研究报告 | 海洋油气开发与海上风电融合发展的实践与思考 - 海洋电力发电技术创新趋势

海洋油气开发与海上风电融合发展的实践与思考

杨永明

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（中能传媒能源安全新战略研究院）

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本世纪以来，全球海洋油气勘探开发步伐明显加快，海上油气新发现总储量超过陆地，储产量持续增长，成为全球油气资源的战略接替区。我国海洋油气资源丰富，海洋油气勘探开发是我国长期、大幅增产的重要方向，在能源系统低碳转型的趋势下，寻找增储上产和低碳减排的平衡，实现海洋油气的绿色开发，意义重大。

相比于陆上油气，海洋油气生产过程中的能源消耗和温室气体排放有其自身特点。出于自给自足的能源供应方式及充分利用自产油气资源的考量，海上油气平台通常自建电站、热站，使用伴生气、原油等燃料，以满足自身用电和用热需求，这样的供能方式会造成大量碳排放，且存在效率低、能耗高、供能不稳定等问题。为海上油气平台接入清洁能源，目前较成熟的做法是引入风电技术。海上风电，是与海洋油气生产契合度最高的领域，油气行业丰富的海上工程资源和生产作业经验均可应用到海上风电行业。

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海洋油气与海上风电融合发展可以实现设施共用、发电直供、协同维护等，对减少油气平台碳排放，降低海上风电投资、缩减运营成本有较好的推动作用。目前，两者的融合发展正在从探索走向规模化，油气平台供电等项目陆续推出。融合创新发展模式逐步成为行业发展的热点方向和普遍共识，引领构建新场景、建立新业态。

工作总结报告一、海洋油气与海上风电融合发展潜力 L# s* `: a1 D$ |! |% v

发展新能源业务是油气企业延伸产业链、丰富投资组合的重要方向，未来浮式风电等新能源技术的逐渐成熟，将为油气企业带来新的市场增长点。在开展海洋油气业务的同时，融合海上风力资源，有助于形成多能源多资源协同发展、共同繁荣的良好局面。

（一）产业关联度高 " Y2 F1 m/ ~# [3 e$ {

海洋油气产业与海上风电产业有较高的业务契合度以及相似的供应链。国际能源署（IEA）调查显示，约有40%的海上风电项目建设作业与海洋油气项目相重合，其中包括相关基础设施的建设和部分水下设施，同时两者在设备维护、监管等方面也有相似之处。油气企业在发展风电等新能源方面拥有诸多便利条件，为海上油气田配套海上风电项目可为油气企业争取更多的开发权益，这使得在未来碳中和背景下盈利压力较大的深水油气行业有了一条切实可行的转型之路。

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在技术方面，海上风电开发与海洋油气开采的技术要求较为接近。传统的油气浮式平台技术可以转化到海上风电项目的建设中，尤其是海洋工程、深水开发和钻井技术可以应用到深水浮式风电建设方面，从而扩大可建设利用的海域范围。同时，提供海上油气勘探服务的公司可以较方便地转向海上风电施工等服务业务。

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在装备方面，相较于陆上，海上风电的安装难度要高很多，必须拥有专门的海上风电安装装备，而海上风电开发所需的大部分装备，如铺缆船、水下作业船和半潜运输船等，都可与海洋油气开发通用。此外，随着海上风电的快速发展，海上风电安装资源供不应求。将钻井平台改造变身为海上风电安装平台，成为缓解安装资源紧张的一条新路，有利于推进海上风机安装工程建设。

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在标准方面，两者在技术和安全标准上有较高的相似度。海洋油气行业长期以来形成的包括工程设计、制造、施工、运营维护等在内的全生命周期技术规范，对于海上风电行业而言，均具有借鉴意义，风电设备的维运和检修等可以充分借鉴油气行业的标准。

（二）利用模式丰富 ' r/ o$ d" C/ L# o" ~

综合资源、技术、经济等方面因素，可将海上风电作为与海洋油气勘探开发的重要结合点，加大发展力度，通过合理布局海上风电等技术，支撑海洋油气资源勘探开发绿色用能。

这其中，海电海用无疑是最主要的利用方式，即将海上风电产生的电能通过海底电缆直接输送到附近海上油气区、海上平台电力系统，为用电负荷提供绿色电源。我国海上风电已经进入了规模化、商业化发展阶段，整体呈现由近岸向深远海、由局部小规模示范向集中大规模开发方向发展。当前海上风电的电力传输成本约占海上风电总成本的四分之一，随着离岸距离的增加，其在总成本中所占的比重还将继续上升甚至达到总成本的一半。采用直接对平台供电的方式，将节省海上风电供能过程中海底电缆等传输投资，同时减少油气平台用能过程中二氧化碳以及空气污染物的排放量，从而大幅提升能源效率。

在利用海上风电对油气平台供能的基础上，还可在资源富集海域，或围绕已有海上油气平台，构建以风能为主的，包含光伏、海洋能等多种可再生能源发电技术的海上浮式系统，形成能源优势互补。通过建设海上风电并配套分布式光伏、海洋能等新能源项目，在规模化油气开发区建设微电网，形成海上新能源与油气开发的耦合利用基地，能够为海上油气平台提供清洁用能解决方案，大幅提高海洋清洁能源供能比例。

同时，为避免弃电情况的发生，可依托已有海上油气平台搭建海水制氢系统，海上风电场电能传送至海上平台，在平台上就地进行电解水制氢，有些海域已建设天然气管道可供使用，利用现有的天然气管道将氢能传送至陆地接收站，可进一步降低运氢成本。据报道，全球范围内已公布的电解水制氢规划项目约有一半来自于海上风电制氢规划，其中，德国、荷兰、丹麦等开始规划百万千瓦级的海上风电制氢项目。

从产业发展趋势来看，海洋油气和海上风电可以与诸多领域建立合作关系，海上油气、海上风电、光伏、氢储等多能协同的一体化开发模式，将成为能源产业探索的重要方向。

工作总结报告二、海洋油气与海上风电融合发展实践 0 n: X* `" o' Y$ S( J2 S$ b

随着海上风电产业的快速发展，一批传统的油气开采公司加入其中，陆续开展海上风电业务。凭借在深远海浮式平台的设计运营中长期积累的经验，油气巨头在深远海浮式风电领域处于相对领先水平。

（一）国外实践 - |! c, @$ M2 s

在全球范围内，拥有海上油气开发业务的油气公司纷纷探索利用海上风电为海上油气平台进行清洁供能。欧洲是全球风电行业发展较成熟的地区之一，欧洲海上风电规模和技术方面在全球都处于领先地位。2015年以来，欧洲油气和油服巨头几乎已全面进军海上风电领域，如BP、壳牌、挪威国家石油公司（Equinor）、意大利油服公司Saipem等。统计显示，欧洲半数左右的核准、在建、新建海上风电项目基本都集中在资本丰厚的大型油气公司手中。

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北海油田是欧洲重要的油气产区，也是欧洲海上油气开发绿色用电的探索和实践基地。作为西欧最大的油气资源国，挪威在大力进行海洋油气资源开发的同时，十分重视开发和运用新能源，以减少对传统化石能源的消耗。Equinor投资建造的Hywind Tampen风电场是世界上首个为海上油气平台提供动力的浮式海上风电场，目前已部分投运，其所发电力主要供位于欧洲北海地区的两个油气生产平台使用。一旦全部建成，该风电场预计将满足区域内油气生产所需的35%的电力供应。目前已投运的Hywind Tampen风电场离岸距离超过140千米，建设水深达到260至300米，不仅远远超过了当下作为行业主流的固定式海上风电场离岸50千米、水深50米以内的水平，同时也超过了此前的浮式海上风电项目。从减排成效看，挪威Hywind Tampen浮式海上风电场每年可帮助该区域的油气生产减排20万吨二氧化碳。从成本端看，Hywind Tampen的造价约为3万元/千瓦，在解决方案产业化和海上风电项目降本方面具有重要意义。

荷兰上游石油和天然气公司ONE-Dyas将与海底解决方案供应商N-Sea合作，在德国北海Riffgat海上风电场和即将建成的N05-A天然气生产平台之间安装海底电缆。海底电缆将使N05-A平台通过Riffgat海上风电场的电力来运行，这不仅是近15年来荷兰大陆架上最大的天然气开发项目投资，也是北海地区碳排放最低的项目。该项目于2022年6月得到荷兰政府的最终许可，随后于2022年9月作出最终投资决定。据了解，N-Sea将在2023年夏季开始施工，帮助ONE-Dyas在2024年8月前交付第一批天然气。

（二）国内实践

作为我国国内最大的海上油气生产运营商，中国海油在海洋油气与新能源耦合利用领域具有巨大优势。近年来，公司规划和重点培育以海上风电为核心的新能源产业，积极探索“风光发电+油气产业”等融合发展新模式。

2007年，中国海油在渤海湾建成了国内第一台海上风机，同年11月投入运行，并网接入绥中36-1油田，这是中国第一台海上风电机组。

2021年11月，国内首艘由钻井平台改造而成的“护卫”号海上风电施工安装平台顺利完成首台风机安装工作，这是中海油服与广东火电海上风电建设团队在华电阳江青洲三500兆瓦海上风电项目上进行的首次尝试，为国内深水区海上风电风机安装施工提供了创新性案例。

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2022年11月，中国海油与康菲石油中国有限公司共同宣布，双方正式启动蓬莱油田海上风电示范项目，该项目将为我国最大的在产海上整装油田——渤海湾蓬莱油田供应风电，以有效降低油田作业温室气体排放量及作业成本。据介绍，该风电项目拟安装4台风机，总装机容量为34兆瓦，全容量满发并网后，预计可以满足蓬莱油田30%以上的用电需求。

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2023年3月，由中国海油投资建造的我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”在广东珠海福陆码头启航，前往海南文昌海域，为海上油田群供电。这标志着我国深远海风电关键技术取得重大进展，海上油气开发迈出进军“绿电时代”的步伐。“海油观澜号”是我国第一个工作海域距离海岸线100千米以上、水深超过100米的浮式风电平台，其建成投用使我国海上风电的自主开发能力从不到50米提升至100米级水深以上水平，为我国风电开发从浅海走向深远海奠定坚实基础。项目投产后，风机年发电量将达2200万千瓦时，所发电力通过1条5千米长的动态海缆接入海上油田群电网，用于油气生产，每年可节约燃料近1000万立方米天然气，减少二氧化碳排放2.2万吨。作为目前世界上最深最远，同时也是全球首个给海上油气田供电、海域环境最恶劣的半潜式深远海风电平台，“海油观澜号”在单位兆瓦投资、单位兆瓦用钢量、单台浮式风机容量等多个指标上，处于国际先进水平。

工作总结报告三、几点思考 ( [& ?2 {0 l1 S- m; i: D+ P, \

虽然近年来我国海洋油气与海上风电的融合发展取得了积极进展，但也要看到，海上风电与油气产业的协同规划还远远不够，目前的产业链水平还不能完全满足我国海洋资源综合开发的需求，为此需要从协同规划、完善产业链、突破发展瓶颈等方面发力，进一步促进海洋油气和海上风电产业融合发展。

（一）统筹海域开发管理，协同规划海洋油气和海上风电产业 9 R, u$ g7 w: e L2 x- P

目前，我国海洋资源开发利用主要以单一能种为主，海域利用效率和项目整体效益明显不足。统一规划海洋资源，实现海域资源合理配置与科学利用，由单一资源开发向多能集成开发转变是必然趋势。考虑到我国海洋油气主要分布在沿海大陆架上，部分矿区与沿海各省份海上风电开发区块重叠的情况，采用联合开发模式，协同发展海洋油气与海上风电，是促进集约用海、提升海洋利用效率的重要举措。2022年6月，国家发展改革委等部门发布的《“十四五”可再生能源发展规划》提出海上风电与海洋油气田深度融合发展示范，成为“十四五”海上风电开发建设重点。2023年2月，国家能源局印发《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，统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。考虑到海上油气田开发和后续滚动上产涉及航空、运输、管道建设规划布局，周边区域新能源建设优先由油气开发企业统筹推进实施，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展。在政策、市场等因素的大力驱动下，未来我国海洋油气将进一步加码海上风电业务。

（二）发挥产业协同优势，建立完善的海上能源融合产业链 . i3 ~3 G) V) u( d+ g

统筹推进海洋油气与海上风电发展必然会派生很多装备需求。经过多年的发展，我国海工装备建造企业在海洋油气开发装备研发方面积累了很多技术储备，掌握了一批关键核心技术，鉴于海洋油气开发与海上风电开发设施公用的可行性，这些技术可应用拓展到海上风电开发装备。但是，海上风电开发仍有适应其行业特点的特殊装备需求，即使是改装现有海洋油气开发装备，也无法完全满足作业需求。另一方面，我国一些海工装备核心系统或核心部件，如船舶动力定位系统、液压打桩锤、重型吊机等，对国外市场的依赖程度还较深，尚未实现100%国产化。随着智能化发展，“卡脖子”问题也在不断升级，一些高端精密加工的制造装备和工业软件系统等存在短板，这些都需要进行重点攻关突破。为此，应依托海洋能源开发现有技术装备，充分发挥已有的产业协同优势，根据不同领域或产业特性，进行技术衔接及装备互补。加强海洋能源融合发展过程中重点和关键领域的技术研发，突破所需的关键装备，解决“卡脖子”难题，助推海上核心装备研制并替代进口。在海洋油气、海上风电、海水制氢、海洋综合能源利用等涉及保障国家能源安全的方向上加大投入，在此基础上建立完善的海上能源融合产业链，推动深远海绿色能源的大规模商业开发。

（三）围绕融合发展需求，突破成本增加和人才缺乏等瓶颈

由于风电产业快速发展，再加上海上风电机组专业的复杂性，海上风电产业面临成本增加和人才缺乏等瓶颈，主要表现为，海上风电远离海岸，所处的环境远比陆上风电更加复杂和恶劣，尤其是深远海发电，面临实际工程造价水平高、运维成本高等问题。针对这一现实情况，短期看，可通过财税政策支持鼓励海洋能源融合开发；长期看，仍需持续加强技术创新，不断驱动成本下降。另一方面，在海上风电机组朝着大型化快速发展过程中，与之相匹配的安装设备发展较为缓慢，海上风电施工、运营维护等专业队伍也较为紧缺。未来，全球海洋油气的投资规模将持续扩大，海上风电与海洋油气的联系将更加紧密。应围绕两者的融合发展，引入高水平的科研机构与行业领军人物、专业化水平高的专业施工队伍和运营维护队伍，依照法律法规、标准规范等有关要求配置项目团队，推动产研一体、产业升级。可选择合适的深远海平台或岛礁建立海洋资源综合利用示范基地，以示范项目为先导，面向全国发挥辐射作用，形成海洋油气及海上风电融合发展工程建设能力，助力“双碳”目标实现。

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