能耗双控转向碳排放双控 能源行业正重塑“碳账”经营逻辑（图）
[中国石油新闻中心 2026-09-24]
编者按：“十五五”时期是我国实现碳达峰的关键期、攻坚期。今年是我国从能耗双控全面转向碳排放双控的第一年，碳达峰攻坚有了更精准的制度工具。同时，全国碳排放权交易市场扩围提速，明确到2027年基本覆盖工业领域主要排放行业，石化、化工等行业纳入已进入前期准备阶段。叠加今年欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入实质性实施阶段，碳成本正越来越深地嵌入国际能源化工贸易。政策切换之下，石油石化行业面临哪些机遇与挑战？企业又该做哪些准备？请看本期分析。
到2025年
碳排放统计核算体系进一步完善，一批行业企业碳排放核算相关标准和产品碳足迹标准出台实施，国家温室气体排放因子数据库基本建成并定期更新，相关计量、统计、监测能力得到提升，为“十五五”时期在全国范围实施碳排放双控奠定基础。
“十五五”时期
实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达峰碳中和综合评价考核制度，加强重点领域和行业碳排放核算能力，健全重点用能和碳排放单位管理制度，开展固定资产投资项目碳排放评价，构建符合中国国情的产品碳足迹管理体系和产品碳标识认证制度，确保如期实现碳达峰目标。
碳达峰后
实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度，建立碳中和目标评价考核制度，进一步强化对各地区及重点领域、行业、企业的碳排放管控要求，健全产品碳足迹管理体系，推行产品碳标识认证制度，推动碳排放总量稳中有降。
来源：《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》
同题问答》》》
问题：能耗双控转向碳排放双控，企业在节能降碳方面都做了哪些工作？
落实“引进来、走出去、自消纳”三条路径
■塔里木油田公司新能源事业部执行董事、党委书记 雷霆：
塔里木油田围绕能耗双控转向碳排放双控政策的要求，“跑”好绿电直连、零碳园区、碳足迹标准等新赛道，推动精准控碳，落实“引进来、走出去、自消纳”三条路径，着力构建“内强消纳、外拓通道”的发展格局。
突出一体化建设运营，让高质量发展“新”的动能更加强劲。今年，塔里木油田立足“消纳为王”发展导向，积极参与“疆电外送”基地建设，加快绿电直连项目落地，推动风光资源就地转化利用，扩大清洁供能规模。今年8月，中国石油首个绿电直连项目——塔里木油田阿克苏地区沙雅县富满区块光伏绿电直连项目电力系统接入方案，顺利通过国网新疆电力有限公司审查。该项目建成后，将为高耗能油气生产场景提供可复制的绿电直连实践样板。
加快绿色低碳转型，让高质量发展“绿”的底色更加鲜明。今年，塔里木油田落实优化简化、清洁替代、负碳技术等举措，实施英买油井常温集输、压缩机控制优化等50项节能降碳项目，从零散气回收、工艺优化、设备提效等环节发力，提高能源利用效率。推进东河零碳单井智能间抽等21项清洁替代项目，加快光伏光热、余热余压利用电气化改造，提升清洁能源利用率和电气化率。推动多个光伏电站接入外部储能，进一步降低弃电比例。
强化创新管理效能，让高质量发展“质”的提升更有成效。今年，塔里木油田制定的团体标准《温室气体·产品碳足迹量化方法与要求·乙烷》发布，填补了相关领域空白。同时，油田完善绿色低碳考核指标；依托智慧能源管控平台，实现尉犁、且末光伏电站“无人值守、少人值班”；强化体系建设，持续夯实新能源业务QHSE（质量、健康、安全、环境）管理根基。（张思敏 采访）
坚持“节能瘦身+多能互补+智能调控”路径
■吉林油田新立采油厂副厂长 吴鱼锋：
政策导向转向对老油田来讲，是挑战，更是转型机遇。面对新形势新要求，吉林油田新立采油厂结合自身生产经营实际，持续在节能降碳方面大胆创新实践。
过去，能耗双控侧重于管控能源消费总量；如今，碳排放双控则更加鼓励风光等零碳能源发展，这正好契合了新北油田低碳示范区的建设方向。新立采油厂坚持“节能瘦身+多能互补+智能调控”路径，全面推进老油田绿色转型。
立足老站改造，推进流程优化。针对原有放水站工艺流程烦琐、设备负荷率低的困境，我们通过实施工艺简化、流程优化举措，推广季节性冷输技术，淘汰老旧设备，释放闲置土地2.6万平方米，实现了自用油清零，年节约天然气49万立方米，吨液单耗下降30%。
推动能源结构低碳迭代。新立采油厂集成风电、光伏、燃气发电、储能、污水余热、光热、电加热等，建成总规模10兆瓦的源网荷储供能用能体系，打造了新北智能微电网示范区，建立了能量管理系统（EMS）智能管控平台，实行负荷分级管理，从而实现“荷随源动、源荷互补”的智能用能模式。
截至目前，新立采油厂新北油田碳排放量已较2024年的水平降低了约66%，终端电气化率由17.1%提升至45.7%，年节约网电超过1000万千瓦时，离网运行后清洁电力占比达100%，实现了化石能源的全面清洁替代。与此同时，我们也清醒地认识到，风光功率预测精度、燃机运行稳定性、储能数据采集准确率仍有提升空间。
下一步，新立采油厂将继续完善微网在冬季大负荷工况下的运行验证，补齐系统短板，沉淀形成可复制的老油田微网运行模式，持续落实碳排放双控要求，实现油气稳产与绿色降碳的协同发展。（刘晓娣 李岳阳 采访）
以精准管控、结构优化、技术升级、数字赋能为抓手
■锦西石化公司生产运行部主任 李印臣：
绿色低碳管控模式迭代升级，管控重心从能耗总量与强度约束，转变为碳排放总量与强度的精准管控，对炼化企业碳治理能力、用能结构及数字化管控水平提出了更高要求。锦西石化以精准管控、结构优化、技术升级、数字赋能为核心抓手，全方位推进节能降碳各项工作。今年以来，炼油综合能耗、原煤消耗均同比减少，二氧化碳减排10.50万吨，绿色低碳治理质效稳步提升。
为精准适配碳排放双控全新体系，锦西石化成立碳排放管理专项工作小组，统筹推进碳排放核算、数据质控、合规核查等工作。公司严格落实国家自备电厂碳交易规则及集团公司碳排放数据质量管理要求，热电部紧扣年度碳交易配额指标，规范碳台账，严抓数据质量，确保碳排放数据真实准确、闭环可控。同时，依托昆仑MES系统能量平衡模块，完成能耗、碳排放数据自动化采集、实时溯源与动态分析，顺利通过92号车用汽油碳足迹核算，年内二氧化碳排放量较年度计划减少22万吨，碳排放数据精细化管控水平显著提升。
在能源结构优化上，公司大力推进绿色用能替代，持续提升可再生能源消纳占比。同步推进燃煤锅炉清洁能源替代，通过清洁能源置换从源头削减煤炭消耗与工艺碳排放。日常生产中，企业建设全闭环节能管控体系，依托月度能源优化会议排查短板，全年谋划落地41项节能技改项目，覆盖低温热系统优化、蒸汽管网升级、伴热系统优化、机泵能效提升等关键领域，全方位夯实节能降碳基础。此外，公司精准优化机组运行模式，推行“以汽定电”、单炉高效运行模式，月均减少原煤消耗8000吨；借助装置低负荷窗口期优化生产调度，关停闲置加热炉及低效设备。（李吟竹 采访）
依托“三张清单”将节能降碳嵌入生产运行全流程
■长庆石化公司生产运行部主任 王磊：
面对政策迭代，长庆石化坚持做实存量节能，依托目标清单、管理清单、项目清单“三张清单”，把节能降碳嵌入生产运行全流程，同时加快碳排放双控管理体系搭建与机制筹备，平稳实现管控模式转型。
在节能降耗实操层面，长庆石化抓实生产精细化管控，建立装置月度能耗物耗对标分析机制，针对加热炉、锅炉等重点用能单元落实“一炉一策、一机一策”，深挖余热余压、火炬气回收潜力，减少能源系统的“跑冒滴漏”，实现增产保供与能耗管控的协同。滚动更新技改项目库，推进能量系统优化、高效机泵更换、设备保温治理等改造，以技术升级奠定节能硬件平稳运行基础。将能耗指标层层分解，动态对标纠偏；同时把节能责任落实到岗位，征集一线合理化建议，构建全员参与的节能格局。
面对碳排放双控的新要求，长庆石化重点聚焦政策学习、制度搭建、体系筹建、机制谋划四大基础工作，稳步补齐碳排放管理短板，有序推动从“管能耗”向“能碳共管”转变。组织专题学习研讨，厘清能耗双控与碳排放双控管控逻辑的差异，更新管理思维。加快碳排放监测、报告与核查（MRV）体系建设，编制碳排放专项管理制度，提前布局常态化年度碳核查、产品碳足迹统计等基础工作，逐步建立数据完整、核算规范、可溯可查的碳排放管理体系。谋划长效管理机制，计划建立季度“双碳”工作例会机制，实现“双碳”工作常态化部署、清单化推进、闭环式落实。
下一步，长庆石化将持续深化“三张清单”节能管控模式，加快完善碳管理制度与MRV体系，积极做好碳市场交易前期筹备，谋划中长期降碳路径，推动能碳一体化管控，走好绿色低碳高质量发展之路。（王永鹤 采访）
记者观察》》》
“碳账”思维正在重塑行业发展
——从政策机制变革看低碳经济全新机遇
2026年是“十五五”开局之年，也是我国从能耗双控全面转向碳排放双控的第一年。这一年，政府工作报告首次将“单位国内生产总值二氧化碳排放降低3.8%左右”列为年度主要预期目标，取代了沿用多年的能耗强度目标。同年7月，《国家应对气候变化“十五五”规划》和《“十五五”碳达峰行动方案》都明确提出，到2030年单位GDP二氧化碳排放较2025年累计下降17%。这意味着，碳排放已经代替能耗，成为“十五五”时期最核心的约束性指标。
从“管入口”到“管出口”
能耗双控的逻辑很简单，就是要少用能。相较而言，碳排放双控的逻辑则更加复杂，回答的是“用什么能、排多少碳”，最终目的是要尽可能地减少碳排放。
“表面上看是提法之变，但背后是治理逻辑的深层变革——一个是管住能源入口，一个是管住碳排放出口；一个是间接控碳，一个是精准治碳。”中国科学院理化技术研究所研究员张振涛说。
对于像燃煤发电这样的领域，碳排放几乎全部来自煤燃烧，减少用能就可以直接减少碳排放。但石油化工行业的情况有些特殊。记者观察发现，原料里的碳元素在生产过程中是否会排放二氧化碳，主要取决于工艺流程，能耗高低只是其中的一个变量。
因此，这个行业很多时候都是通过优化工艺流程实现降碳，如中国石油首台液力透平直驱泵在大庆油田徐深9天然气净化厂三期工程成功投运，为高含碳天然气净化处理提供了节能降碳新路径；独山子石化公司塔里木120万吨/年二期乙烯及配套绿色低碳示范工程，采用国内首创的超低浓度二氧化碳一体机捕集技术，实现二氧化碳、副产氢气全部回收再利用；渤海装备渤海能克钻杆公司在钻杆制造中率先采用连续驱动型摩擦焊接技术，单工序可减少温室气体排放30%至40%……显然，对于石油化工行业而言，控制碳排放可以更有的放矢，比控制能耗更为精准。
碳排放双控的政策落地，引导石油化工行业从生产到销售全流程更加精准地降低碳排放，避免对清洁能源的“误伤”。“一项重要突破是为新能源发展拓展了消纳场景，新机制下使用风、光、核等非化石能源不再受能耗总量指标限制，彻底解决了‘用绿电也占能耗指标’的旧有矛盾，将极大激励各地优化能源结构。”国家应对气候变化战略研究和国际合作中心战略规划研究部主任柴麒敏说。
从“降能耗”到“算碳账”
“随着国家全面转向碳排放双控制度，碳约束时代正式来临，相关政策压力将系统性传导至微观经济主体，重塑经济社会运行的底层逻辑。”中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌说。
为精准适配碳排放双控全新体系，锦西石化成立碳排放管理专项工作小组，统筹推进碳排放核算、数据质控、合规核查等工作；塔里木油田聚焦绿电直连、零碳园区、碳足迹标准等新赛道，推动精准控碳，着力构建“内强消纳、外拓通道”的发展格局……
记者观察发现，面对碳排放双控的落地，石油化工企业正在从“降能耗”转向“算碳账”——企业的经营逻辑发生了变化。
碳排放双控时代，碳有了价格，超额排放要买配额，减排盈余可以卖钱。这个变化看似只是多了个交易机制，实际上改变了企业的行为动机。过去，企业减排是被动的，因为减排意味着少生产；现在，减排可以是主动的，因为减排拥有了市场价值。碳交易把“少排”从成本变成了收益，企业开始有动力去发现自己“哪里还能减”。碳不再只是排放物，而是需要专业运营的资产；减排不再只是义务，而是可以计价的经营动作。“未来碳市场将覆盖八大重点行业，占全国碳排放总量的75%，这些企业完全可以率先实现碳排放双控。”清华大学能源环境经济研究所所长张希良说。
从“企业自主核算”到“公共服务帮扶”
目前，中国石油建成碳排放管控平台，完成多项产品碳足迹核算。在今年年初举行的全国碳市场优秀市场主体2025年度表彰中，中国石油荣获“优秀碳资产管理企业奖”，独山子石化、锦州石化分别获评“优秀市场活力贡献企业奖”与“履约典范企业奖”。
记者观察发现，碳排放双控落地，首先考验的是全行业的数据准确可靠。但想要让行业内的所有企业都把“碳账”算清楚，有一定难度。由于石油化工企业的生产链条长、排放组分复杂，做碳排放盘查依靠人工收集整理数据，容易出现统计口径不一、核算误差大等问题，加上碳管理专业人才稀缺、第三方碳服务市场报价偏高，中小企业尤其吃力。
这就引出一个更深层的问题：如果只靠企业自主核算，结果很可能是大企业算得清、小企业算不清，大企业碳资产越做越大，小企业碳成本越背越重。同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入实质性征收阶段，绿色贸易壁垒也会把碳成本沿产业链向中小企业传导。全国人大代表、中国会计学会副会长黄世忠指出：“为了进一步提升我国企业的产品在国际市场上的绿色竞争力，推动我国出口贸易可持续发展，建议政府层面增强绿色制度供给。”
目前，地方政府正在尝试整合资源，为碳排放核算搭建公共服务平台。例如，宁波市生态环境局镇海分局依托国家级减污降碳协同创新试点，聚焦石化产业实际需求，牵头谋划搭建碳管理公共服务平台，把复杂的碳核算工作转化为标准化数字化工具。此举为行业提供了一种思路，即依托公共基础设施建设，降低企业的碳核算门槛，若能推而广之，企业落实碳排放双控的速度还会更快。
未来，决定谁能更快适应碳排放双控的，或许不是谁的减排技术更先进，而是谁能先算清碳排放的“经济账”。届时，碳排放将变成一种资源，而不再是负担。
（记者 汪语盈，专家观点引自中国化工报、中国新闻周刊、中国能源报、中国环境网、中国经济网）
专家观点》》》
欧盟碳边境调节机制正式结束过渡期进入实质性征收阶段
能源化工行业将迎来碳成本“大考”
■中国海油集团能源经济研究院 郭姝君
2026年1月1日起，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入实质性征收阶段，进口商必须为其进口的覆盖产品购买并缴还CBAM证书，为其产品的碳排放支付费用。从覆盖范围看，CBAM首批覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢气六大行业，并推动向下游产品延伸，拟于2028年将机械设备、汽车零部件、家用电器、电气设备、金属制品等钢铝密集型品类纳入管控。虽然这些扩围方案仍处于提案审议阶段，但说明CBAM并非一次性、静态的制度，而是一个持续扩围、逐步收紧的动态机制。
挑战：CBAM下中国能源化工行业面临数据、碳价与规则三重压力
CBAM要求进口至欧盟的高排放产品，按其隐含碳排放量购买CBAM证书，使进口产品承受与欧盟内部生产商在欧盟碳排放权交易体系（EU ETS）下相当的碳成本，以有效防止“碳泄漏”，即企业因欧盟碳价较高而将高碳排放生产转移至气候政策较为宽松的国家。对于能源化工行业而言，这意味着化肥、氢能、电力等直接覆盖产品，以及未来可能被扩围纳入的有机化学品，不再仅面临申报义务，而是开始实际承担与EU ETS价格挂钩的碳成本。能源化工企业面临碳核算边界复杂、数据基础薄弱、国内碳市场不互认、扩围存在不确定性等多重困境。但与此同时，实质性征收也倒逼企业加速建立碳管理体系，推进绿氢替代、CCUS（碳捕集、利用与封存）、能效提升、原料替代等深度减排路径。当前，能源化工行业面临的主要挑战包括以下方面。
一是核算边界复杂，企业数据能力不足。CBAM对能源化工产品的碳核算要求较高，企业不仅需核算自身生产车间的直接排放，还需核算外购电力、热力等产生的间接排放，并追溯至上游排放。对于化肥、化工产业链而言，核算对象涉及合成氨、硝酸、硫酸、磷酸、合成气等多种中间产品，数据链条长，数据真实性难以保证。如果企业与上游供应商缺乏数据共享机制，无法获得所有核算对象的实际排放数据，就只能使用欧盟默认值，而默认值一般偏高，将导致企业在多个环节的碳成本增加。
二是国内碳市场不互认，双重碳成本压力凸显。CBAM设有碳价抵扣机制，进口商可以在原产国已支付碳价格的情况下，抵扣相应CBAM证书数量。中国全国碳市场目前尚未纳入化肥、氢能、多数化工产品，即便后期纳入，其配额总量分配方式和有偿化程度与EU ETS存在显著差异，短期内较难获得欧盟认可。因此，中国能源化工企业在国内碳市场履约形成的碳成本，不能直接用于抵扣CBAM费用，若碳价互认机制长期缺失，将对企业形成双重碳成本压力。
三是规则更新与扩围，给企业带来较大不确定性。CBAM不是一个固定制度，而是处于持续演变之中。欧盟在2025年10月通过简化条例，调整了证书持有率、最低豁免、申报截止日期等多项规则。2025年12月又发布了嵌入式排放计算方法实施法规，同时，欧盟计划2027年扩围至有机化学品，2028年扩围至钢铝密集型下游产品。对于投资周期长、资产专用性强的能源化工行业而言，政策不确定性会影响企业的低碳投资决策。
应对：中国能源化工行业需要技术、合规与政策协同
首先，通过技术路径革新实现能源绿色替代。对于能源化工企业而言，短期可优先考虑降低直接碳排放和间接碳排放，推广绿电直连、零碳园区、分布式光伏及合规绿电长期购电协议等商业模式，并利用余热余压回收、智能能源管理等方式提高能源利用效率。中长期可通过加快新型催化剂及生物基材料应用、化学循环回收、绿氢规模化应用以及CCUS和碳汇抵消等方式，构建零碳工厂并获取国际认可的碳中和认证。
其次，开展合规管理和碳资产运营。能源化工企业应建立健全碳排放监测、报告与核查（MRV）体系，收集原料供应商相关碳排放数据，对无法提供数据的供应商建立风险清单，配合欧盟进口商完成季度和年度碳排放报告核查，并开展CBAM填报演练，通过引入第三方核查的方式提升数据可信度。在碳资产层面，积极参与国内碳市场交易，优化配额持有策略，将碳成本纳入产品定价考量，并关注《巴黎协定》第6条国际碳信用抵扣政策，推动碳抵消机制的国际互认，通过碳交易提升企业收益。
再次，积极开展政策与行业层面的协同。能源化工行业应积极参与全国碳市场建设，“十五五”时期，全国碳市场预计将从强度控制逐步转向总量控制，并逐步提高配额有偿分配比例，政府部门可加强与欧盟的多边磋商，争取中国碳价被认定为有效碳价以进行扣减。行业层面，相关企业可率先参与完善产品碳足迹核算标准与数据库建设工作，并建立动态跟踪研判和风险预警机制，推动国内标准与国际规则衔接，争夺绿色标准话语权。
思考：中国企业需将CBAM压力转化为低碳转型的动力
CBAM正式结束过渡期并进入实质性征收阶段，对能源化工行业而言是具有分水岭意义的转折点。这意味着碳成本将越来越深地嵌入国际能源化工贸易中。
短期来看，能源化工企业最大的风险不是某一项罚款或数据误差，而是因为数据能力不足导致被迫使用默认值，被“保守估算”抬高碳成本，并丧失欧盟客户的信任。因此，建立实际排放数据体系、完成第三方核查、制定完善的监测计划，是最紧迫的合规任务。
中期来看，企业必须把碳管理从“合规应对”升级为“战略能力”。通过绿电采购、能效提升、绿氢替代、CCUS、原料替代等手段，系统性降低产品碳强度，才能在CBAM成本内化后的国际市场中保持竞争力。
长期来看，CBAM从根本上改变了高碳产品国际竞争的成本结构。能源化工行业若继续依赖高碳路线和低环境成本的发展模式，将在全球绿色贸易规则下逐渐被动；而率先完成低碳转型的企业，则有可能把碳数据、绿氢、绿色化工品转化为新的竞争壁垒，并实现出口溢价。
因此，2026年不是CBAM挑战的结束，而是长期碳约束竞争的开始。能源化工企业需要以“短期合规保市场、中期优化降成本、长期转型建优势”为总体方针，将CBAM压力转化为低碳转型的动力，实现从“高碳出口”到“低碳出海”的战略转型。
短评》》》
主动应对积极创新 将碳约束转化为碳优势
碳成本将日益深入地嵌入能源化工贸易中。对我国石油石化企业而言，这意味着碳排放从“软约束”变为“硬成本”，主动参与碳市场已不是选修课，而是生存发展的必修课。
挑战是现实的。首先，石油石化行业流程复杂、排放源分散，需要采用更先进的管理手段，严格控制新增碳排放，避免碳资产损失。其次，准确核算碳排放量是碳市场的基础，企业必须建立完整的碳排放监测、报告与核查（MRV）体系。再次，碳排放基准值可能逐年收紧，企业必须重视低碳技术的研发和应用。同时，企业需将碳市场要求纳入长期规划，否则未来可能面临高昂的碳资产成本。在国际端，欧盟碳边境调节机制要求出口产品精准核算并申报隐含的碳排放，核算边界、数据追溯、第三方验证等环节对企业合规能力构成系统性考验。
但机遇同样真实。碳市场是积极应对气候变化、实现碳达峰碳中和目标的重要政策工具。碳市场“排碳有成本、减碳有收益”的机制设计，恰恰为石油石化企业提供了将减排努力转化为竞争优势的通道。一是碳资产价值实现的机遇。石油石化企业通过余量配额或国家核证自愿减排量（CCER）进行交易，可获得额外收益，形成新的利润来源。二是低碳技术与业务创新的机遇。碳价上行将驱动企业加大节能改造、低碳技术的研发与应用力度。高端化工品、可再生原料以及新能源业务将获得政策与市场双重激励。三是提升竞争力的机遇。通过低碳转型，企业可从“被动履约”转向“价值创造”，提升产品附加值与品牌影响力。未来，只有主动应对、积极创新、将碳约束转化为碳优势的企业，才能在绿色低碳新赛道中占据先机，赢得更大的发展空间。
石油石化企业须尽快建立与国际标准接轨的碳排放数据管理体系，将碳足迹核算延伸至供应链上游，把碳约束纳入长期投资决策。碳市场不是额外负担，而是倒逼行业优胜劣汰、推动低碳技术落地的加速器。只有主动拥抱碳市场、率先完成碳管理能力建设的企业，才能在国内履约和国际贸易的双重考验中行稳致远。（刘亮）