渤海海域秦皇岛-曹妃甸油田群岸电应用示范项目成功投产，这是我国首个海上油田群岸电应用项目，也是世界海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电项目，标志着我国海洋石油工业向绿色开发、高效开发、智能开发又迈出了历史性变革的一步。
01.“岸电"助力绿色减排
一直以来，全球海洋油气开发通常都利用油田开发的伴生天然气或原油自发电供平台使用。但平台自发电存在效率低、能耗高、供电不稳定等不足。渤海油田是我国重要的能源生产基地，2021年将实现原油产量3000万吨，建成国内最大油田，现有发电机组145台，装机容量近1300MW，相当于一个中等城市的用电水平。
为寻找增储上产和绿色减排之间的最优解，从2018年起，中国海油联合国家电网开展技术攻关，探索建设模式、商业模式等创新，实现将陆上电网的电通过海底高压电缆传输至海上油田使用。原来发电消耗的原油和天然气将得到更好的利用，二氧化碳等温室气体和污染物的排放也将大幅降低。
按照规划，岸电应用工程分三期实施，将在河北、山东、辽宁区域建设5个陆地开关站，8个海上供电枢纽平台，搭建起总接入规模达980兆瓦、覆盖渤海7个油田区域150余座生产设施的电力网格。项目将于2023年全部投产。秦皇岛32-6油田群和曹妃甸11-1油田群25个在生产平台是岸电的首批受益用户。
02.降耗堪比新增一座大油气田
中海油天津分公司副总经理赵春明介绍道，岸电工程全部投用后，用电高峰每年降低原油消耗17.5万方，降低天然气消耗23.8亿方，相当于新增一座大中型油气田。同时，相比于自发电，用电高峰可年节能99.5万吨标煤，减排二氧化碳近175万吨，相当于植树1.75亿棵。而且随着可再生能源上网比例的不断提升，减碳效果将更加明显。
使用岸电后，平台不再需要建设发电机组，这将精简平台规模，降低对进口发电机组的依赖，有效缩短海上油田工程建设周期和调试周期，从而降低边际油田的开发经济“门槛”，加快油气产能建设速度。
中海油开发生产部副总经理王建丰表示：“渤海油田未来70%～80%的新油田都将利用岸电进行开发，这将为渤海油田上产4000万吨油当量奠定坚实基础，对于提高国内原油供给能力、保障国家能源安全具有重要意义。”
与岸电同步推进的还有海上油田数字化、智能化、无人化建设。光纤通讯网络与海底电缆一起铺设，将使渤海油田接入信息高速公路，解决海上通讯难题，加快数字化建设。
中国海油董事长汪东进表示，岸电应用工程是中国海油深入贯彻落实习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕“碳达峰、碳中和”总体部署，大力推进绿色发展行动计划的有力举措。中国海油将以岸电工程等项目为重要抓手，全力推动增储上产攻坚工程、科技创新强基工程和绿色发展跨越工程，在保障国家能源安全、实现科技自立自强和落实“双碳”目标上展现更大作为。
03.扩展阅读——“岸电”百科
传统上，海上油气田用电一般采用“自发电”，燃烧天然气和原油。如今“岸电”的到来，不仅可以减少原油和天然气的消耗，还将让开采出的原油成为“碳中和原油”。
岸电的输电方式主要有两种：高压交流输电（HVAC）和柔性直流输电（HVDC-light）。当传输距离在50km~70km时，高压交流输电成本占优势，而当传输距离在150km以上，柔性直流输电成本偏优。因此，高压交流输电用于近海，柔性直流输电用于离岸较远的平台。
岸电的使用，取决于油气田的规模和离岸距离等先决条件。规模较大、形成集群、离岸距离近的近海油气田，其海底电缆费用低；而平台规模小、比较分散的远海油气田，岸电输电线路投资大、费用高。
渤海各油气田的离岸距离在20~80km以内（距离近），渤海海域已建设有近14个区域电网（形成集群），有应用岸电的先天优势。目前，河北区域岸电项目已基本落地，山东岸电和辽宁岸电持续跟进，预计于2023年前全部建成投产。
岸电除了低碳环保、经济高效、智能互联等优势外，渤海岸电建设已考虑海上动力变电站智能化建设，为后期整个油田智能化建设打下基础。
