国家采取了一系列积极有效措施推进清洁生产和可再生能源利用，集团公司也将绿色低碳上升为企业发展战略。实施绿色低碳战略，走绿色发展之路，是油田企业打造世界一流，实现高效发展的必由之路。

绿色低碳发展政策环境出现新变化

受国际碳排放交易规则不确定性等因素影响，我国企业参与国际碳排放交易获利的难度、风险加大。

近年来，国际上要求我国承担温室气体强制减排义务的压力日益增大，如果我国被纳入温室气体强制减排范围，将可能由碳排放交易的最大卖家变为买家。2013年后，全球最大的碳排放交易市场——欧盟排放权交易体系将重点支持最不发达国家的温室气体减排项目，对中国、印度等新兴经济体国家的CDM项目审核将更加严苛，我国企业通过CDM项目获利的难度、风险加大。

为兑现我国“到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%”的公开承诺，国家和地方政府从指标约束、措施控制等方面对企业提出了明确具体要求。

将绿色低碳发展目标任务分解落实到企业。国家实施能源消费强度和消费总量双控制，把总量控制目标分解到各地区。环评、能评制度更加严格，对高耗能企业实施强制性清洁生产审核，要求主要能源企业把可再生能源开发利用作为企业绩效考核的重要内容。油田企业所在的省级、市级人民政府制定了更为严格的排放标准，完成这些指标，油田企业在资金、技术、经营等方面面临巨大压力和挑战。

对企业绿色低碳发展的激励和支持力度加大。我国政府为推动绿色、低碳发展，出台了一些优惠措施和扶持政策，为油田企业实施绿色低碳战略营造了良好的社会氛围。在财政方面，油田企业可申请中央财政清洁生产专项资金、可再生能源发展专项资金、循环经济发展专项资金、工业企业能源管理中心建设示范项目财政补助资金和节能技术改造财政奖励资金、中央国有资本经营预算节能减排资金、中央预算内投资补助和贴息，同时可申请省级政府设立的奖励资金。在税收优惠方面，可申请资源综合利用及推广应用节能减排设备等方面的增值税或企业所得税的退税、减免等。在节能减排市场化推广方面，国家和地方政府鼓励企业以合同能源管理方式实施节能改造，用能企业可享受“按照能源管理合同实际支付给节能服务公司的合理支出，均可以在计算当期应纳税所得额时扣除；合同期满，取得相关资产作为接受捐赠处理”等优惠。

对企业参与国内外碳排放交易的政策更加具体。国家已明确开展CDM项目合作的重点领域为节约能源和提高能源效率、开发利用新能源和可再生能源、回收利用甲烷。鼓励开展国内碳排放交易试点，建立自愿减排机制。中央企业中直接涉及温室气体减排的企业，可直接向国家发改委申请自愿减排项目备案。目前，国家已在北京、上海等省市实行碳排放交易试点，集团公司有23家企业被列入试点范围。

面临的主要问题

面对新形势、新要求，油田企业绿色低碳发展主要面临以下问题：

政府有关绿色低碳发展的要求尚未完全落实到位。一是由于资金保障、管理体制机制方面的原因，目前，一些油田企业仍有部分国家要求淘汰的低效设备，存在一定风险隐患。二是目前一些企业在污染物达标方面还存在问题，例如部分取暖锅炉达不到地方的污染物排放标准，企业外排工业污水COD、氨氮含量达到政府规定规划排放标准难度很大、任务艰巨。三是在可行性研究、设计、施工、竣工验收等环节缺少能评控制节点，致使能评制度落实不到位。四是可再生能源开发利用程度较低。如胜利油田所在的黄河三角洲地区拥有丰富的污水余热、地热、风能和太阳能资源，目前对这些资源的开发利用程度相对较低，不到能耗总量的1%。

利用政府节能减排优惠政策不够。由于部分企业不重视研究利用政策，或者在运用的过程中遇到了一些困难而放弃，导致未能充分利用国家和地方政府出台的相关财政支持和优惠政策。如一些获得国家认可，具备提供税收优惠产品资格的企业，尚未被纳入企业供应商范围，也就享受不到采购相应节能环保设备产品的税收优惠政策。

节能减排基础管理较弱。管理制度和机制不够健全，节能减排专业管理人员不足、稳定性较差；节能减排投入、激励约束机制不到位，影响了工作的持续有效推进；缺少统计、监测、考核、投入、创新等保障措施的配套与集成，一些基础制度需要完善。一些油田企业注水、机采、集输、热采、供配电等主要耗能系统，还存在着能力不匹配、工艺不合理、设备不节能、运行不经济等问题。

碳排放交易实践较少。国际上已开发出27个与油田企业生产有关，涵盖可再生能源、节能提效、甲烷回收利用等领域的CDM方法学。2011年，中国石油塔里木油田油井伴生气回收与利用工程成功注册为CDM项目；2012年中国石化新星绿源公司成功注册了全球第一个地热供暖CDM项目。此项业务在集团内油田企业开展较少，需要加大研究和参与力度。

多措并举实施绿色低碳战略

积极推进现有高耗能业务的优化治理。一是加快油田企业生产主要耗能系统节能技术改造。统筹产量与能耗之间的关系，寻求投入产出最佳结合点，实现产能的科学配置。采取合同能源管理，申请政府财政补贴、奖励及税收优惠等措施，加大生产主要耗能系统的节能技改投入。二是降低发电板块的厂用电率、煤耗，推进供暖系统节能提效。重点加快企业自有电厂现有机组技术改造，确保二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度、厂用电率、发电标煤耗达到或者超过政府要求。加强供暖系统燃料结构调整和技术改造，加强热力管网优化调整，建设集中燃煤锅炉房，扩大热电联供范围，提高供热效率。

构建节能减排长效机制。将节能减排达标工作与油田企业中长期发展目标紧密结合，修订完善节能减排目标责任考核制度。构建能效和污染物排放强度的标杆管理机制，通过自身“纵向”对标与企业间“横向”对标相结合，实现控制能耗总量、优化能源结构、提高能源利用效率。构建低碳减排技术创新和推广应用机制，加快推进技术创新平台建设，积极开展高效节能、资源循环利用、低成本减排等关键技术攻关。建立市场化机制，加快推行以合同能源管理方式实施节能技改的市场化运作模式。

加快推进绿色低碳示范工程。积极探索绿色低碳发展路径，探索建立采油厂、社区、主要系统示范区、合同能源管理示范区、绿色低碳装备应用示范区。加快推进先进低碳技术工程。例如，胜利油田若规模应用二氧化碳驱油技术，低渗透油藏预计新增可采储量3300万~4700万吨，二氧化碳注入需求量1.5亿吨，项目示范效果显著。

加大可再生能源开发利用力度。油田企业可利用自身地域、资源、技术优势，加大地热、污水余热、风能、太阳能等可再生能源研究开发力度，开展梯度利用、循环利用研究，形成规模化应用配套技术，实现能源开发多元化。例如，有效利用地热和污水余热，推广太阳能路灯照明、利用太阳能热泵取暖或制冷技术，解决偏远地区单井拉油储油罐原油加热及驻井值守人员的生活问题。

切实加强碳资产管理。一是规划实施碳资产管理路线图。近期内可通过开发CDM项目或VER（自愿减排交易）项目，获取有关方面审核注册的碳减排量。同时，研究掌握国内外碳排放交易规则，将碳资产作为新的经济增长点，将之纳入财务资产管理，实施碳排放交易探索。远期考虑将碳资产管理更多地与金融业务挂钩，投资碳资产金融衍生品业务等。二是建立碳资产管理职能体系。集团公司层面已明确由生产经营管理部负责全系统的碳资产管理，油田企业应明晰相关部门的碳资产管理职责。三是摸清碳排放家底。目前，集团公司已在全系统启动碳盘查工作，以摸清温室气体排放清单，明确温室气体控制潜力、控制方向和重点控制领域。四是进行碳排放交易实践探索。可利用国际上现有的CDM方法学将火炬气回收利用及烟气余热利用、地热开发利用等项目开发成碳排放交易项目。积极开发碳排放交易试点项目，积累经验、以点带面，逐步扩展到条件成熟的其他业务。

（作者单位：胜利油田分公司）