源网荷储一体化视域下油气行业新能源发展路径研究

摘要：在国家“双碳”战略推动传统能源基地绿色升级的背景下，本文以胜利油田绿色转型为调研对象，通过实地走访相关场站与部门、发放问卷、查阅行业文件等方式开展调研。调研发现胜利油田光伏已实现规模化应用，全油田绿电占总能耗25%，CCUS项目取得实践成效，但油田配电网呈现“三高”特征，存在电压越限、电能质量劣化、绿电消纳困难等技术难题，同时受生态政策、原油稳产指标、储能技术短板多重因素制约。研究认为源网荷储一体化是破解油田转型困境的核心路径，应从规划设计、优化调控、系统韧性提升三方面协同施策，相关结论可为同类油气矿区绿色低碳转型提供实践参考。
关键词：胜利油田；绿色转型；源网荷储一体化；油田配电网；双碳战略
一、绪论
（一）政策背景
在国家“双碳”战略目标引领之下，十五五能源协同发展规划进一步推动传统能源基地绿色升级，要求油气产业加快绿能融合步伐。传统油气行业不再局限于化石能源开采生产，亟需依托自有场地、管网、负荷资源拓展光伏、多能互补项目，推进源网荷储一体化建设。在此行业转型大环境下，油田区域新能源开发模式、调控方案成为能源方向新工科学生值得研究的现实课题。
（二）选题意义
1．理论层面
丰富油气矿区源网荷储协同、油田多能互补场景的研究案例，完善传统能源基地新能源转型分析框架。
2．现实层面
胜利油田拥有完备油气生产负荷、广阔闲置土地资源，是国内油田绿色转型典型样本。以胜利油田开展调研，能够直观剖析油田新能源落地痛点，所得结论可为同类油田园区新能源规划提供实践参考，契合电气与智慧能源专业研究方向。
（三）调研安排
本次调研实地走访胜利油田光伏场站、胜利油田电力分公司、胜利油田新能源开发中心、CCUS项目部、胜南供电管理区；面向社会发放调研问卷；查阅油田能源规划文件、行业文献，完成资料整理与现状分析。
二、调研现状与实证数据分析
本次调研选取胜利油田典型场域展开实地考察，涵盖营二井、胜利油田电力调度中心、新能源开发中心、CCUS（Carbon Capture, Utilization and Storage）办公处及范永涛创新工作室。调研聚焦于绿电在油田生产中的实际应用现状、供电占比、未来发展趋势、电网基础设施工况及相关节能减排项目的实施进展。
（一）光伏发电应用现状
当前绿电部署中，光伏发电规模最为显著。该技术于2020年前已基本成熟，具备发电上限高、部署成本低、技术门槛相对较低等特点，因而在油田范围内实现大规模推广。以孤东整装水驱零碳油田示范区为例，其光伏装机容量已达230兆瓦，为全油田光伏装机总量最大的电站。
据电力调度中心提供的运行数据显示，目前绿电在油田总能耗中占比约25%。在日用电量结构中，晴好天气条件下，光伏发电在白天的供电占比可达80%，其余20%仍需依赖火力发电补充。
（二）绿电占比提升的制约因素
调研发现，若仅依靠现有光伏装机规模，25%的绿电占比已接近阶段性上限。在晴好天气下，因部署规模较广，光伏发电存在阶段性过剩现象；但即使在发电过剩时段，绿电占比仍无法完全替代火电，其根本原因在于火力发电机组启停成本过高，频繁启停不具备经济可行性。此外，光伏发电出力受天气条件影响较大，存在明显的间歇性与波动性，而火电运行稳定、可控性强，这是火电难以退出运行的重要原因。
针对过剩电量，储能被视为最理想的调节手段。当前储能技术路径包括电池储能、氢储能、抽水蓄能等，但各类技术普遍面临安全性不足、成本过高或转换效率偏低等问题，尚未形成经济可行的规模化解决方案。这也成为制约绿电占比进一步提升的首要因素。据悉，胜利油田已与宁德时代开展合作，建设电池储能技术试验区。储能技术的突破与规模化应用，正成为提升绿电消纳能力的关键趋势。
（三）多元绿电协同
在新能源开发中心的调研中了解到，风力发电技术同样趋于成熟。东营地区夜间风能资源丰富，与光伏发电日间出力形成良好的昼夜互补效应。尽管受相关政策约束，风电目前尚未实现全面部署，但未来风电与光伏协同互补、逐步接管能源系统的趋势已较为明确。此外，潮汐发电等其他绿电技术，因能效比较低，现阶段尚不具备实际应用条件。
（四）电网基础设施
在输配电环节，胜利油田拥有独立于国网的专属电网。调研显示，油田电网采用以放射式网络为主、环式网络为辅的架构设计，在控制建设成本与网络复杂度的同时兼顾供电可靠性。同时，各关键节点均配备一用一备双电站，确保持续供电的稳定性。但油田电网与国网并不完全孤立，当油田发电量不足以支撑油田的负荷时，油网会从国网购电以弥补自身发电不足的空缺。这种油网为主，电网为辅的方式，不仅提高了生产效率，更保证了生产过程的连续化稳定化。
（五）CCUS项目进展
为实现零碳目标，胜利油田在CCUS项目方面亦取得重要进展。目前在全国油田范围内，仅胜利油田实施CCUS项目。CCUS由CCS（Carbon Capture and Storage，碳捕集与封存）发展而来，后者旨在捕集空气中的二氧化碳并封存于地下以实现减排；而胜利油田进一步将捕集后的二氧化碳应用于采油过程中的驱油介质，实现碳利用与增产的双重目的。目前该技术已进入实践应用阶段，尚处于发展完善期，预计未来随着技术成熟将实现更广泛的部署。
（六）大众与从业者对双碳政策、油田绿电转型的认知差异
本次调研面向油田从业者、在校学生及社会大众，聚焦双碳政策与油田绿电转型认知情况，样本以油田从业者为主，覆盖各年龄段，代表性较强。
调研显示，各群体整体认知共识显著，绝大多数受访者熟知双碳背景下油田绿电转型内涵，可准确识别光伏、风电等适配绿电类型，普遍认可转型存在技术、成本、政策等现实难题，且看好电气相关行业的就业发展前景，主要通过官方媒体、网络平台及专业课堂获取相关政策信息。
同时，不同群体存在明显认知差异。油田从业者依托一线生产经验，认知贴合行业实际，精准掌握油田全域绿电占比，深刻感知项目投资高、审批繁琐、电网承载力不足等转型痛点。在校学生理论知识充足，但缺乏现场实践，易高估油田绿电普及程度，低估转型落地难度，对行业实际困境认知不足。社会大众多获取碎片化信息，对转型细节与难点了解较为片面。
本次调研表明，油田绿电转型仍处于过渡期，各类群体的认知偏差凸显了产教脱节、科普不全面等问题。对此，需多方协同发力：企业完善配套政策、细化转型落地细则；高校深化产教融合，补齐学生实践短板；媒体优化科普宣传，客观传递行业现状，缩小群体认知鸿沟，助力油田绿电转型稳步推进。
三、胜利油田绿色转型面临的现实制约
绿色低碳发展顺应历史大势、符合时代主题，是当前胜利油田需要科学规划、加紧部署、加速推进的重要战略任务。但随着油田区域分布式风光项目持续落地，油田配电网逐步呈现出新能源高比例渗透、电力电子化装置高比例接入、冲击类负荷占比高的新型“三高”特征，油田绿色转型面临技术、政策等多方面现实瓶颈。
（一）配电网安全运行技术问题凸显
1．电压越限问题突出
部分分布式新能源接入位置与容量缺乏合理规划，导致绿电难以就地消纳，潮流大量反供；受经济性与安全性约束，油气行业储能系统尚未有效普及，缺少功率缓冲手段；新能源变流器跟踪正序电压相位，提升电压实现功率外送，而且只关注有功调节，无功支撑不足。多种现实因素都导致电压波动程度加大，电压越上限问题突出。胜利油田孤东供电管理区6kV作业点线，分布式光伏发电装机容量2.9MWp，最高电压达到6468V，超过标称电压10%，突破±7%的电压偏差限值，威胁配电网安全运行。

2．电能质量劣化，振荡风险升高
大量电力电子设备从源‑网‑荷各端接入油田配电网，非线性电力电子装置接入比例增加，常规谐波、高次谐波以及间谐波含量显著上升，电能质量劣化，极易诱发谐波谐振、宽频振荡，威胁设备安全运行，增大线路损耗。

3．绿电消纳困难
新能源发电随机性强、间歇性明显，波动幅度大，波动频率无规律性；新能源发电的反调峰特性增加了电网调峰的难度。风光大发时段绿电消纳困难导致弃风弃光，负荷高峰阶段又存在供电缺口。光伏发电接入，胜利油田电网一年期间峰谷差变大的时间达到210天。
4．继电保护适配性不足，系统自愈能力弱
电力电子设备故障电流特征与传统同步电源差异较大，现有继电保护容易出现误动、拒动，故障识别与切除难度增大，电网故障之后的自愈能力不足。油田生产具备连续性、不可中断的特殊要求，配电网故障自愈能力不足，电能治理、电网改造投资成本随之增加，成为制约油田大规模推广绿电、实现源网荷储一体化建设关键的技术瓶颈。
（二）政策与外部环境约束
1．风电建设受限
山东黄河三角洲国家级自然保护区位于中国山东省东营市境内，而风机的运行会对珍稀濒危鸟类以及其他生物造成威胁，因而尽管风力发电相较于光伏发电其发电时间更优、出力互补性更强，但风机的建设审批受到严格的政策管控且流程复杂。
2．生产指标约束
增储上产、保障油气稳定供给属于硬性政策要求，油田生产有着明确的产量考核指标，所有柔性调控手段都必须建立在原油稳产的前提之下。该政策约束极大压缩了柔性负荷实际可调节空间，灵活性资源挖掘深度不够，无法有效实现荷随源动，导致源荷不匹配。
（三）储能技术发展存在短板
现阶段，低成本高安全长时储能技术仍有待突破。目前主流电化学储能受成本、寿命、安全等条件制约，难以实现跨时段、跨季节的大容量能量转移。在油田大规模绿电消纳现实需求下，储能技术短板进一步凸显，成为制约油田源网荷储深度落地的关键因素。
综上，胜利油田绿色转型普遍存在电压波动越限、电能质量劣化、弃风弃光、电网调节难度增加、电力系统保护难度提升等问题，同时受到原油稳产政策约束、柔性负荷可调空间有限、低成本长时储能技术尚未突破等多重限制，单一调控手段无法有效解决系统矛盾。为此，需依托源网荷储一体化思路，从规划设计、优化调控和韧性提升技术三方面综合施策。
四、基于源网荷储一体化的转型优化路径与对策建议
（一）规划设计层面
充分结合油田机采、注水等生产负荷的运行规律与可调特性，统筹优化分布式新能源与储能设备的布设位置与装机容量。分散井场可采用分布式光伏搭配小容量储能，正常工况下依靠源网荷储协同提升光伏就地消纳能力，故障时依托孤岛运行保障关键生产负荷供电；统筹布局大规模储能，与现有电源协同开展调峰、调频，积极探索长时储能、井筒储能、热储能等新型技术；针对钻机、抽油机等大功率冲击负荷，采用网‑储协同供电模式，平抑冲击带来的电压波动、暂降等电能质量问题。从源头降低源‑荷双侧波动带来的调控压力，缓解潮流倒送、电压越限与新能源消纳难题。
（二）优化调控层面
运用源‑荷的多时空尺度功率预测技术，在分钟级短时、中长时期时间尺度以及单井场、片区、全域空间尺度下，精准预判新能源出力与油田冲击负荷的波动，为源网荷储协同调控提供给数据支撑。依托电网智能调度技术，采集配网全域运行数据，动态统筹新能源、储能与柔性负荷资源，自动完成潮流优化、电压管控与实时功率平衡，快速应对源‑荷随机波动。采用源网荷储一体化调控技术，统筹协调新能源、配电网、柔性负荷与各类储能资源，打破各单元独立调控的模式。通过各类资源互补对冲源‑荷双侧波动，优化配网潮流分布，抑制电能质量劣化问题，提升绿电就地消纳水平。持续完善适配全国统一电力大市场的虚拟电厂技术，通过AI赋能，构建精准预测、智能匹配、价值最优的电力采购新范式。建设多能互补综合能源系统，立足本地资源禀赋，统筹多种异质能源，推动供需双向互动，依托场景设计多能互补系统，提高绿电就地消纳水平，降低油田用能成本。
（三）系统韧性提升层面
开展油田新型电力系统脆弱性评估，识别配电网内薄弱节点与运行风险点，提前制定针对性防控方案。完善故障准确定位技术，实现故障区段快速隔离，对非故障区段实施供电优化恢复，达成配电网故障自愈。研发适配“双高”特征油田电力系统的先进保护与控制技术，克服大量电力电子设备接入带来的传统保护失效问题。完善极端工况下油气生产应急保供技术，制定停电、宽频振荡等突发事件的应急处置策略，保障油田生产负荷连续可靠供电，全面提升油田配电网抵御扰动、故障自愈的能力。
五、调研总结与思考展望
本次调研围绕胜利油田绿色低碳转型主线，实地走访电力调度中心、新能源开发中心、CCUS 项目现场及创新工作室等典型场域，结合一线访谈与资料研判，系统梳理了油田绿电应用、电网运行与减排项目的落地现状。调研表明，胜利油田已建成以光伏发电为核心的绿电供给体系，孤东整装水驱零碳示范区实现 230 兆瓦规模化装机，全油田绿电占总能耗比重达 25%，晴好天气下日间光伏供电占比可达 80%；CCUS 技术实现碳封存与驱油增产的双重价值，绿色转型已取得阶段性实践成果。同时调研也印证，油田转型仍面临配电网 “三高” 特征引发的电压越限、电能质量劣化与保护失效难题，长时储能技术经济性与安全性不足，风电建设受生态政策严格约束，原油稳产指标压缩柔性负荷调节空间等深层制约，单一调控手段难以适配源荷双侧波动特征。对此，油田采用源网荷储一体化策略，统筹协调油田新能源电源、配电网、油气生产负荷及储能资源，平抑风光出力波动，改善油田配电网电能质量，破解生产负荷调节受限难题，支撑胜利油田做好绿电消纳、推进绿色低碳转型，并取得显著成效，证明源网荷储一体化是破解其转型困境的核心路径。
展望未来，在国家 “双碳” 战略纵深推进的背景下，传统油气田向综合能源服务商转型是行业发展的必然趋势。胜利油田可依托源网荷储一体化框架，从规划布局、优化调控、系统韧性三个维度协同发力，持续推进风光互补多能体系建设，加快低成本长时储能技术试点落地，完善电力电子化电网的智能调度与故障自愈体系；同时深化 CCUS 与绿电生产的协同联动，探索虚拟电厂运营与电力市场价值转化路径。本次调研结论可为同类油气田绿色升级提供实证参照，后续可围绕井筒储能、油田级虚拟电厂等方向展开深入研究，为传统能源基地低碳转型提供更具实操性的技术支撑。