摘 要：文章系统分析了我国炼油行业发展现状及趋势，阐释了行业降碳的迫切需求，基于炼油行业碳排放特征，重点探讨了绿氢耦合技术对降碳的重要意义及当前存在的问题。研究选取燃料型与燃料化工型两类典型炼厂作为案例，深入剖析其制氢装置碳排放特点，并据此提出差异化绿氢耦合方案。通过对方案实施前后的经济性与碳减排效益进行对比分析，量化评估了绿氢替代的减碳潜力与经济影响，为炼油行业低碳转型提供了技术经济参考依据。

关键词：炼油 绿氢 降碳 碳减排 制氢 技术经济性 低碳转型

1 我国炼油行业现状及趋势

1.1 规模概况

“十三五”后半程至“十四五”前期，以民营炼化及大型一体化项目为主推动力，国内炼油行业经历一轮扩能高峰。“十四五”以来，在“双碳”目标约束下，我国明确了炼油产业总产能规模上限，叠加新建、改扩建项目需严格执行产能置换政策，在建项目投产后国内炼油业总产能已基本触顶。

2024年，全国炼油行业共计129座炼厂，原油一次加工能力9.30亿吨/年；全年原油加工量7.08亿吨，同比下降3.6%，行业平均开工率约76.2%。同期，成品油总产量4.19亿吨，同比下降2.1%，收率约59.2%；其中汽油、煤油、柴油产量分别为1.60亿、0.56亿和2.03亿吨。“十五五”期间，国内炼油行业或将延续大型项目建成投产与存量企业兼并淘汰同步进行的发展方式，相较于“十四五”阶段，新投产项目将明显减少；同时，随着成品油需求的下降、经营秩序的规范及石油化工行业低碳绿色发展的约束，部分小规模低效产能或将加速淘汰。在考虑部分小规模炼油产能逐步退出的情况下，预计整个“十五五”阶段，国内炼油产能维持在9.5亿～9.6亿吨/年左右，到2030年成品油产量下降至3.5亿吨左右。

1.2 一体化规模提升

近两年，通过总量控制、产能置换、结构优化与布局调整等措施，我国炼油产能增速放缓，炼厂数量持续减少，平均单厂规模与行业整体开工率逐渐提升，大型炼厂占比显著提高。值得注意的是，在建项目均配套建设了乙烯及芳烃装置（以大型乙烯为核心），届时我国炼化产业大型化、一体化水平将实现跨越式升级。

2 炼油行业降碳必要性

2.1 应对气候变化与履行国际责任

炼油行业作为全球工业碳排放的核心来源之一，其减排成效对实现《巴黎协定》温控目标具决定性意义。据IEA统计数据，全球炼油业碳排占工业总排放量6%[2]；而我国作为全球炼油产能第一大国，2024年炼油业碳排占全国工业总排放量2.8%其减排效果对实现温控目标作用重大。同时，国际贸易规则加速低碳化演进。欧盟碳边境调节机制（CBAM）已明确将石化产品纳入首批管控范围，要求进口商依据产品碳强度与欧盟基准水平差额购买相应碳配额。据欧盟委员会测算，若我国石化产品碳强度高于欧盟基准水平，出口成本将增加12%～25%。以2024年石化产品出口额（约3 230亿美元）估算，潜在关税损失或超数百亿美元。国际航空运输协会（IATA）报告进一步显示，2024年全球可持续航空燃料（SAF）需求同比增长300%[3]，市场需求的结构性转变正驱动行业加速绿色转型。

2.2 响应国家政策与产业升级需求

“双碳”目标驱动下，我国已构建覆盖能耗标准与产能优化的系统性政策框架。国家发展改革委《炼油行业节能降碳专项行动计划》（发改产业〔2023〕158号）明确规定：到2025年淘汰原油一次加工能力200万吨/年以下常减压装置，落后产能淘汰规模超1亿吨/年，能效达标产能占比提升至30%以上。当前行业结构性矛盾依然突出。低效产能占比仍接近20%，部分装置单耗超出强制性国标《炼油单位产品能源消耗限额》（GB 30251-2020）所规定的基准值40%以上；同时高端化工材料自给率明显不足。为应对上述挑战，技术创新成关键驱动力。工业和信息化部相关报告指出，当前炼油行业低碳技术领域专利占比超六成；催化裂化烟气余热深度回收、电驱压缩机替代蒸汽透平等技术已实现规模化应用。此类创新驱动不仅有效推动产能结构优化，更在生物基材料等新兴领域培育新增长点。例如，浙石化通过应用绿氢替代化石燃料制氢工艺，已实现单位氢气生产的碳排强度下降65%。综上，国家政策引导下的系统性改革，正推动炼油行业由传统的规模扩张向高附加值创造模式转变，为全面提升行业国际竞争力夯实基础。

2.3 破解能源约束与提升经济效益

2024年我国原油对外依存度高达72.2%，而原油成本占炼油行业总生产成本90%左右[4]。炼油行业的高能耗特性与国家能源安全矛盾日益凸显。通过能效提升与能源结构优化，降碳行动可显著降低炼油行业运营成本。具体措施涵盖产业结构升级、源头减碳、过程降碳及末端固碳四大方向。过程降碳方面，工艺再造领域兴起原油短流程制化学品、柴油吸附分离、柴油液相加氢精制、催化裂化烧焦减碳[4]等新技术；流程优化则依托分子炼油与组分分离、热量与氢气系统集成、低温余热梯级利用等技术实现系统能效提升。以镇海炼化为例，通过加热炉综合改造及余热回收系统升级，年节约燃料成本约2.3亿元，单位产品综合能耗降低7%[5]。同时，低碳转型为炼油行业开辟广阔的新兴市场空间。据中国石油和化学工业联合会预测，到2030年，我国绿色炼化产品市场规模将突破8 000亿元，其中生物航煤、可再生柴油等低碳燃料的2024—2030年年均复合增长率将保持在25%以上。世界银行发布的《气候变化与经济发展报告》指出，工业部门每减少1吨二氧化碳排放，可同步降低环境治理成本约80～120美元，有力佐证了降碳与增效间显著的协同效应。

2.4 绿氢耦合是实现降碳的核心路径

绿氢耦合炼油是实现炼化行业深度脱碳的核心技术路径。然而目前炼油行业氢气需求主要依赖煤制氢（灰氢）及天然气制氢（蓝氢/灰氢），碳排放强度高。相比之下，绿氢通过可再生能源电解水制取，可实现全生命周期零碳供氢，成为炼厂加氢裂化、加氢精制等关键环节的低碳氢源替代方案。

然而，绿氢单位制氢成本高仍是制约其规模化应用的关键瓶颈，电力成本占总成本比例超80%，其中电解槽设备成本占15%～20%。当前降本研究主要聚焦三个方面。

2.4.1 降低绿氢生产成本

通过电解槽技术迭代与规模化生产，碱性电解槽（ALK）成本已由2020年2 000元/kW降至2023年1 400元/kW；质子交换膜电解槽（PEM）通过研发非贵金属催化剂降低铂载量；同时，风光氢储一体化项目利用低价绿电（目标电价0.1～0.15元/kW·h），将制氢成本压减至15元/kg以下，叠加碳交易机制（碳价200元/吨时绿氢可与灰氢平价）可进一步提升绿氢经济性。

2.4.2 优化储运与用氢环节

液态储氢及有机液体储氢等新型技术可将储运成本降低50%；掺氢天然气管道（掺氢比例20%）实现长距离低成本输氢（0.3～0.8元/kg·100 km）；炼厂氢网络通过压力分级匹配、轻烃回收耦合（PSA解吸气回收率95%以上）及绿氢直供管网优化，提升氢气利用率12%～15%。

2.4.3 多能互补与系统协同

绿电氢能耦合网络集成电解槽调峰与燃料电池反向发电，可平衡电网波动并降低综合成本20%～30%；绿氢与CO2合成绿色甲醇/航煤（溢价30%～50%）、与氮气合成绿氨等高值化产品，延伸产业链并提升经济性；同时，炼化一体化工艺通过原油短流程制化学品及分子炼油技术减少加工环节，降低能耗，形成“绿氢替代+工艺降碳+产品溢价”的综合收益模式[6-10]。

3 炼油行业碳排放特点

2024年，我国炼油行业生产过程的碳排放强度约为0.325 tCO2e/t原油，年碳排放总量约2.3×108 tCO2e，如表1所示。

表1 我国炼油行业碳排放现状

炼油行业碳排放主要来源于四个方面：工业生产过程、燃料燃烧、火炬燃烧、净购入电力及热力隐含排放。其中，工业生产为最大排放源，主要来自催化裂化、连续重整催化剂烧焦以及制氢等工艺过程，约占炼油业总排放量50%；燃料与火炬燃烧排放量约占27%；净购入电力与热力隐含排放约占23%。

4 绿氢耦合炼油减碳可行性分析

鉴于加工类型与加氢深度差异致炼厂对氢气需求量及制氢装置规模相差较大，且绿氢主要替代现有制氢装置，该研究选取氢气需求与制氢装置规模不同的A（大型燃料型炼厂，制氢量较小）、B（新型燃料—化工型炼厂，制氢量较大，转化深度较高）两种典型炼厂进行分析。

4.1 燃料型炼厂

A炼厂炼油综合加工能力1 130万吨/年，为典型燃料润滑油型企业。该企业拥有延迟焦化、催化裂化、加氢裂化、润滑油加氢、连续重整等二次加工装置，加工手段完备；产品涵盖液化气、石脑油、润滑油基础油、汽油、煤油、柴油、石油焦等。

4.1.1 用氢总量

A炼厂当前用氢装置包括汽油吸附脱硫、4#汽柴油加氢、5#汽柴油加氢、航煤加氢、加氢裂化、蜡油加氢、1#石蜡加氢、2#石蜡加氢、润滑油加氢、3#硫磺回收、4#硫磺回收、1#重整预分离及2#重整预分离，总用氢量112 351吨。

供氢来源包括1#、2#连续重整装置提供的重整氢73 478吨，2#、3#干气制氢与3#膜分离装置产生的纯氢38 873吨。供氢总量112 351吨/年，与氢气需求平衡；其中重整氢占比65.4%，2#、3#干气制氢装置共外采天然气10 560吨，预计产氢3 432吨。

4.1.2 绿氢耦合方案

燃料型炼厂的氢气供应主要依托重整制氢与干气制氢。通常情况下，重整与干气产出的纯氢即可满足全厂用氢需求；若仍存缺口，则外购少量天然气并建设小规模天然气或煤制氢装置以补足。重整、干气、天然气与煤所制得氢气均属于灰氢。若考虑绿氢耦合，绿氢替代目标应优先聚焦于天然气及煤制氢环节；两者在燃料型炼油厂整体氢源中占比较小，即使引入绿氢替代，其用氢仍以灰氢为主。

A炼厂绿氢主要替代干气制氢中的天然气原料。2#、3#干气制氢装置共外购天然气10 560吨，预计产氢3 432吨；因此绿氢替代量为3 432吨。绿氢耦合前后，除新增绿氢生产装置外，其余工艺装置规模均保持不变。

为满足绿氢供应，配套建设10×103 Nm3/h的电解水制氢装置，安装10台1×103 Nm3/h电解槽，设计年运行时长4 773小时。

4.1.3 技术经济性分析

天然气制氢成本中，天然气原料成本占比70%～86%；燃料气、制造费用等占比较低，因此制氢成本对气价敏感性高。按照天然气到厂价3.5元/m3（价格均不含税），3.5 MPa蒸汽100元/t，1.0 MPa蒸汽70元/t，新鲜水6元/m3，电价0.75元/kW·h，装置10年折旧后残值5%，修理费3%/a，财务费用按建设资金70%贷款，年利率按5%计，最终测算天然气制氢成本为16.5元/kg。依据A炼厂制氢装置的投入产出及能耗数据，得到天然气制氢的CO2排放量为9.88 tCO2e/tH2。

新能源电力价格是影响绿电项目经济性的主要因素（占比约80%），目前我国西部地区绿电价格已降至0.2～0.25元/kW·h，但其他地区新能源价格普遍＞0.3元/kW·h。考虑到A炼厂地处东部地区，绿电价格取0.4元/kW·h，新鲜水6元/m3，装置20年折旧后残值按4%，采用碱性电解槽，整体制氢电耗按5 kW·h/Nm3计，测算得到项目绿氢单位制氢成本约为23.3元/kg，高于天然气制氢的成本（16.5元/kg）。当制氢电耗≤3.5 kW·h/Nm3或绿电价格≤0.28元/kW·h时，绿氢替代天然气制氢初具经济性。

4.1.4 碳减排效益分析

A炼厂碳排放分析边界涵盖该炼厂炼油业务边界内所有生产系统，包含炼油工艺生产装置及炼油部分界区内的辅助生产系统（如火炬、中控室、炼油区办公楼），不含全厂性辅助生产系统、公用工程与行政服务设施。

对于分析边界内碳源按以下分类：

（1）化石燃料燃烧排放。生产过程中燃烧天然气、液化气、以及装置内焚烧炉焚烧化石物料等产生的碳排放。

（2）工业生产过程排放。包含催化烧焦产生的碳排放，制氢尾气、生产装置排放至火炬系统的尾气燃烧产生的碳排放，以及生产过程中除燃料燃烧和排火炬尾气以外的直接碳排放。

（3）间接排放。包括企业净购入电力、热力折算的碳排放。

总体来看，A炼厂加工原油909.24万吨，炼油部分碳排放总量2 030 805 tCO2e，单位原油加工碳排放0.223 tCO2e。按照碳排放分类，A炼厂主要排放类型为化石燃料燃烧、工业生产、净购入电力折算及热力折算，上述四类碳排放量分别为700 508、483 091、427 065和420 141 tCO2e，分别占总碳排放的34.5%、23.8%、21.0%和20.7%。

其中，2#、3#干气制氢装置的碳排放量分别为24 546、38 439 tCO2e，合计62 985 tCO2e。具体碳排放分项如表2所示。

表2 A 炼厂制氢装置碳排放分析

若采用绿氢替代方案，扣除原天然气制氢工艺产生的碳排放量，可减排33 908 tCO2e。但考虑到风光绿电配置绿氢可能产生的全生命周期隐性碳排放[11]，耦合绿氢后实际可减少碳排放量31 574 tCO2e，约占原有碳排放总量的1.6%。

4.2 燃料化工型炼厂

B炼厂炼油综合加工能力2 000万吨/年，为典型的炼化深度一体化企业。该厂拥有渣油加氢、催化裂化、加氢裂化、连续重整等二次加工装置，加工手段完备；炼油产品包括汽油、煤油、柴油、润滑油/白油等油品，丙烯、芳烃等基础化工原料，并为下游烯烃及化工装置提供原料。

4.2.1 用氢总量

B炼厂炼油部分用氢装置包括渣油加氢处理（A/B/C）、煤油加氢、柴油加氢改质、柴油加氢裂化、蜡油加氢裂化、裂解汽油加氢、石脑油加氢、催化汽油吸附脱硫、硫磺回收等，总用氢量42.44万吨。

供氢来源包括1#—4# PSA及煤制氢共计42.44万吨氢气，其中PSA主要进气为重整氢与乙烯氢，煤制氢产量12.23万吨，占总制氢量29%。

4.2.2 耦合方案

燃料—化工型炼厂（如B厂）的氢气供应主要依托装置副产氢（重整制氢、乙烯氢）、煤制氢/天然气制氢等。重整制氢、乙烯氢、天然气制氢与煤制氢产生的氢气均属灰氢。若考虑绿氢耦合，绿氢替代的目标为天然气制氢及煤制氢所产灰氢。燃料化工型炼厂，特别是乙烯原料型炼，通常配置大规模加氢裂化装置，需要更多氢气；副产氢往往难以满足全厂用氢需求，一般需配套大规模煤制氢/天然气制氢。

B炼厂绿氢主要替代煤制氢所产灰氢。煤制氢装置共外购原煤84.5万吨，产氢12.23万吨；绿氢替代量12.23万吨。绿氢耦合前后，除新增绿氢生产装置淘汰煤制氢装置外，其余装置无变化。

为满足绿氢供应，最大配套建设300 kNm3/h的电解水制氢装置，安装300台1 kNm3/h电解槽，设计年运行时长4 566小时。

4.2.3 技术经济性分析

煤制氢成本中原材料（煤炭）占比36.9%～40.8%，氧气占比25.9%，燃料动力、制造费用等其他成本占比较高。按煤炭750元/t（不含税、热值22 990 kJ/kg），外购氧气0.4元/m3，电0.68元/kW·h；其余条件同前，最终测算煤制氢成本为12元/kg。B炼厂煤制氢装置处理原料煤量84.5万t/a，原料含碳量按74.32%计，结合煤制氢装置能耗得到煤制氢阶段碳排放量为18.45 t CO2e/t H2。

B炼厂亦处于东部地区，条件同前测算得项目绿氢单位制氢成本约为22.8元/kg，高于煤制氢成本（12元/kg）。当制氢电耗≤2.6 kW·h/Nm3或绿电价格≤0.21元/kW·h时，绿氢替代煤制氢才具有经济性。

4.2.4 碳减排效益分析

B炼厂属于新型炼油化工型炼油厂，炼油部分碳排放总量995万tCO2e，单位原油加工碳排放0.5 tCO2e。其中，煤制氢装置生产氢气12.23万吨，对应碳排放量约为226万tCO2e。考虑到光伏绿电配置绿氢可能产生的全生命周期隐形碳排放，耦合绿氢后实际可减少碳排放量约201万tCO2e，约占原有碳排放总量的20.2%。

5 结论

（1）炼厂类型决定绿氢耦合适用性。燃料型与传统炼化一体化炼厂氢气需求主要由重整氢、干气制氢满足，绿氢替代空间有限；而新型炼化一体化企业（如全加氢深度转化流程）因依赖煤制氢补充用氢缺口，绿氢替代潜力显著。

（2）燃料型炼厂绿氢替代天然气制氢经济性与减排贡献有限。此类炼厂仅需补充少量天然气制氢，绿氢耦合的碳减排贡献较小（以A炼厂为例，仅减少约1.6%碳排放），且当前经济性不足（绿氢成本23.3元/kg vs天然气制氢成本16.5元/kg）。当制氢电耗≤3.5 kW·h/Nm3或绿电价格≤0.28元/kW·h时，绿氢替代天然气制氢方具有经济性。综合考虑制氢电耗及绿电价格的持续下降趋势及未来碳税影响，预计2030年前绿氢可具备替代燃料型炼厂天然气制氢的条件。

（3）新型燃料化工型炼厂绿氢替代煤制氢潜力大但经济性瓶颈突出。此类炼厂制氢规模较大，绿氢替代煤制氢减排潜力显著（以B炼厂为例，可减少碳排放20.1%），但当前条件下技术经济性悬殊（绿氢成本22.8元/kg vs煤制氢成本12.0元/kg）。仅当制氢电耗≤2.6 kW·h/Nm3或绿电价格≤0.21元/kW·h时，绿氢替代天然气制氢方具有经济性。预计2040年前绿氢可替代燃料化工型炼厂的煤制氢。

（4）产业化瓶颈是绿氢耦合炼化降碳的关键制约。除经济成本外，绿氢耦合炼化降碳还面临技术成熟度、产氢稳定性连续性、储运技术等多重产业化瓶颈，需依赖持续的技术创新与有力的政策支持方可获得突破。

伍洛1， 张海桐1， 韩月明1， 邬乐欢2

【作者机构】 1石油和化学工业规划院； 2舟山市生态环境局