一家老油田，靠卖电杀进新市场！

最近，大港油田迎来了新的能源突破，省间现货交易绿电总量超320万千瓦时。

从体量上看，320万千瓦时本身不算太大。如果将它放在“省间现货交易”这个语境里，就不一样了。

它标志着一个开采六十多年的老油田，开始向市场化电力交易参与者转型。

这件事往大了说是中国石油向综合能源服务商转型的一个落脚点，往小了说这是油田开始把新能源当做资产运营，试图重塑新能源的造血能力，从而形成投资与收益的完整闭环。

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卖电，没那么简单

天津北大港湿地附近，大港油田建设了230兆瓦集中式光伏项目，这是中国石油在京津冀区域单体规模较大的光伏电站之一。电站设计年发电量3.3亿千瓦时。

发出的电，都去了哪儿？

最初的选择是自发自用。油田里的抽油机、注水泵、集输站，这些都是电老虎。自发自用相当于把网电费用抵扣掉，折算下来一年可以省不少电费。

这种模式存在一个问题，新能源项目实际利用的上限低。而且，剩余的电量还得另寻出路。

余电上网也就顺理成章地成了补充方案。多余的电卖给电网，按固定价格结算。电量乘以固定电价，就是收入。这条路简单，收益同样有上限。

再进一步，就是省间绿电交易。大港油田的主力电量，目前通过中油电能代理，在省内中长期绿电市场出售，在固定上网电价基础上叠加了绿色属性溢价。

这样买方用电的同时还可以拿到对应的绿证，证明自己消费了清洁电力。这样的方式比余电上网多了一层环境溢价，算是往前更进了一步。

这三条路，光伏发了多少电，就能看到多少收益，收益结构是固定的。这也意味着市场上某个时段的电价涨到多高，都跟油田无关。

大港油田参与的省间现货交易，是另一个维度的玩法。

它将电力直接送上全国交易平台。这里采用的是分时出清机制。每天被切分成96个时段，每15分钟结算一次。送端省份和受端省份之间，通过跨省输电通道进行竞价。

天津正午光伏集中大发，本地消纳空间有限，实时电价低至每千瓦时0.2到0.3元；而此时的江苏、浙江正值用电高峰，现货价格可能会冲到0.7到0.8元。

一个省的余量，恰好填进另一个省的缺口，价差就此产生。

这才是大港油田参与省间现货电力交易的逻辑。同样是卖电，本质上就是利用跨省输电通道的剩余空间，捕捉不同省份之间的电价差。

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新的增长曲线

大港油田发现于1964年，经过六十多年的开发，已经属于成熟油田。这也意味着原油产量增长越来越难，自然递减越来越快，为了维持产量，就需要投入更多措施井，注水、压裂等开发成本，最终导致单位桶油成本不断上升。

当一桶油的成本越来越高，仅靠增加原油产量就很难继续带动利润增长。

此时，就必须寻找新的现金流，而新能源就提供了这样的机会。

早在2019年甚至更早的时候，大港油田就开始开发地热资源，并将废弃油井改造之后用于小区供暖。

期间，大港油田逐步尝试小容量分布式光伏，但主要以自发自用为主，未形成规模，也没有参与市场化交易。

此后，大港油田不断加大新能源的投入和开发力度。至今，大港油田的新能源开发逐步从自发自用转向为对外功能和参与电力交易。

2025年底，北大港230MW集中式光伏项目完成试运行，3月份取得了发电类电力业务许可证。

依托京津冀电网枢纽优势，大港油田于3月27日完成首笔省间现货交易，5.48万千瓦时绿电自天津输送至江苏省。目前，大港油田省间现货交易总量已达320万千瓦时。

这里需要讲一个重要的收益结构变化。传统的卖电是发电量乘以固定电价。省间现货交易，则可以让新能源项目的价值的更有想象空间。

首先就是电价开始有了时间和空间价值，也就是不同时段、不同地区的供需差异，导致了价格的分化。比如，同样一度电，天津本地午间出清可能只值0.2元或者更低，但在同一时刻，江苏、浙江正值用电负荷高峰，现货价格却可能冲到0.8元。

其次是绿证带来了环境溢价。大港油田上网的每一度绿电，都对应一张绿证。这张证书可以单独出售，用于可再生能源消费核算与企业绿色电力消费认证。

再往后看，还有碳资产。部分新能源发电项目在CCER恢复与规则逐步明确的背景下，理论上具备进一步资产化空间。

比如，大港油田230兆瓦光伏项目每年可以减少二氧化碳排放27.5万吨。这些也可以转化为碳市场里的财务价值。

电价收益、绿证收益与碳资产收益共同构成新能源资产的完整收益结构，这种叠加关系正在改变新能源项目的价值来源方式。

发了多少电只是起点，交易到哪里、以什么价格出售、绿证如何定价变现等，这些决定了资产最终能够跑出多高的收益率。

或者可以说，新能源资产的运营能力将显著影响这些资产的收益上限。这才是大港油田参与省间现货交易更深层次的价值，也是油田的第二增长曲线。

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电力运营成为新的竞争力

大港油田直接进入省间现货市场，在中国石油体系内有个特殊的背景。

近年来，中国石油正持续加强电力交易平台的建设。2025年11月，中油电能在北京揭牌。揭牌仪式上，集团董事长戴厚良强调中油电能要充分整合内部发电侧和用电侧资源，构建以电能价值链为核心的综合能源供应体系，在绿色低碳转型中勇当先锋。

目前，中油电能已经代理玉门油田、塔里木油田、新疆油田等多个新能源项目，在新疆、辽宁、陕西、吉林、甘肃、天津、河北、内蒙古等地开展绿电与绿证交易，并推进跨省交易与电证碳协同管理。

相比于中油电能，大港油田则代表了另一条路径，直接申请省间现货交易资格，自行参与报价与交易，直接进入市场。

在这个体系里，中油电能是交易与运营平台，负责平滑波动与组合管理，强调稳定性。油田具备资产与生产能力，直接进入市场，直面价格波动，强调的是弹性。

各有分工又做着同一件事，将新能源形成真的电力收益、绿证收益与碳收益。

在国际范围内，这种新能源资产的运营越来越成为一种新的潮流。

挪威石油公司Equinor，2019年收购了欧洲顶级的实物电力算法交易商Danske Commodities，后者能够在欧洲40多个电力市场开展高频电力交易。

道达尔能源2018年收购法国售电公司Direct Énergie（拥有约600万零售用户），在美国通过售电公司服务工商业客户。

壳牌则侧重售电、可再生能源交易、PPA聚合平台，通过旗下公司在欧洲、北美、澳洲开展电力批发交易和绿证交易。

挖油靠的是地质，经营能源靠的则是市场感知。这两种能力，不是同一种东西，但它们现在正在石油公司的体系里生长出来。

当越来越多的石油巨头选择成为电力玩家，这件事就不再是一种尝试，而开始成为一种新的竞争力。

过去，评价一个石油公司，首先看的是储量、产量和成本。未来，这些指标依然重要，但可能会增加一组新的指标，就是新能源装机规模、电力交易收入、绿证价值、碳资产价值，以及能源资产的运营效率。

油田之间的竞争，也将从地下资源的获取能力，向地上能源资产的运营能力延伸。

这场变化，已经开始了。