习近平总书记指出：“科技创新是发展新质生产力的核心要素”“绿色发展是高质量发展的底色，新质生产力本身就是绿色生产力”。

中共中央政治局2月29日就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习。习近平总书记在主持学习时强调，要瞄准世界能源科技前沿，聚焦能源关键领域和重大需求，合理选择技术路线，发挥新型举国体制优势，加强关键核心技术联合攻关，强化科研成果转化运用，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点，促进新质生产力发展。

创新是引领发展的第一动力，更是推动能源转型的重要突破口。习近平总书记一直把创新摆在国家发展全局的核心位置，高度重视科技创新，提出了一系列新思想、新论断、新要求。

2018年全国两会期间，习近平总书记在参加内蒙古代表团审议时指出，要把现代能源经济这篇文章做好，紧跟世界能源技术革命新趋势，延长产业链条，提高能源资源综合利用效率。

科技创新是推动低碳转型、降低用能成本、保障能源安全的根本动力。中央财经委员会第九次会议强调，要推动绿色低碳技术实现重大突破。在碳中和时代引领全球能源转型、提升全球竞争力，我国必须在绿色技术上有更大作为，亟需谋划布局、实施一批具有前瞻性、战略性国家重大前沿科技项目，聚焦化石能源绿色智能开发和清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、氢能、储能等重点技术，深化应用基础研究。

能源绿色低碳转型是实现“双碳”目标的关键所在，技术突破是实现“双碳”目标的核心驱动，互利合作是实现“双碳”目标的重要途径。

站在新的发展起点上，实现“双碳”目标，加快绿色科技创新和先进绿色技术推广应用，培育发展新质生产力，推动技术创新和产业链转型升级，需要依靠各类低碳技术、零碳技术和负碳技术的广泛使用，以及与包括人工智能在内的数字技术的深度融合；需要资金、技术、人才资源更加完备的大型企业，发挥至关重要作用。可以说，在这一过程中，创新发挥着重要作用。企业则是关键载体和创新主体。

那么企业该如何应对低碳化浪潮，化压力为机遇，实现新发展？我国实力雄厚的三大石油公司，主动拥抱能源革命，顺应绿色发展潮流，在技术创新上加大投入，以“科技之手”端牢能源饭碗，以更多“国之重器”更好服务“国之大者”。

中国石油着力实现高水平科技自立自强，持续加强绿色低碳技术攻关，从国家能源安全和经济可持续发展的战略高度，强有力推动绿色技术创新和推广，在新一轮科技革命中抢占主动权。

2021年8月，中国石油具有自主知识产权的两套乙烷制乙烯项目先后成功投产，其综合能耗和二氧化碳排放量均达到世界先进水平，入选绿色低碳发展的国家示范工程。在新能源领域，中国石油技术创新和装备制造“花开并蒂”—勘探开发研究院制备氢气助力点燃冬奥历史上首支绿氢火炬，宝石机械研制的中国石油首套1200立方米碱性水制氢电解槽顺利下线。

实现碳中和存在两种基本的路线：减少碳排放和固定已排放的碳。

赋能“碳捕手”，做强负碳产业。中国石油加快推进以松辽盆地300万吨CCUS重大示范工程为代表的“四大六小”CCUS产业布局。2022年，中国石油CCUS专项工程二氧化碳注入量超100万吨。据2月23日《中国石油报》报道，中国石油已有11家油气田开展了17项CCUS开发试验，二氧化碳年注入能力超百万吨，累计埋存二氧化碳超550万吨，引领我国CCUS技术在驱油利用领域迈入工业化应用阶段。

借势而为，加快探索能源新事业发展新模式。2023年5月，总投资102亿元人民币的宁夏300万

吨/年CCUS示范项目在宁东基地全面开工建设。示范项目由中国石油长庆油田公司负责的“长庆油区（宁夏）驱油封存工程”和国家能源集团宁夏煤业公司负责的“宁东基地碳源捕集工程”两部分组成，将全球单体规模最大的现代煤化工400万吨/年煤炭间接液化项目排放的二氧化碳气体捕集后，由中国最大的油气生产基地长庆油田进行驱油封存。这不仅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，也是中国石油加快CCUS与油气和新能源业务创新融合发展的生动例证。从立足产业协同一体化基础，携手中国石化、上汽集团、宁德时代等公司发力新能源换电市场，扩大新能源发展“朋友圈”，到创新发挥资本优势，收购普天新能源有限责任公司100%股权，拓展新能源发展新业态，中国石油新能源发展的模式更灵活、动能更强劲。

应对变化、敢闯敢试，形成绿色低碳经济新增长极。石油化工行业碳排放量巨大，同步发展碳市场，积极发挥资本市场的引导撬动作用。结合实际、高效利用，探索“双碳”目标实现路径。技术创新、产业耦合，助力绿色低碳转型，充分挖掘第一产业碳资源，创新发展纯绿色能源技术，与现有资源耦合、整合，培育新质生产力。

随着技术进步和“双碳”目标的不断推进，CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）越来越受到油气公司的重视。三大石油公司均把这一技术作为实现石化行业绿色低碳发展的重要抓手。

2022年8月，中国石化国内最大的碳捕集利用与封存（CCUS）全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目—齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目正式注气运行。标志着中国CCUS产业开始进入成熟商业化运营。这个涵盖碳捕集、利用和封存3个环节的国内最大CCUS全产业链示范基地，为国家推进CCUS规模化发展提供应用案例。

据中国石化媒体报道，CCUS是化石能源低碳高效开发的新兴技术，即把生产过程中排放的二氧化碳进行捕集提纯，继而投入新的生产过程进行再利用和封存。“该项目每年可减排二氧化碳100万吨，相当于植树近900万棵，对搭建‘人工碳循环’模式具有重要意义。此外，项目将为国内大规模开展CCUS项目建设提供丰富的工程实践经验和技术数据，进而助力‘双碳’目标实现。”

2022年9月22日，中国石化在江苏南京成立了我国首家碳全产业链科技公司—中石化碳产业科技股份有限公司。该公司强化碳全产业链技术创新、CCUS（碳捕集、利用与封存）项目投资运营、碳资产管理运营三项核心能力建设，突出“科技+数字+资本”融合发展。

地下岩层深处，不但有珍贵的油气资源，也有二氧化碳等温室气体。在陆上中国石油、中国石化已经搭建起“人工碳循环”模式。在海洋油气钻探过程中，如何通过技术手段捕获伴生的二氧化碳，将其封存在海底？

2023年6月1日，中国海油在距离广东深圳西南约200公里的恩平15—1原油钻采平台上，高碳原油生产井、生产处理系统、二氧化碳压缩机等设备依次启动，将油田开发伴生的二氧化碳捕获、分离，加压至气液混合的超临界状态后，通过二氧化碳回注井，回注至距平台3千米、海床之下800多米的咸水层中，实现长期稳定封存。这标志着我国首个海上二氧化碳封存示范工程投用，也意味着我国初步形成海上二氧化碳捕集、处理、注入、封存和监测的全套技术和装备体系，填补了海上二氧化碳封存技术空白。项目预计每年可封存二氧化碳30万吨，累计将超过150万吨，相当于植树近1400万棵。

事实上，油气企业具有发展CCUS的先天优势。CCUS非简单地将二氧化碳进行捕集和封存，还将在石油生产中利用二氧化碳，以提高石油的采收率。数据显示，利用二氧化碳驱油，可以将难动用的储量变为优质储量，提高油田采收率10%至20%。这相比于煤电、钢铁等行业的二氧化碳处理具有明显的先天优势。

进入2024年，美国最大的石油公司埃克森美孚发布的《能源展望2050》报告显示：三种可规模化推广的技术有重要前景：

一是碳捕集与封存。它是一项经过验证的安全技术，可以减少生产和发电过程中的排放。二氧化碳排放被捕集，通过管道输送到合适的地质构造中，并永久储存在地下深处。碳捕集还可以作为一种负排放技术，将二氧化碳从大气中清除。

二是氢能。它是一种燃料，燃烧时只产生水作为副产品。生产低碳氢的一种方法是将天然气转化为氢和二氧化碳。氢用作燃料，而二氧化碳则被捕集并储存起来。其他低排放氢来源包括利用核电或可再生能源发电，将水分子分解为氢和氧。

三是生物燃料。它可以在生命周期内以低排放方式直接替代化石燃料，尤其适用于商业运输。生物燃料能将它在生长过程中吸收的二氧化碳返还到大气中，因此是一种低碳替代。

氢能源是能源转型重要载体，

2023年3月份，国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。其中明确指出，氢能开发利用是我国实现零碳排的重要解决方案，需要牢牢把握全球能源变革发展大势和机遇，加快培育发展氢能产业，加速推进我国能源清洁低碳转型。

氢能成为能源转型中备受瞩目的一环。不谋而合，三大石油公司积极推进氢能建设。

2023年，中国石油完善氢能产业链布局，大力发展安全高效低成本的氢能技术，对制氢、储氢、输氢、用氢技术进行攻关，积极推进氢能“制储输用”全链条发展。同年9月26日，由宝石机械自主研制的1200标方/小时碱性水电解制氢系统在吐哈油田鄯善工业园区顺利投运，标志着中国石油首个自主研发制造的绿电制绿氢装备用于生产实际。12月22日，中国石油首座“油气氢电光非”全业态综合能源站—江苏销售苏州花桥站正式投运，集多种功能于一体，是行业内首家全应用场景的综合能源服务站。

据报道，2024年，中国石油继续推进4个绿氢项目建设，除了青海海西州的项目外，还有内蒙古鄂尔多斯苏里格的“风光气储氢”一体化示范项目、甘肃长庆油田油气田区域的风光一体化基地项目以及中国石油青海油田格尔木的风光气氢项目，这4个项目总装机达550万千瓦。在布局首个万吨级绿氢项目前，中国石油首个规模化可再生能源制氢项目—玉门油田可再生能源制氢示范项目已于2024年成功投产，其计划年产氢能力达2100吨，而即将落成的青海绿氢项目若按每小时制氢能力10万立方米计算，每年至少可生产氢气7万吨。

锚定打造“中国第一氢能公司”目标，中国石化积极布局氢产业链发展。2023年2月16日，中国石化宣布，在内蒙古第一个绿氢示范工程—内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目正式启动开工。项目利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年制绿氢3万吨、绿氧24万吨，就近用于中天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目降碳减碳。中国石化表示，该项目进一步拓展了我国乃至全球的绿氢产能，是目前全球最大绿氢耦合煤化工项目，将有力推动绿氢产业链发展，推进我国能源产业转型升级。

这是继2021年启动建设新疆库车绿氢示范工程以来，中国石化建设的又一个绿氢示范项目。该项目主要包括风能及光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五部分，其中风力发电装机容量和光伏发电装机容量分别为450兆瓦和270兆瓦、电解水制氢能力

3万吨/年、储氢能力28.8万标立方。

据媒体报道，“中国石化还在推动绿氢技术攻关，比如在制氢环节实现质子交换膜（PEM）电解水制氢技术的突破，首套自主研发兆瓦级PEM电解水制氢装置在燕山石化投产。”

2021年11月，在燕山石化建设的中国石化首套质子交换膜（PEM）制氢示范站启动仪式成功举行。资料显示，中国石化PEM制氢示范站使用了石科院独立自主研发的高性能阴阳极催化剂，并采用大面积均一膜电极，此设计方案可直接发展为单槽兆瓦级规模。作为核心部件的质子交换膜电解槽，制氢效率达85%以上，其阴极和阳极催化剂、双极板以及集电器等关键核心材料部件均实现国产化。

关于发展氢能，中国海油自从

入局新能源领域以来，就曾多次提出过要培育氢能，在成立中海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司时，就提出公司重点培育海上风电产业及氢能等清洁能源。中国海油的氢计划除了天然气制氢之外，还有煤气化制氢。

中国海油的煤气化制氢研究可以追溯到2018年，当时中国海油在没有任何煤制氢同类装置运行先例和试车经验的情况下，开始研究煤气化制氢工艺技术。经过四年攻关，终于实现E-Gas煤制氢联合装置在不同负荷下安全平稳运行。此装置不仅具有碳转化率高、热利用效率高、耗氧少等特点，最重要的是将煤气制氢成本降低了20%到25%。同时，装置的氮氧化物、二氧化硫、污水等污染物均实现了达标排放。该装置长周期平稳运行的操作经验为世界发展煤制氢提供了一种新的借鉴方案。

对于中国海油而言，发展海上风电制氢也是顺应能源结构转型形势的一种新的方向。中国海油在海洋已经布局了风电场，并且正在建造深远海海上风电设备，可以借助风电场就地利用海上风电制氢。利用海上风电等制氢，就地取材利用能够有效降低成本。

绿氢生产项目落成，输氢管道也在加速建设。2023年4月10日，中国石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。

“西氢东送”起于内蒙古自治

区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多千米，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，大力缓解我国绿氢供需错配的问题，对今后我国跨区域氢气输送管网建设具有战略性的示范引领作用，助力我国能源转型升级。中国石化对外宣布：国内首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入国家能源局印发的《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。该管道建成后，能把在内蒙古乃至中国西部、由风光等可再生能源制成的绿色氢气，运送至东部等市场需求旺盛的区域，以缓解国内绿氢供需错配的问题。

氢能行业挑战与机遇并存，而三大石油公司相比其他氢能公司具有重要优势。首先，三大石油公司拥有可作为制氢原料的化石燃料。其次，已有储运氢能装备、终端设备投运，例如中国石油、中国石化均已建成输氢管道；三家公司都能够在加油站基础上拓展运营加氢站。此外，三大石油公司当前良好的业绩是其投资发展氢能的重要保障。这些让三大石油公司有底气在氢能领域迎难而上。

答好发展新质生产力的绿色考卷。通过强化技术创新驱动，推进传统产业工艺、技术、装备升级，加强产业数字化、智能化同绿色化深度融合，推动形成科技含量较高、资源消耗更低、环境污染较少的产业结构，促进绿色低碳转型。

三大石油公司在CCUS技术、氢能技术、储能技术方面集中发力，绿色低碳技术的迭代速度明显加快，能源技术水平不断提升，从“跟跑并跑”向“创新主导”加速转变。

 （本栏目资料来源人民网、央广网、中国经济网、中国石油新闻中心、中国石化新闻网、中国海油资讯中心等）