面对碳达峰和碳中和战略，我国石油企业何去何从？笔者认为，首先，石油企业须加快业务转型升级。积极顺应《巴黎协定》要求，加快调整生产方式减少碳排放，已成为绝大部分国际石油巨头的共识。越来越多的石油公司正在加大对零碳业务的投入，如壳牌提出到2030年前后成为全球最大的公用事业公司之一，道达尔积极发展光伏和储能等业务，Equinor大力发展海上风电，各大石油公司也都在积极开展CCS技术研发。

　　一方面，在传统油气业务方面，重点发展天然气及相关业务，同时要更加注重节能和提高能效，利用可再生电力减少碳排放，积极参与碳汇交易。另一方面，抓住窗口期发展可再生电力、生物沼气业务，逐步将新能源业务培育为公司新的增长点。此外，未来能源发展将由资源依赖型向技术依赖型转变，通过技术的不断更迭实现能源替代成本的降低。石油企业具备资金实力，研发能力强，未来应在CCS、CCUS和氢能技术研发利用方面加大投入，通过产学研结合为我国绿色低碳发展做出应有贡献。

　　其次，产业链上中下游企业共建和谐天然气生态圈。目前，油气体制机制改革的主要政策已经落地，国家管网独立运营为新的市场参与者提供了机遇。国际LNG资源充足且价格创历史新低，新进入或正在谋划进入资源供应主体近30家，我国天然气市场竞争已提前进入白热状态。新的市场格局下，上中下游各方互相渗透，传统供用气企业的客户关系需要重塑，由原来单纯的买卖关系变为竞合关系。上中下游各方须通力合作，包容发展，共同维持产业健康稳定发展。

　　再次，大力推动天然气与可再生能源融合发展。虽然中国碳中和目标实现主要依靠可再生电力，但风光发电存在间歇性和不稳定性，在利用上难以与负荷匹配的缺陷。天然气发电启停快、应急能力强，可为新能源规模高效利用提供重要支撑。传统调峰型燃气电厂和热电联产型电厂在经济上缺乏竞争力，发展空间受到限制，需要与可再生能源融合发展寻求突破。

　　预计“十四五”后半程，中东部沿海省份电力电量供应将出现较大缺口。建议在粤港澳大湾区、长三角等东部沿海风力资源较好地区，结合海上风电规划开展天然气与海上风电一体化多能互补试点，实现气电与可再生“打捆就地消纳”。在京津冀鲁、长三角、中南等大气污染重点防控区，支持发展天然气热电联产和分布式能源，助力当地分布式光伏发电消纳。在青海、甘肃、内蒙古等气源地，配套集中式风电和光伏发电项目，建设一批燃气电厂，通过气电与可再生的“打捆外送”，在为当地新能源项目有效运营提供支持的同时，实现天然气资源的价值最大化。

　　最后，国家层面宏观统筹天然气资源进口，保障行业可持续发展。国际LNG现货价格下行，吸引了各类资本争先恐后投资LNG接收站建设。根据各地已建、在建及正在开展前期工作的LNG接收站项目情况，2025年全国LNG接收站规模有望达到2亿吨。新上项目较少在国际上签订资源长期采购协议，多通过现货或中短期协议临时性采购，但是这种靠现货增加市场供应、刺激消费的格局存在极大的安全风险。建议国家统筹市场需求与资源供应，合理布局LNG接收站，避免大量基础设施建成后闲置造成浪费。另外，应将签订一定比例的中长期资源采购协议作为核准LNG接收站的条件，避免我国市场LNG对现货的高度依赖，保障民生用气的稳定供应。管输企业和资源供应企业应寻求合理模式，共同承担资源进口成本和民生供气责任，以保障整个天然气行业的健康可持续发展。（作者：周淑慧 为中国石油规划总院天然气规划研究所副所长）

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　　预计2025年、2030年我国天然气需求分别为4100-4500亿立方米和5000-5500亿立方米。若2025年、2030年能源消费总量按52亿吨标煤和54亿吨标煤计算，天然气在一次能源中占比分别为11%和13%。

　　预计“十四五”期间天然气消费增长的主要领域为城市燃气、工业燃料、发电和LNG车船，天然气与可再生能源融合发展的潜力将逐步释放。2025年用气结构基本呈现城市燃气、发电、工业燃料“三足鼎立”格局。

　　按照国内资源、已签进口资源、新增LNG互补的资源统筹思路。预计2025年国产气、煤制气及已签合同进口资源总量大致为3900-4100亿立方米，届时进口依存度介于43%-46%。2030年，预计进口规模将增至2300-2500亿立方米，进口依存度约为45%。

　　（数据来源：中国石油规划总院）