中国石化低碳化转型的路径及方向分析

罗 萍

（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 102206）

“碳中和”是指在一定时期和一定区域内社会经济活动所排放的温室气体总量可以完全被节能减排所抵消。为实现全球碳中和目标，中国不断向清洁低碳能源迈进，为全球能源转型做出贡献。中国石化担负着能源化工企业的重大使命，为了实现我国的碳中和愿景，提出了低碳转型的方向。

1 国内外能源发展趋势

1.1 全球能源发展趋势

全球能源消费需求持续增长，预计2050年将增至28.7 Gt标煤。在碳减排的压力下，绿色低碳能源需求将不断上升，预计到2030年非化石能源和可再生能源等绿色低碳能源需求不断上升，占比将达到45%，2050年天然气将发展为全球第一大能源［1］。《油气工程技术2035年发展战略研究》课题显示，2040年全球能源结构为煤占22%、油占28%、气占25%、可再生能源占20%。

1.2 中国能源发展动向

我国一直高度重视低碳能源的发展，坚决实施能源安全新发展战略：推动能源消费革命，强化能耗强度控制；推动能源供给革命，大力推进石化能源清洁高效利用，优先发展可再生能源；推进能源技术革命，构建绿色能源技术创新体系；推动能源体制革命，推进能源价格改革；加强国际合作，共建“一带一路”能源绿色可持续发展［2］。未来能源政策注重清洁低碳，注重绿色低碳转型，注重美丽中国的建设。相继推进的“矿业权制度改革”“油气体制改革”“天然气管网改革”等政策的目的就是为了加快和规范我国天然气开采，形成能源供给的多元化格局。

2 中国石化低碳化转型路径分析

2.1 上游低碳化发展存在的问题

2.1.1 油气资源低碳化受成本制约

油气资产结构现状制约低碳化发展。根据各大公司年报统计，2020年中国石化的天然气产量在油气总产量中占比为39%，较2015年提高13个百分点。随着勘探程度的提高，高成本原油占比逐渐提高，2019年中国石化高成本的化学驱原油、热采稠油和特高含水（含水质量分数高于90%）的原油产量占总产量的42%。5年期间油气勘探开发成本（勘探开发支出／新增SEC储量）滑动平均为35.52美元／桶，虽同比下降了30%，但与中国石油（27.93美元／桶）、中国海油（15.49美元／桶）相比，勘探开发成本仍然较高，能源效率较低。

2.1.2 新能源业务发展刚起步

中国石化新能源业务体量小，截至2019年资产近50亿元，仅占集团总资产的0.25%，且与油气业务的全产业链优势相比，体现出业务分散、创效能力不足等缺点。在地热方面，累计建成供暖能力5.565×107m2，分布于资源较好的冀、晋、陕、豫、鲁的等地区，已取得河北雄县、天津宁河、山西太原、河南清丰、陕西咸阳等20多个优质地热区域的开发权，与6个省、24个市、61个县（区）签订合作协议。地热发电累计116 MWh，装机容量15 MW；太阳能累计发电共208 MWh，并网光伏发电装机容量88.8 MW。光伏、风电产业已过政策扶持期，后续整个产业链的发展可能会有一定收缩。

2.1.3 低碳化转型存在技术瓶颈

复杂油气藏、剩余油气挖潜、深水和非常规油气勘探开发将成为未来中国石化油气勘探开发的主要阵地。陆相隐蔽、致密碎屑岩、海相、山前带、海域等油气藏对开采及石油工程技术提出了更高要求。天然气领域特深层油气勘探突破，深层和常压页岩气效益开发，致密油气储量有效动用，酸性气剩余气分布、控水、控硫等提高采收率的技术方法，延长老油田经济开发寿命期，降低勘探开发成本等方面的关键技术需要进一步攻关。在新能源领域，太阳能发电、氢燃料电池、动力电池、储能技术、风力发电等新领域，缺乏核心研究成果的积累，尚未形成具备核心竞争力的关键技术或装备，开拓新市场的内生动力不足。

（1）勘探方面。①特超深层碳酸盐岩领域。经历多期挤压、拉张、走滑作用叠合机制及控制作用，成藏认识对勘探引领作用还需加强，针对超深层、超高温、超高压的物探-地质储层预测技术，安全、优快钻井及配套技术和装备有待研究。②复杂山前带领域。缺乏有效的目标识别与预测技术方法，复杂高陡构造的优快钻井、完井测试技术亟待攻关。③致密碎屑岩领域。有效薄储层识别、甜点预测技术仍需要攻关完善。④东部断陷盆地隐蔽油气藏领域。勘探对象隐蔽复杂，勘探类型由常规逐渐变为“常规+非常规”并重，剩余油气的分布情况与各类型油藏控藏因素尚需进一步深入研究。⑤页岩油气领域。页岩气方面，低成本开发四川盆地及周缘志留系深层、常压页岩气的条件尚不具备，页岩气新层系新区的资源情况尚待研究；页岩油方面，有效开发东部陆相中低成熟度页岩油的能力还需提高。

（2）开发方面。①深层、超深层油气新领域的开发面临理论认识和工程技术难题。塔里木盆地顺南、顺北及川西雷口坡等碳酸盐岩油气藏埋深大、压力高、非均质性强，需要创新完善特深特殊油藏勘探开发理论认识，攻关和研发适应性的工程工艺技术及装备，实现高效开发。②尚未形成有效、低成本的未动用储量开发技术。天然气、低渗致密油探明未动用储量普遍具有储层物性差、储量品位低、单井产量低、开发成本高等缺点，亟需攻关、识别与评价、有效控制成本条件下的提高采收率技术，探索有效的难动用储量管理模式和运行机制，进一步降低开发成本，实现有效开发。③大幅度提高油气藏采收率技术方法仍需攻关。普光等酸性气田受水侵及硫沉积影响，目前开发条件下预测采收率为48%～57%，剩余气分布、控水、控硫等提高采收率技术方法需要进一步攻关；致密气藏剩余气分布规律复杂，目前采收率仅24.7%，需要加强剩余气定量描述和提高采收率技术攻关；页岩气产量递减快，储量动用程度和采收率都较低，提高采收率的相关成果与技术较少；塔河缝洞型油藏目前采收率仅15%，需要继续发展完善注水、注气等提高采收率的技术；稠油油藏目前以蒸汽吞吐热采为主，但整体采收率低，近80%剩余储量滞留地下，需要攻关大幅度提高采收率的技术。

2.2 上游低碳化发展潜力

2.2.1 天然气资源基础雄厚

“十三五”资源评价结果显示，天然气地质资源量为7.225×1013m3，比“十二五”增长18.7%。“十二五”以来，天然气发展迅速，产量大幅增长，2020年产量达到3.03×1010m3，比2015年增长46.3%。天然气剩余资源1.96×1013m3，在剩余资源中占比73%，主要分布于四川盆地、鄂尔多斯地区、塔里木盆地和东海；天然气资源探明率为11%，目前仍处于储量快速增长阶段［3-5］。

2.2.2 国内天然气需求强劲

国家加强生态文明建设对清洁能源需求越来越大，带动了天然气消费需求持续增长。全球液化产能快速增长，供需格局总体宽松，IHS能源咨询公司预计2025年全球液化能力将达到550 Mt／a，超过消费需求70 Mt／a。中国是最大的天然气进口国，预计未来5年将成为全球最大的液化天然气（LNG）进口国。LNG是我国“十四五”期间最现实的增供能源，亚洲现货价格即将进入5年低位运行期，预计2025年进口量将达到1.28×1011m3。

3 中国石化低碳化转型方向

2020年，中国石化与国家发改委能源研究所、清华大学低碳能源实验室以及国家应对气候变化战略研究和国际合作中心签署合作意向书，率先开展石化行业碳达峰、碳中和战略路径的研究，对于全行业绿色低碳转型具有重要的引领示范作用。

2021年1月15 日，中国石化在《“十四五”石油和化学工业发展指南》发布会上，签署了《中国石油和化学工业碳达峰与碳中和宣言》，意味着要完成碳达峰和碳中和目标。对能源化工行业来说，一方面是艰巨的任务与重大的责任，另一方面是一场深入的、全面的革命已经势在必行。为实现碳中和，中国石化做出六项承诺：推进清洁低碳能源结构、大力提高能效、提高高端石化产品供给水平、加快部署二氧化碳捕集利用、加大科技研发力度、大幅提高绿色低碳投资强度。采取的具体措施包括：推进“绿色企业行动计划”，增加洁净能源消费，有序推进能源替代，大幅降低二氧化碳排放强度。此外，还将试点开展碳达峰、碳中和行动，实施二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）全产业链示范项目建设，强化甲烷控排管理，不断提升绿色低碳竞争力。

3.1 大力发展天然气业务

（1）加强国内外天然气资源获取

确保国内天然气勘探开发，按照做大常规气、做强页岩气、做优致密气的战略思路。争取2025年实现天然气生产4.60×1010m3，2035年5.60×1010m3，天然气与石油产量结构比2025年达到1.05，2035年达到1.14；加大四川、塔里木、海域竞争招标，新增矿权区；加快推进四川盆地海相常规气、四川陆相，深化评价鄂尔多斯、攻关突破塔里木特超深层，积极拓展海域重点项目建设，实现常规气与致密气持续上产，2035年产量达4.05×1010m3；加快四川及周边页岩气开发、稳步推进鄂尔多斯煤层气开发，争取实现2025年页岩气产量达到1.30×1010m3、煤层气稳产1.0×109m3的目标。

积极布局海外天然气资源获取，构建合理的长协、中短期和现货的LNG资源组合，推进澳大利亚、加拿大天然气一体化项目；依托中国石化一体化优势，研究引进国勘公司海外资源；加强LNG贸易团队建设和国际LNG市场分析，抓住国际低油价的有利时机，落实优质LNG资源，合理安排长中短约与现货比例，努力摊薄已签长约资源成本。

（2）推进天然气全产业链价值优化

依托国家干线管网，加大国内自产气统筹力度，预计2025年统筹资源9.50×1010m3。

依托中国石化一体化优势，细分区域，因地施策，发展国内天然气销售市场。争取2025年经营天然气规模达到9.50×1010m3，力争1.00×1011m3，占国内份额22%，较2015年增加6个百分点；巩固并深耕消费增量大、价格承受能力高的大华北、华东（长三角）和华南三大传统高端市场；加强内部天然气销售集中统一管理，优选布局西北、东北市场；优化资源流向，有效做大西南等潜力市场。

3.2 有序推动新能源业务

全球光伏和风电行业快速发展，装机规模持续扩大，光伏和风电业务快速降本。2020年全球光伏发电成本降至0.34元／kWh，2025年光伏机组建造成本可降到3.6元／kWh，2030年风电发电成本可降低至0.05美元／kWh。投资回报达到7%～10%的项目具备商业价值，可采用合资等联合研发多种方式有序开发。

加快开发地热能、余热、生物燃料、氢能、风能和太阳能，在2020年形成2.40 Mt标煤（1.70 Mt油当量）供应能力基础上，2025年形成10.00 Mt标煤（7.00 Mt油当量），2030年形成17.00 Mt标煤（12.00 Mt油当量），2035年形成24.00 Mt标煤（17.00 Mt当量）的供应能力。

3.3 加强碳资产管理

加强上游统一碳排放指标的制定与下达；加速剥离低效高碳资产，审慎投资高碳新项目，对老旧生产设施进行更新升级或直接淘汰；依据碳资产管理科学制定碳交易计划；提高参与公司内部碳交易试点企业的数量，为全面参与全国碳交易市场夯实基础。2017年我国已暂停以CO2的排放为配额进行交易（CCER）项目的申报和减排量的备案。目前，中国石化新星石油有限责任公司有两个注册清洁发展机制项目，分别位于咸阳和雄县，备案的3个温室气体自愿减排项目分别位于陕西省、河北省、清丰县。“十三五”期间中国石化二氧化碳减排量3.95 Mt，节约1.60 Mt标煤，力争实现2025年替代标煤7.54 Mt，减少二氧化碳排放18.55 Mt。

（4）积极发展CCUS技术

CCUS技术可以将排放的二氧化碳提纯进行循环再利用，包括深部咸水封存、二氧化碳驱提高石油采收率、二氧化碳驱替煤层气等关键技术。现有技术条件下CCUS技术能耗和成本较高，当前1 t二氧化碳的低浓度捕集成本高达300～900元，这是制约CCUS技术大规模应用的重要因素。二氧化碳驱提高石油采收率等技术已进入商业应用初期，仍需完善相关法律法规、产学研合作平台等配套机制支持发展。

（5）持续加大科技攻关

攻关油气开发提高采收率等关键技术。普光等酸性气田受到水侵和硫沉积影响，当前的条件下，预测采收率为48%～57%，剩余气分布、控水、控硫等提高采收率技术有待深化研究；致密气采收率仅为24.7%，剩余气分布规律复杂；页岩气产量递减快、储量动用程度低，需要加强剩余气定量描述、提高采收率技术攻关；推广清洁生产、节能降碳等技术，实现安全、绿色发展；加快与其他产业的融合，借助数字化、电气化革命的浪潮，加强上游信息化建设，减少能源消耗；加大对现有生产设施的节能改造力度，不断提高能效。

4 结论与建议

“十三五”以来，中国石化不断提升常规天然气产能建设力度，大力加强对页岩气、煤层气的勘探开发，同时快速发展新能源。地热能源供暖能力达到5.565×107m2，生物柴油开始实际应用，国内首座油氢共建站建设完成。中国石化推行“能效提升”节约标煤5.48 Mt，温室气体减排量13.48 Mt。推动油田企业二氧化碳驱油矿场甲烷空气回收及炼化流程中的高浓度二氧化碳尾气回收再利用，试点企业碳交易11.10 Mt、交易额2.38亿元。

中国石化将继续以新发展理念为指导，大力实施绿色洁净发展战略，以碳“净零”排放为最终目标；坚持统筹减碳与转型升级，不断提高绿色低碳竞争力，努力打造全球领先的洁净能源化工公司，在中国迈向“碳中和”的征程中贡献企业的方案和智慧。同时为更好地推进碳达峰和碳中和工作，建议国家层面应加快气候变化顶层立法，并积极推进完善碳交易市场，有效促进降碳减排工作。