国内石油企业“双碳”转型路径创新及经济价值探讨——地下空气储能

牛超

（中国石油大港油田分公司经济技术研究院，天津 300280）

1.国内石油企业能源转型概况

近年来，国家倡导清洁低碳的绿色高质量发展，2020年9月，习近平总书记提出中国要努力在2060年前实现碳中和，国内石油企业积极推进绿色低碳转型，打造绿色低碳企业。如中海油凭借海工优势进军海上风电、岸电工程等产业，中石油、中石化也积极布局新能源、新材料及新业态，加快拓展非化石能源，但是在进入新能源市场时也面临着巨大的挑战。

2.国内石油企业能源转型的挑战

2.1 能源保障使命与转型发展需求

2020年我国石油对外依存度高达73.5%，而国内石油企业肩负着增储上产、保障国家能源安全的重任，油气领域资本开支计划压力巨大，能够用于新能源项目的投入十分有限，需要谨慎权衡，科学选择[1]。

2.2 行业竞争与市场进入壁垒

随着2019年国家《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》的出台，新能源政策红利逐步消失。石油企业作为新入场的新能源投资者，将面临更为惨烈的发电竞价上网格局、更低的资本收益率，投资风险加剧。

2.3 新能源产业技术壁垒

新能源开发属于技术密集型行业，企业的核心竞争力就是人才技术储备和实践经验积累。而对于国内石油企业，相关经验的缺乏，尤其是在项目的工程设计和运行维护等方面，都是难以逾越的鸿沟。

2.4 转型发展与人力资源整合

国内石油公司对所雇用的员工承担着更多的社会责任，不宜进行裁员。而常规的风光等新能源产业，无法有效消化国内石油公司在陆上石油勘探开发领域庞大的员工队伍。

3.适合国内石油公司的储能产业—地下空气储能

3.1 储能产业对我国实现“双碳”目标的重要价值

根据我国双碳战略目标需要，可再生能源将大量接入电网，预计2025年我国风光电装机总量将接近11亿kW、2060年将达到63亿kW。为解决新能源发电引起的电网波动，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》对储能建设进行了重点强调。如果按照搭配15%储能进行测算，十四五期间储能供需缺口约为1.3亿kW、2060年将进一步扩大至9.1亿kW，相当于40个三峡大坝的装机容量。

3.2 空气储能介绍

参考国际能源行业的电气化转型趋势，以及欧洲电力市场的发展经验，储能产业的商业价值日益显现，其中空气储能作为一种技术较为成熟、规模经济的储能方式应当引起重视。压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，CAES）是一种基于分子势能，通过利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气并密封在耐压容器内，再在电网负荷高峰期释放高压空气，推动气轮机发电的物理储能技术。国外空气储能技术的商业化应用已有40多年的历史，目前美、日、德、法等国均在研发能够实现碳中和化的新型空气储能电站；而在国内，中科院、清华大学等5家研发团队也在积极开展新型非补燃空气储能研究及推广。其中中盐集团、清华大学及中国华能三方共建的金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已处于调试阶段，预期将于今年底正式投产发电[2]。

3.3 石油企业发展空气储能的资源禀赋

空气储能所需技术与油气田企业常规业务同样具备高度关联性，能够充分利用油气田现有技术及资源优势，大幅降低产业的技术研发和进入壁垒。传统国内陆上石油企业一方面基于常规石油勘探开发业务需要，长期开展输变电、独立电网、自备燃气发电等业务，空气储能电站可直接接入内部电网，改造成本低；另一方面天然气储气库生产管理经验丰富，特别是在油气藏地下储气库设计建造和运营管理等方面，这些经验均能以较低的代价实现向地下空气储能业务的技术迁移。

4.油气田企业开展地下空气储能的价值分析

4.1 有利于减少一次能源消耗，加快实现“双碳”目标

分时电价条件下，工业用电每度近1元的峰电价格远高于企业自发电成本。出于该成本费用方面的考量，峰谷电价执行区域内的油气田企业均存在不同程度的利用轻烃、柴油等一次能源进行间歇式发电的情况，有的采油单位自发电量甚至能达到用电总量的两到三成，虽然客观上起到了节支增效的作用，但同时也增加了生产过程的碳排放量。而通过开展空气储能业务，低谷储电高峰使用，可以大幅降低油气田企业在峰电时间段内的用电成本，减少甚至避免在正常生产过程中使用一次能源发电，加快推进企业“双碳”目标的实现。

4.2 地下空气储能收益巨大

首先，在用户侧储能方面盈利可观。目前全国大多数省份均已实行了峰谷电价，其中峰谷价差最高的地方是北京，价差约为0.95元/度，三分之二以上地区的更是超过0.5元/度。而石油企业开展用户侧储能业务可以节约20%～30%的用电成本，在储能效率60%的条件下，已经具备可观的经济价值。以天津为例，空气储能发电的毛利0.3177元/度，按年4.5亿度峰电使用测算，每年收益高达1.43亿元，参考江苏盐城空气储能投资（5.34亿），测算项目财务收益率高达21%，而随着国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》的落实实施，项目财务收益率将进一步推高至30%以上，远超常规基础设施投资收益率。其次，地方政府的充电响应补贴。在利用储能电站开展正常的用户侧储能业务的同时，还可以通过响应当地政府的电力填谷需求，获取专项补贴。如浙江发改委《关于开展2020年度电力需求响应工作的通知》规定，填谷需求响应补贴单价在1.2～4元/度；天津市工信局《关于开展2021年度电力需求响应工作的通知》规定，填谷需求响应补贴1.2～2元/度，补贴价格甚至高于谷电用电成本。最后，在储能电站获利方面。短期内还可以依托地方支持政策，开展储能容量租赁、储能设施共享等业务，例如山东省鼓励风光发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量、贵州省允许自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务等；而在未来蓄能两部制电价落实后，石油企业运营的地下空气储能电站还可以直接参与电力市场获利[3]。

4.3 地下空气储能对储气库技术进步的推动作用

发展地下空气储能业务能够在气库建设、提压增容、能耗降低等方面推动国内石油企业储气库技术进步。（1）地下空气储能收益高、见效快，且国内大多数省份均具有开展经济价值，有助于国内石油企业进一步培养储气库技术能力，降低建设成本；（2）地下空气储能对于库容要求的弹性较大、且储存介质安全，适宜开展储气库含水层气库、海底气库、复杂断块建库等的系统研究攻关；（3）地下空气储能机制原理与储气库近似，且具备压力越大能效越高的特性，还可以进一步开展储气库安全工作压力提升及能量回收利用先导实验，进一步起到推动储气库技术进步、压降运营成本的作用。

5.结语

从长远看，到2060年储能产业预计将有近10亿kW装机规模的发展空间，年盈利数以千亿计（以当前电力市场数据测算）。而地下空气储能发电，作为一种技术相对成熟，且能够与油气勘探开发等石油企业的主营业务产生协同效应的新兴新能源市场参与方式，可以有效帮助面临高成本和能源转型双重压力的国内石油企业深度参与国内电力市场，在综合能源转型过程中有效掌握核心竞争力，实现“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走综合能源发展道路。