中国网/中国发展门户网讯 2016年《巴黎协定》签署后，能源低碳化转型成为主要国家和地区政府应对气候变化的重要途径。在政府政策、行业投资及技术进步引领下，全球一次能源消费结构中，非化石能源占比逐步提升：2023年全球非化石能源消费占比为19%，较2015年《巴黎协定》签署前提高了5个百分点（图1）。

在投资方面，全球能源投资也呈现出由化石能源向清洁能源倾斜的趋势。据国际能源署（IEA）数据，2015年以来，全球化石能源投资显著下降，特别是2020—2023年，尽管新冠疫情结束、油气价格由低谷回升至中高位，但包括油气在内的化石能源投资金额仍未恢复到2019年以前水平。相比而言，清洁能源投资则持续增长，2020—2023年，与化石能源投资低迷相反，清洁能源投资增速进一步提高，年均增速达到12%（图2）。

在石油公司资产结构方面，大型国际石油公司的清洁能源资产规模快速提升，其中可再生能源发电是重点发展领域之一。2024年初同比2023年初，碧辟（bp）、道达尔能源、壳牌、艾奎诺、埃尼和雷普索尔6家欧洲国际石油公司，可再生能源发电能力分别增长了35%、28%、24%、6%、6%和1%。随着产能提升，大型国际石油公司清洁能源产品的销售份额也不断增长。例如，壳牌能源产品销量中，石油产品占比从2016年的57%下降至2023年的48%，预计2030年将进一步降至39%；天然气、电力及生物燃料等清洁能源产品占比从2016年的43%上升至2023年的52%，预计2030年将进一步升至61%。

市场格局从“全球化”向“东西半球分化”转变

2022年乌克兰危机爆发以来，全球油气市场格局发生深刻调整，东西半球油气供需格局分化趋势日渐明显。一方面，俄罗斯对欧洲管道气输量骤减，欧洲能源加速“脱俄”及对俄罗斯能源进口替代；以欧洲为消费中心，美国-中东-非洲为主要供给来源的“西半球”区域供需循环日渐形成。2021年“北溪1号”运输量为592亿立方米，占欧盟进口俄罗斯天然气总量的近40%；自2022年9月1日起，其运输量降为0[3]。另一方面，俄罗斯也加速布局对欧盟能源出口替代，推进“东向”战略，将油气出口转向以印度、中国为主的亚洲国家；以亚太为消费中心，俄罗斯-非洲-中东为主要供给来源的“东半球”区域供需循环应运而生。

政策导向从激进转型向有序发展转变

在国家层面，为保障能源供给的安全性和可持续性，各国政府的能源转型政策更加务实和有序，主要体现在：寻求多元化能源供给，并根据自身资源禀赋和发展需求，制定差异化能源政策。欧盟提出了重新赋能欧盟（REPowerEU计划）：在推进传统化石能源进口多元化布局，加快建设液化天然气（LNG）基础设施网络，降低对俄罗斯能源依赖的同时，通过提高能效和扩大可再生能源使用来减少对化石燃料的依赖。在具体能源类型的选择上，国别间的差异也体现政策选择的个性化和有序化。例如，在核能政策方面，虽受乌克兰危机影响，德国还是于2023年4月15日如期关闭了其境内最后3座核电站；而法国、波兰、匈牙利、芬兰、捷克、英国等其他欧洲国家则认为核能替代化石能源能够降低碳排放，2023年以来，均有新批准建设、投运或延长运营的核电项目。

在公司层面，2019—2021年，多家石油公司先后宣布了低碳转型目标和路径，其中不乏十分激进的转型目标。2022年以来，国际油价维持较高水平，各大石油公司在油气价格红利下实现良好的经营业绩，净利润、现金流等创过去10年最佳水平（图3）。在能源供应安全考虑和超额利润驱动下，多家石油公司调整了能源转型目标，改变转型节奏，更加强调转型的有序性。以能源转型最为积极的欧洲国际石油公司为例，2023年，碧辟公司将2030年油气产量计划从与2019年相比下降40%调整为下降25%，并将2025年“范围3”减排目标从20%降至10%—15%、2030年目标从35%—40%降至20%—30%；尽管其2050年实现碳中和的目标并未改变，但转型节奏明显放缓[4]。2024年初，壳牌公司将2030年碳排放强度较2016年下降20%的目标下调至15%—20%，并取消了2035年碳排放强度降低45%的中期目标。

技术创新从传统领域向新兴领域拓展

近年来技术创新对油气行业的推动作用愈发显著。技术进步带动成本下降，使得更多油气资源获得经济开采价值。在非常规油气领域，依靠水平钻井和水力压裂技术突破，页岩油气产量大幅提升。例如，美国致密油年产量自2008年3200万吨增长至2023年的4.3亿吨；页岩气产量自2008年的993亿立方米增长至2023年的9483亿立方米。在深水油气领域，技术进步使得油气勘探不断向更深水域发展。全球海域油气勘探水深从100米到1000米历时近20年，从1000米到2000米历时约10年，而从2000米到4000米历时仅5年。在深层油气领域，深层—超深层高效地质勘探开发取得快速突破。例如，我国油气井钻探深度从7000米到8000米，用时29年；从8000米到9000米，用时15年；从9000米到10000米，用时仅3年。在多元能源融合发展方面，数字化、智能化技术和新材料、新能源技术的应用，不仅提高了油气勘探开发效率，也提升了行业生产管理和运营效率，助力油气行业的绿色低碳可持续发展。

油气行业绿色转型发展的国际经验

国家层面的战略引领与政策支持

美国。美国是油气生产大国，也是消费大国：其既要通过提升在全球油气市场的地位实现“能源统治”，又试图领导全球气候治理。美国低碳与新能源领域政策以大额投资补贴为主，其中“45Q”法案以税收优惠的方式对二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）项目提供补贴；《通胀削减法案》将为清洁能源提供高达3690亿美元的投资和税收抵免。

欧盟。欧盟是全球重要的能源消费中心，其能源政策旨在改善营商环境，摆脱能源产业对进口的高度依赖。2022年欧盟的REPower EU计划提出到2027年额外投资2100亿欧元，用以摆脱对俄罗斯能源依赖和快速推进能源转型；2023年出台“绿色协议产业计划”，其中的《净零工业法案》正面对标美国《通胀削减法案》，其核心目标是到2030年将40%以上的净零技术产业链留在本土，防止转移至美国。2023年开始试运行的欧盟碳边境调节机制（CBAM），确保了欧盟相关产业不向其他碳排放标准较为宽松的国家转移，促进了绿色发展的公平性。

其他。沙特阿拉伯提出绿色倡议，计划通过环境保护、能源转型、可持续发展3个方面的措施实现减排。哈萨克斯坦限制工业企业二氧化碳排放，减少了企业年度碳排放配额，避免其对欧盟所出口的商品由于CBAM而丧失成本优势。澳大利亚在其2023—2024政府预算中提供20亿美元用以加速氢能产业发展。巴西2023年将生物柴油强制掺混比例由10%提高至12%，2026年将提高到15%。南非科学与创新部发布《氢能社会路线图》，计划到2030年部署10吉瓦的电解能力，氢能年产量至少达到50万吨；2040年电解能力增加至15吉瓦。

国际石油公司低碳战略制定与实施路径

国际石油公司低碳战略的制定与实施主要呈现5个方面的特点。

注重有序推进业务可持续发展。欧洲国际石油公司是能源转型的先行者，普遍设置油气减产目标，积极发展新能源；美国国际石油公司和独立石油公司采取保持油气资产规模，积极实施油气减碳的策略；资源国和国际型国家石油公司，依然以强化油气业务为发展目标，同时注重油气减碳。

积极发展低碳可持续油气业务。在运营方面，国际石油公司注重通过设备、技术及管理流程的改进，提升能源效率，降低能量需求进而减少碳排放；同时加强CCUS产业布局，将其作为油气减碳的重要手段。

结合自身优势，发展特色多元化低碳业务。国际石油公司普遍加大低碳与新能源业务的投资，预计到2030年，壳牌、碧辟、艾奎诺等8家公司投资金额合计达约450亿美元（图4）。同时，国际石油公司注重结合自身优势在低碳与新能源业务领域差异化布局。如艾奎诺结合在海上油气作业优势大力发展海上风电业务，埃克森美孚计划通过CCUS技术实现上游业务的低碳发展。

积极探索互惠式业务发展模式。国际石油公司通过收并购、风险投资或设立发展基金的方式快速拓展新能源业务，获取相关技术与人才，并通过签署长期购电协议、入股公共事业公司和与政府合作等方式，在实现自身减排降碳的同时，带动区域绿色可持续发展。

注重开展联合式低碳技术研发。通过建立合作伙伴关系、产学研联盟、跨界融合等方式进行技术攻关，充分利用合作伙伴已有的成熟技术和科技人才，强强联合，分散风险，降低成本，提升投资效率。

我国油气行业绿色转型发展形势

国家战略引领明确油气行业绿色发展的定位

党的十八大以来，党中央就我国能源发展作出系列重大部署，为油气行业绿色发展提供了战略指引。2014年6月，习近平总书记提出推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作的“四个革命、一个合作”能源安全新战略。2020年9月，我国正式宣布力争于2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和的“双碳”目标。2022年1月，国家发展和改革委员会、国家能源局发布了《“十四五”现代能源体系规划》。2022年9月，党的二十大报告明确写入要“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动”，针对油气行业强调要“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”，并进一步提出“加快规划建设新型能源体系”。

国家层面的重大战略部署为我国油气行业发展指明了方向，明确了“双碳”目标和新型能源体系建设下油气行业绿色发展的双重定位。着眼我国能源发展大局，坚守能源安全保障基本定位，在能源转型过程中发挥好“桥梁”和“稳定器”作用，通过提升油气生产能力和消费占比，稳步推进总体能源结构的优化升级；着眼油气行业自身发展，主动适应能源转型的时代新要求，通过发展模式转变与技术创新引领，减少行业碳排，持续推进绿色发展。

稳油增气支撑能源结构的持续优化

油气是我国能源安全最大短板。我国原油对外依存度2018年突破70%，并维持至今，2023年对外依存度72.9%；天然气对外依存度2017年突破40%，并维持至今，2023年对外依存度42.3%。

推动国内油气增储上产，是保障国家能源安全的首要任务，同时也是推动我国能源结构持续优化的重要支撑。近年来，油气行业锚定“七年行动计划”任务目标，加大油气勘探开发力度，油气增储上产取得显著成效。截至2023年底，我国原油剩余技术可采储量38.5亿吨，同比增长1.0%。2016年我国原油产量降至2亿吨以下，2022年原油产量重回2亿吨，2023年原油产量进一步增长至2.09亿吨。截至2023年底，我国天然气剩余技术可采储量7.39万亿立方米，同比增长1.7%16。2021年我国天然气产量首度突破2000亿立方米并保持较快增长，2023年天然气产量增至2324亿立方米，较2014年增长78.5%。

我国油气在能源结构中的占比同发达国家相比长期偏低，“稳油增气”目标的推进有效支撑了我国能源结构的优化。油气在我国一次能源消费结构中的占比稳步提升：2021年油气占比达到27.4%的历史最高水平；2022年受乌克兰危机引致的油气价格大幅上涨影响，占比有所下降；2023年又恢复增长趋势，占比达27%（图5）。油气占比的提升对煤炭消费形成替代效应，特别是气电对火电的替代对总体碳减排起到明显促进作用。在等热值情况下，燃烧天然气排放的二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫分别是煤炭的50%—60%、10%和1/682。

新能源融合发展加速油气行业低碳转型

在能源转型总体加速的大趋势，以及《巴黎协定》、我国“双碳”目标等内外政策约束下，主动融入转型进程已成为我国油气行业的基本共识。当前我国新型能源体系建设尚处起步阶段，统筹好油气供应安全和绿色低碳发展，在保持油气业务核心地位的同时，结合自身优势，因地制宜推动油气与新能源业务融合发展是我国油气行业低碳转型的主要路径。近年来，中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中石油”）、中国石油化工集团有限公司（以下简称“中石化”）、中国海洋石油集团有限公司（以下简称“中海油”）等一批油气企业均加大了油气与新能源融合发展力度。

中石油。通过发挥自身在新能源领域具备的资源、市场、技术、消纳场景等比较优势，积极推进油气与新能源融合发展。截至2022年底，中石油建成地热供暖面积达2500万平方米的京津冀地热供暖示范基地；建成风光发电装机规模达140万千瓦的新疆、大庆、青海、吉林、玉门清洁能源基地；结合老油田开发利用建成一批二氧化碳捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）项目，累计埋存二氧化碳超过560万吨。

中石化。结合自身技术优势，将氢能作为融合发展的重点方向，确立建设“中国第一氢能公司”的目标。2023年8月，中石化建成投产我国规模最大的光伏发电直接制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目，年产绿氢可达2万吨。

中海油。聚焦海上风电业务，2023年5月世界首个半潜式“双百”深海浮式风电项目成功并网发电，年均发电量可达2200万千瓦时。

科技创新引领油气行业锻造新质生产力

在传统油气领域，聚焦“两深一非”持续加大科技投入与协同攻关力度，取得多项突破性进展，成为推动我国油气增储上产的核心动力。通过地质理论、技术、设备的集成创新，推动陆上深层—超深层勘探开发获得重大突破。中石油发现了全球陆上最深的海相碳酸盐岩油田——富满油田，其油气埋深超过7500米，油气地质储量超过10亿吨，是塔里木盆地近10年来最大的石油勘探发现；先后在塔里木、四川盆地开钻2口万米科探井，开启我国油气勘探开发万米级“新长征”。深海领域持续提升海洋工程和装备制造水平，推动海洋勘探开发迈上新台阶。中海油建造的“海基二号”深水导管架平台建设完工并下水安装就位，其导管架总高388米，总重达3.7万吨，均刷新亚洲纪录；自研的海洋地震勘探拖缆采集装备“海经”系统，首次完成超深水海域地震勘探作业；建成渤海3500万吨级、南海东部2000万吨级2个大型油气生产基地。通过加强地质工程一体化攻关，不断完善页岩油配套技术工艺。中石油新疆吉木萨尔、大庆古龙国家级页岩油示范区、中石化胜利济阳页岩油国家级示范区建设与生产稳步推进；2023年全国页岩油产量突破456万吨再创新高，成为原油稳产重要接替。通过持续深化成藏规律认识，创新发展页岩气水平井优快钻井及体积改造、复杂山地工厂化作业等关键技术。中石化、中石油建成涪陵、长宁-威远和昭通等国家级海相页岩气示范区；并向深层及新区新层系持续拓展，2023年全国页岩气产量252亿立方米，较2018年增长130%，实现跨越式发展。

在低碳新能源领域，油气工业上游领域持续攻关有利于发挥自身优势、符合自身特色应用场景的新能源融合发展及碳减排技术，在地热、生物质能、氢能、储能、海上风电、CCUS等多个领域均取得系列技术进展，为油气行业绿色发展提供了强有力支撑。CCUS领域，中石油结合油田提高采收率应用场景，创新发展了以提高原油混相程度和扩大波及为核心的陆相沉积油藏二氧化碳驱油与封存开发理念，形成了涵盖井网井距优化、水气交替、注采耦合和化学封窜的二氧化碳驱油与封存油藏工程技术体系；高效建成了吉林油田大情字井CCUS-EOR示范区，年注气能力70万吨，年产油能力20万吨，截至2023年底该油田累计注入二氧化碳达320万吨，累计产油101万吨。可再生能源制氢领域，中石化在高效率电极催化剂材料、电解槽系统优化、氢电耦合系统、大规模大容量制氢装置、固体氧化物电解制氢技术、太阳能光解水制氢技术等领域取得系列创新成果。海上风电领域，中海油发挥海洋油气工程技术、作业经验及应用场景优势，建成我国首座深远海浮式风电平台——海油观澜号，其装机容量达7.25兆瓦，这为深远海油气勘探开发用能清洁替代提供支撑。

我国石油工业上游绿色发展的对策建议

我国石油工业上游绿色发展虽然取得了积极成效，但仍面临油气勘探开发难度日益增大、海外油气合作形势日趋复杂、新能源融合发展规模效应尚不突出、前沿领域和“卡脖子”关键技术有待突破等多方挑战，仍需统筹全局，综合施策，奋力推进行业绿色转型发展。

统筹油气供应安全与绿色发展，坚定不移加大国内外油气勘探开发力度

目前，我国油气勘探开发难度日益加大，稳产增产面临挑战。中短期内，我国石油和天然气消费量仍将持续增长，国内外多家机构预测碳中和背景下，2030年、2060年石油和天然气在我国一次能源消费中占比仍将分别达30%和15%，原油自给率长期保持在30%左右，天然气自给率保持在50%左右。不断提升油气供应保障能力，端稳能源饭碗，守住安全底线，需坚定不移加大国内外油气勘探开发力度。

建议：强化顶层设计，做好油气发展战略研究。总结近年来油气增储上产成功经验，围绕未来油气勘探开发重点领域，研究制定2026—2035年油气中长期增储上产发展战略。加大油气勘探增储力度，夯实资源基础。深入推进新一轮找矿突破战略行动，强化综合地质研究，加大技术攻关，加强风险勘探，突出高效勘探，实施集中勘探，深化成熟探区精细勘探，努力获取整装规模优质储量。突出油气田高效开发，推动产量快速增长。原油开发突出新油田快速规模建产，有效动用探明未开发储量，推动页岩油上产；老油田强化控递减和提高采收率，发挥“压舱石”作用，确保原油长期稳产。天然气开发聚焦深层/超深层、致密气、页岩气等领域，加快突破深层煤岩气，加强前期评价、优化方案部署，推进整装气田集中高效规模建设，支撑天然气产量快速增长。 加大海外油气勘探开发合作力度。抓住未来10年窗口期，以“一带一路”共建国家/地区，特别是我国油气进口国、跨境油气管道所在国为重点，积极获取规模优质勘探开发新项目，打造海外能源保供基地。

立足能源超级盆地，培育产业集群，因地制宜加快油气与新能源融合发展

2024年全国两会上，全国政协委员，中国工程院院士，中国石油天然气集团有限公司董事长、党组书记戴厚良表示要立足我国实际，加快建设能源超级盆地，探索“化石能源与新能源”融合发展模式。超级盆地指已产出油气50亿桶油当量、剩余油气可采储量大于50亿桶油当量，含有多套烃源岩和含油气系统，且具有较完善的基础设施和工程服务的盆地。我国松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地和塔里木盆地均属于超级盆地/次超级盆地，是我国油气产量的主要贡献力量。超级盆地除具有丰富的油气资源、较完善的基础设施外，风能、太阳能等可再生能源也较丰富；其碳源、碳汇规模大、能力强，具备规模化生产和低成本优势，可促进油气与新能源融合发展，形成能源超级盆地。此外，突破了单一产业和单个公司的边界的产业集群式发展已成为石油公司发展新能源的趋势。

建议：强化顶层设计。由国家发展和改革委员会、国家能源局等相关部委负责能源超级盆地、产业集群建设的顶层设计，协调有关省份、能源企业，统筹制定能源超级盆地、产业集群建设整体规划和实施方案，明确发展目标与路线图，分阶段、分区域有序推进。扎实做好基础工作，为顶层设计与规划制定提供切实可靠信息。如：系统评价能源超级盆地内风光等新能源资源潜力及分布特征，详细掌握油气及新能源产量趋势；充分调研油气、化工、发电、煤炭等各企业用能用电需求与趋势，明确油气及新能源供需现状及趋势；系统评价二氧化碳埋存潜力及储存空间，准确核算二氧化碳排放量，明确碳源碳汇匹配现状等。在综合考虑市场需求、政策导向、环境与社会责任基础上，要特别重视经济效益评估。把握建设节奏，做好先导试验，绝不能一哄而上，以确保能源超级盆地、产业集群可持续性和长期可行性。

发挥科技创新与政策引领支撑作用，推动传统油气与新能源行业高质量发展

科技创新是传统油气行业和新能源行业实现“质”与“量”的转变的关键驱动力，国家战略引领与政策支持是行业绿色转型发展的重要保障。

建议：发挥举国体制优势，持续加大油气勘探开发领域科技投入与协同攻关力度。聚焦深层、深水、非常规和老油田（“两深一非一老”）领域，加大科研投入力度，助力油气增储上产再上新台阶；在新能源领域，按照国家能源局《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》要求，重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用、油气田储能（电和热）技术、分布式微电网和综合能源智慧管控等领域技术攻关。在研发模式方面，积极借鉴国际石油公司开展联合式低碳技术研发的经验。鼓励油气企业、新能源企业、研究机构、高校等成立技术创新联合体，共享资源、共担风险、共享利益，提升科技创新的时效性与支撑性。

加强财税金融支持力度，加速推进油气供应能力提升与上游行业绿色发展

石油工业上游绿色发展需要金融支持以推动科技创新、项目实施和产业升级。

建议：加强财税支持力度。完善石油特别收益金、所得税、土地使用税等征收办法，支持处于中高含水阶段，稳产增产难度大、成本高的老油田企业可持续发展；加大对非常规油气补贴力度，支撑页岩油气产量持续增长；研究出台专项研发资金补助、税收减免、专利费用补贴等管理办法，鼓励企业增加新能源研发投入，促进技术创新。丰富绿色金融产品服务。拓宽融资渠道、降低融资成本，提高融资效率，鼓励金融机构提供绿色信贷，支持油气企业在清洁能源、节能减排、CCUS等领域的投资；加大绿色债券、绿色基金支持力度，吸引投资者投资于油气行业的新能源项目，解决企业资金需求；发展绿色保险产品，为新能源项目提供风险保障。充分发挥“上合组织”“一带一路”“大金砖”合作机制的作用。依托亚洲开发银行、亚洲基础设施投资银行、金砖国家新开发银行等多边金融组织，推动油气、可再生能源等清洁能源项目及基础设施投资，推进能源技术联合攻关，促进科技成果转化与应用。

（作者：窦立荣，中国石油勘探开发研究院中国石油国际勘探开发有限公司；郜峰、彭云、王曦、熊靓，中国石油勘探开发研究院。《中国科学院院刊》供稿）