在鄂尔多斯盆地大牛地气田、东胜气田，一望无垠的光伏发电板在阳光照耀下泛着白光，巨型的风力发电风扇耸立在绿色覆盖的沙漠中，与气田中的采气树交相辉映，形成了一幅能源综合开发的壮观画面。

在“双碳”目标与能源安全双重压力下，一场能源革命正在中国广袤的油气田区展开，传统油气行业正经历一场深刻蜕变，“油气+”的多元化融合实践逐渐形成规模。传统的油气开采基地凭借其资源与自然场景优势，充分发挥油气田企业的技术、装备、经验、资源和区位优势，实现资源高效利用和产业协同互促，逐步转型为“油气风光热储”等多能互补的综合能源基地。

顺势而为，守正创新

—“老油田”遇上“新使命”

在全球能源转型与保障国家能源安全的双重历史性交汇点，中国油气田正面临前所未有的“双重考题”。一方面，当前国际局势动荡不安，特别是近期中东局势突变所体现出全球能源安全的脆弱性，地缘政治冲突往往引发市场恐慌与供应链中断预期，导致油气价格剧烈波动，直接威胁国家能源供应的稳定性与经济性。我国石油、天然气对外依存度持续保持高位，自2018年分别突破70%和40%至今，2025年石油依存度达76.2%，“能源饭碗必须端在自己手里”的压力空前。另一方面，在“双碳”目标引领下，有序推进能源结构从高碳转向低碳、绿色发展，形成清洁低碳、安全高效的新型能源体系，已成为国家重大战略任务。这两大使命共同构成了油气行业系统性变革的外部驱动力。

从产业内部逻辑看，单一油气开采模式也面临瓶颈。近年来，新增探明地质储量中，低渗和特低渗石油、天然气储量占比分别超过70%和90%，低渗透、特低渗透等低品质资源占比很高。大庆油田、吉林油田、胜利油田等老油区已进入开发后期，持续稳产难度大。普光、涪陵等主力气田70%老井处于低产低压阶段。这些油气田普遍面临资源接替不足、稳产难度大、生产成本高等难题。同时，传统高能耗、高排放的生产方式与绿色低碳的时代要求之间结构性矛盾日益突出。

“穷则变，变则通，通则久”，“十四五”以来，开辟以新能源为核心的“第二增长曲线”，从功能单一的“开采基地”向 “油气风光热储”多能互补、智慧联动的“综合能源基地” 转型，已成为以生产、消费传统能源作为主体的油气田企业可持续发展的内在必然选择。

“十四五”期间，中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司立足自身资源禀赋与产业优势，制定了差异化的融合发展路径，通过技术创新与产业协同，在保障国家能源安全的前提下，加速推动上游业务向绿色低碳迈进。中国石油确立了向“油气热电氢”综合性能源公司转型的目标，坚持“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，依托矿权区内丰富的风光资源，重点建设新疆、青海、内蒙古等新能源大基地，大力推进示范工程，加速构建“多能互补”新格局。中国石化明确要求油气生产企业利用自有建设用地发展新能源，建设多能互补区域供能系统，强调“部署融合”，将新能源与油气产能建设同设计、同实施，在稳油增气的同时，加速绿色低碳转型。中国海油聚焦海洋资源优势，确立了“油风融合、海陆联动”的特色路径，提出以油气勘探开发与新能源融合发展为主，同步推进炼化产业融合、综合绿能供应基地建设及分布式发电的融合发展新范式。

党的二十届四中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（简称“建议”）中明确提出“加快建设新型能源体系”，中国石化、中国石油、中国海油更进一步深化传统油气与新能源融合发展战略，中国石化将“十五五”时期的发展主题确立为“以二次创业推进高质量发展”，加快构建 “一基两翼三链四新”产业新格局，全力推进资源可持续、原油硬稳定、天然气快增长、新能源上台阶、质效再提升，奋力开创“大上游时代”，努力形成油、气、新能源“三足鼎立”的清洁能源供应体系。中国石油强调通过“因地制宜发展新质生产力”，推动主营业务转型升级，统筹高质量发展与高水平安全。中国海油明确提出“坚持油气与新能源融合发展”，并战略性布局“电氢碳”业务。推动深水及非常规油气领域实现跨越式发展，将新能源产业打造为新质生产力的“主力军”。

面对“十五五”时期更趋复杂严峻的国际形势和国内结构性矛盾的能源现状，“传统油气和新能源融合发展”势必向纵深推进，呈现更加系统化、效益化趋势。

因势利导，务实笃行

—油气田的多元化融合实践已成规模

以生产传统能源作为主体的油气田企业，选择“油气+”融合发展路径，不仅是战略必然，更具备坚实的可行性基础，这主要源于油气田具有四方面优势。

资源同域优势。我国主要含油气盆地往往也是风能、太阳能、地热等清洁能源资源富集区。油气企业拥有广阔的矿权区域和土地资源，为风光电项目布局提供了天然的空间载体。这种资源的地理重合，为构建综合性能源基地提供了得天独厚的禀赋。如位于鄂尔多斯盆地南部的中国石化华北油气分公司采油一厂，生产工区日照辐射强度为1573千瓦小时/平方米，属光能资源很丰富地区，年均风速7米/秒，属风能资源二级地区，年风电利用小时数达1887小时，他们将工区丰富的风光资源纳入综合开发部署，经过全面调查可利用井站场土地面积具备5—8兆瓦分布式光伏电站、10兆瓦风机电站建设条件。

基础设施优势。油气田企业存量资产庞大，配套设施齐全，拥有自备电厂、土地，以及地下储气库、天然气管道等设施。井场、地下储气库及输气管网，这些存量资产可直接转化为新能源开发的基础设施，大幅降低建设成本和周期；现有电网可升级改造为接纳分布式新能源的智能微网。例如，天然气管网在掺氢输送方面潜力巨大，是经济的长距离输氢方式；废弃矿藏和地下盐腔可改造为低成本、大规模的储能设施。这种管道、线路等基础设施的共享与复用，为综合能源系统建设提供了低成本、高效率的转型通道。目前，中国石油承建的宁东掺氢平台是在役天然气管道掺氢输送试验的研究项目。

多元需求优势。油气生产过程本身是耗能大户，综合能源应用场景丰富多元，涵盖钻井、采油、集输、处理等环节。2024年国内油气生产能耗4638万吨标准煤，但油气行业电气化率不足20%，绿电消纳潜力巨大。稳定的电力和热力负荷，这为新能源提供了最经济的“自发自用”消纳场景，例如，稠油热采、注水、集输处理等环节对电和热有持续且可调节的需求。这为风光发电、地热等新能源的就地消纳提供了稳定的“负荷池”，实现了生产与消纳的天然协同。中国石化中原油田在濮城采油厂采用“余热+光伏”工艺技术，通过光伏发电为热泵提供电能，年可节约天然气160万立方米。中国石化华北油气分公司拟计划利用气田的风光发电作为电能，进行电解气田生产废水制氢技术的探索，这样不仅有利于节省水资源、降低环保风险，还可实现氢能低价生产，获得新的经济增长点。

技术协同优势。油气田企业在地质勘探、钻井工程、地下流体运移等方面拥有深厚的技术积累，这些技术与地热开发、CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）、储能等技术具有高度通用性，能够有效降低新能源业务的技术门槛。同时，石油石化企业拥有海量地下资源信息，可精确刻画地下温度场。中国石油华北油田利用油气勘探技术优势，开展地热资源评价，利用废弃油井改造为地热井，建成地热供暖示范项目，实现了从“采油”到“采热”的技术跨越。中国海油南海文昌油田的“海油观澜号”漂浮式风电项目，不仅深度依托在海洋油气浮式平台领域数十年的设计、建造和运营经验，也创造性复用了原有“南海奋进号”FPSO（浮式生产储卸油装置）的系泊系统锚链，成为全球首台实现系泊系统利旧的浮式风电平台。

基于这些优势，以中国石油、中国石化、中国海油等为代表的石油石化行业企业，积极响应国家《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》等政策号召，结合自身传统能源业务特点以及广阔的新技术应用场景，积极开拓新能源建设，大力实施能源绿色低碳转型，开展减碳行动，加快油气勘探开发与新能源融合发展，开展了卓有成效的规模化实践。

多能融合模式多种多样。各油田企业开展各具特色、路径丰富的多元化实践，已形成“光伏+井站”“风光储一体化”“光电光热一体化”“风光互补”“绿电+伴生气发电” 等多元应用模式，余热、地热、电替热、光热等多种路径取得突破。中国石油新疆油田的“光伏+储能”示范工程，实现了边远井离网运行。中国石化江苏油田打造了“风光互补”示范项目，并在联38CCUS示范区集成绿色光伏、自然能热泵等技术，建成中国石化首批碳中和示范井场；中原油田则形成了“屋顶光伏+地面光伏+水面光伏”的立体开发矩阵，实现了光伏、风电装机规模“双破百”。

新能源就地消纳成为主流模式。“就近开发、就地消纳”，旨在优先满足油田自身生产与生活用电，直接替代传统化石能源，实现能源结构的清洁化与低碳化。中国石油吉林油田15万千瓦风光项目的发电量实现了100%内部消纳。中国石化胜利油田生产用电中绿电占比已达25%；江苏油田新能源发电量占生产用电量的39%；华北油气分公司采油一厂累计建成光伏电站37座，年发电能力720万千瓦时，生产用电的绿电占比逐年提升。这种“自发自用、就地消纳”模式，有效解决了新能源的消纳难题，直接降低了油气生产的碳排放与用能成本，增加了油气生产的含“绿”量。

技术集成日趋成熟，走向智慧融合。技术路径日益清晰,从早期的简单技术叠加，演进为深度融合，向系统化、智能化集成发展。一方面深度介入油气生产核心工艺，如中国石油新疆油田开发的SAGD井下大功率电加热技术，成功替代传统蒸汽吞吐，能耗降低90%，投入产出比达1︰2.6，实现了降本增效。另一方面，以及CCUS等负碳技术的规模化产业化应用，实现了降碳与增油的“双赢”，中国石化投运的国内首个百万吨级CCUS全链条示范项目（齐鲁石化—胜利油田），目前二氧化碳注入总量突破13亿立方米，实现减碳与增产双效跃升。与此同时，行业正探索“风光热储”及智慧管控一体化模式。中国石化胜利油田构建了国内油气领域首个“源网荷储”一体化智慧能源管控平台，实现了多种能源的优化调度与高效利用；中国石油华北油田通过构建智慧电力系统，创新“逐级平衡”模式，系统性解决新能源消纳难题。这些实践从不同维度展现了融合模式的灵活性与生命力。人工智能、数字孪生技术正用于油气藏智能开采与实时调控，提升开发效率与科学管理水平。

系统化日益成熟，区域级超级系统初显。随着“源网荷储”一体化逐步成熟，油气田企业的新能源发展逐步走向系统化。中国石化胜利油田构建了“风、光、热、储+多源微网”的多能互补体系，在营二井区建成光热风储零碳示范区；中国石油吉林油田新立Ⅲ区块集成了光伏、风电、光热、地热、储能和CCUS，实现了区块100%清洁替代，成为我国首个陆上油田零碳区块。中国石油新疆油田统筹下游石化及周边工业园区负荷，规划“风光气储氢一体化”项目，2025年

4月，新疆油田264×104千瓦新能源及配套煤电、碳捕集一体化项目开工，这种模式将油气生产、新能源发电、与碳捕集利用深度融合，构建起一个多能协同、自我平衡的区域性能源枢纽。油气田业务从单一油气开采向“油、气、热、电、氢”综合能源基地转型，从能源消耗大户逐步转变为具有内部平衡与优化能力的“区域级微能源系统”。

产业链协同规模日益增长。油气田企业正逐步打破单一业务壁垒，推动新能源业务向上下游产业链延伸，通过跨环节、跨产业的深度协同，实现了资源的高效循环与价值增值，产业链协同规模呈现出显著增长态势。中国石化在新疆库车建成的规模化绿氢项目，利用光伏发电直接制氢，年产绿氢能力达2万吨，通过管道输送至塔河炼化公司，替代了传统的天然气制氢方式，打通了绿氢炼化全流程，不仅大幅降低了炼化环节的碳排放，也推动了绿氢产业的规模化应用。

中国石油的“吉林模式”也是令人赞叹，吉林油田与吉林石化构建了上下游低碳协同发展新范式，吉林油田规模化建设风电光伏，不仅满足自身需求，还向吉林石化供应绿电，助力炼化企业绿色转型；吉林石化35万吨/年二氧化碳捕集项目正在加快推进，将生产过程中捕集的二氧化碳输送至吉林油田用于驱油（CCUS），形成了“绿电供炼化、碳回油田驱油”的闭环产业链，实现了油气与炼化业务的深度耦合。

综合服务模式提供新增长点。转型不仅对内替代，更对外拓展。油气企业利用矿区土地、管网、用户等存量资源，将业务延伸至地热供暖、绿电外供、氢能全产业链等领域，形成了多能互补的供应格局。截至2025年底，中国石化的“油气氢电服”综合服务模式目前在全国已建成3万座综合加能站。其中，光伏发电作为“万站沐光”行动的一部分，中国石化累计建设分布式光伏电站达7000座。加氢服务已建成加氢站150座，成为全球最大的加氢站运营商之一。其近期目标是建设超过1000座加氢站或油氢合建站。中国石化以3万座综合加能站为实体依托，正在全国范围内系统性地推进“油气氢电服”综合服务模式的落地与升级。这标志着油气企业正从产品供应商向“绿色能源综合服务公司”转型，开辟了全新的市场空间。中国石油利用勘探开发技术优势，推动地热供暖与清洁电力基地的规模化扩张 ，在京津冀、东北等地建设供暖基地，同时大规模建设风光发电项目对外供能。

综上所述，多能互补的规模化实践，正在为油气田锻造构建综合性能源系统的 “硬核能力”。可以预见，从功能单一的“开采基地”向“油气风光热储”多能互补、智慧联动的高度系统化的“综合能源基地”转型，是保障国家能源安全与实现绿色低碳转型双重使命下的战略必然，也是基于资源、技术、经济性的现实选择。

整装出发，未来可期

—纵深发展构建高度系统化综合能源基地

当前，尽管能源行业在资源综合开发利用方面取得快速进步，但油气田企业要实现从“规模化实践”迈向“系统化构建”的高质量发展，仍需攻克来自资源、技术、机制等方面的核心难关。

资源接替与效益开发难题。在优先保障油气增储上产的前提下，可用于新能源建设的土地、电网接入空间有时接近饱和。同时，页岩油、致密气、深部煤层气等非常规资源以及深层地热资源的效益开发，仍面临技术与经济的艰巨挑战。

关键技术瓶颈。深部地热高效开发、多种储能技术（电、热、氢）的协同优化、高比例新能源接入下的电网稳定等技术，仍需持续攻关。许多集成融合技术仍处于商业化早期，以及电解油气田废水用来制氢的成本较高，成为制约发展的瓶颈难题。

经济效益与市场压力。新能源项目，特别是储能、煤制氢、电解废水制氢等，初期投资大，投资回报周期长，高度依赖政策支持与市场机制。在电力市场化交易中，如何实现绿电的优价消纳、获得合理的调峰收益，是决定项目经济性的关键。

系统融合与体制具有复杂性。电、热、气、氢不同能源系统的规划设计、调度运营涉及跨专业、跨部门、跨产业的协同，对现有的管理体制和复合型人才队伍提出了更高要求。打破行业壁垒，实现跨界协同是系统性工程。

安全环保风险升级。生产介质从单一的油气变为电、氢、热等多种形式，增加了安全管理的复杂性。老油田稳产与新能源建设同步进行，环保要求日益严格，均带来了新的风险管控压力。

转型发展是大势所趋，是国家赋予能源行业的责任与担当，尽管面临诸多挑战，基于国家战略导向和目前已有的规模化实践基础，只有更加系统性的深度融合发展，才能破解面临的各种难题。而且，多年的探索，中国油气田企业已实质性具备了构建综合性能源系统的组织、技术和模式能力，从“多元探索”逐步向“系统构建”，推动融合将更加向纵深发展，系统化、效益化的特征将日趋显著。

思维理念纵深跃迁。多元化清洁供能技术已形成成熟应用矩阵，油气田企业随着融合发展进入深水区，未来的发展观将从单个项目、单一能源的思维，升级为 “超级盆地”或“全能源系统”的生态观，将油气藏、风光场、地热田、氢能网络、储能设施及碳汇管理，纳入一个统一的区域能源生态系统进行整体规划、调度与运营，追求整个系统在安全、经济、低碳维度上的全局最优。如鄂尔多斯盆地，拥有煤、油、气、铀矿、氦气等多重资源，这些资源埋深不等，从开发的源头系统布局，分层级先后开发，互不影响，做到最大限度充分有效开发资源。通过构建“源网荷储”一体化和多能互补体系，油气田新能源建设的观念正打破传统能源原有思维，迈向构建覆盖区域、内外互通的全系统化观念。

融合程度更加纵深，融合模式更加系统化。传统油气田生产企业与新能源的融合将从“项目级”的物理简单叠加，走向 “系统级”的智能协同与融合。随着“风光气储氢”多能互补与“源网荷储”一体化不断成熟，传统油气田不再局限于简单的“以电代油”或分散式光伏建设，而是转向构建“源（电源）—网（电网）—荷（负荷）—储（储能）”高度协同的新型电力系统。融合模式将向构建多能互补、一体化综合能源基地转变。空间布局也将进一步从“分散试点”向“大基地与产业链一体化”集聚，进一步推动新能源大基地、绿色低碳化工园区以及上下游一体化产业链延伸，形成集群化、规模化的产业生态。

经营模式多元创新。商业模式将从单一的“投资—发电—自用/上网”，拓展为参与电力现货市场、辅助服务市场、提供调峰容量、开发碳资产、运营综合能源服务站、对外提供绿电、绿氢、供热服务等多种盈利渠道。油气田企业将更深度地融入能源市场，成为活跃的市场主体。

产业转型向纵深推进。转型不再局限于生产用能替代，而是驱动整个业务结构的重塑。正如中国石化提出的“油、气、新能源‘三足鼎立’”，新能源将真正成长为与油气并列的主营业务板块。企业身份将彻底从“油气生产商”转变为 “综合能源供应商与低碳解决方案提供商”。

AI技术成为核心基础设施。人工智能将不再仅是辅助工具，而成为智慧油气田乃至智慧能源盆地的底层操作系统。通过人工智能和高级算法，它将在海量数据中挖掘规律，自主优化生产与能源调度，预测设备故障，实现风、光、储、气、热、氢等多能流在秒级、分钟级时间尺度上的动态优化匹配，甚至驱动地下资源开发的颠覆性创新，成为提升整个系统效率、安全性与经济性的核心驱动力。

这场始于油气田的“油气+”革命，其意义早已超越行业自身。它是在能源安全与绿色转型双重约束下，对中国庞大传统能源体系进行的一次战略性重构与升级。从多能互补基地到未来国家新型能源体系的关键一环，中国油气田的转型之路，正凭借其规模化的实践、系统化的构建与前瞻性的布局，越走越坚实，不仅为端牢能源饭碗增添了绿色底气，也为全球能源转型贡献了中国方案。