姜学峰，单卫国，宋磊 ，张永峰，徐东

(1.中国石油集团经济技术研究院；2.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司；3.中国石油规划总院）

最近一段时间，欧美大石油公司新动作不断，先是下调油价预设、减值油气资产、削减投资总额、减少股东分红，以应对二季度业绩的集体性亏损；再是欧洲公司先后宣布“净零排放”计划和公司转型新方案，表示要从国际石油公司（IOC）转型为国际能源公司（IEC）。 BP公司新近宣布今后10年油气产量将减少40%，而美国公司则乘机低价收购油气资产。人们不禁怀疑：天然气市场是否“变了味”[1]？天然气业务到底还要不要搞？

1 国际大石油公司天然气业务发展状况与主要挑战

作为清洁、绿色、低碳的“三可”（供应可靠、价格可承受、发展可持续）能源，天然气向来被公认为是能源转型的重要手段和通往零碳能源的“过渡桥梁”。过去10年，天然气和LNG需求保持了年均2.5%和4.4%的增长。埃克森美孚、壳牌、BP、道达尔、雪佛龙等西方大石油公司均在天然气全产业链实施积极扩张战略，建立了LNG业务产运销用一体化发展模式（见表1）。

在上游领域，五大国际石油公司都大手笔提前布局了天然气资产，它们的天然气储量、产量和储采比水平不相上下，天然气在公司油气储量资产和产量中的占比均在50%上下。在下游领域，尽管国际大石油公司在LNG产销量上有高有低，均在已投产LNG权益产能上大有斩获，以期成为全球LNG“资源池”的引领者和缔造者，并获取较高的利润和较大的市场份额。比较突出的是，壳牌和道达尔通过并购一跃成为世界第一和第二大LNG经销商，年产量分别增至3560万吨和1630万吨，年销售量分别高达7450万吨和3430万吨。在终端利用领域，国际大石油公司也都不同程度地介入了气电、车船、制氢以及新能源业务，还通过参与当地浮式接收站（FRSU）、储罐和输气管线等基础设施建设，加快启动新兴市场的天然气利用。然而，面对前所未有的挑战，国际大石油公司可能不得不修正以上一些做法。

1.1 新冠肺炎疫情导致天然气市场环境发生巨变

2020年以来，新冠肺炎疫情蔓延、油价暴跌使得本已严重宽松的全球原油市场雪上加霜，全球三大市场气价屡创新低。欧亚现货气价已先于油价在2019年初开始下跌，由8～10美元/百万英热单位降至2020年初的4～5美元/百万英热单位。疫情助推价格进一步腰折，自4月20日以来，三地现货气价均跌破2美元/百万英热单位。随着近期油价回升至40美元/桶以上，8月初，三地现货市场只有亚太LNG现货价格恢复到2.5美元/百万英热单位以上。受定价机制滞后影响，预计到今年三季度末，与油价挂钩的天然气长贸协议价格将由目前的6～7美元/百万英热单位跌至3美元/百万英热单位左右（见图1）。壳牌首席执行官范伯登在与美国埃信华迈（IHS Markit）副总裁丹尼尔·耶金视频对话时感慨：“过去十分看好的天然气项目，目前分析也没有什么优势了。”[2]

表1 2019年五大国际石油公司天然气业务资产与经营指标

本次疫情已经造成世界范围的经济停摆，而且不排除以后会出现第二波和第三波冲击。大部分国家依然在经济重启和严防死守之间艰难拉锯。世界经济出现W型和L型走势的几率明显大于U型和V型走势，今年下滑6%～8%几成定局。与此对应，今年全球天然气需求负增长已成共识。上半年，欧盟27国天然气发电量下降了6%。国际天然气联盟（IGU）预测，2020年全球天然气需求将萎缩4%；日本能源经济研究所（IEEJ）认为将至少下降7%，退回到2017年3.68万亿立方米的水平[3]。

LNG表现相对较好，上半年需求增至1.867亿吨，实际增速为6.5%，但大大低于2019年的12.3%[4]。LNG需求增长是通过在欧亚市场挤占管道气实现的。近期看，需求的大幅减少加剧了世界天然气供给过剩，整个天然气行业价格和利润双低的局面难以改变。

图1 全球主要市场天然气价格走势

天然气市场没有类似石油市场的联合减产措施，但低价压力会迫使全球天然气项目负荷降低、投产延迟以及投资搁浅。欧亚部分国家大量低价进口LNG现货，使上半年俄罗斯管道气出口大幅下降9%。正因为LNG现货价格太低，大量长贸LNG提货集中延后到四季度，导致全球范围的LNG压产形势十分严峻。IHS Markit数据显示，7月底，全球LNG产能利用率已经下降到60%左右，俄罗斯（＜60%）、澳大利亚（＜50%）、马来西亚（40%）、美国（＜30%）均低于平均数，埃及LNG项目和美国切尼尔公司（Cheniere）的萨宾帕斯项目几乎停产[5]。如果2020年碰上暖冬，而长贸协议LNG又集中于冬季提取，那么LNG现货需求将受到压制，现货市场可能出现有价无市的局面。

明后两年，全球天然气需求的回升态势取决于疫情如何发展与何时终结。如果疫情时间拖长，天然气需求完全恢复可能要等到2022年之后。因此，不少国际大石油公司已将今明两年的盈亏平衡点油价下调至35美元/桶，对应的LNG长贸协议价格不到4美元/百万英热单位。

1.2 油气业务受到愈益严苛的低碳环保监管

天然气的主要成分是甲烷，燃烧主要生成二氧化碳和水。尽管比煤炭和石油清洁，但天然气依然“不够低碳环保”。国际大石油公司受到来自政府、投资者和消费者的环保监管或监督压力日益增大。

1.2.1 来自政府的压力

随着2016年《巴黎协定》生效，民众的环保意识逐渐加强、减排呼声愈来愈烈，各国能源政策的低碳化趋势也更加明显，纷纷出台与气候变化相关法律，削减化石能源补贴以及采用碳定价机制等。

在甲烷减排问题上，美国、加拿大、墨西哥、澳大利亚、新西兰、日本和欧盟等均做出承诺。主要措施包括：制定甲烷管控目标、采用碳税、发布统计核算方法、明确甲烷排放限值并严控排放源、严格检测与修复（LDAR）频率。

在碳减排方面，欧盟一直致力于完善和细化应对气候变化的政策框架。2019年12月公布了“欧洲绿色协议”（European Green Deal），提出努力建设成资源节约型现代化经济体的目标：到2050年成为全球首个“碳中和”地区，温室气体达到“净零排放”，实现经济增长与资源消耗脱钩[6]。为实现上述目标，2020年7月以来，欧盟先后发布了《〈循环经济行动计划〉政策回顾报告》《欧盟氢能战略》以及《欧盟能源系统整合策略》。“循环经济”要对生产、生活、消费方式进行系统性的变革，着眼于加速欧洲绿色转型，推动全球提高资源效率[7]。“氢能战略”主要依靠风能、太阳能制“绿氢”，以更好地支持脱碳进程。“整合策略”旨在让不同的能源生产载体、基础设施及消费行业彼此关联，实现统一规划和运营，以提高效率并降低成本[8]。“欧洲绿色协议”提出2050年实现“净零排放”，把温控目标设定在1.5℃，这比《巴黎协定》规定的2℃和壳牌“天空情景”设置的1.75℃要严格得多。这意味着，欧洲大公司在应对气候变化上的行动要“更快、更高、更强”。

1.2.2 来自投资者的压力

投资者对能源领域的要求愈来愈严苛，油气行业正受到股权交易基金（ETFs）全球性和系统性的排斥。一个值得关注的趋势是，新的ESG（环境、社会和治理）投资标准和价值取向正在形成（这种策略也被称为“责任投资”）。2020年，ESG基金异军突起，仅上半年其资金流入就增长3倍，达到近15万亿美元，占到股权交易基金资金流总量的15%[9]。而且，整体表现十分抢眼，2007年以来其投资回报率达到248%，大大高于金融时报世界指数（FTSE）100%左右的回报[10]。

基于排放和气候变化等评价指标，ESG基金一般只看好科技、金融、消费品和工业品，普遍回避化石能源。除了煤炭被封杀之外，油气行业特别是深水、北极和非常规页岩油气项目也被封杀。由于ESG相关指标表现不佳而得不到资金救助，惠廷（Whiting）和切萨皮克（Chesapeake）等40多家美国页岩油气生产商纷纷宣告破产。要获得资本市场青睐，国际大石油公司需要用好ESG战略，不然就会面临融资难的压力。

1.2.3 来自消费端的压力

在需求侧，越来越多的上市公司被要求按照“RE100”目标100%使用“零碳电力”。根据彭博社新能源财经（BNEF）报告，2019年有23个国家和地区的100多家公司签署了约19.5千兆瓦的清洁能源合同，比2018年增长40%，相当于2017年的3倍。谷歌、脸书、亚马逊和微软等科技公司再次主导了“零碳电力”合同采购。预计未来10年，全球将掀起105千兆瓦的太阳能和风能建设新高潮，这些企业买家“正在重塑世界各地的电力市场和能源公司的商业模式”[11]。

尽管不如科技公司那么活跃，已有越来越多的油气公司加入其中。新一代LNG设施需要全部电气化和无碳化。例如，今年6月，道达尔与西门子天然气与电力公司就其在美国的天然气液化项目的低碳生产所需电力的设计达成协议；壳牌参与的“LNG加拿大”项目也承诺采购并使用“无碳电力”[1]；埃克森美孚在2018年底、西方石油（OXY）和雪佛龙在2019年也首次签署了“零碳电力”采购合同。

1.3 国际大石油公司自身存在诸多问题

在疫情和环保双重压力下，国际大石油公司自身还存在现实困难、发展短板和能力制约问题。

1.3.1 现金流普遍紧张

由于新冠肺炎疫情对天然气市场的巨大冲击，2020年全球天然气行业的损失将达万亿美元。目前，欧美大石油公司现金流普遍紧张。BP、壳牌、埃尼和挪威Equinor公司前所未有地做出一季度减少分红2/3的决定，这相当于每家公司节省50亿～100亿美元/年的现金支出。“如果分红不减，公司将无法挺过当前，也无所谓未来。”[12]二季度，壳牌、BP和道达尔油气资产减值分别为220亿、175亿和80亿美元；埃克森美孚、壳牌、BP、道达尔、雪佛龙和康菲六大国际石油公司集体亏损总额高达537亿美元，不排除这些公司可能陷入举债度日的窘境。另据初步统计，国际大石油公司2020年上游勘探开发支出（Capex）总体比上年削减约30%。

1.3.2 天然气商业模式可能存在过度商业化

2016年以来，全球天然气液化产能快速提升，平均每年增长3000万吨，增速接近10%，增长主要来自澳大利亚、俄罗斯和美国（见图2）。2019年，全球共有10个项目、11条生产线投产，新增产能3621万吨/年，导致全球供应过剩增至8000万吨/年[13]。LNG供应过剩加剧导致现货气价下跌早于油价，已由2019年初的10美元/百万英热单位，跌至目前的约2美元/百万英热单位。

以股权提货（equity lift）和加工费（tolling fee）为特色的LNG商业开发模式，导致LNG市场过度商业化，这是近年现货LNG价值流失的主要原因。国际大石油公司认为，有必要考虑暂时放慢LNG发展节奏，只有控制住供应，才能促使市场重新平衡、气价早日回升。今年二季度，壳牌LNG销量同比减少7.8%、液化量同比下降3%[14]。上半年，已投产天然气液化项目集中在美国，包括卡梅伦LNG 2号线，厄尔巴岛LNG 2、5、6号线，自由港LNG 2、3号线等，合计产能1500万吨/年。预计全年实际投产交付量只有原定6600万吨/年的一半。

图2 全球新增天然气液化能力

1.3.3 应对低碳化趋势还不够得力

目前，美国“大油气”公司只是有选择地介入可再生能源，更多的精力放在利用石油短周期投机抄底。埃克森美孚的战略核心是继续保持常规油气优势，尚没有介入电力开发的想法，把应对气候变化的赌注押在碳捕捉和封存（CCS）上，介入生物燃油则主要是因其与公司现有石油设施匹配。投资者以“应对气候变化行动落后”为由，要求埃克森美孚更换首席执行官。

欧洲“大能源”公司则主动拥抱可再生能源。疫情期间，西班牙雷普索尔（Repsol）、挪威Equinor、意大利埃尼（ENI）以及壳牌、BP、道达尔等公司，陆续发布了2050年“净零”新愿景及发展路径，分别提出2050年碳排放强度降低50%～80%的目标[12]。说起来容易，做起来难。目前，这些欧洲公司在新能源发展上尚无竞争优势，也缺少有力抓手。

1.3.4 碳减排和甲烷治理成本较高

二氧化碳作为最主要的温室气体成分，其减排所依靠的碳捕集利用和封存（CCS/CCUS）技术成本依然高昂，让国际大石油公司长期望而却步。目前，气电CCS成本为60～70美元/吨二氧化碳[15]，天然气制氢+CCS的综合成本为12～20美元/百万英热单位[16]。

甲烷是仅次于二氧化碳的第二大温室气体，排放量占全部温室气体排放量的14%～16%，但甲烷在大气中的暖化效应是同质量二氧化碳的80多倍（以20年计）。人类活动产生的甲烷排放绝大部分来自于油气行业，主要的排放形式包括直接排放（venting）、火炬（flaring）和逸散泄漏（leakage）。甲烷排放正日益成为制约天然气发展的瓶颈[17]。2018年，全球油气行业的甲烷排放量约占全球天然气需求量的3%（8000万吨），相当于挪威一年的天然气产量。显然，大石油公司需要加大研发力度，努力降低“洁净气”的供应成本。

2 国际大石油公司天然气业务战略近期出现微妙调整

综合考虑当前和未来，国际大石油公司对天然气业务做出较大调整。其微妙之处在于“以时间换空间”。一是为度过“严冬”而降成本、减投资、压项目，等待天然气市场出现转机，以目前的收缩和牺牲换取将来的市场和利润空间。二是利用有限的“时间窗口”谋取天然气低碳技术和可再生等无碳能源发展能力的突破，以成本优势获取天然气“碳中和”的竞争力和业务空间。可见，其长期倚重天然气的战略目标没有大的改变。

2.1 短期内，国际大石油公司必须适应市场，压产降本减亏

要度过当前艰难时刻，国际大石油公司必须练就适应市场的能力，增强各项业务运转的灵活性。鉴于目前经济下行、需求不振、供应严重过剩，只有压产才有望平衡市场并促使气价回升；只有降本才能减少亏损、改善盈利。

壳牌今年二季度业绩报告显示，其天然气一体化业务实现盈利4亿美元，同比下降76%。公司通过优化操作，成本环比降低了17%，节省资金30亿～40亿美元；通过压产、停工和项目延迟，资本支出环比压减了27%（约15亿美元），预计全年可压减20%（200亿美元），其中天然气一体化业务的资本支出下降35亿美元[18]。其他公司在压产降本减亏方面也取得不菲的成绩。

国际大石油公司在天然气资产组合上普遍趋于谨慎，一味“求低”，即只有那些单位成本低、碳排放低、技术要求低（地质埋藏条件简单）但竞争力强的优势天然气项目才会被考虑。因此，已建成的新项目延迟投产在所难免，新的最终投资决定（FID）在2020年可能只涉及1至2个天然气液化项目，更多的投资决定恐怕要推迟到2022年之后，而完工交付则要等到2027年以后。

2.2 长期看，国际大石油公司必须尊重并适应低碳发展要求

最近，美国大石油公司“抄底并购”，更看重天然气的价值。例如，雪佛龙最近并购诺贝尔能源公司，主要看中其地中海东部的天然气项目。欧洲大石油公司的“净零排放”计划、减少油气产量和向能源公司转型等信息表明，尽管认定可再生等零碳能源是未来的主力能源，但天然气在低碳转型中仍可以发挥更大作用。关键是现在就要着手准备无碳业务，力争低碳技术早日取得突破，以换取天然气市场发展新空间。为此，大公司在天然气的业务组织、作用定位、发展路径和商业模式等方面进行了重新梳理。

2.3 在机构设置上，国际大石油公司的天然气与新能源业务高度融合

BP公司新近成立“天然气与低碳板块”，将供气、气电与可再生发电、储能与充电、氢能和CCUS技术等业务整合[19]。埃尼公司将传统油气业务从低碳业务中分拆出来，寻求天然气与可再生能源在发电业务上的协同效应，并争取在2025－2050年间将可再生发电能力扩大10倍，力争2050年可再生电力销售占到公司销售收入的40%。道达尔则在2017年就成立了“天然气、可再生能源和电力部”，以充分挖掘天然气、可再生能源等在电力价值链中的协同发展潜力。同期，壳牌公司也基于互补性，将天然气上下游业务同新能源业务一起组成新的核心业务部门——“一体化天然气和新能源部”，着眼于提供“综合能源解决方案”。尽管欧洲大石油公司都想发展可再生电力并主攻水电解工艺的“绿氢”，但也保留了发挥气电和天然气“蓝氢”优势的选项。可见，无论是较少涉足新能源的美国“大油气”公司，还是主动拥抱可再生的欧洲“大能源”公司，它们业务新架构的共同点都是把天然气作为“低碳战略”的核心和抓手。

2.4 在发展定位上，天然气作用不会削弱只会增强

无论是作为民用、发电、工业和交通的燃料，还是作为制氢的原料，天然气依然有巨大的发展空间。由于天然气与可再生能源存在协同效应，“蓝氢”生产成本可能降低，石油业务因需求达峰可能走向衰落，以及无碳电力发展低于预期的风险，世界还需要大力发展天然气，国际大石油公司发展也需要倚重天然气。因此，国际大石油公司选择长期压减石油、增加天然气产量比重。BP公司降低油气产量的计划，实际上主要是降油，而保留了增气的选择。

壳牌介入“蓝氢”业务已有10年，仍在寻求突破。壳牌规划的2050年业务收入结构是：天然气50%、新能源20%、石油30%[20]。其中，天然气收入中，除了来自上游天然气开采、液化、天然气和LNG贸易之外，还要拓展下游“蓝氢”和天然气发电业务，包括电力批发和零售业务，争取在21世纪30年代成为世界最大的综合电力供应商。可见，天然气作为“低碳桥梁”，极可能成为“第一能源”，由此成就天然气的“黄金时代”。

2.5 在发展路径上，依靠低碳技术增强天然气竞争能力

未来，天然气的市场空间取决于价格和市场接受度。尽管治理碳排放和甲烷泄漏，无疑会加大国际大石油公司近期负担并影响天然气项目或业务的经济性，但长期看，将避免潜在的高昂碳税。

尽管欧盟等为天然气发电和制氢保留了发展空间，但仍需要国际大石油公司切实采取得力措施。作为对欧洲“绿色复苏计划”的响应，2020年，国际大石油公司继续维持低碳投资①低碳投资包括天然气生产开发和集输储运、油气项目碳减排以及可再生能源开发利用的资本性支出和研发支出。的增长，预计由目前的不足80亿美元/年，今后5年增至100亿美元/年以上[21]（见图3）。国际大石油公司希望，在有限的时间窗口内，用加强低碳投资换取天然气发展的广阔空间。

壳牌公司对于应对气候变化行动“更快、更高、更强”的理解是，为了实现1.5℃的温控目标，一是需要提高“碳足迹”的标准，为此将其2030年能源产品碳强度降低目标由20%提高到30%、2050年目标由50%提高到65%；二是将减排范围扩大到非能源产品（例如石化产品和润滑油）和自身能源生产过程（即使用无碳电力）；三是帮助客户消减温室气体排放，除提高能效和使用低碳能源外，主要是通过CCS/CCUS实现碳减排[22]。

图3 国际大石油公司2018-2025年度低碳投资展望

BP公司刚刚宣布，用于排放治理的低碳投资将增加10倍，由目前的5亿美元/年增至2030年的50亿美元/年，力争将整体运营、上游油气开发和产品销售的绝对排放强度分别降低30%～35%、35%～45%和15%以上[19]。这将对其他大公司低碳投入的整体增长发挥带动作用。

2.6 在商业模式上，调整天然气产销配比，注重LNG项目气源保障

由于上游勘探开发的资金压力和低碳压力较大，不少国际大石油公司大幅进入资产轻量化的天然气贸易领域。但在短期内压减上游投资、增加销售份量的同时，国际大石油公司仍然非常重视LNG项目的气源保障。在全球LNG项目3种开发模式中，尽管加工费模式、下游模式规模增长迅速，但上下游一体化模式的产能规模依然占据主导，三者的规模比例现为1∶1.27∶3.31[23]。受疫情打击最严重的是，类似美国切尼尔公司气源被“卡脖子”的天然气液化项目，由于上端依赖他家供气、下端缺少长约保障，气价过低反而让项目无法获得气源，被迫减负停产。这再次证明，拥有上游气源依然是天然气业务发展的基础，产运销用一体化是发展LNG的较佳选择，资源组合是抵御风险的制胜法宝。

3 国际大石油公司天然气业务调整对中国的启示

国际大石油公司“以时间换空间”的战略应对，核心是两个“换取”，即以业务弹性换取市场转机，以加大投入谋取低碳技术突破和成本优势，进而换取天然气的发展空间。该战略统筹考虑了当前困难和长远发展，反映了大公司比较前卫的治企理念。一是在困难面前保持业务弹性和投资灵活性；二是在能源转型中积极投身变革、善于发现商机；三是争取社会的认同与支持（“社会的经营许可”）。换言之，近期要处理好疫情的冲击，长期要谋求转型以应对气候变化这个最大的挑战。

3.1 树立底线思维，推进降本增效，培育核心竞争力

受新冠肺炎疫情冲击需求下降和LNG项目集中释放产能叠加的影响，全球天然气供过于求的局面短期内难以彻底扭转。国内外大型天然气项目，特别是非常规天然气项目普遍效益不佳，发展面临严峻挑战，天然气生产、贸易和销售均在被动压减。只有成本最低，才能保持弹性和灵活性，才能挺过当下的困境并决胜未来。

因此，全产业链降本挖潜成为必须。上游天然气项目势必要审慎决策，做好取舍，提高单位产量，提升投资效率。中游天然气液化项目和商品气管道输送需要优化工艺流程，强化工程总承包（EPC）管理，压减管输能耗，降低物流成本。国际天然气资源采购需要优化长贸和现货资源配置，扩大低价气进口，实施合同价格复议，降低综合采购成本。下游销售需要重视客户对接，压实合同管理，争取储气调峰市场化运作，提高商品气实现价格[24]。

3.2 坚定发展信心，调整业务发展结构，做大做强天然气产业链

面对疫情冲击和油气低价，欧美大石油公司在石油需求达峰和业务转型问题上出现重大分歧，但是它们的天然气长期增长目标保持不变，并表现出惊人的相似。国内外对天然气发展前景依然看好。天然气需求萎缩有望在2022年完全扭转，之后可能以每年2%的速度继续增长。如果说世界石油需求已经提前达峰[25]，那么全球天然气需求达峰至少还需要30年。特别是LNG需求潜力巨大，LNG国际贸易量有望超越管道气。未来10年，由于后市趋于再平衡，利润增长可期，“气代煤”的步伐在亚洲将会继续加快，天然气发电在欧美亚三地可望再上台阶，实现与可再生能源发电协同发展，天然气“蓝氢”业务有望取得突破。因此，有理由相信，天然气依然是国内外油气公司的成长性业务。

上游储量资产为国际大石油公司天然气业务全球化提供了重要支撑，天然气“资源为王”的信念不能动摇。中国公司同样有条件、有信心扩大天然气在公司业务中的比重。在国内主阵地，要通过地质理论创新和开发技术进步，努力实现天然气高效增储上产；在海外新战场，应高度重视天然气资产组合建设[26]。建议中国企业借鉴国际大石油公司经验，发挥综合优势，提早研究天然气规模发展，力争实现海内外上游天然气开发、海外天然气液化项目投资、国际贸易商务运作与国内市场销售四者之间的有效衔接，统筹考虑国内外两种资源的配置关系、管道气和LNG配置策略，实现产业链一体化协同发展。

3.3 树立低碳理念，加大减排力度，奉献优质能源

欧洲“大能源”公司的低碳理念正在付诸实践。美国“大油气”公司为继续保持常规油气优势，也在拓展天然气供应链，延伸下游利用业务，并在CCUS上加大投入。欧美大公司给我们的重要启示是：低碳减排是油气行业的必做之事。为了更好地拥有未来，为了企业可持续发展，包括中国在内的各国油气公司、LNG和管道气运营商，都必须处理好上游开发和下游利用环节的碳减排，解决全产业链的甲烷泄漏。国内CCS/CCUS经过多年实践，已经具备突破先导试验和开启商业化运作的条件。对于油气企业而言，甲烷排放管控亦可通过回收甲烷潜在地提高效益、降低成本、改善安全；甲烷排放管控科学可行，需要各国油气企业广泛地参与并开展国际合作，交流共享甲烷检测和回收技术的经验。

建议中国油气企业“以时间换空间”，即通过加大低碳研发投入，争取早日取得成本竞争优势，开启天然气低碳应用的广阔空间；统筹规划天然气下游利用领域延伸，开展油、气、电综合一体的加注业务，取得燃气、气电、氢能和可再生能源的协同发展，努力向公用事业公司转型、向综合性能源公司迈进，以优质低碳高效的能源奉献消费者，为中国的生态文明建设贡献力量。