我国油气行业应走低碳、降碳、替碳、负碳的减排路径，同时通过跨行业融合促进减碳。

　　从全球来看，能源产业正面临全方位深刻变革。绿色低碳转型是全球油气行业的共识和发展方向。国际石油公司加快能源转型，积极调整与重塑发展战略，嵌入低碳理念，先后公布净零计划，调整业务组织架构。尤为鲜明的是，多家国际石油巨头更新了品牌名称与标志，彰显了从石油公司向能源公司转型的决心。

　　就我国来说，油气行业正朝着低碳化、电气化、智能化方向发展。在油气行业既要保障国家能源安全又要绿色低碳发展的前提下，实现低碳化发展，应走稳油增气的低碳路径、节能降耗的降碳路径、发展新能源的替碳路径、发展CCUS的负碳路径。同时，紧跟电气化、智能化步伐，促进跨行业融合，实现双促双赢，共同助力实现“双碳”目标。

　　稳油增气的低碳策略

　　新世纪以来，我国石油对外依存度迅速攀升。2009年突破50%的警戒线，2018年突破70%，2021年为72%。2006年，我国成为天然气净进口国。近年来，随着天然气消费进入高速发展期，天然气对外依存度不断推高，2021年对外依存度达到46%。

　　油气对外依存度的持续攀升，影响着国家能源安全。2014年，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，要求推进能源生产和消费革命，保障国家能源安全。2018年7月21日，习近平总书记指出要大力提升国内油气勘探开发力度，保障能源安全。2021年10月21日，习近平总书记视察胜利油田并指出，石油能源建设对我们国家意义重大，能源的饭碗必须端在自己手里。

　　油气行业肩负着保障国家能源安全的重任，制定了油气增储上产“七年行动计划”。2019年，原油产量扭降为升，2021年达到1.99亿吨，“稳油”取得成效，2022年预计将重上2亿吨。2021年，天然气产量超过2000亿立方米，连续5年增产100亿立方米以上。

　　相对石油、煤炭而言，天然气是低碳、清洁能源。2004年，国家明确提出要大力发展天然气并出台鼓励政策。2013年提出“煤改气”，2018年提出“蓝天保卫战”，都寄希望于以天然气减少煤和石油的用量，改善环境污染问题。

　　油气行业面临保供和降碳的双重责任，必须调整油气产量结构。近年来，油气企业大力实施“稳油增气”策略，已经取得了显著成效。天然气生产持续快速发展，油气产量中天然气产量占比从2000年的11.7%提高到了2021年的45.4%，迅速提高。

　　以中国石化为例。全面实施“绿色低碳”发展战略，持续推进“绿色企业行动计划——发展绿色能源”，持续加快新区新领域大气田的发现开发以及页岩气的有效开发，支撑了中国石化天然气产量的快速增长，油气产量中天然气产量占比从2000年的7.7%提高到了2021年的43.2%。

　　以节能降耗实现降碳

　　油气行业在生产能源的同时消耗大量能源。2021年，中国石化油气勘探开发业务工业生产消费电量90多亿千瓦时。原油举升、驱油注入、天然气生产这三个环节的耗电量占勘探开发业务耗电总量的86%。

　　聚焦生产结构调整优化、地面系统优化简化、用能设备提效改造，加大节能降耗科技创新，深化潜力分析和能效对标，加快淘汰高耗能落后机电设备，推动关键耗能设备节能和工艺流程技术改造等，提高能源利用效率，有助于降低油气企业碳排放水平。油气企业必须积极实施“能效提升”计划，加速设备和工艺流程节能、深度电气化改造、甲烷减排等方面的节能降耗和改造。

　　在设备和工艺流程节能方面，油气行业温室气体排放主要来自提取和钻孔、主动燃烧、气体逃逸。可以通过采用节能抽油机、数字化抽油机、节能电机、机采系统优化软件等，提高提取和钻孔的能效;通过加大甲烷捕获力度、采用燃烧效率更高的设备、增加维护程序和维护频率等，减少燃烧;通过更换泄漏设备和管道、安装排放控制装置、及时检漏和维修压缩机站、维护期间停止通风等，减少泄漏。

　　在深度电气化改造方面，综合施工压力和压裂装备级别差异，电驱装备相比柴驱装备单方液降耗60%~70%，可减少CO2排放35%~40%，还可减排氮化物、二氧化硫等废气，减少工业固废及废油等。中国石化各油气田企业积极推进用能设备电气化，大力推广网电钻机、网电修井机和电动压裂装置，“以电代油”节能降碳取得了明显效果。

　　在甲烷减排方面，甲烷排放多与逸散有关，回收甲烷既能减排又能提高能源利用。积极开展甲烷全流程排放治理，是实现“双碳”目标的重要领域。综合运用手工监测、卫星遥感、走航、无人机等手段，监测逃逸、工艺放空及火炬燃烧排放的甲烷浓度。针对油气勘探、开发、集输、处理四大环节和放空、逸散两种排放形式，强化密闭混输工艺运用，大力实施套管气回收、火炬气综合利用、边远零散井回收等，实现甲烷回收利用。组建中国油气企业甲烷控排联盟，通过长效、有序的联盟机制，共建交流合作平台，推动油气企业甲烷管控水平提升和技术创新，减少甲烷排放。

　　此外，应改变单点改造的传统模式，突破节点潜力分析挖潜的局限性，形成“油藏、井筒、地面”一体化能效提升模式，形成协同增效效应。应按照“油藏优先、井筒优化、地面配套”的一体化节能理念，从油藏源头做起，实施注采结构优化，优化管杆泵举升工艺，推广高效分水技术，调整集输处理工艺，实现注采输全过程合理匹配和优化运行。

　　发展新能源实现替碳

　　国家鼓励油气企业利用自有建设用地发展可再生能源和建设分布式能源设施，在油气田区域内建设多能融合的区域供能系统，利好油气上游企业因地制宜发展新能源业务，实现传统能源和新能源融合发展。

　　对油气企业来说，用能具有清洁替代的空间。以中国石化为例，上游企业的绿电、余热、地热等非化石能源占总能耗比重不到1%。除电力外，用能主要是天然气、煤炭等。根据《“十四五”现代能源体系规划》，我国非化石能源利用占比到2025年要达到20%。可见油气行业的用能清洁替代空间还很大。

　　油气企业发展新能源有良好的资源基础。我国油气田主要分布在西北地区、东部南部的海上。这些地区有广阔的可利用的土地或海域，有丰富的太阳能、风能资源，可以发展光伏和风力发电。同时，废弃的油气井可以开发地热，油气井采出水的余热可以供给生产加热。

　　与此同时，油气企业具有转型发展新能源的技术基础。勘探开发技术体系能够迁移到部分新能源开发领域，如地热能勘探和开发，海上风电开发相关的海上工程设计、建设、运营和维护等。

　　利用自身发展新能源得天独厚的优势，油气企业应构建多能源高效协同运行的技术体系。

　　发展绿电、清洁热产业，加速用能清洁替代，发力供能清洁转型。在油气田建设陆上分布式光伏、分散式风电和海上风电项目。既可自发自用，在全产业链提高清洁能源使用，替代自发煤电和外购网电，降低自身碳排放，又可对外供应，提高清洁能源产量，助力全社会降低碳排放。建设光热、余热利用项目，利用废弃油气井发展地热产业，替代天然气、煤炭燃料。

　　发展氢能产业，助力国家中长期“双碳”目标的达成。利用自发绿电和油气田周边地区价格低廉的可再生能源电力，布局绿氢制备项目;挖掘天然气基础设施与氢产业共用的可能性，发挥油气储运的技术体系和经验优势，拓展氢气管道、储氢设施相关业务，为中长期氢能的大规模发展打好基础;与绿氢制备结合发展氢储能，加大西北、海洋等地区的绿电消纳;聚焦新兴用氢需求，如氢能交通、绿氢炼化、氢能炼钢等，为终端提供氢能服务。

　　发展CCUS实现负碳

　　“双碳”目标下，发展CCUS产业是实现“碳中和”的必然选择。2060年前，能源消费难以全部通过风能、光伏等可再生能源得到满足，化石能源仍将占据重要位置。预计2060年我国能源活动碳排放仍有17亿吨左右，除去森林等碳汇，其余约10亿吨级二氧化碳需通过CCUS削减。我国已将CCUS作为实现绿色低碳可持续发展的重要抓手，作为贯彻落实党中央、国务院决策部署的战略举措。

　　经多年发展，我国在二氧化碳捕集、驱油封存、化工利用、矿化利用、生物利用等技术方面开展了大量研究工作，取得了显著进展。二氧化碳捕集、驱油封存、部分化工利用技术也已经实现示范应用。总体来看，我国CCUS技术整体发展水平与国外相当，但二氧化碳管道运输、驱油封存等关键技术及实施规模与国外仍存在差距。

　　国家鼓励扩大CO2驱油技术应用，探索利用油气开采形成的地下空间封存CO2等。习近平总书记对胜利油田CCUS项目建设给予充分肯定，要求加快推进CCUS技术研发和应用。当前技术条件下，我国CO2驱油可以开展大规模示范，并可在特定经济激励条件下实现规模化CO2减排。截至2021年底，我国CCUS项目数量超80个，CCUS总能力合计超过300万吨/年。

　　从近中期来看，CCUS发展以二氧化碳驱油封存为主。预计2025年可以实现大规模驱油封存。随着碳价的上升，排放源捕集意愿加强，开展全流程驱油封存项目经济性好。预计2035年可以实现驱油封存商业化。随着碳价的继续上升，推动捕集气源增加，持续开展驱油封存，并通过布局区域运输管线降低运输成本。

　　长远来看，CCUS将主要应用于化工等利用和地质封存。预计2050年左右实现大规模利用和地质封存。碳价加速上升和技术的进步，提高了二氧化碳耦合绿氢制甲醇和地质封存的经济性，实现大规模推广应用。2060年“碳中和”后持续发展。碳价保持高位，通过技术提升和完善运输网最大程度降本提效。高碳价下排放源捕集需求继续较快增长，大力发展二氧化碳耦合绿氢制甲醇和乙烯、枯竭油气藏封存二氧化碳商业服务。

　　跨行业融合促进减碳

　　推动碳减排，油气行业应统筹油气主业与新能源、脱碳固碳产业，促进跨行业融合，逐步提高清洁能源占比，实现油气田绿色低碳转型发展，共同助力国家如期实现“双碳”目标。

　　打造综合能源供给体系。油气田立足自身资源基础开发低碳、零碳能源，形成多能互补综合能源供给体系模式，打造电力+、热力+、天然气+、氢能+供给新商业模式。重点围绕清洁供电、清洁供热、多元储能、氢能制供、脱碳固碳、智慧能源六大方向，打造综合、绿色、智慧能源供给体系。

　　加快建设智能油气田。融合大数据、人工智能等信息技术和油气田专业技术，加快智能油气田建设，实现自动感知油气田生产动态、自动控制油气田运行、自动预测变化趋势，持续优化管理和辅助科学决策。推进油气行业的智慧电网建设，构建支持多能互补的“源—网—荷—储”一体化智慧能源平台，实现多能平衡互济、源荷高效匹配、新能源友好消纳。

　　推动跨行业碳减排政策落实。油气田可以通过开发绿电(风电、光伏、外购绿电)、绿氢(电解水制氢耦合新能源)、CCUS(包括CCUS耦合新能源)、植树造林等碳减排项目提供碳汇，并参与碳交易创效，从而鼓励油气行业进一步降碳。

　　加强跨行业技术合作。在电氢一体化技术方面，跨行业合作破解绿氢制取、氢储运以及氢能在工业、发电和交通领域创新应用的技术瓶颈，形成一站式解决方案。在先进储能技术方面，跨行业共同攻关突破关键技术瓶颈，解决电池稳定性、可靠性、耐久性、安全性以及系统集成方面的问题。在CCUS技术方面，跨行业共同攻关CO2捕集、封存和利用技术，提高CO2捕集效率，降低能耗和成本。

　　推进跨行业金融合作。积极开展跨行业碳交易等商业合作，积极探索碳配额与国家核证自愿减排量(CCER)置换、CCER项目开发等合作方式，共同挖掘碳市场商机。发挥各自产业链优势，围绕氢能开发利用、新能源基地化项目、终端多元化能源服务、绿色低碳工业园区建设等领域，通过产业基金、股权合作等形式，共同投资科技创新和重点开发项目。

　　责任编辑：陆晓如