中国海油低碳发展策略与实践

《巴黎协定》正加速全球能源低碳转型步伐，全球主要经济体纷纷发布“碳中和”战略目标及时间计划表。为了应对能源转型，很多国际石油公司采取了多方面的策略与行动，实施低碳战略和风险管理，其中以壳牌、道达尔、英国石油为代表的油气公司制定了净零排放路线图，从董事会层面监管、职能部门界定、建立激励机制到公开信息披露等层面实施了具体管理行动，并设定碳减排目标和制定内部碳定价，开展低碳业务投资和研发投入，实施减排行动，包括提高能效、控制甲烷排放、减少火炬、提高天然气产量、发展新能源以及能源结构电气化、ＣＯ２捕集与封存、开展碳交易、开发森林碳汇等。

近年来，中国持续加强低碳管理工作，从2017年起全国碳交易市场启动。目前，国内油气行业低碳发展模式还处于探索和实践阶段，尚未完全成熟；中国电力和航空等行业正在积极探索构建低碳管理和发展模式，提出了相关的管理理念和策略，但尚缺乏对企业落地实施具体过程和效果的分析。

中国海油的低碳发展历程可分为３个阶段：

一是探索阶段（2006-2010年），成立新能源办公室，探索风电、光伏、生物质等新型能源，开发清洁发展机制（ＣＤＭ）项目，启动碳盘查并在社会责任报告中披露碳信息，建立管理制度和标准化框架体系；

二是试点建设阶段（2011-2014年），制定中国海油应对气候变化的策略，做出低碳发展的道路选择，加大天然气勘探开发力度，构建液化天然气（ＬＮＧ）接收、储运和销售为一体的清洁低碳能源供应体系；

三是全面推动阶段（2015—今）：把绿色低碳作为公司的核心发展战略之一，发布《绿色发展行动计划》，研究制定中国海油“碳达峰、碳中和”行动方案，低碳已成为企业发展和文化建设的重要组成部分。

本文主要从３个方面总结了中国海油应对能源转型的低碳发展策略与实践，包括建立低碳发展管理体系架构、推行全过程低碳管控及发展低碳产业与ＣＯ２减排和利用技术。

１建立低碳发展管理体系架构

１．１低碳管理制度体系

低碳管理，制度先行。中国海油高度重视低碳管理制度体系建设，在充分洞悉企业碳排放现状基础上，明确了各业务部门职责分工，制定碳排放统计、中国核证自愿减排量（ＣＣＥＲ）、碳排放影响评估、碳资产考核、信息披露等工作的管理要求，在国内的大型企业中率先建成较为完善的低碳管理制度体系（图１），为开展碳排放管控奠定了基础。

１．２低碳标准化和信息化

为了实现低碳工作科学管理，中国海油制定了《温室气体排放管理术语》《石油天然气生产过程温室气体排放核算方法》《燃气电厂ＣＯ２排放监测规范》，以及《固定资产投资项目碳排放影响评估报告编制指南》等１１项低碳发展企业标准，涵盖了油气（含煤层气）开采、炼油与化工、电厂等领域的ＣＯ２排放评估、核算、监测，初步形成了中国海油低碳标准体系。

数字化和信息化是提升企业低碳管理成效的重要手段。借助信息数字化技术，中国海油开发了低碳管理平台，降低海外业务生产经营所面临的低碳政策风险，为其科学合理决策提供有力支持；打造国内海上油气田碳排放因子数据库、国内碳交易价格数据库，实现了碳排放与企业生产管理有效衔接；建立能控与低碳信息管控平台，实现碳排放数据与生产控制系统数据同宗同源，确保碳排放数据准备性和时效性。

１．３低碳发展评估指标体系

中国海油经过不断深入分析国际和国内油气行业低碳转型发展趋势，创建了２个维度、７个关键指标、２１个分项指标的多层次低碳发展评估指标体系（表１），全面推进低碳发展与国际一流能源公司接轨，增强了企业的行业竞争优势。

１．４碳资产管理

合规履约、有效防范风险、资产收益最大化是企业碳资产管理的出发点和落脚点。2010年，中国海油率先在国内启动碳盘查，针对各分公司所在地碳交易政策及国内碳市场发展趋势，探索建立起集团总部和所属单位“集中－分散”的碳资产管理模式，以达到统分结合、责权有序的管理效果：集团公司负责碳资产管理的整体规划，推动碳配额置换、质押、托管等资产管理试点运行和全面推广，建立碳资产交易的资金审批与会计核算制度、交易风险防范制度，制定考核办法，对企业碳资产管理绩效进行监督检查；各所属单位负责企业碳排放监测、报告、核查及碳减排、履约。中国海油还率先实施了合同碳资产管理，创立碳资产托管型、碳交易量保证型、碳配额与核证减排量配置型方案，探索了合同碳资产管理实施新机制。

此外，针对国内早期碳市场配额流动性差，交易数量、时间和对手方不匹配的状态，中国海油制定了内部调度、外部平衡、统一集采等碳交易决策和风险管理机制，规范所属单位碳实盘和碳金融操作，有效降低交易风险。

２推行全过程低碳管控

全过程低碳管控是中国海油低碳工作的主思路。强化新建投资项目碳排放审查，推广碳减排新技术，大力实施生产过程节能改造和能效提升项目，实施工艺外排ＣＯ２工程化利用，从源头控制、过程减排和末端治理３方面加强碳排放管控工作，降低了公司碳排放强度，持续推进公司绿色低碳发展。

２．１实施源头管控自

2017年起，中国海油在国内率先实施固定资产投资项目碳排放影响评估，并将其作为项目投资建设的前置条件。在项目的可行性研究阶段，参照国际油气公司实施内部碳定价机制（表２），计算项目碳排放总量和碳排放强度，评估碳排放控制措施及全生命周期碳排放对项目经济性的影响，从项目设计源头推动碳减排措施的落地。截至2021年５月，中国海油共开展了60余项碳评工作，涉及油气开发、石油化工、发电等多个领域的新建固定资产投资项目。

２．２强化过程减排

以全产业碳排放最低为目的，打通上中下游企业界限，实施绿色产业生态链工程。加强高含ＣＯ２天然气利用，将含ＣＯ２的天然气作为化学公司海南基地甲醇、氮肥原料；开展系统能量优化，统筹海南东方化工园区内的各厂公用工程，实现片区内油气生产、炼油化工、化肥等各板块企业的能源供给和消耗的优化联动；实施ＬＮＧ接收站冷能资源开发，在广东、福建等地发展冷能发电、冷能空分产业。其中，海南片区蒸汽资源区域优化项目实现了每年减排ＣＯ２５万ｔ。

２．３推动末端治理利用

消灭火炬、控制炼油化工装置甲烷泄漏及回收ＬＮＧ罐体闪蒸气是中国海油碳减排末端治理利用主要手段。对于上游的油气开采业务，主要采取天然气回注、输气管网联通、回收利用等方式（表３），消减火炬气量和控制甲烷外排。

截至2021年５月，中国海油所属渤海南部、南海东部和南海西部等区域的油气田正在全面实施火炬气消减二期行动，逐步实现火炬零燃烧。对于下游的炼油化工业务，通过大力实施大型用能设备节能改造、低温余热回收、操作工艺优化、循环水系统节能改造等措施，实现企业整体能效水平提升，降低生产过程碳排放。炼化公司舟山石化利用泄漏检测与修复技术，有效封闭动静密封点，减少甲烷泄漏排放８０％以上。惠州石化和大榭石化推动大型加热炉节能改造，累计减排ＣＯ２4.2万ｔ；海南化学、华鹤煤化和天野化工实施循环水节能改造，累计减排ＣＯ２7.5万ｔ。在ＬＮＧ的储存和运输过程中回收利用甲烷闪蒸汽，避免了罐体内产生闪蒸汽外排。中海油天津液化天然气有限责任公司实施接收站超压闪蒸甲烷气回收，年减少甲烷气体放空量近20万Ｎｍ３。

积极拓展工艺脱除高浓度ＣＯ２利用渠道，打通液体ＣＯ２（干冰）“产、运、储、销”全路径，实现直排ＣＯ２的商品化外销。目前，中国石油（中国）有限公司上海分公司丽水终端天然气脱碳单元年外售ＣＯ２５．８万ｔ，中国石油（中国）有限公司深圳分公司高栏终端天然气脱碳装置处于设计阶段，预计全部投产后年可利用ＣＯ２１６万ｔ。

综上所述，实施油田群电力组网、伴生气回收、余热利用、重点用能设备节能改造等过程减排和末端治理措施，大幅提升了现有生产设施绿色清洁生产水平。“十三五”期间累计减少碳排放量超过300万ｔ（图３），年均节能量达到27.6万ｔ标准煤。

３发展低碳产业与ＣＯ２减排和利用技术

中国海油将提高天然气产量、发展海上风电等新能源作为低碳产业的发展方向，开展ＣＯ２减排和利用的技术研究（表４）。

３．１大力发展天然气产业

提高天然气产量、增加天然气占比是中国海油低碳产业的重要内容，而海上天然气、陆上非常规气以及ＬＮＧ则是三大业务方向。

１）海上天然气。

截止2021年５月，南海海域的荔湾、东方、乐东、崖城和陵水17-2等５个大气田的建设得以有序推进，将推动天然气产量迈上新台阶，且该区域天然气水合物的商业化开发也开始了探索性研究工作；在东海海域，以落实大中型油气田为原则，整体布局、集群评价、重点突破、分片推进，奠定东海百亿标准立方米级天然气生产基地的储量基础；在渤海海域，渤中19-6千亿立方米级大气田的开发打造了渤海气田新业态。

２）陆上非常规气。

陆上非常规气以“主攻致密气、发展煤层气”为发展战略，实施勘探开发一体化、致密气煤层气一体化、自营合作一体化、生产销售一体化的系列措施，努力建成百亿标准立方米级天然气生产基地。

在煤层气领域，加大了对煤层气藏勘探开发的投资，建成了山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地；在致密气领域，以鄂尔多斯盆地东缘为重点，勘探并建设了临兴和神府区块的致密气藏，力争能够获得较大规模的致密气储量，加快已探明致密气藏产能的建设。另外，中国海油正在积极申请新的煤层气区块和页岩气区块，为中国海油致密气和煤层气产能的接替提供后备资源。

３）ＬＮＧ。

获取优质资源，完善储运设施建设，开拓新用户增加ＬＮＧ供应，是中国海油天然气产业另一个发力点。主动融入国家天然气产供储销体系，多种贸易方式、多渠道获取ＬＮＧ资源和优化资源池，积极布局建设ＬＮＧ接收站和储罐，推动省级管网建设，重点推进管网互联互通，开拓高端天然气市场，重点开发发电、城市燃气、工业用户、分布式能源、车船加注等天然气利用领域。2020年，中国海油总计采购５船“碳中和”ＬＮＧ，实现了整船ＬＮＧ资源在天然气全产业链的“净零碳排放”，首次为中国大陆天然气市场引进了碳中和ＬＮＧ资源，开创了中国天然气行业碳中和实践的先河。

从总体上看，中国海油已形成了海上天然气、陆地非常规气和国内外ＬＮＧ资源开发三大天然气协同发展的低碳产业布局。在“十三五”期间，天然气产量和ＬＮＧ进口量逐年提高，累计生产天然气1364亿Ｎｍ３，ＬＮＧ供应1.2亿ｔ（图４），煤层气日产突破1000万Ｎｍ３，成为国内最大的煤层气生产企业。

３．２推进海上风电等新能源业务

中国海油关注能源供给端和消费端的变化趋势，依托海上油气田的工程建设和勘测，以及装备设计、制造、安装服务等专业优势，先后成立了中海油融风能源有限公司和中海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司，大力推进海上风电产业开发。规划装机容量300ＭＷ的首个海上风电项目———江苏竹根沙项目于2020年９月并网发电，年上网电量达约8.6亿ｋＷ·ｈ，与同等发电量的常规燃煤火电机组相比，可节约标准煤27.9万ｔ，减排CO２57.1万ｔ。

持续跟踪氢能、海洋能等技术和产业动态，发展以天然气和ＬＮＧ分布式利用为主的冷热电联供业务，2020年１１月在南京禄口国际机场的首个项目已投入试运行。

结合各地风、光、天然气、地热等资源状况和用能场景的实际情况，因地制宜发展多能互补清洁能源产业，计划在惠州物流基地开展分布式能源示范项目，向社会供应清洁能源，降低碳排放。

３．３推动电力组网和岸电应用工程

平台电站是海上油气田开采的主要碳排放源，通过实施“对内推动电力组网、对外引入岸电”双管齐下的措施，可实现海上油气生产碳排放的降低。在现有与新建海上油气田群开展区域电力组网，打破海上油气开发平台供电孤岛，实现发电设备互用互备，提高供电可靠性与稳定性，有效提高电站利用率，节省发电燃料消耗。以“‘秦皇岛32-6’‘曹妃甸11-1’油田群岸电应用工程”为示范，全力推进渤海油田岸电应用工程项目建设，每年减少ＣＯ２排放17万ｔ，为渤海海域乃至中国近海油气田的绿色低碳开发奠定了坚实基础。

３．４开发ＣＯ２减排与利用技术

在“十三五”期间，中国海油充分发挥技术推动ＣＯ２规模化减排与利用的作用，根据Ｂｌｏｏｍｂｅｒｇ－ＮＥＦ公司的数据，2015-2020年全球主要油气公司在低碳技术方面的投资，道达尔、挪威国家石油公司和壳牌处于前三位，中国海油在国内油气公司中处于领先，低碳技术投资占比1.6％（图５）。中国海油加大低碳技术研发投入，鼓励开发新能源、节能、ＣＯ２排放监测、ＣＯ２制化学品、碳捕集利用和封存（ＣＣＵＳ）、碳汇等技术。２０２０年，由海洋石油富岛有限公司、中国科学院上海高等研究院和中国成达工程有限公司合作开发自主知识产权的ＣＯ２加氢制甲醇技术，率先建成5000ｔ／ａ的全球最大规模ＣＯ２加氢制甲醇工业试验装置并完成工业试验。

针对中国海油ＣＯ２碳排放特点和油气区块地质条件，初步分析了珠江口盆地ＣＯ２地质封存与驱油的技术经济性，形成了中国海油ＣＯ２工程化利用总体方案。开展海洋碳汇基础研究，实施林业碳汇开发方案策略研究，为ＣＯ２减排和资源化利用做好技术储备。经过低碳管理体系架构建设、全过程低碳管控以及低碳产业与技术开发，中国海油在ＣＯ２的排放总量、排放强度等指标方面，在已处于国际先进公司的领先位置（图６）。

４ 结束语

中国海油作为我国最大的海上油气生产企业，在全球低碳化和碳中和背景下，通过不断的摸索和实践，低碳管理架构和制度体系日益完善，低碳发展业绩、企业价值和行业竞争力明显提升，低碳文化深入人心。下一步，中国海油将持续改进和不断完善，当好清洁能源的供应者、绿色低碳的推动者、生态文明建设的践行者，向实现具有中国特色国际一流能源公司的目标继续前行。