当前，油气行业转型正面临着艰难的选择。一方面，2023年整个油气行业发生了多起大的并购，说明未来关于油气的回报和投资前景依然看好。另一方面，大量的油公司在做低碳转型。如何平衡好目前的油气业务和未来的转型业务，值得每个油公司好好思量。在近日召开的“2023（第十届）国际能源发展高峰论坛”上，油气与新能源融合发展、石化行业低碳转型等话题引发了关注。
2023年油气公司转型的新变化
专家认为，2023年，清洁能源并购和油气资产并购出现互有消长的转折性变化。欧洲石油公司多是通过提高新能源业务占比，降低传统化石能源的比重，进而达到能源转型的目的；美国公司多是通过并购重组，来提升传统业务的利润空间。
1.重视油气业务在转型中的支柱地位
提高油气业务投资：壳牌2023年更换ceo，稳定油气业务投资，天然气业务领城投资增加17%。bp计划在2030年前每年增加油气业务投资10亿美元。2023年10月，埃克森美孚和雪佛龙先后宣布对北美独立石油公司先锋自然资源公司和赫斯公司进行收购，金额分别超过600亿美元和530亿美元，以增强油气主业。
提高油气产量目标和盈利目标:
bp将2030 年油气产量目标从150 万桶/日上调至200 万桶/日。埃克森美孚计划到2027年上游盈利潜力较2019年水平翻一番。
2.降低阶段减排目标
bp下调范围三碳减排目标，将2035年下降35%~40%调整到20%~30%。
3.更看重新能源业务回报率
bp在低碳领域维持2022年的投资规模，无额外投资计划。道达尔预计2027年可再生能源净资产收益率将大于10%。
4.重塑组织机构，可再生能源与油气业务协同发展
埃克森美孚将设置与油气业务并行独立的低碳部门。壳牌将低碳业务与炼化销售整合在一起，设立独立销售和低碳业务公司，裁撤200个低碳凯发在线的解决方案与油气业务协同发展岗位；并将天然气和上游业务一体化合并。道达尔和bp将低碳业务与天然气业务整合在一起。
油气应与新能源融合发展
专家认为，油气与新能源融合是构建新型能源体系的必然选择，石油企业要在保证油气稳产增产的基础上，大力发展新能源业务，并以油气与新能源融合发展为契机，打造“油气热电氢”新型能源供应体系。
中国石油经济技术研究院院长陆如泉表示：截至目前，全球已有150多个国家提出了碳中和目标，越来越多的企业也承诺在未来几十年内实现碳中和或近零排放。能源领域是实现碳减排的主战场，加快能源转型是不可逆的大趋势。与此同时，新科技革命和产业革命正在重塑全球能源技术和产销结构，风电光伏、非常规油气、先进核能、绿色氢能、新型储能等新兴能源技术，正以前所未有的速度加速迭代，已成为能源绿色低碳发展的核心驱动力。
国家能源局发布《加快油气助探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2025年)》，要求“十四五”期间，统筹推进油气供应安全和绿色发展，在稳油增气、提升油气资源供给能力的基础上，加快行业绿色低碳转型。中国石油油气与新能源分公司新能源事业部总经理苏春梅认为，油气与新能源融合是构建新型能源体系的必然选择。
一是有利于建设能源强国。我国现在是能源大国，但还不是能源强国。油气和新能源融合发展将有效推动能源结构绿色低碳转型，助力建设能源强国。
二是有利于实现“能源独立”。我国原油对外依存度达到70%，天然气对外依存度超过40%，实现“能源独立”呼唤新能源与传统能源融合发展。要依靠地上的风光资源、地下的地热资源等新能源实现多能互补，助推我国实现“能源独立”。
三是有利于实现“双碳”目标。在我国目前的能源结构中，80%以上是化石能源，80%以上的碳排放是化石能源排放。到碳中和时期，80%以上的能源将是低碳能源，也将减掉80%的碳排放。
全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰表示，要构建安全自主、绿色低碳、经济高效的新型能源体系，关键是供应端实现清洁替代、需求端实现绿电替代 绿氢替代，重点是电系统与氢系统的统筹和协同，根本是技术创新和机制体制创新。绿氢与绿电开发同源、应用互补、输送配置协同，具备实现协同发展的技术基础，可以满足不同用能需求。
从氢的开发利用角度看，利用电和氢便于相互转化的特点，因地制宜开展电-氢协同，充分发挥两种能源的优点，构筑清洁低碳的新型能源体系。在送端协同方面，在新能源基地，外送电 电制氢或进一步制成氨、甲醇等下游产品外送，制氢与氢发电均灵活可调。在受端协同方面，建立多能源品种的消费中心，接受外来电、氢及化工产品，氢发电可作为支撑电源。在输端协同方面，输电输氢并举，协同优化。
电系统和氢系统基础设施应统筹规划、协调运行，充分发挥电能易于传输和氢能便于存储的优势，提高整个能源体系的安全性、灵活性和经济性。
周原冰建议，在电制氢（氨）方面，重点研发高效大功率碱性电解技术、低成本质子交换膜电解技术、长寿命高温固体氧化物电解技术、可再生能源电解水制氢过程与哈伯法或电化学法等新型制氨过程相结合的柔性制绿氨技术。在储氢方面，重点研发耐压、轻质、高储氢密度的新型储罐，高效吸氢、脱氢性能的金属氢化物储氢，利用盐穴等资源的地下储氢技术，以及高脱氢反应速率的液体有机物储氢、液氨储氢等。
“双碳”是新约束，也是新动能
对炼化行业来说，“减油增化”成为重要发展趋势。中国石化石油化工科学研究院首席专家、科研部经理张乐认为，“双碳”目标对炼油行业发展提出了新约束，也提供了新动能。据测算，当炼厂进行最大化化工转型时，企业生产碳排放提高4倍以上，但全生命周期碳排放降低50%以上，企业、行业与国家层面的碳排放需平衡处理。新阶段需平衡低碳与发展的关系，产业转型要统筹考虑资源配置与路线选择。
张乐表示，“双碳”背景对产业发展提出新要求。国家层面，要面向碳达峰、碳中和，从全生命周期角度考虑碳减排，充分考虑行业间融合发展；在行业层面，要充分考虑行业现状，提出切实可行的低碳转型具体实施路径，确保可持续发展；在企业层面，需要低碳发展与效益提升双轮驱动，针对企业现状制定低碳发展与实践路线图；在消费层面，随着消费者对低碳环保要求的不断提升，需要实现低碳产品的供给，满足低碳消费。
领先企业加速布局ccus技术
当前，我国已拥有完善的低碳研究体系，可以通过源头低碳、过程降碳、末端治理、能源高效利用等技术和手段降低碳排放，支撑行业高质量低碳发展。在碳捕集技术方面，我国已跻身先进国家行列，随着技术进步和成本的不断降低，开始加速布局相关产业，领先企业开始获得国外的项目建设和运营合同。
华能集团清洁能源技术研究院温室气体减排部总工郭东方表示，ccus是我国实现碳中和目标、保障国家能源安全托底保障的战略性技术。碳捕集成本占ccus全链成本的70%~50%，因此降低碳捕集成本至关重要。在国家863计划、科技支撑计划等支持下，华能ccus团队正积极推动co2捕集技术的基础研究、成果示范、转化及产业应用，采用自主知识产权技术成功建造并运行了多个示范项目，为我国co2捕集技术积累了大量的工程建设和运行经验。
当前我国ccus虽仍处于研发和示范阶段，但自“双碳”目标提出以来，国内已投运和规划建设中的ccus示范项目规模明显扩大，逐步从中小规模迈入百万吨大规模示范阶段，co2捕集源涵盖电力、化工、钢铁、水泥、建材等多个行业。
据悉，国能宁夏煤业300万吨/年ccus示范项目由地方政府牵手，国能宁夏煤业和中国石油长庆油田两家行业龙头央企共同打造的绿色低碳示范项目，是全球首次实现现代煤化工和大型油气田开采之间的绿色减碳合作，建成后将成为我国最大的ccus全产业链示范基地。
中国石化百万吨级ccus全流程示范项目以齐鲁石化第二化肥厂煤制气装置排放的co2尾气为原料，生产液态co2产品送往胜利油田驱油与封存，覆盖地质储量6000万吨，年注入能力100万吨。该项目为我国首个百万吨级ccus项目，最近在迪拜cop28亮相。