面对当前能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，构建新型能源体系、发展新质生产力成为保障我国能源安全的重大战略举措。新型能源体系的总体要求是提高能源资源安全保障能力，核心目标是以能源的绿色低碳发展带动社会经济发展的低碳转型。2024年我国发布《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，指出加强化石能源清洁高效利用、大力发展非化石能源、加快构建新型电力系统是推进能源绿色低碳转型的主要手段。探索多能融合发展模式，促进化石能源与新型能源的集成融合，实现各种能源资源的低碳、高效和经济转化，也是能源绿色低碳转型的可行路径。
传统能源企业积极探索油气与新能源融合发展新模式
在“双碳”目标驱动下，传统石化能源企业积极布局构建完善的碳达峰、碳中和技术体系，着力推动传统发展方式向绿色和低碳转型。中国石化布局地热能、太阳能、风能及氢能等新能源的开发与利用，全面布局CCUS产业链技术开发、工程设计、装备制造和工程建设能力，积极践行能源转型战略。中国石油积极探索油气与新能源的多元化发展，建立具有石油特色的融合典型发展模式，如通过风光发电、地热/余热利用建设低碳零碳示范油气田、打造油气上下游一体化协调低碳发展、绿色低碳化工园区、油气氢电非综合能源服务终端等。中国海油坚持以融合发展为重要路径，积极探索海上油气与新能源融合发展举措，经略海洋、推动海洋经济高质量发展。积极推进近海风电规模降本和深远海浮式风电规模化效益化发展，培育发展海洋能源新质生产力，加快向产业链和价值链中高端迈进。围绕构建服务于海上油气生产特点的融合开发模式，中国海油进行了多方面的技术探索与尝试。
聚焦构建海上新型能源体系，推动发展方式绿色转型
我国海洋油气开发围绕绿色转型和双碳战略目标，正在积极构建海上新型能源体系。在渤海，岸电入海工程取得重大成效，建成了国内海上最大的岸电应用工程，设计岸电规模达980MW，实现海洋油气开发清洁电力替代的重大变革。2024年依托岸电工程等共实现绿电替代7.6亿千瓦时，有力保障渤海油田增储上产七年行动计划实施。在南海，风电替代平台自发电创新技术正在稳步推进，2024年完成我国首个“双百”深远海浮式风电平台“观澜号”接入文昌油田群电网工程建设，并成功并网发电。2025年陆丰油田群16MW级浮式风电项目开工建设，电化学储能技术首次在该项目中应用，创新了海上油田高比例绿电替代技术，构建海上大功率浮式风机直接为海上油田供电新模式。与此同时，我国海洋油气开发还在探索各类“绿色替碳”技术。比如我国海上首个全方位绿色设计的乌石23-5油田群，实现六站合一绿色处理工艺、生产水零排放及岸电供电等多项绿色实践，为海上油气开发生产低碳化转型树立典范。在文昌9-7油田开发项目中创新实施首套海上5MW级高温烟气余热ORC发电装置，预计年发电量可达4000万千瓦时。在“末端固碳”方面，积极推动海上CCS/CCUS产业发展，建成恩平15-1百万吨级海上CCS项目，实现海上规模化二氧化碳封存。持续开展渤中区域和大亚湾区CCS/CCUS集群设计，逐步探索海上二氧化碳驱油增产工程，开启海上油气与新能源融合开发的新范式。
坚持融合发展重要路径，推动新场景新模式规模化应用
我国海洋油气开发立足海洋资源能源禀赋，走差异化新能源转型发展路径，坚持油气与新能源融合开发。在海上油气田开发前期阶段，创新源头设计，将新能源开发方案与油气田开发作为整体统筹规划。如宝岛21-1气田开发项目，创新提出通过设置1台浮式风机为平台供电的设计方案。项目在考虑分散式风机绿电替代的同时，兼顾工程开发方案的优化和降本，实现了海上资源融合开发。在海上风电开发项目中，前瞻性评估通过绿电制氢与化工用氢替代，为未来海上风电消纳提供融合解决方案。依托海洋工程基础设施优势条件，不断构建以海上资源能源利用最大化的融合模式，推动海上弃置平台新能源利用方案研究。如针对海上拟弃置平台开展“风光余热发电+氢能制储运用”综合利用方案研究，规划方案可实现海上油田“油气碳电氢热”的一体化融合开发，为海上弃置平台的再利用提供新模式。同时，依托枯竭油气藏开展海上二氧化碳地质封存和工程方案研究，探索海上二氧化碳低成本规模化封存，充分发挥海上基础设施再利用潜力，打造海上新能源开发的海洋特色。
我国海洋油气开发以培育海洋能源新质生产力为目标，聚焦构建新型能源体系，发挥科技创新驱动，不断探索海上油气与新能源多能融合。围绕油气增储上产和油气开发绿色低碳转型发展目标，积极推动以科技创新为支撑引领的“双碳”行动方案，打造全流程“减-控-替-固-融”的碳控技术路径。加快推动油田周边分散式风电建设，探索海洋温差能、地热能发电新模式。坚持“油气电碳氢热”等资源能源的一体化开发，依托海上油田群设施和风电资源，积极打造海上“绿色氢基燃料”能源供应基地，有序推动海上绿氢、甲醇业务布局，构建海上油气与新能源融合发展的新模式，全面助力海上油气高质量跨越发展。