盘活电力资源 抢占转型先机

从油气企业纷纷入市看电力交易如何成为能源转型的关键变量

[中国石油新闻中心 2026-09-17] 从吐哈油田三塘湖12.5兆瓦风电项目完成首笔市场化售电业务，到玉门油田累计对外售出绿证149.69万张，实现上半年绿证“库存清零”；从塔里木油田与江苏、四川等省份签订绿电合作协议，到中油电能前7个月代理购售电量同比增长7.7%、业务覆盖25个省区市……今年以来，中国石油多家企业加速挺进电力赛道，动作频频。

从单纯的用电者到深度参与交易的市场主体，甚至到向外输出清洁电力，油气企业为何入局电力市场？电力市场化又将为企业带来哪些改变与机遇？

市场之变改革破壁激活一池春水

近年来，电力市场化改革蹄疾步稳。从《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年全国统一电力市场体系基本建成；到《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》表示，要有序实现电力现货市场全覆盖，明确各省区转入正式运行的时间节点；再到《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》提出，将绿电直连政策从单用户拓展至多用户。文件相继落地，电力市场机制逐渐完善。

具体到交易环节，我国电力市场中长期交易与现货交易协同发力。中长期市场通过提前签约锁定电量与电价，发挥“压舱石”作用，为连续生产的能源化工企业守住成本底线；现货市场通过日前、日内、实时交易，真实反映不同时空的供需关系与电力价值，既引导用户优化用电行为，也为富余新能源找到了灵活的消纳出口。

对油气企业而言，这场变革最深刻的影响，是电力属性的根本转变。从长远来看，电力不再只是生产经营中的成本项，而是可交易、可配置、可主动经营的核心资源。兼具用电大户与新能源发电主体双重身份的油气企业，就此获得了从“电力消费者”向“产销一体化经营者”转型的基础。在欣喜的同时，企业应当看到，一套完整顺畅的市场运行体系不会随着文件发布立刻成形，各项改革举措仍处在落地磨合阶段，制度红利充分释放尚需时日。

企业之进绿电变现探索多元路径

调研显示，当前电力市场模式下，油气企业主要通过3种路径实现资源价值最大化：就地消纳以降本，富余电量外送以增收，集中采购以放大议价优势。

“我们绿电发出来后优先自用，替代外购电。”吉林油田新能源事业部经理马晓红说。今年前8个月，吉林油田累计生产绿电10.2亿千瓦时。其中，自消纳项目发电3.7亿千瓦时，直接节约生产成本1.37亿元，同步减少碳排放19.6万吨。

油气企业大规模就地消纳风光电力，既能减少区域向外购电的压力，又能降低新能源远距离输送对输电通道的占用，可同时助力新能源消纳与区域电力保供。

今年3月，大港油田接到华北电网新能源消纳困难的通知后，紧急调整策略，完成首笔省间现货交易，5.48万千瓦时清洁电力从天津送往江浙地区，有效降低了弃光率。截至目前，大港油田省间现货交易绿电总量已突破350万千瓦时，省内绿电交易电量3.16亿千瓦时，总售电收入超1亿元。“自用之外的电，如果不交易就可能面临浪费，电力市场化交易让这些原本可能浪费的绿色电力成功变现。”大港油田新能源事业部陈娜说。由此可见，跨省售电能够在更大范围内探索出一条兼顾消纳和保供的可行路径。

单个企业的用电与发电规模有限，议价能力不足，通过专业化平台归集资源、参与交易，则能最大化释放规模效应。去年揭牌的中油电能，作为中国石油统一购售电平台，目前已代理集团内部400余家企业的购售电业务，对内归集分散用电需求统一采购，降低整体购电成本；对外开拓石化、钢铁、汽车等社会用户，持续拓展平台经营空间，让电力资源的配置效率进一步提升。“体量上去了，议价能力自然就强，整体收益也会随之放大。”中油电能电力政策和交易部负责人段新亮表示。

发展之思内外兼修重塑竞争优势

总体来看，这些方式切实提升了企业的经营效益，也为进一步参与电力交易提供了实践基础。但就油气企业当前参与电力市场的实践而言，多数仍属于局部、阶段性的试点探索；要真正实现消纳与保供“双赢”，仍有不少难题待解。

从市场壁垒看，跨区域交易通道尚未完全打通，地方利益协调机制等方面仍存在堵点。从机制衔接看，中长期、现货、绿电交易、绿证交易等多类规则并行，不同市场之间的衔接磨合仍需较长周期。从价格波动看，现货电价起伏剧烈，也对企业的成本管控和风险对冲能力提出了更高要求。从企业自身看，不少传统能源企业仍存在专业团队储备不足的问题，熟悉电力现货交易、绿电经营的人才相对欠缺，配套风控体系也仍在搭建完善之中。

难题虽多，方向已定。多位业界专家认为，进军电力市场已是“怎么做更好”的必答题。随着全国统一电力市场建设不断走向纵深，谁能够吃透市场规则、统筹盘活内部各类能源资源、建立完备的交易风控体系，谁就有望在能源转型进程中抢占先机，逐步走出一条兼顾安全保供、清洁能源消纳、企业效益提升的可持续发展路径。