“双碳”背景下吐哈油田绿色转型发展的探索与思考

李成刚 高泽吉 陈智

中国石油吐哈油田公司

吐哈油田是在20 世纪80 年代末，国家提出“稳定东部、发展西部”石油发展战略大背景下，按照“两新两高”体制，开发建设起来的现代化油田。累计探明石油地质储量5.93×108t、天然气储量1 176×108m3；生产油气当量8 523×104t，其中原油6 261×104t、天然气284×108m3，为保障国家能源安全、促进当地经济社会发展作出了积极贡献。“十二五”以来，油田产量逐年递减，油气当量从最高的283×104t 下降至158×104t，下降44%，且油田后备储量不足，油田规模小，稳产难度大，面临的发展问题较多，急需转型发展。

当前我国正处于“深入推动能源革命，加快建设能源强国”的重要历史时期，中国石油集团公司提出主动服务和支撑国家重大战略，发挥优势，带动构建新发展格局，将新能源作为主营业务，明确新能源新业务三步走总体部署和双碳目标路径，积极参与碳达峰和碳中和行动。吐哈油田以此为契机，按照集团绿色低碳发展战略和油田生产实际情况，编制了《吐哈油田清洁能源替代“十四五”专项规划》和《吐哈油田绿色能源产业化发展“十四五”规划》。按照总体规划，新能源产业已取得初步发展，形成以“沙戈荒”和“源网荷储”两种模式发展新能源的主要思路。在产业规划方面，重点打造风光发电基地，同时协同发展绿电制氢、二氧化碳综合利用、油煤共炼、CCUS/CCS 以及UCG 等产业，到“十四五”末建成油气热电氢等多产业融合发展的综合性新能源基地，逐步实现绿色转型发展。

1 绿色转型的驱动分析

“双碳”目标的提出对油气生产等高耗能、高排放企业的发展战略产生重大影响，吐哈油田绿色转型的驱动因素主要从政府驱动和内部驱动两方面概括。

从政府驱动来看，“双碳”目标是站位大局的全局工程，不是可选项，而是必选项。习近平总书记关于推进“双碳”工作的“四个迫切需要”重要指示，深刻揭示了我国实现“双碳”目标的重要性和坚定性，其不仅是推进生态文明建设和高质量发展的实践要求，更是积极应对全球气候变化、推动世界可持续发展的责任担当。

从内部驱动来看，受国际油价下跌、非常规油占比加大、产量下降等多种因素影响，油田2015年起开始连续亏损，急需加快清洁能源发展，培育新的效益增长点，推动能源结构转型升级。

2 发展基础及优势分析

（1）勘探开发具备一定规模，以油气产业带动新能源产业条件好。吐哈油田具备较多的矿区土地资源和油气生产基础，油田探矿权面积共4.26×104km2，采矿权面积920×104km2。油田勘探开发具有一定潜力，常规油气资源探明率分别为42%、39.9%，非常规探明率分别为18.3%、2.6%。在建的55×108m3温吉桑储气库不仅可以保证新疆天然气安全供应，还可以探索以储气库和西气东输管道气配套气电调峰推进新能源产业发展的技术路线。

（2）矿区及周边风光资源丰富，具备较好资源基础。新疆优质风光资源区与吐哈油田矿区高度重合，截至2021 年底，哈密、吐鲁番、昌吉三地州风力光伏发电总装机23.76 GW，已开发量不到总资源量的1%，矿区及周边范围发展新能源潜力巨大[1]。矿区太阳能年辐照总量全部在B 级及以上，年平均日照时数在2 861.1～3 358 h 之间，等效满负荷发电小时在1 600～1 850 h 之间；探矿权区内太阳能资源总储量为126.63×108kW，有效可开发量2.74×108kW。矿区风能资源丰富，主要集中在三塘湖及红台矿区，风区总面积1.4×104km2，70 m高度年平均风速集中在5.8～9.16 m/s，年平均风功率密度集中在547.31～1 522.45 W/m2。风能资源总储量1.503×108kW，有效可开发量505×104kW。

（3）拥有完备的内部电网和较大负荷，具备以源网荷储推动新能源快速起步的有利条件。油田有完整的内部电网，现已形成了以110 kV 和35 kV 为骨架的供电网络，10 kV、0.4 kV（0.66 kV）电压等级的配电网络。共有吐鲁番、哈密和三塘湖等3个独立完善供电网络，电网最高电压等级110 kV，其中：吐鲁番区域电网形成了以110 kV 楼开Ⅰ、Ⅱ线和萄神线双电源供电模式；三塘湖油区以110 kV 马油线从马场变供电；哈密石油基地单独通过国网哈密供电公司35 kV 电网供电。有110 kV变电站6 座，35 kV 变电站24 座，总变电容量275 MVA，输配电线路2 118 km。油田企业2021 年工业用电4.44×108kWh，较2020 年增加4.83%，结合油田产能建设、储气库建设、电气化改造以及系统优化简化，预计“十四五”末油田工业供电量可达到7.5×108kWh 以上。

（4）处于疆电外送通道起始点，绿电外输条件好。目前建成的“两交两直”疆电外送通道全部起始于吐哈油田所属地区：第一通道昌吉至安徽古泉±1 100 kV 特高压直流输电工程，第二通道哈密至郑州±800 kV 直流输电工程，哈密-敦煌和烟墩-沙洲两条750 kV 交流外输通道[2]。正在推进的哈密北至重庆第三通道以及正在规划中的第四通道均也途经吐哈矿区，能够有效解决新能源发电送出通道问题。

（5）吐哈油田周边碳源丰富，埋存潜力大，适合发展CCUS/CCS 产业。吐哈油区咸水层层系多、厚度大，经过分析评估碳埋存潜力可达5.4×108t，而且源汇匹配极佳[3]。吐哈油田位于新疆吐鲁番、哈密、准东盆地境内，碳源一方面主要来自采油区周边约100～200 km 范围内大量的煤化工、水泥企业生产排放的二氧化碳，且有些企业持续排放二氧化碳纯度达到85%以上，另一方面来自油区内部天然气、汽油、柴油能源消耗产生的温室气体，以及“十四五”期间计划建成的UCG 综合能源基地排放的二氧化碳。整体上，吐哈油区周围碳源丰富、纯度高，目前年排放量1 782×104t，预计“十四五”末排放量达3 371×104t，2030 年碳达峰排放量6 700×104t。

（6）区域产业发展为油田推动新能源规模化发展提供了机遇。根据预测，“十四五”期间哈密、吐鲁番、昌吉三地州新增负荷达到684×104kWh，为新能源发展提供消纳，同时为利用周边负荷开展源网荷储一体化项目建设提供了机遇。

哈密北综合能源基地以及准东国家级煤化工基地是国家重点打造的煤化工基地[4]，氢能年需求量在28×104t 以上，二氧化碳减排以及绿氢需求迫切，为以绿电制氢和油煤共炼为技术路线推进新能源规模化建设提供了可能。

国家级新疆准东经济技术开发区位于昌吉州吉木萨尔县北部，横跨昌吉州吉木萨尔、奇台、木垒3 个县，规划总面积1.55×104km2。规划目标为采用一体化、基地化、园区化的建设模式，实现油-气-化联产，打造具有准东特色的全国最大的煤制油气战略基地。目前园区灰氢和蓝氢用量非常大，保守估计超过10 ×104t/a，为绿氢替代提供了用能基础。

3 绿色转型发展面临的挑战分析

（1）新疆资源市场竞争激烈。新疆电力外送通道不足[5]，市场消纳能力有限，当前配额指标主要是减存量，而各大发电集团基础牢固，对新疆优质资源的争夺十分激烈。

（2）油田新能源业务起步晚。油田在新能源领域起步晚，相关管理、专业技术力量薄弱，缺乏投资、运营经验。地方新能源指标竞争配置倾向于在属地有大型投资项目和当地注册的企业，以及未来对地方GDP 增加有较大新贡献的公司，加之吐哈新能源项目业绩较少，油田参与指标竞争处于劣势。

（3）新疆储能及气电调峰配套政策不完善[6]。新疆新型电力系统建设尚在探索阶段，当前保障性指标以及市场化并网两种方式都需要配置较大规模的储能对电网进行调峰，而储能建设配套政策及激励机制不完善，对新能源项目开发经济效益影响较大。受限于能耗双控指标，新疆对天然气发电无相关支持政策，项目审批较为困难，以气电撬动新能源指标的技术路线有较大阻力。

（4）新能源部分领域技术不成熟，盈利模式不清晰。绿氢、新型储能等技术不成熟[7]，行业技术迭代速度很快。新疆标杆上网电价低，“平价时代”风电和光伏发电等投资收益暂时较低。绿氢、储能、CCS/CCUS、UCG 等领域盈利模式尚不清晰，存在一定效益风险。

4 绿色转型发展路径分析

（1）大力开展清洁能源替代。全面实施上游业务全过程清洁能源替代行动方案，按照低碳勘探工程、低碳建产工程、天然气提高商品率工程、原油提高商品率工程、“电代油”工程、控排工程、节能瘦身工程、清洁替代工程、减碳工程等9 大工程建设标准大力开展节能瘦身和清洁替代，加强减碳措施的系统性研究、示范和规模推广，实现生产用能低碳化、减排措施效益化。

（2）重点开展大型风光发电基地建设。按照自治区推进新能源建设七条路径，以“源网荷储”和“沙戈荒”等模式，推进大型新能源项目建设。吐哈油田矿区及周边风、光资源丰富，已建和正在推进的特高压疆电外送通道均途经吐哈。结合外送能力和本地区对接确认新增负荷，“十四五”规划重点项目建设，大力发展风光发电，风光装机610 ×104kW。利用自治区推动“疆电外送”第四通道建设契机，研究与吐鲁番市政府合作共同推进第四通道建设，同时获取更多的新能源指标，夯实吐哈油田“十五五”新能源产业进一步发展的基础。

（3）因地制宜开展分布式光伏、分散式风电以及光热工程。利用油田空闲场站土地，积极推进场站分布式光伏项目建设[8]，形成自发自用、清洁替代新模式，同步开展区域微电网动态平衡技术研究，建设新型稳定的内部电网；形成产能建设配套模式，实现低碳建产；研究离网式风光储一体化技术，替代孤网式偏远场站、井站燃油燃气发电机，同时探索应用光热加热设备对管线进行加热，实现采油、采气工艺流程的全流程清洁生产；研究实施区域整县屋顶分布式光伏和分散式风电建设，推进新能源富民产业发展，促进油田与地方国民经济发展；研究光热加热技术及清洁取暖技术，依托区域丰富的太阳能资源研究以光热取暖替代燃煤、燃气取暖技术，与区域地方政府合作，探讨由吐哈油田主导推进整县、整乡光热清洁取暖[9]项目建设可行性，拓广新能源应用领域。

（4）积极推进绿电制氢、CCUS、UCG 等产业发展。依托淖毛湖、鄯善、准东当地煤化工企业以及油田油煤共炼项目氢能需求[10]，推进氢能产业发展。“十四五”期间重点在淖毛湖区域开展2 ×104t风电制氢示范项目建设，建立绿电制绿氢示范基地，打通全产业链以实现“制储输用”一体化。“十四五”后，大力发展氢能产业，消纳新能源所发绿电，同时为油煤共炼项目以及当地煤化工企业提供氢能供应保障。积极发展负碳产业，以三塘湖“三低”砂岩先导试验为起点，加快碳捕集、封存和利用技术的研究创新和示范利用[11]，攻关吐哈油田CCUS 提高采收率技术系列，2024—2025 年开展页岩油CO2吞吐和稀油CO2驱现场试验。2025 年达到注入CO2达40×104t/a，年产油15×104t。同时针对不同类型油藏开展CCUS 技术攻关，拓宽应用范围。“十四五”后攻关形成可复制、可推广CCUS/CCS 模式，在煤化工企业碳排放高压政策和低成本捕集技术条件下，逐步降低碳价，形成CCUS/CCS 产业效益化开发。战略性布局UCG 产业[12]，依托集团UCG 科研项目，通过资源评价、地下资料录取和试验分析，优选5 个有利目标区域，持续进行现场试验和产业化发展攻关，“十四五”开展工艺测试和先导试验，在工艺测试成功的基础上，扩大矿场试验规模，形成完整产业链，力争获得规模效益。积极探索碳资产管理和碳交易方式，及时了解相关政策，结合集团公司总体部署，利用碳交易提升新能源项目经济效益。

（5）持续开展交流合作。积极与政府部门进行沟通交流，寻求共同发展契合点，争取政策支持，达成互利双赢、融合发展的共识。与集团内部兄弟单位加强沟通交流，学习先进管理经验与做法，推进新能源业务发展；与国内知名新能源制造企业以及发电公司进行交流探讨合作，了解掌握风、光发电，储能，制氢等主要设备及技术水平现状和发展趋势[13]。

5 结论与建议

以吐哈油田为研究对象，对小油田绿色转型的路径进行了深入的研究，分析了油气田企业绿色发展的优势与面临的形势，提出了绿色转型发展的实施路径，对其他油田具有较好的借鉴与示范意义。按照集团公司绿色低碳发展战略，吐哈油田将新能源作为主营发展业务，“十四五”末初步建成东疆清洁能源供应中心，实现油田绿色转型和高质量发展。在此过程中，也需要得到各级政府及相关部门的鼎力支持，为油气企业的绿色低碳转型发展创造良好的外部环境，提出以下建议：

（1）出台天然气调峰发电及风光电融合发展的支持政策。通过温吉桑储气库调峰作用建设天然气调峰发电项目，大力推进天然气发电与风光电融合发展，积极推动“气风光电协调运行”新路径的示范推广。

（2）出台新能源支持政策，积极支持油气企业绿色低碳转型发展。对于光热发电、压差发电等绿电项目，在投资、税收、接入等方面给予政策支持，积极支持绿电就地生产、就地消纳，鼓励光热利用的研究示范和推广应用。出台政策推动CCS/CCUS 产业链发展，探索制定面向碳中和目标的CCS/CCUS 税收优惠和补贴激励政策，积极推动CCS/CCUS 产业链示范及商业化应用。

（3）开展技术研究，形成有特色的技术序列。按照“引进吸收+技术创新+工程实践” 的工作思路，以支撑公司新能源业务发展为目标，在氢能利用、储能调峰、能源互联网、高效电气化、压差发电等重点技术领域开展研究，以技术进步降低新能源投资成本，提高清洁替代效果和清洁替代率，推动新能源业务稳步规模化发展。