记者：

杨鹂：2025年，我国油气消费占能源消费的比例是26.9%。“十四五”期间，我国石油占比下降0.7%，天然气占比上升0.3%，煤炭消费占比的下降幅度基本上由非化石能源消费占比的提升来填补，体现了我国目前能源消费结构优化更多在非化石能源消费对煤炭消费的替代上。

“十五五”规划明确提出天然气产量实现稳步增长。随着能源转型深入推进，天然气更多用于居民生活、重型货运交通、工业燃料、化工原料、发电供热等领域。同时，整体消费逻辑正在逐步推动天然气与新能源深度耦合的消费模式。例如，有些地区在探索“天然气掺氢”等技术应用。

气电是我国电力系统中的重要灵活性调峰电源，在保障系统灵活安全稳定方面发挥着重要作用。例如，北京明确稳妥推动天然气减量替代，提出“推进气电由主体性电源向基础性、调节性电源转型。”

记者：

杨鹂：保供与降碳不是“零和博弈”，而是为了推动能源绿色低碳转型在政策设计过程中的动态平衡。例如，内蒙古、山西、青岛等省区市就在尝试从能源大省逐步转向工业强省，将保供任务和降碳收益实现深度耦合。这些省市利用低成本、高比例的绿电支撑算力基础设施建设，吸引出口导向型和高载能绿色产业聚集。

记者：

杨鹂：气电的快速启停和深度调节灵活性在不断完善的电力体系下实现其价值变现。气电可通过容量电价回收机组固定成本，通过辅助服务获得参与调频、备用、转动惯性等额外收入，通过电力现货市场可以在高价时段套利。

天然气发电和储能是差异性互补关系，而不是替代关系。天然气发电可提供长时期和季节性的电力调峰，并且是极端天气下提供稳定电力的关键“补位”电源，这是负责短快调节的储能所不可替代的。

记者：

刘雪野：从现在全国碳市场价格来看，“十五五”期间单纯依靠碳市场无法覆盖CCUS和绿氢的技术成本。当前全国碳市场的碳价中枢与CCUS、绿氢的实际减排成本之间存在显著差距。随着“十五五”后期配额收紧、有偿分配比例提升、油气化工等行业逐步纳入、未来各行业总量目标建立等因素逐渐成熟，碳市场价格将对这类新兴减排技术形成有效激励。未来碳价抬升后，仍需与其他政策工具形成组合拳，才能穿越技术推广的关键期。

在不依赖直接财政补贴的前提下，转型金融和绿色金融工具大有可为。对于转型路径清晰的油气化工行业，应重点支持CCUS、绿氢等新兴减排技术。具体支持路径包括：利用转型债券，为投资回收期较长的项目提供中长期低成本资金；通过可持续发展挂钩贷款，将贷款利率与企业的减排KPI挂钩；采用混合融资模式，以政策性资金分担首要风险，从而撬动商业资本；以及运用绿色资产证券化，有效盘活存量项目。这些技术的落地与金融工具的生效，必须依托于系统性政策的顶层建设。这不仅涉及碳排放双控制度下的行业总量目标与转型路径规划，还需结合地方产业特色对企业技术路线进行精准判断，并考虑国际国内贸易政策要求。只有在完善的政策框架下，绿色金融工具才能精准识别“真转型”。

记者：

杨鹂：目前来看，直接电加热以及副产氢掺烧是比较具有系统经济性的。电阻加热技术成熟，大炼化企业会产生大量廉价的副产氢，值得大规模推广。未来随着低成本可再生电力的覆盖范围扩大，电网对化工负荷承载力提高以及绿氢经济性提高，逐步替代为可再生能源电加热，绿氢燃烧。

记者：

刘雪野：欧盟CBAM的覆盖范围为钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢六大行业，尚不包含大宗化工产品，因此中国油气企业当前的下游化工产品出口，还未直接承受CBAM的碳成本传导。但从欧盟立法进程与国际绿色贸易规则的演进趋势看，未来不排除化工被扩围纳入CBAM的可能性，有机化学品、聚合物等已被列为潜在扩围候选。一旦化工产品被纳入，CBAM成本将从欧盟进口商传导至中国生产商——名义上由进口商缴纳CBAM证书，但在市场竞争压力下必然通过压低采购价格向上游传导，进而抬升国内油气化工企业的整体成本，迫使企业在加大国内减排投入与缴纳国内碳市场配额成本或欧盟CBAM证书成本之间做出权衡。这种外部压力确实会倒逼国内油气企业在“十五五”提前加速供应链低碳化，包括建立产品碳足迹核算与披露体系、推动原料端的绿电与绿氢替代、部署CCUS，推动企业加速减排。

记者：

刘雪野：在“一带一路”能源投资中，央企需要在东道国能源发展需求与全球绿色低碳趋势之间寻求动态平衡：一方面要尊重东道国的发展阶段与能源禀赋，油气项目仍是许多发展中国家能源安全的现实需求；另一方面要在新建项目前期引入低碳技术标准，如甲烷排放控制、伴生气回收、CCUS接口预留等，并通过“油气+可再生能源+绿氢”的组合投资方式，形成“过渡+转型”的投资组合。同时，央企应主动对接国际绿色金融标准（如赤道原则、TCFD、ISSB）和“一带一路”绿色投资原则（GIP），提升项目融资可获得性、降低国际声誉与合规风险，并推动中国低碳标准与国际标准的互认，在全球绿色贸易规则重塑中贡献中国方案。