羅 萍

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206）

“碳中和”是指在一定時期和一定區(qū)域內(nèi)社會經(jīng)濟(jì)活動所排放的溫室氣體總量可以完全被節(jié)能減排所抵消。為實現(xiàn)全球碳中和目標(biāo)，中國不斷向清潔低碳能源邁進(jìn)，為全球能源轉(zhuǎn)型做出貢獻(xiàn)。中國石化擔(dān)負(fù)著能源化工企業(yè)的重大使命，為了實現(xiàn)我國的碳中和愿景，提出了低碳轉(zhuǎn)型的方向。

1 國內(nèi)外能源發(fā)展趨勢

1.1 全球能源發(fā)展趨勢

全球能源消費需求持續(xù)增長，預(yù)計2050年將增至28.7 Gt標(biāo)煤。在碳減排的壓力下，綠色低碳能源需求將不斷上升，預(yù)計到2030年非化石能源和可再生能源等綠色低碳能源需求不斷上升，占比將達(dá)到45%，2050年天然氣將發(fā)展為全球第一大能源［1］。《油氣工程技術(shù)2035年發(fā)展戰(zhàn)略研究》課題顯示，2040年全球能源結(jié)構(gòu)為煤占22%、油占28%、氣占25%、可再生能源占20%。

1.2 中國能源發(fā)展動向

我國一直高度重視低碳能源的發(fā)展，堅決實施能源安全新發(fā)展戰(zhàn)略：推動能源消費革命，強化能耗強度控制；推動能源供給革命，大力推進(jìn)石化能源清潔高效利用，優(yōu)先發(fā)展可再生能源；推進(jìn)能源技術(shù)革命，構(gòu)建綠色能源技術(shù)創(chuàng)新體系；推動能源體制革命，推進(jìn)能源價格改革；加強國際合作，共建“一帶一路”能源綠色可持續(xù)發(fā)展［2］。未來能源政策注重清潔低碳，注重綠色低碳轉(zhuǎn)型，注重美麗中國的建設(shè)。相繼推進(jìn)的“礦業(yè)權(quán)制度改革”“油氣體制改革”“天然氣管網(wǎng)改革”等政策的目的就是為了加快和規(guī)范我國天然氣開采，形成能源供給的多元化格局。

2 中國石化低碳化轉(zhuǎn)型路徑分析

2.1 上游低碳化發(fā)展存在的問題

2.1.1 油氣資源低碳化受成本制約

油氣資產(chǎn)結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀制約低碳化發(fā)展。根據(jù)各大公司年報統(tǒng)計，2020年中國石化的天然氣產(chǎn)量在油氣總產(chǎn)量中占比為39%，較2015年提高13個百分點。隨著勘探程度的提高，高成本原油占比逐漸提高，2019年中國石化高成本的化學(xué)驅(qū)原油、熱采稠油和特高含水（含水質(zhì)量分?jǐn)?shù)高于90%）的原油產(chǎn)量占總產(chǎn)量的42%。5年期間油氣勘探開發(fā)成本（勘探開發(fā)支出／新增SEC儲量）滑動平均為35.52美元／桶，雖同比下降了30%，但與中國石油（27.93美元／桶）、中國海油（15.49美元／桶）相比，勘探開發(fā)成本仍然較高，能源效率較低。

2.1.2 新能源業(yè)務(wù)發(fā)展剛起步

中國石化新能源業(yè)務(wù)體量小，截至2019年資產(chǎn)近50億元，僅占集團(tuán)總資產(chǎn)的0.25%，且與油氣業(yè)務(wù)的全產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢相比，體現(xiàn)出業(yè)務(wù)分散、創(chuàng)效能力不足等缺點。在地?zé)岱矫?，累計建成供暖能?.565×107m2，分布于資源較好的冀、晉、陜、豫、魯?shù)牡鹊貐^(qū)，已取得河北雄縣、天津?qū)幒印⑸轿魈?、河南清豐、陜西咸陽等20多個優(yōu)質(zhì)地?zé)釁^(qū)域的開發(fā)權(quán)，與6個省、24個市、61個縣（區(qū)）簽訂合作協(xié)議。地?zé)岚l(fā)電累計116 MWh，裝機容量15 MW；太陽能累計發(fā)電共208 MWh，并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量88.8 MW。光伏、風(fēng)電產(chǎn)業(yè)已過政策扶持期，后續(xù)整個產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展可能會有一定收縮。

2.1.3 低碳化轉(zhuǎn)型存在技術(shù)瓶頸

復(fù)雜油氣藏、剩余油氣挖潛、深水和非常規(guī)油氣勘探開發(fā)將成為未來中國石化油氣勘探開發(fā)的主要陣地。陸相隱蔽、致密碎屑巖、海相、山前帶、海域等油氣藏對開采及石油工程技術(shù)提出了更高要求。天然氣領(lǐng)域特深層油氣勘探突破，深層和常壓頁巖氣效益開發(fā)，致密油氣儲量有效動用，酸性氣剩余氣分布、控水、控硫等提高采收率的技術(shù)方法，延長老油田經(jīng)濟(jì)開發(fā)壽命期，降低勘探開發(fā)成本等方面的關(guān)鍵技術(shù)需要進(jìn)一步攻關(guān)。在新能源領(lǐng)域，太陽能發(fā)電、氫燃料電池、動力電池、儲能技術(shù)、風(fēng)力發(fā)電等新領(lǐng)域，缺乏核心研究成果的積累，尚未形成具備核心競爭力的關(guān)鍵技術(shù)或裝備，開拓新市場的內(nèi)生動力不足。

（1）勘探方面。①特超深層碳酸鹽巖領(lǐng)域。經(jīng)歷多期擠壓、拉張、走滑作用疊合機制及控制作用，成藏認(rèn)識對勘探引領(lǐng)作用還需加強，針對超深層、超高溫、超高壓的物探-地質(zhì)儲層預(yù)測技術(shù)，安全、優(yōu)快鉆井及配套技術(shù)和裝備有待研究。②復(fù)雜山前帶領(lǐng)域。缺乏有效的目標(biāo)識別與預(yù)測技術(shù)方法，復(fù)雜高陡構(gòu)造的優(yōu)快鉆井、完井測試技術(shù)亟待攻關(guān)。③致密碎屑巖領(lǐng)域。有效薄儲層識別、甜點預(yù)測技術(shù)仍需要攻關(guān)完善。④東部斷陷盆地隱蔽油氣藏領(lǐng)域。勘探對象隱蔽復(fù)雜，勘探類型由常規(guī)逐漸變?yōu)椤俺Ｒ?guī)+非常規(guī)”并重，剩余油氣的分布情況與各類型油藏控藏因素尚需進(jìn)一步深入研究。⑤頁巖油氣領(lǐng)域。頁巖氣方面，低成本開發(fā)四川盆地及周緣志留系深層、常壓頁巖氣的條件尚不具備，頁巖氣新層系新區(qū)的資源情況尚待研究；頁巖油方面，有效開發(fā)東部陸相中低成熟度頁巖油的能力還需提高。

（2）開發(fā)方面。①深層、超深層油氣新領(lǐng)域的開發(fā)面臨理論認(rèn)識和工程技術(shù)難題。塔里木盆地順南、順北及川西雷口坡等碳酸鹽巖油氣藏埋深大、壓力高、非均質(zhì)性強，需要創(chuàng)新完善特深特殊油藏勘探開發(fā)理論認(rèn)識，攻關(guān)和研發(fā)適應(yīng)性的工程工藝技術(shù)及裝備，實現(xiàn)高效開發(fā)。②尚未形成有效、低成本的未動用儲量開發(fā)技術(shù)。天然氣、低滲致密油探明未動用儲量普遍具有儲層物性差、儲量品位低、單井產(chǎn)量低、開發(fā)成本高等缺點，亟需攻關(guān)、識別與評價、有效控制成本條件下的提高采收率技術(shù)，探索有效的難動用儲量管理模式和運行機制，進(jìn)一步降低開發(fā)成本，實現(xiàn)有效開發(fā)。③大幅度提高油氣藏采收率技術(shù)方法仍需攻關(guān)。普光等酸性氣田受水侵及硫沉積影響，目前開發(fā)條件下預(yù)測采收率為48%～57%，剩余氣分布、控水、控硫等提高采收率技術(shù)方法需要進(jìn)一步攻關(guān)；致密氣藏剩余氣分布規(guī)律復(fù)雜，目前采收率僅24.7%，需要加強剩余氣定量描述和提高采收率技術(shù)攻關(guān)；頁巖氣產(chǎn)量遞減快，儲量動用程度和采收率都較低，提高采收率的相關(guān)成果與技術(shù)較少；塔河縫洞型油藏目前采收率僅15%，需要繼續(xù)發(fā)展完善注水、注氣等提高采收率的技術(shù)；稠油油藏目前以蒸汽吞吐熱采為主，但整體采收率低，近80%剩余儲量滯留地下，需要攻關(guān)大幅度提高采收率的技術(shù)。

2.2 上游低碳化發(fā)展?jié)摿?/h3>

2.2.1 天然氣資源基礎(chǔ)雄厚

“十三五”資源評價結(jié)果顯示，天然氣地質(zhì)資源量為7.225×1013m3，比“十二五”增長18.7%?！笆濉币詠?，天然氣發(fā)展迅速，產(chǎn)量大幅增長，2020年產(chǎn)量達(dá)到3.03×1010m3，比2015年增長46.3%。天然氣剩余資源1.96×1013m3，在剩余資源中占比73%，主要分布于四川盆地、鄂爾多斯地區(qū)、塔里木盆地和東海；天然氣資源探明率為11%，目前仍處于儲量快速增長階段［3-5］。

2.2.2 國內(nèi)天然氣需求強勁

國家加強生態(tài)文明建設(shè)對清潔能源需求越來越大，帶動了天然氣消費需求持續(xù)增長。全球液化產(chǎn)能快速增長，供需格局總體寬松，IHS能源咨詢公司預(yù)計2025年全球液化能力將達(dá)到550 Mt／a，超過消費需求70 Mt／a。中國是最大的天然氣進(jìn)口國，預(yù)計未來5年將成為全球最大的液化天然氣（LNG）進(jìn)口國。LNG是我國“十四五”期間最現(xiàn)實的增供能源，亞洲現(xiàn)貨價格即將進(jìn)入5年低位運行期，預(yù)計2025年進(jìn)口量將達(dá)到1.28×1011m3。

3 中國石化低碳化轉(zhuǎn)型方向

2020年，中國石化與國家發(fā)改委能源研究所、清華大學(xué)低碳能源實驗室以及國家應(yīng)對氣候變化戰(zhàn)略研究和國際合作中心簽署合作意向書，率先開展石化行業(yè)碳達(dá)峰、碳中和戰(zhàn)略路徑的研究，對于全行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型具有重要的引領(lǐng)示范作用。

2021年1月15 日，中國石化在《“十四五”石油和化學(xué)工業(yè)發(fā)展指南》發(fā)布會上，簽署了《中國石油和化學(xué)工業(yè)碳達(dá)峰與碳中和宣言》，意味著要完成碳達(dá)峰和碳中和目標(biāo)。對能源化工行業(yè)來說，一方面是艱巨的任務(wù)與重大的責(zé)任，另一方面是一場深入的、全面的革命已經(jīng)勢在必行。為實現(xiàn)碳中和，中國石化做出六項承諾：推進(jìn)清潔低碳能源結(jié)構(gòu)、大力提高能效、提高高端石化產(chǎn)品供給水平、加快部署二氧化碳捕集利用、加大科技研發(fā)力度、大幅提高綠色低碳投資強度。采取的具體措施包括：推進(jìn)“綠色企業(yè)行動計劃”，增加潔凈能源消費，有序推進(jìn)能源替代，大幅降低二氧化碳排放強度。此外，還將試點開展碳達(dá)峰、碳中和行動，實施二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）全產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)痉俄椖拷ㄔO(shè)，強化甲烷控排管理，不斷提升綠色低碳競爭力。

3.1 大力發(fā)展天然氣業(yè)務(wù)

（1）加強國內(nèi)外天然氣資源獲取

確保國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)，按照做大常規(guī)氣、做強頁巖氣、做優(yōu)致密氣的戰(zhàn)略思路。爭取2025年實現(xiàn)天然氣生產(chǎn)4.60×1010m3，2035年5.60×1010m3，天然氣與石油產(chǎn)量結(jié)構(gòu)比2025年達(dá)到1.05，2035年達(dá)到1.14；加大四川、塔里木、海域競爭招標(biāo)，新增礦權(quán)區(qū)；加快推進(jìn)四川盆地海相常規(guī)氣、四川陸相，深化評價鄂爾多斯、攻關(guān)突破塔里木特超深層，積極拓展海域重點項目建設(shè)，實現(xiàn)常規(guī)氣與致密氣持續(xù)上產(chǎn)，2035年產(chǎn)量達(dá)4.05×1010m3；加快四川及周邊頁巖氣開發(fā)、穩(wěn)步推進(jìn)鄂爾多斯煤層氣開發(fā)，爭取實現(xiàn)2025年頁巖氣產(chǎn)量達(dá)到1.30×1010m3、煤層氣穩(wěn)產(chǎn)1.0×109m3的目標(biāo)。

積極布局海外天然氣資源獲取，構(gòu)建合理的長協(xié)、中短期和現(xiàn)貨的LNG資源組合，推進(jìn)澳大利亞、加拿大天然氣一體化項目；依托中國石化一體化優(yōu)勢，研究引進(jìn)國勘公司海外資源；加強LNG貿(mào)易團(tuán)隊建設(shè)和國際LNG市場分析，抓住國際低油價的有利時機，落實優(yōu)質(zhì)LNG資源，合理安排長中短約與現(xiàn)貨比例，努力攤薄已簽長約資源成本。

（2）推進(jìn)天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈價值優(yōu)化

依托國家干線管網(wǎng)，加大國內(nèi)自產(chǎn)氣統(tǒng)籌力度，預(yù)計2025年統(tǒng)籌資源9.50×1010m3。

依托中國石化一體化優(yōu)勢，細(xì)分區(qū)域，因地施策，發(fā)展國內(nèi)天然氣銷售市場。爭取2025年經(jīng)營天然氣規(guī)模達(dá)到9.50×1010m3，力爭1.00×1011m3，占國內(nèi)份額22%，較2015年增加6個百分點；鞏固并深耕消費增量大、價格承受能力高的大華北、華東（長三角）和華南三大傳統(tǒng)高端市場；加強內(nèi)部天然氣銷售集中統(tǒng)一管理，優(yōu)選布局西北、東北市場；優(yōu)化資源流向，有效做大西南等潛力市場。

3.2 有序推動新能源業(yè)務(wù)

全球光伏和風(fēng)電行業(yè)快速發(fā)展，裝機規(guī)模持續(xù)擴大，光伏和風(fēng)電業(yè)務(wù)快速降本。2020年全球光伏發(fā)電成本降至0.34元／kWh，2025年光伏機組建造成本可降到3.6元／kWh，2030年風(fēng)電發(fā)電成本可降低至0.05美元／kWh。投資回報達(dá)到7%～10%的項目具備商業(yè)價值，可采用合資等聯(lián)合研發(fā)多種方式有序開發(fā)。

加快開發(fā)地?zé)崮?、余熱、生物燃料、氫能、風(fēng)能和太陽能，在2020年形成2.40 Mt標(biāo)煤（1.70 Mt油當(dāng)量）供應(yīng)能力基礎(chǔ)上，2025年形成10.00 Mt標(biāo)煤（7.00 Mt油當(dāng)量），2030年形成17.00 Mt標(biāo)煤（12.00 Mt油當(dāng)量），2035年形成24.00 Mt標(biāo)煤（17.00 Mt當(dāng)量）的供應(yīng)能力。

3.3 加強碳資產(chǎn)管理

加強上游統(tǒng)一碳排放指標(biāo)的制定與下達(dá)；加速剝離低效高碳資產(chǎn)，審慎投資高碳新項目，對老舊生產(chǎn)設(shè)施進(jìn)行更新升級或直接淘汰；依據(jù)碳資產(chǎn)管理科學(xué)制定碳交易計劃；提高參與公司內(nèi)部碳交易試點企業(yè)的數(shù)量，為全面參與全國碳交易市場夯實基礎(chǔ)。2017年我國已暫停以CO2的排放為配額進(jìn)行交易（CCER）項目的申報和減排量的備案。目前，中國石化新星石油有限責(zé)任公司有兩個注冊清潔發(fā)展機制項目，分別位于咸陽和雄縣，備案的3個溫室氣體自愿減排項目分別位于陜西省、河北省、清豐縣?！笆濉逼陂g中國石化二氧化碳減排量3.95 Mt，節(jié)約1.60 Mt標(biāo)煤，力爭實現(xiàn)2025年替代標(biāo)煤7.54 Mt，減少二氧化碳排放18.55 Mt。

（4）積極發(fā)展CCUS技術(shù)

CCUS技術(shù)可以將排放的二氧化碳提純進(jìn)行循環(huán)再利用，包括深部咸水封存、二氧化碳驅(qū)提高石油采收率、二氧化碳驅(qū)替煤層氣等關(guān)鍵技術(shù)?，F(xiàn)有技術(shù)條件下CCUS技術(shù)能耗和成本較高，當(dāng)前1 t二氧化碳的低濃度捕集成本高達(dá)300～900元，這是制約CCUS技術(shù)大規(guī)模應(yīng)用的重要因素。二氧化碳驅(qū)提高石油采收率等技術(shù)已進(jìn)入商業(yè)應(yīng)用初期，仍需完善相關(guān)法律法規(guī)、產(chǎn)學(xué)研合作平臺等配套機制支持發(fā)展。

（5）持續(xù)加大科技攻關(guān)

攻關(guān)油氣開發(fā)提高采收率等關(guān)鍵技術(shù)。普光等酸性氣田受到水侵和硫沉積影響，當(dāng)前的條件下，預(yù)測采收率為48%～57%，剩余氣分布、控水、控硫等提高采收率技術(shù)有待深化研究；致密氣采收率僅為24.7%，剩余氣分布規(guī)律復(fù)雜；頁巖氣產(chǎn)量遞減快、儲量動用程度低，需要加強剩余氣定量描述、提高采收率技術(shù)攻關(guān)；推廣清潔生產(chǎn)、節(jié)能降碳等技術(shù)，實現(xiàn)安全、綠色發(fā)展；加快與其他產(chǎn)業(yè)的融合，借助數(shù)字化、電氣化革命的浪潮，加強上游信息化建設(shè)，減少能源消耗；加大對現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施的節(jié)能改造力度，不斷提高能效。

4 結(jié)論與建議

“十三五”以來，中國石化不斷提升常規(guī)天然氣產(chǎn)能建設(shè)力度，大力加強對頁巖氣、煤層氣的勘探開發(fā)，同時快速發(fā)展新能源。地?zé)崮茉垂┡芰_(dá)到5.565×107m2，生物柴油開始實際應(yīng)用，國內(nèi)首座油氫共建站建設(shè)完成。中國石化推行“能效提升”節(jié)約標(biāo)煤5.48 Mt，溫室氣體減排量13.48 Mt。推動油田企業(yè)二氧化碳驅(qū)油礦場甲烷空氣回收及煉化流程中的高濃度二氧化碳尾氣回收再利用，試點企業(yè)碳交易11.10 Mt、交易額2.38億元。

中國石化將繼續(xù)以新發(fā)展理念為指導(dǎo)，大力實施綠色潔凈發(fā)展戰(zhàn)略，以碳“凈零”排放為最終目標(biāo)；堅持統(tǒng)籌減碳與轉(zhuǎn)型升級，不斷提高綠色低碳競爭力，努力打造全球領(lǐng)先的潔凈能源化工公司，在中國邁向“碳中和”的征程中貢獻(xiàn)企業(yè)的方案和智慧。同時為更好地推進(jìn)碳達(dá)峰和碳中和工作，建議國家層面應(yīng)加快氣候變化頂層立法，并積極推進(jìn)完善碳交易市場，有效促進(jìn)降碳減排工作。