油气“新”，可兼容

付嘉欣

3月22日，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》（以下简称《方案》）。不久之后的4月4日，国家能源局就组织召开了加快油气勘探开发与新能源融合发展启动会，推动《方案》落实落地。

这一政策的东风能给油气生产企业的发展带来哪些益处？加快油气勘探开发与新能源融合发展还差什么？带着这些问题，本刊记者特邀业内专家和企业代表进行探讨。

有成绩也有困难

中国石油石化：各位好！《方案》聚焦加快油气勘探开发与新能源融合发展。根据您的了解，目前油气勘探开发与新能源融合发展的情况如何？

唐万举：就我们华北油气分公司来说，油气生产与新能源融合发展起步较早。尤其是2018年以来，我们先后在井场、拉油点建成“太阳能板+空气源热泵+电加热”绿色加热装置34台，总制热功率2.3兆瓦，满足井场原油加热需要，替代低效燃煤加热炉。自装置建成以来，累计减少标煤使用近万吨。

此外，我们与新星公司合作实施了鄂南原油勘探开发科研基地地热供暖项目，总供热面积约7.6万平方米；建成采气一厂净化厂分布式光伏发电项目，装机容量约1兆瓦。2020年起，我们发挥属地优势，积极与矿区周边新能源公司合作，拓展绿电购买使用渠道，与中广核公司等企业达成合作意向。近期，我们正委托鄂尔多斯碳中和研究院制定新能源发展七年规划，擘画油气新能源融合发展蓝图。

王向宏：根据中国石化集团公司新能源发展规划和指导意见，我们西北油田积极利用新疆光伏资源禀赋好的自然优势，统筹规划新能源发展。目前共计利用闲置土地建设64口单井光伏项目，装机规模8.5兆瓦。2022年，光伏发电550万千瓦时，减排二氧化碳3135吨；两个基地建设光热项目，年供热量1.7万吉焦，减排二氧化碳1534吨。总体来说，光伏发电和光热替代加热炉是我们油气生产融合新能源的主要发展方向。同时积极参与新疆电力交易，年采购新能源电力2.4亿千瓦时，为油田高质量发展注入更多绿色。

中国石油石化：在您看来，目前油气勘探开发与新能源融合发展面临哪些困难？

唐万举：首先是技术问题。新能源对于油气生产企业来说属于新业务，且油气田生产场景较为[特殊，对新能源的安全稳定供应要求很高，一般无法照搬其他场景下的新能源发展模式，需要进一步开展技术探索、攻关和积累。

其次是人才问题。油气生产企业核心人才专业背景以油气资源勘查、油气开发、石油工程、油气储运等为主，新能源业务方面的电力、热工、氢能等专业人才缺乏。目前，油气生产企业新能源从业人员的教育背景以油气开发类为主，与加快油气勘探开发与新能源融合发展不匹配。

再次是项目申报问题。新能源项目受政策影响较大，不同地方有不同的政策要求。油气生产企业的区块多以地质单元划分。多数情况下，一个区块会涉及多个行政区域，导致一个新能源项目在具体落地实施时要经过多个地方政府审批，申报流程多、周期长、不确定性大。

最后是经济效益问题。新能源项目投资回收期长，后期成本中折旧占比高。我国油气生产企业开发新能源项目普遍存在建设成本高的问题。以光伏为例，社会上光伏建设成本2021年已经降至3.7元/瓦左右，而我国油气生产企业目前光伏建设成本大多在4元/瓦以上。此外，我国油气生产企业在项目经济评价时，基准收益率较其他行业高，更注重稳健有效。

张树德：目前油气勘探开发与新能源融合发展存在审批难题。比如，开发风电与勘探开发油气的审批渠道有很大不同。由于海洋油气与海上风电在安全、环评、用海方面的要求存在一定程度的差异，在审批时都有不同要求。中国海油在加大海上油气勘探开发力度的同时，正稳步推进海上风电业务，但在过程中遇到了油气田周边海域进行风电规模化开发政策上的空白。

犹如一场及时雨

中国石油石化：您认为《方案》能给油气生产企业推动油气勘探开发与新能源融合发展带来哪些好处？

金镭：保障国家能源安全是能源企业的关键核心任务。有效保障国家能源安全，始终是我国能源发展的首要问题。为进一步筑牢油气供给安全底线，必须“开源”“节流”同步推进，多措并举增加油气供给。油气上游领域具有勘探开发与新能源融合发展的巨大潜力，通过大力实施清洁用能替代，同步增加油气商品供应量，是增强油气供给能力、显著降低油气生产能耗和碳排放的现实途径，也是对构建“煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动”能源供给体系的积极探索。

但是，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，需要协同推进两者融合发展，不能顾此失彼，也不能顾彼失此。《方案》的出台恰逢其时。

唐万举：能源加快向绿色低碳转型已成为全球共识。各国都在推动构建清洁低碳、安全高效的能源体系。我国能源、工业、城乡建设等重点领域，煤炭、石油天然气、钢铁等重点行业的“双碳”实施方案均已制定，構建起了碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。在石油石化行业，以“三桶油”为代表的油公司，积极拥抱新能源大发展时代，大力推进新能源业务发展，促进油气勘探开发与新能源融合发展。因为我国油气生产企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，且矿权区内地理空间广阔，有利于布局油气勘探开发与风光融合项目。而油气勘探开发和新能源融合发展是探索传统能源与新能源发展的一种有效模式和应用场景。

对我们油气生产企业来说，现阶段发展新能源，一方面是为了加快绿色低碳转型，更重要的是提高油气生产的有效供给。两者不该是此消彼长的关系，而应是相互成就。但人们有时会产生片面认识，忽视了“稳油增气”这一主要任务，因此急需相关政策的正确指引。

《方案》强调“融合”，这是对行业的正确引导，能够有效指引油气生产企业继续聚焦主业，协同推进油气业务与新能源业务融合发展，使新能源在稳油增气的基础上发力。

《方案》在强化政策支持方面，要求各级能源主管部门加大支持力度，对于作为油气勘探开发用能清洁替代的新能源项目，优先列入各级能源发展规划。这样一来，形成了政府、企业齐抓共管的良好局面，从源头上保障了油气勘探开发用能清洁替代的新能源项目的整体实施进度。在提高项目备案效率方面，要求用于油气勘探开发的新能源设施，作为油气开发项目的产能建设配套，整体办理备案手续。这项措施一方面从政策上明确了新能源项目的“姓氏”问题，从而明确了后续的备案流程；另一方面将新能源设施归为油气产建项目配套，进一步简化备案流程，起到了一箭双雕的效果。

陈勇：在能源转型大势下，基于玉门油田的资源禀赋特点，我们将发展战略调整为“油气并举、多能驱动”，油气勘探开发与新能源融合发展驶入快车道。计划2021—2025年以加大生产用能清洁替代为抓手快速起步、能替尽替，实现“清洁替代”；2026—2035年加快光伏发电、风电、光热及风光气电融合发展，大幅提高清洁能源生产供应能力，实现“战略接替”；2036—2050年规模化发展清洁电力和氢能等新能源新业务，实现“绿色转型”。

但是，在新能源项目建设方面，玉门油田正面临获取指标难、环庆新区征地难等问题。而《方案》发布后，能够促使政府进一步重视油气田企业与新能源的融合，进而推动审批渠道与流程的完善。这样一来，企业可更加顺利地推进油气勘探开发与新能源融合项目，促进项目落地。

《方案》中强调初期立足于就地就近消纳为主。这符合油气生产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”，从而促使油气田企业清洁能源转型发生新变化。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，扩大增产措施和规模开发，有效增加油气供给。

张树德：《方案》为我国海上风电与海洋油气的融合发展方向提出了更加明确的技术路线，将加快我国绿色能源转型。目前，中国海油正在建设的“海油观澜号”正是深远海风电为海上油气田供电的典型示范项目。该项目作业水深约120米，离岸距离约136公里。通过油田EMS系统、风机SCADA系统以及风功率预测系统的有机融合，形成主动控制与被动控制双重保障，既确保海上油气田微电网的可靠与稳定，又在一定程度上解决了油气田用电的需求。这种供电技术还可以在远海岛屿供电方面推广使用，是对《方案》中“积极有序开发漂浮式风电，为深远海油气平台输送绿色电力”思路的积极实践。

还需进一步细化

中国石油石化：油气生产企业应如何利用好这一政策东风？

金镭：首先要抓住机会。在新旧能源接替过程中，既保持勘探开发力度强度不减，保证油气能源供应，同时要围绕“油气上游领域既是能源生产大户，也是能源消费大户”想办法出措施，加大自身在新能源领域的业务拓展，例如对风光电、潮汐能源、地热能源的有效利用等。其次要会同新能源、电力企业，紧密结合油气生产实际，切实把握科学发展规律，坚定不移推动油气增产增供，坚定不移推动绿色低碳转型和高质量发展，在新型能源体系中发挥更大作用。

王向宏：从我们自身来说，一要利用沙漠戈壁地缘优势，推进集中式光伏电站建设。建设百兆瓦级光伏电站，加快油田用能结构低碳转型，持续降低油气生产存量碳排放，加大油气生产绿电支撑。

二要充分利用新疆太阳能资源、油田区域未利用地、油田自备电网负荷消纳优势，推进油田分布式光伏电站建设。实现增产不增能、增能不增排。

三要充分结合生产污水余热特点，推进生产用能替代。加强油气勘探开发与新能源融合发展。如在塔河油田三号联油气处理站采用油田采出水余热利用技术替代天然气消耗，年节省天然气730万立方米，增加油气商品供应。

四要积极推进光热用能替代。充分利用太阳能聚光集热及储热技术，通过太阳能集热+相变储热+辅助电加热技术对介质循环加热，替代燃气加热炉。技术成熟应用后，将在油田更大规模推广，实现油气生产过程的清洁化供热，助力低碳油气开发。

最后要推进新型储能技术研究及应用。利用油藏地质定容体缝洞开展压缩空气储能先导技术示范研究。谷电期间压缩空气储能，峰电期间发电，发挥储能调峰、应急备用、容量支撑等多元功能，推动储能与新能源协同发展。

另外，《方案》发布后，会带起一阵新的新能源发展热潮。我们要正确认识这股热潮，在推动能源生产过程绿色转型的情况下，避免油气业务发展出现偏差，持续保证油气产量提升，保障国家能源安全。

张树德：中国海油将会在海上油气平台周边开展海上风电项目建设。通过海上风电与油气平台互补供电模式，实现新能源就地消纳，为油气平台提供绿色电力，逐步替代天然气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放。“海油观澜号”海上浮式风电平台就是这样的一种探索和实践。

另外，也可以考虑将油气平台改造为海上风电平台，以海上风电为主要发电方式。或是将油气平台改造成制氢站，在周围建设海上风电项目，直接将电能通过制氢平台转化成氢气，解决远距离输电难题的同时实现新能源与油田平台的结合。我们已运行的海底管道，在不久的将来也可以成为氢气的输送管道。

中国石油石化：在您看来，为促进油气勘探开发与新能源融合发展，还需哪些方面的政策支持？

王向宏：在我看来，若要促进油气勘探开发与新能源融合发展，还需要国家指导评估配套储能经济效益评价的标准，并且需要地方发改委支持，争取获取大型光伏的指标。集团公司应加大发展新能源投资力度，地方发改委应对光热和余热利用替代燃料天然气配置一定的光伏指标鼓励政策，使油气和新能源更加融合发展。

唐万举：首先需要人才政策上的支持。油气生产企业缺乏新能源方面的专业人才，需要进一步扩宽人才引进渠道，加大内部培养力度，激发跨行转岗热情，引培并重、内外兼顾、多措并举，夯实新能源发展的人才基础。其次给予是跨行业交流合作政策上的支持。“融合发展”强调业务融合、专业融合、深度融合，需要企业熟悉掌握油气开发、新能源利用的方方面面，并在此基础上加以融会贯通，最终实现协同发展。因此，有必要在不同学科、不同行业间的交流学习方面给企业提供政策支持。

陈勇：国家还需对油气勘探开发与新能源融合发展给予新能源指标倾斜政策，油气田企业也需加强与国家电网等企业的对接，解决自发自用、余电上网等电力系统接入问题。此外，希望国家对矿权土地利用问题做出调整，在成本上给予一定优惠，并指导地方部门针对油田与新能源融合發展制定更具体、更有针对性的政策。

张树德：中国海油在促进海上油气勘探开发与风电融合发展时常遇到压覆矿问题。例如，很多已经或者正在规划的海上风电场与我们海上油气田已有矿区有着高度的重合。如何妥善解决压覆矿问题仍需相关部门给予一定指导。希望国家层面关注这部分问题，尽快出台具有可操作性的相应措施。

责任编辑：陆晓如

特邀嘉宾 （排名不分先后）

陈 勇…………………………………………………………………………………………………中国石油玉门油田新能源事业部副经理

张树德………………………………………………………………………………………………………中国海油融风能源有限公司总经理

王向宏……………………………………………………………………………………中国石化西北油田分公司生产运行管理部高级主管

唐万举…………………………………………………………………………………中国石化华北油气分公司地面工程与设备管理部经理

金 镭…………………………………………………………………………………………………中国石油大学（北京）经济管理学院教授