胜利油田纯梁采油厂自用上地热后，为原油加热的燃气炉彻底“下岗”了。这种清洁的加热方式，每年可节约用气61万立方米、减排二氧化碳1339吨。

  能源消费清洁化、低碳化是能源发展的大势所趋。中国石化国内上游企业强化“大能源”观，统筹保障国家能源安全和绿色低碳发展，立足用能需求，全力发展地热、余热、光伏、风能等新能源产业，推动传统油气生产向综合能源开发利用转型，形成传统油气与新能源产业融合创新发展新格局。

  走进胜利油田鲁胜公司鲁源管理区集输总站，值班人员指着两台燃气加热炉说，现在替代它们的是1台热泵机组和换热器，作用是让采出水发挥“余热”，给原油加热。

  加热是原油集输系统处理的重要环节。在原油生产的全部过程中，需要消耗大量的热能来实现集输、脱水和维温。油田企业采出水中蕴含着巨大的余热能量，是宝贵的热能资源。以胜利油田为例，日处理采出水量约90万立方米，水温为32~65摄氏度，有用热需求的油气场站日采出水量约42万立方米。按10摄氏度温差取热计算，每年可利用余热资源950万吉焦，折合标准煤35万吨。

  热能一直是胜利油田能源消费的大头，占油田整体能耗的55%。胜利油田高级专家朱铁军说，以前，加热炉以煤炭、原油为燃料，随着环保政策收紧，燃煤、燃油加热炉相继“下岗”，可是“煤改气”“油转气”只是实现了用能从高碳转向低碳，“双碳”目标下，怎么样才可以实现从低碳向零碳跨越？

  2021年，习视察胜利油田时强调，要集中资源攻克关键核心技术，加快清洁高效开发利用，提升能源供给质量、利用效率和减碳水平。胜利油田结合油气生产应用场景，秉承当用则用、能用尽用的原则，充分挖掘采出水余热资源，通过换热器提取采出水余热，经热泵升温后用于油液加温、站库供暖，形成了余热直接利用、余热+燃气、余热+绿电等多种余热资源高效利用模式。目前，胜利油田已累计实施余热利用项目24个，年替代燃气4400万立方米，年供热能力225万吉焦。

  王场联合站是江汉油田江汉采油厂规模最大的联合站，日处理原油600吨、采出液6500立方米，是一座综合性大规模集油站，原油加热负荷超过1366千瓦。江汉油田打出“余热+绿电”组合拳，建成碳中和示范点，实现工业废水零排放，降低了联合站用电能耗。

  河南油田下二门联合站利用集成板式换热、蓄能、高温热泵等技术高效利用采出水余热，年可节省伴生气300万立方米、减排二氧化碳7159吨。

  目前，中国石化已形成独具特色的采出水余热开发利用技术体系，主导编制了《油田采出水余热利用工程技术规范》，创新技术10余项、获国家专利3项，低品位热源、采出水直进热泵、在线胶球清洗、宽流道板式换热等技术填补了国内空白。

  在胜利油田营二井区，一片片太阳能板向阳而立，将光能转化成电能和热能。旁边的两座小型风力发电机迎风矗立，风翼在劲风吹动下不停旋转，将风能转化为电能。营二井区被誉为胜利油田“传统能源和新能源结合的典范”。为实现井区碳中和，胜利油田整合盘活闲置土地资源，探索构建“风、光、热、储+多源微网”多能互补模式，替代传统的燃气加热炉，盘活土地11.6万平方米，年发电432万千瓦时，创效近300万元。

  中国石化国内上游企业未利用土地、闲置井场和场站屋顶面积约1700万平方米，大部分位于太阳能二、三类区域，具有发展太阳能的潜力；山东、河南、江苏等地有着丰富的风力资源。本着因地制宜、因需制宜的原则，结合自己油气生产场景，上游企业充分的利用闲置废弃井场、场站等低效土地，采用“自发自用、就地消纳”的方式，不停地改进革新多能互补综合应用体系，形成了井场“光热+光伏”、工业厂区“光伏”、基层场站“光伏”、办公用房屋顶“光伏” 等颇具特色的多能互补新能源开发利用模式，既盘活了土地资源，又降低了生产用电成本。

  开发光伏，胜利油田占据天时、地利、人和的优势。该油田地处黄河入海口山东东营，太阳能资源丰富，年平均日照2630小时，光伏发电年等效利用1200~1300小时，是为天时；坐拥78万亩油气生产工业用地，具有独立配套的发供电系统和柔性可调的采注输负荷，是为地利；拥有专业化的新能源人才梯队，是为人和。

  白天，光伏发电全部直供济阳页岩油国家级示范区牛页一区试验井组，网电作为补充，助力页岩油绿色开发；晚上，由油田主网供给用电，胜利电厂灰场37兆瓦项目实现新能源与传统能源融合发展。胜利油田首个集中式光伏项目106兆瓦光伏电站，每天给孤东油区上千口油水井源源不断地提供绿能，年发电量1.45亿千瓦时、节约标准煤1.79万吨、减排二氧化碳12万吨。

  西北油田利用“线性菲涅尔太阳能集热系统”替代200千瓦单井加热炉，年替代天然气18万立方米、减排二氧化碳400吨。河南油田立足油气生产的全部过程的用能需求和资源禀赋，采取“光热+”多能互补工艺，解决了高凝油举升过程能耗大的问题，节电率达75.9%，单井年平均节约加热电量8万千瓦时，提高了新能源与油气开发融合发展的质量效益。

  伴随光伏发电的蓬勃发展，富余电量的消纳成了问题。目前，胜利油田正在探索压缩空气储能和熔盐岩储热技术。眼下，地下几千米的废弃油气藏或水藏正化身空气“充电宝”：用电低谷时，利用电能将空气压缩到圈闭中；用电高峰时，再释放空气，推动气轮机发电，开辟能量转换新通道，解决新能源大规模消纳问题，打造电储耦合综合应用新模式。

  在朱铁军看来，上游企业未来的发展新能源一定要结合自己资源禀赋，与油气生产应用场景深度结合，大力推进油气场景下新能源的开发利用，实现油气与新能源融合发展。

  实现“双碳”目标，能源是主战场。面对“既要绿色发展又要能源安全”的时题，胜利油田重塑产业高质量发展格局，加速构建油气主业、新能源、绿色低碳三大产业集群，依托油气主业培育壮大绿色低碳融合创新产业，通过绿色低碳融合创新产业回馈油气主业，打开油田发展新空间，发绿电能力5亿千瓦时/年。一季度，油气生产绿电占比突破20%。

  从“一油独大”到油气、新能源、绿色低碳“三驾马车”并驾齐驱，胜利油田正加速构建油气开发与绿色低碳融合创新产业体系，即新能源发电，在满足日常油气生产用能后，富余电量用于绿电制氢，其副产品氧气输送到自备电厂胜利发电厂用于富氧燃烧，产生高浓度二氧化碳和氮气，二氧化碳进入CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存） 产业链，氮气用于稠油热采，把“三个产业链”打造成“碳氢氧氮”高效利用循环生态圈，让各种能量都吃干榨净、各类元素都充分的利用、所有的环节都创造价值。

  2023年，胜利油田首台（套）兆瓦级绿电碱水制氢项目投运，项目利用已建成的6兆瓦分布式光伏发电工程所发绿电，电解水产生氢气和氧气，替代干气制氢，年可产绿氢上百吨。

  “齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”是绿色低碳产业的典范。在百万吨级CCUS示范区樊142-20块，二氧化碳正化身新型“采油工”，在CCUS技术的加持下，油井“吃”进二氧化碳，“吐”出原油，实现减碳和增油双收益。2023年，我国首条百万吨、百公里高压常温密相二氧化碳输送管道——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道投运，实现二氧化碳捕集、输送、利用、封存全过程密闭，架起二氧化碳管输“碳循环桥”。

  眼下，胜利油田正立足自身的驱油场景、封存空间，攻关不同浓度二氧化碳低成本捕集技术，集成CCUS全产业链技术优势，培育齐鲁石化-胜利油田、胜利发电厂、东营市化工园区三个百万吨级CCUS示范项目，建设国内最大的脱碳固碳产业基地。

  江汉油田江汉采油厂钟市联合站自从有了一座光伏发电站，生产一线也用上了清洁高效的绿色电力。这座装机容量为0.702兆瓦的光伏电站，每日发电量达7700千瓦时，不仅能为抽油机运行提供电能，而且产生的绿电通过内部电网可直接用于油气生产。目前像这种因地制宜建设的光伏电站，江汉采油厂有26座，总装机容量53兆瓦，所发绿电由油气生产全额消纳。

  油井采出液经过站内三相分离器，实现了油、水和伴生气的有效分离。“现在钟市联合站伴生气全部回收利用了。”该厂生产运行部副主任师黄正红指着一台正在工作的小型燃气发电机介绍，“目前厂里共有4座站点拥有这样的伴生气发电装置，年发电量1000万千瓦时、回收利用伴生气210万立方米。”

  除了钟市联合站，该厂还在王场联合站安装了两套700千瓦压缩式热泵机组，场站周边配套光伏电站，打造了油田首个“余热+绿电”碳中和示范点，通过回收利用采出液余热，替代原有加热炉，节能减排效果良好。该站于去年底投运，每年可减少天然气消耗约30万立方米、消纳绿电800万千瓦时、减排二氧化碳5300吨。

  据悉，江汉油田办公区冬季采用地热供暖，也实现了燃煤锅炉全替代。该油田在江汉油区已经实现油气生产采出液余热、伴生气、光伏、地热等4种能源综合互补利用。目前风电和电化学储能项目正在报批中，预计年内开工建设。随着这些项目稳步推进，江汉油田多能互补、立体开发的格局正在形成。

  截至目前，江苏油田建设风电机组11座、光伏电站161座，装机容量达到70.56兆瓦，发电能力达到1.4亿千瓦时/年。一季度，自发自用绿电占比达36%。

  近年来，江苏油田聚焦“双碳”目标，积极构建“风光互补+油气生产”模式，快速推进风光电建设与勘探开发融合发展。针对各油区地理位置分散、区域内水网交织等情况，坚持“因地制宜、宜风则风、宜光则光、协同推进”原则，“一井一策”制定新能源建设方案，找准绿能替代切入点。

  在线井组现场，江苏油田不仅建设了风电机组，而且建设了光伏项目，是油田首个“风光互补”示范项目。在联38CCUS-EOR示范区，集成应用自然能热泵换热等工艺，年减排二氧化碳超1万吨，实现了井场原油采输能耗绿色替代、原油储运轻烃零排放、CCUS闭环回注，达到了全流程零碳标准，成为中国石化首批碳中和示范井场。

  江苏油田充分的利用井场、站库、农场水面、建筑屋顶等闲置资源，因地制宜开展新能源建设，形成了“井场+风电+光伏”“光伏+闲置站库”“光伏+屋顶”“渔光互补”等多种应用场景。为提升新能源开发效益，该油田还积极开展智能管控技术探索，部署构建风光电站线上远程管控系统，研发光伏发电智能值守平台，实现电站运作时的状态全天候集中监控，推动风电、光电、网电一体化管理，提升多元接入后电网运行效率。目前，油田光伏发电平均年有效利用达到1366小时，处于同区域行业先进水平。

  在文卫采油厂卫40号计量站内，种着一株巨大的“向日葵”——蝶式太阳能集热系统。该系统是油田首次应用“光热+蓄热+谷电”技术路线的“光电蓄”一体化综合利用系统，通过集热装置将太阳辐射能聚焦后转化为热能，替代天然气加热或电加热设备，加热井口来液，年可节电17.36万千瓦时、减排二氧化碳99吨。

  蝶式太阳能集热系统的投用是打造“化石能源+绿色能源”双轮驱动发展新格局的一个缩影。积极地推进绿电替代、扩大余热光热综合利用规模、加快氢能产业高质量发展……坚持新能源与油气生产融合发展，加快新能源产业多元化布局，依托油田适用场地及自有电网消纳优势，深挖资源潜力，截至目前，已建成7个光伏发电项目，总装机容量达到69兆瓦，年可发绿电7500万千瓦时。“十四五”末，油田光伏发电装机规模将达到110兆瓦，发电能力1.2亿千瓦时/年。

  成功研发的含油采出水余热换热装置，填补了石化系统滤前水取热技术空白，为原油集输系统率先实现“双碳”目标积累了经验。在濮三中转站“余热+光伏”项目运行成熟的基础上，在文二中转站“余热+光伏”综合利用项目中采用自主研发的“含油采出水余热换热系统”专利技术，并建设水面光伏设施，每年可减排二氧化碳1946吨。今年，在文三中转站等4个站还开展了“余热+光伏”综合利用项目建设。

  问：在国家建设新型能源体系的背景下，传统油气企业未来的发展多能互补、洁净高效的新型能源体系面临哪些机遇和挑战？

  答：近年来，随着新能源快速规模发展，国家鼓励实施源网荷储一体化项目，建立以清洁能源为主，多能互补、产销协同的分布式能源体系，这对油气田构建源网荷储智慧能源系统、推进绿能自发自用、实现油气与新能源融合发展提供了有利的政策机遇。同时，随着新能源加快速度进行发展，分时电价峰谷价差进一步拉大、电力现货市场比例进一步提升，以及煤电容量电价机制政策的出台，也为源网荷储一体化统筹提供了更大创效空间。

  但我们也要看到，构建源网荷储智慧能源系统面临一些新情况：能源电力系统中电力、算力和生产力深层次地融合不够，信息感知、智能调节等数智化水平还需大力提升。源侧，新能源区域发展不平衡、整体消纳与局部消纳难度大的问题同步显现。网侧，油田主配网建成时间比较久，局部电网结构和设备性能亟须升级改造和优化提升，新能源的大规模消纳对电网的安全经济性产生冲击。荷侧，柔性生产颠覆了传统的生产运行模式和思想观念，设备设施和工艺的可靠性要进一步探索验证，对参与响应柔性生产的积极性需要市场化机制刺激和引导。储侧，无论是分布式电化学储能、深地储能还是熔融盐储热，均处在试点布局或攻关实验阶段，尚未形成产业化推广，与之配套的商业模式、成本机制还需进一步探索。

  问：传统油气企业怎么样回答好“既要绿色发展又要能源安全”的时题，推动传统油气、新能源、绿色低碳产业协同发展，辐射带动区域经济社会一体化协同推进高碳向低碳、零碳转化？

  答：坚持系统思维，强化“大能源”意识，把油气田作为一个大储采系统认识和把握，统筹化石能源与非化石能源，统筹供能、用能、储能各环节，统筹能量转化和高效利用全链条，加速构建多能互补、洁净高效的新型能源体系，蹚出一条油气开发与绿色低碳产业融合创新发展之路。

  以胜利油田为例，应聚焦清洁能源“量足质优”，做强以“支撑保障+降耗减碳+价值创造”为核心的源网荷储智慧能源系统：新能源侧立足消纳最大化，突出以规模做大、业务做强、结构做优为目标，推进“光伏优化布局、风电资源突破、绿能场景应用、多元储能布局”；煤电侧推进新型能源供给调控中心的验证示范再构建，实现用能风险防控、绿色低碳发展、多元价值创造；电网侧着眼多源智能互联，统筹源网荷储一体化智能调节，打造清洁能源供给消纳体系。立足产业链“减碳增绿”，做精以“科研攻关+场景应用+生态构建”为核心的绿色低碳产业平台：打造全链条CCUS（碳捕集、利用与封存）系列技术标准和工程范式，储备CCS（碳捕集和封存）全链条技术，实现二氧化碳驱油、利用和封存价值创造；依托深地空间绿色能源联合研究中心，开展基于油田深地空间的储气、储能、储碳等方面的可行性研究、科研攻关和示范项目建设，攻关形成油气藏压缩空气储能地下地面贯通的技术标准体系，打造兆瓦级验证实验平台，编制百兆瓦工程实施方案，激活深地空间碳驱油、碳利用、碳封存消纳的价值创造能力。热情参加推动CCER（中国碳排放权转让）、UER（德国上游减排量交易机制）项目开发，探索碳资产化、碳资本化发展路径，拓展光伏、风电、地热（余热）、光热等绿色能源应用碳减排CCER、UER等的价值创造方式。

  答：在构建综合能源服务商的同时，上游企业应该逐步提升市场创效能力和品牌影响力，提高自身的竞争力。以胜利油田为例，一是推动绿色用能服务品牌化创效，在推进源网荷储系统建设的同时，完善源网荷储一体化技术规范和标准体系，形成油气、炼油化工行业可推广、可复制的应用范式，向系统上中下游企业和周边区域炼化企业推广营销、转化复制，在用电用热全流程、源网荷储全要素等方面，提供“套餐式”“定制式”用能服务；二是推动脱碳固碳区域化协同创效，以CCUS全产业链核心技术为支撑，结合油田驱油场景、封存空间，开发系统内炼化企业和地方化工园区的减排降碳市场，打造二氧化碳捕集、运输、驱油与封存全链条创效示范工程。