近年来，聚焦“双碳”目标，中国石化国内上游企业紧抓国家新能源产业发展机遇，高度重视可再生能源开发利用，大力发展风能、光伏、地热、余热、氢能等新能源业务，探索应用新能源技术，降低传统能源用量，走出了一条清洁能源规模发展之路，形成了低碳发展、绿能十足的新生态。

双向奔赴，“追风逐光”跑出加速度

发展风光电等新能源，对中国石化国内上游企业来说，是双向奔赴之举。一方面，井站、井场、厂区，以及闲置低效土地、自有电网，是“追风逐光”的有利条件之一。另一方面，上游企业既是产能大户又是耗能大户，构建以风光电新能源为主体的新型电力系统，既有利于降低生产成本，又符合绿色低碳、转型发展的要求。

国内上游企业充分利用满足条件的油区场站与闲置土地，依托油田电网、储能电站等资源，加快扩大风光电装机规模，统筹多能同步开发、互补应用，提升绿能供给能力，努力把油气田资源优势转化为发展优势。

2021年12月13日，胜利油田单体规模最大的分布式光伏发电项目——胜利发电厂灰场光伏发电项目投产，装机容量37兆瓦，年发电能力5000万千瓦时。

2022年4月3日，江苏油田建成中国石化陆上油田首台“大风车”——小纪风电机组，装机容量2.5兆瓦。

2022年10月28日，河南油田首批3台风力发电机组，总装机容量10.8兆瓦，全部发电并入油田电网。

2023年12月10日，西北油田最大光伏项目——塔河油田环保站、液化气厂光伏发电工程并网发电。项目装机容量11.16兆瓦，年发电能力1600万千瓦时。

国内上游企业“追风逐光”跑出加速度。目前，胜利油田油气生产用电“含绿量”突破20%；江苏油田建设风电机组11座、光伏电站161座，年发绿电能力达1.4亿千瓦时，今年一季度，自发自用绿电占比突破36%；江汉油田与专业公司合作，累计建设光伏电站46座，年发绿电能力达1.1亿千瓦时。

在场景应用模式方面，国内上游企业不断推陈出新，华北油气规模应用小型风光储一体化发电装置，为东胜、大牛地气田开发提供有力支撑；东北油气采用“风光互补+储能”方式，建设了中国石化上游首座碳中和储气库——孤家子储气库；西南油气充分利用办公楼屋顶开展光伏建设，先后建设了5个分布式屋顶光伏发电项目；上海海洋油气建成并投用光伏停车场，有近200个停车位和38个充电桩；华东油气在泰州采油厂广山中转站推广应用“太阳能+空气源”一体化技术，助力该站实现碳中和。

为提升新能源开发效益，国内上游企业充分利用信息化与智能化技术，有效解决新能源消纳调峰等发展难题，努力蹚出一条提质增效新路径。

胜利油田率先打造了国内油气领域首个具有自主知识产权的大型“源网荷储”一体化智慧能源系统。

江汉油田持续深化能源管控中心平台建设，拓展模块功能，深入实施参数优化、“削峰填谷”等措施，像运行油气产量一样运行电量，累计节电近2500万千瓦时。

河南油田加强与科研院所、高校等合作，建立油田新型电力系统仿真模型，研究风光发电的匹配性和功率互补性，油田绿电消纳能力提升50%以上。

江苏油田加强电网升级、电气化改造，完成曹庄至陈堡油区花3-5风机消纳专线、崔庄—范庄电网互联互通、沙埝油区沙7-8风机消纳专线改造工程，提升了新能源消纳能力。

集成应用，助力“油田”“热田”协同开发

热能领域的减碳对实现“双碳”目标具有重要意义。国内上游企业地热资源丰富、覆盖面积广，且部分废弃油井为转化地热开采提供了良好的资源条件。上游企业还拥有众多集输站库，采出液中含有大量的热能，通过创新技术和设备，将采出液的余热转化为有用的能源，可以实现能源的高效利用和环境的友好保护。

近年来，国内上游企业积极探索地热供能与油气生产相结合的发展模式，围绕油气田生产办公用热需求，大力推广“地热+”“余热+”集成应用，助力“油田”“热田”协同开发。一方面，各企业深入开展地热余热资源普查与评价开发，摸清家底实施可行性评价；另一方面，围绕地热余热规模化、效益化利用难点，积极开展科研项目攻关。

在地热资源开发利用方面，针对地热水回灌难点，胜利油田勘探开发研究院开展针对性攻关。通过运用砂岩热储地热资源可循环利用最优井网布局方法，胜利油田在海洋采油厂等部署实施地热资源开发利用项目，累计替代原油8550吨、减少二氧化碳排放7.7万吨。

苏油田矿业开发有限公司地热项目将关停的油水井改造为地热采水及回灌井，为扬州高邮国家农业科技园提供冬季温室保温服务，已连续运行6个供暖季，每年可向科技园提供超过540兆焦热能，打造了独具特色的“油田+现代农业”绿色发展样板。

在余热综合利用方面，各企业采取先进、环保、节能的采出液余热利用技术，实施“余热代气”改造，推进生产过程绿色低碳。

从现河乐安联余热利用项目、纯梁高青联余热项目到鲁胜余热项目，胜利油田先后形成余热代油代气、供热、供暖等多种利用模式，累计实施余热利用项目24个，年代气4400万立方米、供热能力225万吉焦。胜利油田自主研发的油田采出水余热综合利用技术获集团公司科技进步三等奖，被工信部纳入《国家工业节能技术装备推荐目录》。

河南油田下二门联合站采出液余热利用项目是中国石化最早实施的余热利用项目之一。该油田首次采用“板式换热器+热泵机组+蓄能调峰”等技术，最大程度利用采出液低品位余热，年可减少天然气用量210万立方米、减排二氧化碳4600吨。同时，充分利用稠油热采加热炉余热，采用烟气深度余热换热技术，年减少天然气用量约130万立方米、减排二氧化碳2800吨。

中原油田先后建成濮三中转站、文二中转站“余热+光伏”综合利用项目，用热泵提取采出液的热量替代加热炉加热原油，实现采出水余热利用多能互补，年减排二氧化碳5600余吨。

西南油气充分利用元坝净化厂余热资源，实施节能电机改造、闪蒸气回收、液力透平、凝结水回收资源化利用等节能项目，年减少燃料气消耗351万立方米。

从零突破，“氢”启未来新“碳”索

作为目前最具潜力的二次清洁能源，氢能产业正成为新能源发展的重点领域。

近年来，胜利油田、中原油田等企业大力推进能源结构优化，积极部署氢能产业，实现油田“绿电制绿氢”项目的新突破。

2023年5月28日，胜利油田石化总厂光伏发电电解水制氢示范工程投运，标志着胜利油田和东营市绿氢制供产业实现零的突破，预计年产绿氢123吨、减排二氧化碳2535吨。

围绕氢能产业发展，中原油田积极融入河南省“郑汴洛濮氢走廊”产业布局，加强消纳市场的开发，加快打造中国石化豫北地区绿氢供应中心。他们加大科技攻关力度，牵头开展中国石化氢能技术重大科技项目课题——“兆瓦级可再生电力电解水制氢示范”攻关研究，为绿氢产业发展提供技术保证。2022年12月25日，中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目在该油田成功投产。该项目采用质子膜（PEM）电解水制氢工艺，是现阶段与风电、光电耦合度较好的电解水制氢技术路线，以绿电制绿氢，生产出纯度为99.9998%的绿氢。

该项目拥有国内单套最大的质子交换膜电解水制氢装置，电解功率达到2.5兆瓦，制氢效率更高。配套建设的3.66兆瓦光伏电站，以及9兆瓦风电工程，年发电超2500万千瓦时。目前，光伏配套工程已同步并网发电，风电项目正在建设中。

“氢”启未来新“碳”索，中国石化国内上游企业正不断“碳”寻新路，培育新质生产力，绘就美丽油气田生态新画卷。