石油企业不懈寻求能源转型

编者按：目前，能源转型受到广泛关注，石油企业面临发展战略的抉择。我国石油企业应充分认清实现新能源对传统化石能源的大范围替代尚不现实，全球油气需求仍将保持稳定增长的实际，应脚踏实地，优化石油产业链，提升天然气产业链。同时，石油企业要未雨绸缪，仰望星空(融合新能源业务)，为将来的转型发展创造条件。待新能源行业取得技术上的突破，具备规模发展能力时介入，完成向新能源企业的转型，实现能源清洁低碳化利用。

　　1 能源转型的四个特点

从历史的发展情况可以看出，能源转型存在四个方面的特点：

　　一是科学技术的发展和新技术的普及所创造出的能源需求是促进能源转型的根本驱动力。火的发明使木柴成为了第一代主要能源产品；蒸汽机的发明带动了煤炭的广泛使用；汽油和柴油内燃机的发明产生了对石油的广泛需求；信息化和人工智能的发展促进了人类对清洁能源的迫切需要。

二是截至目前，能源的发展还没有摆脱“碳”元素。无论是木柴，还是煤炭、石油和天然气等初级能源产品，其最基本的元素构成就是“碳”。既使现代人类社会广泛使用的二级能源产品电力，也主要依靠煤炭、天然气和燃料油的燃烧，核电、光电、风电和水电等被认为的新能源发电在电力供应中的比例依然较低。

三是能源转型突出表现为主要能源产品之间的替代和转换。其突出的表现是在主要能源产品中使用比例的此消彼长，但原有的能源产品并没有被完全取代，且能源转型表现出一个漫长的过程，甚至主要能源产品可以在一段时期内长期共生共存。比如，时至进入信息化时代的今日，在一些经济落后的国家或地区，以及特定的环境下，木柴依然作为主要的能源产品在使用。

四是能源产品的可获得性、可收集性、可存储性、可运输性，以及其生产供应的成本和使用的便利性、安全性，是决定能否成为主要能源产品的重要因素。比如，木柴之所以成为第一代的主要能源产品就在于其非常易于获得、收集和储存，几乎不需要付出成本就可以得到；天然气之所以在近现代才成为主要的能源产品就在于缺乏相应的收集、储存、运输等技术条件。

因此，正在发生的第三次能源革命虽然确定为是新能源替代油气的转型，但是，这仅仅指明了能源转型发展的方向。光能、风能、核能，以及生物质能等被认为是新能源的产品的使用受到自然环境制约较为明显，连续不间断使用的可持续性差；而且，新能源不具备成本上的优势，大多依赖于政府的补贴，要发展成为主力能源产品还需要相当长的时间，有待技术上的更多突破；最后，无论是水能、核能，还是光能、风能、生物质能、地热能等所谓新能源的生产，都与传统能源产品的生产类似，一方面在生产工具的使用上离不开“碳”元素的消耗，另一方面也同样面临不同的环境保护问题，需要从全生命周期的角度衡量和评价其清洁性、低碳性。

　　2 石油企业为何应谨慎介入新能源领域？

一是油气行业投资回报率较为稳定，能够满足股东对回报预期稳定增长的要求。新能源虽然同为能源领域，但在核心技术、企业运营等方面则跨度较大，油气企业不具有相应的优势。如果贸然进入新能源领域，将可能降低现有的盈利能力，面临来自股东和投资者追求稳定回报的压力。

二是油气行业的高风险业务特征使其高度重视新业务风险。全球新能源业务虽然经历了较长时间的发展，但还没有形成稳定成熟的技术，提升能源转化效率，实现规模经济生产，降低生产成本，摆脱政府补贴，形成自身的盈利模式，面临的风险因素复杂多样。埃克森美孚的经营理念中就包含了从不进入亏损业务和政府补贴业务的信条。

三是油气需求在未来具有较好的增长潜力。虽然石油峰值论再次被广泛提及，但从全球看，经济发展程度不一使油气需求呈现出较大的不平衡。经济发达国家具备新能源发展和替代油气的技术、资金等优势，但在欠发达国家或地区，有些刚刚完成油气对木柴或煤炭的替代，有些则依然停留在以木柴为主要能源产品的阶段，在相当长的时间内，油气并不能完全被取代，且有可能随着欠发达国家或地区的经济发展，使油气消费中心发生转移，不会真正威胁到油气企业的未来发展。

四是新能源产品在生产成本和消费价格上还不具有真正的优势。同时，新能源除了受到自然因素、能量密度等自身资源特点的制约外，其未来的发展还有赖于储能、输送，以及能量转化等多方面技术的创新发展。如果这些技术不能取得巨大突破，就难以与油气竞争的优势，从而不能实现行业的自我稳健发展。

因此，油气企业全面调整发展战略，从油气公司转变为新能源公司，或者油气与新能源并举发展的条件还不成熟。油气业务作为未来的核心业务依然符合油气企业的现实性需求，且不会减损其未来的可持续发展能力。面对来自能源转型的压力，油气企业需要保持发展定力，充分认清新能源产业还有待于技术上的突破，以及在全球经济发展趋于平衡的过程中对油气需求仍将保持稳定增长的现实状况，应将主要的精力放在筹划油气核心业务发展，提升油气勘探开发技术水平和经营管理能力上。

　　3 油气企业的策略选择

首先，要加大对能源转型的基础性研究。在低碳转型方面，天然气已经被视为主要的发展方向和潜力，而这恰恰仍然属于油气企业的传统优势范畴，加大天然气勘探开发力度，致力于天然气业务的发展无疑是最现实的选择，油气企业需要下更大的力气，保持在天然气发展中的强势地位。在无碳转型方面，无论进入光能、风能、核能，还是水能、地热能、潮汐能等可再生能源领域，对油气企业而言都属于跨业经营，除了资金优势之外，自身并不具备任何的技术、管理、运营等方面的优势。但是，在能源转型的大趋势下，油气企业应该充分利用自身优势，瞄准无碳能源在未来可能出现的突破性拐点，保持一定的持续性投入，强化基础性研究，掌握能源转型的先机。

其次，要创新能源转型研究的资金投入机制。在保持对能源转型发展方向做好基础性研究的过程中，应着重于研发资金投入的效率，做好资金投入机制的创新。一方面，油气企业应着手组建自己的研发团队，保持稳定的投入，做好能源转型趋势和对实现能源转型具有重大影响的关键技术的基础性研究。这应属于发散型研究，只给投入不问最终成果。另一方面，油气企业，特别是大型的国际油气企业，应设立能源转型研发基金，与新能源领域从事基础研究和技术创新等相关的研究机构建立广泛的联系，以尽可能多的掌握新能源领域的最新信息和技术发展趋势，为企业内部的研发团队开辟信息渠道。

最后，探索设立能源转型风险投资基金。油气企业可以自身的资金、融资、资本运作、人才储备等方面的优势，尝试设立能源转型风险投资基金，对具有技术应用优势的初创新能源企业给予风险投资，这同样可以成为油气企业跟踪新能源转型发展的最佳信息窗口，以及在未来能够获得一定的风险回报，并有利于油气企业深入了解和掌握新能源企业在管理、运营、技术发展、税收法律环境、政府政策等方面的特点，为未来可能的转型发展积累经验，为调整企业发展战略决策奠定坚实基础。(作者冯保国为能源战略学者)

数据来源：中国石油经济技术研究院

　　中国一次能源消费结构

　　2018年，我国煤炭消费占比59.1%，石油占比18.9%，天然气占比7.8%，非化石能源占比14.2%，能源结构仍以煤炭为主。

　　全球一次能源消费结构

　　2018年，在全球一次能源消费结构中，煤炭占比26.3%，石油占比33.2%，天然气占比25.7%，非化石能源约占比14.8%。

　　观点

　　天然气正在成为我国能源转型的重要推动力

记者 黄祺茗

　　尽管新能源在能源转型中被提到一个新高度，国际知名大石油公司已普遍进入光能、风能、生物燃料等新能源领域，但是油气在全球能源消费中仍然占据半壁江山，而化石能源中唯一的低碳能源天然气正成为这场能源变革中的重要力量。

　　近年来，中国能源需求持续攀升，随着能源转型与“打赢蓝天保卫战”行动计划的深入推进，可以看到中国天然气发展潜力巨大。2019年第一季度，我国天然气表观消费量912亿立方米，增量79亿立方，同比增幅10.4%。

　　作为国内最大的天然气生产企业，中国石油的天然气产量占全国70%以上。自2018年加大国内勘探开发力度以来，天然气产量不断迈上新台阶。2018年中国石油天然气产量再次突破1000亿立方米大关，同比增长5.9%。页岩气开发取得重大进展。

　　加大资源开发力度。“要研究国内天然气发展战略，做好长远规划，推动常规气、非常规气综合平衡发展来满足我国天然气产业快速发展的需要。”中国投资协会能源研究中心副理事长曾兴球表示，加强国内资源勘探开发的同时，中国石油仍应该广泛开展国外合作，采取投资开发气田、长约进口、现货贸易等方式获取海外资源，满足国内市场需求。

　　《2018年国内外油气行业发展报告》数据显示，全球LNG液化能力持续增长，并新投产5个项目及7条生产线，新增产能3115万吨/年。天然气出口贸易量1.21万亿立方米，同比增长7.1%。释放出的信号显示，全球LNG进入大规模发展期。

　　2018年，我国天然气对外依存度已达到45.3%，未来大规模进口LNG是发展的趋势。“中国应打破地域限制，推动天然气资源供应渠道的多元化。”BP公司CEO戴德立认为，BP目前在美国、澳大利亚、印度尼西亚、塞内加尔和阿根廷等地都有大型LNG项目，这些地区低价的LNG资源能够增加对中国的天然气资源供应。同时，扩建和增建LNG接收站是加强调峰保供能力的重要方式之一。

　　能源多元化同样为石油公司的转型发展提供了良好机遇。可以看出，以原油业务为主的公司，正在向原油和天然气业务并重转型，以常规油气为主的公司正在向常规和非常规并重转型。“天然气在未来的发展当中，可能会和可再生能源实现一种互补的发展过程。”中国工程院院士黄维和表示，在转型的过程中，如何迎接可再生能源，对于能源公司而言，是需要认真思考的问题。

　　企业案例

吉林油田修建大型分布式光伏电站降低用电成本

吉林油田15兆瓦分布式光伏电站。王珊珊 王雪峥 摄

　　中国石油网消息(记者王珊珊 通讯员王雪峥)5月10日，吉林油田15兆瓦分布式光伏电站投产已经一年多，日发电量最高达10万千瓦时，年发电量2250万千瓦时，主要为红岗采区提供生产生活用电，可占该地区的年总供电量的四分之一。

该分布式光伏电站是吉林省内第一家在企业自有电网上并网运行的光伏电站，也是中国石油第一座大型分布式光伏电站。与同容量燃煤发电厂相比，每年可减少二氧化碳排放量约1.87万吨，减少二氧化硫排放量约142.5吨，减少二氧化氮排放量约48吨。同时不需要消耗水资源，也没有污水排放。

吉林油田首座分布式光伏发电站选址在红岗采区闲置土地，位于大安市两家子镇会战路西侧。工程装机容量为15兆瓦，占地面积约22.5万平方千米，年发电量约2250万千瓦时。于2017年末开始建设，2018年3月末建成投产。

该站装置区为盐碱地，无法种植庄稼，地势平坦，在此建站提高了土地的利用率。该地区全年日照时数平均为3012.8小时，年太阳能总辐射量5200兆焦耳/平方米，有富集的太阳光照资源，保障了高发电量，适合建造光伏发电站。地面海拔高度在134至138米之间，发电设备为多晶体硅光伏电池组件。电气控制室建筑物靠近主干电网，能减少新增输电线路的投资，同时靠近电力线路和负荷中心，可以减少输电损耗，并网条件优越。在此建设太阳能发电站，可以方便地将太阳能电力电场升压站接入电网系统，减少输电损失，最大限度降本增效。

该站利用太阳能采取分布式光伏发电方式，将所产生电量集中起来，输送到供电公司变电所，然后再升压到10万伏后，从变电所整体输出应用于油田生产生活。分布式光伏电站的投入使用，实现了油田部分用电的自产自销，充分利用自然资源，减少了能源和资金的消耗。

光伏发电作为一项清洁能源应用技术，在吉林油田降本增效的形式下，效益可观，应用前景广泛。吉林油田采用合作开发、建设分布式光伏电站方式，只出土地和消纳全部负荷。经过集团招投标，阿特斯阳光电力公司中标出资承揽，并以最优惠的电价给吉林油田，产生了良好的经济效益。

冀东油田发展地热推进能源转型变“绿”

冀东油田地热工程正在抓紧施工。马超 摄

　　中国石油网消息(记者马超 通讯员郭华)5月，踏进曹妃甸新城，迎面而来的一股股春风让人无比舒畅。唐山冀东热能开发有限公司员工对地热能的调研进入繁忙时段，今年新城区域将新增100万平方米的供暖需求。

能源转型的大潮不可逆转，冀东油田在新能源时代实现变“绿”，提出由油气田向“油气热”三元发展的战略构想。不仅依靠天然气，更倚重地热能源，冀东油田已把发展地热产业提升到了战略层面进行规划和推进。

冀东油田已有30余年的油气田开发经验，在地热利用方面也有相关的技术积累，探明并掌握本地区地下地热资源分布情况，掌握地热井钻完井和回灌关键技术，满足地热钻井技术需求和地热水可持续利用的需求。

地热项目的目的层为馆陶组热储层段，垂直井度2200米。地热工程采用丛式井建井方案，分7个平台部署。采用地热井和热泵机组联合供热方案，钻探取水井和回灌井，80摄氏度的地热井水通过管道输送至热力站，利用热力站原有循环设备，将地热井水输送至各换热站，通过换热器换热后实现曹妃甸新城供暖。换热后的尾水45摄氏度，通过回灌井实现同层回灌，实现“取热不取水”。

2018年，冀东油田仅用3个月，实现了地热工程投产即供暖，满足了曹妃甸新城230万平方米的供暖需求。施工完工时间短、建设规模大，在全国尚属首例，成为全国最大单体地热集中供暖的成功案例。

节能效果减排显著，地热水利用后回灌到热储层，与燃煤相比，地热不仅清洁，而且还是可以反复利用的再生资源。地热供热依靠水，但不消耗水，不会对水体造成污染，经过梯级利用后，尾水通过地热回灌井全部注回地下热储层，不会存在地层凹陷的风险。

冀东油田探区地热资源储量巨大，开展大规模地热利用具有得天独厚的条件。冀东油田将会继续着眼规模化、产业化发展和绿色、经济、可持续综合性开发，用深化改革创新激活生态文明“新动能”，打赢高质量发展攻坚战。