油气矿区"风光气储"多能互补技术研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGF-A-023　｜　所属赛道：综合能源系统（A级专题） 报告日期：2026年6月　｜　保密级别：内部参考　｜　版本：V1.0 数据截止：2026年6月

执行摘要

油气矿区"风光气储"多能互补，是指在油田、气田、采油厂、油气管道沿线、炼化基地及海上油气平台等场景下，将风电（陆上/分散式/海上）、光伏（集中式/分布式/光伏制氢）、天然气发电（燃气机组/分布式燃机/调峰）与储能（电化学储能、压缩空气储能、储热、储氢等）多种能源形式进行耦合集成、协同优化运行，构建"源网荷储一体化"综合能源系统的技术体系。其核心目标在于支撑油气矿区绿色低碳转型、降低用能成本、提升能源自给率与供电可靠性、消纳新能源，并与三次采油、CCUS、油气生产电气化形成协同。

本报告在全球视野下，以中国油气央企实践为重点，对该领域的技术原理、核心技术、专利壁垒、前沿动态、发展脉络、市场竞争、典型案例、政策环境与风险挑战进行多层次（宏观+中观+微观）梳理，并采用定性与定量结合的方式呈现。

本报告遵循"先铺陈分析、数据支撑，后得出结论"的结论后置逻辑展开。读者若需快速掌握全局，可先阅读本摘要与文末第七章的趋势展望与行动建议；若需技术细节，可重点深读第四、五章的技术深度剖析与案例实践。

需要提示的是：报告涉及的市场规模、专利数量、项目运行数据等，部分来自咨询机构测算或企业规划口径，存在口径差异与设计值/实际值偏差；引用时应结合第六章及文末"数据来源说明"审慎处理。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

"双碳"目标下，油气行业正经历从单一化石能源生产者向综合能源服务商的战略转型。油气矿区具备三重天然禀赋：一是广袤的土地与滩涂资源（尤其西部"沙戈荒"油田与海上平台周边），适宜规模化布局风光；二是稳定且体量庞大的自有用能负荷（注水、采油、集输、炼化），为新能源就地消纳提供天然出口；三是成熟的电网构架、雄厚的资金实力与工程组织能力。这使得油气矿区成为新能源与传统能源融合发展的理想载体。

然而，新能源的间歇性、波动性与油气生产连续、刚性的用能特征存在根本矛盾。单纯"光伏+储能"的点状替代，难以解决高比例新能源接入下的系统稳定、离网可靠与经济性问题。由此，"风光气储"多能互补——通过多能源耦合、源网荷储协同与智慧管控实现"削峰填谷、互补调节"——成为油气矿区能源转型的关键技术路径。本报告即围绕"这条路径技术上是否成熟、经济上是否可行、未来如何演进、企业如何决策"展开。

1.2 核心调研问题

• 油气矿区"风光气储"多能互补的技术原理与系统架构是什么？关键核心技术成熟度如何？
• 该领域的核心专利布局与技术壁垒集中在哪些主体？前沿突破方向与瓶颈何在？
• 国内外发展现状、市场规模与竞争格局如何？中外技术差距体现在哪些维度？
• 有哪些可借鉴的典型落地案例与量化运行数据？
• 油气企业应如何在战略、选型、立项、投资上作出决策？核心风险有哪些？

1.3 调研范围界定

• 地域范围：全球视野（国际对比+全球趋势），重点覆盖中国油气央企实践，对标中东、欧洲（北海/挪威）、北美油气矿区与海上平台。
• 场景范围：陆上油气田、气田、采油厂、油气管道沿线、炼化基地及海上油气平台。
• 技术范围：风、光、气、储四类能源的耦合集成与源网荷储一体化系统，含构网型储能、EMS智慧管控、风光氢一体化、CCUS耦合绿电等延伸方向。
• 时间视角：全时间轴（历史演进→现状→未来预测），数据优先采用2023—2026年最新信息。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源公开信息检索与交叉验证方法，信息来源涵盖国家部委政策文件、油气央企官方公告与年度报告、行业研究机构报告、学术论文、专利数据库、行业协会数据及权威媒体报道。研究遵循"来源多元、数据可追溯、口径标注"原则，对关键数据均尽量标注来源机构与时间（详见配套《参考文献汇总》）。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理（白话版）

"风光气储"多能互补系统可形象理解为一座为油气矿区"量身定制"的小型综合能源工厂：

• 风、光是"主力发电机"：白天光照强时光伏出力，有风时风机出力，二者天然存在时段互补（如西北地区"白天光、夜晚风"），构成清洁电力的主体。
• 天然气发电是"灵活调节器"：在风光不足或夜间，利用油田伴生气、主力天然气或压差发电，作为可调度的稳定电源，填补缺口、平抑波动。
• 储能是"充电宝+稳定器"：将多余绿电存储，在用电高峰或风光骤降时释放；同时通过构网型技术为弱网/离网系统提供电压频率支撑、惯量支撑乃至黑启动能力。
• "源网荷储一体化"是"智慧大脑"：通过能量管理系统（EMS）统一感知、预测、调度"源（风光气）—网（微电网）—荷（采油注水负荷）—储（多类储能）"，并引入柔性生产（如错峰注水、可中断负荷）实现"按需而调、因时而变"。

其本质，是用"多能互补"对冲单一新能源的不确定性，用"源网荷储协同"匹配油气生产的刚性负荷，最终在保供前提下实现绿色替代与降本增效。

2.2 典型系统架构

当前油气矿区多能互补主要呈现三类典型架构：

（1）源网荷储一体化微电网（陆上油田主流）：以胜利油田为代表，将分布于矿区的数百个光伏场站作为分布式电源，叠加自备电源、多点储能与柔性可调负荷，通过统一智慧管控平台实现态势感知、价值策略、动态调控、市场交易、柔性生产、储能调节等功能，形成"煤电挖坑、绿电填坑"的协同调峰模式。

（2）海上"风电+气电+智慧电网"融合（海上平台主流）：以文昌油田群为代表，将海上浮式风电平台与油田原有燃料电站融合为统一微电网，依托油田能源管理系统、风机监控系统与风功率预测系统协同，形成主动控制与被动响应双重保障，保障离岸独立电网的安全稳定。

（3）多能流（电—热—气—氢）协同（综合能源基地方向）：以大庆喇嘛甸油田低碳示范区为代表，集"风、光、热、储、氢"多能互补与"源、网、荷、储"一体化于一体，不仅做电力互补，还打通热能（稠油热采）、气能（天然气调峰）、氢能（绿电制氢）多种能流的转化与协同。

*图2-1 油气矿区"风光气储"多能互补系统典型架构示意图*

2.3 发展脉络与成熟度评估

中国油气矿区多能互补的发展，可大致划分为三个阶段：

• 起步探索期（2015—2020）：以分散式"光伏+井场"点状应用为主，规模小、互补程度低，主要解决边远井零碳供电。
• 政策驱动加速期（2021—2023）：2021年3月国家发改委印发源网荷储一体化与多能互补指导意见，2023年3月国家能源局印发油气与新能源融合发展行动方案，政策框架成型，胜利油田源网荷储、海油观澜号、库车绿氢等标志性工程相继落地。
• 规模化系统集成期（2024至今）：技术路线由"光伏+储能"单点替代，向"源网荷储一体化+多能流协同"系统集成升级，构网型储能、智慧管控平台、风光氢一体化进入规模应用。

综合成熟度评估：陆上集中式风光开发与就地消纳已较为成熟（商业化阶段）；源网荷储一体化智慧管控进入工程示范向规模推广过渡阶段；构网型储能、长时储能（压缩空气）、海上漂浮式风电、风光氢一体化等仍处于示范验证向商业化爬坡阶段。

2.4 国内外整体发展现状

国内方面，三大油气央企已形成各具特色的布局。据中国石油2024年度报告，2024年风光发电量47.2亿千瓦时，较上年同期的21.8亿千瓦时增长116.2%，新增风光发电装机规模495.4万千瓦，截至2024年底累计建成风光发电装机规模超1000万千瓦，高纯氢总产能达8100吨/年。中石化以炼化基地绿氢替代与库车绿氢示范见长；中海油则在海上风电与平台电气化方向探索领先。

国际方面，挪威Equinor走"平台电气化+浮式风电"路线，Johan Sverdrup油田采用岸电供电，单位碳排放仅约0.67千克/桶，远低于全球平均水平；Hywind Tampen作为全球首个为油气平台供电的浮式风电场，标志着海上"风电直供油气"的商业化突破。沙特阿美则走"油气+大规模可再生能源+绿氢出口"路线，参股Sudair光伏、推进NEOM绿氢，体现资源国"以油养绿、绿氢出海"的转型逻辑。