冀东油田陆上作业区通过第三方碳中和认证

中国经济报导：中国石油在绿色低碳转型中取得重要突破 —— 冀东油田陆上作业区于 2025 年 6 月 4 日通过第三方碳中和认证，成为中国石油首个获得碳中和认证的采油厂级单位。这一成果标志着中国油气行业在生产单元层面实现了从碳排放核算到中和的全链条实践，为全球传统能源企业低碳转型提供了 “油田样本”。

认证核心内容与技术路径

此次认证覆盖陆上作业区全生产周期的碳排放，包括油气开采、集输、能源消耗等环节。作业区通过两大核心路径实现碳中和：

新能源深度替代

依托 “光伏 +” 多元微电网建设，在高 13 等 4 个平台部署分布式光伏系统，近 3 年累计发电量达 215.2 万千瓦时，减少二氧化碳排放 1903 吨。智能电网调控技术实现绿电实时并网，替代传统柴油发电，使采油平台用电绿电占比超 60%。

二氧化碳循环利用创新

在高 17 平台开展 CCUS（碳捕集、利用与封存）试验，采用 “就地气液分离 - 超临界增压 - 混合气注入” 工艺，将 9 个平台产出物中的高浓度二氧化碳直接回注油藏，既提高原油采收率，又避免碳排放。该技术投运后，预计年封存二氧化碳超 5 万吨，形成 “负碳采油” 新模式。

认证标准与实施细节

认证依据《ISO 14064-1:2018 温室气体管理体系》及《PAS 2060 碳中和承诺规范》，由第三方机构进行全流程核查：

核算边界：涵盖作业区直接排放（如加热炉燃烧）、间接排放（如外购电力）及其他供应链排放。

抵消机制：除自身减排外，剩余碳排放通过购买国家核证自愿减排量（CCER）实现中和，确保 100% 抵消。

数据管理：建立 “能源 - 碳排放” 双监控平台，集成 2000 余个传感器数据，实现排放源实时追踪与动态调整。

行业示范价值

技术突破

首次在油田生产单元实现 “风光储氢” 多能互补与 CCUS 技术规模化应用，光伏系统发电效率较传统方案提升 18%，CCUS 项目成本降低 30%。

管理创新

构建 “双碳目标 - 技术方案 - 实施路径” 三级管控体系，将碳中和指标纳入绩效考核，推动生产流程绿色重构。例如，通过优化注采参数，单井能耗下降 12%。

政策响应

契合国家《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》要求，为油气行业制定单元级碳中和标准提供参考。预计到 2026 年，中国石油将推广该模式至 10 个以上采油厂。

未来挑战与规划

尽管取得突破，冀东油田仍面临可再生能源间歇性、CCUS 技术经济性等挑战。下一步计划：

扩大新能源规模：2025 年底前新增光伏装机 100 兆瓦，建设油田级 “源网荷储” 一体化系统，实现绿电自给率超 80%。

深化 CCUS 应用：推进二氧化碳驱油与地质封存全链条示范，目标年封存能力突破 20 万吨，探索碳捕集与化工利用耦合技术。

参与碳市场交易：依托全国碳市场，开发原油碳足迹认证产品，探索 “负碳原油” 溢价机制，预计年增收益超 5000 万元。

此次认证不仅是中国石油 “清洁替代、战略接替、绿色转型” 三步走战略的阶段性成果，更标志着中国油气行业从被动减排向主动中和的范式转变。随着《2025 中国石油石化节能提效绿色低碳技术交流大会》的召开，冀东油田模式有望成为行业低碳转型的 “标准模板”。