进入21世纪以来，面对全球气候变暖的紧迫形势，能源结构向绿色低碳转型越来越成为世界各国的普遍共识，风力发电、太阳能发电等可再生能源呈现蓬勃发展的局面。2020年，突如其来的新冠肺炎疫情和低油价对油气行业影响深远，必将加快能源的低碳转型。

当前全球正在采取行动应对气候变化，世界各国以及石油公司推出多方面的二氧化碳减排和能源转型的策略和措施。中国也提出了二氧化碳减排和能源低碳发展目标，采取了相应的措施。

“十四五”及未来较长一段时间，中国碳减排任务十分艰巨，在制定能源低碳“十四五”及中长期发展规划时，需要在2060年实现碳中和目标、一次能源结构调整趋势、煤炭清洁高效利用、发展真正绿色氢能以及推广应用碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存处置技术方面统一认识。

对中国能源低碳发展的建议：一是推动能源供给革命，推动能源的多元化发展并向低碳化过渡；二是以节能、低碳、电气化为抓手，推动能源需求革命；三是推动能源技术革命，把握能源转型升级的主动权；四是推动能源体制革命，实施碳交易市场和碳税相结合的政策，通过碳排放成本引导能源供给和消费升级；五是中国石油公司在保证国家能源安全的基础上，综合利用国内国外两种资源、两个市场，积极推动能源低碳转型。

中国面临的碳减排任务十分艰巨，在制定能源低碳“十四五”及中长期发展规划时，首先需要在以下几方面统一认识。

一是对2060年实现碳中和目标的认识。作为主要排放国，中国提出的这个目标超出了《巴黎协定》2℃温控目标下全球2065－2070年实现碳中和的要求，将可能使全球实现碳中和的时间提前5～10年，彰显了大国的责任和担当。实现这一目标需要全社会经济体系、能源体系、技术体系等方方面面的巨大转变，需要付出艰苦卓绝的努力。转型也会为中国带来经济竞争力提高、社会发展、环境保护等多重协同效益。

当下最紧迫的任务是在“十四五”规划中设立更有雄心的包含碳排放总量目标在内的应对气候变化目标，尽快制定全国和地方2030、2050年能源转型和达峰行动计划，以及在经济和技术上可行的低碳发展路线图，确保实现2060年碳中和的远大宏图，助力中国的可持续、高质量发展与全球生态安全的协调共赢。

二是关于一次能源结构调整趋势的认识。大力发展可再生能源，差异化发展化石能源，不断提高电能在最终能源消费中的比重，将成为应对气候变化、能源向低碳转型的必然选择。BP公司发布的《世界能源展望2020》提出，在一切如常、快速转型和“净零”3个情景下，到2050年，世界煤炭消耗量将较2018年下降22%～93%；可再生能源在一次能源结构中的比例快速上升，将占22%～59%；随着交通电气化和汽车内燃机效率提升，石油消费将在2030年达到峰值或已经达到峰值；天然气作为最清洁化石能源将发挥重要的过渡能源作用。

能源咨询公司Rystad Energy认为，可能有超过2800亿桶的石油留在地下失去商业开采价值。预计首先被淘汰的将是高残炭、高重金属、高含硫的油砂和超重油。

三是对煤炭清洁高效利用的认识。煤炭一直是中国第一大能源，改革开放40年为中国经济腾飞做出了巨大贡献。中国通过大力推进高效清洁煤电系统建设，提升能源利用效率，降低排放水平。截至2019年底，中国煤电超低排放机组超过890吉瓦，占煤电机组的85%。然而，煤炭是碳强度最大的化石燃料，2019年，中国煤炭产生的二氧化碳排放量约占全国总排放量的75%，超低排放燃煤机组的污染物当量值仍明显高于燃气机组。二氧化碳排放方面，燃煤电厂碳排放量为677克/千瓦时，天然气发电厂碳排放量仅为356克/千瓦时，燃气发电的度电碳排放量是燃煤发电的52.6%[11]。其他污染物排放方面，燃煤发电产生的三氧化硫、重金属、废水、粉煤灰、脱硫石膏等污染物排放未完全得到有效处理[12]。

如果不考虑碳排放成本，燃煤发电具有明显的价格优势。2018年，全国燃煤发电平均上网电价（含税）为0.371元/千瓦时，除高于水电外，均低于其他上网电价，其中燃气发电平均上网电价为0.584元/千瓦时，比煤电高0.213元/千瓦时[13]。如果采用碳捕集和封存技术减排，煤电、气电的碳排放强度分别按前述677克/千瓦时和356克/千瓦时计算，在假设其他成本都不变的情况下，电价变化情况见图6。当碳捕集和封存成本高于700元/吨二氧化碳时，气电价格将低于煤电价格，煤电将失去竞争优势，这也与国际能源署（IEA）测算的推动中国电力行业顺利实施“煤改气”须征碳税60～80美元/吨二氧化碳基本吻合[14]。

四是对发展真正绿色氢能的认识。氢气是二次能源，要在消耗其他能源后才能制得，不能简单认为氢气是绿色能源。根据氢气的来源不同，目前世界上普遍将氢气划分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中，灰氢是指用化石能源制氢，且不经过碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存处置，在制氢的同时排放大量二氧化碳，实际上是将碳排放从产业链后端转移到前端；蓝氢是指用化石能源制氢，同时采用碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存处置技术措施，制氢过程释放的大部分二氧化碳被捕集和封存；绿氢是指用可再生能源电解水制氢，整个制氢过程无碳排放。

2017年，全世界氢气消费量为6905万吨，96%由化石能源制备。目前，全世界仅有40万吨/年制氢项目配有碳捕集和封存项目[15]。在化石能源制氢过程中，用煤、石脑油和天然气生产1千克氢气要分别直接排放11、7和5.5千克二氧化碳。如果进一步考虑制氢能耗导致的碳排放，3种制氢生产的实际排放量将相应增至14.1、10.1和8.6千克二氧化碳[16]。在制氢成本方面，煤制氢为6.7～13.3元/千克，天然气制氢为8.9～16.7元/千克，石脑油制氢为7.8～17.8元/千克，水电解制氢为33.4～38.9元/千克[15]，若考虑碳捕集和封存成本，煤制氢的成本优势将丧失。如果利用可再生能源的弃电制氢，若弃电价格按0.1元/千瓦时计算，制氢成本可降至10元/千克，成本优势和低碳优势将变得十分明显。所以，“十四五”期间发展氢能，一定要问氢气来自哪里，避免一窝蜂发展氢能造成生态破坏、气候变暖的新风险，并防止出现一些企业套取国家补贴的现象，确保真正实现氢能的绿色发展。

五是对推广应用碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存技术的认识。碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存技术是二氧化碳“净零”排放的必要手段。可再生能源无论怎样发展都无法完全替代化石能源的部分功能，在化工、材料和发电行业释放的二氧化碳只能通过碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存技术加以控制。2020年5月，挪威国家石油公司、壳牌、道达尔公司合作，在挪威投资6.8亿美元建设的北极光碳捕集和封存项目，每年可捕集、封存150万吨二氧化碳，投资按15年分摊的折旧达30美元/吨二氧化碳。目前，欧洲碳捕集和封存项目的完全成本是50～90欧元/吨二氧化碳，美国是60～90美元/吨二氧化碳[17]。可见，大型碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存项目投资和操作费用都较高，今后若要大范围推广应用，需要不断降低成本和政策支持。

2020－2050年是世界执行《巴黎协定》的关键30年，也是中国实现“两个一百年”奋斗目标的攻坚阶段。从“十四五”开始的能源发展要以习近平主席“四个革命、一个合作”的能源安全新战略为指引，结合中国已进入高质量发展阶段的实际，高举构建人类命运共同体旗帜，顺应世界能源转型大趋势，坚定绿色低碳发展的信心。在保证国家能源安全和兼顾中国资源禀赋的基础上，紧紧依靠科技进步，大力实施节能减排和低碳措施，努力建设美丽中国，并为应对全球气候变化做出中国贡献。

一是推动能源供给革命，推动能源的多元化发展并向低碳化过渡。使一次能源消费增量主要由可再生能源和天然气提供，力争在2030年或更早实现二氧化碳排放绝对量达到峰值并开始下降。主要措施包括，继续大力发展光伏发电和风电，提高电网对光伏发电和风电的消纳率；严控煤电增量，尽快淘汰未达到超低排放标准的煤电机组，并逐步用燃气机组替换热效率低的煤电机组；发挥燃气轮机快速启停的优势，对冲可再生能源不稳定对电网造成的冲击，建立多能协调和互补的智能电网系统；鼓励发展地热能和生物质能，提高其在一次能源中的比重。

二是以节能、低碳、电气化为抓手，推动能源需求革命。加大节能降耗措施力度，积极调整总体产业结构，降低高耗能、高排放行业在国民经济中的比重，实现从粗放式用能到精细化用能的转变。推动水泥、钢铁、有色金属和陶瓷等高耗能行业电气化，推广应用电加热回转窑、电炉炼钢热泵、感应电炉、电窑炉等技术和设备等。推动碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存技术的应用，对二氧化碳排放集中的热电厂、水泥厂、钢铁厂、炼油厂、化工厂等行业，规定完成碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存项目建设的最后期限。以电动车为主，绿色氢能源车为辅，引导支持新能源汽车产业发展，实现公路运输的电气化和智能化，严控以化石能源特别是煤制氢发展氢能源汽车。

三是推动能源技术革命，把握能源转型升级的主动权。继续做好光伏发电与风电的重点技术和关键设备攻关，进一步提升能源利用效率，降低单位发电成本。实施电池技术突破行动，加强高强度、轻量化、高安全、低成本、长寿命动力电池和燃料电池系统等短板技术攻关。加大光催化分解水制氢、核聚变能源制氢以及煤炭地下原位气化制氢等氢能开发技术攻关，力争早日实现突破。

四是推动能源体制革命，实施碳排放交易市场和碳税相结合的政策，通过碳排放成本引导能源供给和消费升级。借鉴欧盟的成功经验，扩大适用范围并逐步提高二氧化碳排放价格，以过去10年推动全国汽柴油质量升级换代的决心和力度，推动碳减排。提前培养和储备技术、环保、经济、法律等方面的碳排放交易人才。

五是在保证国家能源安全的基础上，中国石油企业要综合利用国内国外两种资源、两个市场，积极推动能源低碳转型。坚持国内稳油增气，大力推动国内勘探开发，为降低中国油气对外依存度多做贡献；加大国内天然气资源开发力度，加快储气调峰能力建设，推动页岩油气、可燃冰等非常规油气工业性试验与工业化开采；加强海外天然气投资合作，积极参与储量基础好、开发成本低的海外LNG项目；抓住当前全球LNG供应宽松、价格斜率低的有利时机，签署一些长期贸易协议；力争打破几家国际工程承包商对全球LNG建设市场的垄断，努力降低LNG成本。多措并举，提升天然气保供能力和价格竞争力，以满足国家能源结构低碳转型和“煤改气”措施对天然气日益增长的需求。充分发挥石油公司专长，引领碳捕集和封存或者碳捕集利用和封存技术的推广应用及地热能的开发。炼化业务须提前应对新能源车的挑战，减“油”增“化”，向高端润滑油、高端石化产品和精细化工品等新特产品方向发展。积极探索并培育在氢能、光伏发电、风电等低碳能源新领域的业务和能力。