石油石化行业是重要的能源生产者，但是其勘探开发、炼油化工以及储运等环节均需要大量能源消耗，导致企业本身成为能源消耗和碳排放的大户。以中国石化为例，2021年其油气勘探开发业务的工业生产消费电量超过90亿千瓦时，其中原油举升、驱油注入和天然气生产三个环节的耗电量占勘探开发业务耗电总量的86%。中国石油辽河油田2020年生产能耗总量达到了282.6万吨标煤，相当于199万吨油当量，占其总产量的近19.8%。
（来源：能源新媒 文/温伟）
作者系中国矿业大学（北京）管理学院博士研究生，中国石油宝石电气设备有限责任公司董事、副总经理
传统石油石化企业为了实现可持续发展，低碳转型发展已经迫在眉睫，石油石化企业通过与低碳、零碳的非油气能源的协同作用，实现从油气供应商向综合能源供应商的转变。本文重点研究非油气能源与石油石化行业耦合点，促进能源行业低碳转型。
一、煤炭清洁开发
中国很久以来一直把煤转化作为战备技术，以防极端情况石油断供。以前煤转化不具备经济性，经过多年技术发展已经具备一定的经济效益。因此，在“双碳”背景下煤炭工业被赋予了为国家能源供应安全“兜底”的新使命。中国共产党第二十次全国代表大会报告指出：积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足中国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。因此，煤炭资源的清洁开发利用是煤炭行业能源转型的一个重要方面和重要阶段。
1.1煤炭原位清洁转化（煤炭地下气化）
煤炭地下气化技术（UCG）也被称为“气化采煤”或“化学采煤”，后来发展为煤原位清洁转化（Insitu Coal Clean Conversion，缩写为ISCCC）。
ISCCC是指通过石油工程技术在原始煤层构建“地下气化炉”，将大量没有机械开采价值的中深层煤炭资源原位转化为CH4、H2、CO、低碳烃等可燃气体和焦油等液体产品，同时将产生的CO₂用于气体驱油或者回填到地下气化腔、枯竭油气藏或咸水层。区别于UCG，ISCCC转化更强调合成气中CO₂的利用和埋藏，ISCCC更符合“双碳”目标下的化石能源发展要求。油气开采企业具备显著的资源、工程技术、生产控制、市场、环保和资金等方面优势，有实力和能力引领ISCCC产业的规模化发展，实现商业化。
孔令峰等（2022）提出，中深层ISCCC与化石能源、可再生能源之间都有很好的融合性，能够发挥关键枢纽作用协同“油、气、热、电、氢”五大能源领域、拓展化工领域，通过“油气增产、余热利用、灰氢与蓝氢制备、清洁发电、低碳开发、新型煤化工生产”打造低碳能源生态圈，并构建了中深层ISCCC协同发展项目的路径。
1.2现代煤化工
石油加工工艺中的大分子裂解的吸热过程可以与现代煤化工工艺的低碳分子重构的放热过程耦合，利用现代煤化工工艺来制取以烯烃和芳烃为代表的大宗化学品，实现部分传统的石油工艺的替代，提高石化原料多元化程度，有效保障国家能源安全特别是油气安全。
传统的煤炭企业以煤炭采掘为主，石油石化企业在现代煤化工工艺中无论是人才、设备、工艺包还是经验，和煤炭企业相比有更得天独厚的优势。以中国石化为例，中石化将炼油、化工、制氢与煤化工产业链深度融合，在富煤地区发展煤化工基地，推进煤基燃料、精细化工产品、煤基生物可降解材料等产品的产学研用、协同发展，推动煤炭清洁高效利用实现煤化工产业的可持续发展。
二、核能
2.1铀矿开采
铀不仅是制造核武器和核电站的关键原料，其放射性特性也使其在各行业中具有广泛的应用价值。铀矿通常与煤炭和石油在同一盆地中共存，通常位于它们的上部。所以在煤炭和石油的勘探过程中，也能够探测到相应的含有铀矿的地层。在这个过程中，钻井中的物探测井数据发挥着重要作用，因为它能够显示地下岩石的放射性和岩石类型。在中国，煤炭、石油、核工业和地质矿产等部门都有从事地质勘查的队伍，这些部门掌握着大量的勘查资料，但对外保密，特别是在完成勘查后，大量的钻孔勘查数据原始资料被长期保存在这些单位的资料管理部门，但很少被利用。通过煤田和油田资料的“二次开发”，这些封存多年的资料得以重新被利用，实现了资料数据跨行业共享。这种技术和工作机制将打破了行业壁垒，能够探索出多行业共同协作共赢的铀矿勘探新模式。
2.2核裂变和核聚变
稠油是粘度高、比重大的原油。稠油的资源丰富，但是由于其特性导致流动阻力大，举升困难导致难开采、能耗高。一般会使用热力开采法、蒸汽吞吐法、电热法等方法进行稠油开采。目前规模化且经济的热采稠油需要依靠燃煤、燃气锅炉产生高温高压蒸汽，这个过程碳排放量非常大，节能减排难度高。秦忠等（2021）提出：采用“玲龙一号”一体化反应堆技术配稠油热采能源需求，稠油热采多数工况所需的中低段蒸汽参数由模块化小型堆产生。对于少数稠油热采所需的高段蒸汽参数热源由金属冷却堆产生。模块化小型堆核蒸汽供应系统产生的工艺蒸汽经分配管网、注汽井输送至指定的油井地下稠油层，稠油层温度升高后原油粘度会下降，流动性提高，稠油就能够开采出来。这一方案从技术和经济上已经论证是可行的。
石油石化行业可以考虑与小型模块化核反应堆的耦合集成。这些小型核反应堆具有独特的灵活性，能够在一定范围内同时供应电力和热力，并且运行稳定，符合石油石化企业的热电联产系统需求。通过深入研究小型核反应堆与炼化产业能源系统的安全性和经济效益，可以制定相应的法规和标准，促进小型核反应堆与石油石化企业能源系统的耦合集成项目示范，为后续的广泛应用奠定坚实的基础。中国石油昆仑资本在2024年6月投资29亿入股获得了核聚变企业聚变新能20%的股权成为其主要股东。
三、地热能
地热资源按达到地表的热载体温度，可分为高温、中温、低温三类。高温地热为深部的高压热水或干热岩，分布有限，可直接用于发电并开展多梯度的综合利用。中低温地热多来源于中浅层多种热源，分布广泛，通过地源热泵直接用于生产生活中的制热制冷、供应热水，使用成本也较低。
地热曾经是石油、煤炭的附属产业，后来分离出来成为独立的地热公司。地热资源开采需要油气上游的地质评价、钻井、测录井和油藏工程等钻井技术；油田公司具有专业的地质钻井队伍；石油钻机装备开采地热优势明显；很多陆上油田区块的地热资源丰富，而且很多废弃的油井都可以转为地热井；钻井中采出的高温油、气、水直接可作为地热载体利用；“地热+余热”互补可以实现能源梯级利用；地热采出水回灌高峰还可与夜间峰谷电价阶段重合实现油田电网调峰，可以发现地热开发与石油公司的核心业务具有非常高的耦合性。
四、陆上、海上风能和光伏、光热太阳能
风能和太阳能，尤其是风电和光伏在石油石化行业应用最为广泛和成熟，岳小文等学者（2020）对太阳能和风能产业现状做过详细的阐述，并提出了石油公司的发展对策建议。石油石化行业的油田、矿区和炼化企业大多建有自备电网，具备消纳太阳能和风能电力的电网条件，是耗能集中型用户，也是集中自备发电的用户甚至是孤岛发电的用户，同时也是用地大户和公建集中用户。油田采油作业区以盐碱地、戈壁荒漠、沼泽地、草甸为主，一般占用耕地和林地少，没有高大遮挡物，矿区内资源丰富，油气、光照、地热和风能都非常丰富，具备实现风光气热电融合的条件，同时具备“源网荷储”有机协调的基础条件。结合自然资源条件和已有发展基础，根据场地、用电负荷、电网等条件具体选择不同的应用场景。
随着风电技术的不断进步，海上风电的发展前景越来越明朗，促使中国海上风电市场迅速崛起。由于海上风电涉及大型项目的建设和维护，与海上石油和天然气领域具有高度的协同性，因此海上风电产业与海上油气作业也具有高度的业务契合度、相似的供应链和技术需求。具备海上油气作业能力的石油公司可以利用自身优势，结合国家的支持政策，积极参与海上风电项目。例如，世界海上风电巨头Orsted的前身是丹麦国家石油公司（DONG Energy即Dansk Olieog Naturgas），这家公司在2017年出售了其石油和天然气业务，并将自己转型为专注于可再生能源的公司，随后更名为Orsted；2019年9月挪威国家石油公司Equinor和英国SSE Renewable联手赢得了全球最大的海上风电项目Dogger Bank项目，该项目总装机容量为3.6GW，预计投运后年发电量将达到180亿千瓦时，占全英国用电需求的5%，挪威Equinor利用其在海上作业的优势进入海上风电投资领域；2019年7月，中海石油(中国)有限公司的全资子公司中海油融风能源有限公司在上海成立，开展海上风电项目，积极将风电业务融入油气主业。
五、海洋能
海洋可再生能源是指蕴藏在海水水体中的可再生能源，狭义海洋能主要包括潮汐能、温差能、盐差能、波浪能、潮流能等。广义上的海洋可再生能源还包括海上风电、浮式太阳能发电和海洋生物质能、海底地热能利用等。本文采用狭义定义。
中国海洋能资源受技术和成本制约开发利用率低，产品化和商业化的程度不高，与国外相比差距较大。波浪与潮流能是中国当前海洋能开发的主流。随着中国海洋开发从滨海向深蓝挺进，如深海养殖和油气开发平台，海洋能的利用得到了充分关注。温差能与离岸海岛及海上油气平台的供电、制氮、供热、制冷需求结合最为紧密。中国科学院广州能源研究所主持研发的中国首座3×104m3养殖水体的半潜式智能深远海养殖旅游平台就已配备了波浪能发电设备。
海洋油气资源开发是一个庞大的高度依赖装备的系统性工程，横跨包括但不限于钻井平台、生产平台、特种船舶设备、油气储运、管道铺设维护以及海底潜水作业等不同专业。缺乏海洋作业装备，将难以实现海洋工程能力的大幅提升，因此石油公司均在致力于提升海洋作业装备制造能力。中国石油集团在海工领域有海洋工程有限公司、东方地球物理勘探有限责任公司、宝鸡石油机械有限责任公司、渤海石油装备制造有限公司四家二级装备制造企业涉及海洋石油工程技术与装备业务，具备海洋地震勘探、海洋钻井、海洋工程、技术服务一体化工程技术服务能力。2021年12月24日中国船舶、中国石油、中国石化、中国海油等中央企业作为股东发起的中国海洋工程装备技术发展有限公司在上海成立，经营范围包含：海洋工程关键配套系统开发；海洋工程设计和模块设计制造服务；海洋工程装备研发；海洋能系统与设备销售等。石油公司在海洋能方面的利用，可以充分借鉴海洋油气开发形成的建设体系。
六、生物质能（生物基燃料）
生物质主要由C、H、O三种元素组成，其碳氢比和石油碳氢比基本相当。在人类史上生物质（薪柴）曾是主要的燃料。根据国际可再生能源署的定义，现代生物质能与传统的直接燃烧利用方式不同，它采用物理转换（如成型燃料）、化学转换（如燃烧、气化、液化）和生物转换（如发酵）等方法，对农林生物质资源、人畜粪便、生产生活污水、城市固体废弃物等进行生物炼制，以更高效地转化为清洁燃料、含碳化学品和含碳材料。为实现炼油行业的“双碳”目标，大力发展生物炼制技术，大规模替代石油生产生物基燃料、生物基化学品和生物基材料是一条重要的技术途径。
生物燃料生产成本中原料占据了成本的75%以上，生物燃料生产的主要挑战在于原料的收集困难、成本很高。为了解决这个问题，石油公司可以将生物燃料生产厂建在原料产地，这样可以直接向周边地区供应生产的生物燃料。如果有多余的生物燃料则可以通过现有的管网输送出去，从而减轻油气供应的压力，建成“生物油田”。例如，中国石油集团就积极推进生物质能建设，在吉林已经建成了60万t/a玉米燃料乙醇生产基地。
生物柴油是以油料作物和林木、动物油脂及水生植物等原料制成的可再生、清洁液体燃料，可直接与柴油汽油以任何比例相混，是优质的石油柴油代用品。世界生物柴油主要产区在欧盟和美国，中国生物柴油起步较晚但是发展迅速。生物合成油是在炼油中引入生物质原料，通过木质纤维素生物质热解和气化以及费-托转化，既实现原料可再生和降低碳排放，又能使用现有的工艺和装置以较经济的方式生产能源密度比乙醇和生物柴油高、可与石油产品及其配送系统相兼容的液体燃料。随着生物炼制技术的进步，生物质原料加工生产合成油、生物化学品可与传统石油炼厂工艺过程实现耦合，帮助炼厂实现碳减排、碳中和。
七、氢能、氨能、甲醇、甲烷
氢能作为燃料可以解决石油短缺、环境污染这两个问题，同时还可实现大容量、跨季节的可再生能源存储与调节，促进新型电力系统大范围、长周期电力电量平衡，这些特点使得氢能具有广阔的应用前景。但是由于氢具有最小的分子、体积能量密度最低、最易泄漏、最宽爆炸范围这四个特点，加上纯氢储存和输运仍存在经济技术瓶颈，氢能要实现大规模和高质量发展也面临诸多挑战。氨、甲醇、甲烷等由于其易液化，液态下具有与化石能源相当的质量能量密度及体积能量密度，热效率高等优点，因此在未来可能用于替代燃料和替代原料方面，成为氢能利用的重要载体。
7.1氢能
氢能产业分为上游制氢采氢、中游储运、下游加氢用氢环节，具有链条长、辐射广、关联度强等特点。中国国家能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，对氢能的战略定位为：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。中国氢能产业发展目前还处于培育阶段，重点是要做好示范推进，迫切需要有实力的大型企业、特别是石油公司、能源公司来承担相关示范任务。氢能产业链与石油石化产业链密切关联，石油公司可以参与氢能产业链各环节的构建。
1、制氢和天然氢
根据制氢过程中的是否会有CO₂排放和是否进行捕集，将氢分为灰氢、蓝氢和绿氢。氢气制备方法主要分为化石燃料制氢（煤、石油、天然气制氢）、工业副产制氢、电解水制氢、生物制氢等方法。以农林废弃物为原料的热解气化法、厌氧发酵等生物制氢方法，凭借原材料丰富、工艺简单等优势成为了最具潜力的制氢技术。通过超临界转化法、化学链与催化重整法等可以显著地提高生物质的转化效率，也是生物制氢的重点研究方向。氢气作为炼厂加氢工艺过程所需主要原料也是重要产品之一，主要来源于制氢装置、催化重整装置以及炼厂干气分离装置，石化公司具备的制氢技术、生产装置和氢气生产利用经验、人才优势，可以积极开发CCUS技术、氢气纯化技术。炼油石化企业可以与其他行业通过一体化协同，发挥能源中心的作用，将边际核电、可再生能源弃电以及电网谷电等通过各种制氢方式将电转化为氢气，经提纯后作为燃料电池用的高纯氢等产品，也可根据需要将氢储存，用于热电联产、与CO₂合成燃料及作为其他工业的原料等。
天然氢也被称为白氢、金氢、地质氢。1987年天然氢在西非国家马里被首次发现，到2012年才最终确定其为纯度为98%的氢气。2023年以来世界很多国家找到大量天然氢源。天然氢的生成机理有三种方式：辐射分解、蛇纹石化、深藏氢，蛇纹石化是地球上最重要的水岩作用之一，该理论认为在地球深处水与富含铁的岩石发生一种快速且可再生的反应生成氢，蛇纹石化应该产生了地球上80%的氢。基于探测发现和已有研究，蛇纹石化是支持研究机构和商业公司认为金氢为可再生能源和开展深井钻探的主要原因。
天然氢深藏地下，氢可以通过钻到岩层下多孔岩石或不渗水岩层的氢储层中，像石油和天然气一样被钻井开采。同样，如果烃源岩储层较浅，其断裂程度足以收集，直接开采烃源岩也是一种选择。如果天然氢实现了规模化、经济性的勘探开发，对化石能源乃至世界能源体系都将是一次质的变革。
2、氢气储存和运输
中国天然气管网基本建成，实现天然气干线管道的互联互通，石油公司拥有天然气输送管网等基础设施，可利用现有天然气管线中通过在天然气中掺入一定比例的氢气以组成掺氢天然气输送氢气，或者新建管道进行氢气输送。石油公司可以加强与科研机构的合作，开展储氢新技术的开发应用。除了管道运输，中国石油昆仑物流有限公司就已经有了遍布全国乃至海内外的汽车运输网络，可以将原有部分运力或者新增运力来进行氢气运输。
3、加氢站建设运营
石油公司拥有最为庞大的加油站、加气站体系，可以直接就地利用建设油氢气电合建站，提高运营效率，降低建设成本。
7.2氢制甲醇
甲醇（CH3OH）作为原材料，广泛应用于化工、医药、轻工、纺织等行业。甲醇作为一种新兴能源，可以作为内燃机燃料直接燃烧产生动力，广泛应用于交通、工业、民用等领域。甲醇在常温下是液体，而氢气在35MPa压力下的能量密度为4.41MJ/L，甲醇的能量密度是其5倍以上，甲醇的存储、运输方式更接近于汽油，比氢能的存储运输更便宜、更稳定、更安全，可以作为非常好的液体储氢、运氢载体。
甲醇的制造原料来源广泛，包括木材、煤、天然气、焦炭、石脑油和重油等。制取甲醇的最理想方法是用水解产生的氢气与捕获到的CO₂合成“液态阳光”甲醇，这样既获得了可再生甲醇，又减少了碳排放，实现了高效循环经济。氢制备甲醇，与石油化工的技术耦合性非常强，石油化工企业可以充分发展原有的化工技术和工艺充分发展甲醇产业。
7.3氢制氨
氨（NH3）是一种氮氢化合物，由于其独特的物理和化学特性，具有易于储运、零碳排放、热效率高等优点，成为氢能利用的一种重要氢基燃料。氨的制备有三种工艺，分别是灰氨、蓝氨和绿氨。灰氨工艺主要是通过天然气蒸汽重整产生氢气，并结合空气分离得到的氮气，然后通过传统的哈伯法（Haber-Bosch）进行合成。蓝氨工艺与灰氨工艺大致相同，但有一个重要的区别，那就是在工艺流程中进行了碳捕集与封存（CCS）。绿氨工艺，也被称为可再生氨工艺，全程使用可再生能源为动力，首先通过电解水制备氢气，然后通过空气分离得到氮气，最后通过哈伯法（Haber Bosch）将氢气和氮气合成氨，即绿氢制备绿氨。
充分借鉴已成熟油气管网系统经验，氨气依托于现有成熟的汽车、轮船及管道运输方式，运送到各个具体使用地；同时考虑液氨与油气基础物性及管输工艺的差异性，通过完善液氨管输工艺技术，进行长距离、大规模液氨管输系统建设运行；从管材、设备、安全、防腐等方面评估在役油气管道改输液氨的适用性，以提高油气管网利用率，降低碳排放；在终端应用上大力发展氨燃料动力装置如用氨能的发动机汽车、合成化肥、发电和供暖。通过绿色能源-水电解制氢能-合成氨能-氨裂解制氢能/直接氨能-终端场景能源的使用，可以实现全产业链的零碳排放。
7.4氢制甲烷
氢制甲烷的过程通常指的是通过将氢气（H₂）与二氧化碳（CO₂）或一氧化碳（CO）反应来生成甲烷（CH₄）。这种方法可以用来生产合成天然气（SNG），是绿色天然气中的一种。氢制甲烷最大的优势是可以通过已有的天然气管网运输，规避了氢运输的难题。
结论
非油气能源与石油石化行业存在诸多的耦合性，石油石化行业将向多能耦合的低碳能源系统方向发展。多能耦合指的是多种不同类型的能源相互结合、协同作用，这种整合不是简单的叠加，而是通过先进的技术和管理手段，实现非油气能源与油气能源之间的优势互补和高效利用。在这个新的发展方向中，石油石化行业将更加注重采用低碳的生产工艺和技术，降低能源生产和转化过程中的碳排放量。从技术层面来看，涉及能源转换技术、储能技术、智能能源管理系统等的研发和应用，以实现不同能源形式之间的灵活转换和优化配置。从经济和产业结构角度，这一转变将促使石油石化行业进行产业升级和结构调整，推动相关企业加大在清洁能源领域的投资和研发，培育新的经济增长点。
总体来说，碳中和产品技术与石油石化行业的耦合，促使石油石化行业向多能耦合的低碳能源系统方向发展是行业适应全球能源转型和环保要求的必然选择，也是实现可持续发展和应对气候变化挑战的重要战略举措.
