新华网北京5月20日电（石海平）近日，中国石油集团党组召开会议。集团党组书记、董事长戴厚良强调，要大力实施绿色低碳发展战略，积极推动油气与新能源融合发展，加快清洁电力、地热、CCUS等业务布局。

在全国新能源“大浪潮”下，这家传统油气巨头正走出一条不脱离主业的深度耦合之路：把清洁电力、地热、氢能、储能、CCUS等新业务嵌入油气生产、炼化加工、终端服务和碳资产管理全过程，在保障能源安全的同时，重构传统油气企业的低碳竞争力。

随着2025年“清洁替代”阶段性目标如期兑现，中国石油正立足产业家底，重塑能源生产逻辑，让传统与新兴能源在功能互补中释放出澎湃的融合红利。

“向绿而生”的中国石油账本

“油气行业既是能源保障的主力军，又是能源消耗的大户。”中国石油天然气集团有限公司副总工程师，中国石油油气和新能源分公司执行董事、党委书记杨立强的这句话，道出了传统油气企业绿色转型的现实起点。

对中国石油而言，这种融合不是简单增加新能源装机，也不是在油气主业之外另起炉灶，而是在保供与减排之间算了一套账。

第一笔是油田现场的“经济账”。

在吉林油田红岗项目，变化最初来自节约用地。工程人员把原本分散的单井集约化，将十几口甚至二十几口井集中到一个井场。井场聚起来后，管线短了，占地少了，单位投资和能耗也随之下降。随后，风光发电设施建在集约化井场围栏处，先满足自用电，再进一步推动“以电代气”——原先烧天然气的加热炉改为电加热。电气化又带来智能化管控条件，井场逐步实现无人值守。

图为吉林油田大型分布式光伏电站，来源：中国石油

中国石油油气和新能源分公司新能源事业部总经理苏春梅介绍，这套从集约化、电气化到智能化的组合，使红岗项目桶油完全成本降低约10美元。对老油田来说，这不只是利润表上的变化，也意味着部分原本因成本过高而“不能动用”的储量，重新具备经济开采价值。

清洁电力正在为这笔账提供更大范围的支撑。2025年，中国石油风光发电量达79.3亿千瓦时，同比增长68%；2026年第一季度，风光发电量达23.3亿千瓦时，同比增长38.5%。

中国石油的实践表明，绿电的意义不只在于发电量增长，更在于能够就地替代勘探开发、集输处理等环节用能，推动传统生产流程低碳化。

第二笔是面向全局的“国家账”。

我国天然气对外依存度约40%。与此同时，中国石油每年生产约1600亿立方米天然气，自身生产运行也要消耗100多亿立方米。若在生产端大规模推进清洁替代，用风电、光伏、地热等替换部分自用天然气，节省下来的气就可以更多输向社会终端。尤其在北方冬季供暖季，地热替代天然气或燃煤供暖，还能缓解天然气保供峰值压力，改善区域用能结构。

这种“腾笼换鸟”，本质上是把企业内部节能降碳转化为社会能源供应增量。

第三笔是面向未来的“资产账”。

随着CCER机制重启、绿证交易推进和全国碳市场建设完善，碳正从“排放物”变为可管理、可核算、可交易的资源。

中国石油投身绿证交易，自主研发碳资产集中管控平台；2025年，中油电能公司成立，意味着其开始更深入参与电力市场化交易。与此同时，从收购普天新能源到联手宁德时代布局电化学储能，开放合作正在补齐新业务能力。

对中国石油而言，绿色转型由此不再只是成本项，而逐步具备自我造血能力。

深挖“地下宝库”的降碳密码

谈及新能源，人们首先想到的往往是风机、光伏板和发电量。但在油气生产现场，另一组数据更能说明问题。

“油气开发过程中，能耗中仅有20%为电力，其余80%为热能。”杨立强敏锐地指出了行业发展的关键点。

单纯依靠绿电替代，并不能覆盖油气田降碳的全部场景。抽油、集输、加热、稠油热采等环节，都离不开稳定热源。也正因如此，地热、余热回收、热泵和CCUS/CCS，成为中国石油推动油气与新能源融合发展的重要抓手。

地热业务的起点，来自油田生产中曾被忽视的一股“暖流”。据苏春梅回忆，地热业务最早萌芽于井口采出水余热利用。过去，油田采出液分离后，水温往往还有五六十摄氏度，有的甚至达到七八十摄氏度，若直接回注地下，热量就白白流失。最初，这部分余热被用于前线公寓和办公场所供暖；随着技术和应用场景成熟，逐步扩展到周边城市住宅清洁供暖。

这种“自然生长”背后，是中国石油对地下资源的理解和工程能力。找地热资源、打井、回灌、管网运行，很多环节都与油气开发的技术积累相通。曹妃甸新城地热供暖项目已稳定运行8个供暖季，成为国内单体规模最大的中深层地热供暖项目之一；2025年，中国石油新签地热供暖合同面积超过1亿平方米。“十四五”期间，大港油田依托钻井技术和地质勘探经验，建成集团公司最大规模浅层地热群；华北油田则建成北京市首个中深层地热供暖试点示范项目。

图为采用地热供暖的曹妃甸大学城，来自：中国石油

地热的价值不止于供暖。据了解，中国石油正在稠油热采等场景开展实验，探索用地热替代天然气加热。对北方地区而言，这意味着冬季高峰期可减少一部分生产端自用气，把更多天然气释放给民生和工业终端，相当于为天然气保供提供“削峰填谷”的另一种方式。

如果说地热是在地下“取热”，CCUS/CCS则是在地下“存碳”。

在中国石油国内上游业务确立的“降碳、替碳、埋碳”路径中，“埋碳”就是通过碳捕集、利用与封存技术，将二氧化碳捕集后输送至油田或封存场所，部分用于驱油增产，部分实现长期封存。

这项技术正在从试验走向规模化。2025年，中国石油完成二氧化碳利用266.4万吨，同比增长40.3%；CCUS-EOR注入量首次突破200万吨。“四大六小”十个现场试验覆盖低渗、砾岩、潜山等多种油藏类型，鄂尔多斯、松辽、准噶尔三大盆地CCUS大基地建设加快推进，目标是打造3个千万吨级CCUS示范基地。

在吉林，“吉碳壹号”吉林石化—吉林油田二氧化碳长输管道工程（一期）正在建设。建成后，这条超临界/密相二氧化碳输送管道将连接排放源与油田利用、封存场景，成为区域CCUS体系的骨干网络。

从地热供暖到二氧化碳回注，中国石油的融合发展并非只做地上风光文章，而是在地下油气、地下热能、地上绿电和碳管理之间建立新的连接。其降碳密码，正在于把多年积累的地质认识、钻井工程和油藏管理能力，转化为绿色低碳发展的新能力。

构建跨界融合的“超级能源生态”

当新能源从“小浪花”进入“大浪潮”，比拼的不再只是装机规模，更是能否把资源、负荷、技术和市场组织成一个高效协同的系统。对中国石油而言，油气田不只是传统能源生产基地，也正在成为新能源开发、消纳和调节的综合场景。

存量资源在“沙戈荒”中转化为绿色增量。中国石油在“三北”等地区的油气田，长期积累了土地、道路、电网接入和生产组织能力，也拥有较好的风光资源禀赋。塔里木油田上库高新区低碳转型130万千瓦光伏项目并网发电，刷新中国石油已投运单体规模最大光伏项目纪录；玉门油田高效建成大规模集中式光伏电站及配套储能设施；长庆油田则立足鄂尔多斯盆地，推进风光电热等非化石能源开发，并布局绿氢“产储运销”产业链。

这种变化已体现在一线生产数据中。长庆油田今年4月份自发绿电发电量首次突破6000万千瓦时，达到6588万千瓦时，刷新油田月度发电量纪录。按照规划，2026年长庆油田还将新增分布式光伏、分散式风电装机21万千瓦，全部投运后年可新增绿电产能3.4亿千瓦时。

图为大庆油田。来自：中国石油

不过，风光发电“看天吃饭”，油气生产却不能“等风来、等日照”。

如何让绿电发得出、用得好，是融合发展的关键。对此，苏春梅总结出“四要素”：合理配置储能，平抑风光出力波动；发挥天然气发电启停快、调节范围宽的优势，作为风光发电的“调峰伴侣”；开发柔性负荷，对低产油井和部分注水井实施匹配风光出力的“间抽间注”；依托智能管控系统，对复杂能源网络进行精准调度。由此，油田从单纯用能端，转变为可调节、可响应、可优化的能源系统节点。

更深层的变化，是边界被打破。杨立强认为，实现系统级融合，需要技术、场景和行业三个维度同步发力，国企、民企、传统能源企业、新能源企业、电网和智能化行业都应参与进来。

这种开放正在落地。从收购普天新能源，到联手宁德时代布局电化学储能系统集成业务，再到相继成立昆仑网电、中油电能，中国石油正通过并购、合资、投资等方式补齐新业务能力。中国石油遍布全国的综合能源服务站，也不再只是油气消费终端，未来可作为融入城市电网的虚拟电厂、智能微电网节点，为新能源消纳提供分散而灵活的场景。

从油田微电网到城市能源终端，从风光发电到储能、气电、绿氢和碳资产管理，中国石油正在构建多能互补的“超级能源生态”。按照其绿色低碳发展行动计划，到2035年，新能源新业务与油气业务将实现“三分天下”；面向更长远未来，可控核聚变、深地深海能源等前沿方向也已纳入布局。

中国石油油气与新能源融合发展，不是另建一套体系，而是在既有产业根基上长出新的能源森林。

从红岗井场的电加热炉，到北方冬夜里的地热暖流；从沙漠戈壁上的光伏板，到回到油藏深处的二氧化碳，这些并不喧哗的细节，构成了能源转型最扎实的底座。向绿而行，最终是为了让能源更安全、生产更高效、生活更温暖。中国石油的融合之路，正从井场深处、地层深处、产业深处，通向能源更安全、发展更绿色的未来。