我国海洋能源禀赋得天独厚，油气及风光地热等资源丰富，且油气开发设施为新能源利用提供了基础，目前已探索多种融合开发模式，未来需突破瓶颈、加强合作，实现经济效益与生态保护双赢

海洋油气资源与新能源的融合开发成为推动能源结构转型的关键方向。

南海作为战略要地，不仅是东北亚主要贸易通道（全球21%的贸易额经此流通），更蕴藏丰富的资源：海域油气地质资源总量占全国40%，近5年全国油气产量增量超60%来自海域。此外，南海地热、风能、太阳能资源丰富，具备“油气+风光+地热”多能融合开发的先天条件。

海洋油气开发设施也为新能源利用提供了基础：油气生产平台设计寿命25~30年，远超油气田高峰生产周期，其冗余的管网、动力网、通信网可改造为新能源输送和运维系统，大幅降低综合开发成本。

李海波介绍，目前我国已探索出多种海洋能源融合开发模式，实现了经济效益与减排效益的双赢：全海模式（油气+风电），文昌油气田群与“海油观澜号”浮式风电平台协同开发，装机容量725兆瓦，年均发电2200万千瓦时，满足油气田基本动力需求，每年节约天然气超1000万立方米、减排二氧化碳22万吨；半陆半海模式（油气+风能+光伏+储能），涠洲油田群构建多能互补系统，利用风光发电时段互补性，通过储能削峰填谷，解决涠洲岛居民用电峰谷差大的难题，同时为油气田生产供电；叠合模式（天然气+动能+地热），乐东气田采用“地热+双转子压差发电技术”，装机功率500千瓦，年发电量394.2万千瓦时，实现能源自给，减少天然气燃烧及二氧化碳排放，同时探索出无人平台供电新模式。

李海波表示，随着新能源业务，尤其是海上风电业务快速发展，融合发展有了新内涵。

一是海上风电与油气生产融合发展。海上风电规划场址与油气矿权高度重合，融合发展可促进海上风电与油气勘探开发高质量发展；海上油气平台利用岸电和海上风电实现绿电替代，并利用岸电向陆上输送绿电，海上风电与油气共享运维、一体化应急管理；海上CCS/CCUS为油气田生产减碳。

二是海上风电与海洋工程融合发展。深水油气工程技术可覆盖漂浮式风电70%以上的技术范畴，海上风电实质上就是“风电+海洋工程”。

三是海上风电与中下游产业融合发展。包括海上风电与天然气发电的融合发展、海上风电制氢氨醇、未来的氢氨醇贸易、多能互补、能源岛、CCS/CCUS为中下游减碳等。

中国石化高级专家冯勤表示，未来需突破技术瓶颈、强化国际合作，实现经济效益与生态保护双赢。应大力发展深远海与漂浮式技术，当前，全球正研发20兆瓦级大容量浮式风机，目标2030年实现深远海风电商业化。推动一体化建设，有利于统筹布局海上油、气、电处理设施，共享海上施工运维资源，提高设施装备的利用率。加强产业链协同创新，挪威国家石油、西门子能源等国际企业推动“油气+风电”技术共享。推动政策与标准统一，欧盟计划建立跨国海上电网，整合北海风电与油气田电力外送；我国推进海洋空间规划立法，优化海域使用权审批流程。海上风电与油气田融合发展是能源转型的必经路径，通过技术协同、资源共享和政策支持，降低碳排放，催生“风电+制氢”“风电+储能”等新业态。