石油企业的绿电突围

绿电正在重构油气产业链的运行逻辑。在新能源与传统油气业务深度融合的过程中，“三桶油”转型为综合能源供应商的目标更加清晰。

算好“四本账”

应用绿电，一场围绕成本、安全、减排、效益的产业链重构已然开启。

文/于洋

在“双碳”目标下，绿电正在以爆发式的速度迎来业务增长。“三桶油”也正以行业独有的方式，与绿电融合得越来越紧密。如果说最初引入绿电是政策驱动，那么，如今油气行业的绿电业务已是一场围绕“成本、安全、减排、效益”的深度布局。因为绿电，一场行业内在运行逻辑的变革正在发生。

01

成本的较量

钻井现场的柴油机轰鸣声，正在成为中国油气田的“历史记忆”。

4月2日，在中国石油渤海钻探移动泥浆站风光互补绿电项目投运现场，设备平稳运行，不见往日的轰鸣声。“这座保障井控安全的关键场站，用电成本几乎为零。”现场负责人刘喆介绍道。该项目配备的模块化设计的光伏板和风力发电机可随站迁移，实现昼夜供电。

这并非孤例。从西部戈壁到南海深处，一场以“绿电替代”为核心的生产方式的变革正在油气行业全链条展开：塔里木油田的五座大中型光伏站正在将西部源源不断的光能量输送到周边及上海的用电地区；在中原油田，油田空闲低效的土地资源被风车、光伏板覆盖，输出的绿电替代外部网电和自备柴油发电，压减用电支出；在南海深海，“海油观澜号”在惊涛骇浪中为文昌油田群电网输送清洁电力……

绿电正在与勘探开发、集输、炼化等油气生产环节进行深度融合，以成本线为标准的绿电替代是这盘棋的第一步，也是最清晰的一步。

经过多年的高效率开发，东部油田正在面临着常规油气资源递减压力，老油田的高耗能、高碳排也是最令人头疼的问题。如何降低用能成本？他们将目光瞄准了风光新能源。“油田丰富的土地资源、多元的负荷消纳场景以及系统完善的企业电网是新能源发展得天独厚的优势。”中国石化集团公司高级专家倪成波说。在胜利油田营二井，这口曾创下全国单井日产555吨纪录的功勋井，如今正以另一种方式延续传奇——利用井场周边闲置土地探索开发“风、光、热、储+多源微网”多能互补项目，不但满足营二井区6口井的绿色用能需求，还可以通过油田内部电网向外输送，供周边油水井使用，井区年发绿电635万千瓦时，节标煤780吨，碳减排3550吨，等效植树量达41.9万棵，成为传统能源和新能源结合的典范。“现在国家对新能源发展的思路从规模化发展、快速发展变为高质量发展，通过‘风+光＋储’‘电+热’、储能多元布局等搭配方式，实现从重建设改为重运营的转变，真正把新能源用好。”倪成波说。

这笔账同样在江苏油田算过：截至2025年底，在绿电替代率达34%的条件下，江苏油田累计节约标煤约4.5万吨，减少二氧化碳排放约31万吨，用电成本大幅下降。

“油田可以依托现有的场站、管网、土地，让新能源精准嵌入油气生产链条，形成自发自用，就地消纳的闭环。”江苏油田工程与设备管理部经理李凡磊说。据中国石油数据，中国石油2/3以上的国内原油产量来自开发10年以上的老油田，其百万吨产能投资比新油田低18.9%。对这些老油田而言，新能源业务不是副业，而是降本增效的核心手段。目前，围绕成本账，油气田发展出了针对远离大电网边远井场的“光储直柔”技术、完全脱离电网的离网型自消纳模式等。

从用能到自身产能，油气田的身份正在悄然转变。

“油气企业成本的计算算的不仅有当下的钱，还有未来的账。”能源战略专家许磊说。绿电这笔账正在重构“三桶油”的盈利模型，以在未来的能源版图中占据一席之地。

传统制氢伴随大量碳排放。“氢能产业规模虽小，却是石化行业绿色发展的基石。CBAM将氢气纳入管控范围，其标杆意义远大于氢气贸易规模本身。”绿色低碳运营与循环经济研究中心主任辛春林说。

然而，如果通过绿电制氢，碳排放却几乎为零。据报道，新疆库车项目每年可减少二氧化碳排放48.5万吨；青岛炼化海水制氢项目所产氢气不仅用于炼化，还进入加氢站为氢能重卡提供清洁动力。这些项目虽然当下成本较高，但算的正是未来的碳成本账。“海水制氢只是我们绿电消纳的先行试验区。下一步，青岛炼化将借助新能源产业优势，结合国家政策，再适时推进建设23兆瓦漂浮式光伏项目，强化新能源供给能力。预计全部建成后，总装机容量将达到36兆瓦，年发绿电有望突破5000万千瓦时。”青岛炼化电气仪表中心副经理赵尊鹏说。

这种长远布局，对未来将面临更严苛的碳排放审查的石化行业有着重要意义。2026年1月，欧盟碳边境调节机制正式结束过渡阶段，进入强制征收阶段。在CBAM规则下，灰氢产品出口将面临高额碳关税。在这个背景下，绿氢的价值更加珍贵。

绿电重构油气的深层逻辑正在于此。企业不再纠结于新能源占比多少，而是关注整体用能成本降了多少；不再严格区分“这是油的钱、那是电的钱”，而是着眼于综合效益的最大化。

“现在国家对新能源发展的思路从规模化发展、快速发展变为高质量发展，通过‘风+光＋储’、‘电+热’、储能多元布局等搭配方式，实现从重建设改为重运营的转变，真正把新能源用好。”倪成波说。

02

安全的考量

绿电的经济性已经不再是个问题。但账不能只算一面，当绿电从补充能源变成主力电源，另一个问题浮出水面：这种靠天吃饭的电，油气生产用得起，但用得稳吗？

传统电网的安全逻辑本质上是保供思维。运行人员坐在调度台前，看到的是相对平稳的负荷曲线，偶尔出现一条线路跳闸，应急预案启动，备用电源顶上。整个系统像一个训练有素的仪仗队，每一个环节都按照既定步伐行进。

绿电接入后，这套安全逻辑被彻底颠覆。风电、光伏无法被精确调度，只能被预测和适应。当多个光伏场站同时向电网送电，每一个都可能因为天气的小变化而瞬间出力骤降，传统的保供思维彻底被改变了。

据李凡磊介绍，电力调控一体化系统像一张精密交织的网。以往，油田电力调度、风机发电、光伏供电、储能设备等系统各自独立运行，协同联动能力不足。以江苏油田为例，油田11座风机、210座光伏电站与4座储能设施的运行数据全部接入这张网，实现集中监控、智能调度。安全问题的重要性可想而知。

这一点胜利油田的老电力人袁永宽深有感触。在胜利发电厂工作近30年，袁永宽笑称，现在的自己每天就像坐“过山车”。

作为全国最大的企业自备电网之一，胜利油田电网过去主要电源是胜利发电厂的火电。新能源并网后，电网的运行遭遇重大挑战。“受天气影响，随机性太强。”袁永宽说。正是这种不稳定性，每分钟都可能给电网带来大的波动，需要煤电机组快速做出反应。这给袁永宽和他的同事带来了考验。

于是，一种全新的安全范式应运而生——韧性思维。通过多源互补、自动切换、智能调度，构建一个具备自愈能力的网络。中原油田将这张网融合信息化技术和智能算法，实现“监控—告警—预测—调控—分析”五大核心功能，实现了对风光发电、储能系统和油田电网的统一管理。通俗来说，过去电网是“二传手”——源随荷动，单向输电；现在电网是“汇集地”—— 既有火电，又有光伏，还有储能，多个电源在同一个系统内协调运作。安全管理的工作重心，也从设备完好转移到了系统平衡。

越来越多的油气企业正在走出自己的安全用绿电的路子。从西南油气田的智能微电网，到青海油田的“钙钛矿+单晶硅”双组件协同模式创新，从中原油田的智慧管控平台，到深圳院覆盖“材料开发—装备设计—系统集成—预警监测”的全链条安全技术体系……

这些技术能力的背后，还有一个更深层的问题：谁来确保这些新技术本身的安全？油气行业的生产场景具有高温、高压、易燃、易爆的特殊性，储能设备、电解槽、光伏组件等新能源装备进入这样的高危环境，安全管理如何顺畅地嫁接到油气行业已经成熟的安全管理体系之上，成为新问题。

随着新能源发电项目逐渐落地，业务规模越来越大，吉林油田新能源有限公司逐步打造了发电安全高效、供电平稳运行、营销同步构建的一体化管理系统，这也是中国石油首个绿电管理体系。其中，“设备零缺陷、操作零差错、工作零违章、干群零距离、系统零非停”的“五零”理念是“绿电”管理体系建立的主要理念。“这套理念是在中国石油核心经营管理理念的基础上，充分结合电力行业特点，从发供电运行的实际工作中不断总结提炼出的。”吉林油田新能源有限公司一位负责人说。

其核心为：一是用微电网实现“断网不停产”，把供电主动权掌握在自己手中；二是用多能互补构建“系统韧性”，让油气设施在任何单一电源失效时都有“备手”；三是把新能源装备纳入油气行业成熟的安全管理体系，不让新技术成为新风险。只有依靠这样行之有效的绿电管理体系，才能实现新能源高效发电、电网安全平稳运行、新能源和油气业务融合发展的三大目标。

绿电的不稳定性，本是其最大的“原罪”，但油气企业正在用系统设计和安全管理提升将这种“不稳定”转化为“弹性”。在率先完成这一能力迁移的企业看来，能够驾驭不稳定的系统，才是真正稳定的系统；能够把安全从“成本项”变成“竞争力”的企业，才是能源转型的真正赢家。

03

碳排放的衡量

2026年4月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，并明确从2026年起，对全国各省（自治区、直辖市）的党委和政府进行正式考核。对于“三桶油”来说，将碳排放责任纳入业绩考核则更早。

考核办法的出台，意味着碳账的算法正在经历一场深刻的变化。过去，企业算的是排了多少碳，要花多少钱买配额，这是一笔被动应付的合规账。如今，随着全国碳市场扩容、欧盟碳边境调节机制落地，碳账的算法变成了“减了多少碳、能换多少钱、能避多少税”—— 一笔主动经营的效益账。

在这本新碳账中，绿电正在成为最关键的“记账科目”。

对于“三桶油”这样的高耗能企业，碳账的第一层，是“替代账”：用绿电替代网电和自备火电，直接降低电力消耗产生的间接碳排放。这是最直接、最可量化的路径。传统油田生产用电主要依赖外部电网或自备燃煤燃气发电，外购电力的碳排放作为范围二排放计入企业碳账户。而油田自建的分布式光伏、风电项目，其发电过程的碳排放因子几乎为零。按一般情况来算，同样是一度电，用网电可能对应0.5千克以上的二氧化碳排放，用绿电则趋近于零。这一排一减之间，就是碳账上的“净收益”。

胜利油田的实践印证了这一逻辑。自2022年起，胜利油田累计建成光伏装机规模614兆瓦，年发绿电能力7.4亿千瓦时，相当于每年减少碳排放近60万吨，实现了油气生产降本增效和全产业增绿减碳的双赢。

碳账的第二层，是“嵌入账”：绿电进入产品碳足迹，拉低油气产品的“含碳量”，提升国际市场的竞争力。在这个核算体系中，电力消耗的碳排放是重要组成部分。当绿电替代网电，产品碳足迹的数值就会相应降低。

2024年，塔里木油田首次开展碳足迹核算，系统采集分析了约130种物料及能源的碳排放因子数据，覆盖了从勘探钻井到外输的每一个环节。其中电力和热力消耗是碳排放的主要来源之一。这意味着，提高绿电使用比例，可以直接拉低产品碳足迹。而产品碳足迹的高低，在CBAM时代直接决定了出口产品的成本—— 碳足迹越低，需要缴纳的碳关税就越少。

在许磊看来，碳账的第三层，是“变现账”：将绿电减下来的碳，转化为可交易的碳资产，从“减碳成本”变成“碳汇收益”。中国海油的碳资产管理模式提供了一个完整的样本：作为中国海油碳资产统筹管理平台，海油电投以林业碳汇开发、绿电交易、碳资产管理为“三擎驱动”。

玉门油田的路径更为系统。截至2025年底，玉门油田已建成6个光伏发电项目，装机总容量超54万千瓦，年均生产绿电超10亿千瓦时。他们利用绿电交易所产生的绿证，抵消办公区域和生活基地的电力消耗，实现100%绿色化用能。

将这三层碳账串联起来，一条清晰的路径浮现出来：用绿电替代网电，是降碳的基础动作；将绿电减碳量计入产品碳足迹，是提升产品竞争力的关键杠杆；将减碳量转化为碳资产进行交易，是实现碳价值变现的最终闭环。算好这本碳账，油气行业才能在能源转型的大潮中，把碳压力真正转化为碳竞争力。

04

效益的度量

成本、安全、碳，这三本账并非彼此独立，汇聚一起便成为一笔更大的效益账。绿电的价值红利正在从单点突破走向系统叠加。

通过“源网荷储”一体化智慧能源管控平台，系统自动实现“自发绿电能用尽用、峰期火电能发尽发、谷期网电能买尽买”。这套机制的本质，是把成本优化、供电安全和碳减排三个目标统一到同一个调度策略中。当绿电充足时，系统优先消纳自发电，降低外购电成本，同时减少碳排放；当绿电不足时，储能放电补充，火电平稳升载，确保生产不中断。这种协同优化带来的主业收益提升，不是简单的省了多少钱，而是在省钱的同时不减产且减碳。

三本账的叠加效应还延伸到了碳资产的增值变现。独山子石化的碳资产管理堪称经典：通过节能降碳改造和绿电替代，企业不仅实现了3930万元的履约成本节约，更积累了232万吨碳资产战略储备，单笔碳交易操作收益率达53%。这些收益，直接来源于绿电等减排措施所创造的“碳空间”。

这些实践说明：当碳有了价格，减排就不再仅仅是降成本，而是成为新的利润中心。

更深远的变化发生在油气企业的商业模式层面。当油田同时拥有油气资源和绿电资源，当它既能采碳又能减碳，当它的产品既有“油气味”又有“绿色标签”，油气企业就不再是一个单纯的油气生产商，而是一个综合能源服务商。

这种转型已经开始发生。塔里木轮南油田通过“光伏+余热+CCUS”的组合，实现了“零碳运营”，每生产1吨原油可减排二氧化碳8.11千克。这不只是生产方式的改变，而且是产品属性的根本变化。“负碳原油”本身就是一种差异化产品，在碳约束时代拥有更强的市场竞争力。

油气企业向综合能源服务商转型，面临的最大痛点不是技术，而是路径依赖。习惯了找油采油卖油的商业模式，对卖电、卖碳、卖服务感到陌生。

从更宏观的视角看，四本账的叠加效应正在塑造油气行业的一条长期增长新曲线。传统油气业务的增长曲线是勘探—开发—递减的周期规律，而绿电带来的增长曲线是投资—运营—增值的复利模型。光伏板寿命25年，储能系统寿命10~20年，而绿电的边际成本趋近于零。“这意味着，前期的资金投入在漫长的运营期内被逐年摊薄，而绿电带来的成本节约、碳资产收益、产品溢价却在持续累积。”许磊说。

这是一条前期投入大、追求长期回报、越跑越赚的增长曲线，与油气开采越采越少、成本越高的递减曲线形成对冲。当两条曲线叠加在一起，油气企业的整体收益曲线就变得更加平滑、更加可持续。

当成本账、安全账、碳账效益账在同一套体系中被同时优化，当降本增效、碳资产变现、商业模式转型在同一家企业里同步发生，“三桶油”在新能源浪潮下对自身的定位愈加清晰——不仅要主动构建新型能源体系，还要实现多能互补的综合能源供应者身份的华丽转身。