文 | 预见能源

预见能源获悉，4月15日，中国海油董事长张传江与中核集团董事长申彦锋在北京签署战略合作协议。双方约定在新能源开发、核电项目合作、科技创新三大领域深度协同。

一家油气央企主动与核能央企牵手核电项目，在行业里并不常见。预见能源认为，这背后是中国海油在深远海遇到的真实供电困境，也折射出传统石油公司转型过程中不得不面对的一道技术门槛。

好采的油采得差不多了，中海油缺解决方案

中国海油2025年净产量约为7.77亿桶油当量，2026年目标为7.8亿至8亿桶。增量从哪里来？预见能源判断，深水项目是主要贡献者。

南海“深海一号”大气田2025年油气总产量突破450万吨油当量，作业水深超1500米，离岸距离约150公里。在这种环境下开采，最大难题不是钻井，而是24小时不间断供电。

渤海油田的解法是从陆地拉电缆，即岸电工程。截至2025年5月底，岸电累计供电量突破50亿千瓦时，渤海已建成覆盖7个油田群的岸电电网。但这个模式离岸越远成本越高，电缆造价随距离急速攀升，故障维修难度也越大。对于水深超千米、离岸超百公里的深远海平台，从陆地拉线这条路越走越窄。

海上风电呢？中国海油正在大力布局，海南CZ7项目总装机1500兆瓦，汕尾红海湾四项目500兆瓦。但风电看天吃饭，风速一变功率就波动，无法提供稳定基荷。加上储能系统，在深远海高盐高湿环境下腐蚀严重，运维成本居高不下。一旦连续无风，储能也撑不住。

中国海油面临的不是缺项目，而是缺一种稳定、可靠、不依赖外部补给的电源方案。

核能成为少数可选项，玲龙一号是中核王牌

能同时满足稳定、不间断、低碳、紧凑这四个条件的，核能几乎是唯一选项。

中核集团手里有一张牌叫玲龙一号，正式型号ACP100。这是中核自主研发的小型模块化反应堆，电功率12.5万千瓦。示范工程2021年7月在海南昌江开工，安装进度已完成90%，正处于核心设备调试阶段，预计2026年并网发电。

玲龙一号的安全系统采用全被动冷却设计，事故工况下无需外部电源即可实现较长时间安全冷却。换料周期24个月，平台可长期自主运行，不必频繁依赖远海物流补给。模块化设计还缩短了建造周期，首堆用了58个月，但未来批量化建设工期可控制在36个月内。

当然，玲龙一号目前仍是陆上示范，适配海上浮式平台需要额外的工程验证。但这恰恰是此次合作的意义所在：中核需要海洋场景验证小堆的海上适配性，中国海油需要稳定电源解决深远海供电难题。

预见能源认为，这不是一次简单的签约，而是一次互为刚需的技术耦合。

这盘棋不只在海上，背后是标准和话语权

碳排放正在改变国际原油市场的竞争规则。一桶原油开采过程中的碳强度，未来可能直接影响它的定价能力。国际买家对供应链碳足迹的要求越来越严，高碳排放的原油在国际市场上竞争力会被削弱。

中国海油引入核能，本质上是在给自己的原油产品做低碳认证。预见能源认为，这不只是在解决工程问题，也是在提前适应未来国际竞争的规则变化。

对中核集团而言，这次合作的意义可能更大。全球小型模块化反应堆的竞争正在升温。

韩国三星重工研发的浮式海洋核动力平台已获得美国船级社原则性批准，搭载两台SMART100小型堆。全球处于开发阶段的SMR项目已达数十个，谁能率先完成海上商业运营，谁就有机会建立行业标准。

玲龙一号虽然目前是陆上示范，但中核的目标是海外市场。目前已有近10个国家签署小堆合作意向性协议，泰国已派学员付费参训。海上场景验证成功，将成为中国小堆技术最有说服力的海外名片。

更深一层看，深远海能源供给是整个行业尚未系统解决的难题。近海风电相对成熟，但离岸100公里以外的深远海如何供电、如何实现多能协同，全球都没有成熟方案。中核与中国海油的组合，尝试用核能基荷加风电增量再加多余风电制氢的模式，在深远海构建一个自给自足的能源体系。如果成功，输出的将是一套完整解决方案和行业标准。

这次签约，外界看到的是两家央企握手。握手背后，是一家石油公司为了在更深的水里继续采油，不得不寻找比岸电更稳定、比风电更可靠、比柴油更低碳的电源方案。核能恰好跨过了这几道门槛。对中核，这是一次将陆上小堆推向海洋的商业化验证。对中国海油，这是一笔不算便宜但不得不算的账：想往深海走，得先把电的问题解决掉。