21世纪经济报道记者曹恩惠 广西、上海报道

　　广西北海北部湾的中部，坐落着“中国最美海岛之一”的涠洲岛。

　　5月的海岛，暖风吹拂，花景正好。在刚刚过去的“五一”小长假，涠洲岛经受住了用电需求激增的考验。

　　“过去，涠洲岛居民的日常照明主要依靠煤油灯。但从1998年起，涠洲油田群便开始为岛上居民供能。”中国海油相关负责人向21世纪经济报道记者介绍，“现在，我们每年向涠洲岛供电5000余万千瓦时，累计供电3.2亿千瓦时。”

　　中国海油涠洲油田群地处涠洲岛以西海域，建设历史可追溯至上个世纪80年代。迄今为止，该油田群已经建成了26座海上生产平台和1座陆地终端处理厂。

　　近些年来，随着全球掀起能源低碳转型的浪潮，以“三桶油”（中国石油、中国石化、中国海油）为代表的国内油气巨头们，亦在深度探索绿色发展。其中，中国海油便将焦点汇聚在“推动新能源与海上油气生产融合发展”。

　　如今，涠洲岛不仅成为旅游胜地，也是国内为数不多的绿色清洁能源岛。在这里，中国海油构建了由燃气电站、余热电站、光伏电站多能互补的源网荷储一体化海上油田群电力系统。

　　油气与光储，琴瑟和鸣。

　　涠洲岛上吹响“绿色号角”

　　1986年，我国海洋石油工业尚处于起步阶段。

　　这年盛夏，中国海油和法国道达尔公司合作开发的“涠洲10-3”油田正式投产。2000米深的海床，涌出了我国第一股工业油流，我国南海西部油气开发正式吹响号角。

　　当前，南海西部油田已经成为我国海上第三大油气生产基地，由中国海油湛江分公司和海南分公司共同运营。而南海西部油田群的规模还在不断扩大——今年6月6日，中国海油最新宣布在南海超深水超浅气层勘探领域获重大突破：“陵水36-1”气田平均水深约1500米，探井测试无阻天然气流量超1000万方/天。

　　不同于陆上油气开发，海洋环境的特殊性使得海上油气开发在做到资源获取时更要考虑生态环境保护。作为南海西部油田群的重要组成部分，涠洲岛油田群率先开始了绿色转型实践。

　　1998年，中国海油湛江分公司第一个自营综合性油气处理终端“涠洲终端”正式投入使用。这一终端处理厂，集合原油脱水和稳定系统、天然气处理系统、污水处理系统、脱硫装置、炭黑生产装置、产品储运系统。次年，涠洲油田群开始为涠洲岛供电，并通过“涠洲终端”搭建了“海陆联网、智能分配”的能源共享网络。

　　到了2022年，以气电为主要供能的“涠洲终端”处理厂，被注入了一股绿色血液。

　　这年1月22日，中国首个海上油田群光伏电站——涠洲油田群光伏电站正式投运。8000余块光伏板，装机量约4.5MW，总面积为3.6万平方米，占据了“涠洲终端”的厂区屋顶、绿化草坪及部分空地。中国海油相关负责人向21世纪经济报道记者介绍，“涠洲光伏电站每年向涠洲油田群及涠洲岛居民提供绿色清洁电力517万千瓦时。相比同等规模的天然气发电，该电站每年可节省天然气172万立方米，运营期内可实现碳减排8.5万吨。”

　　此后，“涠洲终端”处理厂内又迎来了新面孔。2023年9月，我国首个海上油田群储能电站——涠洲电网储能电站全容量并入涠洲油田群电网。涠洲电网储能电站由2套2.5MW/5MWh的国产风冷储能系统组成，用电高峰期间电站可以5MW的功率连续供电2小时。

　　事实上，这也是我国首个海上构网型储能项目。区别于传统的跟网型储能，构网型储能需要主动识别电网情况，更精细主动地平抑电网波动。

　　“涠洲岛上居民用电是我们整个电网当中的主要波动部分，岛上用电高峰集中在晚上7点到11点。”“涠洲终端”处理厂相关业务人员对21世纪经济报道记者表示，储能电站的投用可有效平抑“涠洲终端”分布式光伏电站波动，提升电网调峰能力和新能源消纳能力。此外，通过“削峰填谷”，涠洲电网储能电站每年可节省9200吨标准煤能耗，减少二氧化碳排放1.84万吨。

　　在绿色低碳发展理念驱动能源结构转型的大背景下，“增储上产”与“低碳转型”协同发展，已经成为当前油气开发的必答题。

　　21世纪经济报道记者注意到，在中国海油2023年年报中，该公司细数了过去一年的低碳发展成果，涉及岸电、绿电、降碳技术的项目建设和研发。

　　在涠洲岛，中国海油打造了“分布式光伏+储能电站+余热回收+伴生气综合利用”的新型电力系统模式。而下一步，相关负责人表示，将探索北部湾近海风电资源的开发，同时进一步探索超临界二氧化碳新型余热利用、海上充电桩低碳运营新模式，推动绿色能源转型再升级。

　　给油气田里注入“新能量”

　　2023年4月，国家能源局组织召开了一场关于“加快油气勘探开发与新能源融合发展”的启动会，并推动《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》（下称《行动方案》）落实落地。

　　《行动方案》已于当年2月正式印发。根据方案内容，到2025年，要大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模，并实现“油气供给稳步增长”、“绿色发展效果显著”、“行业转型明显加快”的主要目标。

　　不可否认的是，《行动方案》为油气田开发注入了“新动能”。例如，重点推进大庆、长庆、胜利、塔里木、新疆、华北等油田风电和光伏发电集中式开发，支撑油气勘探开发清洁用能。在海上油田上，通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。

　　实际上，油气企业拥抱新能源发展趋势，并非就是将油气与新能源简单相加。尤其是对于众多老油田而言，经过几十年开发建设，其逐渐显现出综合含水高、用能成本高、用能单耗高的“三高”症状，需要依托油区及周边资源，推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造转型发展。

　　建矿已有63年历史的中国石油吉林油田，在累计生产近2亿吨原油、超200亿方天然气后，进入了“低血糖”状态：低渗透、低丰度、低产出。但在2023年8月，这里却产出了中国第一桶“零碳原油”，引发了能源圈里的极大关注。

　　所谓的“零碳原油”，即是充分利用集约化建产减碳、清洁能源利用替碳、CCUS驱油埋碳等举措，来实现原油开发过程中的二氧化碳零排放。据悉，吉林油田通过建设风光发电、储能替代网电，实现了新立采油厂Ⅲ区块100%绿电替代；通过地热、光热、空气源热部分替代天然气加热，实现区块部分热力清洁替代，年可替代天然气60万立方米。

　　1939年的玉门油田，是中国第一个天然石油基地。但经过80多年的开发，该油田的本部剩余经济可采储量不足200万吨。

　　2021年12月，中国石油首个单体装机最大的光伏并网发电项目——玉门油田200兆瓦光伏发电项目如期并网投运，玉门油田由此开启了新旧动能转换的新时代。

　　有人说，新能源的出现，给一批老油田带来了“新药方”。中国国际碳中和经济研究院院长蒋庆哲曾指出，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和专业知识，还拥有广泛的基础设施网络。在开发利用新能源的过程中，要注重石油和天然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。”

　　眼下，以“三桶油”国内油气公司已然坚定迈步在油气与新能源融合发展之路上。

　　在过去一年，中国石油、中国石化、中国海油都相继取得了一定的成果——中国石油表示，公司将加快推动青海、新疆、内蒙古、松辽新能源大基地建设，抓好风光发电、气电、地热、氢能、CCUS（碳捕获、利用与封存技术）等项目布局落地，提高清洁电力指标转化率和并网率；中国石化则全面建设“油气氢电服”综合能源服务商，推进氢能、充换电、可再生能源发电、CCUS 等业务；中国海油则加快绿色低碳转型步伐，推动新能源与海上油气生产融合发展，积极探索构建安全、平稳、高效的新型能源体系。

　　尽管油气与新能源的融合发展并非坦途，但路虽远，行则至。