作为传统化石能源，石油和天然气一向是碳排放“大户”。国际能源署（IEA）统计数据显示，2019年全球二氧化碳排放量为330亿吨，主要源于煤、石油和天然气等一次能源的使用，其中石油和天然气的碳排放量达到182亿吨，占比55%。油气行业全价值链从开采、运输、储存到终端应用都会产生大量碳排放，全链温室气体排放量达到全球总量的40%以上——其中生产阶段的排放占20%，使用阶段的排放占80%（见图一）。要实现碳中和目标，油气行业势必成为减排主体。

从长期需求来看，全球电气化与可再生能源的发展会进一步降低油气需求（见图二）。麦肯锡全球分析指出，在实现1.5摄氏度控温目标的情景下，油气需求在总能源需求中所占比例需要从目前的55%降至2050年的15%，这对油气行业影响极大。中国的情景与之相仿，国家能源研究所与麦肯锡分析均指出，到2050年中国的石油需求预计将下降70%-85%。因此，能源转型已成为不可逆转的趋势和志在必胜的竞赛，油气行业需要有破釜沉舟的勇气，在碳中和大势下寻求撬动转型的后发力量。

此外，资本市场也会给油气企业施加减排压力。投资者对环境问题日趋敏感，国外也出现过股东以维权、撤资等方式要求石油巨头企业加强环境气候相关数据和风险的披露，并制定针对性能源转型和减排计划的情况。在2018年，全球可持续投资联盟（GSIA）调查显示，全球五大市场的可持续投资资产规模达到了30.7万亿美元，占资产管理总规模的三分之一。截至2019年，宣布要不同程度撤资传统化石能源行业的投资基金逾1000家，资产管理总规模达12万亿美元。在中国，有32家银行、基金、保险企业加入了联合国负责任投资原则组织 (PRI)，该组织要求在投资过程中考虑环境、社会与治理（ESG）因素，并及时披露气候变化相关风险。

根据麦肯锡分析，在1.5摄氏度控温情景下，到2050年油气全生命周期需减少95%的温室气体排放。在我们制定的路径中，油气终端需求下降是最大抓手，将贡献80%的温室气体减排；中国油气行业产业链（包括采油、运输和化工）的碳减排措施将贡献约15%的减排。

油气行业的温室气体排放主要包括二氧化碳与甲烷两类，二氧化碳排放主要由供热与供能需求产生，如使用天然气作为燃料供热及产生蒸汽、自备电厂发电等带来的尾气排放等。以20年为尺度，甲烷的增温潜势约为二氧化碳的86倍，是需要优先控制的一类温室气体。在油气产业链贡献的15%温室气体减排量当中，超过60%来自甲烷减排，剩下40%来自二氧化碳减排；其中上游采油减排占比约10%，下游炼油减排占比约30%。（见图三）

现有技术可以解决70%的甲烷逃逸，但因为监管法律有待完善、高投资回报率要求以及对常规采油操作的打扰，甲烷减排技术尚未大规模应用。现有可供选择的技术包括：

• 更换高排放器件：通过更换高排放泵、压缩机密封件、压缩机密封杆、仪表空气系统和电动机等控制甲烷高排放环节，可贡献甲烷总减排量的30%。然而替换设备质量的不稳定性可能会导致减排量出现一定程度的偏差。

• 安装排放控制装置：通过安装蒸汽回收装置、排污捕获单元、柱塞、火炬燃烧等对甲烷排放环节加以控制，从而减少甲烷排放，占甲烷总减排量的7%。然而排放控制设备（尤其是汽油油气回收系统）质量的不可靠，以及在安装、使用新排放控制设备方面的经验不足会影响总减排量。此外，火炬燃烧是通过燃烧将甲烷转化成二氧化碳，一定程度上还是产生了温室气体。

• 泄漏检测和修复（Leak Detection and Repair,简称LDAR）：通过使用红外摄像头等技术定位和修复全价值链泄漏，占甲烷总减排量的26%。然而，由于LDAR提供商的服务质量和专业知识参差不齐，需要定期跟踪泄漏情况，因此劳动强度相对较大。

• 其他新兴技术：如数字传感器、预测分析、应用卫星以及无人机检测泄漏、压缩及液化甲烷气副产物的微技术、减少甲烷的催化剂等，占甲烷总减排量的4%。然而这些新技术需要较高的安装成本和人力资本，企业缺乏在这一领域进行投资和创新的动力。

超过90%的陆上油田已通过电网来为采油设备供电，采油操作本身只在供暖部分排放少量二氧化碳。但是，海上油田仍然燃烧石油和天然气并产生二氧化碳。能效提高是降低海上油田排放的无悔抓手，也是技术成熟度与资源可用性最高的方式。通过改进设备和流程的设计，并购买节能设备等来提高能效，海上油田的碳排放量有潜力降低15%。针对剩余排放，可以通过海底电缆供电解决，相对海上碳捕集封存，海底电缆供电是技术成熟且较为经济的碳减排手段。但是海底电缆造价昂贵，就近海油田而言，减排每吨二氧化碳的成本逾100美元。在低油价环境下，油气企业需要外部激励来推动他们开展行动。除去海底电缆，海上风能发电也是一种潜在电气化方式，尤其适用于远海油田。

如塑料回收、碳捕集利用与封存（CCUS）和设备电气化等。然而，这些高潜力碳减排抓手技术尚未完全成熟，因此需要根据地区资源禀赋有针对性地选取并采用。我们建议中国炼油化工企业可考虑以下三种区域类型，进行针对性布局以填补碳减排缺口：

• CCUS规模潜力区：代表地区为东北、华北、西北和华东，如黑吉辽、京津冀、长三角、新疆和陕西。这些地区靠近油田及其他高碳排放行业，二氧化碳运输、储存成本较低，易与周边产业协同形成规模效应并降低资本开支，因此推荐优先使用CCUS。例如，陕西的炼油产业拥有与煤化工产业的碳减排协同效应，可优先试点开展CCUS规模化。我们预计CCUS规模化每年将为中国油气产业带来约2000万吨二氧化碳减排。

• 电气化试点代表区：代表地区为华中和西南，如湖北、四川等。这些地区拥有丰富的清洁能源，且电价较低，可降低电气化试点的电力成本。例如，四川拥有中国排名第一的水电装机容量，太阳能和风电的总装机容量为250万千瓦；湖北拥有中国排名第三的水电装机容量，可再生能源的总装机容量超过1000万千瓦，可优先试点开展电气化。我们预计电气化试点规模化每年将为中国油气产业带来约200万吨二氧化碳减排。

• 因地制宜战略区：如山东，该地区既拥有来自太阳能、风能的丰富而廉价的电力，可以进行电气化试点，也靠近油田（如胜利油田），便于开展CCUS规模化，因此对于碳减排手段的选择需一事一议、具体分析。

深入理解“十四五”时期国家碳减排目标与宏观经济形势对中国油气产业链的影响，并结合企业业务现状、碳排放现状，发掘高吸引力的碳减排机会，从而制定未来3-5年、5-10年乃至到2050年的具体碳减排和转型目标。

分析传统油气资产在低碳环境下的风险，巩固优化油气资产质量，最小化碳减排对盈利能力的影响。对于在海外有上游或下游资产的油气企业，更要尽早厘清企业在当地的碳排放水平以及可能对应的碳税。对于新增长机会，要通过分析潜在收益来确定重点发展方向，并制定进入方案或提速扩张方案。对于前景明确的新技术、新方案，加速布局，联动战略、运营、市场和组织，赢得先机；对前景尚未明朗的颠覆性技术（如可控核聚变），紧密团结生态圈开展系统性研究，研判下一代科技对行业整体和企业本身的影响，为能源未来做好准备。在投资战略方向上，需自上而下开展管理，确保投资组合与战略计划紧密结合，并明确投资绩效目标和管理机制，推动资产配置优化提升。

为了实现碳减排目标，在资产层面制定具体减排措施，并计算其减排潜力和投资回报情况，即经济效益、投资成本、运营成本和对应风险的预估，形成边际减排成本曲线，并找出最可行、最经济的碳减排路径，同时积极为参与碳交易市场做好准备。在日常管理中，评估气候风险对公司的潜在影响，并设立管理机制应对气候风险。

为长效持续推进减排优化，油气企业对内需将目标下放，提升转型能力，拥抱革新思维，对外需释放转型信号。首先，企业要在部门层面制定明确的碳减排目标和里程碑，保证上下思维一致，确保战略落地执行。第二，在各部门提高企业转型能力，包括制定高质量人才管理机制，以获得市场化、创新型、国际化的人才储备。第三，利用组织架构调整和企业文化升级双管齐下，平衡新老业务之间的冲突，激发员工变革热情。第四，制定企业宣传策略，对外体现碳减排的产品差异化，以合理角度来说服投资者、客户及政府支持减排计划，向国际社会展现中国油气企业的碳减排决心，让民众了解企业的社会责任实践。

企业、行业和地方都应基于对油气行业全价值链的通盘考量制定碳中和转型目标。由于各环节的资产、市场或运营情况存在差异，因此在不同环节有必要采取不同的政策路径。低碳技术的研发和储备，如新一代清洁高效可循环生产工艺、节能减碳及二氧化碳循环利用技术、化石能源清洁开发转化与利用技术等如果能获得支持，企业就有动力增加科技创新投入。在合适的区域，应大力推进二氧化碳捕集、驱油和埋存先导性工程示范，推广绿色产品、绿色工厂和绿色园区，鼓励企业开发优质耐用可循环的绿色石化产品，开展生态产品设计，制定低碳标准，提高低碳化原料比例，减少产品全生命周期碳足迹，带动上下游价值链碳减排。应加强行业内的监督与对比分析，对于业内标杆企业、先进转型行动主动给予有针对性的补贴支持；同时应突出地方责任、强化绩效考核，完善政策措施、探索试点经验。若当地油气产业及炼化、电力、水泥等碳排高、难排减的行业较为发达，可试点布局开展CCUS驱油大型园区，扩大规模效应，在降低当地企业使用碳减排技术边际成本的同时创造工业发展的新引擎，在全国形成先行示范效应。

实现“零碳中国”，需要未来十年持之以恒的关键举措与实际行动。麦肯锡认为，碳中和转型早已不是“可选项”，而是如箭在弦的“必选项”。希望通过即将推出的一系列文章为尽快落实碳中和转型提供思路和洞见，触发更多思维激荡和观点碰撞，与社会各界协力构建零碳社区，推动各方共同努力实现深度变革。