大庆油田新能源产业发展对策探讨

汪艳勇，彭会君，庞志庆，周福庆，惠永庆

中国石油大庆油田有限责任公司

0 引言

目前，大庆油田是中国最大的油气生产企业。截至2021年底，累计生产原油23.7×108t，生产天然气1 320×108m3，上缴税费及资金2.9×1012元，为维护国家能源安全和支持国民经济发展做出了重要贡献。随着油田开发时间的延长，优质油气资源越来越少、开采程度越来越高，勘探和开发的难度持续加大，大庆油田面临经济效益下滑、高质量发展难、可持续发展难等突出问题，迫切需要培育新兴接替产业［1］。

近 10年来，新能源呈现加速发展趋势，2019年全球能源总消费为144×108t油当量，石油、煤炭、天然气和新能源消费量占比分别为33%、27%、24%和16%，与2010年相比，新能源所占比例提高了9倍，可见新能源在能源结构中的地位和作用越来越大［2］。

2021年9月，国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（简称意见），明确了实现“碳达峰、碳中和”的总体要求、主要目标和具体措施。意见中提出，要积极发展新能源，开展可再生能源的全面替代行动，重点发展风能、太阳能、生物质能、地热能等，不断提升非化石能源的消费比例［3］。大庆油田在新能源发展方面具备很多优势，但也存在关键技术较薄弱、人才储备不充分、项目建设进度慢、管理机制不完善、扶持政策较缺乏等劣势，机遇与挑战并存。本文以大庆油田为例，开展新能源产业发展对策研究，对于油田新能源产业发展、实现能源转型具有十分重要的意义。

1 大庆油田新能源发展机遇与优势

1.1 发展机遇

油田发展新能源产业，意味着从传统的油气资源开发，进入油气开发与新能源并重的新阶段，既是企业可持续转型发展的必然选择，也是加快建立安全低碳清洁能源体系的现实需要，更是实现减少碳排放、达到碳达峰碳中和的重要举措。

发展新能源是实现“碳达峰、碳中和”目标的需要。中国力争 2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是实现可持续发展、高质量发展的内在要求，确保如期实现“双碳”目标已成大势所趋。

发展新能源是石油公司由传统化石能源公司向综合能源公司转型的需要。在全球能源转型和碳达峰碳中和背景下，各大石油公司纷纷加大新能源产业布局［4］。壳牌公司、道达尔能源等国际石油公司成立了新能源业务部门，重点投资风能、太阳能和氢能项目［5］。中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）于2021年组建“油气和新能源”业务板块，确定了“清洁替代、战略接替和绿色转型”三步走战略，计划到2035年初步形成原油、天然气、新能源三分格局。中国石油化工集团有限公司提出把以氢能为核心的新能源业务摆在更加突出位置，规划到 2025年新能源供给能力力争达到千万吨标准煤。

发展新能源是地方政府经济发展的需要。以大庆油田所在省份为例，2021年黑龙江省发布国民经济和社会发展“十四五”规划和2035年远景目标纲要，明确指出到2025年黑龙江省可再生能源装机达到3 000×104kW，占总装机比例的50%以上。

发展新能源是油田实现企业转型和可持续发展的需要。油田企业既是生产化石能源的主要力量，也是能源消耗的重点大户。大庆等老油田经过数十年的开发，普遍存在后备资源接替不足、开发难度日益增大、总体经济效益下行等问题，单纯依赖传统的“油气”发展愈发力不从心。油田积极发展新能源业务，可以实现生产用能清洁替代和油气资源战略接替，为企业高质量转型升级及可持续发展提供支撑。

1.2 发展优势

大庆油田在资源基础、市场消纳、基础设施等方面优势明显，具备一定的技术基础，拥有发展太阳能发电、风力发电、地热开发利用等产业的资源条件。

1.2.1 风能资源丰富

大庆油田地处风力强劲的敖古拉大风口，风能资源丰富，年有效风速持续时间较长，属于我国三类风能资源区域。据气象等部门勘测，大庆市年平均风速为3.8 m/s，个别地区风速在7 m/s以上，每年约有10个月的风速在6～12 m/s；70 m高年平均风速为6.7 m/s，年可利用小时数为2 200 h［6］。油田可开发面积广阔，具有地势平坦、不占用耕地的良好条件，风力发电资源潜力巨大。

1.2.2 太阳能资源丰富

大庆油田所处黑龙江省西部地区是太阳能富集区域，年平均日照时间较长，属于我国三类太阳能资源区域。太阳能年总辐射量达1 482 kW·h/m2，年可利用小时数超过2 600 h；大庆市年平均气温仅为4.2 ℃，冬季最低温度可达到-40 ℃，低温条件有助于增强光伏组件的转换效率，对于建设大型地面光伏电站极为有利［7］。

1.2.3 地热资源潜力大

大庆油田所处松辽盆地是中国陆内盆地中最薄的盆地之一，具有很高的热流背景，大地热流值约为70 mW/m2，平均地温梯度3.8 ℃/100 m，属于典型的热盆。其地热资源具有分布面积广、储量巨大、产水储层埋藏浅、水质优良、地温梯度高等特点。已探明的主要地热产水层埋藏深度为 900～2 000 m，地热水井口温度 40～90 ℃，为中低温地热水［8］。埋深3 000 m以深的地层温度能达到100 ℃以上，存在较大面积的干热岩体。

大庆地区已开发水热型地热井36口，主要用于温泉洗浴和供暖，其中油田开发的只有萨热1井，其余均为油田外部开发，如，黑鱼湖国际艺术村供暖、银浪牧场温泉旅游等项目。

王社教等［9］对大庆油田地热资源进行了初步评价，其地热资源量为1 448.82×1018J，可采资源量为 2.17×1018J/a，地热水资源量为 32 007.48×108m3，赋存的热能资源量为586.38×1018J，资源丰度为 13.17×1015J/km2，是中国特大型中低温地热田之一。

1.2.4 余热资源潜力大

油田采出水余热是指油气生产过程中的伴生水，在经过三相分离等工艺处理后在水中赋存的热量。一般采出水在处理达标后，就直接回注地下补充地层能量，造成其中蕴含的丰富余热资源大量浪费。大庆油田长垣老区每天采出污水161×104m3，污水总量巨大，按污水温度35 ℃，提取温度10 ℃计算，理论上年可提取热量折合标准煤85×104t，余热利用潜力较大。仅以第一采油厂新中一深度污水站采出水余热为例，日处理污水量2.2×104m3，污水温度约33～35 ℃，按提取温度10 ℃计算，年可提取热量折合标准煤1.16×104t。

注水机组冷却余热属于工业余热，虽然体量较小，但分布广泛，通过热泵技术可以用于供暖和制冷。目前，大庆油田在运离心式注水泵站171座，注水机组共243台，机组冷却水年可提取余热量折合标准煤2.1×104t。

1.2.5 土地资源丰富

大庆油田矿区面积大，土地资源丰富，拥有政府划拨土地总面积10×104hm2以上，其中有大量的闲置土地。考虑到油区内井、站间自有土地分布较零散，经优化可利用的低效土地总面积约为 1.9×104hm2。参考国土资规〔2015〕11号《光伏发电站工程项目用地控制指标》中Ⅱ类地形区固定式 10 MW 光伏发电站用地总体指标，按照大庆市纬度为46°、光伏组件转换效率22%、接入10 kV线路考虑，10 MW光伏发电站的用地指标为28.829 hm2，估算大庆油田可建设光伏发电装机规模约为 660×104kW。

1.2.6 市场消纳能力较强

大庆油田作为用能大户，具有较大的清洁能源消纳空间。油田年用电量约为 100×108kW·h，预计“十四五”末月度最低用电负荷为85×104kW。根据风光发电时效性，结合储能装置的调储保障能力，按照新增绿电完全自发自用测算，理论上油田内部风光发电装机规模为100×104kW以上。工业生产用热消纳潜力巨大，油气生产用热天然气消耗量大，清洁替代潜力大。民用清洁供热市场前景广阔，油田承担居民生活供暖面积约4 000×104m2，年耗能折合标准煤约400×104t。

1.2.7 基础设施完善

大庆油田拥有分布广阔的企业电网，电力设施系统完善，具备电源接入条件；油田拥有3个自建发电厂，年发电量达60×108kW·h，下属中油电能公司已取得中国石油唯一的购售电业务全牌照；2021年 12月，油田首个自主设计的光伏发电工程顺利并网发电，这些都为新能源项目设计、建设、运营维护及管理积累了经验。

风光发电具有天然波动性，增大了电网运行调度的难度，集中式风光发电站需要配备一定的调峰电源，天然气发电具有较高的安全性和可靠性，是最佳的调峰电源。大庆油田天然气储量丰富，年生产天然气 50×108m3，油田已建的天然气发电厂年发电量为 3×108kW·h，在天然气发电调峰方面有一定基础。

1.2.8 具备一定的技术基础

大庆油田建立了应用一代、研发一代、储备一代的科研体系，培养了一大批科技人才，在地质评价、钻井、测录井和油藏工程等方面积累了大量专业技术，在发电、供电方面也拥有专业人才，这些技术和人才优势将有力推动新能源产业发展。

2 大庆油田新能源发展现状

大庆油田依托当地丰富的风能、太阳能和地热能资源，积极探索适合油田可持续发展的新能源产业发展路径，新能源业务呈现出蓬勃发展的局面。

2.1 光伏发电取得了初步进展

光伏发电作为一项清洁能源应用技术，具有无噪声、无污染、故障率低、维护简单方便等优点，且太阳能资源取之不尽、用之不竭，其市场竞争力强，发展前景广阔。大庆油田积极布局光伏发电产业，于2021年12月在第七采油厂建成了微光伏发电站。该电站是油田首个自主投资建设的光伏发电站，覆盖4座采油平台共69口丛式井，安装了1 062块光伏组件，装机总容量577 kW。预计年节约电费48.9×104元、减少碳排放245 t。

2.2 地热利用积累了丰富的建设经验

地热能作为一种可再生的清洁能源，具有稳定性好、可靠性高、成本低廉、清洁环保等优点。大庆油田开展了水热型地热能利用，出水层深度1 480 m，温度59.4 ℃，用潜水泵泵抽求产，日产水400～450 m3，井口水温42～47 ℃，地热水用于游泳馆温泉、洗浴用水。开展了浅层地热能地源热泵和水源热泵供暖改造工程各1项，供暖面积2.78×104m2，年可替代标准煤3 300 t。

由于大庆市位于高寒高纬度地区，存在冬季气温偏低、浅层地热能资源量和补给量偏小等客观因素，导致热泵节能性较差、运行成本高，应用效果并不理想。利用2口废弃井开展单井闭式循环取热供暖试验，供暖面积2 000 m2，室温18～21 ℃，该工艺具有循环水返排工质无需处理、改造投资少、占地面积小等优点，但由于为无接触换热且换热时间短，延米换热量仅为90 W，换热功率160 kW，换热能力较低。

2.3 余热利用实现了大规模应用

采出水余热具有温度适中、水量较大、水质较差等特点，紧邻油田生产流程，可以实现就地消纳，利用潜力较大。在不改变站内原有工艺和流程的前提下，大庆油田利用采出水及注水电机余热进行燃料替代，回收余热用于原油加热和生活供暖，节省天然气的消耗量，实现了降低加热成本和节能减排。

截至目前，大庆油田共实施了25项余热利用项目，供热能力 58 MW，年清洁替代折标准煤 2.4×104t。其中2020年投运的新中一污水站余热利用工程，建设规模14.4 MW，是油田规模最大的区域集中供热热泵站，投运后取代了中一联合站附近的 5座燃气锅炉房，总供热面积2.4×104m2，年节约燃气387×104m3，年节省运行费用647.85×104元，减少碳排放1.2×104t，取得了良好的经济效益和社会效益。

2.4 完成了新能源发展规划

2020年，《大庆油田振兴发展纲要》中提出，将新能源业务作为油田重点培育的三大新兴接替业务之一。2021年，按照中国石油“六大基地、五大工程”战略部署，结合大庆市可再生能源综合示范区建设，大庆油田编制了《大庆油田绿色低碳可持续发展示范基地建设规划方案》，该方案提出：“十四五”期间，全力推进风光发电及余热利用项目进行清洁替代，清洁替代率达到20%以上，新能源总装机规模达到200×104kW以上，实现碳达峰目标；到2050年，清洁替代率达到100%，提前实现碳中和目标。

3 大庆油田新能源产业面临的挑战

当前，大庆油田新能源产业虽如火如荼地开展，但仍处于早期的起步阶段，在技术、人才、建设、管理、政策等方面存在一定的不足，产业发展也面临较大的挑战［10-12］。

3.1 关键技术较薄弱

大庆油田在油气勘探与开发技术领域拥有核心技术，但在风力发电、太阳能发电等行业中发展较晚。风力发电场和光伏电站的方案设计、主体工程设备的施工建设与运维等经验不足，没有掌握新能源并网发电的关键技术，大规模并网对现有电网运行的影响也缺乏认识与解决对策，需要尽快引进吸收行业成熟技术。地热开发中的资源评价、砂岩地层回灌、深井直接换热等技术也需要进一步攻关。

3.2 人才储备不充分

油田普遍缺乏精通新能源开发建设及运营管理的专业人才和技术力量。受人才引进制度的限制，无法直接引进新能源高端人才。目前，大庆油田从事新能源的人员仅有少部分人有电力工作背景，大部分都是临时抽调的油田开发专业人员，且以兼职人员为主，投入的时间精力有限，与新能源产业化开发利用需求差距较大。

3.3 项目建设进度慢

风力发电、光伏发电具有产品更新迭代快、产业时效性强等特点，但是，油田在项目立项与审查、物资招标与采购、工程建设与结算等方面的管理环节较多、审批流程及运作周期较长。大庆油田新能源项目的建设周期大约是大型发电企业同类项目的1.5倍，制约了新能源产业的快速发展。

以物资采购制度为例，二级物资下放权限由承包商采购，一级物资按照中国石油集中采购结果进行采购，而很多一级物资需要新增申请采购，审批程序多、管理程序复杂，导致招标采购周期延长，无法实现真正的市场化运作。另外，黑龙江省要求风力发电项目需要向省发改委申请并网指标与项目核准，并网指标和项目核准的周期存在较大不确定性，是制约风力发电项目落地的主要因素。

3.4 管理机制不完善

大庆油田现有管理机制经过多年建设，可以较好满足油气田开发的需要，但是对新能源开发的适应性远远不够，管理人员缺少相关经验，管理制度也十分缺乏。企业各部门的协调服务力度有待加强，在与地方政府、国家电网沟通协调方面也有待提高。采油厂作为用能的主体单位，由于没有建立相关的新能源考核机制，参与新能源开发的主动性不够。

3.5 扶持政策较缺乏

按照发改价格〔2021〕833号《国家发展改革委关于 2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，风力发电和光伏发电执行平价上网模式，提倡通过技术进步逐步降低成本来获取更大收益；黑龙江省电力需求增长较慢，大庆油田外部电力市场吸纳新能源电量的能力较弱，争取并网指标存在一定难度。地热能开发与油气田开发存在许多相似之处，也具有高投资、高风险、长周期等特点。但大庆的地热属于低品位资源，开发经济性相对较差，其产业发展急需财税政策扶持，如，北京市对地热能供暖系统热源及一次管网投资给予50%的资金支持，但黑龙江省仅对浅层地热能的地源热泵集中电采暖有电价优惠政策。

4 应对措施与发展对策

4.1 强化统筹规划，发挥资源优势，努力构建多能互补新格局

统筹规划是实现新能源高质量可持续发展的重要保障。大庆油田要积极投入能源转型行动，聚焦国家“双碳”目标，全力以赴狠抓新能源产业发展。

在管理层面，要深入梳理新能源发展的相关管理体制，落实主要单位的管理职责，对全油田新能源业务实施归口管理，结合自身资源优势，强化统筹规划，明确新能源产业的发展目标、实施路径，推进新能源技术储备和产业部署，做好重大示范项目建设，构建加快产业发展的保障体系。

在规划层面，以加大生产用能清洁替代为重点，利用光电、风电等替代火电，利用地热、光热等替代天然气供热。积极探索智慧能源新路径和绿色发展新模式，形成原油、天然气、新能源“三分天下”的局面，构建多能互补新格局，最终建设成为绿色零碳油气田。

4.2 强化项目组织，创新运作方式，尽快完善市场化建设模式

良好的项目组织是新能源项目落地的重要基础。大庆油田要做好风电、光伏发电、地热等新能源项目的设计和论证，提高项目的科学性、可行性和经济性。针对油田缺乏新能源项目建设经验的问题，要坚持一体化组织的原则，对管理单位、研究单位、施工单位及用能单位实行集中统一管理，通过例会制建立跨专业跨部门的高效联动机制，形成设计、施工全过程一体化管理模式，压缩管理层级，全面提升运行效率。

完善效益与效率并重的市场化建设模式，灵活引入EPC（设计、采购及施工总承包）、BOO（建设—拥有—经营）及BOT（建设—经营—移交）等建设模式，初期推行市场化清单计价和EPC总承包的建设方式，提升项目建设水平和效率。构建油田内部甲乙方服务市场，提升管理效率、降低运行成本、提高经济效益，逐渐实现新能源项目设计、施工和运维的完全自主化。

4.3 强化科技创新，加强顶层设计，着手建立新能源开发技术体系

科技创新是实现新能源产业高效发展的重要支撑。要深入分析大庆油田在新能源发展中存在的不足，整合相关力量组建新能源技术团队，加强顶层设计。按照“引进吸收+自主研发”的思路，在技术领域与国内外科研机构、高等院校和新能源企业开展多方位深层次合作，尽快掌握风光发电行业成熟技术，攻克地热资源高效勘探开发利用等技术瓶颈，建立适合油田自身特点和可持续发展要求的新能源技术体系。

4.4 强化合资合作，突出质量和效益，积极探索产业发展新模式

合资合作是加快新能源产业发展的重要手段。目前，大庆油田还处于新能源发展的起步阶段，需要开展广泛合作，取长补短，因地制宜探索产业发展合资合作模式［13］。做好市场消纳、成本分析、风险管控、体制建设和技术经济性等方面的研究工作，突出质量和效益。

可采取“自主建设+与新能源龙头企业合建”的模式，前期以合资共建模式为主开展项目建设，待时机成熟后过渡为自主投资建设，强力推进新能源产业发展。加强与国内主要风电光伏厂商对接交流，积极获取技术支持，最大幅度降低项目投资风险；加强与地方政府协调沟通，与政府新能源主管部门建立常态化沟通机制，努力争取清洁电力并网指标、土地使用优惠和税费优惠等支持政策，不断拓展新能源发展空间。

4.5 强化人才培养，做好产学研结合，全力打造专业化队伍

人才队伍是新能源产业发展的重要保障。大庆油田要加大人力资源配置，在下属科研院所等技术支撑机构设置专门的新能源业务部门。要加大培训力度，对新能源业务人员进行全方位系统培训，邀请国内外科研机构、高等院校和新能源企业的专家授课，开阔技术人才视野，提升技术人才素质。创新科技人员的竞争机制和分配激励政策，激发技术人才的创造力。