加快锻造油田配储新质生产力

  [中国石油新闻中心2024-04-16]
  当前，全球能源结构持续优化，低碳转型稳步推进。石油企业凭借强大的技术实力和市场竞争力，成为推动能源结构优化升级的重要力量，在做强做优主业、提升效率效益的同时，正加快构建以氢能、新型储能、风电、太阳能发电等为重要支撑，由前沿核心技术引领带动的新能源产业体系。
  徐泉?中国石油大学（北京）碳中和未来技术学院副院长
  加快培育绿色转型新质生产力
  近一段时间，“新质生产力”一词广受关注。今年的政府工作报告提出，大力推进现代化产业体系建设，加快发展新质生产力。传统油气公司在探索油气与新能源融合发展的绿色转型新模式中，如何释放新质生产力，实现新一代转型升级？这是个值得思考的问题。
  近年来，围绕能源转型新模式，国内外石油公司差异化发展百花齐放。公开资料显示，中国石油2023年实现风电光伏发电量22亿千瓦时，高纯氢总产能达到6600吨/年，碳捕集、利用和封存注入二氧化碳159.2万吨；中国石化累计发展加氢站128座，2023年全年加氢量为3471万吨。中国海油实现世界首个半潜式“双百”深远海浮式风电项目并网发电。与此同时，3家主要石油公司均大力发展可再生能源直接制备氢气，通过成立氢能事业部或者新能源研究院等形式，加速实现绿色低碳转型升级。
  随着光伏风电接入比例的持续提升以及人工智能技术（AI）的不断发展和广泛应用，解决AI的能耗问题为储能发展带来更多需求。人工智能的快速发展需要重点关注相关的能源消耗问题，“AI的尽头是光伏和储能”的观点被诸多业内人士认可。特斯拉创始人马斯克预计，AI的发展将使世界在2年内由“缺硅”变为“缺电”。在我国，前不久召开的中央经济工作会议也提出，要加快建设新型能源体系。
  随着可再生能源占比增加和油田微电网负荷稳定性的增强，如何结合油田特有的微电网优势，实现具有油田特色的新型储能形式，培育绿色转型新质生产力，成为当前石油企业实现绿色低碳转型的重中之重。
  加快构建新型电力系统
  “储能”，尤其是“长时储能”，正在作为能源转型中的热门词汇出现。新能源快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，新能源“极热无风、夜间无光”特征突出，对电力保障稳定供应、实时平衡提出了新要求、新挑战，由此催生了不同的调峰手段。例如，储能调峰、电源互补调峰、需求响应调峰等。具备本征安全特性的长时储能成为碳中和时代的主流选择。
  对油气田来说，到2050年，无长时储能的油田电力系统与引入长时储能的油田电力系统相比，每千瓦时用电量成本将高出24%左右。据美国国家可再生能源实验室（NERL）测算，为实现6000兆瓦的高峰负荷削减，采用2小时的储能系统所需装机功率超过1.4万兆瓦，而采用8小时以上的长时储能系统所需装机功率仅为6000兆瓦。由此可见，在同等装机规模的条件下，选择8小时以上的储能形式可以更有效地缩减电网峰谷差。8小时以上长时储能将成为油田构建新型电力系统、降低输电成本和进行网络升级扩容投资极具性价比的选择。
  油田加快新能源基础设施建设，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，需构建新型电力系统。在新型电力系统里，电力的规划对象除了传统的“源网荷”之外，还需超前布局储能规划，规划边界也需进一步扩展。传统规划以电力系统内部数据为主，辅以对社会经济发展数据的研究。在新型电力系统里，则需进一步掌握能耗、碳排放等专业数据，并超前考虑油田再电气化、AI智能化带来的电力增量，引入新技术手段应对新型电力系统的新特征。在规划评价方面，评价指标也需进一步多元化。亟须形成新的评价体系，客观衡量新型电力系统的规划效果。
  在传统油气生产场所，包括采油区和化工园区，以液流电池、压缩空气为代表，具备本征安全属性的储能技术几乎是必选项。长时储能技术的应用将贯穿油田的发电、输电、配电、用电等各环节，缓解高峰负荷的供电需求压力，提高现有电网设备的利用率和电网的运行效率。同时，长时储能系统的规模化应用还将有效延缓和减少对电源和电网建设的需求，提高电网的整体资产利用率，改变现有电力系统依赖自然的建设模式，促进其从外延扩张型向内涵增效型转变。
  打造“源网荷储”一体化电网
  长时储能技术的推广应用，能够在很大程度上解决油田新能源发电的随机性和波动性问题，使间歇性、低密度的可再生能源得以广泛、有效应用。在油田建设以新能源为主体的新型电力系统中，对各类电源的配置除了典型电力电量平衡模拟外，还需要针对不同产电用电场景，进行针对性调频调峰和供能设计。这也是亟待进行技术突破的关键技术领域。从电源角度来看，新能源将从提供电量补充的配合电源逐步发展为提供电量支撑的主体电源，煤电将逐渐转为“以提供电力为主、提供电量为辅”的备用保障电源，气电主要作为调节性电源和保安电源，长时储能则将发挥削峰填谷、紧急事故备用作用。在新型电力系统中，电源调节能力必须与新能源的接网规模同频扩大，大规模长时储能规划、储能电站规划等调节电源规划将成为规划工作中的重要内容。
  随着新能源装机规模的显著扩大，油田电网将转变为“源网荷储”一体化新型电网。已建电力调控系统不能满足油田电网新的调控需求。因此，在满足传统电网运行管理需求的基础上，为适应新能源波动性、间歇性、随机性强的特点，新型电网系统需具备“源网荷储”智能调度决策能力。通过群调群控、AGC、风光功率预测等技术进行智能调节，成为企业的重点研究方向。同时，可基于新能源发电及负荷预测数据，通过日前（24小时发电预测）、日内（4小时发电预测）和实时（15分钟发电预测）多时间尺度的协同优化，以发电成本最低、新能源消纳最大化等为目标，在考虑电网功率平衡、潮流安全、需量控制等约束下，制定分布式能源、长时储能和主网交换功率等优化计划。现阶段部分油气行业还未或者刚刚设立储能部门，而部分企业，如华能、国电投等的储能业务均为大事业部。因此，油气行业超前布局储能领域，开展因地制宜的储能规划和实施方案非常重要。
  未来，随着具备本征安全特性的长时储能加入油田微电网建设，石油企业可综合风光场址及变电所负荷情况，选取可推广、可复制、具有典型性的负荷供电区域开展微电网技术研究。在油田物联网建设的基础上，进一步发挥新质生产力的引导作用，充分开发基于储能技术的新型应用场景和生产力，通过开拓思维、示范先行、逐步推动的思路，深入研究应用分布式发电、储能、智能微电网能量优化调度及智能微电网保护控制等技术，挖潜油田生产柔性负荷，打造油田“源网荷储”一体化智能微电网，探索由“源随荷动”转向“源荷互动”模式，进一步提高清洁能源替代率。通过微电网管控平台，对风电、光伏、储能等新能源场站的数据以及负荷侧的信息进行汇集，实现远程监控，提高复杂建设和运营环境下油田电网的管理能力，实现微电网区域分布式电站的“可观、可测、可调、可控”，探索虚拟电厂管控模式，有效提升分布式发电的效率和收益。