用能结构优化措施，积极发展零碳负碳产业，推动绿色低碳发展取得显著成效。
（一）产业结构优化筑牢基础控碳
稳油增气，下好能源转型变革“先手棋”。推动增储上产攻坚工程，加大油气勘探开发力度，油气储量和产量持续增长。把加快天然气发展作为构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要举措和主攻方向，坚持海陆并进，常非并举，深入实施南海、渤海、陆上三个万亿大气区建设；充分拓展液化天然气（LNG）资源池，在沿海地区集约布局LNG接收站，加大海外LNG进口力度，发挥国内天然气开发和进口LNG“双气源”优势，在增储上产全力保障国家能源安全的同时推动能源供应结构向清洁低碳化演进。
减油增化，打好炼油化工业务“升级战”。持续延伸发展炼化产业链，进一步以高值低碳化工产品为方向推动实施炼化企业产品结构改造升级项目，持续优化成品油产量占原油加工量比例，为进一步强化炼化业务产业链发展赋能。
（二）清洁能源替代实现源头减碳
有序开展清洁能源替代，以更加清洁低碳的能源消费结构减少用能源头的碳排放。2021年国内首个海上油田群岸电应用项目——秦皇岛-曹妃甸油田群岸电示范项目一期成功投产，有效解决了自发电存在效率低、能耗高等问题，其中，渤海区域29个海上生产平台接入绿电，实现了中国海上油气田绿电应用“零的突破”。在此基础上接续实施渤海岸电工程，截至2023年底，顺利完成渤海油田三期岸电项目建设[11]，项目全部投用后每年可减少原油消耗17.5万立方米、天然气消耗23.8亿立方米，节能99.5万吨标准煤，相当于减少二氧化碳排放约175万吨[12]。进一步推动炼化产业绿电替代，助力全产业链节能降碳。截至2023年底，通过绿电消费，中国海油已实现减碳98.2万吨[13]。实现兆瓦级分布式光伏发电项目并网发电，推动船舶以LNG替代燃油，投运增设分布式光伏发电设施的加油站，清洁能源替代取得良好效果。通过我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”以及楼宇厂房屋顶光伏等加大自产绿电供应，不断探索“岸电入海”“绿电入海”“零碳油田”和“碳中和大楼”等新模式，持续提高电气化率和绿电消费比例。
（三）综合能效提升强化过程降碳
通过加强能源综合利用、推进生产过程节能增效、优化生产工艺流程和提高能源管理数字化智能化水平等措施，切实推进能效综合提升项目落地落实，“十四五”以来实施节能低碳项目400余项，实现节能量104万吨，减碳量315万吨，能耗强度和碳排放“双下降”[10]。加强伴生气资源回收利用，全面梳理在产油气田伴生气排放现状，通过建设区域一体化供气管网、天然气发电及凝析油回收、回注驱油等手段，做到“应输尽输、应收尽收”，逐步将海上油田伴生气放空及燃烧量降到最低水平，2023年12个重点火炬回收项目每天可减少放空97万立方米，相当于减少碳排放41万吨[10]。推动人工智能、物联网、大数据等数智化技术应用在油气田开发生产、碳排放管理、炼化过程优化、工艺技术提升等场景，建设打造智能油田、智能工厂、智能工程，助力实现节能降碳增效。
（四）负碳产业示范助力末端除碳
积极开展海上CCUS技术研究和项目示范，针对海上油气田二氧化碳伴生气处理难题，启动恩平15-1油田群国内首个百万吨级海上碳封存示范工程，高峰注气能力30万吨/年，投用一年以来，攻关形成多项技术，填补我国海上二氧化碳封存技术空白。截至2023年底，已封存二氧化碳超6万吨，项目累积封存量可达150万吨，相当于植树近1400万棵[14]。还陆续实现天然气田CCS示范项目投产运行，预计每年将捕集、回注二氧化碳气体近3.3万吨；膜法伴生气脱二氧化碳装置平台首次应用[10]。以示范项目为基础，逐步奠定了岸碳入海的技术支撑，在广东惠州启动我国首个千万吨级碳捕集与封存集群项目，未来将捕集大亚湾区各企业排放的二氧化碳输送到珠江口盆地海域进行封存。
（五）服务保障支撑赋能产业管碳
随着“双碳”制度体系日益完善，提升碳排放治理能力、绿色金融支撑保障、碳资产管理水平对于做好产业碳排放管理至关重要。2023年，中国海油“双碳”数字化平台正式上线，为全链条提升“双碳”管理动能，实现业务流和数据流的串联互通提供保障。金融业务全力为节能降碳提供绿色金融支撑，成立“中海-和光新能源投资集合资金信托计划”，为光伏、充电桩和储能等新能源项目投资建设提供金融服务，探索开发产融结合新模式，为公司转型发展探索新领域。积极提升碳资产开发和管理能力，圆满完成碳配额履约任务，为在全国开展碳交易工作积累经验。2023年3月，中国海油总部办公大楼朝阳门海油大厦顺利申领“碳中和”证书，成为中央企业总部办公楼首家“零碳大厦”；成功落地全国首单国家核证自愿减排量（CCER）碳中和服务信托，近年来，中国海油陆续开发了10余个CCER项目，已涉及光伏发电、生物质能、风电等领域，业务范围覆盖福建、新疆、内蒙古、山东等地区[15]。
三、油气行业绿色低碳发展的路径探析
油气行业作为国家能源体系的核心构成、保障国家能源安全的关键战场，在“双碳”目标下要一以贯之持续探索高质量发展路径支撑绿色低碳转型。需要保持战略定力，科学有效推进绿色低碳转型与“双碳”工作行稳致远，坚持国内油气增储上产和清洁能源发展双擎驱动，积极锻造“低碳”产业链硬实力，加快开发“零碳”价值链，深入挖掘“负碳”技术链，协同打造“融碳”服务链。
（一）构建完善清洁能源供给体系
毫不动摇做强油气主业，加大油气勘探开发理论技术和工程装备研发攻关力度，夯实国内资源基础，力争突破深水/超深水、深层/超深层和非常规领域核心技术难点，重点关注大中型油气田的发现和开采。深化国际合作，尤其是“一带一路”周边国家油气国际合作，扩大和稳定资源进口渠道。
因地制宜发展新能源业务，促进以风电和光伏为核心的新能源业务逐步发展成为能源供应体系的新增长极，提升清洁能源供应占比。择优发展陆上集中式光伏风电产业，因地制宜集约化发展分布式光伏。加快浅海风电发展，推进深远海风电产业化进程。依托已有项目和设施，探索和培育氢能产业。围绕重点区域和关联产业，探索发展多能互补供能模式，构建智慧型多元化能源供给体系。
（二）加快产业绿色低碳转型升级
多措并举重点优化油气中下游产业结构，升级发展绿色能源服务。延伸发展炼油和天然气化工产业链，淘汰退出小型炼化和落后化工等高耗能、高排放、低水平业务，大力实施减油增化，以大型化、一体化、基地化、集约化推进产能建设，加大高端化学品领域战略合作或并购。研究布局原油直接制低碳烯烃产业发展，推动天然气化工由甲醇、合成氨和尿素等大宗化学品向功能新材料和复合功能肥料等高价值产业链延伸。加快发展综合能源技术服务，综合提升绿色低碳发展保障能力，依托油气工程建设经验拓展综合能源服务，推动油气勘探开发及配套工程技术体系复用于海上风电开发及地热能勘探开发相关的工程设计和建设运维；以固废和污染物处理为基础做大节能环保产业；加大油田卤水中共生及伴生的钾、钙、镁、锂等矿物资源综合开发利用。
（三）纵深推进清洁低碳用能替代
科学统筹油气开发和新能源业务融合发展，结合自身生产特点和所在地区新能源资源情况，集中集约发展风电、光伏、地热等替代化石能源，在西北地区和海上推动风光发电接入油气田；加强老油气田废弃井利旧，有效实施地热能开发利用。推动燃气压缩机、加热炉等重点用能设备电气化改造，推广网电钻机、修井机和电动压裂设备应用，通过岸电入海、绿电入海，替代海上平台原油及天然气发电。深入推进动力系统LNG替代，在海上专业服务船舶及远洋运输船舶中推广LNG燃料替代燃料油和柴油，在陆上重卡/槽车运输过程中以LNG替代柴油。
（四）加强低碳零碳负碳技术攻关
节能优先，加强能源资源高效利用，优化综合能效，有序开展能量集成优化和梯级循环利用，加强工艺余热余压回收，加大可再生资源和废旧材料循环利用创新；推动机泵、锅炉等重点用能设备改造更新和工艺流程技术优化提升。开展零碳油田试点建设，通过岸电接入、分布式光伏或风电设施建设、二氧化碳回收利用等方式，大幅降低试点油气田二氧化碳排放量。持续开展深远海漂浮式风电技术研究和工程示范，逐步构建形成以风电、光伏发电、天然气发电与规模化储能相结合的新型发电模式，提升可再生能源的消纳水平和利用效率。加大CCUS关键核心技术专项攻关，开展上下游一体化全链条技术研究和工程示范，以枢纽和集群模式探索研究CCUS商业化发展。积极推动二氧化碳化学利用技术研发和应用，通过干重整等技术实现高碳天然气资源化利用，打造上下游协同减碳新模式；加大二氧化碳固化及置换开发天然气水合物等技术研究储备，努力拓展二氧化碳减排新途径。探索发展微型生物增汇、渔业碳汇以及矿化固化等新型增汇技术，建立海洋碳汇监测、报告和核算方法体系。
（五）创新开发市场机制融碳路径
以碳数据和碳资产管理为核心，通过碳市场机制下碳金融、碳排放权交易等工具实现减排和治理。加强内部碳数据摸排，建立高质量、有联系、可追溯的数据体系，对内应用生产企业碳效、预算和履约管理等功能，对外加强碳市场标准建设，建立健全CCUS碳减排量认证等关键技术标准。积极开展碳市场相关机制研究，探索实践碳市场商业模式，开展跨行业碳交易、碳配额与CCER置换、CCER项目开发等商业合作，实现低成本减排。加强绿色金融赋能，综合运用产业孵化、融资租赁、股权投资、产业联盟等多种商业模式发展清洁能源及碳减排业务。
四、结论与建议
世界主要国家和企业已就应对气候变化达成共识，决定了能源领域绿色低碳发展的基本方向。随着我国提出“双碳”目标，逐步建立完善“1+N”政策体系，油气行业面临统筹兼顾能源安全和绿色低碳发展的新挑战，也具有与新能源融合发展和为其他行业提供减碳服务的潜在机遇，共同驱动我国油气行业择优推动绿色低碳转型发展的良好实践并初见成效。综合国际石油企业转型模式及国内发展基础，建议我国油气企业以构建完善清洁能源供给体系为核心，在大力实施增储上产、巩固提升油气主业的同时，择优布局新能源业务；坚持加快产业绿色低碳转型升级，推动炼油化工产业扩链延伸，强化综合能源服务产业；纵深推进清洁低碳用能替代，以电力替代促进绿电消纳，择优实施LNG动力系统替代应用；加强低碳零碳负碳技术攻关，加大节能低碳、零碳电力、负碳技术的研发和应用；创新开发市场融碳路径，强化企业碳管理，以市场力量助力低成本减碳。
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