清洁低碳是能源发展的重要竞争力。

 

　　拥抱新能源的脚步，越来越快。

　　今年3月，比亚迪宣布停止生产燃油汽车，成为全球首家宣布停产燃油车的汽车企业。福特、通用汽车、捷豹路虎、奔驰、沃尔沃等知名车企也承诺，将在2040年或之前实现零排放汽车和货车的销售占比达到100%。

　　燃油传统能源逐渐式微，石油企业如何破局?去年年底，中国石油和中国石化先后注册1亿元，成立新能源专业公司。

　　答案呼之欲出:加码清洁低碳。

　　以绿色理念筛选、淘汰、破旧、立新，这是油气公司提升竞争力的必由之路，也是一大终极目标。

　　清洁能源提速

　　春风不度玉门关。

　　春风又度玉门关。

　　面临石油资源枯竭的玉门油田，借着猎猎狂风一夜回春。目前，玉门已成为甘肃第一大风电基地、国内第五大风电基地。

　　去年底，中国石油首个集中式光伏电站——玉门油田200兆瓦光伏示范项目并网发电，160兆瓦新能源项目启动。这是中国石油首个成规模的集中式并网发电示范工程，也是中国石油“十四五”新能源业务“六大基地”之一。如今，中国石油已将绿色低碳纳入五大战略，按照清洁替代、战略接替、绿色转型“三步走”总体部署，大力实施绿色低碳发展战略，提出2050年实现近零排放目标。

　　罗佐县指出，无论是从《规划》还是《意见》看，今后非化石能源的发展要提速，这一政策导向鲜明。《意见》提及的绿色低碳转型内容几乎全部围绕非化石能源展开。其中，对光伏、风电的态度明确。

　　在光伏发电领域，“三桶油”中的另外两家也有新进展。中国海油首个兆瓦级分布式光伏发电项目——珠海管道光伏发电项目近日并网。中国石化装机容量最大的光伏发电项目——胜利油田胜利发电厂灰场光伏发电项目2021年12月13日投产。

　　除了光伏和风能外，氢能也是石油企业的重点发力领域。

　　过去一年，四川、宁夏、河北、江苏、福建、广东、浙江等多个省份相继出台鼓励、规范氢能发展的指导意见。今年，在《规划》的大框架下，配套出台的《氢能产业发展中长期规划》则明确了氢能的地位，点明氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。

　　据了解，我国可再生能源装机量位居世界首位，氢能产业发展态势总体良好。《规划》将“用能终端实现绿色低碳发展的重要载体”明确为氢能战略定位之一，旨在推动交通、工业等终端能源转型，以及高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。

　　《规划》还强调要“充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势”。明确了氢能在交通终端应用以外，作为一类储能载体的重要作用，对未来氢能大规模发展具有重大意义。

　　中国石化大连院第十一研究室副主任王红涛认为，这为氢能发展指明方向。中国石化“十四五”时期将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。一方面，应针对不同类型工业副产氢的高值化利用，开发和推广氢气检测分析、快速纯化等技术;另一方面，需要积极布局固体氧化物电解池制氢、海水制氢等技术，实现与可再生风光水电资源的耦合，培育具有中国石化特色的氢能产业体系。

　　“《规划》明确可再生能源制氢是鼓励方向，但与全国氢能庞大产能相比，可再生能源一年制氢10万~20万吨并不是一个很大的数字，由此可见，这次规划重点还在于一个‘稳’字。”王红涛说。可以肯定的是，氢能产业发展中长期规划的出台，则为产业合理有效推进提供了遵循。

　　碳捕捉推动降碳

　　未来，我国将有10亿吨碳排放量。怎样中和呢?CCUS(碳捕集、利用与封存)是好的答案。

　　从技术看，在《规划》中，对CCUS提出明确布局，是充分顺应了我国油气资源的现状。专家介绍，国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上，多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造等技术手段才能实现工业性开发。而二氧化碳驱油在提高低渗透储层有效动用储量和单井产量方面有一定效果，可将油田采收率提高5%以上，总体效益可观。

　　因此，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏将是国内石油行业的主要发展方向之一。发展CCUS一方面可以直接减少油气公司的温室气体排放，响应国家应对气候变化和碳减排要求;另一方面，二氧化碳驱油技术可提高低渗透油田采收率。

　　从实际运用来看，我国的石油企业已经取得一定突破。

　　中国石化CCUS技术研发和工程实践起步较早，在提高原油采收率和降碳减排上取得了较好成效。如低分压二氧化碳捕集技术在我国16个省市50余套装置获得成功应用，每年捕集二氧化碳20余万吨。

　　今年1月，我国首个百万吨级CCUS项目齐鲁石化—胜利油田CCUS项目全面建成。作为目前国内最大的CCUS全产业链示范基地和标杆工程，将有力推动实现“双碳”目标。

　　中国石化表示，“十四五”期间，将依托南化公司等炼化企业，力争在所属华东油气田、江苏油田等再建设百万吨级CCUS示范基地，实现CCUS产业化发展，为我国实现“双碳”目标开辟更为广阔的前景。

　　另一方面，中国石油在吉林油田已经建成国内首个二氧化碳分离、捕集和驱油等全产业链基地。截至2021年底，累计实现二氧化碳封存量超过250万吨;同时，大庆油田，克拉玛依石化公司CCUS捕集示范项目也在建设中。

　　不过，与国外相比，我国的CCUS还有较大发展空间。

　　根据伍德麦肯兹提供的数据显示，英国、日本、澳大利亚等国家纷纷制定政策鼓励CCUS发展。目前全球正在运行的大型CCUS示范项目有26个，每年可捕集封存二氧化碳约4000万吨。

　　这一差异引起业内人士的关注。今年两会期间，全国政协委员，中国石化集团公司董事长、党组书记马永生提出，目前我国CCUS产业发展迅速，但受限于成本、政策支持等因素，尚未形成有效的产业化规模化经济利用。

　　总体来看，我国CCUS正处于工业化示范阶段，与国际整体发展水平相当，但部分关键技术落后于国际先进水平，不同地区陆上封存潜力差异较大，且成本较高，亟须加快发展步伐，形成有效的产业化规模化经济利用，助力我国实现“双碳”目标。对此，马永生从顶层设计、技术攻关、产业示范、设施布局、政策法规等方面提出5条建议。

　　埃克森美孚等公司认为，CCUS可以为传统的油气行业带来转型发展机遇。随着许多油气加工工艺提升，创造了碳捕集的低成本机会，充足的市场需求可能会使CCUS成为油气行业的利润中心。联合国气候组织也指出，CCUS是实现降碳既定目标的最有力手段。

　　炼化转型促进减排

　　近来，炼化行业转型升级的风，已经吹到拍卖平台上。

　　在京东拍卖平台上，山东某炼厂正在拍卖石油化工炼油设备的拆除装置。标的物原价值约120亿元，起拍价约12.6亿元。

　　这是山东地区石油化工设备首次尝试网上拍卖。

　　作为地炼第一大省，山东省地方炼油能力超1.2亿吨/年，但高质量发展却不尽如人意，落后炼化产能退出及产业转型升级迫在眉睫。山东省省长周乃翔在政府工作报告中强调，今年要加快淘汰低效落后产能，整合退出地炼产能740万吨、焦化装置产能115万吨。

　　与之形成鲜明对比的是层出不穷的炼化一体化“巨无霸”:

　　大亚湾中国海油2200万吨/年炼油和中海壳牌220万吨/年乙烯为龙头的石化产业格局，规模位居全国第一。

　　中国石油广东石化炼化一体化项目，设计规模为2000万吨/年炼油+260万吨/年芳烃+120万吨/年乙烯，为中国石油一次性投资建设最大的炼化一体化项目。

　　中国石化中科炼化项目一期建设1000万吨/年炼油、80万吨/年乙烯，是“十三五”期间投资最大的项目。

　　荣盛石化控股子公司浙石化4000万吨/年炼化一体化项目(二期)全面投产。

　　…… ……

　　一边是炼油产业集中程度不断增加，一边则是随着“双碳”政策落实，原油加工能力200万吨/年以下的炼油厂正在关停，原油加工能力200万吨/年以上、不具备经济规模的企业关闭的可能性比较大。

　　更清晰的思路体现在《规划》中:推进炼化产业转型升级，严控新增炼油产能，有序推动落后和低效产能退出，提升资源综合利用水平。

　　“减油增化是大势所趋。”中国石化石油化工科学研究院院长李明丰分析道。炼油企业过去一直以生产成品油为主，由于新能源汽车快速发展，成品油销量逐步见顶。在炼油能力过剩背景下，产品市场进一步缩小是炼化企业面临的最大难题，转型是必然之路。

　　但是，埋着头闭着眼盲目增化未必能蹚出康庄大道。

　　“化工产品结构性供应不足是存在的。但应该清楚地认识到，当前市场缺乏的是高端化学品。”李明丰说。据他了解，目前炼厂的转型规划，大多以生产“三烯”“三苯”等基本有机化工原料为主，短期内一拥而上，可能会造成基本有机化工原料的过剩。

　　他强调，在转型中，企业生存发展可依赖的只有两点：一是产业链，二是新技术应用。以恒力石化、浙江石化为代表的新型炼厂主要依靠其称霸全球的芳烃产业链的支撑。如果一个炼厂自身没有后续产业链支撑，则应该更多发挥园区的作用。

　　可以说，炼化企业转型升级的目标，仍然是节能减排。李明丰指出，生产化学品能耗一般会高于生产成品油。因此，油转化过程炼油企业的装置能耗会有一定程度增加。在“双碳”的大背景下，这给部分开展油转化的装置带来困难。“我们应该看到，从整个生命周期而言，石油炼制从生产成品油向多产基本有机化工品转型是一个碳排放减少的过程。因此，我们也希望对于炼油向化工转型给予更多的政策支持。”李明丰说。

　　市场竞争顺应低碳目标

　　《规划》中，全国一张网的天然气输送体系建设尤为引人注目。

　　经过多年探索创新，我国能源体制改革“四梁八柱”主体框架基本确立，体制机制初步完善，但总体上仍跟不上能源转型变革的步伐。因此，市场化改革方向成为“十四五”时期能源发展的重点。

　　罗佐县认为，《规划》和《意见》将服务能源产业、改善终端用能条件视为提高能源服务水平的关键。前者主要指优化能源营商环境，旨在通过环境改善助力能源产业提高发展质量。

　　改善终端用能条件则主要着眼于服务民生与清洁能源供应;优化营商环境的着力点是为主体企业减负，降低管理环节复杂带给企业的交易成本下降，让企业能够享受到高效市场机制带来的红利，一心一意提升产业效率。

　　其中，深化重点领域市场化改革聚焦于全国统一的电力市场和全国一张网的天然气输送体系建设。而全国一张网的天然气输送体系建设，在近期的新闻中可窥见一斑。

　　3月25日，国家管网集团发布《2022年天然气管道管输服务集中受理工作公告》，标志着首次天然气管输服务集中受理分配工作圆满结束。此次集中受理采取市场化运作模式分配在役天然气管道剩余管容，共有30余企业提出了超过500条路由的服务申请，申请服务总气量139亿立方米。激发了“X+1+X”油气市场体系中上下游“X”的活力，推动了天然气资源供应及销售多元化。

　　数据显示，国家管网集团在役天然气管网4.9万公里，形成了西南、西北、东北及海上进口天然气的“四大战略通道”和“三纵三横”管网布局，“全国一张网”骨架初步形成，2021年天然气一次入网量超过2000亿立方米。

　　北京燃气集团研究院副院长白俊认为，“十三五”是石油行业深具里程碑意义的时段，油气体制改革政策逐一落地，改革最难啃的“骨头”——油气管网的独立运营，都已取得“破冰”式进展。《规划》中则再次明确了油气领域重点改革任务，包括放开上游勘查开采市场，深化油气管网改革，推进下游竞争性环节改革。

　　之所以在《规划》中继续强调推进市场化改革，除了降低油气供应安全风险和改变行业效率不高、企业“大而不强”的需要，还在于“能源清洁低碳转型的要求”。

　　他表示，全球能源清洁低碳发展是大势所趋，中国也提出要通过实施能源革命战略，建立清洁低碳、安全高效的能源体系。虽然当前中国高度依赖煤炭，但非化石能源发展势头强劲，水电、风电和太阳能光伏发电规模居世界首位，风电和光伏发电的上网侧平价也即将实现。近几年，核电增加较快，中国已成为世界第三大核电国家。智能微网、综合能源系统、能源互联网、储能、氢能等前沿领域探索进展很快。

　　“面对这种能源竞争加剧的形势，油气行业必须要通过市场化改革增供给降成本，激发科技创新，进一步提高油气清洁低碳能力，提高利用效率和竞争力，从而更好发挥油气价值，促进中国能源转型。”白俊说。

　　无论如何，油气改革都具有系统性、长期性和复杂性是油气体制改革的特点。全球新冠肺炎疫情和国际油价的剧烈起伏，给石油行业带来了前所未有的挑战，如何在危机中育新机、于变局中开新局，成为石油行业未来必须完成的重要课题。以清洁低碳引领发展，才能提升油气企业在国内外的竞争力、话语权和可持续性，使之逐步站到国际能源的舞台中心。

　　借用国家能源局党组书记、局长章建华的话:蓝图已经绘就，使命催人奋进。

　　责任编辑：石杏茹