我国是能源消费大国，原油对外依存度在70%以上，天然气对外依存度也超过40%，油气资源短板依然存在，油气勘探开发力度需要持续加大。与此同时，“双碳”目标提出之后，各行各业都要向绿色低碳转型，油气勘探开发自然也不例外。在此形势下，油气田与新能源融合发展成为油气田履行保障能源安全与实现绿色低碳的必然选择。
一、油气田与新能源融合发展路径
从目标导向看，油气田与新能源融合发展要解决的核心问题之一是油气田生产储运过程中的碳排放控制。油气田生产储运过程中产生的碳排放主要来自电力生产消费带来的间接排放，目前国内油气田电力生产消费来源是以煤电为主的火电。降低碳排放的首要任务是推进新能源电力对油气田火电的替代。技术上看有两个途径，一是油气田自力更生，上马风电、太阳能项目替代火电；二是油气田获得外部绿色电力替代火电。在整个油气产业链中，上游勘探开发环节碳排放并不大，电力替代若比较顺利，则油气田减碳基本就能完成主体部分。而油气生产储运过程中的“跑冒滴漏”及甲烷气体燃烧带来的碳排放可以通过技术更新及设备改造予以解决。火电替代及生产过程中温室气体排放问题解决了，油气田实现“零碳”就有了理论上的可能。若再考虑油气田自身节能降耗、因地制宜的碳汇资源开发以及CCS工程实施因素的减碳效果，未来油气田贴上“负碳”标签也不是没有可能。
二、国内油气田开发与新能源融合发展取得积极进展
国内油气田推进与新能源融合发展的探索已有不短的时间了。部分国内油气田在规划基础上已经开始了局部的零碳化探索和实践，并取得积极进展。中国石油塔里木油田零碳沙漠公路对柴油机发电水源井进行光伏改造，实现生态防护林抽水灌溉“油改电”零碳排放，每年较柴油发电减排二氧化碳约3410吨；中国海油利用厂区屋顶、绿化草坪及空地，建成国内首个“光伏+海岛油田”项目——涠洲油田群光伏电站；中国石化江苏油田打造分布式光伏创新应用场景。
基于零碳油气田发展需要，部分油气田按照因地制宜思路，开始编制中长期零碳化目标方案。其中《胜利油田碳达峰碳中和行动方案》提出依靠节能、新能源、CCUS、碳汇林四条脱碳路径实现零碳发展；大庆油田聚焦“双碳”目标，积极构建“油+气+新能源+碳汇”多能互补的零碳发展道路，统筹推进新能源业务与节能减排，完善风、光、地热、CCUS等业务的发展路径、技术体系及管理模式，加速形成绿色低碳发展的战略布局；吉林油田在远景规划中提出建设千万千瓦级风光发电、400万吨级碳埋存、百万吨标煤级地热利用三大工程，全力打造零碳油田。
三、未来融合路径：形成促进零碳、负碳油气田的产业集群
《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“十四五”时期全国将建成风光储一体化、风光水火储一体化、风光火储一体化、风光水储四大类型九大陆上新能源基地和五大海上风电基地，以全面支撑我国现代能源体系建设。《“十四五”可再生能源发展规划》还提出“统筹海上风电与油气田开发，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展”的海上油气田发展思路，这一思路对陆上油气田利用新能源也同样适用。基于今后新能源基地发展及CCS/CCUS工程的发展布局，结合国内主要油气田地理分布，本着油气田就近利用新能源，以及充分利用新能源远距离输送规划落地带来的便捷条件思路，沿着去碳化基本主线，做好油气田发展规划，创建油气田（节能降耗）+基地新能源匹配+油气田CCS/CCUS工程+碳汇的项目相互协同的零碳油气田产业链和产业集群，形成如下协同发展关系（以部分油气田为案例分析）。
1.大庆油田、吉林油田、松辽油田：创建油田节能降耗+松辽新能源基地（风光储一体化基地）+油气田碳汇+油田CCS工程运营模式。
2.塔里木油田、克拉玛依油田、吐哈油田：创建油田节能降耗+新疆新能源基地（风光火储一体化基地）+油田CCS工程+碳汇运营模式。
3.冀东油田、渤海油田、大港油田、长庆油田、华北油田：创建油田节能降耗+冀北清洁能源基地（风光火储一体化基地）+黄河几字湾清洁能源基地（风光火储一体化基地）+油田CCS工程+碳汇运营模式。
4.胜利油田、东海油田：创建油田节能降耗+山东半岛海上风电基地+黄河几字湾新能源基地+黄河下游新能源基地+油田CCS工程+碳汇运营模式。
5.四川油田：创建油田节能降耗+川滇黔桂水风光综合风光水储一体化基地（金沙江上游川藏段和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等水风光综合基地）+油田CCS工程+碳汇运营模式。
6.滇黔桂油田、南海油田：创建油田节能降耗+川滇黔桂水风光综合基地（金沙江上游川藏段和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等水风光综合基地）+北部湾海上风电+油田CCS工程+碳汇运营模式。
四、落实好政策保障措施
一是做好发展规划层面保障。油气供应在我国能源安全中占据重要地位，国内油气田增产稳产有助于增强我国应对国际社会“黑天鹅”“灰犀牛”事件的底气。目前国内正在大力推进新能源基地建设，一些基地尚处于规划建设和谋划布局前期，可统筹兼顾油气田发展需要，在考虑基地电力外送流向时，将国内油气田零碳产业集群纳入新能源基地发展规划布局。
二是强化政策支持。积极落实《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出的“健全体制机制，强化政策支持”。加大绿色能源消费市场创建，修订统一油气田碳排放核算标准，完善碳交易碳税制度；对油气田开发利用风电、光伏及地热资源给予各方面政策支持，鼓励新能源就近利用，推进零碳油气田产业集群建设。
三是加大技术创新力度。重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用、油气田储能（电和热）、分布式微电网和综合能源智慧管控等领域的技术创新，提高风能、太阳能资源预报准确度和风电、光伏发电功率预测精度，提升风电、光伏发电适应电力系统扰动能力，支撑油气生产平稳运行。这些举措需要借助石油、电力领域企业、科研院所的通力协作。针对核心技术需求，通过跨领域协作形成科研攻关机制，缩短研发周期，适度加快油气田开发与新能源融合，以实际行动助力“双碳”目标实现。
