为石油经济增添绿动能（图）

  ——油气田企业上半年新能源工作亮点回眸系列报道之二
  [中国石化报 2024-07-30]
  □本报记者常换芳
  通讯员杨宇辉李如飞
  7月17日，河南油田投资发展部（新能源办公室）组织人员再一次细化双江区域“源网荷储”一体化示范项目方案，为项目快速推进奠定基础。“该项目实施后，河南油田将建设24兆瓦风电及配套设施，年可生产绿电5100万千瓦时、减少购电费用2800万元。”河南油田投资发展部（新能源办公室）负责人张孝友介绍。
  作为石油企业，石油经济一柱擎天。然而，河南油田经过50多年的勘探开发，石油资源潜力已很难再释放。国际油价一有“风吹草动”，河南油田这样的老油田经营效益就会“打摆子”。
  对此，河南油田积极探索开发利用新能源的多种途径，为企业可持续发展提供更多保障。他们按照集团公司战略部署，结合企业发展实际，充分发挥现有闲置场站多、电网消纳能力强、地热资源丰富等优势，持续扩大光伏、风电规模，探索建设“零碳”场站和新能源储能项目，推动新能源资源优势转化为产业优势。截至目前，累计部署实施新能源项目36个，年可生产绿电约1.2亿千瓦时、节约天然气约600万立方米、减少碳排放约8.2万吨，绿色低碳动能日益强劲。
  追风留光存热，绿能替代跑出加速度
  “这几百块光伏板每天生产的绿电完全可以满足我们的生产生活用电需求，绿色能源在我们公司已唱‘主角’了。”7月17日，置身在光伏板林立的一片“蓝海”中，南阳能化公司总经理王伟说。
  加大绿色能源替代力度、增强绿色动能，是河南油田推动绿色转型发展的重要目标。
  地下有石油，头顶有“风光”。让石油经济全线增“绿”，河南油田主动追风留光存热，有序推进光伏、风电等新能源开发利用，推动新能源产业从无到有、从小到大，不断加快绿色低碳转型步伐。
  本着就地消纳、自发自用、效益优先、先易后难的原则，河南油田在站库内部、井场空地多种应用场景下累计安排光伏发电项目26个，每年可生产绿电4600万千瓦时、减少购电费用2200多万元，盘活场地面积42.3万平方米，油田中心区域用电基本实现了绿电完全替代。
  河南油田有丰富的地热资源。近年来，该油田积极探索有效的“存热”途径，利用南阳丰富的浅层地热水资源，采用地源热泵冷热联供、地热尾水同局回灌技术，实施了1个地热项目，供暖供冷面积达8.2万平方千米，为生产生活提供了绿色动能。
  多途径发力，“零碳”场站规模逐步扩大
  7月16日，河南油田油区遭遇强暴雨袭击。采油一厂双河巡检二站主任技师顾德收开着白色的新能源汽车去巡井，欣慰之情溢于言表：“有了新能源汽车巡井，刮风下雨不怕了，俺们打造的‘零碳’场站又多了一分保障。”
  给生产现场配备新能源汽车是河南油田打造“零碳”场站的措施之一。近年来，针对油气生产用热能耗高等问题，河南油田探索实施“光热+谷电加热+伴生气加热+蓄能”多能互补模式，形成全过程低碳生产模式，推进区域“指标零碳”向“本质零碳”过渡。截至目前，河南油田在20口油井推广实施“光热+”多能互补模式，日节电率提升70%，减少碳排放1700吨，打造了多能互补的“河南油田方案”，被中国石化树立为多能互补品牌。
  与此同时，为满足油气站库生产用热需求，河南油田探索实施联合站余热资源高效利用模式，先后形成余热代油代气、供热等多种余热利用模式。截至目前，河南油田共安排余热利用项目3个，利用余热13.1兆瓦，年节约天然气600多万立方米、减少碳排放1.31万吨，累计创效450万元。
  “源网荷储”一体化，开辟储能新赛道
  风光变能源不难，难的是风光变“现”。新能源要用得好，既要大规模开发，又要高水平消纳、储存。
  随着新能源项目规模日益扩大，绿电并网难、消纳难问题日益凸显。解决这些问题的关键，是通过“源网荷储”一体化推动传统“源随荷动”的供电模式向“源网荷储”各环节高效协同的一体化模式转变，构建以新能源为主体的新型电力系统，提升新能源消纳能力，把生产的绿电“储存”起来，并转化为绿色“产品”，变“电力输出”为“产品输出”。
  今年5月，《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则》出台，规定企业可以利用厂区内的新能源资源，形成企业自身的智能微电网，根据风电、光伏发电曲线合理安排生产，降低企业用能成本。同时，通过合理配置储能等调节手段，实现自发电力自用，增强供电的可靠性、稳定性。
  河南油田抓住这个机遇，研究确定油田“源网荷储”一体化项目整体规划，构建基于油田场站的微电网和能源综合智慧管控系统，形成“源网荷储”多能互补、协同高效的能源保障体系；探索利用盐穴、废弃井等，建立“大储能”系统，努力实现绿色用能、低成本用能、高效用能、低碳用能。针对油田电网结构薄弱、缺乏智能调控和调峰能力弱等情况，河南油田围绕新型电力系统“源网荷储智”五大关键组成部分，探索新型电力系统建设和运行模式，加快电网升级配套工程建设，实现新能源高比例接入和高水平消纳，保障电网安全平稳运行。
  目前，双江区域“源网荷储”一体化项目正在有序推进，河南油田开发利用新能源、推进油气与新能源融合发展迈出了新步伐。
  新闻会客厅：推进地热资源开发利用助力油田绿色转型发展
  任战利西北大学含油气盆地研究所所长二级教授、博士生导师
  问：“双碳”目标下，油田企业发展地热面临哪些机遇？
  答：根据我国实现“双碳”目标的要求，发展绿色低碳清洁能源、走清洁化发展道路是油田企业可持续发展的必然选择。地热作为地球本土的可再生能源，因资源量巨大、利用效率高、减排效果明显等优势，受到高度重视，得到快速发展。国家发展改革委、国家能源局等部门相继出台《关于促进地热能开发利用的若干意见》《“十四五”可再生能源发展规划》《2030年前碳达峰行动方案》《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023~2025年)》等文件，明确地热是我国能源结构转型的重要方向和未来能源体系的重要组成部分，地热供暖是大气污染治理的一条重要途径。
  目前，国内主要油气公司除保持传统油气业务外，都在积极发展新能源新产业。2021年，中国石油明确了“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署；2024年，中国石化牵头成立“未来空间深部地热领域创新联合体”，致力于深部地热勘探评价、高效开发、综合利用等全流程关键技术产学研用一体化协同攻关，高效推进未来空间产业深部地热开发与利用。这些都给油田企业发展地热产业提供了政策支撑。
  问：油田企业发展地热产业有哪些优势？
  答：地热与油气是共生于沉积盆地的两种资源，油田企业开发地热具有得天独厚的优势。从资源条件看，油田企业地热及井筒资源丰富，具备开发地热资源的优势。据统计，国内油田矿权区4平方千米以内的浅层地热资源量占我国水热型地热资源量的86%。同时，油田企业在油气勘探开发过程中积累了丰富的地质、钻井、测井、地震等资料，各类闲置井可以改造为地热井，节省了新建井的成本和时间，为油田变“热田”提供了便利。
  从用能需求看，油田既是产能大户，又是耗能大户，亟须通过地热等清洁供热方式替代传统燃煤、燃气用能，达到节能降耗和减少碳排放的目的。据统计，油田生产能耗中用热占比在80%以上，尤其是油气集输、油水分离等生产场景用能需求大，地热清洁供热替代潜力大。
  从经济效益看，我国东部老油田多数已进入高含水开发期，部分油田含水率高达95%，油气稳产难度大、开发成本高。通过油、热协同开发，有助于提升油气资源供给能力，同时盘活油区闲置井筒资源，加快生产用能清洁化、低碳化进程，实现多能互补发展新格局。
  问：油田企业地热开发利用目前存在哪些瓶颈？
  答：尽管我国的地热产业已取得积极进展，建成了一系列示范项目，但随着产业快速发展，地热开发利用过程中遇到的问题与挑战也逐渐显现。
  首先，虽然油气资源与地热资源的形成息息相关，但是地热与油气富集规律及伴生规律仍不明确，制约了优质地热资源的开发利用。如部分水热型地热项目存在流量不足或无法回灌、干热岩地热项目存在井底温度低于预期等情况，给地热开发带来了较大风险。
  其次，地热开发利用是多专业、多学科交叉的集成技术，关键瓶颈技术制约了地热有效开发利用。如存在中深层水热型地热资源评价精度低、废弃井改造地热井技术难度大、中深层单井闭式循环换热效率低等问题。
  最后，市场和经济性是地热业务可持续发展的基础。目前，油田开发市政供暖业务存在市场开拓难等问题，与民营企业灵活多变的经营机制相比，存在短板。而且地热项目初期投资通常较大，成本回收期较长，其他可再生能源，如风能和太阳能的成本下降，增加了地热的市场竞争压力。
  问：油田企业地热资源开发利用的主要方向在哪里？
  答：沉积盆地地热资源丰富，开发潜力巨大，用途广泛，油田企业可结合地热资源情况和不同区域热、冷、电等用能需求，因地制宜建设地热供暖、地热综合利用和地热发电等项目。
  首先，油田企业内部可以大力推进集油伴热、原油输送等用热清洁替代，部分有利地区可以开展地热发电实验。其次，油田企业可以在北方燃煤（气）供暖地区开展对外清洁供暖，推动我国地热产业规模化发展。例如中国石化新星公司地热供暖面积累计达9500万平方千米，为我国中深层采暖面积的15%以上，是我国最大的地热供暖企业，成功打造了“雄安模式”。最后，地热综合开发利用是油田企业地热未来发展的主要方向，如积极拓展医疗康养、温泉洗浴、现代农业等产业链，提高地热业务经济性。同时，可把地热开发与“风、光、气、氢”等多种能源开发统筹安排，大力发展“地热+”产业，通过“梯级利用、综合利用、循环利用”，加大油气勘探开发与地热利用深度融合的力度，实现油气保障供应与绿色低碳转型相统一。
  本报记者常换芳通讯员黄帅博采访整理
  广西石油成功实施销售系统首例需求侧响应
  本报讯7月15日，广西石油售电公司首次以负荷集成商身份成功响应超1000千瓦时。
  广西石油作为广西最大的车用新能源供应商，积极发挥售电公司平台“创新负荷集成服务领航者”作用与新能源汽车“大号移动充电宝”电力调节优势，加快部署需求侧响应工作，强化车网互动，在助力提升电网消纳能力的同时，降低新能源车主用电成本，促进电力供需平衡，探索“售电+”服务新模式。
  柳州城站“五星级充电站”是中国石化在广西柳州建设的首座集光储充换一体化、清洁油品、易捷驿站、易捷服务等多业态于一体的综合加能站。广西石油将该站作为需求响应示范站点，精心绘制“日常负荷曲线图谱”，精准对接广西电网电力调度控制中心的消纳预警机制，引导车主在电网消纳预警时段到站充电，响应成功的电量将享受0.58~0.60元/千瓦时的消纳政策补贴。（陈明霞马一丹）
  石工建胜利油建承揽的南港屋顶光伏项目进展顺利
  本报讯7月16日，由石工建胜利油建公司独立承揽的中石化新星（天津）公司天津南港催化剂厂区1.52兆瓦分布式光伏新建项目，顺利完成车棚钢结构施工任务，至此，该项目已完成80%，为实现并网送电打下坚实基础。
  该项目利用天津市南港工业区天津催化剂厂前区建筑及停车区铺设分布式光伏板，是胜利油建首次承揽的屋顶光伏施工项目。项目采用“自发自用、全部消纳”模式，建成后，所发绿电就近接入天津催化剂厂前区400伏配电网，为天津催化剂厂区提供清洁电力。
  （林国栋）
  中原油田天然气产销厂多措并举推进新能源建设
  本报讯截至7月16日，中原油田天然气产销厂柳屯输气管理区濮城增压站1.4兆瓦光伏发电系统已累计并网发电33万千瓦时，减少电费支出11万元，实现了“绿色电力”助推降本增效目标。
  今年以来，该厂集中利用低效闲置场地建设特色新型智能光伏电场，实施大型压缩机组电驱改造、无人值守站场太阳能人体感应灯改造等项目，多措并举推进新能源建设。
  据悉，濮城增压站1.4兆瓦光伏发电系统全年并网发电量可达161万千瓦时，可减少电费支出50万元。
  （范永光）
  安徽合肥石油光伏发电“借光生金”
  本报讯安徽合肥石油锦绣大道综合加能站光伏薄膜板发电项目于去年4月建成并投运，截至目前，绿电发电量达4.37万千瓦时，为企业降本增效、绿色低碳发展奠定了坚实基础。
  作为安徽石油首座汽油销量万吨站，合肥石油锦绣大道综合加能站以升级改造为契机，将绿电作为践行绿色发展、实现“双碳”目标的重要抓手，统筹利用站房顶闲置场地建设总装机容量为32.85千瓦的光伏薄膜板发电项目，打造“加能站+光伏”一体化模式，实现“借光生金”。
  装置运行至今，发电量基本能够满足站内用电需求，已节省电费近5万元、减少二氧化碳排放约16吨，企业光伏发电业务实现了高质量发展。（孙德荣）