从算账可行到落地见效，油气企业面临着新挑战。

 

　　“绿色账”算得出来，未必走得出来。当越来越多的油气田试图从示范项目走向规模化推广，从试点探索走向常态化运营，四本账之外的现实障碍开始浮出水面。这些障碍不在账本上，却比账本上的数字更难应对。油气企业也因此面临着多维考验。

　　顽固的消纳难题

　　自2020年蓄力发展以来，油气企业发展一直面临一个关键性问题：消纳问题。这与风电、光伏发电的随机性和波动性有关，也与规模化的大发展有关。

　　塔里木油田新能源事业部经理李敏坦言，目前塔里木油田新能源发展的挑战之一就是绿电消纳问题。在风光资源丰富的地区，不仅存在高弃光率、低消纳率问题，还面临电价波动风险。光伏板在戈壁滩上晒着太阳发着电，却不能为近在咫尺的油田生产所用。这种“守着金山要饭吃”的窘境，并非塔里木油田独有。

　　消纳难，难在何处?中国石油规划总院高级专家王玉生给出了一个专业判断：“新能源发电在电力供应中的贡献越来越大，但受自身能源特性影响，风能、太阳能供应的不连续性和不稳定性，无法满足电网实时功率平衡要求，部分区域新能源消纳压力增加，弃风弃光比例提升。”这句话点透了问题的本质——绿电的“脾气”是波动、间歇、不可控的，而油气生产对电力的需求是连续、稳定、不可断的。这二者之间的不匹配，正是消纳困境的技术根源。新疆油田在转型实践中系统剖析了五大不匹配：稳定用能与新能源波动、供热成本与替代技术经济性、新能源消纳与电网调峰、负荷特性与储能性能、协同优化与调控能力。这五对矛盾，每一对都是一个结。

　　更棘手的是政策层面的“路障”尚未完全清除。2025年底，国家能源局印发的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》明确了“推动绿电直连等新能源就近消纳新业态健康可持续发展”。

　　政策方向已定，但落地细则迟迟未能跟进。大庆油田中油电能公司战略发展部经理秦福涛指出了几层现实困境：实施细则有待进一步明确——存量负荷未来能否建设绿电直连、多余电力能否上网、自发自用比例的界定标准是否清晰，这些问题都缺少细化的操作指引;电网利益协调难——过网费是主要阻碍，绿电直连触动现有电力交易格局，发电方、电网、用户三方利益难以协调。这些“体制性障碍”，不是企业自己能够突破的。

　　投资经济性则是另一道绕不开的坎。绿电直连需要配套建设变电站、升压站等完整配电系统，专线建设投资费用较高，为线路运维增加成本。储能系统成本虽然持续下降，但对于大规模消纳而言，配储比例每提高一个百分点，项目整体投资回报率就可能下滑一个档次。有业内专家指出：输电能力不足，储电成本高昂，都限制着油气企业对绿电的消纳。一个西部油田的光伏项目负责人算过一笔账：在午间光伏发电量大的时段，油田用电负荷只有夜间峰值的一半，但储能容量又不足以完全吸纳多余电量，结果只能眼睁睁看着阳光白白浪费。

　　不过，消纳难题并非无解。江汉油田的实践提供了一种“源荷互动”的解题思路。在江汉油田水电分公司电力调控中心，调控员紧盯大屏幕上的光伏出力曲线，科学测算线路的绿电消纳能力，设置“消纳警戒线”——当光伏出力逼近警戒线时，提前介入，动态调整运行方式。2026年一季度，江汉油田光伏发电消纳率达到了100%。

　　政策层面也在酝酿解题思路。2025年，国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号)，首次从国家层面明确“绿电直连”模式的规则框架;2026年4月27日，国家能源局新能源司副司长潘慧敏表示：“近期，我们在单用户绿电直连政策基础上，研究制定了多用户绿电直连政策，允许新能源通过专线向多个用户直接供应绿电，相关政策将于近期发布。”

　　在有望“绿电直连”的大背景下，塔里木油田正联合国家电网、独山子石化等企业，探索通过直连线路向独山子石化塔里木120万吨/年二期乙烯项目直供绿电的路径。如果项目顺利落地，每年发出的清洁电力将直接注入产业链，既能保障新能源利用率稳定在高位，又能为化工企业提供可溯源的绿色动能。

　　协同壁垒亟待突破

　　油气企业往往拥有很长的产业链。当绿电试图从油田的自留地走向炼厂的生产线，从油气行业的内部协同变成跨行业的协同战，壁垒开始出现。从“三桶油”内部来看，油田与炼厂虽同属一个集团，但因业务的不同，两者的关注点也不同。“油田关心的是油采没采出来、成本降没降下去，炼厂盯着的是装置开没开满、产品卖没卖好。”许磊说。绿电、绿氢、二氧化碳这些资源要在二者之间流动，谁来建管道，谁来运维，中间损耗算谁的，减排收益归哪家?这些具体的问题，背后是权责划分和利益分配机制的空白。有业内人士发出疑问：“油田把绿电卖给炼厂，价格怎么定?按网电价还是按成本加成?卖便宜了油田吃亏，卖贵了炼厂不干。没有一套公允的定价机制，这个事就只能停留在友好协商层面。”

　　更微妙的是，油田和炼厂分属不同的管理体系，考核指标各不相同。因此，绿电、绿氢的互供，在谁的账上算成绩、在谁的账上算成本，至今没有明确答案。

　　如果说内部协同是“兄弟分家”的难题，那么行业协同就是“跨界联姻”的考验。油气、电力、化工各有各的标准体系，各有各的主管部门，各有各的游戏规则。中国光伏协会徐翔宇坦言：“最大的困扰来自技术标准的冲突。油气开采和新能源发电各有各的标准体系，就像两个不同频道的对话，需要反复磨合。”这种“频道冲突”在每一个跨界项目中都会上演——油气行业的防爆标准、化工行业的安全规范、电力行业的并网要求，三者之间缺乏互认机制，导致项目推进时多头审批、反复修改。

　　怎样在油气企业的产业链中深度嵌入绿电并深入融合发展，成为“三桶油”急需解决的难题。中国石油天然气股份有限公司规划总院高级专家刘秀如描述了这样一种未来绿电低碳化工园区的应用场景：通过油田和炼厂之间的绿电、绿氢、二氧化碳等资源能源互供，推动油田和炼厂碳捕集利用与封存与提高石油采收率(CCUS-EOR)一体化发展，推进原料的绿色化、低碳化和循环利用。通过这样一体化发展，不仅可以逐步提升炼化企业电气化率，提高绿电、绿氢消纳比例，构建“绿电+绿氢+化工新材料”融合发展的绿色化工产业链，还可以实现绿电绿氢延长产业链、化工新材料补足产业链。

　　这无疑是打通“三桶油”产业链绿电融合的一种思路。

　　“通过以园区为框架，进行各产业的协商，可以有效解决壁垒问题，带动低能耗、低污染、高附加值的新兴产业发展，打造油气领域新质生产力。”徐翔宇对上述观点表示肯定。他建议在氢能、储能、碳捕集与利用等交叉领域出台统一的技术标准和规范接口，有助于发挥风、光、氢、储等多能融合项目的协同效应。

　　“示范好看”却“复制难”

　　绿电应用不能仅仅当作展示的“盆景”，而要推广复制，使之成为一片“森林”。但真正面对条件各异的各个企业，才发现成功经验不能简单地进行复制、粘贴。

　　玉门油田的6个光伏项目、吉林油田的21万千瓦风光装机、塔里木油田的260万千瓦集中式电站……单个看，每个示范项目都交出过漂亮的成绩单。但还有另一组数据：同样是边远井场，这个油田的A井场“光储直柔”三年省了900万元，另一个油田的B井场却因为光照条件不同、距离电网远近差异，投资回收期翻了一倍。

　　这正是绿电经济性的第二层面：资源禀赋差异，决定了别人家能省的钱，你未必省得了。根据国网新能源云平台，新疆维吾尔自治区2026年度光伏项目竞价出清电价降至0.15元/千瓦时;而四川盆地多云多雾，同样一块光伏板，发电量可能只有新疆的一半。更尴尬的是供需错位：最需要绿电的地方，往往风光资源并不突出;风光资源最好的地方，又往往是电网覆盖相对完善的区域，绿电替代的边际收益有限。李敏指出，这种错位，让规模化复制从一开始就面临着“好做的先做了，剩下的都不好做”的难题。

　　这个难题被业内称为边际成本递增困局。

　　第一个场站改造时，可以选择最优位置、最佳朝向，光伏板铺在最开阔的地方，储能配到最经济的比例。但到了第100个场站，好位置已经被占完了。每多改造一个场站，边际投入就多一分，边际收益就少一分。

　　此外，储能配套带来的成本压力更是不容忽视。许磊指出，现阶段储能系统成本偏高、效益释放较慢，进一步推高了项目投资门槛。有西部油田的项目负责人算过一笔账：一个10万千瓦的光伏电站，如果不配储能，投资回收期大约6~7年;配了20%的储能，回收期延长到9~10年;配到50%的储能，回收期可能超过12年。而油气生产对供电连续性的要求，又决定了储能不能不配、配少了不够用。这种两难困境，在西部某油田的实践中体现得尤为明显——储能成本虽然在持续下降，但对于大规模推广而言，配储比例每提高一个百分点，项目整体内部收益率就可能下滑一个档次。

　　然而，当前，绿电的规模化不是一道选择题，而是油气行业转型的必答题。许磊指出，如何回答好这道题，取决于企业能否在资源评估、场站筛选、储能配置上找到次优解;取决于能否在边际成本递增的曲线上，找到那个临界点。这需要在储能的“不得不配”与“配不起”之间，找到技术与经济的平衡点。

　　“石油大脑”需要“电”思维

　　如果说资源约束是“能不能建”的问题，盈利挑战是“值不值得建”的问题，那么人才的短板，则是“能不能持续建下去”的问题。这道软约束看似无形，却直接决定了绿电业务能否走向长久发展。

　　人才短缺是传统能源企业绿电转型中最隐蔽的瓶颈，“石油大脑”装不进“新能源身体”，并非戏言。江苏油田工程与设备管理部经理李凡磊认为，传统油气企业在发展绿电时面临着新能源技术与人才的短板，尤其是油气+新能源复合型人才短缺。具体而言，“三桶油”面临三类人才的紧缺。第一类是新能源与低碳技术领军人才，包括CCUS、绿电替代、氢能开发、储能技术等领域的核心研发人员。第二类是数智化复合型人才，既懂油气勘探开发又精通大数据、人工智能，能够将数字技术深度融入新能源调度与消纳全链条。第三类是掌握电力市场交易规则的专业人才，既懂电价政策又懂金融结算的复合型人才。

　　面对这一困局，“三桶油”正在探索破解之道。中国石油的做法是“物理隔离+决策权下放”——2022年成立深圳新能源研究院，作为独立法人、集团直管，院长签字即可决定项目，大幅缩短了决策链条。中国海油则采用“一把手工程”的思路——2024年下半年，张传江从中国大唐集团调任中海油董事长，成为“三桶油”首位有电力系统背景的一把手，上任后聚焦深远海风电，发挥海洋工程优势。

　　除了组织变革，人才培养体系的创新同样关键。胜利油田通过内部强化人才培养和外部持续加大学生招聘力度相结合，集中专业技术力量，快速打造一支复合型新能源人才队伍，积极面对上述问题与挑战。

　　江苏油田2025年9月启动创新工作室联盟，集合17个工作室、成员逾200人，覆盖采油、作业、工程、新能源等各领域，每年拿出100万元支持技能攻关。与此同时，江苏油田还积极携手科研院所协同创新，借力外部资源攻关关键技术。

　　从石油大脑到新能源思维，从单打独斗到政企学研协同，人才与政策的“软瓶颈”正在被逐一突破。“三桶油”的绿电转型，需要的不仅是技术上的攻坚，更是组织机制、人才培养和政策生态的系统性重构。

　　绿电不再只是油气主业之外的补充点缀，而且是贯穿产业布局、重塑业务逻辑、引领战略转型的重要脉络。在这一过程中，“三桶油”跳出了传统油气生产商的固有标签，在油电协同、绿能迭代中完成角色跃迁。挑战仍在，但绿电在油气企业历经自发自用、源网荷储到多能互补的层层跨越，正在重新定义“三桶油”的未来发展形态。

　　责任编辑：赵 玥