能耗双控转向碳排放双控对油气行业的影响与对策

孙文娟，张胜军，门秀杰

中国海油集团能源经济研究院发展战略与管理研究中心，北京 100013

0 引言

能耗双控是指能源消费强度和总量控制，碳排放双控是指碳排放强度和总量控制。2023 年7 月，中国共产党中央全面深化改革委员会（简称中央全面深化改革委员会）第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，强调完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。从能耗双控转向碳排放双控，明确了经济社会绿色低碳的长期发展导向，对能源及其他重点领域均具有深远的影响。

油气行业既是能源（尤其是化石能源）的供应者，又是高能耗、高排放行业，能耗双控向碳排放双控转变不可避免会对油气行业产生多方面的影响。本文在梳理中国能耗双控和碳排放双控政策沿革的基础上，重点分析能耗双控转向碳排放双控对油气行业产生的影响，并对油气企业如何更好应对这一转变提出相关策略及建议，以期为油气行业长期低碳发展提供有益参考。

1 能耗双控和碳排放双控政策沿革

1.1 “十一五”至“十二五”时期：首提能耗双控和碳排放强度目标

能耗双控最早可追溯至“十一五”时期。2006年3 月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》首次将能源消费强度降低作为约束性指标，要求到2010 年能源消费强度比2005 年降低20%左右［1］。2007 年4 月，国家发展和改革委员会（简称国家发展改革委）印发《能源发展“十一五”规划》，首次对中国一次能源消费总量控制提出要求，即2010 年控制目标为27×108tce左右［2］。

碳排放双控中的强度目标在“十二五”时期提出。2011 年3 月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》继续将能源消费强度减低作为约束性指标，要求到2015 年能源消费强度较2010 年降低16%，增设碳排放强度和非化石能源占比目标作为约束性指标，要求到2015 年碳排放强度较2010 年降低17%，非化石能源占比达11.4%，较2010 年提高3.1 个百分点，将约束性指标分解到有关部门和各省、自治区、直辖市加以落实；同时，提出了“合理控制能源消费总量”“加快制定能源发展规划，明确总量控制目标和分解落实机制”［3］等要求。2013 年1 月，国务院印发《能源发展“十二五”规划》，明确提出“实施能源消费强度和消费总量双控制”，2015 年能源消费总量控制目标为40×108tce［4］。

1.2 “十三五”时期：全面实施能耗双控制度

“十三五”时期，能耗双控制度全面实施。2016年3 月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》依然设定能源消费强度、碳排放强度和非化石能源占比目标，要求到2020 年能源消费强度较2015 年降低15%，碳排放强度较2015 年降低18%，非化石能源消费占比达15%，较2015 年提高3 个百分点；并明确能源消费总量目标，即2020 年控制目标为50×108tce 以内，同时提出了“碳排放总量得到有效控制”［5］的要求。2016 年12 月，国家发展改革委、国家能源局印发《能源发展“十三五”规划》，明确实施能源消费总量和强度“双控”，将其作为经济社会发展的重要约束性指标，建立指标分解落实机制［6］。从“十三五”开始，中国全面实施能耗双控制度，将全国能耗双控目标分解到各地区严格进行考核，发布能耗双控“晴雨表”，进行三级预警。

1.3 “十四五”时期：完善能耗双控并推动向碳排放双控转变

能耗双控制度实施以来取得积极成效，2006—2022 年中国能源消费强度呈逐年下降态势（见图1），有力促进了能源利用效率大幅提升。但能耗双控制度实施过程中也存在总量管理缺乏弹性、差别化管理措施偏少等问题［7］。一方面，能耗双控制度不区分能源品种，在限制化石能源使用的同时对非化石能源的发展也产生了不尽合理的约束；另一方面，能耗双控制度不区分能源用途，对以煤炭、石油、天然气及其制品作为生产原料而非燃料使用的产业，形成了不尽合理的约束［8］。能耗双控考核过程中，一些地方出现了依靠限制能源消费和压缩产能完成“双控”目标的情况，对经济社会发展造成不利影响。同时，中国碳排放主要来自化石能源消费，非化石能源消费并不产生碳排放，且部分碳排放并非来自能源利用，因此能耗双控并不能完全满足碳减排的需要。随着非化石能源占比的逐步提高和“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）进程的推进，能耗双控的不适应性愈发凸显，已不能完全适应当前经济社会发展的需要。为此，“十四五”时期中国在对能耗双控制度进行调整和完善的同时，逐步推动能耗双控向碳排放双控转变。

图1 2006—2022 年中国能源消费强度（1978 年不变价）及下降率（较上年）

2021 年3 月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》通过，继续设定能源消费强度、碳排放强度和非化石能源占比目标，要求“十四五”期间能源消费强度降低13.5%、碳排放强度降低18%，到2025 年非化石能源占比提高至20%左右，但并未明确提出能源消费总量目标，且同时提出“完善能源消费总量和强度双控制度”“实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度”［9］。同年9 月，国家发展改革委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310 号）。同年12 月，中央经济工作会议提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”“创造条件尽早实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变”等具体要求，正式拉开转变的序幕。2022 年3 月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出“推动能耗双控向碳排放总量和强度双控转变”［10］。2023 年7 月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，重申完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度，转变的制度基础逐步构建。

2 能耗双控转向碳排放双控对油气行业的影响

2.1 碳排放双控影响油气的燃料需求，但原料需求得到更大保障

相较于能耗双控，碳排放双控考虑不同能源品种的碳排放因子差异，突出控制化石能源作为燃料消费的政策导向，有利于推动非化石能源更快发展；同时，由于煤炭、石油、天然气等化石能源的碳排放因子也存在差异，因此将加快中国主体能源由油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的双重更替进程。油气行业需根据市场需求，有序调整产品结构，这对油气行业未来的业务组合提出更高要求。碳排放双控将推动可再生能源的生产和使用，亦将加快油气企业发展风电、光伏发电、地热能、氢能等新能源的力度。

除作为燃料、动力使用外，石油和天然气也是重要的工业原材料，较多消费于石化、化工产业及下游纺织、医药、新能源、新材料等产业［11］，但作为工业原材料产生的碳排放量远低于直接燃烧［12］。碳排放双控政策区分度更强，可以更为准确、科学地反映能源利用实际，能耗双控转向碳排放双控，油气的原料属性将更加受到重视，将更有利于保障石化化工等重要项目原料用能需求［13］，之前受制于用能指标的新增石化化工项目有望获批。此外，作为高能耗行业，油气企业可以通过增加非化石能源的利用保障自身合理用能需求，可以更有效化解企业的用能困境。

2.2 碳排放双控将对油气行业减碳提出更高要求，并大幅增加对低碳及负碳产业的需求

碳排放双控直接凸显降碳导向。在中国当前的二氧化碳排放总量中，能源生产和消费相关活动的碳排放占比较高，碳排放总量和强度将是未来能源及其他重点领域考核的主要手段。作为高排放行业，能耗双控转向碳排放双控，给油气行业带来了前所未有的碳减排压力［14-15］，油气行业有了明确的碳减排约束目标，将进一步提高油气企业在降低自身碳排放方面的投资和技术研发投入。

此外，中国仍有相当部分的碳排放来自非能源活动，碳排放双控政策覆盖度更广，将工业过程和产品使用等非能源活动产生的碳排放也纳入管理范围。能耗双控转向碳排放双控，将推动各行业从单一的节能转向多路径减排，催生对低碳、零碳、负碳技术及产业的需求，进一步带动市场对相关技术和产业的投入，为油气行业依托传统业务优势发展低碳、零碳、负碳产业提供了更加广阔的空间。例如二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）是目前最有效的去碳技术［16-17］，与油气行业的业务领域高度契合，特别是二氧化碳驱油与埋存相结合，兼顾了驱油的经济效益和温室气体的减排效益，是油气行业低碳转型的重要措施［18-21］。

2.3 碳排放双控加速石化化工等油气相关行业纳入碳市场，对油气企业碳资产管理提出更高要求

碳排放权交易市场（简称碳市场）有利于充分发挥市场机制在碳排放控制资源配置中的重要作用，在国际上被普遍接受和采用［22］，碳排放双控将为碳市场的发展提供坚实的政策支撑。作为“总量控制与配额交易”的市场化政策工具，配额总量的设定将影响碳市场的基础供求关系，而碳排放总量控制目标将为其提供直接依据，进一步强化配额的稀缺性，从而推动碳市场长期稳步发展。中国自2011 年开展碳市场试点工作，全国碳市场自2021 年7 月开市交易。全国碳市场目前仅纳入发电行业，油气企业已有燃气电厂、自备电厂纳入了全国碳市场，油气开采、石化、化工等行业部分企业纳入了地方碳市场。未来随着全国碳市场由目前的起步阶段不断走向成熟，纳入的行业将不断增加，包括石化、化工等重点排放行业将加速纳入。

同时，随着全国碳市场纳入行业越来越多且碳配额逐渐收紧，预计未来碳交易价格总体呈上升态势，企业面临的碳减排和履约成本压力将逐步显现，潜在的碳排放成本对油气企业碳排放数据管理、碳交易、碳资产管理等提出了更高的要求。碳管理将成为油气企业高质量发展的一项必备管理内容［23］，油气企业对碳数据、碳资产的管理需求也将逐步增加。

3 应对策略及建议

3.1 立本拓新，推动能源产品结构低碳转型

作为能源供应者，建议油气企业积极参与新型能源体系建设，稳妥有序调整产业结构，推动能源产品结构由单一的油气向更多元、低碳、高端的能源产品转变，由传统油气生产商逐步向综合能源供应商转型。

一是立足主责主业，坚定不移推进增储上产并持续稳油增气。尽管碳排放双控更突出控制化石能源消费的政策导向，但油气在未来较长时间内仍是重要能源品种，尤其是天然气作为能源转型的桥梁和“伴侣”，仍会有较大的发展潜力。目前中国的石油和天然气对外依存度较高，虽然2022 年有所下降，但仍分别高达69.4%和39.63%，因此油气企业需保持战略定力，以保障国家能源安全为己任，坚定不移加大油气资源勘探开发力度，加大深海、深层、非常规油气勘探开发技术攻关，夯实油气储量资源基础，在稳定提升油气总产量的基础上，努力提升天然气业务比重。

二是发挥比较优势，布局与油气业务融合度高的低碳业务。依托油气矿区及周边资源，构建油气勘探开发与风能、光能、地热能等新能源融合发展模式［24-27］，推进油气与新能源多能互补、融合发展；发挥天然气过渡能源的桥梁作用，推进天然气与新能源融合发展项目和风光火储综合能源系统建设，依托天然气产业链布局氢能产业链，促进天然气和氢能在生产、储运、供销和利用等上中下游各阶段深度融合，逐步培育氢能产业［28］；利用已有油气销售终端网络积极布局充换电、加氢等业务，积极与电力企业、汽车生产企业等合作，通过优势互补共同打造多元综合能源服务站［29］。

三是强化产品结构升级，推动油气由燃料向原料转变。目前中国油气企业炼化业务面临低碳化、产品高端化发展等多重压力［30］，建议推动燃料型炼厂向化工型炼厂转型升级，稳步推动“减油增化”，优化炼厂产品结构，生产差异化、高附加值的化工产品，提高化工新材料等高端化工产品产量；开拓高端天然气化工领域，更好发挥油气的原料属性。

3.2 聚焦降碳，加快能源生产模式低碳转变

作为高能耗、高排放行业，建议油气企业加快推进绿色生产，推动能源生产模式由传统模式向更高效、清洁、低碳的模式转变，推进资源开发、生产、加工、储运等各环节节能降碳［31-33］，实现产业链低碳化发展。

一是持续推进节能降碳。利用新工艺、新技术、新装备，借助信息化、数字化、智能化手段，通过加强用能管理、改造更新用能设备、优化用能设备运行模式及生产工艺流程等举措，推进生产过程节能增效；推广生产过程余热余压、LNG（液化天然气）冷能等余能的综合利用技术，进一步提升能源综合利用效率。

二是加强生产过程减排。对生产过程中产生二氧化碳排放较多的部分装置和工艺流程进行优化改造，减少工艺过程二氧化碳排放；加强甲烷逸散与放空排放源的管理，研究开发火炬气和放空气回收的新技术，加强产业链上中下游油田伴生气、LNG闪蒸气、工艺放空气等的回收利用，逐步将火炬放空和燃烧降低到最低水平。

三是实施清洁能源替代。积极调整用能结构，通过技术改造或装置替换，推进低碳、无碳能源替代高碳能源；积极采购绿色电力，在厂区、加油站建设分布式光伏等绿色电力供应设施，持续提高绿色电力使用比例，并积极与供热单位协调，获取低排放热力供应，推进清洁电力、热力替代，减少二氧化碳间接排放。

3.3 注重管碳，健全碳排放碳资产管控体系

作为碳排放重点管控行业，建议油气企业聚焦低碳管理需求，建立健全碳排放、碳资产管控机制，高质量完成碳排放总量和强度管理及碳市场履约要求，并实现碳资产的保值增值。

一是加强碳排放数据质量管理。加强对碳排放核算、报告、核查制度等相关政策法规的理解和掌握，完善碳排放数据台账和凭证管理，扎实做好碳排放数据处理、报送等工作，强化和提升企业碳排放数据的准确性，为碳排放双控提供科学、准确的数据支撑和保障，同时积极参与本行业排放量核算、配额分配等制度方法的制定。

二是推进碳排放常态化管理。将碳排放作为一项生产要素，纳入项目投资决策及运营管理工作中，建立碳排放影响评价技术体系，完善新建固定资产投资项目碳排放影响后评价制度，完善碳排放监测监管机制建设，实施生产过程低碳监管，形成定期监测评价制度。

三是加强碳资产管理和开发。碳资产作为碳市场背景下企业被赋予的新的资产，未来将影响企业的竞争力。建议油气企业强化对碳资产的管理和开发意识，建立健全碳资产管理机制，提高对碳市场的把握能力，完善碳交易业务链条，积极关注全国温室气体自愿减排交易市场和温室气体自愿减排项目方法学进展，尽早开展碳资产的开发和储备工作，购买和开发并举建设企业碳资产池，并探索利用金融手段盘活碳资产，降低碳市场履约成本的同时积极为企业获取碳收益。

3.4 关注负碳，加强“碳中和”新技术研究示范

负碳技术是解决生产过程中难以避免碳排放的主要减碳措施，建议油气企业充分利用自身专业技术优势，积极开展负碳相关的新技术、新工艺等的研究和技术储备，为实现“双碳”目标提供兜底性保障。

一是大力发展二氧化碳驱油及地质封存产业。围绕二氧化碳驱油油藏适应性、封存地质体筛选、二氧化碳监测等开展技术攻关，以培育技术和工程示范为近期主要目标，发挥二氧化碳驱油与地质封存试点的示范引领作用，形成工程化技术能力和规模化实施能力；寻求合适的项目运营模式和商业模式，探索开展大规模碳捕集与封存产业化集群建设，稳步推进产业化进程。

二是积极开展二氧化碳化学利用技术研发和应用。积极开展二氧化碳资源化利用，探索将二氧化碳催化转化成清洁能源和精细化学品，探索发展二氧化碳加氢制甲醇、二氧化碳制高分子聚合物等技术，关注二氧化碳化学利用技术前瞻性技术进展，选择合适时机建设二氧化碳化学利用试点项目。

三是积极探索市场化激励。CCUS 涉及多个环节，地质封存的安全性及地质封存量的核实和量化等给CCUS 方法学研究带来挑战［34-36］。目前CCUS开发温室气体自愿减排项目尚未有方法学的支撑。建议针对CCUS 不同场景，开展核算边界、核算方法等研究，加快开发CCUS 方法学，推动将CCUS项目减排量纳入核证减排量开发管理体系，通过参与碳市场交易提高企业开发CCUS 项目的经济性，支撑CCUS 项目产业化发展。