问：新能源上网电价市场化改革将对油田企业产生哪些影响？油田企业面临哪些机遇和挑战？

倪承波：新能源上网电价市场化改革既是挑战，也是油田通过市场化机制优化资源配置、降本增效、提升竞争力的机遇。胜利油田是传统能源企业向新能源领域转型的先行者，目前在油气生产过程中自发和外购绿电占比达到23.4%。胜利油田已投运460兆瓦光伏，年发绿电6亿千瓦时，全部接入油田内网自发自用，未受到市场化改革影响。但目前在储能设施未整体布局的情况下，油田自身消纳能力已达上限，未来新开发项目正面临自身消纳能力不足和上网全面市场化交易的双重挑战。油田要主动求变，通过设备更新改造、智能化运维、风光功率和负荷预测，以及柔性生产等一系列技术和管理手段降低运营成本、提高利润。胜利油田、新星公司、东营市能源集团合作开发的300兆瓦风光大基地项目应加快建设进度，在政策调整期6月1日前完成并网，否则将受到影响。新能源上网电价市场化改革首年，在山东、甘肃等电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，电价可能略有下降，项目收益会降低。但由于存在“多退少补”的差价结算机制，纳入机制的新能源电量电价有一定保障，新能源项目的电价在短期内不会出现大幅波动。

新能源上网电价市场化改革既是挑战，也是油田通过市场化机制优化资源配置、降本增效、提升竞争力的机遇，也对油田等传统能源企业提出了成本管理与业务转型的双重挑战。

王教波：新能源上网电价市场化改革有助于建立倒逼机制促进新能源发电效率提升，有助于优化资源配置与区域协同，有助于推动储能调峰能力提升，同时，也面临光伏项目收益率下降的风险和挑战。随着河南省新能源装机容量扩增，电网平衡能力受到较大挑战。一是新能源发电存在间歇性、电能质量不稳定的现象，需要进一步加强新能源高比例接入后的电网安全治理；二是电网综合管控跟不上新能源发展节奏，急需加快推动源网荷储一体化建设进程，通过优化控制、提升消纳能力，实现源网荷储友好互动。

蒋学军：新政策将重构电力市场运行规则，对油田等传统能源企业提出成本管理与业务转型的双重挑战。对油田企业来说，成本波动倒逼转型，新能源布局需进一步提速增效。在新能源电力市场化的背景下，油田企业面临电费支出波动风险，与此同时，电网调节成本上升也将通过电价传导至用户端，进一步考验企业经营管理水平。新能源上网电价市场化是电力市场规则的调整，将推动传统能源企业向综合能源服务商转型。政策倒逼下，油田企业需在成本管控、技术升级与新能源布局间找到平衡，而电力系统灵活性的提升将为全社会新能源消纳打开空间。

黄 涵：新能源开发面临的挑战和机遇主要表现在：省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，绿电交易价格市场形成机制变动较大，如何研判和评估绿电交易价格走势，需深入跟进研究；增量项目执行市场化交易电价，交易的不确定性导致项目收益不确定，相关项目经济性评估和收益测算模型需重新调整；市场化价格机制为储能发展提供了契机，如何依托江汉丰富的地下盐穴资源开发建设压缩空气储能项目，推动储能在油气上游规模化应用，为储能在电网侧和油气勘探开发用户侧多场景应用带来契机。

刘彦生：深化新能源上网电价市场化改革，一是有利于推动新能源行业高质量发展；二是有利于促进新型电力系统建设；三是有利于油田企业及时补足自身短板。

问：油田企业如何优化资源配置，促进新能源高质量发展？

倪承波：油田企业应发挥好自有土地、电网、消纳资源优势，经营好两个主体，一个是发电主体，另一个是用电主体。作为发电主体，一是要创新市场化交易模式，充分盘活油田井场、站库、农业基地等土地资源，紧跟国家政策，适时建设风光发电项目，探索与油田周边工业园区、化工企业签订长期购售电协议。二是争取绿证、碳权等绿色环境收益，进一步完善项目信息，确保项目纳入国家可再生能源信息平台，满足绿证核发条件。未来通过分项计量精准统计自发自用与上网电量，按月申领绿证，并通过交易平台出售，获取收益。作为用电主体，新政策的出台更加凸显了用电负荷就是宝贵的资源，2024年胜利油田油气生产直接用电量达到52亿千瓦时，自备发电机组发电量达到40亿千瓦时，未来绿电需求还将持续增加。油田企业要做好电价、发电功率、负荷预测分析，同时要充分利用自备电厂深度调峰资源，做好自备电厂、新能源发电与油气生产负荷、不同电价区间多维度实时互动，实现油田整体用能经济效益最优。

油田企业应发挥好自有土地、电网、消纳资源优势，经营好两个主体，一个是发电主体，另一个是用电主体。应从能源结构调整、技术升级和创新赋能等方面寻求破局。

蒋学军：油田企业应从能源结构调整、技术升级和创新赋能等方面寻求破局。在能源结构转型方面，要进一步加快新能源建设步伐，促进企业节能降耗、绿色发展。在技术升级方面，要通过建立电费实时监控体系、应用大数据预测电价走势，并结合分时电价优化用电负荷。在创新赋能方面，要加速构建智慧能源系统，通过物联网、人工智能技术实现电力调度智能化和变电值守无人化。

黄 涵：江汉油田新能源业务覆盖湖北、重庆、山东、陕西等省直辖市，要重点跟踪和应对区域性配套政策的差异，因地制宜制定新能源开发策略。要构建电碳交易与技术支持体系，在光伏、风电、储能、氢能、电碳交易等领域建立储备人才库，进一步提升适应市场规则和竞价机制的实操能力，逐步建立与油气生产负荷曲线相适配的算法模型，以最优方式开展绿电交易，提升油气生产绿电占比。要加大油气勘探开发与新能源融合发展技术创新攻关力度，围绕“源网荷储”技术路线重点推进油气产能建设项目配套的低成本光热利用、综合能源智慧管控等工作，提高新能源发电功率和油气生产用电负荷适配预测精度，提升储能深度调峰、用电负荷与价格波动实时互动一体化运营能力，实现油田绿色低碳高质量发展。

问：新能源上网电价市场化改革后，怎样协同发展储能技术？

王教波：从技术层面来看，目前电化学储能技术在储能控制、电芯等方面相对较成熟，但电芯发展仍处于技术快速迭代升级的过程中，电化学储能技术和造价仍有进一步提升空间，建设成本有待进一步下降。在超级电容储能、空气储能、熔融盐储能、机械储能等领域，技术有待进一步突破，目前造价仍较昂贵。从市场层面来看，现货市场价格波动加剧，储能可通过“低储高放”获取价差收益。碳市场扩容后，新能源+储能的低碳属性可转化为额外收益，但电价整体的改革对储能的效益影响较大，需要多方位进行成本收益研究。储能对新能源高质量发展的推动主要表现为，一是有助于提升区域电网调峰能力，进一步确保电网供需平衡；二是通过储能调峰能力建设，有助于进一步提升电网绿电接纳能力，解决新能源发电不稳定问题。

问：油田企业如何利用自身资源优势，更好地参与新能源市场化交易？

倪承波：一是聚焦源网荷储一体化发展，保障油气生产。新能源上网电价市场化改革后，短期看电价波动加剧，但储能可成为重要调节工具，通过峰谷套利降低收益波动。要充分发挥源网荷储一体化优势，提升自身系统调节能力，抵御市场波动带来的风险。二是构建区域能源共同体，提高抗风险能力。胜利油田联合风电、光伏、储能企业，深化油企合作；与山东能源集团加强风电战略合作，拓展海上油田绿色发展空间；联合地方企业继续开发建设国家风光大基地项目，打造绿色生态油区；与宁德时代共建零碳园区，支持油田页岩油压裂开发、网电钻机等电气化设备规模化应用，实现油田长期绿色高效开发，为油田增绿、降碳、提效益作贡献。

王教波：油田企业应关注政策变化，及时调整新能源发展方向，在政策允许且电网消纳能力有保障的情况下，逐步推动受电价政策影响较小的风电项目建设。加快多元化储能建设，提升区域电网消纳能力，发挥集团公司技术储备优势、地下资源优势，进一步拓展新型产业发展空间、同步推动消纳能力建设，实现企业多元化发展，逐步改变能源依赖型企业的现状。

刘彦生：为更好地利用改革带来的“红利”，油田企业一要在满足自身需求的前提下，做好政策研究和市场需求调研，做好经济评估，在确保效益的前提下开展新能源投资建设，实现新能源项目可持续有效益发展。二要加强交易策略研究，培养专业交易人才，提高交易水平，有效应对市场变化。三要坚持多条腿走路，加快采出水余热利用、废弃油水井改地热等项目建设，因地制宜发展深地空间、CCUS、地热等新兴产业，扩大风光电储自发自用规模，积极推动“油田”变“热田”，努力打造“油气+新能源”发展双赢格局，推动新能源建设健康有序发展。

问：中国石化作为用能大户，如何推动绿色电力生产与消费，助力实现“双碳”目标？

梁海军：中国石化既是产能大户又是用能大户，每年的电量消费约730亿千瓦时。为早日实现“双碳”目标，中国石化高度重视能源生产与消费的绿色低碳转型，通过多措并举、重点布局，持续提升绿色电力的生产与消费水平。

加大新能源发电项目开发力度。中国石化充分发挥系统内一体化优势，结合各地资源和政策实际，加大新能源发电项目开发力度，加快推进风光新能源基地建设，通过整合资源、优化布局，依托现有油气田、炼化基地等，建设了一批风电、光伏发电示范项目。同时，积极推动绿电制氢、绿氢炼化等应用示范，为推动我国能源结构转型和可持续发展提供了有力支撑。

中国石化作为用能大户，应加大新能源发电项目开发力度，积极参与绿电交易，购买绿色电力，探索绿电转化为绿热等新用途。

积极参与绿电交易，购买绿色电力。在绿电交易试点启动后，中国石化迅速组织下属单位参与交易。截至2024年，中国石化累计购买绿电32.8亿千瓦时，在中央能源企业绿色电力消费中位居前列。绿电交易已成为中国石化实现绿色低碳转型的重要举措。

探索绿电转化为绿热等新用途。中国石化积极探索绿电多用途转化，特别是在北方地区，利用电力交易中的低价谷电等绿电，通过储能蓄热供暖设备与地热供暖耦合，为居民提供清洁供暖。在炼化厂区，绿电可通过电锅炉直接提供高温高压蒸汽，或通过熔盐储热等技术转化为热能储存，在需要时释放使用。炼化厂区对蒸汽的需求量巨大，通常达每小时千吨，温度从180摄氏度到接近500摄氏度，绿电转化为绿热的需求潜力巨大。

（于 佳 常换芳 贺宇慧 王庆辉 杨静丽 谢 江 李如飞曾 丽余治勇 整理）

数字点击

截至2024年，我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，占全国电力总装机容量的40%以上，首次超过火电装机规模。

中国石化累计购买绿电达32.8亿千瓦时，在中央能源企业绿色电力消费中位居前列。

知识链接

我国新能源电力市场发展的三个阶段

第一阶段：2018年以前——政策扶持与补贴推动起步

国家通过政策和补贴大力扶持风电、光伏等新能源产业发展。由于新能源发电成本较高，与传统能源竞争的能力较弱，政府通过补贴机制鼓励企业投资新能源项目，推动产业规模化发展。这一阶段的主要任务是培育市场，为新能源技术的成熟和成本的下降奠定基础。

第二阶段：2019~2024年——成本下降与市场化探索

这一阶段，新能源发电成本大幅下降，风电、光伏等逐步摆脱对补贴的依赖，开始与传统能源展开直接竞争。国家也适时取消了新能源补贴，推动新能源进入市场化发展阶段。然而，随着新能源装机规模快速扩大，一些问题逐渐暴露。比如，消纳能力不足，新能源发电的间歇性和波动性对电网消纳能力提出了更高要求；电网稳定性面临挑战，新能源占比不断提高对电网稳定运行带来了压力；市场化机制不成熟，新能源参与电力市场的机制尚未完全建立，市场化交易仍处于探索阶段。

第三阶段：《通知》出台后——全面市场化与新型经营主体入市

《通知》的出台标志着新能源电力市场进入第三阶段。这一阶段的核心特征是新能源和新型经营主体全面入市，风电、光伏等新能源发电主体参与市场化交易，推动新能源从“保量保价”向“报量报价”转变。《通知》的出台为新能源电力市场的发展带来了深远影响。一是完善了市场化交易机制，通过推动新能源参与市场化交易，电价逐步由市场供求关系决定，促进了资源的优化配置。二是新型经营主体进入市场，鼓励更多市场主体参与新能源电力交易，增强了市场的活力和竞争力。三是消纳能力与电网稳定性提升，通过市场化机制，新能源发电的消纳能力和电网稳定性得到进一步提升。