近年来，新能源作为中国石化集团公司“一基两翼三新”产业格局的重要组成，也是推动油田绿企创建、能耗调整、绿色低碳、高质量发展的重要途径。“十三五”以来，油田新能源产业发展从无到有、从小到大，迈出了坚实一步，取得了较好成效，为油田加快实现碳中和奠定了坚实基础。本文重点围绕如何进一步加快油田新能源产业发展，从几个方面进行思考和论述。
取得的成效

按照“余热利用打造品牌，地热开发因地制宜，光伏发电就地消纳”的思路，截至2020年底，共建成光伏发电、余热利用和地热供暖等7类新能源项目72个，供热装机规模84.3兆瓦，年代油9200吨，年代气3800万方，年供热能力222万吉焦；供电装机97兆瓦，年发电能力12000万度；年节约标煤11万吨，年减排二氧化碳29万吨，实现了节能、减排、增效，为油田绿色低碳发展作出积极贡献。
 
围绕支撑保障，形成了具有胜利特色的开发方式

近年来，胜利油田把新能源发展作为高质量发展的重要增长极，发挥资源、技术、人才优势，加快地热、余热、太阳能等新能源开发利用，形成了适应油气生产场景的五大模式序列，为上游企业开发利用新能源提供了胜利方案。一是站库余热资源高效利用模式。先后形成余热代油代气、供热、供暖等多种利用模式，实施余热利用项目22个，年代气3800万立方米，年供热能力175万吉焦，节标煤5.6万吨、碳减排12万吨。二是闲置土地光伏发电自发自用模式。本着就地消纳、自发自用的原则，发挥闲置土地资源和自备电网优势，在站库内部、井场空地多种应用场景下建设光伏发电项目 21个，装机规模96.6兆瓦，年发绿电1.2亿千瓦时。胜利电厂37兆瓦、石化总厂6兆瓦项目已进入实施阶段。三是矿区生产、办公区域地热冷热联供模式。结合矿区生产、办公用热需求，利用东营地区丰富的地热资源，采用地源热泵冷热联供、地热尾水同层回灌技术，实施浅层地热项目14个，深层地热项目1个，供暖面积26.3万平方米，年节标煤1.6万吨、碳减排4.1万吨。四是油气生产用热“光热+”替代模式。针对油气生产传统用热高能耗、高风险的现状，开展“光热+”技术研究，建成项目10个，替代燃气加热炉、电加热等传统用热设备36台套，以新能源替代化石能源，推动实现生产用能清洁化转型。五是井组“光伏+直流母线”多源微网模式。优选油井相对集中区域，研究应用“光伏发电+直流母线”多源微网技术，直流母线集中供电、峰谷互补，光伏发电互馈共享、就地消纳，实现降耗增效、降本减费，共投产项目4个。
围绕技术引领，研发了具有胜利特色的系列技术

通过加强科技攻关研发、成熟技术引进推广，逐步形成了具有胜利特色的生产用能、清洁能源供电、办公生活供冷供热等三大技术体系、各类技术二十余项。一是发挥油田余热资源优势，研究形成采出水余热利用系列技术。通过换热器提取采出水余热，经热泵升温后用于油液加温、站库供暖。《油田采出水余热综合利用技术》被国家工信部纳入《国家工业节能技术装备推荐目录》；低品位热源高效利用技术、采出水直进热泵技术、在线胶球清洗等技术填补了国内相关领域空白，走在石油石化行业前列。二是结合油区用能特点，研究形成多能互补技术。采出水余热+光伏多能互补，根据采出水伴生地热利用系统耗能实际，结合集输站内闲置屋顶、场地有利条件，实现光伏发电系统自发自用，就地消纳，余电上网，多能互补，提高项目整体经济性。2019年1月，乐安联“采出水伴生地热+光伏发电”多能互补项目通过国家能源局地热专标委审核，被评为“地热能开发利用标准化示范项目”。在营二井区域建成投产的“风、光、热、储+多源微网”多能互补项目，打造了多能互补的综合能源供应体系，盘活11.6万平方米土地，年发电能力872万千瓦时，年节标煤1079吨，实现碳减排9189吨，等效植树量46万棵，对胜利油田能源消耗结构调整有着重要的示范引领作用。三是结合油气生产传统加热需求，研究形成了传统加热设备替代技术。初步建立了燃气加热炉和传统电加热装置的“五种替代模式”。分别是余热利用替代集中加热设备、地热利用替代集中加热设备、“光热+”替代分散加热设备、“电磁感应加热/空气源热泵”替代分散加热设备、工业余热+移动输送替代分散加热设备。

围绕提质增效，探索了具有胜利特色的运营模式

经过近年来的不断探索，根据新能源业务实际和队伍特点，统筹谋划、精准施策、科学运行，逐步形成了石油石化行业上游板块新能源开发利用的运营模式。一是创新构建了“各显其能”的服务联合体。本着“专业人干专业事”的原则，分别与电力分公司、热力分公司、胜利发电厂签订战略合作协议，借助各单位技术、人才、资质等资源，拓展“服务联合体” 建设，共同推进新能源项目建设。二是创新了“双池双选”的人才使用方法。把有技术、有能力、有意愿参与新能源项目建设的各类人才，统一纳入“人才池”管理；需要解决的各类项目、问题纳入不断更新、变化的动态“项目池”管理。通过“人才选项目+项目选人才”，实现人力资源的最优化配置，推动项目建设高效运行。三是创新实施了“分段管理”的代建代管模式。由于人员不足，难以实现现场监督管理的全覆盖。对此，优选管理难度大、专业要求高的新能源项目，委托油田地面工程建设监督中心，负责项目建设施工现场全过程管理，发挥地面工程建设监督中心专业监督力量，进一步提升项目建设质量效率。

出现的问题

产业发展规模不足。一是发展速度有待提升。总的来看，油田新能源业务与现有业务的绿色发展，与新科技新模式的融合发展还很不充分。已投产光伏项目分布散、规模小、单瓦造价高，盈利空间小的问题比较突出，地热、余热项目也未形成产业规模，以新能源产业化发展的规模效益助力主业发展的作用发挥还有很大差距。二是发展模式需要创新。目前，新能源项目主要采取油田自有投资模式，在项目审批、物资采购、工程建设等方面审批流程还比较复杂、项目运作期长，与光伏、风电等产品迭代快、产业时效性强的新能源行业特征不够匹配。三是发展合力尚未形成。开发单位作为用能主体、电网作为消纳主体，支持新能源发展的积极性和主动性仍需提高，推动新能源产业发展的激励、考核体系有待优化和完善。
 
观念转变有待加强。一是有的单位思想转变不够深入。对集团公司“一基两翼三新”产业格局的认识不够充分，观念引导不深入，算小账不算大账的现状没有根本性变化，没有站在全油田的高度看待新能源产业发展，注重局部效益，忽视整体效益；注重经济效益，忽视环保效益。二是基层管理人员思想认识不到位。对“新能源就是主营主业”的理念理念还没有真正树立起来，对油田支持新能源、鼓励新能源、大力发展新能源的部署、政策和导向理解不深不透，对新能源发展是必行之举的认识不够深刻。
 
配套机制仍需完善。一是价格体系需进一步明确。新能源项目实施过程中，余热利用项目节约天然气的结算价格、供热价格没有明确规定，目前需就单个项目与用能单位进行多次协商确定，时间长、效率低，影响项目推进。二是评价机制需进一步调整。虽然国家、地方、总部对新能源持支持态度，大力扶持产业发展。但由于新能源项目多为微利项目，现有技术条件下，很多项目难以通过集团公司效益评价，在一定程度上制约了产业发展。比如：余热、光热利用项目，受天然气价格、回收难度大等因素影响，造成余热利用、光热替代加热炉等项目效益评价难以达到8%；浅层地热项目，单项目主体效益可达8%以上，但配套地面破拆、场地恢复后，难以通过效益评价。需与房屋改造、地面基建改造同步考虑、同步实施。
 
政策环境影响较大。一是光伏发电方面，目前东营市未纳入国土空间规划的光伏项目原则上不予备案，且明确东营市城区、主干道路两旁禁止建设光伏项目；滨州市暂停风电、光伏项目的备案、审批和建设，对油田规模化推进光伏发电带来不利影响。二是地热开发方面，目前深层地热需依靠合资公司进行推进，目前受东营地区供热规划、补贴政策等影响，暂无具体项目落地。浅层地热项目需与地面改造、楼宇供暖设备更新同步进行，否则难以通过8%效益评价。地热开发方面，建议将地面破拆、楼宇设备改造费用予以考核认可，不纳入新能源项目建设效益评价依据。

如何解决存在的问题

随着油田新能源开发进入新阶段，比这提出五点建议：一是必须坚持资源统筹一体化。改变过去二级单位单打独斗的运营模式，由油田层面统一集中运作，统筹油田资源、人才、装备优势，集中优势力量，将新能源同油气生产统一部署，统一协调，统一推进。二是必须坚持体制机制市场化。三是必须坚持建设运营专业化。坚持“专业的人干专业的事”，做实专业化管理职能，拓展新能源项目全产业链服务联合体建设，打造新能源专业化建设、管理、运营、服务商，推进项目管理提质提效。四是必须坚持服务创效社会化。坚持两条腿走路、工业与民用并重，立足社会大市场，加大东营地区新能源业务拓展力度，积极承接东营地区新能源项目建设、运维，着力塑造胜利新能源社会化品牌形象，建设绿色油田，打造美丽东营，彰显央企引领，体现胜利担当。五是必须坚持能源调控信息化。做到新能源与传统能源“一盘棋”，依托物联网、大数据，扩展油田能源管控系统，建设集生产监控、能流分析、绩效评估、运营管理、内部碳交易于一体的智慧能源管控平台，构建多能互补综合能源协同发展体系，实现一体化统筹、智能化调控、信息化提升，推动油田整体能耗结构优化调整。

几年来，胜利油田用开拓的视野、创新的思维、实际的行动验证了新能源产业能行、可行、必行，不仅是对国家绿色低碳发展战略的创新实践，更是对油田能耗结构调整、实现转型升级的关键举措，还为石油石化行业污水余热等新能源开发利用提供了样板工程，做到了一以贯了，久久为功，实现了走在油田行业前列，未来发展大有可为，前景可期。