近日，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》（以下简称《行动计划》），首次将“建成一批零碳低碳煤炭矿区、油区”写入政策文件。这份文件同时明确，“依托油气矿区及周边地区推进风电、光伏、地热、海洋能等新能源开发利用，提升油气勘探开发电气化率，探索建设低碳零碳油区”。未来，油气田这个化石能源的“出产地”将成为新能源生产与消纳的场域。

　　国家发展改革委宏观经济研究院能源研究所副所长孙颖在解读中表示，“十五五”时期是实现碳达峰的决胜期，能源领域是碳达峰行动的主战场。必须从源头抓起，严控化石能源消费，加快非化石能源替代，优化能源生产消费结构，为如期实现碳达峰碳中和目标奠定坚实基础。

　　■^■ 两条路径发展

　　当前，保障国家能源安全要求产量稳中有升，而“双碳”目标又对生产方式提出更高要求，油气行业发展处于关键转折点。此次将“零碳油区”首次写入国家政策文件，也意味着油气行业的绿色转型有了明确时间表和路线图。

　　孙颖指出，当前我国油气外采率仍然较高，新能源快速发展带来的系统性问题逐步显现，做好能源领域节能降碳工作，是破解上述难题的必由之路。

　　因此，《行动计划》为油气行业设计了“一减一收”两条并行路径，在生产环节就把能耗和碳排放降下来。

　　一条路径是在生产供应过程中引入新能源，矿区及周边建设风电、光伏，提升电气化率，让生产用能从“烧油烧气”变成用“清洁的电”。依托矿区及周边地区推进风电、光伏、地热、海洋能等新能源开发利用，提升油气勘探开发电气化率。同时推广使用节能型压裂机、钻机和抽油机等设备，推进油气输送管道驱动设备“油改电”“气改电”。

　　另一条路径是在油气领域规模化应用碳捕集、利用与封存技术，把生产过程排放的二氧化碳捕集提纯后注入油层驱油，埋碳又增产。《行动计划》明确在鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔、珠江口盆地布局二氧化碳驱油封存项目。

　　孙颖表示，在油气领域加快CCUS规模化应用，可将项目规模从百万吨级向千万吨级推进，预计增加减碳能力超1000万吨，为油气行业深度脱碳提供关键兜底保障。

　　■^■ 油田已有实践

　　转型已在油气田落地实践。

　　在鄂尔多斯盆地，截至6月底，中国石油长庆油田已累计建成3033座分布式光伏站点，产出14亿千瓦时清洁绿电。

　　在陕北安塞，长庆油田丹161井场曾是“三台柴油机24小时不间断供电”的高耗能代表。如今这里已成为首批“离网型零碳井场”试点，创新构建了“边缘计算智能间开+分布式光伏+磷酸铁锂储能+电控柴油备用”的协同技术体系。柴油机退居二线，仅作为极端天气下的备用。光伏系统运行后，原油日产量从0.67吨跃升至1.60吨，累计节约柴油14.8吨，减排二氧化碳262.9吨。

　　早在2023年，中国石油吉林油田就在亚洲最大陆上采油平台集群启动零碳示范区建设，产出中国第一桶“零碳原油”，即原油生产用能全部采用清洁能源供应，实现生产过程的零碳排放。吉林油田充分利用集约化建产减碳、清洁能源利用替碳、CCUS驱油埋碳等手段，实现了区块碳中和。

　　在青藏高原上，中国石油青海油田乌南油田则利用丰富的太阳能资源，通过光伏发电和光能换热两部分构成零碳生产示范区。盐湖气田已实现100%绿电替代，成为油田首个零碳示范区。

　　这些在全国各地布局的油气田构成“零碳油区”的雏形，共同探索在成本压力和环保约束下的生存之道。

　　■^■ 主动布局发展新空间

　　有业内人士表示，如果把“建成一批零碳低碳煤炭矿区、油区”理解为“在油田装几块光伏板”，显然低估了其深层含义。

　　传统意义上，油气田是能源的“输出端”，向外输送化石能源。新能源的引入让油田同时具备了“自产自消”清洁能源的能力。

　　从产业升级看，油气田的节能降碳正在催生新的技术集群和商业模式。

　　国家发展改革委宏观经济研究院能源研究所副研究员伊文婧在解读中指出，在油气领域加快CCUS规模化应用，可将项目规模从百万吨级向千万吨级推进，预计增加减碳能力超1000万吨，为油气行业深度脱碳提供关键兜底保障，实现减排与增产的协同。

　　从能源安全的角度看，根据测算，按当前国内油气产量水平，如果将终端用能电气化率提升至30%，相当于新增一个年产1100万吨油当量的大油田。电气化不是“省小钱”，而是“增大盘”。

　　业内人士表示，当前节能降碳已进入新阶段，正从能耗双控向碳排放双控转变。对油气行业而言，这意味着未来的考核不再是“用了多少能”，而是“排了多少碳”。

　　“零碳油区”的探索，正是寻找新发展空间的一次主动出击。石油仍然重要，但生产石油的方式将被重新定义。