【摘要】石化行业作为我国国民经济的支柱性产业，其绿色低碳转型既是化解产能结构性失衡、摆脱传统发展路径依赖的内在要求，也是支撑现代化产业体系构建和“双碳”目标实现的关键抓手。这一转型过程既需终端产品重塑、生产工艺再造与负排放技术部署等路径重构，也要监管范式、激励机制、空间规划和规则标准等治理体系的协同升级。在实际推进中，这一系统性跃迁面临高碳锁定与减排时限收紧、投入与收益倒挂、技术规模化受制于多维要素约束，以及规则约束趋紧但核算监管能力相对不足等挑战。新征程上，应围绕高端产品供给与存量产能转换的结构优化、多维市场联动与风险分担的资金保障、技术自主可控与低碳协同的创新生态、战略主动引领与内外规则适配的监管体系等方面，推动我国石化行业在全球绿色价值链重构中积极作为，进而筑牢现代化产业体系构建的战略底座。
【关键词】石化行业 绿色低碳转型 “双碳”目标 挑战对策
【中图分类号】TE6/F426.22 【文献标识码】A
【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2026.09.005
【作者简介】王灿，清华大学环境学院党委书记、长聘教授、博士生导师，碳中和研究院减污降碳协同中心主任。研究方向为气候变化经济学与政策、环境-能源-经济系统分析、技术与政策的综合影响评估，主要著作有《气候变化经济学》（合著）、《碳达峰碳中和：迈向新发展路径》（合著）等。郑馨竺，中国石油大学（北京）经济管理学院教授、博士生导师。研究方向为能源-经济-环境系统分析、碳减排技术与政策评估，主要论文有《面向福祉和公平的需求侧减排路径、潜力与政策》等。
引言
在国内外发展格局深度重塑的背景下，全面推进传统产业绿色低碳转型已成为筑牢现代化产业根基、实现碳达峰碳中和目标与应对国际贸易壁垒的必然选择。“十五五”规划纲要提出，“建设现代化产业体系 巩固壮大实体经济根基”；“优化提升传统产业，强化国家标准引领、数智绿色技术赋能、环保安全制度约束，巩固提升我国产业在全球分工中的地位和竞争力”；“全面实施碳排放总量和强度双控制度”，[1]高耗能、高排放产业的发展边界与运行逻辑正在发生转变。与此同时，以欧盟碳边境调节机制（CBAM）为代表的绿色贸易壁垒持续演进，碳约束已由生产环节延伸至全生命周期供应链，推动国际竞争从成本与效率维度，进一步拓展至碳绩效与规则适配能力的综合比拼。内外约束同步收紧的背景下，传统产业的绿色低碳转型已由“可选项”转变为“必答题”。
石化行业作为我国国民经济重要支柱产业，其绿色低碳转型兼具战略紧迫性和全局关联性。一方面，该行业高耗能、高排放特征显著，是实现“双碳”目标的关键攻坚领域。另一方面，石化行业兼具能源供给与材料支撑双重属性，是关乎现代化产业体系安全性、稳定性与绿色化水平的关键环节。作为能源供给主体，石化行业在相当长时期内发挥着保障国家能源安全、支撑工业运行的重要功能；作为材料供给源头，石化产品关联超九成工业制成品，深度嵌入装备制造、新能源、电子信息等重点产业链，是现代工业体系的重要物质基础。更为关键的是，能源和材料的双重属性决定该行业的碳排放会通过原料和中间品环节向下游传导，影响现代化产业体系的整体绿色化水平。
从产业演进视角看，石化行业绿色低碳转型不仅是应对外部合规约束的现实要求，更是破解结构性矛盾、开辟增长新空间的内在选择。当前，石化行业正面临传统大宗产品产能过剩与高端绿色新材料供给不足的结构性失衡。一方面，随着国内汽柴油消费已进入峰值平台期、乙烯等基础化工原料产能集中释放，行业传统增长空间持续收缩，依赖燃料消费和大宗化工品规模扩张的发展模式已难以持续。另一方面，光伏级聚烯烃弹性体（POE）、乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA）、高性能纤维、电子化学品等关键材料自给率偏低、进口依赖较强，高端环节价值获取能力仍相对薄弱。与此同时，国际绿色规则持续趋紧，叠加环境、社会和公司治理（ESG）投资标准收紧与终端市场偏好加快向低碳产品转移，进一步削弱高碳发展路径的全球竞争力。多重压力叠加下，推动产业绿色低碳转型，实现由燃料导向转向材料导向，由规模扩张转向低碳制造和绿色价值创造，成为石化行业摆脱传统路径依赖、重塑竞争优势的关键战略。
由于高碳生产逻辑和路径依赖深度固化，石化行业的深度脱碳既需要原料替代、工艺再造与碳捕集、利用与封存（CCUS）等关键技术的持续突破，也有赖于监管方式、激励机制、空间组织与标准体系的重构升级，其本质是一场技术体系与治理体系协同的系统性跃迁。在实践中，这一跃迁过程面临高碳存量路径锁定、资本投入与回报失衡、关键技术规模化受阻等挑战，转型进程呈现明显的复杂性与不确定性。本文立足“十五五”规划要求与产业发展现实，系统厘清石化行业绿色低碳转型路径与治理体系的重构逻辑，重点识别其面临的关键约束与现实梗阻，并提出相应的突破思路，以期为推动石化行业高质量发展、建设现代化产业体系提供学理支撑与决策参考。
石化行业绿色低碳转型技术路径的重构逻辑
石化行业的高碳属性深嵌于终端燃料消费、化石原料与化石能源主导的供给体系之中，其绿色低碳转型面临“高碳路径锁定”与“深度减排约束强化”的双重压力，难以基于单项技术叠加的局部修补来实现，需要贯穿需求结构、供给方式与排放治理的全链条系统性重构。
终端产品“去燃料化”与材料循环利用驱动的需求侧重塑。推动产品结构由“燃料向材料”转型，是实现石化行业减碳的重要举措。长期以来，石油基产品主要以燃料形式被一次性燃烧，所含碳元素随之快速释放，呈现线性且短暂的生命周期特征。从需求侧推动结构性重塑，关键在于改变这种碳释放方式，通过“减油增化”“减油增特”，将石油基碳资源从一次性能源载体转化为高性能聚烯烃、合成纤维等长寿命材料，实现碳在产品体系中的长期留存。与此同时，依托化学回收、定向解聚等技术，将废旧化工产品二次还原为单体原料，构建“资源—产品—废弃物—再生资源”的循环闭环，延长碳元素在工业体系中的停留周期，从根本上降低产业对原生化石碳源的依赖。
随着终端用能电气化进程加速、汽柴油等传统燃料需求进入平台期，全球石化行业已经沿“高端材料供给升级”与“循环链条重建”两条路径重组价值链。如法国道达尔能源通过收购塑料回收公司Synova，实现年产2万吨汽车级再生聚丙烯的商业化供给；[2]中国石化研发废塑料连续热解（RPCC）技术，实现树脂闭环；沙特基础工业公司、埃克森美孚、巴斯夫等企业通过跨界并购深度布局化学回收与再生单体，增强材料供给能力与资源组织能力。需求侧结构重塑，正推动石化行业从化石能源消费的终端，转向支撑现代化产业体系绿色化、高端化、循环化发展的关键物质枢纽。
原料替代、多能耦合与工艺升级驱动的供给侧重构。石化行业的生产排放长期建立在重质化石原料、化石能源供热驱动、高耗能长流程工艺基础之上，形成高碳路径依赖。这意味着仅靠局部节能和末端提效难以深度脱碳，需要系统性重构生产供给体系。
原料替代，是通过原料轻质化、生物基替代和循环原料回用，从输入端降低单位产品碳强度。其中，乙烯裂解原料轻质化是重要方向，发展以乙烷、丙烷等轻烃为原料的乙烯生产技术，有助于提高乙烯收率、降低生产成本。有研究指出，相关技术可使乙烯收率提高10%～15%、吨乙烯成本降低8%～12%；[3]同时使单位产品碳排放较石脑油路线降低20%以上。[4]生物基聚丙烯、生物基塑料等替代路径也具有较大减排潜力，其净碳排放量较石油基产品可降低约80%。[5]
多能耦合，是通过中低温热需求电气化、高温裂解电加热、“以电代汽”、绿氢替代灰氢等举措，推动绿电、绿氢与石化生产深度融合，实现能源体系低碳化重组。预计到2035至2050年，绿氢替代与电气化技术对行业减排贡献率将分别达18%和16%。[6]
工艺升级，即推动生产工艺流程高效升级。针对存量装置，进行换热设备更新、能量系统优化、余热余压梯级利用和数智赋能精益化管控，深挖系统节能潜力；针对增量装置，依托原油直接制化学品、先进催化剂、反应-分离耦合、数字孪生和工业大模型等技术，打造短流程、高协同、具备实时优化能力的新型工艺。
从实践来看，全球不同区域、不同类型的石化企业虽均围绕原料替代、多能耦合和工艺升级推进供给侧革新，但基于资源禀赋和技术基础差异，已形成较为鲜明的差异化转型布局。欧美跨国化工与能源企业大多面向未来绿色竞争力进行前瞻布局。如壳牌、巴斯夫、科思创、埃克森美孚等致力于生物基与循环原料替代、先进催化技术研发，其关键逻辑在于通过打造更低碳的产品体系和更强的规则适配能力，增强高端市场的绿色溢价获取能力。以沙特阿美为代表的中东资源型国家石油公司，则更强调将化石能源时代的资源禀赋转化为低碳时代的成本优势，重点布局轻烃原料一体化利用、低碳氢生产及其与炼化体系衔接，并借助数字孪生、人工智能等手段推进全系统能效优化。相较而言，国内油气石化企业呈现工程集成改造与关键技术突破双线并行的特征：一方面，立足庞大存量装置推进工程化集成改造，在原料轻质化、绿电绿氢与炼化耦合、大规模电气化、全系统节能提效等方面深挖减排潜力；另一方面，围绕原油直接制化学品、电裂解炉、先进催化剂等关键工艺和装备持续攻关，加快推动低碳技术创新。总体来看，不同类型企业虽切入点各异，但行业整体正由单点技术改造走向多技术深度集成的系统性革新，从而突破石化行业生产对化石原料与化石能源的双重依赖。
基于碳捕集、利用与封存技术全链条集群化部署的深度减排治理。受化学反应机理约束，石化产业在催化烧焦、制氢及特定大宗化学品合成等环节，依然存在难以消除的碳排放，需以碳捕集、利用与封存等负排放技术为重点，构建深度减排的托底性路径。石化行业排放源相对集中、二氧化碳浓度较高，天然具备较好的捕集经济性和工程组织条件。据模型研判，随着碳捕集、利用与封存技术的规模化应用，其对石化行业的减排贡献占比在2050～2060年间预计将提升至23%。[7]
全球石化企业围绕碳捕集、利用与封存技术的布局，已开始由单体工程向区域协同、由单纯封存向利用与经营并重延伸，具体体现为以下方面。一是聚焦炼化、合成氨等高浓度碳源，推进捕集设施规模化建设，打破企业与行业边界，统筹布局区域性二氧化碳输运管网与地下封存设施，将分散项目整合为共享型低碳基础设施，降低全链条减排成本。例如，中国石化联合中国宝武、巴斯夫、壳牌启动华东地区千万吨级碳捕集、利用与封存技术项目；[8]埃克森美孚依托庞大的二氧化碳输运管网矩阵，通过与海量工业客户签订封存合同，构建“跨界共建、统筹运营”的基础设施网络。[9]二是在二氧化碳驱油与驱气（EOR/EGR）基础上，依托风光绿氢网络，将捕获的工业废碳转化为绿色甲醇、可持续航空燃料及特种可降解材料。如新疆塔城液态阳光项目依托大规模绿电制氢和二氧化碳资源化利用，探索形成“绿氢＋捕集碳”向绿色甲醇转化的工业化路径。三是面向碳中和中远期需求，前瞻布局直接空气捕集等负碳技术，为更严格的减排约束预留技术储备。如沙特阿美与林德合作布局朱拜勒大型二氧化碳捕集和封存（CCS）中心，并同步推进直接空气捕集试验装置建设。实践表明，碳捕集、利用与封存技术在石油石化行业中的定位，正在从末端减排工具转变为支撑碳资源再配置和塑造未来碳管理能力的重要战略资产，并逐步嵌入区域协同减排与碳市场运行体系之中。
石化行业绿色低碳转型治理体系的重塑趋势
绿色低碳转型既是技术体系重构过程，也是治理体系重塑过程。在多重约束叠加下，我国逐步形成“边界约束、市场激励、空间协同与规则衔接相结合”的综合治理框架：监管机制优化资源配置、市场机制提供动力、空间布局承载与推动协同、标准体系对接国际规则，共同支撑石化行业向低碳价值创造转型。
监管机制优化资源配置。监管机制的功能，正由单纯设定合规底线，转向引导资源要素优化配置。近年来，我国以《2030年前碳达峰行动方案》《2024—2025年节能降碳行动方案》等政策为抓手，持续完善石化行业“规模管控”与“效能红线”并举的治理框架。一方面，通过将全国原油一次加工能力控制在10亿吨以内、关停淘汰200万吨／年及以下常减压装置等措施，[10]强化规模管控，遏制低水平重复建设和无序扩张；另一方面，通过设定能效基准和标杆要求，明确未达标存量产能限期技改或依法退出，推动炼油、乙烯等重点领域能效标杆产能占比持续提升。这种基于量化指标的优胜劣汰机制，通过刚性的合规底线重塑资源配置逻辑，推动有限的环境与用能指标从低端环节剥离，向高效工艺与高附加值领域定向集聚。相关实践已陆续展开，如中石油大连石化1000万吨／年常减压装置按期停产退出，与辽阳石化全球乙烷氧化脱氢制乙烯（EDH）装置落地同步推进，[11]表明低端环节调整与先进工艺导入正在并行展开，监管红线成为优化资源配置的重要驱动力，正推动生产要素向高端化、低碳化方向集聚。
市场机制提供动力。在约束机制之外，市场激励机制发挥着激发企业转型内生动力的关键功能，正由财政补贴主导的短期扶持转向市场驱动的长期赋能。石化行业工艺革新周期长、资金投入大、收益回收慢，单纯依赖财政补贴不仅难以覆盖深度转型所需的长期资金缺口，也难以支撑企业形成可持续的发展模式。由此，激励逻辑正在由行政性“输血”转向市场化“造血”。一方面，转型金融、绿色债券和技改再贷款等工具持续扩容，为石化行业低碳改造提供期限更长、结构更匹配的资金支持。例如，中国人民银行正在编制涵盖石化行业的第二批转型金融标准，首批试点已释放超1250亿元授信额度；[12]工商银行惠州分行通过“转型金融＋技改再贷款”模式为石化企业提供授信超80亿元的转型金融贷款支持；[13]中国石化发行油气类碳中和债券，[14]拓展绿色融资路径。另一方面，碳市场、绿证、绿电交易和内部碳定价等机制，正推动企业将减排行为由合规成本转化为可交易、可增值的资产价值。尽管石化行业尚未正式纳入全国碳市场，但扩围预期已促使企业提前布局碳资产经营，如塔里木油田通过“光伏＋碳资产”实现溢价变现；[15]北京以“绿电-碳市场”协同机制激活绿电消纳的配额补偿价值[16]等。在金融工具与市场机制协同作用下，减排行为的资产属性和收益转化渠道正在逐步显现。
空间布局承载与推动协同。在制度约束与市场激励之外，空间布局作为承载物质流、能源流和碳流等多维要素的物理底座，也是推动系统协同降碳的重要抓手。传统分散布局下，企业各自配置公用工程和能源系统，这不仅会推高成本，也难以实现余热余压梯级利用、副产物循环回用、绿电就近消纳和基础设施共建共享，导致低碳转型停留在单厂优化层面。随着石化行业由增量扩张转向存量优化、由单体减排转向系统降碳，空间治理逻辑正由地理集聚导向转向协同效率导向，其关键在于以资源环境承载力为边界，提升原料流、能源流、物质流和碳流的耦合效率，并以此重塑空间组织方式。实践中，环渤海、长三角、珠三角等石化产业集群正围绕基础设施共享、绿电替代和能碳协同加快功能重塑；福建古雷石化园区也依托规模化绿电供给与一体化管控探索零碳园区建设路径。[17]这表明，我国石化产业空间布局正在由生产单元地理集聚，转向物质流、能源流和碳流协同优化的系统重构。
标准体系对接国际规则。标准体系作为连接国内治理与国际竞争的关键枢纽，正由环保合规工具转向国际竞争规则基础。在绿色贸易壁垒持续强化的背景下，产品碳足迹逐渐成为影响市场准入的重要变量。我国正加快构建与国际接轨的碳足迹核算规则体系，以《碳达峰碳中和标准体系建设指南》为统领，推动油气、化工领域相关标准落地实施。其中，《温室气体 产品碳足迹 量化要求和指南》（GB/T 24067-2024）为与国际规范衔接提供了基础，氢、甲醇、合成氨等20余项石化产品规则已立项编制，为进入国际市场提供统一的数据依据。同时，企业通过获取国际可持续发展与碳认证（ISCC）、可持续生物材料圆桌会议认证（RSB）等国际认证，逐步打通生物基与循环材料的国际准入通道，提升低碳产品竞争力。标准体系的完善，正在推动我国石化产业由被动适应规则，转向主动对接并参与国际规则体系竞争。
石化行业绿色低碳转型的现实梗阻
石化行业绿色低碳转型面临由既有发展路径、资本投入逻辑、技术扩散条件以及外部规则环境等多方面因素交织形成的系统性约束。这些约束在不同层面相互作用，使转型过程既受既有体系惯性的牵制，又面临收益不确定性与时间约束不断强化的压力，进而在企业短期经营选择与长期转型目标之间形成张力。
高碳存量路径锁定与转型时效要求的矛盾。石化产业作为典型的重资产流程工业，炼化装置服役周期长，高碳存量调整相对缓慢。从资产端看，传统大型炼化装置的全生命周期通常为30至50年，当前，我国大量千万吨级炼油、百万吨级乙烯装置仍处于服役中前期，若强行推进规模化提前退役，不仅会带来巨额资产沉没风险，也可能冲击产业链稳定。从原料端看，我国炼油重质原料占比高达90%以上，叠加全球原油池日益呈现重质化、高酸性趋势，炼厂不得不加深加氢、脱硫等高耗能环节的处理深度，这从源头上加固了高碳基底。与此同时，现有装置向化工原料和高端材料转型，并不一定同步带来降碳效果，部分高端材料因反应链条长、用能密集，短期内可能出现产品升级但碳排放不降反增的情况。在易挖掘的节能潜力逐步收窄的当下，高端化升级诉求与碳排放总量管控之间，一定程度上存在内生性降碳悖论。此外，国内履约压力和国际规则约束同步增强，进一步压缩转型时间窗口期。行业预计将于2027年正式纳入全国碳排放权交易市场；欧盟碳边境调节机制（CBAM）已明确将征收范围在2030年扩展至与欧盟碳交易机制相同的范围，这意味着石油炼化生产活动预计于2030年正式被纳入计征范围，留给石化行业完成存量调整和培育新路径的时间较为紧迫。高碳存量调整缓慢与转型时限持续收紧叠加，使企业面临“旧体系退不快、新路径立不稳”的现实困境。
转型资本密集投入与收益回报不确定性的矛盾。由于石化行业的深度脱碳涉及工艺重构、能源替代和配套设施建设的系统性改造，投资体量大、建设周期长。据测算，单座15万桶／日规模的炼厂，实施零碳化改建投资额可高达140亿至230亿欧元，[18]超出多数企业依靠自身现金流和传统融资方式所能承受的范围。高昂的投资资金需求与行业普遍面临的利润压力形成反差。当前，石化行业正经历“大宗过剩、同质内卷”的发展周期，主营业务毛利持续压缩。在生存优先的防御性经营逻辑下，企业有限的现金流往往优先投向短期见效快的业务，导致长周期的绿色低碳转型投入面临“资本挤出”。加之地缘政治冲突等因素推高供应链和物流成本，部分跨国能源企业阶段性放缓低碳业务投资节奏，影响了企业对低碳改造的预期，转型决策更趋审慎。此外，低碳转型的收益实现机制尚不健全，现有转型金融仍以信贷支持为主，长期股权资本和耐心资本供给相对不足，碳市场价格偏低、绿电溢价传导不畅、低碳产品价值识别不足等问题仍不同程度存在，导致减排收益难以有效覆盖高额投入。例如，现行电力现货市场均价差（0.1～0.4元／千瓦时）低于储能套利的盈亏平衡点（0.63元／千瓦时），束缚企业新能源配储的经济性；企业大规模直购绿电面临过网费分歧、并网调度等利益博弈，而依赖网电又可能面临电价高于气价的压力（网电供热成本约为燃气的1.9～2.3倍）。[19]
技术规模化部署需求与创新壁垒、安全风险等多重约束的矛盾。石化产业的深度脱碳需要低碳技术的规模化部署。以绿电替代为例，单座15万桶／日标定炼油厂要实现零碳化，需配套高达5.5～7GW的可再生电力用于电解水制绿氢。[20]而大规模的技术部署，在现实中仍面临三重约束。一是关键技术壁垒与高昂“绿色溢价”。当前，石化行业低碳技术转化率仍不足30%，绿氢耦合、大型碳捕集、利用与封存等技术仍处于商业化初期，试错风险高且成本较传统工艺呈现倍数级倒挂。如电解水制氢成本高达20至45元／千克，是传统天然气制氢的2～3倍；石化项目的二氧化碳捕集成本普遍在105至250元／吨之间，高于当前国内碳价水平；高端POE、EVA等关键材料所需的茂金属催化剂长期被陶氏、埃克森美孚等国际巨头所垄断，成本较高与“卡脖子”问题叠加，在一定程度上制约企业技术创新与产业化推进。二是规模化应用与系统安全运行的矛盾。石化生产需要连续运行，而新能源具有波动性和间歇性，若短期内大幅提升电气化率或绿氢渗透率，将显著增加系统抗晃电压力，并可能打破全厂热力平衡与物料平衡。此外，企业内部“数据孤岛”现象仍不同程度存在，关键工业大模型和模拟软件主要依赖外部，导致虚拟工厂、智能调度和全流程协同优化难以有效落地，进而阻碍依托人工智能与数字孪生技术破解系统波动、提升安全稳定性的可行路径。[21]三是大规模部署一定程度上受资源承载与体制机制双重制约。物理资源方面，大规模低碳部署面临新能源用地挤压（如单座15万桶／日炼厂在电解水制氢情景下，需配套104平方公里光伏和722平方公里风电场）[22]，并引发铱、铂等稀贵金属需求激增，使行业面临从“化石能源依赖”向“关键矿产依赖”的结构性安全风险转移。体制机制方面，部分储能、虚拟电网、大型热泵等低碳基础设施建设，在不同程度上受制于跨部门审批壁垒与用地权属障碍，在一定程度上推高企业转型的隐性合规成本与时间成本。
规则约束趋紧与核算监管能力亟待提升的矛盾。当前，绿色贸易壁垒正从碳关税向产品全生命周期碳足迹、供应链碳溯源和可持续信息披露延伸。在我国碳排放基础数据体系、碳成本传导机制在一定程度上仍不健全、国际互认机制有待完善的背景下，石化产品进入国际市场时可能面临更高的合规不确定性。若国内碳成本难以被境外规则充分认可或抵扣，企业可能承受国内履约成本与境外碳成本叠加的双重压力。此外，石化行业装置类型多、工艺路线复杂、产品链条长，现行核算体系仍较依赖统一排放因子，实测数据、核算报送和监管核查之间的衔接仍待进一步加强，这导致真实排放水平和减排成效难以被准确识别。碳数据“算不准、核不清、用不上”，不仅增加企业合规成本，也会削弱低碳改造收益转化能力，影响企业持续转型积极性。
石化行业绿色低碳转型的突破策略
在多重约束叠加与调整压力持续强化的背景下，石化行业绿色低碳转型难以依赖单一举措实现突破，需从产业价值跃升、多方资金保障、技术创新生态与内外规则适配等方面协同发力，形成支撑转型持续推进的系统性路径。
高端产品供给与存量产能转换的结构优化。破解高碳存量路径锁定与转型时效之间的矛盾，关键在于重构石化产业的盈利逻辑与价值链条，通过“立新”与“改旧”双向发力，为存量资产的平稳转换创造缓冲空间。一是靶向布局高端产能，以“包容布新”机制精准嵌入现代化产业体系。深度对接新能源汽车、半导体、低空经济、人形机器人等战略性新兴产业需求，加强高端聚烯烃、电子化学品、高性能纤维、特种工程塑料和高端医用材料等领域研发。通过加快光伏级EVA/POE、航天级碳纤维等高附加值产品供给，使新增产能精准嵌入关键供应链，有效填补传统大宗产能退出留下的产值缺口。在严格落实碳排放等量或减量置换要求的基础上，推动能耗、排放等资源空间向进口依存度高、关乎产业链安全的战略性新材料领域倾斜，避免简单“压总量”挤压高端绿色材料供给；同时在用地等审批环节合理开辟“绿色通道”，并在行业评价、绿色金融与政府采购中体现其长效固碳价值，引导产业向高端化、绿色化跃升。二是分类稳妥处置存量，以“精准出清”防范资产搁浅与系统性风险。针对存量产能实行分类施策，推进梯次达峰。对炼油、甲醇等产能过剩领域强化刚性约束，明确达峰时间表并推动低端低效产能率先出清。对投产超过20年的炼化装置建立清单化管理和滚动评估机制，“一企一策”推进改造提升或淘汰退出。对具备改造价值的大型装置，优先通过工艺优化、数字化管控和原料替代等方式降低能耗和碳排放，防范简单“一刀切”退出带来的资产搁浅和供应波动风险，确保产业底盘在动态调整中实现平稳置换。
多维市场联动与风险分担的资金保障。破解高昂转型成本与收益不确定的矛盾，关键在于围绕“降门槛、稳回报、强支撑”完善资金保障和价值实现机制。一是以风险共担降低转型门槛。鼓励龙头企业在低碳领域开展跨区域、跨所有制资源整合，支持石化企业与能源、电力、装备制造、技术服务等主体共建绿电配套、绿氢供应、碳捕集利用与封存项目，通过合资合作、股权参与、收益分成等方式分摊前期投资压力，降低单体企业一次性投入强度。二是以市场联动稳定收益预期。推动碳市场、绿电交易和绿证市场协同衔接，丰富减排量、绿电消费和低碳属性的价值实现渠道；在重大工程和政府采购中提高低碳化工材料使用比例，并探索通过长期采购协议、差异化定价等方式建立绿色溢价传导机制，提升低碳改造的经济回报。三是以财税金融协同强化资金支撑。加快出台石化行业转型金融标准，探索可持续发展挂钩贷款、转型债券、低碳产业基金等工具，推动融资成本与企业减排绩效、碳信用等级和能效提升水平挂钩。对低碳首台（套）装备、二氧化碳利用产品和重大低碳技术示范项目，可给予贷款贴息、融资增信、增值税即征即退或税收抵免等定向支持。发挥政府引导基金和政策性资金作用，吸引保险资金、养老资金等长期资本参与，为关键设备更新、低碳技术示范和基础设施建设提供稳定资金保障。
技术自主可控与低碳协同的创新生态。破解技术规模化落地的多重约束，需构建以底层工艺突破为牵引、以系统集成和数智赋能为支撑、以基础设施协同和政策保障为托底的技术创新生态，在控制系统安全风险和资源约束的前提下，提升低碳技术规模化部署的可行性与经济性。首先，突破关键核心技术，增强底层工艺自主可控能力。围绕绿氢制备、先进催化、碳捕集利用与封存、原油直接制化学品、电加热蒸汽裂解等重点方向，加大基础研究和关键技术攻关力度，加快高端聚烯烃、特种弹性体所需关键催化剂以及工业流程模拟软件的国产化替代，突破低碳转型中的“卡脖子”约束，降低绿色技术部署成本，推动产业化进程提速。其次，提升连续生产安全保障能力，推动低碳技术平稳嵌入流程工业。加快构建自主可控的数字化支撑体系，依托国产工业大模型、数字孪生和流程模拟软件提升智能调度能力；同步布局新型储能、柔性制氢、绿电直连项目和应急备用电源，形成智能调度与物理调节相结合的安全保障体系，降低新能源波动对连续生产的影响。再次，推动跨域基础设施与园区协同，提升低碳资源配置效率。统筹西北陆上风光资源、沿海新能源资源与重点石化基地布局，探索跨省域绿电直供、“异地共建、权益共享”等模式，推动绿电、绿氢与石化生产负荷跨区域匹配。依托石化基地和化工园区，推进公用工程、绿氢供应、输氢管道、二氧化碳输送管网及封存利用设施共建共享，降低单个企业独立建设低碳基础设施的成本和风险。此外，健全资源循环利用和审批保障机制，降低规模化部署的隐性成本。建立健全电解槽、储能电池、催化剂、膜材料等关键装备和材料回收利用体系，完善回收激励和再利用标准，缓解低碳技术规模化应用带来的关键矿产和材料约束。优化石化园区总体规划，预留新能源设施、储能设施、公用管网和碳基础设施建设空间，探索“化工园区＋新能源基地”打包审批和一体化开发，降低分散审批带来的制度性交易成本，为低碳技术示范和规模化推广创造稳定条件。
战略主动引领与内外规则适配的监管体系。面对绿色规则持续趋严与核算监管能力相对不足并存的现实挑战，需统筹推进石化行业碳数据基础建设、产品碳足迹管理、合规服务能力提升和国际规则对接，降低企业在跨境贸易中的合规不确定性，增强低碳转型收益识别与价值转化能力。其一，夯实碳核算基础，提升真实减排识别能力。加快建立石化行业本土化、高质量碳核算数据库，动态更新重点产品、重点工艺和关键环节排放因子库。针对甲烷逸散、火炬回收、制氢、催化烧焦等重点排放环节，完善实测数据认定标准，推动在线监测、现场实测、核算报送和监管核查有效衔接，减少对统一默认排放因子的过度依赖。探索将真实减排成果与配额分配、国家核证自愿减排量（CCER）项目开发、绿色金融评价和低碳产品认定挂钩，推动碳数据从“合规报送”转向“价值转化”。其二，完善产品碳足迹管理，提升绿色产品识别能力。围绕聚烯烃、芳烃、合成树脂、合成橡胶等重点产品，推进产品碳足迹核算、标识认证和供应链碳溯源试点，增强碳排放信息透明度和国际市场可验证性。结合石化行业向高端新材料延伸的趋势，探索建立全产业链一体化认证机制，将长寿命材料属性、循环原料使用和化学回收贡献纳入全生命周期评价，避免仅因生产环节碳排放增加而低估高端材料和循环材料的综合减碳价值。其三，强化合规服务能力，降低企业国际规则应对成本。建设行业级绿色贸易规则预警和合规服务平台，跟踪欧盟碳边境调节机制（CBAM）、企业可持续发展报告指令（CSRD）等制度变化，为企业提供规则解读、碳成本测算、数据填报、申报审核和供应链溯源指导。支持行业协会、第三方机构和龙头企业共同建设碳足迹核算工具、合规数据库和典型案例库，提升中小企业应对复杂国际规则的能力。其四，加强国际规则对接，提升规则互认和产业话语权。加强与欧盟等重点贸易伙伴在核算标准、排放因子互认、认证结果采信和已付碳成本抵扣等方面的沟通协调，争取核算结果互认和合理豁免安排，降低国内履约成本与境外碳成本叠加风险。依托共建“一带一路”倡议、《区域全面经济伙伴关系协定》等区域经贸合作机制，深化绿色低碳标准和认证规则对接，推动我国碳足迹核算方法、低碳产品标准和绿色认证体系在重点市场中的应用与互认，提升我国石化产业在全球绿色规则体系中的主动性和影响力。
（本文系国家重点研发计划项目“数智赋能石化行业碳足迹精准核算与智慧管控”的阶段性成果，项目编号：2025YFE0207500）
注释
[1]《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》，2026年3月13日，https://www.gov.cn/yaowen/liebiao/202603/content_7062633.htm。
[2]《石化碳中和：国内外石化企业碳中和典型案例（二）（22）》，2021年10月31日，https://mp.weixin.qq.com/s/nsYRpaoeG9p2TgZkgSGXpA?poc_token=HOO-5Gmjc1rHm6HEZoD9cpQy2S2vYDRbu39QbV0L。
[3]《聚焦石化产业五大方向全力攻坚关键核心技术》，2026年1月14日，https://www.cppei.org.cn/zcfg/d247131.html。
[4]戴宝华、赵祺：《我国石化产业碳中和路径展望》，《石油炼制与化工》，2024年第1期。
[5]赵瑞英、程丽鸿、韩步聪：《低碳转型关乎石化化工产业未来》，《中国化工园区》，2025年第6期。
[6][7]《中国碳中和目标下的工业低碳技术展望》，2025年8月1日，https://www.icon.tsinghua.edu.cn/info/1129/1927.htm。
[8]China Launches First 10-million-ton CCUS Project to Probe into Decarbonization Solutions for Industrial Enterprises in East China, 4 November 2022, http://www.sinopecgroup.com/group/en/000/000/065/65128.shtml.
[9]Advancing Climate Solutions, April 2025, https://corporate.exxonmobil.com/-/media/global/files/advancing-climate-solutions/2025/acs-report-executive-summary.pdf.
[10]《国务院关于印发〈2024—2025年节能降碳行动方案〉的通知》，2024年5月23日，https://www.gov.cn/gongbao/2024/issue_11406/202406/content_6958082.html。
[11]牟雪江：《“裂变”与重构——炼化产业一体化高端化转型的破壁时刻》，《中国石油企业》，2025年第7期。
[12]《发挥绿色金融作用 助力经济社会发展全面绿色转型》，2025年10月21日，https://jrj.sh.gov.cn/ZXYW178/20251021/41ae8ead4edc47a4ac09583a4b2667bf.html。
[13]《全省首笔“转型金融＋技改再贷款”在惠落地》，2025年7月30日，https://www.huizhou.gov.cn/wsfw/ggfw/zsyz/content/mpost_5576111.html。
[14]《雄安新区首单绿色“碳中和”债券发行》，2022年3月22日，http://www.rmxiongan.com/n2/2022/0322/c383557-35186778.html。
[15]《塔里木油田：专业化“碳模式”撬动黑色能源绿色开发》，2025年11月14日，https://www.cnpc.com.cn/cnpc/jtxw/202511/32c80d2fcca544ae92a66e49bc28239e.shtml。
[16]张旭、范巍、杨震等：《石油化工行业纳入全国碳市场对相关企业的影响》，《国际石油经济》，2026年第1期。
[17]《我国首个石化基地零碳园区启动建设》，2025年12月9日，http://fj.people.cn/n2/2025/1209/c181466-41436858.html。
[18][20][22]E. T. Vogt and B. M. Weckhuysen, “The Refinery of the Future,“ Nature, 2024(8011).
[19]赵晓丽、张治、谢茜茹等：《油气向绿难在哪儿？》，《中国石油石化》，2025年第21期。
[21]王灿：《人工智能助力工业领域碳中和的机制与关键》，《人民论坛·学术前沿》，2025年第2期。
The Logic and Pathways of Green and Low-Carbon Transition in the Petrochemical Industry
Wang Can Zheng Xinzhu
Abstract: The petrochemical industry is a pillar of China's national economy. Its green and low-carbon transition is an intrinsic requirement for addressing structural capacity imbalances and breaking away from path-dependent development. It is also a key lever for supporting the development of a modern industrial system and achieving China's dual-carbon goals. This transition requires the restructuring of technological pathways. These include end-product reshaping, process redesign, and the deployment of negative-emission technologies. It also requires coordinated upgrades in governance systems, including regulatory paradigms, incentive mechanisms, spatial planning, and standards. In practice, this systemic transition still faces multiple challenges. These include high-carbon lock-in under tightening emission-reduction timelines, mismatches between investment and returns, constraints on the large-scale deployment of technologies, and increasingly stringent rules combined with insufficient capacity for carbon accounting and regulatory oversight. Future efforts should focus on four areas. These are structural optimization of high-value-added product development and legacy capacity conversion, financial support based on market coordination and risk sharing, an innovation ecosystem driven by technological self-reliance and low-carbon technology coordination, and a regulatory system that combines strategic initiative with domestic and international rule alignment. These efforts will empower China's petrochemical industry to play an active role in the restructuring of global green value chains. They will also strengthen the strategic foundation for building a modern industrial system.
Keywords: petrochemical industry, green and low-carbon transition, dual-carbon goals, challenges and measures
责 编∕包 钰 美 编∕梁丽琛
