中国新能源的利用 构建油气与新能源融合发展新格局

3月22日，国家能源局发布《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》（简称《行动方案》）。这是国家能源主管部门首次就油气勘探开发与新能源融合发展发布政策。《行动方案》将对油气企业推进新能源转型发展产生什么影响？如何辩证看待油气增产与新能源开发的关系？如何推进绿色油气田示范建设？本期《深读石油》特邀行业专家学者就《行动方案》进行深入解读——

融合发展前景广阔

近年来，在习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略的科学指引下，我国可再生能源实现跨越式发展。随着“双碳”战略持续推进，大力发展以新能源为主的可再生能源，推动传统能源与新能源融合发展，已成为推动能源行业绿色低碳转型的现实需要和必然选择。

《行动方案》提出，到2025年，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。这为油气上游领域转型发展新能源吹响了冲锋号。

“这是中国石油工业的一次里程碑事件，也是中国石油工业的一个春天。”中国科学院院士、中国石油新能源首席专家、中国石油深圳新能源研究院执行董事兼院长、中国石油集团国家高端智库副主任邹才能认为，从国家层面看，《行动方案》的出台将达到“三个有利于”：一是有利于建设能源强国。我国现在是能源大国，但还不是能源强国。油气和新能源融合发展将有效推动能源结构绿色低碳转型，助力建设能源强国。二是有利于实现“能源独立”。我国原油对外依存度达到70%、天然气对外依存度超过40%，实现“能源独立”呼唤新能源与传统能源融合发展。依靠地上的风光资源、地下的地热资源等新能源实现多能互补，助推我国实现“能源独立”。三是有利于实现“双碳”目标。在我国目前的能源结构中，80%以上是化石能源，80%以上的碳排放是化石能源排放。到碳中和时期，80%以上的能源将是以新能源为主的零碳能源，也将减掉80%的碳排放，实现这些目标主要依靠新能源。

国内油气上游企业在发展新能源方面具备一定的条件和优势。中国石油集团国家高端智库研究中心专职副主任、学术委员会秘书长吕建中认为，国内油气上游企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，且矿权区内地理空间广阔，有利于布局风光发电项目。矿权区内的井筒、盐穴等可助力建立“大储能”系统，而油气田及周边最有低成本优势以建立大规模氢能管网系统，支撑新能源大规模开发利用和氢能产业链建设。

《行动方案》中强调初期立足于就地就近消纳为主。这符合油气上游企业发展的现实需求，可以促进企业成为区域范围内有效的新能源“产消者”。一方面，受限于资源和市场的距离，新能源特别是风光发电，本身就面临消纳的问题，最好的应用场景便是就地消纳。另一方面，通过新能源的就地开发利用，油气企业在替代自用油气、实现增供的同时，还可降低自身用电成本以扩大增产措施和规模开发“特殊油气”，有效增加油气供给。此外，国际石油公司近些年在油气和新能源业务上的实践探索也充分证明，油气和新能源融合发展的模式是符合现实的选择，能够有效挖掘油气企业的资源潜力，提高能源供给效能。

辩证审视并推进融合发展

新能源发展是大势所趋，《行动方案》对油气上游企业发展新能源提供了行动指南，也将掀起新能源发展的又一波热潮。《行动方案》的出台是否意味着当下要侧重发展新能源，降低油气勘探开发的投入力度？如何辩证看待新能源开发与油气勘探开发两者间的关系？

邹才能强调：“保障国家能源安全是能源企业的关键核心任务。推动新能源与油气勘探开发融合发展，需要统筹处理好油气增产和新能源开发、新能源消纳与储能、风光发电与气电调峰的关系，协同推进两者融合发展，不能顾此失彼，也不能顾彼失此。”

我国能源资源禀赋是富煤、油气资源不足、新能源无限，能源绿色低碳转型浪潮从煤电领域持续拓展到油气勘探开发领域。吕建中认为，油气勘探开发和新能源融合发展是我国探索传统能源与新能源发展的一种有效模式和应用场景。油气勘探开发和新能源是共同发展，二者不是此消彼长的关系，油气产业本身要大力发展，最终逐步实现转型发展，煤炭等传统能源则是根据能源低碳转型和“双碳”目标的要求，需要持续推进产能优化缩减和清洁转型。

能源是国民经济和社会发展的重要物质基础，中央企业是能源保供的“顶梁柱”。吕建中指出，中国石油作为中央企业，仍需要聚焦主责主业；发展新能源业务不是为了替代油气业务，而是为了更好地服务主责主业，通过应用新能源推进清洁替代，减少油气生产过程中的化石能源消耗和二氧化碳排放，实现能源生产过程的绿色转型，进而提高油气生产的有效供给。

融合发展需抢抓人才、储备技术

近年来，中国石油将“绿色低碳”作为公司五大发展战略之一，大力发展新能源业务，加快向“油气热电氢”综合性能源公司转型，国内油气产量当量稳步提升，新能源业务全面提速、多点开花，油气和新能源融合发展取得突出成效。2022年，中国石油风光发电装机规模超过140万千瓦，新能源年开发利用能力达到800万吨标准煤，为保障国家能源安全、助力实现“双碳”目标贡献了石油力量。

《行动方案》在体制机制、政策支持、技术创新等方面对油气企业新能源业务发展提出了更具体的要求。聚焦未来油气和新能源融合发展，邹才能表示，加快油气和新能源融合发展需要抢抓人才、技术和时间。一方面，要进一步加强对新能源资源的评价，大力发展风能、太阳能、氢能、储能等新能源领域的关键技术，大规模培养和储备与技术和新能源产业相匹配的人才。另一方面，要构建绿色智慧的新型能源体系，加快能源产业数字化和智能化升级，通过信息化、数字化和智能化的方式加强油气和新能源业务的智慧管理。

着眼国际能源绿色低碳发展与碳中和研究的战略前沿，邹才能进一步提出“超级能源盆地”概念，即地下赋存大规模煤炭、石油、天然气等化石能源，地上具有丰富的风光等新能源，具备建成超大型能源生产与利用基地的资源基础和地质、地理条件的能源富集盆地。他强调，新型能源体系是以新能源、新电力、新储能“三新”为技术主导的绿色智慧能源体系，以鄂尔多斯盆地为代表的“超级能源盆地”理念将重塑未来能源勘探开发的理念与模式，对全球碳中和下的能源革命具有重大意义。（记者陈钦强）

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大庆油田统筹推进新能源业务驶入快车道

中国石油网消息（记者 张云普）在大庆油田累计生产原油突破25亿吨之际，3月25日，龙一联清洁能源风电项目首台风电机组并网成功。这标志着“大庆油田绿色低碳可持续发展示范基地”建设取得突破性进展，标志着油田新能源产业发展驶入快车道。

大庆油田聚焦“双碳”目标，突出“减碳、用碳、替碳、埋碳”，统筹推进油气勘探开发与新能源融合发展，坚定实现原油年3000万吨稳产，设立天然气增、“非常规”增、新能源增的“一稳三增”目标。

加快风光发电项目建设。针对“自有零散土地资源丰富、接入等级选择多、用电负荷大”等特点，大庆油田打造五类光伏示范项目建设模式，实现“380伏、6千伏、35千伏电网”与生产用能无缝融合匹配，做到油田区域土地、接入方式全覆盖。

打造低碳示范园区。大庆油田以区块为单元着力打造“一南一北”两个低碳生产示范工程，摸索以“降碳”为核心的管理经验，实现由“指标零碳”向“本质零碳”过渡，开创一条适合陆上老油田高含水后期绿色转型发展新路。

探索“地热+”开发模式。大庆油田冬季用热量大，余热只能替代20%左右。去年年底，油田在地热异常区实施了取热不取水示范工程，采取降低初期投资和提高采热效率等措施降本增效。

大庆油田坚持“像抓油气业务一样抓新能源业务”，规划“十四五”末初步建成千万千瓦级“风光气储氢”一体化示范基地，到2035年形成油、气、新能源三足鼎立发展新格局。

吉林油田高质量打造绿色用能新示范

中国石油网消息（记者 王珊珊）3月27日，吉林油田在新立采区规划建设的零碳示范区项目进入关键阶段。立足老油田二次开发，吉林油田推行“大平台+新能源+新技术”绿色融合发展建设模式，全力打造老油田二次开发与新能源绿色融合发展示范区、查干湖生态保护与工业融合发展示范区。

吉林油田做强做优做大绿色低碳产业，以原油、天然气、新能源“三分天下”的各自优势，多维度夯实高质量发展基础。

为更好地融合发展，吉林油田聚焦松南效益稳产、川南效益建产、新能源效益发展，进一步明确时间表、施工图和责任书，力争三年目标任务两年完成；着力贯彻“推动发展方式绿色转型”部署，加快构建绿色能源新业态；以加快发展融合推进为导向，实现新能源效益新增量；积极推进新能源大基地建设，加快实施千万千瓦级风光发电、五百万吨级碳埋存、百万吨标煤级地热利用“三大工程”。

风光发电方面，吉林油田集聚合力建好绿电项目，强力推进油气与新能源融合发展，切实把同部署同设计同实施的要求落实到位。

CCUS方面，吉林油田按照“一体”“两翼”“三步走”部署，加快百万吨产能级负碳油田开发和百万吨二氧化碳埋存级CCUS+绿色低碳转型“双百”示范区建设，持续引领国内CCUS产业创新发展。

地热余热利用方面，吉林油田科学优化产业布局，以点带面推进地热余热利用，大力推进清洁替代工程，积极开拓地热供暖市场，高质量构建绿色用能新架构。

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□勘探开发研究院科技咨询中心马锋严增民□勘探开发研究院能源战略综合研究部丁麟□经济技术研究院能源战略研究所张鹏程

如何统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电

严增民：建议推动以人工智能为辅助的“天然气+风光电”与陆上油气勘探开发融合，推进能源高效利用，促进降本增效和能源转型发展。

太阳能和风能发电电量发生变化时，人工智能自动识别，调节天然气发电量，推进发电总量保持稳定。融合发电后，一部分电量供应陆上油气勘探开发，剩余电量并入国家电网，不仅解决全国用电问题，也为油气田企业赚取收入，促进能源转型发展。

推进陆上油气勘探开发与新能源的融合发展，需要解决以下关键问题：一是统筹推进能源企业加强能源体系建设；二是稳步推进国家电网并网的制度建设；三是油气田企业加快推进新能源与油气勘探开发融合的步伐，尽快落地实施，形成产能。

为何要提升油气上游新能源存储消纳能力

丁麟：储能调峰是油气上游新能源高质量规模发展的关键一环。

油气上游相较于其他储能调峰应用场景有三大特点：一是油气勘探开发多为经过统筹部署的计划作业，极端的电力需求波动概率和频率较低；二是油气上游新能源的存储消纳在方式选择和韧性极值方面有显著优势；三是我国油气勘探开发已围绕重点盆地区域形成规模产业效应，结合国家在相关地区的大型清洁能源基地建设规划，“超级能源盆地”建设将迎来重大机遇。

《行动方案》重点强调了新型储能和气电调峰的关键作用。新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主的储能形式，能够高度适配油气上游围绕矿区及周边地区构建“因地制宜、就近消纳”的融合发展模式。天然气被称为可再生能源的“最佳伴侣”，是助力油气行业清洁脱碳转型的先锋。

如何推进绿色油气田示范建设

马锋：加快由“科”到“技”的发展，促进能源科技成果转化应用。在碳中和从“全球共识”向“全球行动”发展背景下，立足中国富煤、油气不足、新能源无限的资源禀赋，构建以新能源、新电力、新储能“三新”为主体的绿色智慧新型能源体系，实现能源体系从“资源主导”向“技术主导”迭代升级，迫切需要革新能源理念、创新能源技术、转变能源发展方式。推进绿色油气田示范建设，要促进能源基础科学研究与能源生产应用技术互动发展。

突破老油田发展困局，促进地上、地下能源综合利用。推进绿色油气田示范建设，将加快推动传统“超级油气盆地”向“超级能源盆地”理论发展、传统油气生产区向百年油气田发展、油气资源型城市向综合能源供给大基地发展。通过油气与新能源技术与体制机制创新的示范带动，促进新能源全产业链开发利用合作模式创新，加快油气行业清洁低碳转型。

《行动方案》的出台对油气企业有何影响

张鹏程：《行动方案》对油气上游企业转型发展具有指导意义。一是提升能源安全保障能力。通过清洁替代减少生产环节的油气消耗，提升我国油气供应能力是《行动方案》的根本目的。

二是促进油气田能源消费结构转型。《行动方案》初期立足于就地就近消纳为主，旨在促进矿区附近资源的高效利用、综合开发，支持油田层面的能源消费结构清洁低碳转型，努力打造“低碳”“零碳”油气田。

三是加快新能源投资节奏。《行动方案》的出台，将大大提升油气企业制定勘探开发与新能源协同发展规划的积极性，有利于油气企业加快投资步伐，增加对新能源投资。

《行动方案》体现了国家能源局对统筹油气勘探开发和新能源融合发展的支持和鼓励，明确了发展方向，给油气企业吃了“定心丸”。但油气企业还需要突破实践中面临的一些制约。未来，油气企业要继续争取其他相关政府部门的政策支持，要加大新能源技术创新协同攻关力度，要注重培养电力业务运营能力。

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