油气行业在双碳战略下的绿色权益开发策略

马建国 郑重 刘宏彬

1 中国石油油气和新能源分公司 2 中国石油大庆油田设计院

绿色权益的开发和交易是一种低成本、高效率建设生态文明的市场化手段，在减轻控排企业履约压力的同时，能够从更大范围优化资源配置，促进国家能源结构转型。随着双碳目标的提出，油气行业成为中长期能源系统深度脱碳的关键，研究油气行业绿色权益的开发策略，对指导油气能源企业绿色低碳转型战略的实施，发掘并获取转型过程中产生的绿色权益和附加价值，实现企业的高质量可持续绿色发展具有较强的指导意义。

1 国家双碳战略下的油气行业转型

1.1 国家双碳战略对油气行业的影响

国家双碳战略将对油气行业的发展带来巨大挑战，但同时也蕴含着丰富的发展机会：一是由于交通运输和石化领域脱碳化的提速，原油的供需关系发生巨大变化，使得油气需求峰值提前到达；二是油气市场不稳定性增加，北美油气产能建设快速增长造成油气市场供应过剩，受疫情、战争和短期内市场供需波动叠加控排要求的影响，价格走势剧烈震荡将成常态；三是油气行业长期发展空间受限，虽然油气行业短期内勘探开发活动将保持活跃，但长期石油工程市场的发展空间可预见性缩紧，一旦油气需求双达峰后，油气生产随即进入下滑通道；四是油气企业低碳资源禀赋得到突显，油气行业可以充分发挥土地、风能、光伏、地热等资源优势，尤其是碳封存的先天资源禀赋，推动各项零碳与负碳技术的发展。

1.2 国内主要油气企业低碳绿色转型路径浅析

随着国内油气行业主要企业“双碳”目标的提出，以“三桶油”为代表的油气行业转型路径逐渐清晰，均提出了从单一油气能源产品供应企业向综合性能源供应服务商转变的低碳绿色转型战略。

中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）于2022年6月发布了《绿色低碳发展行动计划3.0》，提出了中国石油从油气供应商向综合能源服务商转型，按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略，实施“十大工程”，以组织体系优化、绿色引领示范、创新驱动转型为保障的低碳绿色转型战略实施路径。

中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）发布“2030年前碳达峰行动方案”后，于2023年1月正式发布《绿色低碳发展白皮书（2022）》，从战略理念、体制机制、大力发展清洁能源、资源节约利用等8 个方面向社会各界集中展示中石化的绿色低碳理念和实践。

中国海洋石油集团有限公司（以下简称中海油）于2022年6月正式发布《“碳达峰、碳中和”行动方案》，提出了“清洁替代、低碳跨越、绿色发展”工作部署，计划推进“六大行动”，落实低碳绿色转型战略实施路径。

2 油气行业绿色权益开发潜力及方向

2.1 绿色权益的分类与发展情况

油气行业涉及的绿色权益产品主要包括绿证、绿电以及碳资产，其中碳资产又可分为配额碳资产和自愿减排碳资产。

绿证包括国际绿证和国内绿证。2023年8月，国家多部委联名发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确规定绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明。该政策将有力提升国内绿证的权威性、唯一性和通用性。

绿电交易是指用电企业直接对接光伏、风电等发电企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费证明，电证一体。

绿电和绿证均可用来抵消企业温室气体排放量，实现减排目标，两者的区别是绿电从源头出发通过消耗绿色电力，在碳核算中直接减少了范围二（外购电力、热力）的碳排放，而绿证可以用作企业最终抵消碳排放量的一种凭证，“证随电走、证电合一”将是趋势。

配额碳资产是由主管部门颁发的碳配额，主要用于履约，也可以通过碳资产管理进行置换和抵押，或者将履约剩余的配额进行交易。截至目前，“三桶油”下属企业纳入全国碳排放权交易市场以设施为边界的单位数量达到35 家。在地区试点碳市场中，天津市和湖北省已经将油气开采行业纳入碳市场，“三桶油”下属企业纳入国内地区试点碳市场的企业数量打到42 家。

自愿减排碳资产，是在适用的自愿减排机制下开发的核证签发减排量，可用于相关碳市场履约，或用于认证企业、产品或社会活动的碳中和。国内油气行业适用的国际自愿减排机制主要包括VERRA 主管的核证碳标准（Verified Carbon Standard，简称VCS），德国碳排放权交易所主管的德国上游减排量（Upstream Emission Reduction，简称UER）等，而国内CCER 机制有望在近期重启。

2.2 油气行业开发绿色权益的现实意义与潜在方向

油气企业开发绿色权益，获取“额外”的经济收益，将直接改善建设工程的经济性，推动相关工程技术的快速发展。在油气行业绿色低碳转型的过程中，油气企业布局的以下技术将作为绿色权益的潜在方向。

2.2.1 风光发电

油气田矿区土地供应充足，且多分布于风、光资源禀赋优良的地域，海上风电资源同样丰富。同时我国的光伏和风电技术成熟，已具有国际领先优势，使国内主要油气企业大规模部署光伏、风力发电成为必然。中石油重点规划青海油田2565 万kW 基地、塔里木油田1800 万kW、大庆油田1000 万kW 等多项综合能源工程；中海油加快发展海上风电产业；江苏竹根沙项目作为其首个海上风电项目已实现全容量并网发电。对于大规模集中上网风光发电项目，适用于绿证绿电开发；对于分布式自消纳的风光发电项目，适用于碳资产开发。

2.2.2 余热余压利用

油气处理环节中含油污水余热利用、天然气余压发电等技术已经非常成熟，大庆油田自2003年开始应用热泵技术提取低温余热，已经建成13座热泵站；深圳燃气集团2011年即建成国内首个压力能发电制冰项目，全球首套双转子天然气压力能回收工业化装备于乐山并网发电。余热余压利用技术具有良好的碳资产开发前景，目前的主要制约问题是非绿电热泵产生过高间接排放，以及天然气余压发电规模较小，导致项目减排量过小，碳资产开发价值较低。

2.2.3 地热能

国内油气企业矿权区域内地热资源丰富，地热能勘查与开发利用技术与油气相关技术高度重叠，油气企业开发利用地热能具有先天优势。中石油矿权区内可采地热资源达3.59 亿tce，投资建设的冀东油田曹妃甸新城598 万m2地热供暖工程成为全国最大单体地热供暖项目。中石化地热供暖能力2023年底将突破1 亿m2，早在2009年即按照清洁发展机制（Clean Development Mechanism ,简称 CDM）注册完成了《AM0072 地热取代燃煤锅炉减少二氧化碳排放》方法学。

2.2.4 绿氢

氢能产业链与石油石化产业链高度类似，油气企业在氢能源的“制、储、运、加、用”全产业链大力布局，据不完全统计，全球石油公司在氢能方面的计划投资，已高达数百亿美元。中石化将氢能作为新能源发展核心业务，以打造“中国第一氢能公司”为目标，中石油和中海油也分别在大规模绿电制氢、管道运氢等领域持续深耕。2023年8月，联合国CDM 执行理事会审批通过《AM0124 电解水制氢》方法学，这将有效支持新建可再生能源电力用于电解水制氢工程开发碳资产。

2.2.5 CCS/CCUS

碳捕捉与封存（Carbon Capture and Storage，简称CCS）和二氧化碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage，简称CCUS）技术是实现双碳目标的保底措施。中石化齐鲁石化CCUS 示范工程作为全国首个百万吨级CCUS 项目，预计15a 可累计注入1000 余万t。中海油大亚湾区CCS/CCUS 集群研究项目，是我国首个海上规模化千万吨级CCS/CCUS 集群项目。中石油形成了以松辽盆地300 万t CCUS 重大示范工程为代表的“四大示范工程，六个先导试验”CCUS 产业格局。CCS/CCUS 碳资产开发的主要制约问题是缺少减排量核算方法学。2022年，中石油已经完成了CCUS 方法学技术报批稿。

3 油气行业绿色权益开发策略

3.1 绿证开发策略

油气企业投资建设的大规模可再生能源发电上网项目，可以选择绿证作为可开发的绿色权益。由于GEC 价格偏高，且仅可出售一次，国际认可度低，导致GEC 的交易热度较低。相比，I-REC 因具有全球追溯性，被温室气体公约（GHGP），碳披露组织（CDP）以及100%绿能国际倡议 （RE100）所认可，且其价格大幅低于GEC（详见图1），可多次转手交易，其市场流通性好于GEC。因此，现阶段应以开发I-REC 为主。

图1 GEC和I-REC价格曲线（数据来自复旦碳价指数）

3.2 国内自愿减排机制开发策略

国内CCER 重启在即，值得提前布局。分布式可再生能源发电自消纳项目、林业碳汇、甲烷利用等减排项目可作为CCER 的储备项目，同时积极申报碳捕集封存相关CCER 方法学，扩大碳资产开发机会。在绿电、绿证、碳配额、CCER 和用能权等绿色权益市场的协同耦合效应影响下，绿证和CCER 的边界及交易规则有待进一步厘清。伴随碳市场配额逐步收紧的预期，CCER 价格将保持走高态势（见图2）。在政策尚无明确要求前，油气企业应将CCER 作为绿色权益开发的优先选项。

图2 CEA和CCER价格表走势（数据来自复旦碳价指数）

碳资产项目开发（一般流程如图3 所示）既需要企业有较强的投资、人力、时间抗风险能力，也需要开发人员具有全面的项目操作经验。

图3 碳资产开发一般流程

项目投资建设单位应根据不同的管理定位、潜在项目数量体量、开发复杂程度、运作模式成熟度等因素，权衡风险和收益后，采取适应模式开发碳资产。

3.3 国际自愿减排机制开发策略

国内油气企业筛选符合相关机制要求的减排项目，开发国际自愿减排碳资产，将能够在绿色权益开发中获得更高的价格收益，例如德国UER 机制的碳价数倍于国内CCER 的价格。然而，一些机制开始限制大型集中式可再生能源发电项目的注册，同时随着《巴黎协定》第 6.4 条实施细则逐渐明确，国家自主贡献（Nationally Determined Contribution，简称NDC）将对国际自愿减排碳项目开发产生影响，各机制下的开发窗口将有可能收窄，选择减排量计入期较短的减排机制进行碳资产开发将是优选策略。

3.4 绿色权益管理建议

3.4.1 在变革中聚焦主业，通过转型寻求新发展

油气企业仍应聚焦主业，以保障国家能源安全的为首要目标，在自身擅长的业务中通过各类手段实现降本增效，因地制宜布局新能源产业。借助国内成熟的风电、光伏、储能产业链，将主要业务的节能降碳常态化，进一步提升市场竞争力，适时寻求跨领域的合作机会，为未来平抑绿色权益成本做好准备。

3.4.2 紧跟政策变化，阶段规划绿色低碳工作目标

油气行业全部纳入全国或者地区试点碳市场的时间表尚未明确，对油气企业碳排放管控的压力尚未全部显现，企业“双碳”工作的推动力多源于政策管控和企业考核压力，油气企业应结合碳减排目标和路径，尽早统筹管理绿色权益资源。从国际石油公司的经验来看，建议我国石油公司明确中长期温室气体减排目标，首先要“摸清家底”，明确温室气体排放来源及排放量，充分考虑企业管理与技术成本，兼顾减排目标和实现路径，深入挖掘全产业链的碳资产潜力项目，按照先部分后整体的阶段性步骤布局绿色权益开发与交易业务，提升低碳竞争力。

3.4.3 提升管理能力，积极参与绿色权益开发与交易

油气企业首先应加快绿色权益开发与交易方面的知识储备和人才培养，积极参与国内外绿色权益开发与交易活动，最大化实现企业的绿色权益价值。其次，油气企业通过研究适用的管理手段和技术工具，加强基础能力建设，完善碳排放数据统计体系，建立并固化企业内部管理制度，包括监测-报告-核查（MRV）机制、自愿减排量核证及交易等内容。第三，大型油气企业应成立碳资产管理公司，充分挖掘系统内资源优势，将绿色权益转变为绿色效益；中小型油气企业也可借助大型油气企业专业管理平台获得专业咨询服务，提升绿色资源整合效益，实现自身绿色资产的保值和增值。

4 结语

我国的能源结构将持续转向低碳化、无碳化，化石能源需求占比将大幅下降，油气企业面临着全产业链低碳化和扩大新能源业务结构的双重转型压力，为油气企业既带来了挑战也带来了发展机遇。油气企业通过开发绿色权益能够有效掌握国内外绿色权益市场的运行与交易规则，助力企业获取额外的绿色权益收益，积极成为低碳规则制定的参与者。