记者：我国统一电力市场体系建设持续推进，跨电网经营区常态化电力交易机制也逐步落地，作为传统能源与新能源融合发展的关键主体，油气田企业应如何理解这两项政策的核心内涵及其对行业的深远影响？
蒋学军：这两项政策本质上构建了电力资源“全国一盘棋”的配置格局，是推动能源行业市场化转型与绿色低碳发展的核心支撑，为油气田企业向“油气+新能源”转型提供了市场化的路径支撑。
从统一电力市场体系来看，通过统一交易规则、技术标准和价格机制，打破过去省域电力市场的分割状态，为油气田企业新能源电力的消纳与价值实现提供了基础制度保障。
跨电网经营区常态化电力交易机制则进一步打破了电网经营区的壁垒。其中，绿电交易的跨区常态化、输电费标准明确等创新举措，缓解了“新能源产地与消地分离”的核心矛盾，对油气田这类既产绿电又要绿电的企业，意味着能源配置的灵活性和经济性将大幅提升。
孙 建：跨电网经营区的常态化电力交易，是我国电力体制改革进入深水区的标志，是统一电力市场体系的“血脉”。它让电力资源真正像商品一样在全国范围内自由、高效流动。这不仅是一场深刻的能源生产和消费革命，更是支撑我国现代化经济体系建设和实现“双碳”目标的战略性、基础设施性工程。它标志着我国电力行业从“计划”走向“市场”、从“分治”走向“协同”，进入了一个全新阶段。
电力市场的深刻变革，为电力系统的“发配储用”各环节的市场化提供了广阔空间，作为传统能源与新能源融合发展的关键主体，油气田企业要从四个维度理解政策的核心内涵。
从战略维度上看，充分发挥油气田企业新能源业务的独特优势，有利于新能源在更大范围内进行分散和平衡消纳，化解区域性、时段性电力短缺风险，从更多层次提升国家能源安全保障水平。
从经济维度上看，形成了反映全国范围内电力供求关系的价格信号，从源头上提升新能源投资效率，实现新能源电力资源的优化配置。
从技术维度上看，实现新能源在更大尺度的“错峰”与“互补”，提升大电网的灵活性和调节能力，为高比例新能源接入提供系统性解决方案。
从社会维度上看，能实现绿电最大化的减排价值，高效落实“双碳”目标，促进区域协调发展，为推动绿色低碳发展作出更大贡献。
杨 靖：《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》针对不同交易类型，详细设计了交易组织、安全校核、交易执行等跨电网交易业务流程，各类交易可在电网间灵活开展，明确了跨电网交易的安全校核及执行原则，以及交易平台信息互联互通和共享互认的原则，确保了电网安全可靠运行，大幅提升了经营主体参与电力市场的便利程度，降低了交易成本。
该交易机制方案对促进电力商品要素资源在更大范围内畅通流动提供了关键支撑，为企业在两网经营区内灵活开展交易业务提供了政策上的保障；为油气田企业在电网间的交易打开了一条通道，有利于油气田企业在更多、更广的平台开展交易，也更有利于油气田企业积累电网管理经验；为油气田企业电网交易提供安全保障，增加了油气田企业经营电力的底气和信心。
郑 伟：东北油气分公司松原采气厂作为传统油气能源经营企业，同时也是传统电力能源使用大户，随着油气田开发后期各项措施的应用，单方气耗电成本不断上升。随着新能源市场不断发展成熟，交易策略逐步形成动态机制，统一市场与跨区交易带来了电价的双向波动。
一方面，在新能源发电效率最高时段（午间光伏高峰、风季），市场可能出现低价电，为降低生产成本提供了可能。
另一方面，在电力紧张时段，现货市场价格可能飙升，增加了成本管控的不确定性。宏观形势倒逼企业必须加快推进新能源产业发展，快速转变用能构成，大力建设发电和储能设施，灵活应对市场用电价格波动，防止市场高价电能冲击。油气田企业若不能顺应趋势，其高耗能的生产模式将在碳约束和绿色供应链要求下愈加被动。这倒逼企业必须将“绿色低碳”从口号变为战略，积极探索从“油气生产商”向“综合能源服务商”转型。
记者：在统一电力服务市场与跨区交易政策背景下，油气田企业在新能源发展、能源成本管控等方面将迎来哪些具体的机遇？
蒋学军：这两项政策为油气田企业带来的机遇是多维度的，既涵盖短期的成本优化，更包括长期的产业升级空间，主要体现在四个方面。
一是绿电消纳与外送的渠道全面拓宽。过去油气田自建的风光电站常面临“就地消纳不足、外送无通道”的困境，跨区常态化交易机制打破了这一限制。
二是用电成本的精准管控能力显著增强。通过“低谷时段购电储存、高峰时段自用+余电交易”的模式，结合跨区交易的价格差异，降低生产用能成本。尤其是江苏省启动的“绿电直供”试点，不仅为高耗能的生产环节提供了稳定的绿电来源，还能规避碳成本上升风险。
三是盐穴等特色资源的产业化价值加速释放。政策明确支持新型储能参与电力辅助服务市场，江苏油田拥有的1500万立方米地下盐穴溶腔迎来了发展契机。在统一电力市场的调峰需求驱动下，盐穴压缩空气储能项目可通过提供备用、调峰等辅助服务获得收益，实现从“单一采卤资源”向“储电调峰资产”的转型。
四是对外供能与市场创效空间持续扩大。统一市场体系，使油田的新能源资产从“内部自用”转向“内外兼顾”成为可能。江苏油田规划的平安基地25兆瓦光伏项目，除满足基地生产生活用电外，可通过余电上网通道接入区域电网，参与跨区绿电交易。
孙 建：面对能源转型和成本压力，油气田企业绝不能成为被动的承受者，而是要凭借庞大的土地资源、雄厚的资本实力、顶尖的工程技术和项目管理能力，以及现有的工业用电负荷和电网接入条件等独特优势，主动抓住一系列重大发展机遇。
在新能源发展方面。一要利用油田周边广阔的、不宜耕种的边际土地，大规模建设风力和光伏电站，打造“油气-新能源”一体化大基地，所发绿电优先用于油田自身的生产运营，有效盘活闲置土地，降低用电成本，实现绿色转型。
二要把握政策，抢抓机遇，经营好绿电资源。充分参与电力市场竞争，提升绿色能源保障能力，发展绿电制氢、制氨等油气田企业的传统业务，逐步构建氢能产业链，同时要用足盐穴压缩空气储能、光热地热电站、协同制氢、柔性负荷等电网调节资源，构建“源网荷储”一体化协同，积极参与电力系统辅助服务和电力市场交易，充分转化资源优势，实现电、碳、氢三重收益，努力开发“第二增长曲线”，在更多层面上端牢能源饭碗。
在能源成本管控方面。要借助统一电力市场，择时购电、柔性用电、锁定低价绿电，实现电力成本最优化。要推动电气化改造和能效提升，降低燃料成本，提升绿电占比和能源利用效率，实现用能成本和碳成本的双重优化。要通过“源网荷储”一体化协同、电力系统辅助服务等技术创新和管理变革，优化“发、配、储、用”各要素，不仅要实现“节流”成本，而且要实现“开源”和“增值”。
杨 靖：在新能源全面上市、统一电力市场与跨区交易政策背景下，油气田企业可以有效利用跨区域交易政策、新电价机制的利好机遇，研判全国统一电力市场的规则和行情，以及新能源市场需求和供给能力，遵循政策和市场规律，考量和规划企业的新能源建设投资和发展规模，通过宜建则建、宜购则购的策略，遵循企业效益最大化的原则，避免盲目投资和建设，实现新能源建设的效益化和低成本化发展。
郑 伟：东北油气分公司松原采气厂近年来积极探索多种能源构型，建设风力发电、分布式光伏及新型热泵等新能源试验点，在公司党委的部署下积极把握发展机遇，主动拥抱新能源与成本管控新路径。松原采气厂地处吉林长春松原市，横跨前郭县、乾安县，所占土地均处于空旷、远离社会人群区域，拥有丰富的土地资源、成熟的电网设施和较大的用电负荷，是理想的“源网荷储”一体化项目承载者。可以利用自身场地建设分布式光伏、分散式风电，并结合压缩空气储能、电池储能等设施，构建局域微电网，一方面实现自发自用，降低外购电成本和依赖；另一方面，可以作为独立的市场主体，参与电力辅助服务市场（如调峰、调频），获取额外收益。
松原采气厂建设能源智慧管理平台，实时监测用电负荷、精准预测新能源出力、跟踪分析电力市场价格，为最优的购电决策和负荷调控提供数据支撑。利用耗能设备可调性，在电力系统供应紧张、电价高时，主动响应调度指令，临时降低用电负荷，如同一个“虚拟电厂”，从而获得电网提供的补贴或电价优惠，这使“用电负荷”变成了可交易的“资产”。同时随着工区地缘周边新能源产业成熟发展，积极实施多元化采购策略，改变过去单一从电网公司购电的模式，构建包含中长期双边交易、跨省区交易、现货市场采购、绿电交易等多渠道、多组合的购电策略。通过灵活利用不同市场、不同时段的价格差异，实现整体购电成本最低化。
记者：站在行业发展角度，跨电网经营区常态化电力交易机制未来可能向哪些方向深化？油气田企业应提前做好哪些准备，才能持续把握政策红利？
蒋学军：从政策趋势来看，跨电网经营区常态化电力交易机制未来将向三个方向深化：交易品类扩容、交易主体多元化、交易机制智能化。
对油气田企业而言，需要提前做好三方面准备：一是加快能源资产的市场化改造，将过去内部自用的新能源电站、储能设施，按照“独立市场主体”的标准进行合规化改造，完善计量、结算、交易等配套机制，为参与多元化交易奠定基础；二是加强跨领域能力建设，组建涵盖电力交易、碳管理、数字技术的复合型团队，尤其要熟悉未来“电力+碳”综合交易的规则，提前布局绿证、碳配额等资产；三是深化产业链协同，主动与地方政府、电网企业、新能源开发商合作，比如共建跨区输电通道、联合开发“新能源+储能”项目，通过协同降低交易成本，提升市场竞争力。
总体来看，跨电网经营区常态化交易是能源行业市场化转型的“加速器”，油气田企业只有将自身资源优势与市场机制深度融合，才能在转型中占据主动，从“油气生产商”转变为“综合能源服务商”。
孙 建：统一电力市场体系建设和跨电网经营区常态化电力交易，作为顶层设计与核心平台，为其他政策的落地提供了统一的规则、市场和价格发现机制。近期发布的新能源上网电价市场化改革136号文、绿电直连650号文、新能源就近消纳价格机制1192号文，以及电力领域新型经营主体的93号文，精准梳理了电力市场改革脉络。
跨区交易机制不会停留在简单的“电量互通”层面，其深化将围绕市场化、绿色化、高效化三个维度展开。一是推动所有跨区电量，包括保障性电量、新能源电量，以及辅助服务、容量市场等，这些都通过市场平台形成价格，实现“谁受益、谁承担”的成本传导。二是绿电的“环境价值”更加凸显，获取渠道更多元，绿电消费与碳排放核算的衔接机制也会更紧密。三是“分时段、分位置”的精细化价格信号更加明确，能充分协同电力市场，增强系统应对波动的能力，更高效提升绿电消纳和绿电占比。
作为油气田企业，应从“被动用电者”向“主动能源管理者和市场参与者”转型。在市场化条件下，充分发挥“源网荷储数碳”一体化协同作用，壮大绿色电源、建强智联电网、柔性可调负荷、用足储能资源、打造数字化智慧系统、发挥电碳耦合效应，让各资源要素协同变现增值。建立新能源产业发展机制和营销管理团队，掌握市场规则、交易策略、风险管理，积极参与跨区电力市场、辅助服务市场及碳市场，做好新产业、新市场的战略准备。
杨 靖：《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》结合全国统一电力市场发展趋势，提出了跨电网经营区交易近期、中期和远期工作目标。今年，在年度、月度、月内、现货等交易周期，实现了跨电网经营区交易常态化开市，有力支撑了度夏期间电力保供，组织多方向绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求，并探索达成多年期绿电交易签约。
未来，随着两网（国家电网、南方电网）间物理联通不断增强，网间资源优化配置能力将进一步提升，跨电网经营区交易将进一步缩短交易周期，增加交易频次，逐步实现按工作日连续开市，现货交易实现日前、日内连续开展；将推动两网进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，最终实现各自经营区内和跨电网经营区间交易融合开市。
油气田企业应提前做好以下工作：一是优化项目投资决策机制。将电价评估作为项目投资决策重点，认真考虑投资度电成本与电力市场交易价格的差价，努力降低电费支出；考虑上网交易中投资度电成本是否能带来收益。在满足自身需求的前提下，做好政策研究和市场需求调研，慎重新能源投资决策，做好经济评估，在保证效益的前提下开展新能源投资建设，实现新能源项目的可持续有效益发展。
二是锻造成熟的电力市场交易团队，提高电力交易核心竞争力。新能源全面入市，全国统一电力市场的建立、新能源项目的前期开发和后期运营管理，都离不开电力市场交易。因此，锻造成熟的电力市场交易团队，提高电力交易核心竞争力，既能为项目前期的投资决策提供电价预测支撑，又能在项目运营期间提供电力交易服务，通过合理的交易策略带来收益。
郑 伟：随着跨电网经营区常态化电力交易机制的优化成熟，跨区交易将不仅交易“电”，还会交易“容量（保障供电的能力）”和“服务（维持电网稳定提供的服务工作量）”。绿电、绿证交易将与碳市场实现更紧密的衔接，形成“电-证-碳”联动的大环境市场。跨区输送的绿电环境价值将得到更清晰的量化和经济回报。
目前，松原采气厂正在积极推进转型发展，组建了能源市场团队，负责研究政策、参与交易、管控风险，规划“油气田+新能源”融合发展蓝图：明确新能源发展的目标、路径和重点项目，将新能源业务从“副业+示范”转向“主业+规模化”。
在措施落实落地上，全面推进电气化改造与柔性负荷建设，对生产设施进行电气化升级，同时识别和改造可中断、可调节的负荷，为参与需求侧响应做好准备。加强储能技术布局与示范，积极探索与油气田地质条件相结合的储能方式（如利用枯竭油气藏进行压缩空气储能），为高比例新能源消纳提供支撑。进一步细化技术措施，全力构建智慧能源管理系统。通过整合物联网、大数据、AI技术，实现能源流、信息流和资金流的协同管理，为精准决策提供“数字大脑”。开展CCUS与新能源耦合技术研究。前瞻性布局“风光发电+二氧化碳捕集利用、绿电制氢、绿电制醇”等负碳技术，为未来的深度脱碳与实现碳中和目标储备技术方案。
（王庆辉 常换芳 张万东 谢 江 李红华 李如飞 采访整理）
一图说清电力市场交易
