米乐m6官网源网荷储一体化助力构建新型能源体系为落实集团公司关于开展源网荷储系统推广示范，提高高煤价下新能源与煤电、煤热耦合水平，增强一体化经营能力的要求，11月9日~10日，中国石化25家油田、炼化企业赴胜利油田现场调研源网荷储一体化开发和利用情况，专题研讨源网荷储一体化技术推广。与会人员认为，要进一步增强源网荷储部署的紧迫性和责任感，加强上中下游联动、全产业链协同，推进源网荷储多元化试点布局、一体化智能升级，全力构建多能互补、洁净高效的新型能源体系，在保障国家能源安全、推动能源转型中发挥引领作用、彰显石化担当。

　　“双碳”目标背景下，新能源大规模、高比例接入电网已成常态。源网荷储一体化是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，提升可再生能源并网后电网运行的灵活性、稳定性，实现高效优质消纳，从而更经济更安全地提升电力系统功率动态平衡能力，全面提高全产业链绿色低碳价值创造水平。

　　源网荷储一体化是构建新型电力系统的重要发展路径，更是推进全产业链控能降本减碳增绿提效、实现全面可持续高质量发展的必然选择

　　近年来，国家陆续出台了一系列关于推进源网荷储一体化的政策文件。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确提出推进源网荷储一体化，将源网荷储一体化和多能互补作为电力工业高质量发展的重要举措。同年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，要求大力推动“新能源+储能”、支持分布式新能源合理配置储能系统，积极发展源网荷储一体化和多能互补。

　　2022年6月，国务院办公厅转发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出在具备条件的工业企业、工业园区，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供试点，提高终端用能的新能源电力比重。

　　今年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）》，提出提高油气勘探开发与新能源融合项目备案效率。6月M6米乐，《新型电力系统发展蓝皮书》发布，提出打造“新能源+”模式，加快提升新能源可靠替代力，推进新能源与调节性电源的多能互补，推广电力源网荷储一体化发展模式，大幅提高新能源发电效率和可靠出力水平。

　　10月10日，国家发展改革委等四部门又联合发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，明确提出：引导炼油过程降碳，推进现有燃煤自备电厂（锅炉）清洁能源替代，鼓励企业积极探索研究太阳能供热在炼油过程中的应用，鼓励企业因地制宜优先采用新能源分布式发电和源网荷储一体化等方式逐步降低煤炭消费比例，提升可再生能源消纳水平，提高系统运行效率和电源开发综合效益。

　　在推进新能源与传统能源融合发展的过程中，随着新能源渗透率不断提高，各企业电力系统高比例新能源、高比例电力电子设备接入的“双高”特性日益突出，亟须采取源网荷储一体化运营技术，实现供需协同、保障安全平稳，最大程度消纳新能源。

　　中国石化积极发展以“氢能供给、清洁供热、清洁供电、生物燃料供应”及“新能源业务与现有业务绿色发展相融合”“新能源业务与新科技新模式发展相融合”为架构的“四供两融”业务，高度重视源网荷储智慧能源系统建设工作。

　　今年5月10日，马永生董事长现场考察胜利油田源网荷储工作统筹推进情况。集团公司党组多次对新能源与传统能源融合发展提出要求，强调要开展源网荷储系统推广示范，提高高煤价下新能源与煤电、煤热耦合水平，增强一体化经营能力。

　　建设源网荷储一体化智慧能源系统，推进能源清洁高效开发利用，既是深化能源绿色低碳转型、加快构建新型能源体系的必由之路，又是推进全产业链控能降本减碳增绿提效、实现全面可持续高质量发展的必然选择。

　　胜利油田建立绿色低碳融合创新产业体系，成功打造国内油气行业首家源网荷储一体化智慧能源技术先导试验平台

　　按照中国石化的战略部署，胜利油田以绿色低碳融合创新产业体系为统领，将以源网荷储为核心的新能源产业作为三大产业之一，构建国内油气行业首家源网荷储一体化智慧能源技术先导试验平台。目前，该油田正在申报国家级油气田绿色低碳发展示范区，源网荷储智慧能源系统成为支撑示范区建设的重要组成部分。

　　胜利油田有丰富广阔的陆上、浅海滩涂自然资源，这为布局发展以源网荷储为核心的新能源产业提供了基础。该油田通过优化整合油田电源侧、电网侧、负荷侧等资源要素，积极攻关应用多元先进储能技术，以安全、绿色、高效为目标，探索以新能源为主体的新型电力系统发展路径，构建源网荷储深度协同、源荷实时高效匹配的新型能源体系。这项工作促进了供需精准匹配，保障了电力供应的可靠性和安全性；优化了能源消费结构，降低了用能成本；支撑了新能源规模化消纳，实现了绿色低碳发展。

　　走进胜利油田电力调度中心，一块巨大的可视化大屏展示着胜利油田实时的能源供需关系，一条“凹”形的火电机组运行负荷曲线，一条“凸”形的光伏电站负荷曲线，还有一条跌宕起伏的电力现货交易价格曲线，反映了整个油田的油气开发电力生产和消费情况。这个自主开发的源网荷储一体化智慧能源技术先导试验平台，通过连通山东省电网，导入各光伏电站、用电单位的负荷数据，结合网电、火电、绿电的价差，合理分配柔性用电负荷和储能电站负荷，拟合出火电最优负荷曲线。曲线背后折射的是该油田正在掀起的一场能源转型和产业变革。

　　胜利油田具备独立配套的发供电系统。胜利发电厂作为自备电厂，是中国石化规模最大的热电企业，装机容量104万千瓦，担负着油田生产生活用电和周边城区集中供热任务。油气生产多元用能场景为光伏、风电、地热、余热等新能源提供了就近便利的消纳条件。

　　依托丰富的油气生产供用能场景、多能互补的能源网络结构，胜利油田源网荷储一体化智慧能源技术先导试验平台通过源网荷储一体化调节、热电机组深度调峰填谷、多源智能微网协同支撑，最大限度消纳绿电和谷电，年增效6800万元、减少二氧化碳排放17万吨，形成了一系列可推广可复制的特色技术和标准。

　　发挥上中下游一体化优势，推广胜利油田源网荷储一体化运营经验，全面推进中国石化源网荷储工作再上新台阶

　　参会人员调研了胜利发电厂一二期机组、电厂灰场37兆瓦光伏电站、油气田压缩空气储能系统模型、源网荷储智慧能源平台等源网荷储典型场景，并深入探讨了煤电机组深度调峰与新能源耦合运行、多元储能、虚拟电厂与电力需求响应实践及电热兼备的多能互补微能网等技术，认为胜利油田源网荷储一体化智慧能源技术先导试验平台在助力企业绿色低碳发展和降本增效方面成效显著，为其他企业提供了宝贵的实践经验，具有很好的借鉴价值，值得大力推广。

　　集团公司高级专家倪承波结合胜利油田新能源开发实际，指出应针对油田、炼化企业的特点分类施策，结合实际量身定制源网荷储一体化解决方案。

　　油气田企业建设源网荷储一体化智慧能源管控平台，可以充分利用企业现有的数据资源，融合源网荷储系统运行、电力交易等能源资源数据，实现源网荷储电力能源生产、运行调节和运行分析M6米乐，加强策略生成、响应分析、执行评价、市场交易等全过程一体化管理。

　　油气田企业开展源网荷储技术应用，可以在电网侧推进分层分区域平衡的新型配电网智能调控系统升级、绿色智能微电网构建、电力市场化交易策略优化，实现油田分布式新能源、外部电网、海量负荷及多种储能设施的综合智慧管控，打造适应新能源占比逐渐提高的坚韧、智能电网。

　　油气田企业应推动由能耗双控转向碳排双控，优化能源结构实现增绿减碳。一方面通过油气与地热能、风能、太阳能等能源资源协同开发，实施源头结构性减碳；另一方面开发基于能源流的源网荷储全流程碳排放监测应用，指导全方位节能减碳，提高能源资源利用效率和减碳水平。

　　炼化企业应探索构建热电综合智慧能源管控平台，建立灵活调节新型能源调控中心，打造虚拟电厂和负荷聚合商，培育市场新业态，建立碳资产管理交易价值创造体系，实现碳资产管理价值最大化。

　　目前，大多数炼化企业电力调度方式较为单一、尚未实现一体化管控，电力调度中心与生产现场动态亟须实现高效互通。电力数据采集未全面实现自动化、实时化，易出现延迟、疏漏或错误。

　　集团公司化工事业部首席专家赵勇认为，要推行源网荷储一体化，首先要最大化激发负荷侧调节响应潜能，让用户深度参与电力系统运行的调节，通过捕捉灵敏的价格信号，充分调动用户积极性，增加负荷侧调节的灵活性。其次，在发电侧提升各类电源的调节能力并将其充分释放，实现电力系统调节资源共享，提高新能源发电占比，促进新能源就近生产和利用，加强储能系统规模化利用。

　　近年来，依托东濮、普光、内蒙古三个油气开发基地，建成油田本部、普光气田、内蒙古油区三个独立电网，围绕光伏发电、风力发电、绿氢建设、光热及“余热+光伏”展开科技攻关，在源网荷储方面取得一定成效。

　　他们采用井场光伏、水面光伏及棚顶光伏等新的建设模式及柔性组件等新工艺，整合油田资质及施量，形成了一套完整的光伏项目施工自营管理模式，完成了油田首个对外合作项目。

　　他们与濮阳新星公司合作，在油田区域建设112兆瓦分布式风力发电场，年发电量3.2亿千瓦时。他们实施的7000标准立方米/小时绿氢项目，根据实际运行能耗与设计参数对比，制氢能耗参数优于国内外同类项目。

　　去年以来，他们先后建成濮城采油厂、文二中转站“余热＋光伏”综合利用项目，光伏装机规模1.24兆瓦，年均发电量分别为111万千瓦时、245万千瓦时，年可节约标准煤分别为1943吨、1235吨，年减排二氧化碳分别为3498吨、2406吨。

　　他们还根据油田分布式风力、光伏发电和电网的结构特点，开展风光新能源和储能系统自动发电控制（AGC）技术研究，形成新能源发电控制策略库，为实现能源友好互动提供了技术支撑。

　　经过60多年的勘探开发，江汉油田已形成横跨“四省一市”的4个油区和2个气田，兼有盐卤化工和存续业务。为满足存量负荷和用电，以及盐化工电力增长的需求，江汉油田在新能源发展方面开展了大量工作。

　　江汉油田本部浅层井水温在18摄氏度、中层井水温在33摄氏度、深层井水温在50摄氏度以上。他们大力开发中浅层井地热资源，用地热替代燃煤锅炉，在冬季为住宅区和办公区供暖。

　　他们在清河油区实施联合站污水余热供暖工程项目，通过采用“污水余热+水源热泵”技术，年可节约标准煤1100吨、减排二氧化碳2320吨。

　　他们按照“先易后难”“实施一批、准备一批、规划一批”的原则，充分利用闲置土地资源，目前分布式光伏总装机规模达83.5兆瓦。今年以来，已累计发绿电超7500万千瓦时、减排二氧化碳4.3万吨米乐m6手机版。

　　他们还充分挖掘王场联合站余热资源，利用光伏所发绿电替代加热炉及生产用电，推动生产过程实现净零排放。同时，利用湖北省支持燃气发电机组配套新能源项目的契机，大力推进风电项目建设、积极开展储能可行性调研、推进信息化平台建设，通过搭建数据驱动分析、信息融合电力数字平台，助力油田多能互补绿色发展。

　　中韩（武汉）石油化工公司（简称：中韩石化），分炼油和化工两个厂区，厂区直线公里，电力系统和热电系统相互独立。

　　中韩石化持续加大新能源应用力度，去年5月30日，首个光伏发电项目1.8兆瓦立体仓库分布式光伏发电项目投用，截至目前累计发电250.1万千瓦时，按湖北省峰段和平段输配电价格计算，节省电费186.07万元。

　　该项目采用“分散逆变升压、自发自用”模式，利用立体仓库屋面，在12510平方米屋顶安装太阳能并网发电系统，装机容量1.8兆瓦，年均发电量190万千瓦时。中韩石化成为武汉化工园区首家采用光伏发电的单位。

　　目前，中韩石化炼油厂区1个光伏改造项目正在施工，化工厂区也已签订2个光伏发电项目合同。3个项目预计明年全部建成投用。

　　抬头“借光”的同时，还低头“取暖”。他们在国内首创利用新型低温空预器将乙烯装置急冷水余热回用，实现能量梯级利用、提高排烟温度。同时，瞄准化工装置的低温余热，将锅炉补水全系统加热源统一为低温热源，最终实现热电联产装置全系统低温热深度利用，节能效果显著，降低供电能耗25克标准煤/千瓦时，年节省标准煤近6.5万吨。

　　南化公司现有生产装置28套，总产能280万吨/年，总负荷需求约132兆瓦，年平均运行时间8750小时、用电量11.5亿千瓦时。

　　对南化公司而言，保障电力系统经济运行难度不小。尤其是随着江苏省进一步完善分时电价政策，尖峰电价在原峰值价格基础上又上涨20%，难度进一步加大。

　　南化公司充分发挥发电机调峰作用，优化发电机、背压机运行，尽可能增加发电量。生产运行部优先运行节能机泵，实现间歇性负荷尽可能避开高峰时段。

　　通过内部挖潜，南化公司降低了用电成本。他们与供电公司签订新的供用电协议，提高考核基线，获得月累计功率因数超过0.9以上减免相应比例电费的政策。今年前10个月，南化公司节约电费399万元，实现了用电效益最大化。

　　一侧“节流”、一侧“开源”。南化公司还积极发展光伏应用，开展光伏绿电系统先导性研究，用绿电替代传统的电制甲醛，打造绿色制醛的配套试点示范。该项目装机容量332千瓦，投运后平均日发电量1154千瓦时。