文章最后更新时间：2023-10-18，由天天资讯负责审核发布，若内容或图片失效，请联系客服！
国家能源局近日发布的《对第十四届全国人大一次会议第2675号建议的复函摘要》（以下简称《摘要》）指出，近年来，国家建立了制定和采用可再生能源消费责任的加权指南。 风电、光伏指标竞争性分配机制在推动风电、光伏技术进步和成本降低方面取得了显著成效。 鼓励油气企业充分发挥能源资源丰富、油气田开发利用条件好的优势，就近开发消费新能源。
就近开发和就地消费是油气上游新能源高质量规模化开发的关键环节。 近年来，油气企业在新能源领域动作频频，加速追逐“风”和“太阳”，探索低碳新路径。
追求绿色、降低消耗有很多实践
中国工程院院士于益新指出，就地开发、就地消纳是解决风能、太阳能发电间歇性、可变性、不确定性问题的最佳途径。
国家能源局今年3月印发的《关于加快油气勘探开发与新能源融合发展行动计划(2023-2025年)的通知》提出，要加快完善储备油气上游新能源消费能力。 推动新能源储能在油气上游规模化应用。 充分发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多种功能，推动储能在油气勘探开发供电侧和用户侧多场景应用，有序推动储能与新能源协调发展。 在新能源丰富、体制机制创新试点的油气田，建设一批低碳或零碳油气田建设示范项目。
在实践中，油气企业不断探索因地制宜、适应当地需求的一体化开发模式。
例如，吉林油田启动了15万千瓦风电、光伏发电项目，所发电量全部用于吉林油田油气生产自用电。 该项目迄今已发电2亿多千瓦时，降低油田生产成本约8000万元。 在新疆，截至9月初，塔里木油田新能源光伏发电项目今年已生产绿色电力超过1亿千瓦时，相当于2.22万吨标准油，减少碳排放7.05万吨，可利用一年内覆盖超过 40,000 个家庭。
放眼大海，我国首个海上油田集团储能电站——中海油涠洲电网储能电站已满容量并入涠洲油田集团电网，并与燃气电站、余热发电并网涠洲油田集团电网中的电站、光伏电站。 他们共同打造了我国首个海上油田集群智能电力系统。 储能电站并网后，通过调峰填谷，可提高并网燃机发电机负荷率5%-10%，可节约能源消耗9200吨标准煤，每年减少二氧化碳排放1.84万吨。
探索“新”优势
与其他储能调峰应用场景相比，上游油气具有三大特点：勘探开发多为统筹部署的计划作业，出现电力需求极端波动的概率和频率较低； 上游新能源存储和消费取决于方法选择和弹性，在极值方面具有显着优势； 我国油气勘探开发围绕重点盆地地区形成规模化产业效应。 结合国家相关领域大规模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。
中国石油天然气集团公司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，这里风景资源丰富，拥有矿权区地理空间广阔，有利于项目布局。 矿权区井筒、盐穴等可以帮助建立“大储能”系统。 油气田及周边地区具有低成本优势，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，油气与新能源业务天然互补、融合。 油气企业在开发利用新能源方面具有得天独厚的优势。 他们不仅拥有丰富的勘探、开发、生产和运营技术经验，而且拥有广泛的基础设施网络。 “但在开发利用新能源时，必须注重油气业务与新能源的耦合发展，实现产业间的协同互促和资源的高效综合利用。”
“石油天然气企业要重点发展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，特别是发展分布式风能、太阳能发电项目，打造能源综合利用体系分布在用户端，提升油气生产终端电气化率和绿色用电比例，实现油气生产控制排放和减排，打造低碳、零碳油气田。”国际电工委员会热电能源工作组中国专家李大树。
需要应对挑战以加快投资
业内人士指出，油气企业在新能源发展方面虽然取得了一定成绩，但未来大规模推动油气生产与新能源融合仍面临诸多挑战。
目前，陆上风电、太阳能发电已进入市场化发展的新阶段。 基于此，国家气候中心教授级高级工程师汪洋指出，2015年以来，陆上和海上风电成本分别下降了18%和40%。 预计2030年成本将进一步降低，市场竞争将更加激烈。 同时，以新能源为主体的新型电力体系尚未建立，可再生能源消纳比例高的问题尚未得到实质性解决。
蒋庆哲指出，油气企业缺乏开发新能源的专业人才和经验，需要进一步掌握新能源产业的核心技术。 “同时，油气、电力、热力等能源综合管理体系还不完善，这也给油气企业开发新能源带来挑战。”
对于油气企业未来如何更好地就近开发和消费新能源，蒋庆哲认为，中央能源企业应积极融入区域碳中和创新协作，帮助区域实现“双碳”目标。 “所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，加强区域协调减排，推动区域‘低碳-零碳’发展，形成系统集成、协作高效，政产学研一体化，推动区域碳中和目标早日实现。”
