海洋油气和新能源融合发展路径及建议

胡鹏，曹柏寒，何曦，李子航，高敏

1.中国海洋石油集团有限公司；2.湛江南海西部石油勘察设计有限公司；3.中国海油集团能源经济研究院

0 引言

当前，世界百年未有之大变局正加速演进，中国能源发展将进入一个新的阶段，呈现出一些新的特征，同时也面临着一系列新的挑战。在“双碳”背景下，随着政策措施的不断推行，中国一次能源消费年均增速逐年降低，能源消费结构呈现低碳化趋势，石油和煤炭的消费占比将逐渐被天然气和非化石能源替代，二氧化碳排放量也将进入低速增长的平台期。但“双碳”目标的艰巨任务，也对中国能源的发展与转型提出了更高的要求与更多的挑战［1］。开发海洋能源是助力“双碳”目标实现的重要途径，通过新能源与海洋油气的融合开发，也将促进传统油气企业向综合能源企业发展转型［2］。

目前中国海洋油气处于储量增长高峰前期，开发潜力较大。2022年，中国海洋石油产量5 862×104t，同比增长6.9%，海洋石油贡献全国石油产量增量的一半以上，并且未来还将继续保持增长态势［3］。同时，海上风电、海上漂浮式光伏、海洋氢能以及海洋碳捕集、利用与封存等技术也将是未来能源体系中的重要组成部分。而海洋油气与新能源融合发展也展现出了良好的协同性，通过对海洋油气与新能源的耦合协同，将助力中国能源体系转型发展［4］。

政策方面，中国加大了对海洋油气与新能源融合发展的支持力度。2022年6月1日，国家发展和改革委等9部门联合印发了《“十四五”可再生能源发展规划》，提出将海上风电与海洋油气田深度融合发展，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。

实际生产中，海洋油气对于电力的需求也越来越大。以渤海油田为例，目前在运、在建生产所需电力负荷约为1 000 MW，而在远景规划中至少有1 600 MW的电力负荷需求。同时，渤海区域也存在着缺气现象，若通过外购气或燃烧柴油作为补充，将造成巨额的燃料成本消耗。通过海洋新能源供应电力至海上油气平台，在满足生产电力需求的同时，也将在一定程度上降低海洋油气的开发成本，并大大降低油气开发过程中的碳排放。若通过海洋新能源满足未来600 MW的油气生产电力需求，将减少碳排放量约120×104t/a，减排潜力巨大。

本文综合当前海洋能源发展热点，重点分析海洋新能源与油气能源融合发展的模式与路径，以期为中国海洋资源的综合开发提供参考。

1 国际油气公司海洋能源融合开发现状

目前，国际各大石油公司加快了低碳业务和非化石能源发展，在新能源领域的投资预算显著增加。壳牌公司称不会继续“押注”传统化石能源，未来在石油上的投资将小于总投资的一半；埃克森美孚公司2021年宣布将低碳领域的投资预算增长4倍；雪佛龙股份有限公司称在2028年前在低碳项目上的投资将超100×108美元，是当前投资的近3倍。此外，在海洋油气与新能源融合发展上，各国际石油公司也进行了诸多尝试，以挪威国家石油公司Hywind Tampen项目为例，该项目以海上风电+海洋油气的开发模式，为附近的海洋油气平台提供部分电力，通过该项目的实施建造，可满足北海区域5座石油平台每年约35%的电力需求；在法国道达尔能源的O/G Decarb创新研究工程中，探索综合利用浮式海上风电、潮流能、氢能等多种能源形式，彻底实现使用油气平台附近的新能源为油气平台供电的设想［5］。

与此同时，各国际石油公司对于海洋油气与新能源融合开发的商务运行模式也在相应调整。如，在海洋油气与新能源融合开发工程的竞标上，虽仍有部分企业以独立方式参与竞标，但越来越多的公司已开始进行联合竞标，主要包括石油公司+综合能源公用事业公司、石油公司+电力公司、电力公司+工程公司等多种组合架构。在投标过程中，各联合体结合各自技术与经验优势，给出了诸多各具特点和侧重的海洋能源综合开发方案。目前，这种多家巨头发挥各自优势联手参与竞标的方式，在海洋能源开发中成为一种新的趋势［6］。

在海洋能源综合开发项目的数量与规模上，欧洲石油公司处于世界前列。在英国Gigastack项目中，利用1.4 GW的海上风电生产绿色氢气，供应英格兰东北部的一家石油和天然气精炼厂；在荷兰，全球首个海上油气平台绿氢项目PosHYdon于2021年正式启动，该项目整合了海上风电、油气平台以及氢能制取和运输，该项目产氢量约400 kg/d，并利用现有天然气管道进行掺混输送，实现了海上大规模、低成本绿氢发展。

2 中国海洋油气与新能源融合发展优势与困境

最早的海洋油气与新能源融合利用项目可追溯到中国海洋石油集团有限公司绥中36-1油田群，2007年该项目建立了中国第一台海上风电机组，实现了海上油田生产平台自发电电站与海上风力发电电力并网，形成总装机容量120 MW的海上供电系统，缓解了海上油田生产电力紧张的局面。2023年5月，中国首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”正式投产，稳产后年均发电量将达2 200×104kW，届时将全部作为文昌油田群的海上油气生产用电，可节约天然气燃料近1 000×104m3/a，减少二氧化碳排放2.2×104t/a。

2.1 中国海洋油气与新能源融合发展的优势与意义

海洋油气与新能源产业具有良好的协同性，融合开发利用发展空间巨大。通过积极推动新能源产业与海洋油气融合发展，对海上新能源降本、油气田绿色开发具有积极意义。

首先，海洋油气与新能源融合发展是提升能源综合开发经济性的重要途径。以海上风电为例，随着国家财政部、国家发展改革委、国家能源局财建〔2020〕4号《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》正式出台，2021年后全部海上风电取消中央补贴。在平价条件下，近海优质资源开发殆尽，深远海风电工程造价远高于近海风电，单纯开发海上风电受到经济性制约。要实现海上风电平价开发，需要采取多种保障措施，综合开发利用是提质增效的重要途径之一。将海洋油气与风电相结合，实现发电直供、协同维护，对降低海上风电投资、缩减运营成本有较高的推动作用，是提升项目整体经济性的重要途径。同样，对于其他海洋能源，如海洋氢能，可通过对现有油气平台进行改造、扩建或重新利用废弃海洋油气平台，设立相应制氢设备，从而达到降低海洋氢能生产成本、提升规模性开发利用效益的目标。

其次，海洋油气与新能源融合发展是海洋油气绿色发展的现实需求。目前中国海上油气田主要采用透平发电机组自发电的供电模式，以油田伴生气为燃料，然而随着现有油田伴生气产量逐年降低，加之为落实“油气增储上产七年行动计划”，不断加大了新油田开发力度，伴生气缺口愈发明显。同时，在“双碳”目标约束下，海洋油气开发用电亟需突破传统原油或燃气透平自发电模式，以实现安全、高效、绿色开发。通过海洋油气融合新能源的发展方式，可以降低海洋油气开采过程中的能源消耗，降低碳排放，同时新能源就近消纳，减少了新能源因自身属性原因而造成的资源浪费［7］。

再次，海洋油气与新能源融合发展是促进海洋开发循环利用、建设海洋强国的重要举措。采用海洋油气与新能源融合开发的模式，可以统一规划海洋资源，提升海洋能源综合利用效率，促进循环经济发展，实现沿海经济结构转型升级，带动海洋经济产业发展［8］。

泰国抱才揽县是泰国养猪最多的县。1985年，在欢度宋干节时，这个县增加了一个别出心裁的娱乐节目——斗猪。斗猪场12平方米大小，四周围有铁栅栏。裁判宣布决斗开始，双方主人便各自将关在笼中的公猪放进斗猪场。两头壮实的猪在观众的呐喊声中，斗得难解难分。它们互相冲击、撕咬，斗得鲜血淋淋，直到一方败退为止。

最后，海洋油气与新能源融合发展具有技术与政策上的基础。海洋油气开发具有多年历史，具备一定的技术经验，可在油气开发相关技术基础上完善新能源的开发利用。以海上风电为例，早期海上风电开发借鉴了海洋油气开采在建设、结构等方面的经验，这就使施工、安装和运维设备基本一致，具备了长远发展的条件。除技术方面，海洋油气与新能源开发在政策上也具有相似之处，两者之间存在很强的协同性及相关性。通过海洋油气与风能、光伏、氢能、潮流能等新能源融合发展，将不断丰富海洋综合能源开发种类，增强海洋能源及海洋空间利用率，提高不同能源开发的稳定性及多样性，逐步实现低成本、低排放、高产值的海洋能源开发模式［9］。

2.2 中国海洋油气与新能源发展面临的困难

中国海洋能源融合发展仍面临着政策、技术以及成本等多方面的难题。虽然中国海洋能源可开发种类繁多、储量丰富，但目前海洋能源开发利用仍以油气为主，海域利用效率和项目整体效益不足。中国海洋油气等传统化石能源主要分布在沿海大陆架上，部分矿区与沿海各省份可再生能源开发区块重叠，然而海洋各能源规划中对其作为独立资源分别进行开发，这主要是由于其资源开发规划和批复主体不同：海上油气作业矿区由国家自然资源部统一批复，而海上风电、海洋光伏等资源规划则由各沿海省份自行出台，造成了油气与新能源开发无法协调和同步。

同样，在新型海洋能源开发政策上仍缺乏相应的支撑，海洋能源综合开发利用属于新模式，世界各国都还处于起步和示范阶段，在项目立项、消纳机制、税收减免、资源配置等方面都亟需配套政策支持。政策的缺失对海洋能源的整体发展造成了一定的阻碍。

如海域使用管理法仅针对领海内海域，海域使用权立体分层设权尚未有效实施，油气矿产和海上风电海域使用权年限需要匹配；海上项目审批流程繁琐，开发时需要多个部门统筹协调及审批，而目前并无明确性的政策文件予以支持。

由于海上生产运行的复杂性以及相关技术尚未成熟等原因，海洋能源综合开发利用成本仍居高不下，产品竞争力低、总体经济性差，相关企业无法负担高昂的投资成本，加之技术融资难，仅靠企业难以维持大规模的开发利用。此外，中国在海洋油气与新能源融合开发利用部分环节中的核心技术、商业化运作模式、全链条工程建设、安全监测等方面与发达国家仍有一定的差距。随着海洋综合能源开发规模的不断增大，如何分担海洋综合能源的开发成本，攻克整体开发过程中的薄弱环节，是目前亟待解决的问题。

3 中国海洋能源综合开发路径思考

3.1 坚持海洋油气开采，协同油气与海洋新能源发展

中国大陆海岸线长达18 000 km，共有海岛11 000多个，海岛总面积约占全国陆地面积的0.8%［10］。在海洋油气资源上，中国沿海大陆架是环太平洋油气带的主要聚集区，蕴藏着丰富的油气储量，根据中国第三次资源评价结果，中国近海油气可采资源当量超70×108t。从海洋油气资源分布上看，中国海洋油气资源集中分布于渤海油气田、东海油气田、南海西部近海大中型油气田和珠江口盆地4大板块。从开采利用上看，2022年，渤海油田的原油产量约3 175×104t，继续保持着中国最大原油生产基地的地位不变。随着对深海油气资源的不断探索，海洋油气将成为中国未来油气资源的重要增续来源。

电力供应是海洋油气开采中的重要环节，目前海上油气田开发所用电力，主要是利用中心平台上的自建电站，通过海底电缆为周边井口平台供电，从而形成海上石油平台电力组网系统。自建电站一般采用原油或柴油发电机，同时还配有备用发电机组。此供电模式经济性和环保性均较差，主要是设备投资大，运行成本和维修成本较高，还会造成大量的碳排放。然而通过岸上输电、海上风电或光伏发电等方式，结合海上发电机组协同运行，在保证原油产量的同时，也可以缓解减排压力，降低投资及运行成本。

3.2 统筹海洋新能源布局，探索海洋新能源开发模式

海洋新能源开发初期可侧重风能和太阳能。中国海洋风能与油气开发的融合利用早已开展多年。目前，中国海上风电具有相对成熟的技术及制造安装体系。在海洋能源融合发展的布局下，可优先侧重以海上风电为油气田供电。在海上风电与油气能源融合发展过程中，可根据海上石油平台附近海域特点，对海上风电与油气协同发展进行完善，形成海上风电与油气田协同发展相关的设计、建造安装、运维技术体系，从而解决海上新能源随机性、波动性和间歇性引起的能源开发局限性问题，实现安全、经济、清洁、高效的多层次立体海洋能源开发体系［11］。

与此同时，在加强海洋油气与风电融合发展过程中，也需重视海上风电自身的突破，重点打造“海上风电+”综合能源体系，增强海上风电与海洋资源的开发利用，力争实现海上风电“正生态价值”贡献。以海上风电为圆点，探索海上风电+海上能源岛、海上风电+储能、海上风电+海洋牧场、海上风电+海洋旅游等立体式多元化海洋资源开发模式。从资源侧、用户侧探索实现海上风电与海洋能源的融合发展，全面推进中国海洋能源开发朝着综合、绿色、低碳的方向前进。

此外，在海洋能源综合开发中，海洋光伏的作用同样值得重视。2022年11月，由国家电力投资集团公司于山东半岛南3号海上风电场投建的深远海漂浮式光伏500 kW项目，在烟台海阳南侧海域成功发电，成为全球首个深远海风光同场漂浮式光伏实证项目［12］。该项目成功实施，验证了浮体、锚固、发电组件的抗风浪能力、海洋环境耐候性以及风光同场并网的技术可行性，也验证了海上光伏与风电并非竞争关系。参考内陆地区风光电场的经验，海洋光伏可围绕风电塔筒布局，并与海洋风电共用海底电缆、汇流箱、变压器、升压站及储能相关设施，能够有效降低海洋新能源项目的投资成本及维护成本，从而提升投资回报率［13］。

最后，沿海各省份及国家相关部门需加速打造中远海海洋资源开发利用，充分利用深远海海洋资源丰富的优势，加快深远海海上风电、漂浮式海洋光伏等规模化开发，打造一批产业链重大投资项目。开展各省域深水区示范项目，力争建设深水区域千万千瓦级海洋能源开发基地；做强海洋能源装备制造业，打造高质量深远海产业链。

3.3 积极探索海洋绿氢，建设“海洋氢能”供应体系

氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源，根据国家、地方制定的“十四五”期间氢能产业发展相关政策可知，中国氢能产业将在2025年左右进入快速发展通道。国家、地方政策的大力扶持，将造成未来氢能需求的急剧增加，结合海上风电布局进行绿氢制备技术研发及示范应用，将迅速推进新能源产业的发展，同时为未来突破巨大的氢能市场奠定基础［14］。

在海洋油气和新能源融合开发利用中，要积极探索和培育氢能产业，在实现海洋油气与风电、光伏等融合发展的同时，需探索海洋能源中氢能利用的可行性。尤其是利用海洋风能生产绿氢，积极探索绿氢制备等新兴技术，逐步提高海洋能源综合开发利用过程中的绿氢比例。可利用海上油气田和海上风电场规划区域距离相近优势，大力发展海上风电业务，海上油气田生产作业可以消纳海上风电，但风电穿透功率的上升会破坏海上微电网的稳定性，对安全生产作业造成影响。因此，在海上风电大发展趋势下，同步进行风电制氢产业发展，可解决风电电力不稳定的问题。

3.4 推动CCUS产业发展，打造海洋低碳产品产业链

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术作为实现净零排放目标的重要手段，正受到越来越多的认可与关注，仅2021年世界各国就“官宣”约100个新CCUS项目［15］。而海洋CCUS是海洋碳汇的重要发展方向。2023年6月1日，中国首个百万吨级海上碳封存示范工程——恩平15-1油田碳封存示范工程在珠江口海域正式投用，作为中国首个海上二氧化碳封存示范工程，可将超过150×104t的二氧化碳封存于海底地层，相当于植树近1 400×104棵。这标志着中国初步形成了海上二氧化碳注入、封存和监测的全套钻完井技术和装备体系［16］。

而相较陆上CCUS，海洋CCUS具有多方面的优势：首先，海洋CCUS更加安全，并且海洋本身的碳储量大，咸水层是很好的碳汇储存空间；其次，从海洋地理环境来看，中国海上渤海湾、珠江口、莺歌海3个盆地具有规模巨大、地质油气藏条件优越等优势，近海储存空间较大［17］；最后，在技术层面上，海上CCUS是海上油气开采的逆流程，中国海洋石油企业，在CCUS涉及的捕集、储存、运输、回注、封存、利用、泄漏检测等各环节，具备全链条能力。因此，未来海洋能源开发中，海洋CCUS可以与海洋油气、风能、太阳能等能源融合起来，使海洋能源开发整体链条形成闭环，真正实现低碳、绿色的开发模式［18］。

4 建议

一是推进清洁能源替代实施，加速油气生产绿色低碳开发。围绕海上油气生产、陆地终端、炼厂、港口、码头和工业园区化石能源消耗，探索实现海洋油气+岸电、海上风电+海洋油气、海洋光伏+海洋油气的供用电模式，通过探索海洋CCUS、海洋氢能等，推进清洁能源替代实施，降低能源生产化石能源消耗，减少碳排放，助力“碳达峰”目标实现，形成油气产业与新能源融合协同发展。

二是积极探索模式创新，推进能源转型跨越。积极探索推进海上光伏、潮流能等新能源开发模式，探索海上能源岛+储能+海洋牧场+海洋旅游+海洋油气融合的立体式海洋资源多元化开发模式，探索海上清洁能源开发利用一体化模式，探索自我孵化+收购并购+风险投资+产业联盟等商业模式，全面推进海洋能源的综合开发与利用。

三是充分发挥中国产业基础优势，打造特色海洋综合开发能源体系。充分发挥中国在各产业链条上的优势，探索发展深远海海上风电、漂浮式光伏、海洋CCUS、海洋氢能等清洁能源，同时积极开展海上二氧化碳驱油、封存，探索清洁能源业务与数字化技术深度融合发展模式，打造油、气、电、氢等综合清洁能源体系。

四是加快建设海上风电基地与海上能源岛建设。发挥中国油气公司资源和资金优势，依托现有产业园基础打造一批研发检测与认证、装备制造、港口服务与施工安装、运行维护与管理等全产业链高度一体化的海洋新能源开发基地，以产业、学术、研究、建造、运行、维护融合发展为特色，致力解决海洋新能源全生命周期问题；建设专业化、规模化海洋能源开发码头，建设集海上风电汇集站、换流站、储能站、运维中心等多功能于一体的海上能源枢纽岛。