当炼油化工遇上“绿色能源”（图）

[中国石化报 2026-09-29]

中科炼化使用以桉木片、荆木块等农林废弃物为主加工制成的生物质燃料常态化替代部分常规能源，1~8月掺烧生物质燃料2.3万吨、减排二氧化碳3.8万吨。图为员工检查生物质燃料质量。本报记者 胡庆明 吴金梅 摄影报道

沧州炼化积极推进绿电项目建设。截至目前，光伏发电一期和二期项目已累计制发绿电超400万千瓦时。 张玉香 摄

阅读提示

9月15日，2026年中国碳市场大会发布《全国碳市场发展报告（2026）》。《报告》指出，到2026年，发电、钢铁、水泥、铝冶炼4个行业纳入的重点排放单位共计3680家，覆盖二氧化碳排放量约83亿吨，占全国碳排放总量的65%以上。《报告》明确，石化、化工、造纸、民航等行业纳入全国碳排放权交易市场的前期准备工作已经启动。

炼油化工是国民经济基础产业和支柱产业，也是能耗较高、碳排放总量和强度较大的高载能产业，实现“双碳”目标任务艰巨。今年以来，国家相继出台《加力推进石化化工行业老旧装置更新改造行动方案（2026—2029年）》《重点行业节能降碳改造攻坚三年行动计划》《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028 年）》等文件，旨在提高炼油化工等行业节能降碳水平。值得注意的是，炼化企业虽然持续实施节能降耗，但由于产品结构调整、加工深度增加等因素，仍会造成一定的能耗增长。2024年原油加工能效领跑者数据显示，领跑者标杆企业前三名单因能耗均高于其2023年水平，其中第一名能耗增加6%以上。

“十五五”是我国实现碳达峰的关键期，除实施常规节能降碳措施外，充分利用国家能源体系绿色化的成果，将绿色能源与炼化生产过程耦合，是炼化产业实现“双碳”目标的重要途径和必由之路。本文深入分析炼油化工与绿色能源的耦合路径，敬请关注。

5、8版文图除署名外，由中国石化经济技术研究院优化咨询中心专家 施大鹏 提供

耦合路径1  提高装置用能电气化率

2025年我国石化行业电气化率仅15.4%，而我国工业领域电气化率2024年已达27.7%。炼化过程耦合绿色能源方案中，直接吸纳绿电的用能效率比耦合绿氢、绿氨等绿色能源高，是首选方案。绿电可以代替蒸汽驱动压缩机和泵，电加热可以代替燃气燃煤加热炉和锅炉。

绿电驱动替代蒸汽驱动

在目前的石化动力系统中，大型的压缩机、机泵等通常需采用高压蒸汽透平或中压蒸汽透平驱动，也有采用低压蒸汽透平或注汽透平驱动循环冷却水泵的案例。以电驱替代汽驱，可以充分发挥绿电降碳作用，动力设备电气化技术也比较成熟，但要特别注重关键设备的可靠性。

乙烯蒸汽裂解装置的大型压缩机（三机）主要采用蒸汽驱动，是最大的蒸汽用户之一。某80万吨/年乙烯裂解装置，其裂解气压缩机轴功率约45兆瓦，丙烯制冷压缩机轴功率约28兆瓦，乙烯热泵/制冷压缩机轴功率约12兆瓦。一般裂解炉产生的热量经急冷锅炉回收后产生的超高压蒸汽能够满足大部分动力需求，还需少量外购蒸汽，外购蒸汽产生的碳排放约占裂解装置总碳排放的12%~15%。通过将传统的蒸汽驱动压缩机改为电驱压缩机，并结合绿电供应，可使乙烯装置碳排放强度降低45%。

乙烯装置系统复杂，设备大型化、多样化和设计现代化发展，对驱动核心压缩机的蒸汽透平或电动机（电驱方案）的功率等级、调节精度及运行可靠性均提出了更高要求。在国内乙烯装置电气化进程中，20兆瓦及以下功率等级的电驱技术已实现成熟应用，其电机、变频器及配套压缩机的设计、制造与运行可靠性均得到了工程验证，可满足乙烯机和丙烯机汽改电需求。然而，对于单线产能超过百万吨级的装置，所需的60兆瓦级压缩机的全电驱方案面临超大型同步电机、大容量变频器在电磁设计、散热、转矩控制及本体可靠性方面的综合技术挑战。

目前，大型裂解气压缩机电气化普遍采用将2~3台20~30兆瓦级电机通过齿轮箱串联共同驱动单台压缩机的方案。此方案显著增加了系统复杂性：需配置多套电机、变频器、齿轮箱及相应的耦合与控制系统，不仅产生了更多故障点，也大幅增加了控制、润滑与轴系对齐的难度。在成本方面，相较理想的大型单机驱动，多机串联方案因设备数量倍增、配套电气与土建规模扩大，初始投资成本通常增加30%~50%，运行维护成本与能耗也相应上升。

电气化改造对全厂供电系统提出更高要求。一是厂区供配电能力需相应提升，变压器、变频器组、中压配电设备需要升级。二是对供电稳定性提出更高要求，如果供电系统出现问题，比如发生晃电，压缩机会短暂失速，引起装置操作波动。三是对电网供电产生冲击，提高电气化率后，电负荷大幅增加，对当地电网负荷冲击较大，需进一步优化供电方式，以确保装置生产过程中的供电稳定。

电气化后，全厂蒸汽供需格局将发生根本性变化，需要对裂解炉等主要产汽设备实施以降低蒸汽产量为目标的技术改造，同时，需开展全厂尺度的热集成与蒸汽管网模拟优化，通过升级换热网络、优化压力等级配置、回收利用低温热等措施，最大限度地在工艺系统内部消化自产蒸汽，提升利用效率。

2026年7月，独山子石化塔里木120万吨/年二期乙烯及配套绿色低碳示范工程一次投料开车成功，建成国内首套三机电驱乙烯装置，为三机电气化提供了示范案例。

电加热取代燃烧式加热炉和锅炉乃至乙烯裂解炉

绿电应用背景下，炼化企业部分重沸器、加热炉、锅炉，甚至乙烯裂解炉的热量可采用电加热方式产生。

电加热炉热传递的方式与传统的管式加热炉不同，传统的管式加热炉辐射室内以辐射传热为主、对流室内以对流传热为主，而电加热炉热传递的方式是热传导和对流传热，两种类型的加热炉热传递的计算完全不同。电加热炉工作过程中，加热介质要及时带走热量，避免热量堆积，工艺计算涉及加热元件发热、传热计算、流动阻力计算、加热管壁温计算、油膜温度计算等，与传统的加热炉工艺计算差别较大，传统加热炉工艺计算方法已经不适用。

目前常见电加热炉采用间壁式换热，一般应用在压力较低条件下且负荷较小。炼油装置加热介质种类繁多，存在高硫、高酸情况，而且介质压力高、温度高，部分介质易结焦，采用电加热炉还需要做大量的基础研究工作。

2025年底，国内首套大功率管式电加热炉在中国石化沧州炼化有机液体储氢项目现场顺利通过热态考核。这台由广州工程公司自主研发的设备设计热负荷3.2兆瓦，以全电流模式将工艺介质加热至设计温度500摄氏度。该项目的成功实施形成了一套完整、可落地的电加热管式炉技术方案，为研究电加热元件的可靠性和运行稳定性，以及电加热控制系统逻辑，提供了良好的示范。

裂解炉是乙烯装置的能耗大户，燃料消耗占乙烯装置综合能耗的80%以上。国内外多家乙烯裂解专利商均在开展电加热裂解炉相关技术的研发，主流技术有炉膛电热元件供热技术和反应管通电加热技术，通过应用绿电，可将裂解环节碳排放降低约90%。

研究重点在于适合的炉管材料、控制方案和裂解炉结构。

2024年，巴斯夫、沙特基础工业与林德建设的全球首座大型电加热蒸汽裂解炉示范装置在巴斯夫德国路德维希港一体化生产基地投产。该项目在两个独立的电加热示范炉中，对两种不同的加热概念进行测试。一个示范炉进行直接加热，将电流直接施加到裂解管道上，另一个示范炉利用放置在管道周围加热元件的辐射热进行间接加热。这两台电加热炉每小时处理约4吨原料，消耗6兆瓦可再生能源。

目前，电加热设备及电驱设备技术存在设备功率偏低、供电电压偏低、控制不灵活等局限，如采用现有的电气化设备，大功率加热器须拆分成多台，造成变压器及供电电缆增加，均会大幅增加投资。因此，需要进行电气化设备的革命性设计，开展新型电加热技术研究，提高加热元件的加热功率和供电电压等级，延长电加热设备的寿命并提高稳定性，研究电加热系统的本质安全技术、自动控制技术和联锁自保逻辑。

炼化工厂实施电气化方案后，电力负荷将会大幅度上升，企业的供配电方案需要升级，变电站的建筑面积大幅增加，对绿电的供给与保障提出更高的要求。1台10万吨/年乙烯裂解炉功率大约为100兆瓦，百万吨级乙烯装置如果全部采用电加热，需要的绿电达到1000兆瓦，是传统炼化一体化企业总用电负荷的3倍以上，需要大规模的绿电供应。英国化工系统工程专家坦言，电裂解炉的规模化实施是“疯狂的想法”，难以大规模推广。

在电裂解炉技术尚不成熟、供电难以满足要求时，可以考虑绿氢替代传统燃料气作为裂解炉燃料。

企业提高电气化率需要解决的其他问题

一要解决绿电的可靠供应问题。落实绿电资源及稳定、大规模的采购渠道与协议，保障连续生产所需电力。

二要配套建设大规模储能及智能微电网。使其匹配调节间歇波动的绿电特性与连续稳定运行化工生产过程。

三要解决电气化改造对全厂蒸汽平衡产生冲击的问题。三机电气化后，裂解炉产生的大量超高压蒸汽将面临无用户消纳的困境。若厂区内自行消纳，方案一是将裂解炉所产超高压蒸汽用于驱动透平发电，再将电力返回来驱动三机，相比蒸汽直接驱动模式，此举额外增加了一次能源转换环节，导致整体能源利用效率下降。方案二是将超高压蒸汽降压至中压或低压等级，输送至加氢裂化、连续重整等装置进行消纳。这两种方案均伴随显著能效损失，若外送消纳，则会对蒸汽管网安全稳定性提出新要求。

四要解决副产干气利用问题。电加热炉大规模应用后，以甲烷为主的炼化装置副产干气过剩，当甲烷-二氧化碳干重整技术成熟，可以将从炼化装置捕集的二氧化碳与副产干气通过重整制合成气作为制氢和化工原料。

耦合路径2  绿氢替代灰氢

炼化企业制氢将由灰氢向绿氢过渡，最终以绿氢为主。随着绿电制氢技术不断进步和生产成本不断下降，炼化企业需要加快推进制氢绿色化，并不断做大绿氢产业规模，拓展用氢领域，为炼化业务提供低碳氢，同时为新能源交通等领域提供绿色燃料。

加氢装置原料绿氢替代

随着成品油需求达峰，加氢装置生产清洁燃料的属性将逐步弱化，转向生产清洁低碳的轻质化工原料，此过程中，低成本绿氢的大规模应用将极大强化加氢装置的轻质化工原料属性。未来，炼厂用氢将主要来源于绿氢，更需要提高氢气的利用率，重视定向加氢研究，提高目标反应的选择性。

高比例绿氢耦合炼油化工面临的主要挑战是，如何化解波动、不连续的绿氢生产与连续稳定的装置生产之间的矛盾。为了保证电解槽安全低能耗运行，在风光发电不足时还需要电网供电，推高了绿氢成本。优化风电光伏出力曲线与制氢负荷曲线匹配，使用低成本的谷电、深谷电，以及配套建设储能和储氢系统，是重要的解决路径。

中国石化库车绿氢示范项目为了向塔河炼化稳定供氢，为产能2万吨/年的电解水制氢厂配套了约21万标准立方米的储氢球罐，与光伏发电站配套的磷酸铁锂储能系统也已实施，通过储氢、储能系统来提高绿氢与石化生产耦合的平稳性和可靠性。

燃气加热炉、锅炉掺烧绿氢

绿氢掺入燃气，可降低烟气碳排放。绿氢掺混比例较低时，燃烧器、阀门管件等基本不用改动。随着掺混比例增加，燃烧器喷嘴、管道材料等需要升级。国家自然科学基金资助的“十四五”研究子课题《富氢掺混燃料燃烧组织方法及优化设计》设定的目标是掺氢比0~70%，热负荷1.25兆瓦，还研究了尾气中氮氧化物的控制，成果在中国大唐、哈电等发电企业得到应用。

燃煤锅炉掺烧绿氨

用绿氨替代一定比例的煤粉，氨煤掺混后进入锅炉共同燃烧，并通过控制相关运行参数来抑制火焰内氮氧化物的生成。炼化企业动力站燃煤锅炉推进掺氨燃烧是减污降碳可行有效的技术路径之一。该技术已经在燃煤电厂示范应用，还需要在气固两相燃烧原理、燃烧器设计、污染物排放控制等领域深化研究。

绿氢燃料电池/燃气轮机为炼化企业零碳供电

氢/电转换技术是近期能源转型技术的重点研究领域。燃料电池和氢（氨）燃气轮机可以推动绿氢与炼油化工耦合，以零碳供电的方式应用于炼化企业分布式电站、备用电源等场景。在燃料电池领域，预计“十五五”期间将突破质子膜材料、催化剂、扩散层、膜电极、电堆组装和兆瓦级热电联供技术，最终实现大功率燃料电池系统的集成及规模化应用。燃气轮机具备快速启停和灵活性响应的特点及优势，未来富氢、低氮氧化物排放、安全和经济性是氢（氨）燃气轮机的主要发展方向。

提高催化裂化原料加氢比例

催化裂化原料经加氢处理后，生焦量明显降低，故加大加氢原料的比例可有效减少装置碳排放。绿氢作为渣油加氢等过程的氢源，可以高效脱除原料中的硫、氮、金属等杂原子，降低残炭值并改善烃类组成，从而有效改善催化裂化原料的性质，降低催化裂化单元污染物排放和碳排放。

耦合路径3  生产过程与生物质耦合

燃煤锅炉掺烧生物质

目前，中国石化锅炉绝大多数采用燃料煤，也有部分采用石油焦、天然气等燃料，少数掺烧了生物质、污泥等。未来低碳改造的方向，除了燃煤锅炉逐渐向天然气锅炉转换，有条件的可掺烧生物质、污泥等。

“十五五”期间，应鼓励炼化企业对其燃煤发电机组进行生物质耦合发电改造。

生物质气化

固定床气化炉、流化床气化炉和循环流化床气化炉都可将固体生物质转化为高品质合成气，在利用路径多样性与系统灵活性方面较直燃技术具有明显优势，已成为生物质发电高值化利用的核心方向。但其仍面临气化效率偏低、稳定性及可靠性不足等问题，气化过程中产生的焦油、二氧化硫、氮氧化物等污染物对环境的影响也需要高度重视。此外，燃料成本偏高且受季节影响波动显著、设备投资较大等经济性制约因素较为突出。

催化裂化掺炼可再生原料

废弃物/生物质/原油共加工是炼油行业发展方向。将可再生原料与石油原料在现有炼油设施中共同加工,可用来生产低碳产品。地沟油、动物脂肪、植物油、生物质气化合成气经费托合成所得蜡油组分等生物质油，以及废塑料油等循环油等可再生原料，将成为未来催化裂化技术重要的原料来源。由于废弃物/生物质原料化学组成复杂、杂质含量高，催化裂化技术采用反应、再生的连续流化床操作，能够实现复杂原料的共加工，从而推动石化行业发生革命性改变。

耦合路径4  生产绿色燃料

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出“布局发展绿色氢氨醇”“加快绿色燃料车船应用”，国务院《“十五五”碳达峰行动方案》提出“布局建设风光氢氨醇一体化基地”“积极推进绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料等绿色燃料应用”，对绿色燃料的发展给予高度重视。

截至2025年底，我国投产的绿氨、绿色甲醇分别达到70万吨/年和38万吨/年，均占全球总产能的一半以上。炼化企业生产绿氢及“氢基能源”体系是转型发展的方向之一。

香港特别行政区政府在香港首个五年规划中宣布，目标于2030年将香港国际机场出发航班的可持续航空燃料（SAF）使用比例提升为1%~3%。这一目标为粤港澳大湾区可持续航空燃料产业链的发展注入了新动力。SAF当前以废弃油脂转化路线为主，实现对航空煤油的低碳替代。镇海炼化作为国内首家通过适航审定的SAF生产企业，采用自主研发的酯类和脂肪酸类加氢工艺，已建成10万吨/年生物航煤工业装置。

耦合路径5  绿氧与炼化生产过程耦合

电解水制绿氢过程副产大量氧气，库车绿氢项目年产氢气2万吨、副产氧气16万吨，相当于1.35万立方米/小时制氧空分装置。目前尚无绿氧经济合理大规模消纳利用途径。

富氧燃烧技术将加热炉尾部烟气的一部分经再循环系统送至炉前，与绿氧按一定比例混合后，携带燃料经燃烧器送入炉膛助燃。富氧燃烧技术可应用于炼油化工动力锅炉、加热炉、裂解炉等，助燃空气氧气体积分数每增加1%，烟气量下降3%～5%，大比例的烟气循环使得锅炉的排烟热损失大大降低，锅炉效率提高约1%。

富氧催化再生使用氧气替代空气作为再生气体。经测算，1万立方米/小时纯氧注入，约可替代5万立方米/小时主风。富氧再生可显著降低机组耗电，降低装置能耗1%～2%，提高装置烧焦处理量7%左右，有利于解决再生系统烧焦“卡脖子”问题。中国石化石油化工科学研究院自主开发的富氧再生技术，已在镇海炼化2号催化裂化装置成功应用。

氧气作为原料在化工行业应用广泛，且用量较大。在生产环氧乙烷、二氯乙烷、乙炔、醋酸乙烯等产品过程中需使用工业纯氧作为原料，气化炉利用工业纯氧作为气化剂，都是绿氧可能的应用方向。另有部分产品，如双氧水、丙烯酸、顺酐、PTA（精对苯二甲酸）、硫黄等可直接利用空气中的氧气进行反应，但在拥有低成本纯氧资源时，以上产品生产过程中可使用纯氧替代空气反应，且具有一定优势。富氧曝气通常用于污水处理工艺，采用富氧代替空气对污水进行生物处理有明显的优势，纯度93%的氧气，其氧分压为空气系统的4.4倍，可加快氧在有机污染物、水、好氧活性微生物间的传质速度，提高污水处理场运行负荷。

风光发电的波动性和不确定性直接影响电解槽运行负荷，导致绿氧供应波动性大，一般需要配套建设储氢和储氧设施，以平抑绿氧供应波动。氧长距离运输经济性不佳，成本高于就近空分制取，绿氧应首选就近利用。

与绿色能源耦合后，炼化生产流程的变化

●变化1：

煤制氢、油制氢和天然气制氢等化石原料制氢将被绿氢生产替代，企业氢气管网需要考虑降低波动性，建设储氢设施。

●变化2：

炼化企业更趋向于采取短流程、增产化工原料。加氢裂化、加氢处理和加氢精制所用灰氢被绿氢替代，催化裂化装置因原料加氢比例提高使生焦量明显降低。

●变化3：

工艺加热炉、重沸器、再热器等部分末端加热装置电气化，汽驱透平改为电驱动。全厂用电负荷大幅提高，更依赖电力系统，需要对用电负荷等级重新梳理，供配电系统需要进行升级，可增加储能电池、氢燃气轮机和应急柴油发电机等应急电源保障。

●变化4：

技术成熟后，乙烯裂解炉改为电加热裂解炉，乙烯裂解和分离流程需要重新调整。

●变化5：

动设备驱动由汽改电后，对蒸汽梯级利用影响较大，需要再造蒸汽系统，特别是副产高能级蒸汽的用途需要重新规划。

炼油化工排多少碳？

▶9月1日，中安联合煤气化装置气化炉启动生物质掺烧工作，本轮生物质掺烧配比为10%，预计掺烧生物质总量1.2万吨，可替代煤炭约8000吨，减少二氧化碳排放2万吨。图为工人进行生物质颗粒与煤混配作业。 赵天奇 摄

我国石油开采、石油炼制与石油化工行业碳排放每年约6亿吨，占全国碳排放总量不到5%，主要来自炼油化工生产环节。生产过程碳排放大体可以分为直接排放和间接排放两大类。直接排放主要来自工艺加热炉和动力锅炉燃料燃烧，以及催化裂化催化剂再生烧焦、化石能源制氢、硫黄等生产过程；间接排放主要来自为工艺过程供能的电力和蒸汽（均含自产和外购）等。

目前，我国炼油化工生产过程直接燃烧的主要设备有加热工艺介质的加热炉和企业自备电站的动力锅炉（生产蒸汽/发电）。加热炉主要燃料是天然气和炼厂干气，动力锅炉主要燃料包括煤、石油焦、天然气、柴油、重渣油等。

采用天然气和炼厂干气等化石燃料的炼化加热炉仍然是碳排放大户，典型的20兆瓦功率重整进料加热炉，不考虑热效率，单炉年碳排放约3.3万吨。乙烯裂解炉碳排放强度更大，百万吨级规模石脑油蒸汽裂解装置碳排放强度约为1.2吨二氧化碳/吨烯烃（乙烯+丙烯）。使用绿色能源替代化石燃料是加热炉降碳的重要手段。

炼油化工用多少氢？

当前炼化企业消耗的氢气，除副产氢外，主要来自化石原料制氢装置，碳排放强度大。煤制氢装置碳排放因子约为24吨二氧化碳/吨氢，天然气制氢装置碳排放因子约为10吨二氧化碳/吨氢。

不同类型企业耗氢比例差别较大，中小型燃料型企业的氢主要用于产品加氢精制，单位原油加工耗氢比例在1%左右；包含乙烯裂解和芳烃联合装置的典型炼化一体化企业兼顾成品油和化工产品的生产，炼油部分单位原油加工耗氢比例在1.4%~1.7%，加氢裂化、渣油加氢等装置是耗氢大户；近年来新投产的一批新型炼化一体化企业的特点是大量生产化工原料，少产甚至不产成品油，由于转化率高，加氢裂化装置多，耗氢量大。典型的最大量生产芳烃原料的炼化一体化企业，炼油装置单位原油加工耗氢比例可达3.2%。

中国石化经济技术研究院的信息显示，今年以来我国成品油需求超预期萎缩，汽油同比降幅超过8%、柴油同比降幅超过10%。在“电代汽”“电、气代柴”路径下，预计2025~2030年国内成品油需求保持下降趋势。很多炼化企业选择“油转化”作为企业转型发展的路径，对氢的需求预计还会增加，制氢过程碳排放也会增加。

炼油化工与绿色能源耦合展望

展望1 绿氢经济性的持续提升将增强绿氢炼化的竞争力    

绿氢应用的关键瓶颈是其经济性较差，目前绿氢平均价格比煤制氢高约10元/千克。随着可再生能源成本下降、电解槽技术迭代、产业规模化发展及基础设施完善，绿氢经济性将显著提升，从而增强绿氢炼化的竞争力。

新能源制氢相关设备价格降低推动绿氢成本下降。2025年我国碱性电解槽系统主流价格区间在700~1300元/千瓦，均价约为1000元/千瓦，比上年下降约16.7%；质子交换膜（PEM）电解槽系统均价约为4500元/千瓦，下降约25%。电力成本在制氢成本中占较高比重，“三北”地区依托低价绿电与高设备利用率实现降本，但并网配套费用、土地及融资等非技术成本压力逐渐显现。

我国氢能基础设施正在加快规划建设，规划长距离纯氢管道超20条，长度超5500公里，已建成投运长度超350公里。氢能储输基础设施支撑终端应用能力不断提升，可有效解决绿氢资源和市场地理位置错配问题，绿氢“制储输用”全产业链成本将持续下降。

展望2 激励政策的正向推动和环保约束的

反向压力促进加速耦合

随着碳达峰目标节点临近和常规减排措施潜力已深入发掘，绿色能源的生产与应用成为炼化产业绿色转型的重要方向。

自2019年3月第一次将氢能发展纳入政府工作报告以来，我国出台的氢能政策不断加码，经过嵌入能源与汽车规划（2015~2020年）、纳入“十四五”规划与碳达峰行动方案（2021年）、国家级中长期专项规划落地（2022~2024年）、标准体系与综合应用场景的建立（2025~2026年），已经构建起发展氢能的“产业战略定位-法律保障-行业引导（标准和应用场景）-金融支持”四位一体的政策体系，为绿氢产业规范化、规模化发展提供了制度支撑。

2026年8月13日，生态环境部副部长李高在国新办“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会上宣布，“十五五”时期全国碳排放权交易市场将在发电、钢铁、水泥、铝冶炼四个行业基础上扩大到石化、化工等高排放行业，实现对全国约80%二氧化碳排放的有效管控。该项政策的推出将强化碳价对石化行业绿色发展的引导促进作用。该政策对炼化企业碳成本和绿氢炼化竞争力的影响不仅取决于碳市场价格的波动，免费碳配额比例的变动和免配额履约缺口率等因素也起到重要作用。

目前全球气候治理进入“规则主导”新阶段。欧盟碳边境调节机制（CBAM）成为主要经济体平衡气候目标与产业竞争力的核心政策工具，作为全球首个正式落地的跨境碳关税制度已于2026年正式实施。CBAM通过建立统一的跨境碳核算标准，推动全球碳定价体系协同，对全球供应链的影响已从终端产品向上游能源供给端传导，迫使各国在全球低碳转型进程中重新调整经济与能源策略。对我国而言，CBAM一方面对企业造成了成本压力，另一方面也为企业构建“绿电-绿氢-高附加值产品”完整产业链、打通欧盟市场通道提供了机遇。

展望3 CCUS等绿色技术短期内不具有竞争力

中国石化经济技术研究院的研究认为：近期我国CCUS（碳捕集、利用与封存）全流程成本仍将维持较高水平，燃煤发电-陆上封存全流程成本在40～120美元/吨，燃气发电-陆上封存全流程成本在80～180美元/吨。除了成本问题，可利用资源也制约二氧化碳封存大规模应用。我国油藏地质特征比北美地区复杂，其技术经济性、封存潜力、长期安全性等存在较大不确定性，驱油与封存技术需要进一步发展。

二氧化碳资源化利用领域，化工利用整体处于中试阶段，生物利用工业化示范不足，近期还难以大规模实施。

CCUS技术作为负碳技术，预计未来在技术成熟和资源充足的前提下将成为炼化企业碳中和的托底手段。

展望4 必须加强耦合技术攻关和示范项目总结推广

目前，炼油化工与绿色能源耦合大部分技术仍处于示范阶段，需要产学研结合进行关键技术的研究和应用。

主要包括重要设备（国产特大容量正压外壳型电动机、新型电加热炉、大型模块化预装式变电站）电气化技术、高效绿氢制备技术（大规模低能耗碱性电解槽及PEM、AEM、SOEC等新型电解制氢技术）、安全可控的氢气储输技术、绿氧应用技术、绿氨及绿色甲醇产输用技术、炼化企业多能耦合技术、高效低成本燃料电池和氢氨燃气轮机技术等。

对于库车绿氢炼化等典型示范项目，在进一步提高项目运营水平、不断降低绿氢生产成本的基础上，及时总结绿氢生产和建设经验及绿氢与炼化企业耦合替代灰氢的应用经验，形成一套可复制推广的绿电制绿氢、储氢及绿氢与炼化企业耦合的全产业链系列标准，为绿氢在炼化领域推广和应用提供有效解决方案和实施路径。