中国石油集团经济技术研究院
随着全球能源转型的持续推进，传统石油公司在做好油气生产的同时，积极拓展风能、太阳能、地热能、氢能等新能源业务，纷纷向综合能源公司转型发展。油气田企业在自然资源基础、土地矿权面积、工程作业经验、自产气发电调峰等方面具有显著优势，可作为公司发展新能源产业的重要落脚点，能源转型为油气田企业带来了巨大的发展机遇。各油气田企业发展新能源产业拥有自然资源、土地、技术、用能需求、基础设施、气电调峰“六大优势”，但也面临着核心技术缺乏、人才储备不够、管理运营机制尚不完善等劣势，机遇与挑战并存。
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优势与机遇
从传统油气能源向清洁综合能源融合转型发展是新发展阶段油气田企业的重大机遇。中国油气田企业分布范围十分广泛，且在自然资源基础、基础设施、用能需求等方面优势明显，多数企业地处风光资源富集区，尤其是东北、华北北部和西北（即“三北”）地区风光资源大面积连片分布，开发利用价值极高，具备发展风电、太阳能发电、地热利用和制氢等发展新能源产业的前提条件。
风能资源方面，以辽河油田和玉门油田为例。辽河油田地处辽河平原，风能可利用有效时间达50%以上，且年际变化较小，风向较稳定，风电机组年等效利用小时数在3000小时左右，属于风能资源较丰富地区。玉门油田地处河西走廊的西端，区域盛行风向稳定，80米高度年平均风速为6.6～7.8米/秒，年有效风速小时数达6300小时以上，属于风能资源较丰富地区，技术可开发风资源量达8000万千瓦。
光资源方面，以辽河油田、青海油田和玉门油田为例。辽河油田太阳光年均总辐射量大于5100兆焦/平方米，年等效利用小时数超过1500小时，属于太阳能资源较丰富地区。青海油田在柴达木盆地拥有油气矿权面积6万多平方千米，矿权区域内太阳能总辐射量在6600～7200兆焦/平方米，年日照时数3000～3400小时，是青海省年日照百分率最大的地区。玉门油区年平均日照时数约3300小时，预估可开发量为20亿千瓦，属于太阳能资源丰富地区，具有极高的利用价值。
地热资源方面，以辽河油田、吉林油田、冀东油田为例。辽河油田地热能总储量相当于340亿吨标煤，目前已在辽河坳陷古近系圈定了多个地热储层有利区块，经核算叠加面积可达1800平方千米。吉林油田地热资源丰富，以大情字区块为例，地热能有利面积为270平方千米，地热资源量为0.66亿吨标煤，按0.15%可采率，每年地热能可采资源达9.9万吨标煤。冀东油田唐山探区内地热异常带地温梯度大于3.0℃/100米，埋藏浅、水量大、水质好，总资源量为2.05亿兆焦耳，相当于70亿吨标煤，可采资源量为0.32亿兆焦耳，相当于10.8亿吨标煤。
土地资源方面，油气田企业矿区面积大，拥有大量的闲置土地，尤其是位于西北地区的油气田企业，矿区内广袤的沙漠化戈壁均为国有未利用土地，为风电、太阳能发电提供大量的建设用地，可保证油田新能源产业发展所需的土地资源量。以胜利油田为例，企业油气生产工业用地有60多万亩，其中有6万亩低效利用土地，如果能盘活1/3的低效利用土地用于光伏发电，发电能力能达到200万～300万千瓦。
技术优势方面，地热资源开采所需的技术与油气田企业传统业务优势相吻合，数十年勘探开发过程中，企业在地质评价、钻井、测录井和油藏工程等方面积累的大量专业技术都是地热资源开发的关键核心技术。例如，冀东油田针对渤海湾地区中深层砂岩形成了地热资源勘探选区技术、地质基础分析与评价技术、地热井钻采工艺技术、地热尾水无压回灌技术、多井集输及地热水长距离输送技术、地热开发高效管控技术六大核心技术系列，探索出一套地热供暖优化开采方案，积累了大量地热项目建设、运营维护及管理等方面的地热供暖技术经验。
用能市场方面，企业自身就是用能大户。以辽河油田为例，其2020年生产能耗总量为283.6万吨标煤，折合油当量199万吨，占总产量近19.8%，该部分用能需求为新能源产业提供了充足的消纳能力。部分油气田企业地处国家区域发展战略核心地带，新能源产业可为周边负荷提供清洁电力，为地区发展提供能源保障。
基础设施方面，油气田企业电力设施系统完善，部分企业如玉门油田还拥有自建电厂和完备的电网系统（自备储电网和低压电网等）。在发电、供电、供热、打井以及维修方面，也拥有大量技术人才，这些都为油田新能源发展蓄积了优势，能够促进新能源产业快速提升。
气电调峰方面，风电、光伏等新能源发电受天气影响存在不稳定的情况，需要配备一定的调峰电源。受技术条件制约，现阶段电化学储能危险性大、成本高，而天然气发电相对安全，可靠性也更高，因此气电调峰是更优选择。中国鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等区域天然气储量丰富，油气田企业自身就生产大量的天然气，在实现天然气发电与新能源融合发展方面具有得天独厚的优势。
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劣势与挑战
不可回避的是，新能源行业发展新能源产业带来了巨大的挑战。
人员和技术方面，各油气田企业普遍缺乏精通新能源开发建设、运营管理的专业人才和技术力量，推行油田员工转型转岗已成为部分油田转型的核心和关键。油田目前从事新能源业务的人员大多是从各部门抽调而来，缺乏专业背景和工作经验，仅有少部分油田电力系统员工了解风电、光伏发电中电力相关内容。部分企业受进人指标和薪酬待遇的约束，无法引进新能源业务领域关键人才，面临引进人才难、留住人才更难的问题。一些油田希望依托发展新能源产业实现人员分流、富余人员安置，但由于缺乏专业化、系统化的培训，员工对相关专业知识储备不足，业务能力还有一定的差距。如果能通过培训学习等方式实现油田员工的成功转岗，则新能源人才短缺和“人员包袱”的劣势将转化为“人才红利”优势。油气田企业虽然在油气勘探与开发领域掌握核心技术，但在风电、太阳能发电等新能源产业中并不掌握核心技术，能源数字化、智慧化基础相对较弱，解决企业产业问题的集成技术尚未引入，风机、太阳能电池板等设备材料需要外购，风场和光伏电站的规划与设计、相关设施的建设安装等均需零基础起步。
上网指标是新能源产业能否大规模发展的核心问题。新能源产业做大做强后，除实现油田自身的清洁替代，无法消纳的电力需上网，对外提供清洁电力。但是随着新能源开发建设竞争日趋激烈，受国家政策和行业保护等因素限制，新能源发电上网指标获取较困难。若无上网指标，企业将会面临“有电无处用、无处送”的被动局面。
目前风电和光伏发电实行平价竞争上网模式，鼓励依靠技术进步降低成本，新能源开发建设竞争激烈。
油气田企业在发展新能源产业方面经验稍显欠缺，缺乏对成本的有效控制和风险分担，也无法紧跟能源技术发展的步伐。此外，企业目前缺乏新能源大规模开发与利用的技术及管理经验，相关体制机制尚不完善。能源管理体系仍处于单链模式，多能协同供应、负荷侧响应、“源－网－荷－储”等未形成良性互动，电、热、气、氢等多种能源未形成综合管理机制。
NO.3
启示及建议
适应新形势，勇担新使命，加快由传统油气田企业向综合性能源公司新定位转变。能否抢占新能源产业发展先机，决定了油气田企业高质量发展的后劲。企业要主动肩负责任使命，瞄准国家碳达峰、碳中和目标，高度重视新能源产业发展，厘清新能源产业发展愿景、实施路径和工作目标，结合自身优势，大力推进新能源产业布局和技术储备，抢占优质资源，抓好重大项目实施和新能源市场落实，建立推动新能源产业发展的保障体系。应从推动清洁能源替代工作入手，加大控碳减碳力度，积极探索油气田企业绿色发展新路径、区域绿色智慧能源发展新模式，着力打造“碳中和绿色油气田”。
加强顶层设计，科学谋划，从战略层面规划新能源产业发展路径。树立“油气风光热氢”协调发展的整体构想，从顶层设计入手，从战略层面谋划新能源发展的未来图景，全面梳理评价油田区域资源状况，依托当地优越资源种类和自身基础条件，充分发挥气电调峰的支撑作用，加快新能源产业布局，为传统石油企业打造业务和效益新增长点，推动企业高质量发展。要进一步理顺新能源发展的管理体制，对全油田新能源项目实施统一归口管理。要做好项目资源、市场、效益和政策分析，探索建立新能源商业开发利用评价标准，实施对传统化石能源分阶段、高水平替代，逐步提高清洁能源占比，实现能耗结构优化“健体”。
广泛合作，取长补短，因地制宜探索新能源产业发展合资合作模式。在加快发展地热、光伏、风电等新能源产业中，积极探索新能源发展的新商业模式，做好市场、成本、风险、体制和经济可行性等方面的研究和摸底工作，突出效益，探索创新合作发展方式，可采取“自主建设＋与新能源头部企业合建”模式，在用电负荷比较大、风电条件较好的油区率先开展新能源项目建设工作，在先导试验基础上逐步推广，前期以合同能源管理模式为主进行规划建设，条件成熟后也可以自行投资建设，有序推动能耗结构优化和新能源发展。
培训转岗，筑巢引凤，把企业的“人员包袱”转化为新能源“人才红利”。发展新能源产业，人才队伍、技术实力是根本。要加大培训力度，加快新能源产业人才培养，与高校广泛合作，开设电力等新能源课程，举办新能源技术专题培训班，对相关人员进行系统培训。在与电力企业开展项目合作时，将员工培训作为约定条款，做到“干中学、学中干”。加强新能源领域核心技术攻关，整合企业研究院所力量组建新能源攻关团队，突破技术瓶颈，解决实际问题。与专业机构等合作共建太阳能、风能技术联合研发中心或新能源技术开发公司，为新能源开发利用提供技术支撑。（石油商报）
