中国石油在拉美地区低碳能源转型的探索与实践

王天娇，周魁，施晓康

1.中国石油（伊拉克）鲁迈拉公司；2.中国石油拉美公司；3.中国石油（厄瓜多尔）安第斯公司

关键字：能源转型；中国石油；拉美地区；新能源发展潜力；减排目标

0 引言

2023年，拉美地区进入“后疫情时代”,三年疫情影响叠加俄乌冲突危机，给拉美地区政治、经济、社会发展带来广泛深刻的影响，特别是对拉美能源市场、能源安全、能源结算等方面造成了重大冲击。随着世界能源格局发生重构，拉美地区的可再生能源发展也进入了新的转型期。中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）紧跟全球变化趋势，结合具体业务类型和发展实际，在拉美地区进行低碳转型探索，总结出了一条海外业务绿色发展之路。通过研究中国石油的绿色发展之路，可以为海外作业的其他中国油气公司提供参考借鉴。

1 中国石油在拉美地区业务分布

中国石油是集油气勘探开发和新能源、炼化销售和新材料、支持和服务、资本和金融等业务于一体的国际能源公司，具有强大的综合实力。自1993年以秘鲁塔拉拉油田起步为标志，坚持实施“走出去”战略，大力发展海外业务，至今在拉美地区已运营30年，业务范围涵盖勘探开发、工程技术、工程建设、油气贸易和服务保障等上中下游全产业链。

截至2022年底，中国石油在拉美地区11 个资源国、36 个地区（项目）开展业务。中国石油国际勘探开发有限公司主要从事拉美地区上游的勘探开发业务，在委内瑞拉、巴西、厄瓜多尔和秘鲁4 个国家运营。其中，委内瑞拉包括MPE3 项目、胡宁4 项目、苏马诺项目和陆湖项目，巴西为里贝拉项目、布兹奥斯项目和阿拉姆项目，厄瓜多尔仅有安第斯项目，秘鲁包括8 区、6/7 区、10 区、57 区、58 区项目。从事中下游业务的中国石油各单位也对应上游业务在上述4 个国家布局。除此之外，古巴、巴拿马、墨西哥、哥伦比亚、玻利维亚、阿根廷、苏里南等7 个国家也遍布中国石油国际事业有限公司（简称国际事业）、中国石油川庆钻探工程有限公司（简称川庆钻探）、中国石油长城钻探工程公司（简称长城钻探）、中国石油渤海钻探工程公司（简称渤海钻探）、中国石油集团测井有限公司（简称中油测井）、中国寰球工程有限公司（简称寰球工程）等工程技术、工程建设公司的足迹。考虑到某些资源国项目常驻人数相对较少或属于非长驻项目，本文主要探索中国石油在委内瑞拉、巴西、厄瓜多尔、秘鲁、古巴、巴拿马等6 个主要资源国的低碳能源转型实践。

2 拉美地区主要资源国碳排放目标和开发潜力

2.1 资源国碳排放目标

中国石油在拉美地区6 个主要资源国中，秘鲁、厄瓜多尔、巴西和巴拿马已经明确承诺在2050年实现碳中和，委内瑞拉和古巴没有做出实现碳中和的承诺或提出明确的减排目标，但对于基准排放量做出了预测，并对各行业减排、提高能效及修复环境等方面提出了一定要求，因此，各国对在本国作业的能源公司加大了作业排放等方面的监督审核力度。表1是拉美6 个资源国碳排放承诺目标和内容，可以看出，与比较激进的欧洲国家相比，拉美各国以发展经济为先，对于碳排放承诺目标设置并不严苛；其中，受政治经济等国情限制，委内瑞拉和古巴未设置明确的碳排放目标。但对于在本国作业的各外国公司，拉美各国对于环保作业仍设置了较高的标准，并提高了监督审核力度。

表1 拉美地区6 个资源国碳排放承诺目标

2.2 资源国新能源开发情况及政策支持

2.2.1 委内瑞拉

委内瑞拉的原油储量全球排名第一，可再生能源资源也非常丰富。该国位于赤道附近，每天平均有4～6 h 的强日照时间，太阳能潜力约为2.7～7.3 kW·h/m3。该国海岸线长达2 813 km，海风资源丰富。境内共有105 条河流，水力资源丰富，最大的奥里诺科河长2 140 km，总落差1 100 m，最大流量达到3.7×104m3/s，为南美第三大河流。国内第二大河是卡罗尼河，该河全长640 km，上游至下游的落差近1 000 m。因此，在该国开发利用光伏、水力及风力发电具有极大的潜力。

由于多年的政治动荡和低迷的经济环境，委内瑞拉新能源项目基本未得到大规模开发，该国的光伏应用集中在25 kW 或更小的离网系统，大部分项目分布在偏远地区。2015年5月，在南部罗格斯群岛投产了太阳能柴油混合发电项目，该项目作为委内瑞拉首个大型光伏电站，共安装有1.1 MW 的光伏组件，每年可发电140×104kW·h，大约相当于委内瑞拉400 户居民全年的用电量［3］。根据国际可再生能源署的数据，截至2020年底，委内瑞拉的太阳能装机容量约为5 MW。全国共有两个风电场，总装机容量约为50 MW，2013年后基本停止使用。

在政策、规划和法律框架上，委内瑞拉对新能源项目无直接的重大支持；招商引资方面，相关政策比较苛刻。该国政府拟对光伏、氢能等绿色能源进行财政补贴，开发和建设可显著减少甲烷等温室气体排放的基础设施。在税收方面，投资建设新能源的企业最多可以享受20%的税收优惠。

2.2.2 厄瓜多尔

厄瓜多尔位于赤道附近，太阳能潜力约为2.8～6.4 kW·h/m3，中部安第斯山区具有较好的太阳能、风能资源。该国水资源丰富，水电占总电力供应的80%以上。该国新能源开发程度低，目前没有建成的光伏项目，位于中部山区的在建光伏项目，装机容量为258 MW；位于加拉帕格斯群岛的在建光伏项目，装机容量14.8 MW，预计2023年投产。目前该国仅有一个已建风电项目，装机容量16.5 MW。在建风电项目为Villonaco 二期、三期，装机容量总计110 MW，预计2023年投产。厄瓜多尔政府对新能源投资给予税收优惠，新能源投资项目前五年免缴企业所得税，企业为开发新能源购买的机械、设备、技术可以按双倍余额折旧摊销［4］。

2.2.3 秘鲁

秘鲁自西向东分别为热带沙漠、高原和雨林气候。全境每天日照超过12 h，日照充足，太阳能资源丰富。目前该国光伏发电利用较少，但随着电气化进程的推进，政府对于未来人口稀疏的中等城市的光伏利用已做出规划。秘鲁水力资源极为丰富，国内近46%的能源消费来自水力资源,该国水力资源主要集中在亚马逊流域地区，但是该区域人口相对稀疏，用电需求少，需要建设大型输电线路将电力输至人口稠密的太平洋沿海地区。该国风能资源主要分布在海岸线附近，位于北部海岸以及安第斯山脉和利马以南的伊卡周围，风速为7.5 m/s 或更高，受限于经济因素，秘鲁政府对风电项目投资较少，国内目前尚无大规模风电利用项目。

秘鲁实行企业双重征税的共同税收制度，向企业按29.5%的税率征收所得税，向自然人或非居民主体股东按照分配利润的5%征税。根据秘鲁政府2022年1月发布的InformeFinaldelaComisión MultisectorialRSN108-2021-PCMInformeFinal Preliminar（多部门委员会发布关于天然气大规模化最终报告），为了鼓励可再生能源发展，秘鲁政府对水力和其他可再生能源（如太阳能、风能、生物质能等）项目实行加速折旧制度，使企业固定资产价值在使用年限内尽早得到补偿。此外，秘鲁政府还规定电力公司可以与秘鲁国家签订为期10年的税收稳定协议，可再生能源企业也可以通过此协议获得增值税早期抵扣［5］。

2.2.4 巴西

作为金砖国家之一，巴西资源禀赋极佳，在南美洲，其拥有的国土面积最大，涵盖了近60%的亚马逊热带雨林。根据国际可再生能源署发布的数据，2022年巴西可再生能源资源总量为175 262 MW，发展潜力巨大［6］。作为发展中国家，巴西的可再生能源占能源消费总量的比例已高达45.3%［7］，2022年，其水电、风能、太阳能和生物质能发电总量为6.2×104MW，占全国发电总量的比例超92%，创10年来最高水平［8］。肥沃的土壤和适宜的气候帮助巴西发展了丰富的农业资源，为巴西大力发展生物能源提供了天然的土壤，在世界上享有“酒精的沙特阿拉伯”地位［9］。据巴西甘蔗行业协会数据显示，巴西是全球最大的甘蔗乙醇生产国，2022年巴西蔗糖占全球糖类产量的23%，其蔗糖出口量占全球糖类出口量的49%［10］。巴西是拉丁美洲最大的电力生产国，拥有世界第七大发电能力。截至2021年底，巴西全国发电装机总容量达到181.6 GW，较2020年增长了3.9%，其中风力发电（装机占比21.2%）和太阳能发电（装机占比40.9%）增长显著［11］。截至2021年底，巴西东北部和南部沿海建造了726 座风能发电站，运转风机超过8 000 个，总装机容量达19 GW，在建容量近4 GW。

巴西的相关碳税政策仍在论证阶段，2020年巴西经济部曾宣布正在评估建立碳税体系，但截至目前尚未提出可执行计划。巴西对于温室气体排放标准比较严格，主要遵循PolíticaNacionalBrasileña deBiocombustibles（ 国家生物燃料政策）、Ley BrasileñadeBioseguridad（ 生物安全法）、Código ForestalBrasileño（森林法）等规定。

2.2.5 古巴和巴拿马

中国石油在古巴和巴拿马暂无上游投资项目，在古巴主要是由工程技术、工程建设单位开展工程服务类项目，巴拿马主要由国际事业从事原油贸易业务。

古巴是加勒比海地区面积最大的国家，全境大部分地区属热带雨林气候，太阳能、风能、生物质能等自然资源丰富，油气等常规能源资源主要依赖进口。目前古巴电力主要由火力发电和生物质能（蔗渣燃烧）发电两部分构成，其中火力发电占比超过90%。近年来古巴政府十分重视可再生能源的开发利用，将太阳能、风能、生物质能、沼气等的开发利用确定为优先发展产业，鼓励外资投资可再生能源项目。该国首个公用事业规模的可再生能源项目——西罗雷东多生物质发电厂由中国投资建立；欧洲国家近年来也注意到了古巴的新能源潜力，英国和古巴已合作开展了生物能源项目［12］。2021年，由于委内瑞拉削减了对古巴的石油补贴，古巴政府将原用于传统电力的补贴转为支持可再生能源潜力转化。

巴拿马位于中美洲的巴拿马地峡上，全境地势起伏，相较以上几个国家，自然资源不算特别丰富，对于可再生能源的开发也相对不足。巴拿马利用其位于主要海上贸易路线交汇处的地理位置优势，将自身定位于成为拉美地区的低碳氢燃料分销中心［13］。巴拿马政府也尝试探索其他的新能源开发利用，2020年5月，中国葛洲坝集团国际工程有限公司与巴拿马签署110 MW 光伏项目EPC 合同协议，合同金额1.08×108美元。该项目一期10 MW 工程已于2019年10月并网发电，中国葛洲坝集团国际工程有限公司将参与后续110 MW 光伏项目实施［14］。

3 中国石油在拉美地区低碳能源转型的探索

3.1 构建“1+6”甲乙方联动管理架构，绿色发展战略覆盖拉美全区

中国石油依托甲乙方一体化优势，在拉美地区设立了大区协调组，统筹管理和协调拉美地区甲乙方各单位区内事务。根据绿色低碳发展总体战略部署，依托大区协调组，中国石油在拉美地区成立了海外首个新能源和绿色发展工作组（简称工作组），囊括了上游业务覆盖的委内瑞拉、厄瓜多尔、秘鲁、巴西等4个资源国。工作组结合拉美各资源国实际，全方位开展能源转型发展研究和应用。中国石油在资源国的各公司根据自身业务特点、资源国绿色低碳发展要求，以共建或自建方式，充实拉美地区工程技术、工程建设和服务保障单位人员，分别成立了委内瑞拉、巴西、厄瓜多尔、秘鲁、巴拿马和古巴6 个国别层面工作小组（简称国别小组）。工作组负责统筹并提供专业指导，与国别小组对接，梳理明确了各资源国、各项目的任务目标，指导制定各项目全生命周期绿色低碳发展方案。工作组及国别小组以绿色发展理念为指引，突破了专业和机构限制，集中优势资源，推动专题研究与应用工作的开展。至此，拉美地区“1+6”甲乙方联动的低碳能源转型管理组织构建完成。

3.2 建立“三层级”研究框架，依托“三平台”开展低碳能源转型研究

根据中国石油作为OGCI（油气行业气候倡议组织）发起成员在加速推进“双碳”目标过程中的战略承诺，工作组按照中国石油“清洁替代、战略接替、绿色发展”的总体战略部署，建立了“三层级”研究框架，依托“三平台”开展低碳能源转型研究。

三层级：中国石油在拉美地区的绿色发展研究框架按照理念宣贯、发展研究、创新应用等3 个层次，开展多方位、多维度、多层次的研究工作。理念宣贯阶段，主要学习宣贯国家新能源及绿色“双碳”发展理念和具体方针，跟踪相关政策、法规及标准的制订；传达落实中国石油绿色发展战略和行动方案；宣贯普及拉美地区新能源及绿色发展理念和愿景目标。发展研究阶段，跟踪全球能源行业整体发展趋势，研判全球各国能源政策变化和油气行业监管政策调整；聚焦重点国家发展战略与机会，深入研究目标国家相关政策、实施现状和业务机会；对标研究国际大型油气能源公司的新能源与绿色低碳发展战略及工作进展。创新应用阶段，建立新能源及绿色“双碳”应用策略与技术库；提出新能源与绿色低碳转型发展技术路线图；跟踪新能源及绿色低碳科技新进展，针对拉美地区项目特点，提出碳减排、碳中和及绿色能源开发在油气生产、环境保护及项目退出弃置中的推广应用建议。

三平台：中国石油在拉美地区设立“拉美大讲堂”作为培训平台，制订培训计划，推广绿色低碳发展理念，持续开展拉美地区各单位全员理念培训，贯彻新理念、新技术发展趋势。以工作组为业务平台，由工作组牵头，按照“1+6”架构，与国别小组相互配合，出具信息跟踪月报及专题研究建议报告，为拉美地区开展新能源和绿色低碳发展转型提供借鉴和思路。以拉美能源信息港、拉美地区中资企业交流群为交流平台，实时分享国内外前沿绿色低碳技术、先进管理经验，多渠道、多方式发送相关资讯和专项研究报告，营造绿色低碳发展的创业氛围。

3.3 以“一项目一策”为原则，制定上游业务项目全生命周期低碳转型方案

结合拉美地区上游业务各项目生产实际，全面梳理项目进展情况，按照项目合同期、项目类型、产品类型和作业类型进行分类，并依据“一项目一策”，因地制宜、分门别类制订项目全生命周期的绿色低碳发展方案。

3.3.1 按项目合同期分析

根据中国石油现有项目合同期状况，按照项目全生命周期研究理念，进行新能源和绿色低碳发展的可行性评估分析，对相关投资项目进行梳理分类并制定了应对策略：一是对于新获取项目，如巴西布兹奥斯和阿拉姆项目，需要研究项目可行性研究与初步设计方案中的相关内容是否与巴西及中国石油绿色低碳发展要求相吻合，是否存在改进空间，按照项目全生命周期重新审查项目经营策略以及退出时的环保风险。在此基础上，充分考虑可行的新能源低碳技术推广，减少项目操作周期的碳排放，实现项目的低碳绿色开发。二是对于委内瑞拉陆湖等拟退出项目，做好情景预设，按照不同情境下退出可能触发的条件进行推演，开展资源国及合同要求的环保义务梳理，进行风险评估，研究资产处置的可行性，做好风险防范。三是对于厄瓜多尔安第斯等合同期小于五年的项目，尽快开展项目延期的经营策略研究。对于拟延期项目做好绿色方案设计，研究延期经营策略的绿色低碳发展因素，重新签订合同或在延期合同中对绿色条款予以关注，做好全生命周期绿色低碳发展设计；对于拟退出项目，开展环保义务梳理和风险评估，对或有结果提前进行情景推演，全面考虑可能发生的风险。四是对于委内瑞拉MPE3 项目等处于合同期内的项目，根据资源国新能源开发、绿色低碳发展要求，做好从资源端到市场端的通盘考虑，研究生产过程中的节能减排措施，根据实际情况加快技术革新，推广适用新技术，提高生产能效；分析资源国征收碳税的可能性及应对策略，做好生产过程中的低碳减排管理。

3.3.2 按勘探开发业务类型分析

中国石油在拉美地区上游业务主要包括勘探类和开发类项目，对于此类项目的绿色低碳发展，一是做好合同区地理、气候、环境合规管理研究，依据热带草原、雨林、沿海、沙漠、超深海等不同区块特点，按照生态保护、环境质量、资源利用及生态环境准入要求等开展梳理，审查环境管理计划，对于潜在风险点及低碳应用点列出工作方案及提升计划。二是对于勘探和开发类项目进行环境风险因素识别，开展长期污染物监测，防止发生突发性油气泄漏等环境事故。开展环境风险定性和定量评价，指导项目公司制定绿色低碳发展方案和措施。三是对于委内瑞拉胡宁4 项目等勘探类项目，需研究勘探作业环境影响分析报告中有关林木砍伐、环境与生物多样性监测、植被恢复条款；研究地震作业、钻井作业、试油等作业环节的节能减排措施、岩屑无害化处理、钻井废液处理与排放等环节的环境保护和绿色低碳措施管理。四是对于开发类项目，加强采油新技术应用，提高生产能效，如采用伴生气回收利用、套管气回收、集成燃气机组电气化等节能减排措施。五是对于项目勘探开发过程中产生的固液体废弃物，研究减量化、资源化、无害化处理新技术新工艺应用，提升综合利用率。

3.3.3 按产品类型分析

拉美地区上游业务中，委内瑞拉MPE3 项目、胡宁4 项目、陆湖项目、厄瓜多尔安第斯项目、秘鲁8 区项目的油品类型属于重质原油，委内瑞拉苏马诺项目、巴西里贝拉项目和布兹奥斯项目属于中质原油，秘鲁6/7 区、10 区、57 区、58 区项目为轻质油，天然气主要储藏于秘鲁57 区、58 区项目。

按照油田产品类型，开展了开采过程中的效能技术分析及低碳措施整合。一是对于委内瑞拉MPE3 项目重油开采的冷采、热采（蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等）要进行技术整合，结合环境影响，减少高碳排放的多种影响因素，选择合适的开采技术；此外，还要注意重油开采过程中大量的氮、硫、蜡质的分离和处理，减少环境污染。二是对于巴西里贝拉等项目中轻质油开采（水驱、高压注空气等）做好污水处理和气体回注地层等措施管理，提升绿色发展质量。三是秘鲁57 区、58 区项目天然气藏开发参照油藏开发经验进行绿色管理，同时按照气藏类型进行区分，做好自喷时的易燃易爆预警，防止造成环境污染，提高气藏采收率。四是对于伴生气较多的油藏要提高伴生气的回收利用，提高伴生气利用率（管道气或液化气），减少放空燃烧量，并根据资源国火炬气减排等环保要求及时改进。

3.3.4 按石油合同作业类型分析

拉美地区油气项目作业类型分为作业者项目和非作业者项目。一是对于安第斯项目，秘鲁6/7 区、10 区、58 区项目等作业者项目加强绿色低碳发展方案设计，对于资源国相关政策及石油合同进行梳理，对生产线研究制定全流程绿色低碳优化方案。二是对于委内瑞拉MPE3、胡宁4、苏马诺、陆湖项目，秘鲁8 区、57 区项目，巴西里贝拉、布兹奥斯、阿拉姆项目等非作业者项目推动大股东开展绿色低碳研究，提出符合拉美公司绿色低碳要求的意见和建议。

3.4 结合资源国新能源发展潜力，因地制宜筛选优质新能源项目投资机会

根据现有项目情况制定低碳减排发展策略，同时依托现有项目资源，结合资源国可再生能源发展情况，筛选拉美地区新能源投资重点领域，密切跟踪各国政策动向和新能源项目发布，适时参与拉美地区新能源项目投标。

一是梳理各项目合同作业区块光照情况，主要包括年有效光照利用时间、辐射强度及其他气象情况，考虑在光照充足的沿海、沙漠、草原等地区的项目推广开发光伏发电；同时，梳理各项目合同区风能资源情况，包括年度风能有效利用时间、最低风速等，考虑在沿海、沙漠、深海类项目推广利用风能。二是梳理各项目所用电力、自备电站、发电装机容量、燃料来源等情况，开展太阳能、风能等清洁能源替代的可行性研究。三是根据项目合同期年限，开展可再生能源替代的经济性评价，计算现有项目周期内的可再生能源开发利用效率，提出可行性建议。

3.5 选取试点项目开展转型研究，低碳能源转型初见成效

根据中国石油拉美地区各项目特色，进行了全生命周期的绿色低碳发展研究，建立了应用策略及技术库，逐一对现有项目开展诊断性研究，绘制出各项目低碳绿色转型发展路线图。以特色项目为试点，根据试点项目开发利用情况，汲取成功经验，推动了拉美地区整体绿色低碳发展。

试点一：开展秘鲁6/7 区油田利用伴生气发电项目，节能减排促进绿色发展。通过开展提高能效分析，加强项目伴生气的回收，减少天然气放空，修建了燃气发电站。充分利用油田伴生气为燃气发电机组提供燃料发电，减少了因放空造成的环境污染问题，降低了发电成本，实现了油田电力供应自给自足，克服了地方电网不能稳定供电的不利条件，保障了油田的安全生产，实现了节能减排，促进了油田的绿色发展。

试点二：开展了委内瑞拉胡宁4 油田光伏发电项目可行性研究分析，为该油田电力短缺问题提供了解决思路。该研究方案对比了不同发电方案的费用支出，其中采用光伏综合发电方案20年总费用支出较柴油发电方案可节省1.7×108美元，同时大幅降低了温室气体和有毒气体排放，减少了环境污染，为胡宁4 油田供电瓶颈问题提供了技术、经济可行的解决途径。

试点三：筛选巴西生物能源投资机会，基于OLI模型（国际生产折衷理论）对巴西生物能源投资进行了可行性分析［15］，从所有权优势、区位优势和内部化优势分析了中国石油投资巴西生物能源的内外部环境，拓宽了中国石油进入巴西市场的战略设想。

3.6 推动技术创新驱动变革，加大新技术推广利用及试点布局

以技术创新为驱动，结合拉美地区新能源资源及市场分布情况，建立新能源资源库及技术库，选准时机采用合适的技术，推广低碳减排方案在拉美地区的应用，助力推进中国石油“油气热电氢”五大平台建设。

一是调研国内外CCUS（碳捕集、利用与封存）、CCS（碳捕集与封存）、地热、氢能、光伏、风能、生物质发电等新能源技术发展情况，开展拉美各项目应用新技术的可行性分析，与国内新能源研究机构建立技术交流，储备运作新能源项目的技术基础。二是结合各项目特色，对其进行全生命周期的绿色低碳发展研究，建立应用策略及技术库，逐一对现有项目开展诊断性研究，绘制各项目低碳绿色转型发展路线图。三是加大适用技术研发推广，充分识别各项目低碳能源技术的瓶颈因素，以技术创新为突破口，攻关“卡脖子”技术，提高核心技术自主创新能力，形成高效率、低成本的低碳技术序列。四是以特色项目为试点，考虑开展伴生气发电、伴生气CCUS、光伏发电等方案的可行性分析，根据试点项目开发利用情况，汲取成功经验，推动拉美地区整体绿色低碳发展。

4 建议

中国石油结合拉美地区各资源国具体情况，制定长期的低碳发展战略，推动了海外业务的整体绿色发展。对于开展海外业务的其他中国油气公司，本文提出以下几点建议。

4.1 梳理资源国相关法规及项目合同期义务，规避环保风险

在海外运营的中国油气公司要及时梳理所在资源国环保要求和立法情况，明确资源国已签署《巴黎协定》及相关碳减排承诺、绿色发展政策法规情况，以此作为硬约束，核查公司减排措施制订情况。所在资源国如暂无碳排放要求，应梳理各项目合同期低碳义务，核查义务工作量完成情况。应根据资源国法规及合同要求，梳理气候问题风险点，建立各项目低碳风险评估和应对机制，制定风险防范方案。要及时跟踪资源国法规变动情况，定期对公司碳排放情况进行检查并提出整改意见，动态调整减排实施方案。

4.2 开展国际石油公司对标研究，深度参与资源国低碳能源转型

海外中国油气公司应借鉴国际大型油气公司在低碳转型过程中的优秀做法和实践，开展对标研究，学习国际油气公司低碳业务战略部署及全球投资实践的经验，为低碳转型奠定基础。要充分把握全球能源转型趋势及能源市场发展方向，进行信息捕捉和机会筛选，加快低碳减排类、清洁替代类、可再生能源类、解决方案类等4 类低碳领域的业务布局，抢占市场先机，进行高效的低碳业务开发。此外，还应积极开展国际合作，获取新的低碳转型技术、知识和经验，在低碳能源全球化方面要“走出去”，更要“走上去”，以新能源撬动常规能源发展，积极与资源国联系，筛选优质项目，深度参与资源国低碳能源项目开发，提升公司品牌形象。

4.3 坚持差异化、多元化战略布局，结合生产实际实现低碳转型

海外中国油气公司应坚持“一国一策”“一单位一策”“一项目一策”，制定绿色发展战略，明确核心战略、重点领域和风险投资发展方向，差异化、多元化进行战略布局。上游业务要结合生产，加大项目全生命周期的低碳减排，提高能效，加大节能技术的推广应用；工程技术、工程建设业务可以考虑从原材料上进行低碳控制，减少产品的全生命周期碳足迹。根据资源国具体情况开展新能源开发，如在巴西运营的中国油气公司可利用资源国的生物能源优势，考虑在当地成立合资公司开发生物能源；在秘鲁、厄瓜多尔、古巴运营的中国油气公司可以利用资源国光照充足的特点经营光伏发电；近海项目可以考虑利用自身海上业务特点，率先发展气电项目及进入光伏产业等。

4.4 低碳不忘生产，加大对天然气的开发利用

海外中国油气公司应充分发挥自身优势，聚焦传统主营业务，同时兼顾新能源产业，保证重点项目维持生产，以“减碳”为主要抓手适度转型，提高在资源国的能源治理水平。低碳转型的首要着手点是考虑加大对资源国天然气的开发利用，研究上游业务整体能源生产结构，转变“重油轻气”理念，加强对伴生气、火炬气的回收利用，从源头上减少碳排放。此外，还应考虑加强天然气项目基础设施建设，提高天然气在项目上作为燃料的利用效率，考虑将天然气与CCS 技术相结合，成为零碳能源的解决方案。

4.5 发挥一体化优势、做好本土化管理，构建互利共赢新发展模式

发挥油气公司上下游一体化的整体优势，按照“风险共担、利益共享”的原则，利用上游业务的勘探开发业务能力和投资优势，工程建设、工程技术及油贸单位的物流运输体系和油气销售渠道，保障油气项目的稳定和可持续发展，推进各油气公司在海外的低碳能源转型。同时，海外中国油气公司应增强潜在优势挖潜，不仅要注重发掘自身的“所有权优势”和“内部化优势”，还要善于从竞争对手吸取“正能量”，考虑投资共建合资公司的做法，依托资源国当地资源禀赋、基础设施等区位优势，出资共建或参股管理新能源项目。此外，还应开展能源经营的本土化研究，在从事新能源生产和经营活动过程中，以员工本地化来迅速适应资源国经济、文化、政治环境，在人员、资金、生产原料、技术开发等方面实施当地化策略，正确面对资源国政府关于本土化的诉求，构建与资源国政府“互利共赢、和谐发展”的新运营模式。