油气行业低碳发展的必然选择——生产用能电气化

  近年来，随着我们国家“双碳”目标的提出与实施，各行各业加速推进清洁低碳转型。油气行业是我们国家的国民经济支柱性产业，也是重点高耗能行业之一，用能总量大且形式多样、碳排放强度高，整体电气化水平低、发展的潜在能力大，快速推进电气化发展成为行业清洁低碳转型的重要抓手。本版根据《2022年国内外油气行业发展报告》，梳理了当前油气行业电气化发展状况，敬请关注。

  大气污染物与二氧化碳大多数来源于化石燃料消费，二者协同控制具有较大潜力。2021年，油气行业二氧化碳排放量约占全国的13%，行业尽早实现碳达峰对我国实现“双碳”目标意义重大。石油石化企业推进电能替代有利于集中处理污染物、减少污染物直接排放。惠州大亚湾石化园区试点表明，大规模电能替代可使颗粒物、二氧化硫、氮氧化物和一氧化碳排放量减少40%，挥发性有机物减少6%。

  数字化智能化可促进公司制作组织、物耗能耗管理和碳排放管理工作全面优化，是利用新兴信息技术推动企业管理方式变革的引擎，也是油气行业升级发展的关键。生产的全部过程高比例电气化是实施数字化智能化的底层基础。当前，我国石化企业在物料供应链、生产的全部过程和物流配送等环节中的数字化应用水平与世界先进企业存在比较大差距，亟须驶上数字化转变发展方式与经济转型快车道，推进降本增效、创新业务模式。

  2022年，国家持续完善碳达峰碳中和“1+N”政策体系，多次强调推动终端用能电气化的重要性和紧迫性，成为工业行业电气化发展的重点方向。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出2025年终端用能电气化率达到30%的目标，要求“全面深入拓展电能替代，推动工业生产领域扩大电锅炉、电窑炉、电动力等应用”；4月，工信部等六部委联合发布《关于“十四五”推动石化化工行业高水平发展的指导意见》，将用能设施电气化改造、合理引导燃料替代作为行业绿色发展重点任务；5月，国家发展改革委等十部门联合印发《关于进一步推进电能替代的指导意见》，提出采掘业加快推广电钻井、石化行业加快推广电加热等技术；6月，工信部等六部门发布《工业能效提升行动计划》，聚焦重点行业领域，明确要求快速推进终端用能电气化、低碳化，扩大电气化终端用能设备使用比例，鼓励优先使用可再次生产的能源满足电能替代项目的用电需求，到2025年电能占工业终端能源消费比重将在30%左右。

  油气行业承担国家油气保供重任，自身生产用油气制约了油气供应能力提升，近年来生产用油气占国内总产量的比例在16%左右。快速推进电气化发展，通过生产用能“电代油”“电代气”，能够置换一定规模的油气产品，提高行业自产油气商品率，增强对外供给能力。按照当前国内油气产量水平，如果将终端用能电气化率提升至30%，相当于新增一个年产1100万吨油当量的大油田。

  近年来，上游业务电气化发展呈现多样化、多元化的趋势，除持续推进的电锅炉、电伴热、电抽油机、电钻机等陆上油气勘探开发常规方式外，正在推进井下电加热技术攻关试点，逐步拓展海上风电供能、岸电入海及自消纳新能源发电等新场景。

  积极开展水上风电向油气生产平台供能示范项目。2020年10月，挪威国家石油公司启动HywindTampen漂浮式风电项目，向5个石油平台供电，项目总装机容量88兆瓦，是世界上第一个为海上石油和天然气平台提供动力的漂浮式风电场。2021年12月，苏格兰FlutationEnergy公司和中国海油欧洲全资子公司CNOOCPetroleum计划在苏格兰海域建设GreenVolt浮式风电场，规划装机容量480兆瓦，安装30台额定容量16兆瓦的风机及两座底部固定式基础海上升压站，2026年投入运营后将向英国大陆架上最大的Buzzard油气田项目供电。

  大力推进岸电入海试点项目建设。2019年10月，挪威国家石油公司启动挪威北海地区的巨型JohanSverdrup油气平台开发，平台将使用高压直流岸电系统为其生产设施供电。2021年，bp、壳牌、道达尔和Harbour四家公司开始合作开展北海中部多个油田电气化项目，计划到2027年完成至少两个平台的电气化改造，助力实现北海地区油气生产减排目标。该项目所用绿电将由海上风电、海上综合能源岛及英国、挪威的岸电进行保障。2021年9月，中国海油宣布秦皇岛—曹妃甸岸电工程投用，这是我国建成的首个岸电入海项目。该岸电应用工程新建两座陆地高压开关站和两座海上电力动力平台，设计输送能力200兆瓦，可为多个海上油田提供电力。

  探索自消纳新能源发电与油气生产融合发展新模式。中国石油吉林油田根据绿电运行规律，建立形成了全新的工程建设和生产运营管理模式，在百里矿区的568处分集中、分散、井场三种方式建设总计71兆瓦光伏项目，预计年发电量1亿千瓦时，每年可减少购电成本7500万元。中国石化胜利油田2022年11月15日在孤东油区启动了首个集中式光伏电站建设工程，装机规模为106兆瓦，预计年发电量1.45亿千瓦时，年节约标准煤1.79万吨、减少碳排放12万吨。

  油气行业上游业务电气化发展形势总体向好，但也面临天然气价格机制不完善、大功率电动压裂与电加热炉技术仍不成熟、储能与调峰技术成本比较高等挑战，导致上游业务电能替代项目的经济效益难以保障，成为制约电气化发展的关键。

  石化化工属于传统的高耗能行业。目前看，下游业务电能替代的主要方向包括热力替代、动力替代和电化学工艺等，同时要高度关注因电能替代引发的安全问题。

  热力替代方面积极推广小功率电加热炉等成熟技术。目前热力替代最为成熟可行、可先行推进的电气化方向是较小功率的热力替代，即10兆瓦以下的多种加热炉改为电驱，成为各公司电气化发展的重点举措。巴斯夫在2021年发布的《气候中立目标及路线图》中提出，生产用能电气化和绿氢应用是实现气候目标的两大举措。当前，生产用能电气化重点推进加热炉电驱。2021年，巴斯夫全球业务整体生产用能电气化率高达26%，清洁能源消费占比为15.5%，部分企业电气化率高达40%。2022年9月，巴斯夫湛江一体化基地首套装置正式投产，采用100%可再次生产的能源电力。与基地配套的可再次生产的能源项目预计2025年建成，届时将为整个湛江一体化基地提供100%可再次生产的能源电力。中国石油广东石化一体化项目从设计之初就对标国际先进，切合企业未来的发展需求，采用多种成熟技术的电加热炉工艺，按照设计的具体方案测算的电气化率达到16%，高于其他同类炼厂3~7个百分点。

  动力替代方面聚焦乙烯装置电裂解炉等大功率装置研发示范。巴斯夫和沙特基础工业公司、林德公司开展合作积极研发长寿命（十万小时级）大功率（数十兆瓦）电裂解炉。该技术与传统裂解炉相比，可使乙烯、丙烯、丁二烯等基础化学品生产的全部过程中的二氧化碳排放达到近零水平。2022年9月，巴斯夫、沙特基础工业公司和林德公司宣布将建造全球首个电加热蒸汽裂解炉示范装置，利用可再次生产的能源电力替代天然气，将化学工业中能源密集型生产的全部过程中的二氧化碳排放量减少90%。该示范装置将集成到路德维希港一体化工厂的蒸汽裂解装置中，并将测试两种不同的加热概念，每小时处理约4吨碳氢化合物，消耗6兆瓦可再生电力，预计2023年建成。

  高度关注电气化改造可能带来的生产安全问题。随着电路、用电设各、用电工艺的增加，可能形成更大的局部用电功率，面临更高的静电起火和杂散电流等风险，慢慢的变多的化工公司开始关注并研究电气化安全问题。日本住友化学株式会社详细调研了欧洲电工技术标准化委员会、德国工程师协会、美国国家消防协会等机构的安全稳定供电和静电管理技术标准等，已着手研究风险评估和防范方法。

  油气行业下游业务电气化率总体落后，受电能替代经济性差、电气化改造对炼化工艺影响大、大功率电气化技术与装备不成熟、电力稳定性较强等诸多因素影响，但是随着新技术、工艺与流程的不断突破，未来电气化将呈现加速发展的新趋势，重点是加快大功率电加热炉与电加热裂解炉、移动床催化裂解新型工艺、乙烯和丙烯压缩机电驱、电力替代与能量系统优化、高温等离子体裂解生产、电磁场融合合成及分离强化、电催化二氧化碳高效还原制化工品等技术的研发。

  预计到2030年，我国电气化进程将进入中期转型阶段：电能占终端能源消费比重达到35%，工业、建筑、交通等终端用能部门电能替代不断加强。

  我国终端电气化总体呈现工业用电总量大、建筑电气化水平高、交通电气化提升快等显著特征。受勘探开发用能极其分散、石化工艺复杂流程稳定性较高、炼化环节技术与装备难突破、将原料用油气计入终端消费等影响，油气行业电气化水平明显低于工业平均水平。

  电气化是指能源需求向电力转化，即国民经济各部门和人民生活普遍的使用电能，慢慢或完全替代石油或别的形式的能源。全球能源绿色低碳转型推动能源生产与消费呈现清晰的电气化趋势，大多数表现在衡量电气化发展水平的两项重要指标——发电能源占一次能源消费比重与电能占终端能源消费比重同步提高。

  当前，新一轮科技革命推动电气化发展步入新的历史阶段，电气化水平的提升呈现绿色化、智能化、泛在化、安全性的新特征。随着用电结构调整、电能替代技术推广和市场机制的完善，我国终端电气化水平将持续提升。据测算，2025年、2030年、2060年我国终端电气化水平将分别达到30%、35%、67%。