为落实集团公司党组关于构建多能互补的绿色能源供给体系，打造绿色低碳竞争力的部署要求，本版将以加快建设绿色能源供给体系为主题，以传统能源与新能源多能互补、深度融合发展为主线，陆续推出化石能源清洁化、清洁能源规模化、多种能源综合化系列专题报道，敬请关注。

　　近年来，中国石化坚持以习生态文明思想为指导，把绿色低碳发展摆在践行“两个维护”的政治高度、摆在事关公司生存发展的战略高度来谋划推进，主动顺应绿色发展潮流，深入开展能效提升计划和绿色企业行动，统筹推进碳达峰八大行动，加快构建清洁低碳能源供给体系，推动产业转型升级，持续提升绿色低碳竞争力。

　　在绿色发展理念的推动下，中国石化国内上游企业主动作为、积极应对，不断提高化石能源清洁化、低碳化水平，不断提高能源资源利用效率，最大限度减少污染物和温室气体排放，同时积极布局新能源业务，不断提升绿色低碳竞争力，让绿色洁净成为企业发展的鲜明底色。

　　今年政府工作报告明确提出：强化能源资源安全保障，加大油气、战略性矿产资源勘探开发力度。

　　在我国能源结构中，化石能源发挥着“压舱石”和“稳定器”的作用。去年以来，中国石化国内上游企业紧盯七年行动计划和“十四五”规划目标，大力实施增产降本创效攻坚行动，实现油气储量箭头向上、原油稳增长、天然气快上产。

　　胜利济阳页岩油国家级示范区建设高质量推进，塔里木盆地顺北中部新区带、鄂尔多斯盆地深层煤层气、苏北页岩油、四川致密油气和海相页岩气、西部山前带等领域勘探实现战略突破，川西合兴场致密气、顺北8号带超深层等领域实现规模商业发现。从渤海之滨到西北大漠，从四川盆地到松辽盆地，上游企业为保障国家能源安全交出了一份优异答卷。

　　“双碳”目标下，能源低碳化转型的前提是供应安全，而能源供应多元化和多渠道是确保安全的有效途径。天然气是清洁低碳的化石能源，在环境保护和应对气候变化及绿色低碳转型中发挥着重要作用，是新能源共生共荣的“最佳伴侣”，在碳中和进程中，加快推进天然气大发展势在必行。

　　2023年，涪陵页岩气田焦页6-2HF井产量突破4亿立方米，创全国页岩气单井累计产量最高纪录；大牛地气田气量超30亿立方米，连续11年实现硬稳产，通过对低产、低效井综合治理，增产气超4000万立方米；川西合兴场须二段新类型致密气勘探取得重大突破，高效落实探明储量1330亿立方米，推动了川西深层须家河组致密气规模增储建产。

　　这组振奋人心的数字背后，是中国石化全力增强天然气保供能力的积极作为。近年来，中国石化国内上游企业大力实施“稳油增气”，推动天然气产量快速增长。天然气占国内油气产量当量比重显著提升，能源结构进一步优化。

　　据测算，以煤的温室气体排放系数为标准，燃料油的排放系数为煤的2/3、天然气的排放系数为煤的1/2。在化石能源短时间无法被完全取代的背景下，天然气成为当前减碳的利器。推动天然气大发展，减碳更有底气。中国石化国内上游企业持续加大天然气勘探开发力度，战略布局支撑天然气增储上产，着力攻关天然气高效开发与提高采收率关键技术，继续释放常规低品位气藏及非常规气的潜在产能，以天然气大发展助推实现“双碳”目标。

　　在能源转型发展进程中，走向清洁低碳是必然趋势，保障能源安全供给是根本任务，提高能源生产与消费效率是重要内涵。中国石化以实施2030年前碳达峰八大行动为指引，率先启动国内规模最大的绿色企业行动计划，系统性推进生产方式向绿色转型，持续抓实“能效提升”计划，深入推进节能降耗、打造绿色循环体系，不断提高能源资源节约集约高效利用水平，做好“存量降碳、增量低碳、走向零碳、发展负碳”的大文章。

　　中国石化依靠科技创新，大力实施“能效提升”计划，加快能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，以严于国家和地方的标准，深入治理氮氧化物与VOCs（挥发性有机物），推动颗粒物与臭氧、大气污染物与温室气体、VOCs和异味协同治理，主要污染物排放持续下降；深入推进水污染防治工作，持续完善企业清污分流系统，从严管控废水排放，强化水体风险防控；深入开展固废减量化、资源化、无害化处置，切实提升资源综合利用水平。

　　二氧化碳捕集与驱油封存，是当前二氧化碳利用最可行的技术手段之一。去年底，胜利油田百万吨级CCUS全流程示范工程入选2023“双碳”创新示范案例。该示范工程于2022年8月全面建成投产，将齐鲁石化煤制气装置排放尾气中的二氧化碳进行捕集，通过管道输至胜利油田，注入地下进行驱油与封存，是国内首个百万吨级CCUS全流程项目，也是我国首个石油-石化低碳、零碳产业链的示范工程。该示范工程是集二氧化碳捕集工程、管输工程、驱油封存、安全监测于一体的多领域、多节点系统工程。齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目年封存二氧化碳百万吨，预计15年增油近300万吨。

　　持续推进减污降碳技术措施，普光气田采用国内首创的“微负压氮气气提、溶氧气浮、化学氧化、沉淀”组合除硫工艺，确保气田采出水达标回注，采用加氢还原吸收工艺进行废气处理，硫黄回收率、尾气排放控制率均远优于行业平均水平。投产至今，普光气田持续对当地大气、水体、土壤、噪声等5类40项环境指标，水稻、玉米、胡桃等15种作物植物的粒重、叶绿素、含硫量和物种多样性等生理指标开展跟踪监测。结果显示，气田开发建设没有对周围环境和生态带来不良影响。

　　围绕固体废物减量化和资源化，江苏油田全面推广“泥浆不落地”工艺，利用专业设备对钻井泥浆岩屑进行固液分离处理、液相回用、固相作原料等，实现变废为宝。该油田共有12套泥浆处理设备投入使用，累计处理泥浆45.8万立方米。

　　中国石化国内上游企业将绿色低碳理念贯穿油气开发、生产全过程，全面打造全产业链、全工艺链、全管理链的绿色发展模式，坚持“存量降碳、增量减碳”，严格落实“双控”要求，从源头上将绿色设计理念融入工程设计，研发应用绿色新工艺、新技术、新产品，从源头减少污染物与温室气体排放，不断提高生产过程低碳化水平。

　　在“四个革命、一个合作”能源安全新战略的科学指引下，我国可再生能源实现跨越式发展。随着“双碳”战略持续推进，推动传统能源与新能源融合发展，已成为能源行业绿色低碳转型的现实需要和必然选择。

　　去年2月底，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023~2025年）》，为国内上游企业加快绿色低碳转型发展和推进实现“双碳”目标提供了政策支持。发展新能源是转变生产方式和实现绿色发展的重要措施，是为了更好地服务主责主业，是为了推进清洁替代，减少油气生产过程中的化石能源消耗和二氧化碳排放，实现能源生产过程的绿色转型。油气勘探开发和新能源融合发展是我国探索传统能源与新能源发展的有效模式和应用场景。二者不是此消彼长的关系，而是融合互促的关系。

　　“十四五”以来，中国石化国内上游企业统筹推进油气供应安全和绿色发展，加快形成了油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局。

　　今年一季度，绿氢生产实现首季开门红。中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目自2022年12月25日在投产以来，成为现阶段与风电、光电耦合度较好的电解水制氢技术路线吨。该项目集成风光电、电解水制氢、氢气纯化等系统，是绿氢产业发展的“桥头堡”。将以该项目为起点，积极打造豫北地区绿氢供应中心，为构建“化石能源+绿色能源”双轮驱动发展新格局打下坚实基础。

　　江苏油田以“油气+新能源”清洁生产为核心，加快推进以风能、光伏为主的新能源开发利用，为油田绿色低碳发展提供强劲动力。截至目前，建设风电机组11台、光伏电站161座。今年一季度，该油田自发自用绿电占比突破36%，其中，在小纪油区建设了4台风电机组，装机容量12.5兆瓦；在崔庄油区，建设了3台风电机组，装机容量8.5兆瓦。“大风车”成为水乡油田一道亮丽风景线年至今，江汉油田共组织建成光伏发电站46座，总装机规模达107兆瓦，历年累计发绿电近1.9亿千瓦时，全部由油田电网消纳用于生产，减少二氧化碳排放近11万吨，为江汉油田高质量绿色发展提供了有力支撑。

　　在碳达峰碳中和的时代浪潮中，绿色低碳竞争力正在成为各企业竞争乃至国际博弈的主战场。中国石化国内上游企业将统筹好能源保供与绿色发展的关系，以油气与新能源融合发展为抓手，在推动油气业务绿色发展的同时，积极开拓风能、光伏、地热、氢能等新能源业务，为保障国家能源安全和推动能源绿色低碳转型作出应有贡献。

　　答：推进化石能源清洁化是大势所趋。近年来，能源转型、绿色低碳发展已成为不可阻挡的全球趋势。从政策环境看，全球区域性环保政策密集出台，清洁能源在未来能源供应中将发挥更大作用。从未来发展看，提前谋划和布局新能源产业、推进绿色低碳转型，已成为全球多数能源公司的共识和探索方向。

　　加快绿色低碳化转型，也是传统油气生产企业调整结构、增强竞争力的内在需求。传统油气生产企业积极进行低碳化布局和实现多元化发展，既有利于探索传统油气业务的绿色发展之路、不断拓展可再生能源的业务领域，又有利于油气生产企业抓住绿色转型的“窗口期”，降低经营风险，同时探索可再生能源领域的盈利模式。

　　答：持续推进天然气大开发。作为化石能源向新能源转型的过渡燃料，天然气是实现能源消费结构调整的关键，碳中和进程为天然气较快发展提供了重要窗口期。天然气以其高效、灵活和便捷的特点，可与新能源多能互补、跨界融合，为其高效利用提供重要支持和补充。

　　结合自身优势发展新能源。传统油气生产企业在发展新能源方面具备一定的条件和优势。这些企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，且矿权区内地理空间广阔，有利于布局风光发电项目。矿权区内的井筒、盐穴等可助力建立“大储能”系统，而油气田及周边具有低成本优势，适合建立大规模氢能管网系统等。

　　答：促进油气生产与新能源开发相融合。近些年在油气和新能源业务上的实践探索充分证明，油气和新能源融合发展的模式符合现实选择，能够有效挖掘油气企业的资源潜力，提高能源供给效能。一方面，受限于资源和市场的距离，新能源特别是风光发电，本身就面临消纳的问题，最好的应用场景便是就地消纳。另一方面，通过新能源的就地开发利用，油气企业在替代自用油气、实现增供的同时，还能降低自身成本。

　　强化政策研究，积极寻求政策支持。实现“双碳”目标是一场广泛而深刻的经济社会系统变革。国家及各级政府出台了一系列政策，为高质量实现“双碳”目标注入了源源不断的动力。围绕“双碳”目标及新能源业务重点发展领域，要加强与地方政府的交流对接，推动新能源项目及时纳规入库，积极争取低碳发展相关支持政策。

　　胜利油田胜利发电厂是中国石化装机容量最大的火力发电厂。近年来，面对国家新型能源系统和油田绿色低碳融合创新产业体系的建设要求，该厂通过精益管理和技术改造同步发力，实现了供电煤耗持续下降，绿电全额消纳。

　　该厂瞄准指标优化，开展指标对标，追求“度电价值必争”。他们专题研究调峰运行对机组的能耗影响，优化入炉煤掺配、锅炉燃烧调整、汽机供热负荷分配、厂用电压减等重点工作，推进合同能源管理节能项目实施。进入“十四五”以来，该厂供电煤耗累计降低14.71克/千瓦时，按照年供电量40亿千瓦时计算，每年可节约标准煤5.9万吨。

　　该厂瞄准关键核心技术瓶颈，推动技术改造，提升绿电消纳能力。2020年以来，他们启动机组节能降耗技术改造，先后完成二期机组通流改造、低压缸零出力改造等节能技术应用。其中，低压缸零出力改造实现了机组热电解耦，供暖期间两台机组调峰深度从180兆瓦降至84兆瓦，机组调峰能力和供热能力得到大幅提升，为推动油气生产链条节能降耗、支撑油田能源结构转型增添了浓墨重彩的一笔。

　　春风和煦，麦苗青青。在濮城采油厂濮新82井井场，向阳而立的光伏板通过光合作用，源源不断地为该井的抽油设备提供绿能。

　　据悉，濮新82井是首口实现碳中和的示范井，为探索实践新能源替代、能效提升、甲烷控排、管理降碳等碳中和措施，创建可复制可推广的油气田碳中和站场模式,发挥了积极的示范引领作用。

　　技术人员通过“减碳-分布式光伏发电、降碳-半直驱抽油机永磁电动机、零碳-LDAR泄漏检测与修复技术、控碳-井下配套减载”四项技术，将濮新82井建成中国石化首批碳中和井场。此外，在濮2-48井试验橇装可移动式光伏，提高油井作业光伏板拆装效率，在卫40号计量站试验光热光储替代采出液电加热，持续推动碳中和井场技术进步。

　　按照“降总量、控增量、中和存量”思路，以油气站场为基本单元，地面地下一体化推进，持续开展井场、中转站、办公区等碳中和示范站场建设，稳步推进了采油区碳中和。

　　□本报记者 常换芳 通讯员 单朝玉4月1日，河南油田在采油二厂古城采油管理站6口油井应用升级版“光热+”多能互补技术。与第一代技术相比，第二代技术受天气影响更小，可以智能化管理热能，实现持续高效给油井提供太阳能等新能源的目标，运行更平稳、安全。

　　从2022年开始，河南油田攻关降低高凝固点油井生产成本的新技术，研发出以太阳能光热为主导、空气能或燃气能补充、谷段电能为辅助的“光热+”多能互补技术。在应用过程中，技术人员发现第一代技术受天气影响较大，智能化程度较低，去年10月，他们开展技术攻关，应用自动化、信息化等技术，不断改进“光热+”多能互补技术，实现了热能系统智能识别季节、智能选择参数、自动调控和数据远程监控等功能。该技术在古104井组3口油井应用仅1个多月，日均用电量下降50.3%。

　　鉴于良好的应用效果，河南油田通过设备利旧与技术开发并行，推进“光热+套管燃气热+谷电+蓄热”多能互补规模化应用。