我国油气行业亟待促进绿色生产范式转变，助力“双碳”目标实现。

　　中国油气行业是高耗能产业。促进油气行业绿色生产范式转变，对实现中国“双碳”目标具有重要意义。目前，中国油气行业的生产用能结构不断向低碳清洁化转型。但鉴于增储上产带来的油气增长压力，行业能源消耗总量及碳排放总量仍在持续攀升。

　　现实骨感

　　首先，我国油气生产能耗强度和用能结构持续优化，但能源消耗总量、碳排放强度、碳排放总量仍呈上升趋势。2024年，“三桶油”油气生产平均能耗强度较上年下降5.8%，近五年持续走低;用能结构中，油气开采业天然气和电力占比已超80%;非化石能源占比稳步提升，如中国石油2024年该占比同比增长2.5%。尽管油气生产能耗结构不断优化，但新能源替代的减排量尚无法抵消油气生产的增量排放。

　　2024年，中国油气产量当量首破4亿吨，且未来油气消费仍将保持上升趋势。产量提升会带动碳排放增长。2020年起油气开采业能源消费总量持续增长，碳排放总量也已超10年前水平，且碳排放强度不断上升，2023年同比上涨0.2%。

　　其次，油气企业新能源投资建设不断提速扩容，但新能源利用水平较低且不同油气田差异较大。2024年，中国石油新能源业务投资额较上年增加21.7%，新增风光发电装机规模、发电量分别同比增长33%、116%;中国石化绿色低碳业务投资高达564亿元，光伏发电量同比增长164%;中国海油岸电项目购入绿电占比达41%。

　　尽管如此，根据主要油气田公开数据，多数油田新能源替代率集中在14%~26%，整体新能源利用水平仍偏低;且不同油气田之间还存在较大差异。例如吉林油田在零碳示范区内实现区域用能100%清洁替代，并规划到2025年底将全油田绿电占比提升至33%;江苏油田油气生产用电自发绿电占比达39%;而西北油田等部分油田的新能源替代率尚不及10%。

　　再次，多能互补系统作为油气行业绿色生产范式转变的关键途径，实际运行与油气生产稳定性间存在冲突。目前，各大油气田均在积极发展多能互补，但实际运行整体成效却未达到理论预期。首先，多能互补建设需要大量投资和配套硬件，对效益较低的老油田、亟需回报的新油田影响较大;其次，氢能、储能等技术目前还难以满足油气行业绿色生产所需的大容量、高规模供能需求，为调度系统可靠性带来较大风险。

　　问题待解

　　风光资源与能源负荷不匹配导致多能互补系统成本高。以大庆油田为例，光辐射资源与集输系统热负荷呈现显著负相关，季节错配问题突出，这种错位导致多能互补系统需要极高的装机与储能投资。本研究显示，为满足油气集输供热需求，黑龙江风光发电最优总装机容量甚至需要达到热负荷峰值的23倍，储能最优配置比例为17.85%。然而，现有储能技术成本高，导致大庆油田多能互补系统成本达网电近3倍，不仅制约了技术推广，而且带来了可再生能源装机冗余及弃风弃光等问题。

　　储能市场、电力市场及碳市场激励机制的缺位束缚了油气企业发展新能源的经济性。据研究，现行电力现货市场平均电价差为0.1元~0.4元/kWh，远低于储能套利的盈亏平衡点0.63元/kWh。山西电力市场风光发电出力与电价显著负相关，且光伏发电与负荷错峰严重。低负荷阶段光伏大发时，燃煤发电为避免停机与重启成本报0价甚至负价。电力市场价格保护机制不足导致风光发电市场效益较差。碳资产管理制度体系的缺失加剧了这一问题。

　　网电依赖及电价、气价成本差异阻碍了油气企业电气化转型。目前中国多数油田电力供应以“主体网电+自备绿电”为主，但这种对电网调峰的依赖会直接推高油田用电成本。研究显示，川渝气田、大庆油田等地电价成本比气价高 18.32%~68.19%;油气田网电供热整体成本为燃气加热的1.9~2.3倍，故在高度依赖网电的情况下电价与气价的成本差距严重阻碍了油气生产用能侧的电气化转型。同时，网电依赖与利益博弈导致油气企业较难发展绿电直供。网电电价高但能保持电力供应稳定，而发展绿电直供虽然低碳、降本，却面临较高供电稳定性风险，若与电网企业协商使其提供辅助服务，又缺少相关政策依据，较高的协商成本使油气企业消极应对。

　　政策建议

　　重点发展变工况生产工艺储能技术，构建更加经济稳定的生产模式。工艺储能技术通过对主要能耗设备如抽油机、注水泵及集输泵等进行改造，实现智能间抽、变频注水、间歇加热和系统优化，在保证时段内总采出量、注入量及加热量稳定的前提下利用油气生产自身工艺过程实现能量动态调节。研究表明，工艺储能功率调节幅度每提高10%，度电成本平均降低9.93%、风光利用率平均提高3.56%。同时，构建油藏至地面全流程协同调控机制并立足油田区域资源禀赋推进非陆上风光技术，以多能互补供能优化与用能侧智能响应为双核驱动，统筹地上地下多元用能需求，形成智能化管控体系。

　　鼓励提前布局适合油气行业的特色储能建设并积极参与市场交易获利。油气田地下空间资源丰富、伴生卤水锂资源潜力大，应因地制宜探索更适合油气行业的压缩空气储能、锂离子储能等技术，还可利用废弃矿井地下空间落差发展抽水蓄能。本研究显示，随着储能成本下降，预计2030年前全国80%的省份具备储能套利条件。同时，当前多省份已试点现货市场、调峰调频辅助服务、容量市场等交易模式，因此应鼓励油气企业提前布局特色储能建设并参与市场交易，通过完善市场机制将储能从成本负担转化为收益增长点。

　　鼓励油气企业依托绿电直连政策拓展绿电多收益模式。结合《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，鼓励油气企业积极探索绿电直连模式，由近及远逐步布局绿电直供的用户侧能源服务赛道，推动油气企业向综合能源服务商发展。为保障绿电直连情形下的供电安全，还需完善电网企业供电安全保障辅助服务价格机制，建立相关电网前期投资成本分担和利益补偿机制;同时加强对电网企业可能存在的设置过高接入门槛、无理由拒绝或歧视性待遇等阻拦行为的监管与惩罚，进一步增强油气企业发展绿电直连项目的积极性。

　　责任编辑：郑 丹