曹建军

中国石化集团经济技术研究院有限公司首席专家、正高级经济师

提要：

石化行业推进用能电气化应逐步从“路径合理”经由“技术可靠”走向“经济可行”，关键在于找准突破口、夯实基础设施，破立并举，有序推进。

AI阅评：

本文剖析了石化行业用能电气化的现状、减排逻辑和技术进展，指出了成本偏高、核心装备受限、电网承压等瓶颈，提出分阶段推进策略与多元协同举措，为石化行业有序推进用能电气化提供了务实的指导。

用能电气化是石化行业摆脱化石能源自耗依赖、实现深度脱碳的核心战略路径。当前，石化行业用能仍以化石燃料燃烧直接提供热源和发生蒸汽间接利用为主，外购电力比例较低。由于加工过程化学机理对能源消耗存在必然需求，能耗强度难以大幅降低，因此，降碳的关键在于调整用能结构—在保证供能总量的前提下，降低化石燃料消耗，提高电力消费比例，并依托电力系统低碳化，达到降低加工过程碳排放的目的。

工业和信息化部7月31日发布的《工业绿色低碳发展“十五五”规划》明确提出，实施工业终端用能电气化改造，提高终端用能设备电气化水平；国家发展改革委等五部门5月18日印发的《重点行业节能降碳改造攻坚三年行动计划》，将炼油和乙烯列为重点行业，要求实施原料燃料绿色低碳替代和用能系统电气化改造；国家能源局6月26日印发的《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》则进一步细化，要求加快炼油、煤制油气行业升级转型，有序推动电驱系统替代蒸汽透平驱动。虽然大方向明确，但由于在产业模式、技术和装备水平、成本和经济性等方面尚存在诸多制约和挑战，石化行业用能电气化进程仍漫长而艰巨。

石化行业用能结构分析

从工艺本质看，石油加工是原油经由化学转化、物理分离等工序转变为产品的过程，伴随高温、高压、强吸热/放热、反复混合/分离等复杂热力学过程，用能场景多样。能源利用主要分为四种场景：一是介质加热。炼化企业存在大量工艺加热炉，作用是将介质加热到所需反应温度。例如，乙烯裂解炉需要将石脑油原料加热至800摄氏度以上，考虑到温差和传热效率，现有装置炉膛温度普遍在1200摄氏度左右。二是驱动传动设备做功，为介质提供所需压力或动能。各种压缩机、风机、泵等传动设备在炼化企业大量存在，个别设备功率超大。三是保温伴热。四是作为热介质，利用其温度、热容量及化学惰性等特种性能，用于保安、吹扫、汽提等过程。

用能形式主要可以归为燃料、蒸汽、电力三类。其中，燃料以外购天然气、炼化干气、液化气等为主，主要作为工艺加热炉直接燃烧的热源。电力有自发电、外购两种方式，其中自发电包括自备电厂发电、催化烟机等余热回收发电及自发绿电等。电力主要用于驱动传动设备、控制系统设备与照明等，少量用于特定场景下的加热或伴热。

蒸汽系统是炼化企业最复杂的能源生态。蒸汽一般由自备电厂和装置发汽产生，少量通过与园区、市政耦合外购或外供。自备电厂主要以煤或天然气为燃料，部分掺烧高硫石油焦或生物质燃料，通过热电联产方式再利用蒸汽发电，并形成多压力等级蒸汽网络。由于煤价相对低廉，自发电成本一般明显低于外购网电，企业在保证蒸汽需求的同时尽量发电满足自用。催化裂化、制氢等装置会通过发生蒸汽、发电回收富余热能。蒸汽广泛用于蒸汽透平直接驱动大型机组，如乙烯三机、气压机等，以及工艺加热、汽提、抽真空、伴热、吹扫、安全防护等场景。

各种方式的适用场景会随着时间推移、技术进步而有所改变，但就当前技术、经济、产业水平来看，各种方式均有其物理、化学或经济合理性。例如，乙烯裂解炉要求供热强度高、温域集中，加氢反应器对供热稳定性要求苛刻，目前仍以燃料气直接燃烧为主要供热手段。电力作为一种能源输入形式，在输配端具备快捷、便利、输入稳定等优势，但电加热的温度上限、加热方式和功率密度与传统燃料燃烧存在本质差异。

基于上述原因，石化行业长期以来形成了以化石燃料直燃、蒸汽系统梯级利用为主，电力辅助驱动的用能体系：高温工艺热由烃类燃料直接燃烧提供，中低温热需求通过换热、热载体、蒸汽加热等统筹解决，中大型传动设备根据全厂蒸汽和电力匹配、装置制造能力等选用蒸汽透平或电驱，中小型机泵、部分精细控温环节采用电力。这一格局是工艺适配、成本竞争和可靠性要求共同作用的结果。典型样本表明，电能占炼油终端用能比例平均不足1/4，而传统乙烯裂解装置仅为15%左右，远低于近期工业领域27.7%的社会平均水平，体现了这一由工艺特性决定的天然壁垒和转型难度。

石化行业用能电气化的减排逻辑

石化行业用能电气化的核心是以电能替代化学能，主要包括热力替代、动力替代和工艺替代三种方式，其减排贡献主要体现在三方面：一是替代工艺燃料、蒸汽，直接或间接降低化石燃料用量，即转换碳排放介质。二是同步配套绿电消纳机制，从源头实现零碳供能，部分新建项目已将绿电利用和电气化水平作为前置条件，为全面协同推进供能绿色化与用能电气化提供了先行示范。三是网电低碳化会放大减排效果，借助全社会的网电低碳成果达到减排目的。

值得注意的是，不同地区电力碳排放因子差异较大，部分省市之间甚至相差5倍以上，企业利用网电产生的碳排放量取决于电网的低碳化程度，使得电气化提升的减排效果相差悬殊，甚至出现根据当前电力排放因子核算的电气化改造方案并不减排的问题。以火电为主的外购电力，由于其综合利用效率低于企业内的优化用能效率，导致推进用能电气化会增加能耗和碳排放。

石化行业用能电气化进展和路径策略

石化行业用能电气化近年来取得快速发展。热力替代方面，乙烯电裂解炉是行业关注度最高的前沿方向。据报道，巴斯夫、沙特基础工业公司和林德的全球首套示范装置2024年4月在德国建成投产，标志着该技术走向工业化验证阶段；国内首套乙烯电裂解炉侧线试验装置2025年底在独山子石化投料成功，完成了多种原料的裂解试验，验证了技术可行性；电加热炉在炼油装置已有投用案例，技术路线基本走通，但10兆瓦以上大功率加热炉尚处于研发示范阶段。动力替代方面，大型机泵驱动主要受制于大功率防爆电机和变频器的国产化进度，“三机”电气化改造在新建项目中已有应用，但存量改造还需要考虑配电负荷、汽电平衡、空间布局等多要素。工艺替代包括电化学、电催化等以电为媒介进入化学反应或总流程的多种形式，例如通过电解水制氢替代煤/天然气制氢，中国石化新疆库车绿氢示范项目已经提供了很好的范例，未来可以进一步延伸将氢气作为燃料补充燃烧；今年初，中科院大连化物所刊发的“离场电催化全分解硫化氢制氢和硫黄技术”通过成果评价，该技术反应条件温和、安全，目标产品选择性好、纯度高，具有低碳、绿色和工艺提升等多重综合效果。

从当前技术成熟度和研发趋势来看，石化行业用能电气化的路径应按照“两步走”策略推进。

碳达峰阶段应全面夯实电气化基础。炼油装置方面，推动蒸汽透平改电驱动，适时推广蒸汽加热器及部分单相加热炉的电气化改造。乙烯装置方面，对部分压缩机实施电气化改造，推进电裂解炉技术提升。此阶段的改造需与绿电供应能力同步规划，确保新增用电负荷的绿色属性。根据相关测算，百万吨乙烯装置“三机”电气化改造后电气化率可提高约14个百分点，碳排放减少约9%，验证了现有技术路线的减排潜力。

碳中和阶段重点开展深度脱碳与流程再造。炼油装置方面，电熔盐锅炉、固体电蓄热炉、电加热热载体炉将逐步替代10兆瓦以上大功率燃料加热炉；新建炼化项目按照“短流程低能耗+终端电气化+绿电绿氢供能+CCUS（碳捕集、利用与封存）配套”的思路设计总流程。乙烯装置方面，存量改造以“三机”电气化为主要方向，同步开展绿氢或掺绿氢替代裂解炉燃料的试点探索；适时大规模推广电裂解炉，实现裂解环节的深度脱碳。

石化行业用能电气化面临的挑战与瓶颈

其一，缺乏经济性是短期内石化企业电气化改造进程滞后的首要原因。在同等热值下，企业副产的燃料气、蒸汽等成本远低于电力，改用电力后能源成本大幅提升。此外，当前电力排放因子较高，终端电气化效果短期内较难体现，并且当前碳价尚处于较低水平，从碳成本角度同样缺乏驱动力。根据相关跟踪调查，即使已有明确的终端电气化率要求，近年新建乙烯项目的电气化率仍不超过30%。

其二，关键技术与核心装备制造能力制约电气化深度。相关技术和能力存在瓶颈和制约，部分技术还不能达到应用场景要求的工艺条件，甚至处于研发初期，距离大规模产业部署所需的成熟、可靠、经济、安全要求尚有很大差距。例如，乙烯“三机”等大型电驱设备的电气化改造需要超大功率防爆电机和大容量变频器的支持，但相关设备尚缺乏成熟应用案例；10兆瓦以上大功率电加热技术在材料耐温、绝缘性能、热场均匀性等方面存在瓶颈，目前国内实现工业应用的单台电加热器最高负荷仅5兆瓦级；乙烯电裂解炉虽被寄予厚望，但处于示范验证阶段，多组分进料汽化控制、加热元件寿命、裂解炉热场均匀性等难题仍待攻克。由于技术进步存在较大不确定性，产业化初期往往迭代较快，在落实“双碳”目标的紧迫时间要求下，新技术的示范和早期应用需要承担较多的试错成本和沉没成本。

其三，石化企业大规模电气化带来超高用电负荷，电网承载能力、供电稳定性与安全性面临严峻考验。现有供配电系统改造扩容难度大，难以承载新增负荷。新能源大规模并网存在间歇性和波动性问题，而大比例绿电直供技术尚未攻克，直接大规模接入不可行，需借助电网实现。此外，企业抗晃电能力也将面临较大考验。

蒸汽和燃料系统的部分功能无法也没有必要被电力完全替代。蒸汽方面，石化装置中的蒸汽肩负着工艺热介质、吹扫置换、紧急密封等多重安全职能，即使在部分透平改电驱后，仍需保持一定产汽能力以保障系统安全。燃料方面，催化裂化烧焦是内在的工艺过程，是必然的消耗，在现行工艺体系下无法被替代。

其四，随着用能电气化的推进，石化企业原有的蒸汽平衡、物料平衡及燃料平衡三大体系将面临重构。在蒸汽平衡方面，原本成熟有效的蒸汽生态平衡将被打破，蒸汽梯级利用网络需要重新设计，相关调节能力减弱。在物料平衡及燃料平衡方面，随着电气化率提升，原本在厂内作为燃料消耗的干气将逐步富余出来，但出路尚不明确，或成为制约电气化推进的隐性瓶颈。

对石化行业推进用能电气化的建议

展望未来，石化行业推进用能电气化应逐步从“路径合理”经由“技术可靠”走向“经济可行”，关键在于找准突破口、夯实基础设施，破立并举，有序推进。

一是加强资源统筹，做好资源接替。对于电气化释放的干气、蒸汽等资源，可考虑建设区域资源池，结合绿色氢氨醇等技术进展，将富余资源统一进行材料化利用，避免转型过度。

二是加强产业协同，夯实电网可靠性与稳定性基础。与电力企业合作，合力解决企业电网可靠性及抗晃电能力问题，推进新型电力系统建设。探索核能与石化园区耦合供能，破解绿电波动性难题。依托园区电网配套和储能设施建设，提升供电承载能力。

三是加强绿氢炼化在石化行业转型中的战略地位。绿氢炼化内涵丰富，既涵盖中短期内以绿氢替代灰氢、以绿电替代化石燃料的直接减排路径，也指向远期的工艺流程再造和产品链重构。应以绿氢炼化为抓手，推动石化企业产品结构升级与工艺流程再造，实现全链条绿色转型。