道达尔调转船头，"风油协同"能否破解海风电成本困局？
发布日期：2026/4/9
近日法国能源巨头道达尔能源宣布放弃美国海上风电转向化石燃料项目。
对此，道达尔能源首席执行官潘彦磊表示，在美国，海上风电并非最具成本效益的发电方式。一直以来，经济性是影响海上风电进一步发展的重要因素。为了解决经济性问题，国际能源公司正在不断探索海上风电发展的新模式。目前，“风油协同”模式正成为油气公司布局海上风电的重要方向之一。
什么是“风油协同”？
“风油协同”是海上能源一体化协同开发战略的新型模式，能够实现风电与油气勘探开发、生产、储运、销售的全产业链融合。该模式以清洁风电替代油气生产环节中的化石能源消耗，充分依托油气田现有场地、电网、管网、运维体系及人力资源等存量资产，将风力发电与油气勘探开发、生产集输、炼化加工、油气储运等关键流程深度耦合，实现能源要素的高效配置与复用。
在技术运行层面，“风油协同”通过源网荷储一体化调控、多能互补运行与资源共享结合，构建了“油气保安全、风电促转型”的双向赋能机制。
一方面，稳定的清洁电力供给可显著降低油气平台对天然气、柴油等化石能源的依赖，有效规避能源价格波动带来的成本风险，保障油气生产的连续性与经济性。
另一方面，风电借助油气产业成熟的海上工程经验、基础设施与运维能力，破解了深远海风能并网消纳的行业痛点，实现规模化、低成本开发。这种融合模式既筑牢了能源安全底线，又加速了可再生能源替代进程，为构建更安全、清洁、经济的现代能源体系提供了可复制的实践路径，也是全球能源转型背景下，传统油气产业与新能源产业协同发展的核心方向。
油气公司如何布局“风油协同”？
全球风能委员会数据显示，2022年全球海上风能投资首次超过海上石油和天然气，这标志着能源结构转型进入关键阶段，“风油协同”已成为国际油气公司低碳转型的核心战略方向。
目前，Equinor、壳牌、bp三大国际油气公司均已将风油融合发展纳入核心战略，通过技术创新、模式重构与资源整合，在该领域打造出标杆项目，并形成了成熟的运营模式。
Equinor近日宣布，在挪威巴伦支海探明新油田，初步估算可采资源量1400万至2400万桶油当量，目前正在评估是否可将这一新发现通过回接开发方式接入Johan Castberg油田现有开发体系。在此之前，其2023年投运的Hywind Tampen是全球首个为海上油气平台定制的浮式风电场。该项目采用混凝土半潜式基础，突破传统并网模式，以动态海缆直连平台电网，满足Snorre与Gullfaks两座油田共5座平台35%的年用电需求。该模式就地消纳深远海风能，降低平台用气依赖，每年可减排二氧化碳20万吨，同时能够有效规避天然气价格波动带来的成本风险。
壳牌则以“全链条融合”为核心，依托北海Penguin油田风电项目与荷兰Barendrecht绿氢耦合项目，构建起“风电+绿氢+CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）”一体化能源系统。Penguin油田风电项目2025年投运，装机48兆瓦，通过海上风电直供油田平台及周边配套设施，满足油田40%的年用电需求，年减排二氧化碳12万吨、节约天然气800万立方米。相比单纯风电直供，壳牌进一步拓展融合边界，实现了风电与绿氢制备深度耦合。
在墨西哥湾，bp布局了装机容量超300兆瓦的海上风电项目，通过海底海缆直接接入周边油气平台电网，替代平台柴油与燃气发电。针对墨西哥湾台风频发、海流复杂的特点，bp采用抗台风型漂浮式风机设计，结合油气领域的海上工程经验，实现了风机与平台的稳定适配。该项目每年可为墨西哥湾油气平台提供约15%的用电需求，减少碳排放超30万吨，同时降低油气平台的运维成本，提升项目的整体经济性。
发展海上风电将重点关注哪些方向？
面对复杂多变的海外环境，油气公司应在近海风电+岸电、深远海风电、特殊开发三类现有模式基础上，构建全周期、多层次风险防控体系，有效降低项目风险。
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战略部署方面，应积极建立风电与油气设施融合的设计、建设及并网标准体系，研究海上风电制氢技术路线与设备选型，开展制氢设备在油气平台的总体布置及安全论证。依托退役油气平台开展风电改造、余电制氢示范，突破氢气储存与外输关键技术，发展高压动态海缆与智能微电网，推动电网升级，实现风电、油气与余电制氢多能互补，为风油协同商业化落地奠定战略基础。
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场景落地方面，油气公司应积极打造多元化、韧性强的供应链网络，为“风油协同”发展筑牢基础。一是优先发展油田分布式风电，充分利用油气田闲置空地、井场周边区域建设风电项目，就近满足油田生产用电需求，有效降低对外购电的依赖程度，同时大幅减少生产环节碳排放。二是以风电替代炼化装置，实现高耗能环节用电，推动炼化业务绿色低碳转型，提升全产业链清洁化水平。三是加速终端能源服务升级，推动传统加油站向“油气氢电服”一体站转型，拓展充电、加氢、综合能源服务等多元场景，更好满足客户多样化用能需求，实现供应链从生产到终端的全链条优化。
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资源共享层面，风险防控贯穿“风油协同”项目全生命周期，是决定项目成败的关键，需要构建“资源整合、机制保障、多方协同”的风险对冲体系。一方面，充分复用海外能源项目经验与存量资源，组建专业合规团队，精准掌握目标市场法规、环保及监管要求，建立合规审查与风险预警机制，规避环保违规风险。同时，建立跨区域的信息共享网络，联合行业机构与合作方开展地缘局势、供应链波动等风险预警，形成多方防控合力。另一方面，建立多元化的风险转移与保障机制，积极投保政治风险保险、货运保险、履约保险等综合险种，有效转移地缘政治冲突、物流中断、项目延误等不可控风险带来的经济损失。在供应链上与核心供应商签订长协，锁定价格与交期并建立战略储备库，保障物资稳定供应，最终实现资源共享、风险共担。
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技术创新方面，应加强海上风电与油气田资源统筹规划，将协同开发融入海洋能源整体布局，优先在风能资源优越、油气基建完善、具备平台复用与电网接入条件的海域开展示范项目，探索“风电+油气+多能利用”的综合开发模式，为规模化推广与深远海发展奠定基础。同时，聚焦协同开发中的关键技术瓶颈，加大对浮式风电基础、构网型电力系统、多能互补调控、海上余电制氢及储运等核心技术的研发投入。采用“科研攻关—工程示范—应用验证”模式，推动关键装备与技术在实际场景中落地应用，提升技术成熟度，逐步形成适配不同水深与开发阶段的技术体系和工程方案，持续降低度电成本与综合开发成本。
来源：碳客Lab
