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　　一是就“转型脱离化石燃料”达成共识：明确了2050年实现净零排放，并提出能源转型脱碳行动路线家大石油公司签署《石油和天然气脱碳》，其中国家石油公司占60%，签署公司产量约占全球石油产量的40%以上，是全球油气行业应对气候变化的里程碑式框架；二是明确损失与损害基金运行机制：基金的使命是协助发展中国家应对和处理因气候变化所造成的损失与损害；三是就全球适应目标及其框架目标达成一致：明确了各国面对气候变化冲击所需要达到的标准。据Net Zero Tracker（净零排放追踪平台）最新资料，目前全球已有142个国家、283个城市、1173家大公司提出了净零目标，占全球人口的84%、GDP的78%、碳排放的76%。

　　欧盟于2022年底正式批准全球首个欧盟碳边境调节机制，对等量的碳排放在欧盟内外的价格差异进行调整，使欧盟内外的等量碳排放所需支付的碳税基本持平。中国的绿证制度及政策体系也逐渐完善。2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作，促进可再生能源电力消费的通知》，进一步完善可再生能源绿电证书制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，实现绿证对可再生电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用中的推动作用。

　　以化石能源生产为主的石油公司，在全球碳中和进程中肩负着特殊重要职责，绿色低碳转型对油气行业来说，既是压力又是动力。石油企业在提高油气资源供应能力的同时，积极推进新能源产业发展。一是坚持油气勘探开发与新能源有机融合，推动油气供给稳步增长和产业转型：加快地热、风能和太阳能资源的开发利用，实现油气与新能源产业融合发展。二是积极探索现有业务的低碳发展路径：大力推进矿区及周边风电和光伏发电统筹开发利用，积极推进绿色油气田示范建设，努力打造“低碳”“零碳”油气田。三是强化政策支持，加大低碳零碳技术攻关力度，推广新能源产能配套项目。加大油气勘探开发与新能源融合技术创新攻关力度。支持在油气田矿区开展具有生态效益的新能源项目，进一步促进油气勘探开发与新能源融合及生态环境保护协调发展。四是把可再生能源作为新的能源资源，在绿色低碳转型中重新定位石油公司的价值。可再生能源是石油公司能源转型过程中新的能源资源，也是新的经济增长点。石油公司要抓住新能源发展机遇，在绿色低碳转型中创造价值。

　　在传统能源合作中，资源国和消费国之间存在利益博弈。资源-市场“双方共赢”机制下，资源国和消费国成为命运共同体，可实现共赢发展，在中俄东线天然气管道项目中可见端倪。这种“你中有我”的合作模式，正在重塑欧亚大陆能源贸易流动格局。实践层面，三大创新值得关注：首先，技术换资源。在哈萨克斯坦扎纳若尔油田，我国自主研制的智能注水技术使采收率提升12个百分点，相应获得该油田15%的权益产量。其次，设施共运营。中缅原油管道实施“属地化”管理，缅方技术人员占比超40%，既保障运营安全，又提升当地参与度。再次，市场深绑定。上海油气交易中心推出中亚天然气人民币计价合约，既规避汇率风险，又增强价格话语权。这种立体化合作网络的建设，使我国天然气进口来源国从2015年的15个扩展至2024年的27个，抗风险能力显著提升。

　　国家能源局将海外能源供应链安全作为国际合作的核心目标，提出“常规与非常规油气并举”的务实策略。一方面，深化与中亚、俄罗斯等传统油气资源国的合作，通过长期协议锁定天然气供应，推动跨境管道建设（如中俄东线、中亚D线），提升陆上通道运输能力；另一方面，拓展深海油气、页岩气等非常规资源开发合作，分散地缘政治风险。同时，巩固与印尼、澳大利亚等煤炭大国的长期贸易关系，建立“多源互补”的进口格局，避免单一依赖。这一布局不仅保障了能源进口的稳定性，也为国内能源结构转型争取了缓冲时间。

　　以往能源合作多聚焦贸易层面。在中东最大炼化项目——科威特阿祖尔炼厂建设中，中国企业不仅承建工程，更通过技术入股获得15%权益，同时配套提供买方信贷融资。这种一揽子解决方案，使单个项目综合效益提升3倍。实践层面已形成三大特色模式：首先，技术资本化。将自主知识产权的页岩气开发技术作价入股美国二叠纪盆地项目，开辟技术输出新路径。其次，金融工具化。针对巴西盐下油田项目开发“产量支付型债券”，吸引社保基金等长期资本参与。再次，标准国际化。主导制定的《油气管道地质灾害监测规范》被纳入国际标准化组织（ISO）标准，为海外项目竞标增加砝码。这种多维度的深度捆绑，使我国油气企业海外项目收益率从“十三五”时期的8.2%提升至“十四五”末的11.5%，走出“低端锁定”困境。

　　面对复杂多变的国际形势和能源合作的高风险，强调动态风险评估与区域协同保障，构建全链条防控“三道闸门”。在第一道“监测闸门”中，依托大数据建立全球能源风险地图，强化对资源国政治、经济、法律环境的跟踪研判，提前预警重点地区风险；第二道“缓冲闸门”，通过多元化储备体系，使原油应急保障能力达90天；第三道“对冲闸门”，创新金融工具，如针对马六甲海峡风险的“航运保险期权”为能源安全加上“金融锁”。在2024年红海危机中，依托风险预警系统提前调整18艘油轮航线年冬季欧洲气价飙涨期间，通过储备投放稳定国内市场预期；试点“油气田弃置责任保险”，破解海外项目退出难题。这种“预防-缓冲-应对”的完整链条，大幅增强了我国能源供应的韧性。

　　在全球能源治理层面，我国正实现角色升级。即将举办的上海合作组织能源部长会议将推动建立区域能源安全基金，这是首个由新兴经济体主导的多边能源保障机制。在标准领域，我国主导的《碳捕集项目量化核证指南》获得国际能源署采纳，为传统能源低碳转型提供“中国方案”。这种规则制定权的提升带来实质性收益：在东南亚电力互联项目中，我国特高压标准被纳入项目招标必要条件；中亚油气合作采用中外联合认证模式，减少技术壁垒；光伏组件出口因主导国际电工委员会（IEC）标准修订，年节约认证费用超10亿元。