阅读提示：在“双碳”目标持续推进、新型能源体系加速构建的当下，电气化已成为石化行业低碳转型的核心赛道。推进电气化，绝非简单的设备替换、能源叠加，而是一场穿透生产全链条的系统性变革，核心是摆脱传统油气自耗模式，以清洁电力替代化石能源消耗，重构行业用能结构。立足转型实际，中国石化正有序开展在营装置电气化改造，稳步提升新建装置电气化比例，以务实举措推进终端用能布局。这场绿色变革，考验的是行业的定力与智慧。唯有跳出传统发展思维，以技术创新破局、以模式创新赋能，才能让用能电气化从试点探索走向全域普及，让石化行业在低碳浪潮中焕发全新活力。本期5、8版围绕电气化展开深度剖析与实践探讨，敬请关注。

电气化是石化行业低碳转型的必由之路

□北京大学能源研究院特聘研究员 朱兴珊

新型能源体系建设和“双碳”目标的实现均以新型电力系统建设为核心，其中绿电生产与消纳是重中之重。石化行业绿色低碳转型是我国“双碳” 战略的重要组成，提高电气化水平和绿电占比是最主要的途径，更是培育新质生产力的关键抓手。当前，我国石化行业电气化转型已从理念探索全面进入落地攻坚阶段，油气生产、加工、储运和销售各环节多点开花，但同时也面临多重挑战，亟待系统谋划、精准破局。

电气化是石化行业转型和高质量发展的战略选择

石化行业用能电气化，是以电力替代传统化石能源在生产、加工、储运和销售各环节的终端用能，是行业实现碳减排最直接有效的途径之一。从国家战略层面看，我国明确提出，到2030年非化石能源消费占比在25%左右，工业领域电气化率显著提升。

从行业自身发展看，电气化转型是突破传统发展模式瓶颈的必然要求。传统油气生产加工高度依赖化石能源燃烧供能，碳排放强度高且能源利用效率低。通过电驱替代汽驱、电加热替代燃料加热等方式，可显著提高能源利用效率，降低单位产品能耗和碳排放。同时，电气化转型能够带动技术装备升级，催生智慧油田、智能炼厂、综合加能站等新业态，为行业培育新的经济增长点。

从保供与降碳协同角度看，电气化转型能够增强石化行业对可再生能源的消纳能力，推动化石能源与新能源融合发展。如通过在油气田范围内及周边布局风光发电项目实现绿电直供，既能降低油气生产碳排放，又能缓解电网调峰压力，实现能源生产与消费的良性互动。

石化行业电气化转型仍面临诸多现实挑战

各油气生产和加工企业积极发展新能源和清洁替代，用能电气化水平不断提高，2025年石化行业电气化率为15.4%。尽管已取得初步成效，但整体仍然较低，全产业链各环节均面临不同程度的挑战。

一是大功率高参数替代仍存瓶颈。近年来，石化行业在中小功率电气化技术方面取得重要进展。中国石油宝石管业已成功研发了连续管式井下电加热装备，辽河油田自主研发的3兆瓦井下大功率电加热蒸汽发生器，实现了“地上注水、井下产汽”的突破。中国石化首套120千瓦级电气智能化管式加热装置在东北油气投用。但大功率、高参数设备电驱替代的技术瓶颈依然突出。如大型炼化装置“三机（裂解气、乙烯、丙烯压缩机）”的电气化技术成熟度仍较低，且改造后会打破全厂蒸汽平衡，降低装置运行灵活度。此外，设备改造空间受限、超大功率电机启停对电网的冲击等问题，也进一步增加了技术实施难度。

二是安全稳定运行有隐忧。我国多数油气田电网建设年代较早，设施老旧、网架薄弱、电源支撑不足，配电线路负荷重、线路长、分支多，目前负荷已普遍接近带载上限，难以承载大规模电能替代带来的用电增长。电力供应稳定性直接关系生产安全，过去几年石化企业用电设备非计划停工事故中，外部电网故障导致的占比高达81%；风电、光伏发电的间歇性、波动性，与生产连续不间断的用能需求存在天然矛盾。随着电气化率提高，企业用电风险随之增大，一旦电力中断，将对炼化装置连续生产造成严重影响，甚至引发安全事故。

三是政策支持体系仍需优化。当前，国家层面持续完善绿色低碳政策体系，《炼油行业节能降碳专项行动计划》明确提出，到2030年底炼油行业绿电、绿氢消费占比明显提升。但企业电气化改造投资大、周期长、风险高，而针对性的投融资、税收优惠等政策尚未完善，导致企业内生动力不足。

四是体制机制有待完善。目前大型企业集团尚未形成对内部企业的考核激励机制，电能替代的增量成本如何消化也没有得到很好解决。

协同发力推动石化行业电气化

石化行业电气化转型不能一蹴而就，必须坚持系统观念，统筹发展与安全、技术与经济、当前与长远，走出一条具有中国特色的发展道路。

一是强化核心技术攻关，构建梯次推进的技术应用体系。组建“产学研用”创新联合体，加大研发投入。优先推广电动钻机、直流柔性直供抽油机等成熟技术装备，逐步向稠油热采、大型炼化装置“三机”等大功率、高参数领域拓展。完善电能替代科技攻关政策体系。通过设立国家科技专项、推行多元化激励政策、创新投融资模式吸引社会资本、扩大税收优惠政策等多种方式，支持相关企业持续推进电能替代技术与装备的创新研发，破解电能替代技术风险高、融资难等问题。

二是创新商业模式，提升电气化项目经济性。探索“风光油气”一体化开发模式，推广绿电直连，实现绿电就地消纳。推动企业建设分布式能源系统，发展气电、电氢系统、光热、储能（尤其是地下储能）、柔性负荷等调节体系，打造“源网荷储”一体化零碳油田和零碳工厂，增强绿电消纳能力。

三是加大财政支持力度，打造示范工程。出台税收优惠、专项补贴、绿色信贷等政策，引导社会资本参与电气化项目建设。统筹能源化工行业电气化规划与电网建设规划，加大油气田和炼化企业周边电网改造力度。推广智能微电网技术，实现能源供需的实时监测和智能调度。统筹推进油气田、储运设施、炼厂、加能站全链条电气化改造，打造一批示范工程。

四是健全体制机制，营造良好发展环境。建立国家层面的电气化统筹协调机制，加强部门政策协同。将电气化率纳入企业绩效考核体系，激发内生动力。加快构建全国统一电力市场，推进绿电交易市场化改革。细化完善可再生能源消纳配额机制，完善电力市场交易体系建设，鼓励各企业消纳自身生产绿电，完善输配电运行机制，促进企业加大绿电跨区域利用力度。大型企业集团内部要出台考核激励机制和奖惩机制，采用将内部结算价格市场化的办法消化电能替代自用油气的增量成本。

石化行业用能电气化转型是一场深刻的系统性变革，是挑战更是机遇。在“双碳”目标引领下，只要坚定信心、迎难而上，以技术创新为核心驱动力，以体制机制改革为保障，统筹推进全产业链协同转型，就一定能够破解发展难题，走出一条保供与降碳协同、传统与新兴融合的绿色发展之路，为我国能源强国和“双碳”目标实现作出石化行业的贡献。

电气化革新激活石化行业低碳潜能

□中国石化工程建设有限公司电气室主任 张 伟

2025年，我国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时。在能源转型的关键节点，有序推进终端用能电气化，既是实现“双碳”目标的关键举措，也是以绿电消纳驱动产业重塑的战略支点，对石化行业破解能耗约束、实现深度降碳具有全局性意义。

打破路径依赖：以“再电气化”优化终端用能体系

石化行业是电气化改造的主战场。电力脱碳前提下的电气化升级核心在于“绿电替代灰电”，而非简单提升用电占比。据测算，石化行业用能电气化率每提升10个百分点并配套绿电替代，可降低全行业碳排放17.9%。以乙烯装置为例，在绿电供能条件下，电气化率从14.8%提升至34.7%，年减排二氧化碳51万吨，降幅达36%。从经济效益看，虽然电气化改造需投入初始建设资金，但按0.3元/千瓦时绿电价格测算，“汽改电”方案税后增量内部收益率优于传统工况，实现生态效益与经济效益统一。

用能电气化应坚持“直接电气化+间接电气化”双轮驱动。直接电气化聚焦以电代煤、代油、代气，替代传统高耗能用能方式；间接电气化依托零碳电力制备绿氢、绿色燃料等清洁能源。同步构建煤油气与新能源深度融合的多能互补模式，系统性重构炼化终端用能体系，推动行业彻底摆脱传统高碳生产路径依赖。

突破工程瓶颈：以新型供配电与核心技术装备筑牢转型根基

电气化转型并非简单的设备替换，而是一项覆盖工艺、设备、热工、电气等多专业的系统工程。必须聚焦新型供配电系统构建与核心技术装备攻关，为转型夯实工程基础。

用能电气化将大幅提升装置整体用电负荷。据测算，仅百万吨级乙烯装置的乙烯压缩机、丙烯压缩机电气化改造，就需新增工艺用电负荷50兆瓦以上；常规炼油装置加热炉全面电气化负荷约1400兆瓦，对绿电规模化接入、供电可靠性和配电网可操作性提出更高要求。当前转型亟须突破三大瓶颈：绿电间歇性、波动性与炼化连续刚性生产的矛盾；现有供电系统改造的技术适配与空间布局约束；外部电网扩容与厂区电气系统安全稳定运行的协同难题。

核心技术装备攻关应聚焦两大方向。一是凝汽式透平驱动改为电力拖动模式，重点攻克超大容量国产防爆电机、大功率国产电力拖动系统、大容量电机群高可靠供配电设计等关键技术，通过在石化企业大规模应用变频技术，进一步优化全厂蒸汽梯级利用；二是电加热技术，深耕电阻式、电磁式多元加热技术，推广10千伏高压防爆电加热器应用，降低电气投资，保障设备长周期平稳运行。

构建协同格局：以系统集成创新赋能高质量发展

电气化转型的本质是能源利用方式的变革，需坚持技术攻关、工程实施、机制保障三位一体，实现从“被动适配电网”向“主动柔性互动”转变。

技术层面，构建“绿电直供+变频支撑+多元储能+智能调度”的新型配电网系统。通过优化电气主接线拓扑、升级无功补偿与谐波抑制技术，依托“源网荷储”一体化调度、新型储能和大容量变频器规模化应用等技术，实现对电网波动的主动平抑；深化数字孪生、全域在线监测等数智化应用，搭建“源网荷储”协同互动的智能调度平台，提升微电网动态响应能力、运维效率与供电可靠性。

工程层面，应遵循“试点先行、分步实施、灵活适配”原则。以大容量变频器规模化应用为例，选取典型工况进行试点，根据运行效果不断优化方案，推广微创式改造、短平快实施、模块化设计的“小、快、灵”工作方案，强化设计单位与生产企业协同创新，确保改造方案兼具科学性、经济性与可操作性。

机制层面，搭建政企协同平台，积极争取绿电直连、容量补偿等政策支持，降低转型成本；依托集团产业链优势，推动“源网荷储热”协同优化，提升绿电消纳能力与系统调节水平。

链接：石化行业为什么要推进用能电气化

石化行业是能源生产大户，同时也是能源消耗大户。用能电气化是行业实现绿色低碳转型的关键路径，既包括存量替代，在钻井、采油、集输、炼化等生产环节用电（特别是绿电）替代柴油、天然气等传统能源，实现用能结构清洁化，也包括增量绿色化，加大风、光等可再生能源发电的开发和消纳比例，从源头减少碳足迹。

石化行业推进用能电气化首先是保供需要。据测算，按当前国内油气产量水平，如果将终端用能电气化率提升至30%，相当于新增一个年产1100万吨油当量的大油田。电气化不是“省小钱”，而是“增大盘”。

其次是降碳需要。石化行业是碳排放大户，生产过程配套使用绿电，可大幅降低碳排放。

最后是经济需要。随着新能源发电成本持续下降，电力价格相对油气价格的竞争力在增强，特别是在新能源资源富集地区，“新能源发电+电气化用能”已具备成本优势。

五部门印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》

6月1日，国家发展改革委等五部门发布的《非化石能源电力消费核算指南（试行）》指出，加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接，统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确非化石能源电力消费认定规则和省市两级、电力用户核算方法。结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。

“十五五”时期全国算力用电量年均新增将超千亿千瓦时

2025年，我国已建成42个万卡级智算集群，全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时，占全社会用电量的1.6%。全国一体化算力网络八大枢纽节点算力用电成为增量主力，近3年平均增速为39.5%，远高于全社会用电量的平均增速。

伴随人工智能蓬勃发展，超大规模智算集群持续升级、芯片制造等新质生产力加速聚集，用电负荷呈现高增速、高密度、布局集中化、运行复杂化等新特征、新趋势，高品质供电需求日益提升。预计“十五五”时期全国算力用电量年均新增1000亿千瓦时以上，到2030年预计达8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。

石化行业重点场景电气化主要路径

●油气田勘探开发场景

以电代油、以电代气，实现钻、采、输、处理全环节电动化替代，同时依托油田区域丰富的风光资源构建“源网荷储”一体化绿色供电体系，打造零碳或近零碳油田。

实践路径

路径一：钻井作业“油改电”

钻井作业是油气田能耗和碳排放的主要环节之一。传统钻机多采用柴油驱动，能耗高、排放重、噪声大。将柴油驱动升级为电力驱动，即可实现生产绿色化，也可加快智能化升级。

今年前4个月，胜利石油工程在东部油区累计交井252口，其中网电施工217口，占比高达86.11%，同比跃升近27个百分点。如今，每打10口井，就有超过8口告别了传统柴油机，切换至清洁网电模式。以40型钻机为例，单井平均需消耗40吨柴油，排放120吨二氧化碳，而改用网电后，能耗成本直降40%，不仅每年可为油田节约上亿元投资，还能减少二氧化碳排放20余万吨。

这场从“油”到“电”的绿色转身，离不开装备的迭代升级。石化机械自主研发的电动钻机在胜利油田全面推广应用，产品覆盖7000米自动化钻机、9000米超深井变频钻机等全系列，凭借“动力猫道”“钻台机械手”等核心自动化装备，推动钻井现场加速迈向“钻台无人化、井场少人化”。

路径二：压裂环节电动化

页岩油气等非常规资源的开发离不开大规模压裂作业。采用电驱压裂系统，能有效解决传统柴油驱动压裂泵能耗高、噪声大、碳排放大的问题。

江汉石油工程组建了集团公司首支全电驱压裂队伍，在涪陵页岩气田首创“三位一体”标准化管理体系，构建“网电+电驱”六级保护供电体系。近5年，该公司已完成涪陵、威荣、永川等地434口井、12411段的大规模压裂施工任务，压裂效率提升148%，施工成功率100%。

石化机械四机公司研制的SCF8000型全电动压裂装备是世界首套连续满载8000马力电动压裂装备，2025年入选国家首台（套）重大技术装备名录，国产化率超95%，实现氮氧化物零排放，单套装备可替代3台常规2500型柴油压裂车。

路径三：油气处理环节电气化替代

油气在采集和集输过程中需要加热处理，用电气化加热装置替代燃气加热炉，可解决燃料气消耗大、碳排放高等问题。

今年初，东北油气研制投用120千瓦级电气智能化管式加热装置，使天然气加热方式从传统水套炉升级为绿电智控，这也是中国石化在国内油气田首次实现气井高压端速热技术应用。经初步计算，该装置投用后，油气田每年可节约燃料气140余万立方米、减少碳排放2600吨，单井成本投入下降20%，施工周期缩短30%以上。

路径四：井下作业与辅助生产环节电动化

井下作业（修井、固井等）是油气田关键生产环节，以往多依赖柴油动力。推进设备电动化与自动化升级，是井下作业低碳转型的核心路径。

中原油田遵循“以电代油”“以机替人”原则，引进推广33台电动修井机。与传统燃油修井机相比，电动修井机在保障同等功效的前提下，燃料费用降低70%、噪声降低20分贝以上，实现零污染、零排放。

石化机械四机公司创新研制了全球首套全电动SXJ900智能修井机，实现从道路行驶到修井作业全流程电动化，能耗较传统柴驱设备降低68%，噪声低于75分贝，关键技术经鉴定达到国际领先水平，已在胜利、江汉等油田成功应用。

路径五：油田绿电生产与消纳

在实施终端用能电气化的同时，油气企业大力推进油田区域风、光等可再生能源的开发，形成“源网荷储”一体化的绿色供电体系。

胜利油田打造“源网荷储”新型电力系统，实现自发绿电能用尽用、峰期火电能发尽发、谷期外电能买尽买、生产负荷能柔尽柔。截至目前，累计光伏装机容量614兆瓦，年自发自用绿电6.2亿千瓦时，油气生产绿电占比达到25.4%；建成油田首个井场“光储直柔”智能微网，电网综合网损降至5.28%。

江苏油田成立新能源中心，统筹规划风电、光伏发电等项目开发建设，已建成11座风机、225座光伏电站与6座储能设施，自发自用绿电占比达29%，在集团公司上游企业中排名前列。

●炼油与化工生产场景

以电代燃料，将炼油化工装置的加热、裂解、驱动等环节从燃气或燃油驱动转向电力驱动，同时结合绿电消纳和绿氢替代，实现全流程降碳。

实践路径

路径一：电加热替代燃料加热

炼油与化工生产涉及大量加热工艺，传统多采用燃料气或燃料油直接燃烧加热，碳排放大。采用电加热替代燃料加热，可从源头消除燃烧排放。

今年初，由广州工程公司研发、沧州炼化建设的国内首套大功率电加热管式炉顺利投用，成功验证了大功率电加热技术在工业炉应用的可行性。该装置实现了从“烧油烧气”到“纯电加热”的转变，与传统加热方式相比，具有控制精度高、响应速度快、占地面积小及运营维护便利等显著优势。

乙烯裂解是石油化工的核心环节，传统裂解炉依赖燃料燃烧提供上千摄氏度高温，是炼化企业的“耗能大户”。采用电加热替代化石燃料供热，可实现裂解过程的根本性减排。

巴斯夫、沙特基础工业公司和林德于2021年宣布将联合开发建设大型电加热蒸汽裂解炉示范装置。该装置于2024年在巴斯夫路德维希港基地正式投产，为未来电裂解炉（直接电加热炉管）等更前沿技术的商业化指明了方向。

路径二：汽动系统电气化改造

炼化装置的压缩机、泵、风机等动力系统，传统多采用蒸汽透平驱动，需配套燃气锅炉产汽，流程长、效率低、碳排放高。乙烯“三机”等核心机组由蒸汽透平改为电驱，是炼化装置电气化的关键突破口。

3月26日，巴斯夫（广东）一体化基地（乙烯产能100万吨/年）全面投产，以全球首套主压缩机（电驱）100%采用可再生能源驱动的乙烯联合装置为核心引擎，推动二氧化碳排放量较传统石化基地降低50%。

中国石油独山子石化塔里木120万吨/年二期乙烯项目在这一领域也取得重大突破，依托自有核心技术，将三大核心机组全部由传统汽轮机驱动改为电机驱动，标志着我国石化高端装备国产化和电气化迈出关键一步。

路径三：绿氢替代灰氢

炼化生产需要大量氢气用于加氢裂化、加氢精制等工艺。这些氢气一般来自天然气重整（灰氢），碳排放高。采用可再生能源电解水制氢（绿氢）替代灰氢，实质上是电力在炼化生产中的间接应用，是终端用能电气化的延伸路径。

新疆库车绿氢示范项目作为我国首个万吨级光伏制氢项目、国家能源局首批能源领域氢能试点项目，生产的绿氢全部就近直供塔河炼化，替代炼油加工过程中使用的天然气制氢，实现了绿氢与炼化生产的深度耦合。

“十四五”期间，中原油田建成国内首个规模最大的兆瓦级质子交换膜电解水制氢项目，已安全平稳运行超1.5万小时，创国内运行周期最长、单套制氢量最大等多项纪录。

此外，中国石化还启动建设内蒙古鄂尔多斯3万吨/年风光制绿氢一体化项目等，进一步扩大绿氢替代规模。

路径四：绿电直接消纳与低碳炼厂

炼油化工企业作为用电大户，通过直购绿电、自建风光发电等方式提升绿电消纳占比，是降低碳排放的重要路径。

今年4月，塔河炼化被列入新疆首批新能源就近消纳项目清单，采用绿电直连模式，预计每年可新增绿电消费3.2亿千瓦时，相当于减少二氧化碳排放18.56万吨。

镇海炼化稳步推进分布式光伏规模化建设，截至5月底，厂区光伏总装机容量已超过10兆瓦。项目全部采用自发自用模式，就地消纳绿电，持续提升厂区使用绿电占比，有效降低生产碳排放。

济南炼化以高掺氢瓦斯为燃料，采用内燃机消纳炼厂过剩瓦斯增产蒸汽技术路线，能效水平是传统凝汽发电技术的2.2倍。项目全部建成后，预计年发电量不低于1250万千瓦时，每年可降低外购电成本245万元。

●储运与终端用能场景

管道输送环节“燃改电”、加氢站等新型基础设施电气化，以及加能站向“油气氢电服”综合服务站转型。这一场景的电气化既涉及现有基础设施的电气化改造，也涉及新能源业务的布局。

实践路径

路径一：长输管道压缩机组“燃改电”

天然气长输管道需要压气站逐级增压，传统燃驱压缩机消耗大量管内天然气，碳排放高。将其改为电驱，可显著减少天然气消耗量和碳排放。

近日，国家管网西气东输二线衢州压气站压缩机组“燃改电”项目顺利投用。该项目由石油工程建设公司江汉油建公司承建，将原有的两套30兆瓦燃驱压缩机组改造为电驱机组，可大幅减少天然气消耗，是我国长输管道领域首次压缩机组“燃改电”。

路径二：加能站向“油气氢电服”综合服务站转型

随着终端能源消费结构的变化，传统的加油站正在向集加油、加气、加氢、充电、综合服务于一体的新型能源服务站转型。

今年1月，中国石化发布综合加能站“服务新范式”，全新打造300座集多元补能、车生态、家生活于一体的综合服务体，集成超大功率快充、智能换电及分布式光伏设施，融合人工智能与大数据技术构建智慧运营体系。

在充换电网络建设方面，中国石化累计建成投营充换电站1.23万座、充电终端14.1万个，石化易电平台月度充电量位于市场前列。在氢能领域，中国石化已建成氢燃料电池供氢中心11座、加氢站150座，基本覆盖“3+2”氢燃料电池示范城市群，贯通8条氢能走廊，成为全球建设和运营加氢站最多的企业。

同时，中国石化大力推进“万站沐光”行动。“十四五”期间，销售企业累计建设分布式光伏电站达7000座，装机容量达266兆瓦，2025年发电量超1.9亿千瓦时。在雄安新区、湖南娄底等地，中国石化积极推广“光储充”一体化加能站，将光伏发电、大容量储能与充电服务深度融合，实现绿电自发自用、余电上网。

（相关素材由 卢 鹏 张 玉 巴丽蒙 吴丽萍 张万东 杨静丽 孙 博 曾 悦 孙丽颜 卢海虹 张玉香 杨 森 唐建国 翟 毅 辛燕燕 刘 琦 朱 汧 提供）

从用能终端到降碳主力：石化行业如何迈向电气化

在电力市场化改革背景下，石化企业作为大型终端用户，如何更好地参与需求响应、辅助服务市场，以及绿电、绿证交易？

深挖负荷资源 多元入局电力市场实现增收降耗

●国家电网有限公司首席专家 关 艳：

在电力市场化改革的大背景下，石化企业作为大型连续生产终端用户，应充分发挥自身负荷特性与资源优势，主动参与电力市场。在优化用电结构、获取经济收益的同时，也能支撑电网安全稳定运行。

在需求响应领域，要深度挖掘非核心工艺装置、压缩机组的可中断潜力，精准梳理生产环节负荷弹性，在用电高峰时段通过安装智能控制系统灵活调整生产流程或启用自备电源转移负荷，积极参与可中断负荷、需求侧响应等，既降低自身用电成本，又能通过各种响应服务获得经济收益。同时，大型油气集团可自建虚拟电厂，聚合旗下基地的调节资源、储能和自备电厂，参与深度调峰、调频等辅助服务，实现“源荷互动”并双向获利。在辅助服务市场，把平时备用的燃气轮机、柴油发电机用起来，配套建设储能，一体化参与AGC（自动发电量控制）调频、旋转备用等交易，将传统备用资产转化为稳定收益来源。在绿电绿证交易上，优先通过中长期绿电交易匹配连续生产负荷，以绿证履行可再生能源消纳责任，满足ESG（环境、社会和公司治理）披露和出口欧盟CBAM（碳边境调节机制）合规要求，有条件的可以探索“源网荷储”一体化与分布式新能源建设，统筹兼顾用能成本控制与碳中和目标。

在新型能源体系建设中，石化行业如何通过电气化转型发挥关键作用？

发挥三重效能 以用能电气化助推能源体系革新

●中国电建集团海南电力设计研究院电网与新能源公司总经理 成美丽：

在新型能源体系建设中，石化行业扮演着三重关键角色。一是作为绿电消纳的重要载体，缓解弃风弃光压力。随着我国可再生能源装机规模持续扩大，弃风弃光问题日益突出，部分地区（西藏、新疆、青海等）新能源利用率低于90%。石化行业以大规模、高能耗、生产连续为特征，成为重要的绿电消纳场景。《工业绿色微电网建设与应用指南（2026-2030年）》明确提出，石化化工等高载能应用场景要构建“余能利用+可再生能源发电+新型储能”多能互补模式。二是作为降碳主力，带动重点行业绿色转型。石化行业被明确列为“高载能”应用场景，是终端电气化率提升的重要突破口。通过电驱替代蒸汽驱动、部署电裂解炉等技术，石化行业加速推动以电代煤、以电代油、以电代气，大幅降低化石能源使用量，有力推动碳达峰碳中和目标实现。三是作为能源体系变革的实践先驱，探索供能新模式。石化行业正在积极探索绿电直连、“源网荷储”一体化、虚拟电厂等新模式，逐步从被动用能模式向“源网荷储”协同互动的主动管理模式转型，以创新实践为新型能源体系建设提供宝贵经验。

当前国家正在推动绿电直连，石化企业实施绿电直连存在哪些难点？

破解供需、并网、调度三重难题打通绿电直连建设通路

●中国电建集团海南电力设计研究院规划咨询院副院长 李锦艳：

石化企业实施绿电直连主要面临三大难点。第一，新能源出力波动性与石化连续生产需求之间的矛盾。风电、光伏发电具有随机性和间歇性，而石化企业要求连续、稳定的电力供应，这迫使绿电直连项目必须配套大容量储能系统，为此推高了建设成本与运行管理难度。第二，并网技术要求更高，构网能力成为关键。当新能源场站接入线路过长或占比过高时，易形成低短路比的弱电网，传统跟网技术难以保障系统稳定运行。并网型模式下需与公共电网明确物理与责任界面，并采用构网型储能等技术，为电网提供转动惯量和频率支撑。第三，电力调度与安全运行面临新挑战。传统大电网的经验和规则不能简单套用于绿电直连系统，自然环境直接影响风光出力。绿电直连系统将面对“怎么配、怎么并、怎么稳”三重难题，需依托人工智能驱动的“源网荷储”全局谋划、构网型储能应用和精细化预测控制体系，实现安全、经济、稳定运行。

目前哪些炼化生产环节的电气化改造已具备推广条件？石化企业大规模电气化转型还面临哪些挑战？

成熟工序先行改造 靶向破局四大难点实现全域电气化

●中国石化广州工程公司首席专家 王金兰：

石化企业加快清洁低碳能源替代、压减化石能源消费、提升用能电气化水平是大势所趋。从工程设计与技术成熟度看，压缩机与制冷机驱动、伴热、低品位热量回收等环节均具备大规模电气化条件，低负荷加热炉亦可由燃料改为电加热。例如，广州工程公司研发、沧州炼化建设的国内首套大功率电加热管式炉已于今年初顺利投用。

目前，石化企业大规模电气化转型仍面临诸多挑战。一是存量企业基础参差，改造难度大。石化企业建成时间跨度长达数十年，早期装置工艺与装备水平较低，设计理念与当前要求脱节。电气化改造需结合企业蒸汽平衡，从全局重构清洁低碳的动力与热力系统，兼顾现场实施的可行性。二是电加热设备自身的技术挑战，需重点关注电加热元件的使用寿命、热分布不均匀及控制精度等问题。三是用电负荷激增，电网适应性不足，需审慎评估项目所在地供电能力及企业自身供电系统的承载能力，当前电网稳定性面临挑战。四是绿电直连的不稳定性，应探索石化企业工艺装置或公用工程单元的柔性化运行方案，提升可再生电力消纳比重。针对不同类型石化企业，电气化进程应结合资源禀赋、智能电网建设进度、碳税政策等约束条件，综合考虑经济性，分层次、有重点地统筹推进。