从传统到绿色 石油企业在交通领域的突围之道

  [中国石油新闻中心 2025-06-26]
  编者按：近日，交通运输部等十部门联合印发《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》（简称《指导意见》），为我国交通运输与能源领域的协同发展指明了方向。随着新能源汽车的加速普及，电力、氢能等清洁能源在交通运输领域的应用日益广泛，石油石化企业在传统燃油消费市场面临着前所未有的挑战。如何在绿色能源发展的浪潮中实现转型，成为石油石化企业亟待解决的重要课题。
  中国石油报本期《绿色导刊》5版聚焦这一话题，特邀专家深度解读《指导意见》对石油石化行业的影响，探讨企业在转型发展、燃料结构调整及供应保障等方面的应对之策。敬请关注。
  把握机遇?开启多能融合新征程
  中国石油大学（北京）能源经济与金融研究所所长?郭海涛
  推动交通运输动力绿色替代，主要是提升交通运输行业电能占行业终端用能的比例、交通沿线非化石能源发电装机容量和交通运输绿色燃料生产能力。为适应这一新的发展要求，石油石化行业需要加快业务结构转型。
  低碳化稳油增气。从“十五五”甚至更远的中长期来看，我国石油石化行业需要继续增加投入、优化勘探开发技术，利用二氧化碳驱油等低碳化方式提高采收率，以确保国内原油稳产在2亿吨以上，同时大力提升天然气产量，优化LNG、CNG加气站布局，关注天然气在船舶、重型卡车等领域的应用技术发展，推动天然气作为清洁能源在交通运输领域的更广泛应用。
  优化炼化产业结构。在设备升级的基础上，石油石化企业可以利用大数据、人工智能、物联网等数字化技术，优化炼油工艺，降低硫、芳烃等有害物质的含量，提升传统油品质量和生产效率，增加特种油品生产，促进交通运输领域油品的清洁化利用。
  减油增化，发展高端新材料。加强炼油与化工业务的一体化整合，优化产业链布局，根据市场需求灵活调整产品结构，增加石脑油等化工原料的供应，将更多的石油资源用于生产烯烃、芳烃等基础化工原料，进而延伸发展高端化工新材料，如在可降解塑料领域，可以利用二氧化碳与环氧丙烷反应制取聚碳酸亚丙酯、聚乳酸、聚丁二酸丁二醇酯等。
  推动石化产业向基地化、集聚化发展，形成具有区域特色的产业集群，发展循环经济。石化企业聚集发展，可以共享基础设施、公共服务和技术资源，进一步延伸石化产业链，建立循环经济体系，实现石化产品的循环利用，包括废塑料回收利用、废油脂回收利用、废催化剂回收利用等，减少原材料的消耗，降低生产成本，提高产业的绿色发展水平和市场竞争力。
  投资可再生能源。利用油田、炼厂闲置土地建设光伏/风电场，以海洋工程经验切入海上风电。推动可再生能源的电力化利用或者转化为绿氢，实现风光氢综合一体化利用。
  发展未来能源。一是构建绿色燃料供应体系，布局生物柴油、乙醇燃料和生物航煤，推动绿色氢基产品（如绿醇、绿氨）纳入碳交易体系。二是开展联合研发项目。与汽车、船舶、航空等交通运输企业合作，共同开展绿色燃料应用技术研发，优化交通运输装备的发动机和燃料系统，提高绿色燃料的适应性和燃烧效率。三是推动绿色燃料标准制定与认证。参与交通运输绿色燃料“制储用”标准的制定和修订工作，健全交通运输绿色燃料认证体系，确保绿色燃料的质量和安全性，为绿色燃料的推广应用提供标准支撑。四是推动绿氢规模化生产和加氢站网络建设，扩大绿氢在炼化、交通（如氢燃料电池车、重卡、船舶）等领域的应用。
  推动交通能源基础设施融合，打造综合能源服务站。石油石化企业可升级加油站为“油气氢电服”综合能源站，集成加气站、充电桩、换电站、加氢站及光伏发电等的综合利用。
  石油石化行业的绿色转型不仅是应对政策压力的被动调整，更是抢占未来能源市场实现自身业务转型的战略选择。石油石化行业应加快从传统燃料单一生产模式向“生物燃料+氢能+炼化升级+多能融合”的综合方式转变，但也需要注意从传统业务向新业务转型中的经济成本问题和技术可行性问题。例如，生物航油、绿氢的生产成本较高，需要通过技术创新和规模化生产降低成本。因此，石油石化行业要加强政策、技术、市场协同，以绿色燃料规模化、经济化发展为基础，构建交通绿色燃料供应体系，实现从传统油气供应商向综合低碳能源服务商的转型。
  多元发展?拥抱绿色交通用能
  中国石油经济技术研究院能源战略研究所高级经济师?张鹏程
  交通领域是我国重要的用能部门，但用能多元化程度较低。随着电力、天然气等清洁能源快速发展，生物质能、氢能及衍生的绿色燃料也展现出一定的潜力，我国交通用能结构正从“一油独大”向多元化发展转变。
  加快提升绿色燃料供给能力
  《指导意见》围绕交通基础设施、运输装备、燃料供应、产业培育等领域提出以下主要内容。
  基础设施方面，开展公路水路充（换）电站设施网络规划，完善车船绿色燃料加注体系规划，系统推动车船绿色燃料加注设施和装备发展。在公路沿线、城市周边区域、分拨中心等建设充（换）电站、加气站、加氢站。
  运输装备方面，加快推进公共领域车辆电动化，因地制宜推动新能源重型货车（卡车）规模化应用。积极推动电力、LNG、生物柴油、绿醇、绿氨、绿氢等清洁能源在船舶上应用。
  绿色燃料方面，推动建设一批绿色燃料生产基地，加快提升LNG、生物柴油、绿醇、绿氨、氢能等供给能力。鼓励依托交通基础设施开展清洁能源制氢。完善交通运输绿色燃料储运加注网络，在具备条件的服务区、货运场站、港口、机场、枢纽等建设综合能源补给站。
  产业融合方面，引导车电分离等商业模式创新，大力发展电池资产管理、新能源运输装备融资租赁等新兴产业，打造“车—站—桩—网”智慧融合产业创新平台。加快新型动力电池及关键材料、氢燃料电池、绿色燃料等产业培育，保障上游原材料零部件高质量稳定供应。
  交通用能多元化趋势明显
  推动交通工具更新换代，交通用能结构趋于多元化。当前，道路交通工具的更新换代已成为我国成品油需求下降的最主要原因。2024年，新能源汽车和LNG重卡的快速增长，导致国内成品油消费量下滑2.4%。《指导意见》推动交通运输工具用能多元化、清洁化，将导致电力和天然气等清洁能源在道路交通领域占据更大份额，而用油需求逐渐下降。
  推动清洁能源产业发展，交通能源基础设施迎来更新潮。我国已建成十分成熟的油气产运储销产业链和较为完善的道路充电基础设施网络，但LNG加注、氢能和绿色燃料制储运销基础设施建设方兴未艾，特别是在航运和航空领域还处于试点示范阶段。
  《指导意见》提出完善绿色交通基础设施体系建设，将带来传统油气分销网络向现代化综合能源补给体系的转型升级，并促进相关装备研发制造，以及绿色燃料生产、储运、加注设施建设，从终端消纳环节发力，带动新能源产业发展。
  推动供需灵活互动，交通能源系统拥抱新模式。《指导意见》通过鼓励新能源就近消纳，优化配置新型储能、柔性制氢等灵活调节资源提升供应侧弹性；通过大力推广智能化充电设施和车网互动技术增强需求侧调节能力，结合智能微电网、多源转化与多能互补、虚拟电厂等新模式，将推动交通运输能源系统深度参与电力系统运行调节，并提出建设一批集清洁能源发电、储能、卫星通信等功能于一体的平急两用能源服务设施，从而以更强韧性适应新型电力系统和新型能源体系的建设需要。
  发挥优势布局绿色燃料产业
  加强清洁能源业务布局和新模式培育。未来10年内，新能源车辆将成为公路交通运输主体，电力占交通用能比例接近50%，挤压油气终端消费的市场空间。油气企业需凭借其既有产业链技术、客户渠道和品牌优势，积极向综合能源补给站转型升级，布局生物燃料、氢能及其衍生的绿色燃料产业；积极与其他交通、能源企业加强合作，共同推动新型交通能源基础设施的建设和运营，如在站区及附近部署分布式风光发电，参与加氢站、充换电站的建设运营，利用换电站和自备储能设施参与电网峰谷调节和电力市场交易等，开拓新的经营模式。
  加强新能源技术创新与产业链合作。现有清洁能源技术还普遍存在成熟度不足、基础设施薄弱、成本较高的问题。油气企业作为交通供能的主力军，在培育交通能源新质生产力方面肩负重任。建议设立专门的研发机构并与外部科研力量合作，开展氢能、生物质能等绿色燃料技术的研究与开发，积极参与绿色燃料及相关基础设施标准制定，提升在新能源领域的技术话语权。通过与这些新兴产业的领军企业和科研先锋建立产业联盟、开展研发和项目合作等方式，共同攻克技术产业化难题，推动新能源技术的产业化应用。
  绿色燃料小名片
  LNG
  液化天然气（LNG）在交通领域的应用正快速推进，技术突破显著。LNG重卡采用闭环冷却技术，燃料成本比柴油低50%，碳排放减少25%至30%。船舶方面，LNG运输船液舱蒸发率降至0.085%，能耗降低50%。智能化加注系统缩短船舶加注时间70%至90%。
  目前，我国LNG重卡保有量超58万辆，全球LNG动力船超190艘，上海港成为全球第三个提供LNG保税加注的港口。未来，LNG将与绿氢、绿氨等清洁燃料协同应用，进一步降低碳排放，并扩展加注网络，成为低碳交通的重要支柱。
  绿氢
  在全球碳中和浪潮下，绿氢凭借零碳排放的优势，成为能源转型的重要力量，当前技术突破与规模化应用同步推进。
  技术研发方面，电解槽迭代成果显著。PEM电解实现单槽兆瓦级量产，效率达75%，成本大幅降低；碱性电解设备规模扩大，动态响应速度提升50%。耦合创新方面，光伏直供电解项目使氢平准化成本降至25元/千克以下，海上风电直接制氢测试成功省去电网接入环节。
  应用场景持续拓展。截至2024年，我国氢燃料电池车投运量超过2.8万辆，多地建成“制储加”一体化母站；氢动力集装箱船续航达800海里。在工业脱碳进程中，绿氢替代传统原料炼铁，吨钢减碳1.8吨；绿氢制氨项目可实现年产25万吨零碳合成氨。
  国内外政策利好不断，但储运成本高、终端应用规模不足仍是瓶颈。不过业界预计，2030年产业链成本下降50%，绿氢发展潜力巨大。
  绿醇
  绿醇作为航运脱碳关键燃料，研发与应用均加速推进。研发上，制备路径成熟，生物质路线利用农林废弃物气化合成，转化效率达55%；绿电制醇通过可再生能源电解水制氢与捕集二氧化碳合成，单吨能耗降至35吉焦以下。催化剂优化显著，铜锌铝系催化剂寿命提升至8000小时，低温合成技术降低能耗15%。
  航运领域应用领先，全球首艘甲醇动力集装箱船已投运，国内计划于2026年前改装18艘甲醇双燃料船，部分港口试点甲醇加注设施，单次加注量达3000吨。甲醇重卡累计运行超1亿公里，多地建成加注站，部分企业利用工业副产氢合成甲醇实现碳循环。
  政策方面，我国与欧洲均出台支持措施，但绿醇生产成本约为传统甲醇的2倍，规模化生产与碳定价政策是发展关键。
  绿氨
  绿氨作为零碳能源载体，其技术研发取得核心突破。制备技术上，可再生能源电力驱动的电解水制氨效率提升至65%，单吨氨电耗低于8000千瓦时；生物质制氨通过等离子体裂解技术，使碳排放减少90%。催化剂创新方面，商业化应用的新型催化剂让反应温度降至350摄氏度，能耗降低30%。
  应用场景加速落地。航运领域，氨燃料预留散货船将于2026年交付，港口试点氨燃料加注协议；在农业与能源领域，建成10万吨/年绿氨工厂替代化肥生产中的灰氨，此外，规划建设100万吨/年绿氨项目用于裂解供氢。
  政策上，我国将绿氨列为氢储运重要路径，2025年示范项目产能目标为50万吨。国际能源署预测，2030年绿氨成本有望降至500美元/吨，但仍面临储运安全、终端设备可靠性等挑战，预计2030年后进入规模化商用阶段。（张学青 整理）
  圆桌讨论
  Q1：如何看待交通能源绿色化对现有业务模式的挑战？如何发挥自身技术优势抢抓能源转型中的机遇？
  ■大庆石化规划和科技信息部经理?孟照海：新能源浪潮下，炼化行业正经历结构性变革。随着新能源汽车市场占比的不断提高，以及到2035年纯电动汽车成为销售主流等政策，燃料油市场不断被压缩，倒逼企业摆脱“燃料依赖”路径。
  但危机中也蕴藏着转型机遇。炼化企业在催化裂化、加氢处理、系统集成等领域数十年的技术积淀，可转化为绿色燃料赛道的差异化竞争力。如在工艺创新上，可实现低成本“油转化”和“油转特”，为绿氢制取、生物燃料合成提供反应工程基础支撑。系统集成方面，企业可利用化工装置运行经验，在绿电-绿氢-CCUS耦合领域构建协同生态，以绿氢替代天然气制氢，兼顾降碳与降本。
  产业链重构带来新增长逻辑。企业可从单一燃料供应商转向“绿色燃料+高端材料”双轮驱动。特种沥青、负极材料用焦等高端化学品研发生产，既能对冲燃油业务下滑，又能满足新能源装备对特种材料的需求。
  交通能源绿色化不是单纯的替代威胁，而应是触发技术“重生”的契机。炼化企业应抓住机遇，将既有技术转化为绿氢、氢基燃料、碳循环等新兴领域的创新资本，推进“减油增特”“减碳增绿”，重塑在新型交通能源生态中的不可替代性，实现可持续发展。（刘莉莉?采访）
  ■吉林石化吉林燃料乙醇公司党委书记、总经理 胡红旗：构建安全可靠的交通运输绿色燃料体系，核心是提升交通领域绿色化水平，降低石油依赖。燃料乙醇作为清洁能源，随着国家“双碳”战略的推进，也迎来了历史性发展机遇。
  当前，新能源汽车的迅猛发展对传统燃料行业带来挑战。燃油车销量持续下滑，连带作为汽油添加剂的燃料乙醇也面临需求收缩、竞争加剧的严峻局面。
  破局之道在于科技创新。我国现有燃料乙醇生产仍依赖粮食作为原料。探索将秸秆、林木废弃物等纤维素生物质作为原料，不仅能有效盘活农业废弃物资源，更能显著提升产业可持续性。
  纤维素乙醇技术是未来发展的关键方向。然而，目前应用于纤维素乙醇生产的酶制剂成本过高，国内众多企业和机构正加紧研发攻关，高效、低成本的纤维素酶制剂是“破圈突围”的关键。今年年初，吉林石化已在该领域取得突破，百升级中试装置成功开车运行。目前，公司正加速推进该技术的工业化应用与产业化进程。未来，还将开展生物航煤等生物基化学品的研发生产，继续探索生物化工发展新路径。（高炳仑?采访）
  Q2：如何利用现有加油站网络优势参与“启曜”行动？如何平衡传统油品业务与新能源站点的资源投入？
  ■浙江销售发展计划部经理?李良：“启曜”行动是交通运输部推动交通与能源融合的专项计划，主要是在铁路场站、公路服务区、港口等地方建设光伏设施。传统能源销售企业参与“启曜”行动，既是机遇，也是挑战。从机遇来看，传统能源销售企业拥有庞大的加油站网络，这些网络本身就是交通基础设施的一部分，具有天然的地理优势。同时，企业在能源供应和运营管理方面也有丰富的经验。
  从挑战来看，新能源技术更新换代快，企业需不断投入资源进行技术研发和设备更新；市场竞争激烈，企业需不断提升服务质量，打造差异化竞争优势。此外，政策环境也在不断变化，企业需密切关注政策动态，及时调整发展战略。在销售企业应对新旧动能转换、实现转型升级的过程中，做优充电网络仍是可持续发展的核心。
  销售企业充分利用现有加油站网络优势，积极推动交通与能源基础设施规划衔接互动。通过开展公路水路充（换）电站设施网络规划，加强与电网规划的协同布局，提升清洁能源就地保障水平。优选“两区、三中心”场站，完善城市核心网络，合力推进中国石油充电“一张网”的开发建设。
  在应用场景拓展方面，销售企业应积极引入小型物流车辆电池换电等业务，让充电场站延伸出更多的业务链条，打造多功能充电场站并分摊场地成本。坚持传统油品业务与新能源业务协同发展，积极探索新的业务模式，试点外部合作光储充一体化、售电等业务，运营能力提档升级。（王识博 采访）
  ■河北销售公司发展计划部经理?吴志伟：多措并举发展充电业务。充分发挥公司网络、资金、平台等方面的优势，统筹站内站外项目开发。一是突出重点区域，将“两区、三中心”、主要运输线路及港口园区作为开发重点。二是强化与重点企业的合作，积极与地方国企、头部企业、系统内部单位、物流企业等单位对接。三是采取灵活的开发方式，通过合资、合作、自建、收购、租赁等方式合作，加快布局充电网络，实现“十五五”末城区网络全覆盖、主要公路全布线、重点港口园区全布点。
  统筹油电非业务发展。一是构建“充电+综合能源服务”场景，提供电力交易、微电网、虚拟电厂、需求响应等服务。二是提供“充电+车·生活”服务，提供保险、维修、洗车、司机之家等业务，服务车辆全产业链。三是加大“油非互促”力度，提供特色商品、简餐服务，利用车主充电等待时间提升非油收入。
  打造综合能源服务站。以客户为中心，打造“人·车·生活”生态圈，统筹加油、加气、充电、非油业务投资。一是做优油品基本盘，突出城区高效汽油站开发，提前推进高效站点续租，退租低效负效站点。二是做大LNG承接盘，以站内扩建为主，以合作、租赁、收购为辅，低成本拓展LNG网络。三是做强非油接续盘，实施老旧站点改造，完善餐饮、洗车、司机之家等功能。四是做好充电未来盘，与地方国企、头部企业、物流企业等单位对接，通过合资、合作等方式，加快布局充电网络。（韩文 采访）