我国石化产业面临碳排放比例较高的挑战，同时产业仍处于增长期，对碳排放需求上升。实现“双碳”目标面临重大挑战，需要明确发展思路，积极推进产业低碳转型和高质量发展。

目前，石化产业面临交通领域替代能源快速发展、化工品需求仍将增长、氢能载体作用凸显、“双碳”政策持续发力的局面，需要在推动产业升级、开展节能降碳、推进清洁替代、突出创新引领、加强保障措施等方面持续发力。

文章通过分析产业结构调整、实施绿氢炼化、与 CCUS 融合发展等关键路径，提出碳中和目标下的路径组合和趋势展望，分析不同阶段石化产业的发展特征并提出建议，供参考借鉴。

**石化产业实现“双碳”目标的重要路径**

**路径 1：适应能源转型需要，推进产业结构调整布局低碳化**

“双碳”目标下，石化产业产能整合进程加快，布局低碳化将成为高质量发展的主要路径。

通过稳妥淘汰落后产能、发展先进产能、改造提升存量产能等措施，石化产业将逐步完成布局低碳化。

一是通过淘汰落后产能等措施，有序推动炼油和化工产能整合；二是推广应用节能降碳技术，对存量产能进行全面提质挖潜。

研究表明，我国炼油 20% 以上产能未达基准水平，乙烯、对二甲苯有 20%~30% 产能未达基准水平，仍有较大节能潜力。

随着低碳化布局推进，石化产业平均能耗将持续下降，预计 2030 年能耗强度较 2020 年下降 30% 左右，2060 年下降 50% 以上。

**流程低碳化**

炼化工艺总流程不仅决定企业竞争力，也是石化产业绿色低碳转型的关键。

研究表明，石化企业碳排放强度对技术路线的敏感度高于对规模的敏感度，打造低碳流程基因可以从根本上降低碳排放，推动石化产业流程低碳化是实现“双碳”目标的必由之路。

随着市场需求变化，炼化总流程将向炼化一体化、短加工流程、生产特色产品、能源高效利用和低碳排放等方向转变。

对于存量产能，可采用加氢/催化裂解组合技术路线增产化工品，重构总流程。对于新建产能，按照“一体化、集约化、大型化、高端化、清洁化”的设计思路，采用短流程路线，实现原油高效利用。

**原料低碳化**

乙烯原料轻质化有利于提高烯烃收率，从而降低单位产品碳排放。

分析表明，百万吨级石脑油蒸汽裂解装置采用轻烃为原料比采用石脑油为原料的单位碳排放低 20% 以上，原料轻质化减排效果显著。

采用乙烷为原料裂解生产乙烯，乙烯收率可提高至 70%，能耗下降约 1/3。

未来，石化产业应统筹优化轻烃资源，推动烯烃原料向轻质化、多元化发展。

发展生物燃料产能是实现能源供应多元化的重要一环。生物燃料技术虽然相对成熟，但受限于较高的生产成本，产能发展受到制约。预计随着碳排放价格上涨，2030年生物燃料消费将达到500万吨，2060年有望达到1000万吨，这将为石化产业提供良好的转型契机。

废旧塑料回收再利用是循环经济的重要组成部分。我国废旧塑料产量巨大，但当前回收率仅为15%。预计到2060年，我国将建立全产业链回收体系，回收率有望提升至40%以上，这将对一次性塑料产能产生深远影响。

目前主要的回收方式包括物理回收和化学回收。化学回收具有更广泛的原料来源和产品应用场景，发展前景更加广阔。中国石化石科院研发的废塑料化学循环技术，可以根据不同废塑料原料灵活选择预处理技术路线，热解油收率大于80%。

从全生命周期角度来看，废旧塑料回收利用路径减碳效果明显，但当前经济性不佳，需要更加强有力的政策支撑。石化产业应结合技术进步和经济成本，合理发展再生塑料产能，推动原料多元化，降低原油对外依存度。

在“双碳”目标指引下，绿氢与绿电的关联性不断增强，绿氢绿电耦合替代化石能源、重构炼化业务能源供给体系（“绿氢炼化”）成为实现“双碳”目标的重要解决方案。绿氢炼化的内涵包括：氢气生产环节绿氢逐步替代灰氢、蓝氢；利用绿电绿氢能源属性减少用能环节碳排放；对工艺流程进行适应绿电绿氢的改造；利用氢的属性生产更少碳足迹的产品。

绿电成本下降推动绿氢发展。实施绿氢炼化需要稳步推进可再鄂州源利用。预计到2030年和2060年，我国可再鄂州源装机规模将分别达到26亿千瓦和77亿千瓦，占全国发电总装机容量的比重将分别达到68%和96%。电价是制约绿氢发展的关键，未来随着绿氢生产规模化和绿电电价下降，预计2030年前绿氢有望与灰氢平价，经济性逐步显现。

还需要做好核能技术储备。截至2021年，我国核电装机容量达到5326万千瓦，占总装机容量的2.2%，发电量占总发电量的5.02%。

我国现阶段核电发展格局为“以三代为主，四代为辅”。但由于核电技术投入大、发电成本高、乏燃料处理体系不完善，以及公众对安全性担忧，制约了核电的建设与发展。

我国核电发展思路是：在确保安全前提下适度发展，积极发展模块化小堆，如高温气冷堆。

到 2030 年，核电规划装机容量目标为 1.08 亿千瓦，到 2060 年达 2.5 亿千瓦。

建议近期持续追踪技术进展，做好技术储备，跟进示范项目成果；中长期实施核能制氢、供热、供电多联产项目。

推动热电业务转型。

推动传统热电业务转型是实施绿氢炼化的重要保障。

石化产业大多利用化石燃料自产热力，以汽定电，产生的大量碳排放。其热电业务单机规模小、能耗高，受政策限制，新建燃煤锅炉难度大。传统煤电未来将大幅压减。

预计 2025 年前，主要通过“凝改背”“通流改造”等措施进行达标改造，实现 CCS 示范；2030 年前，对设计寿命到期的燃煤锅炉全部实行燃气升级改造，燃气锅炉比例提高；2060 年前，化石燃料仅按供热负荷的 20%~30%作为保运和调峰保障资源。

不断提高工艺装置电气化率，实现用能结构变革。

电气化发展是实现碳中和的有效途径。电能替代其他能源可大幅降低单位产值的能耗，节约能源；发展电能是新能源广泛应用和建立可持续发展能源系统的必然结果。

在电气化加速情景下，电能占终端能源消费比重将稳步提升，2030年、2060年我国电气化率将分别提高到35.7%、66.4%。随着绿电发电量增加，推进电气化改造是有效利用绿电的重要前提。

推进 CCUS 与石化产业融合发展。

以 CCUS 为主的负碳手段是实现碳中和的重要保障。碳捕集和石化行业关联度高，需要提早谋划、稳步发展。

第一代碳捕集技术发展渐趋成熟，而第二代技术仍处于实验室研发及小试阶段。技术成熟后，其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低 30% 以上，2035 年前后有望大规模推广应用，CCUS 与石化产业融合发展可能性增强。

融合发展应聚焦三个方面：一是聚焦石化产业高碳浓度生产环节，在排放端部署碳捕集项目；二是聚焦二氧化碳利用，推动二氧化碳资源化利用；三是衔接好上游捕集和下游利用，同步推进储运、输送等配套能力建设。