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国家能源局日前发布的《对十四届全国人大一次会议第2675号建议答复的复文摘要》（以下简称《摘要》）指出，近年来国内建立了可再生能源消纳责任权重引导发展和通过竞争性配置获取风电、光伏指标的机制，在推动风电、光伏技术进步和成本下降方面成效显著。鼓励油气企业充分发挥油气田能源资源丰富、开发利用条件好的优势，就近开发、就地消纳新能源。
就近开发和就地消纳是油气上游新能源高质量规模发展的关键一环。油气企业近年在新能源领域动作频频，加速追“风”逐“日”，探索低碳新路径。
逐绿降耗实践不少
中国工程院院士余贻鑫指出，就地开发与消纳是解决风光发电间歇性、多变性和不确定性问题的最好方式。
国家能源局今年3月印发的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）的通知》提出，要加快提升油气上游新能源存储消纳能力。推动新型储能在油气上游规模化应用。发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、油气勘探开发用户侧多场景应用，有序推动储能与新能源协同发展。在新能源富集、体制机制创新先行先试的油气田，建设一批低碳或零碳油气田建设示范工程。
实践中，油气企业不断探索因地制宜、就近消纳的融合发展模式。
例如，吉林油田启动15万千瓦风光发电项目，发电量全部用于吉林油田油气生产用电自消纳。该项目目前已累计发电超2亿千瓦时，降低油田生产成本约0.8亿元。在新疆，截至9月初，塔里木油田新能源光伏发电项目今年累计生产绿电突破1亿千瓦时，折标油2.22万吨，减碳7.05万吨，可供约4万多户家庭使用一年。
放眼海上，我国首个海上油田群储能电站——中国海油涠洲电网储能电站全容量并入涠洲油田群电网，与涠洲油田群电网内的燃气电站、余热电站、光伏电站共同构建了我国首个海上油田群智慧电力系统。储能电站并网后，通过削峰填谷实现在网燃气轮机发电机带载率提高5%-10%，每年将节省9200吨标准煤能耗，减排二氧化碳18400吨。
探“新”优势得天独厚
相较其他储能调峰应用场景，油气上游有三大特点：勘探开发多为经过统筹部署的计划作业，极端的电力需求波动概率和频率较低；上游新能源的存储消纳在方式选择和韧性极值方面有显著优势；我国油气勘探开发已围绕重点盆地区域形成规模产业效应，结合国家在相关地区的大型清洁能源基地建设规划，“超级能源盆地”建设将迎来重大机遇。
中国石油集团国家高端智库研究中心专职副主任吕建中认为，国内油气上游企业大多位于三北地区，风光资源丰富且矿权区内地理空间广阔，有利于布局项目。矿权区内的井筒、盐穴等可助力建立“大储能”系统，油气田及周边具备低成本优势以建立大规模氢能管网系统，支撑新能源大规模开发利用。
对外经济贸易大学中国国际碳中和经济研究院院长蒋庆哲认为，油气与新能源业务具有天然的互补、融合特点。油气企业开发利用新能源具有得天独厚的优势，不仅在勘探、开发、生产和运营方面具备丰富的技术经验，还拥有广泛的基础设施网络。“但开发利用新能源时，要注重油气业务与新能源耦合发展，实现产业间协同互促和资源高效综合利用。”
“油气企业应注重可再生能源分布式多能互补、甲烷减排、余热余压利用等项目开发，尤其是发展分布式风光发电项目，打造分布在用户端的能源综合利用系统，提升油气生产终端电气化率和绿电消纳比例，实现油气生产控排减排，打造低碳、零碳油气田。”国际电工委员会温差能工作组中方专家李大树表示。
投资加快需应对挑战
业内人士指出，尽管油气企业在新能源发展方面取得一定成绩，但未来要大规模推动油气生产与新能源融合，仍然面临诸多挑战。
目前，陆上风光发电等已进入市场化发展新阶段。基于此，国家气候中心教授级高工王阳指出，自2015年以来，陆上和海上风电成本分别下降18%和40%，预计2030年成本将进一步降低，市场竞争更加激烈。同时，以新能源为主体的新型电力系统尚未建立，可再生能源的高比例消纳问题尚未得到实质性解决。
蒋庆哲指出，油气企业发展新能源缺乏专业人才与经验，需进一步掌握新能源产业领域的核心技术。“同时，油、气、电、热等多种能源综合管理体制尚不完善，也对油气企业发展新能源构成挑战。”
对于未来油气企业如何更好地就近开发和消纳新能源，蒋庆哲认为，能源央企应主动融入区域碳中和创新与协同，助力区域实现“双碳”目标。“下属油气田企业可积极参与构建多元一体的区域发展新模式，强化区域协同减排，促进区域‘低碳—零碳’发展，形成系统集成、协同高效、政产学研融一体的综合模式，推动区域碳中和目标早日实现。”
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