行业观察 前言 2024年是新中国成立75周年，是全面贯彻落实党的二十届三中全会精神之年，也是习近平总书记视察胜利油田3周年、视察九江石化1周年。这一年，行业变革之大前所未有，能源革命之快远超预期，面对自成立以来最复杂变局、最严峻挑战，集团公司党组团结带领广大干部员工，深入开展“牢记嘱托、感恩奋进，创新发展、打造一流”主题行动，迎难而上、聚力攻坚，深化改革、勇于创新，乘势而上、主动作为，以实干担当谱写中国式现代化石化新篇章。 中国石化报社牢记宗旨、担当使命，围绕中心、服务大局，与时俱进、守正创新，不断完善全媒体生产传播体系，着力建强“让党放心、党组信赖、受众满意”的队伍，持续提升新闻舆论传播力、引导力、影响力、公信力，为集团公司答好时代之问与发展之问、走好高质量发展之路，提供有力舆论支撑、汇聚强大精神力量。 在2023年中国石化报创刊35周年之际，《记录石化》诞生了，通过优选报社各媒体最具价值的作品结集成册，更好服务广大读者。《记录石化》成功出版，受到广泛好评。有专家评价，“将‘只有一天生命的新闻’窖藏起来，在时间的长河中留下一份份见证中国石化波澜壮阔发展史的浓香”；“这是报社自我加压的一种境界，是服务中国石化大局的一种担当，也是读者意识的精当表达”。 2024年，我们秉持优中选优原则，继续编辑出版《记录石化》，并继续以电子书形式在中国石化新闻网和“新石化”App推出。期望广大读者继续给予关心指导、提出意见建议。 中国石化报社将深入学习贯彻习近平文化思想，紧紧围绕集团公司中心工作，充分发挥新闻宣传主力军、主渠道、主阵地作用，勇担时代重任，为建设具有强大战略支撑力、强大民生保障力、强大精神感召力的中国石化更好地“鼓与呼”。 中国石化报社 2025年1月 目录 国内行业观察 保障国家能源安全是长期而艰巨的任务002 统筹发展和安全 加快建设新型能源体系008 我国能源转型的五条核心路径018 预计石油需求达峰后或将加速下滑024 油气勘探开发迈入“纳米时代”030 我国陆相页岩油革命取得突破性进展037 深层煤层气：正在崛起的能源新星045 “旧”藏蕴“新”梦：推动枯竭油气藏与新能源融合发展051 加快培育深地油气产业新质生产力059 AI时代：油气行业迎来革命性变革066 数字孪生：智慧油气工程的未来之路074 国内特种油产业现状及趋势展望078 航煤消费重回增长轨道085 可持续航空燃料产业进入发展快车道092 我国氢能产业探索摆脱传统发展路径099 天然氢开发前景引业界关注108 分布式制氢：让加氢站“氢”而易得110 绿氨产业有望推动氢能规模化发展116 氢燃料电池汽车正加速商业化122 多地氢能车辆高速免费，全国推广何时到来？127 汽车电动化浪潮推动能源央企转型发展131 传统能源企业发展充电业务要把握正确方向136 4C超充时代补能网络面临的机遇与挑战140 “20连涨”后LNG重卡能否继续狂飙？144 电动重卡 向“绿”而行149 氢能重卡推动运力绿色转型153 地热开发利用要向深层进军158 我国风力发电快速发展之路166 炼油产业发展从规模扩张到格局重塑172 未来炼化：低碳、智慧、高端177 石化行业的春天还远吗？185 我国石化工业处于转型发展破局腾飞关键期194 化工行业发展四大核心趋势及我国企业需重点关注领域201 能源革命“兵临城下”，石化产业如何创新208 国内成品油市场将面临诸多挑战217 新能源汽车促石油公司加快布局新业态 222 我国精细化工产业发展进入加速期227 乙烯：淡出规模竞争 迎来成本竞争时代234 我国或将引领全球乙烯新周期242 我国芳烃产业将进入平稳增长期249 轮胎工业发展为合成橡胶带来新机遇255 高端化工新材料产业发展未来可期260 高阻隔包装薄膜产业化发展大有可为266 碳纤维行业将迎增量市场274 石化工业前沿技术280 立足能源安全和能源转型推进煤炭清洁高效利用288 煤制油产业绿色低碳发展的四个途径295 煤基新材料是煤炭行业转型的重要突破口301 循环经济助力石油化工行业绿色低碳转型308 我国石化产业碳中和路径展望314 碳中和技术创新与产业布局321 能耗双控逐步转向碳排放双控328 碳市场建设助推绿色低碳转型333 数据要素成为引领石油石化行业创新发展的重要力量340 国际行业观察 “特朗普2.0”对世界政治经济格局影响的预期分析348 凝聚全球发展新共识 能源合作迎来新机遇355 国际石油市场将长期保持宽松360 全球油气勘探开发趋势及建议364 全球深海油气行业蓬勃发展370 全球天然气供应将趋于宽松 应加快天然气产供储销建设372 金砖国家将引领全球能源合作新潮流376 《bp世界能源展望》：能源供应三难困境日益严峻381 从欧洲国家可再生能源政策看转型发展之路387 国际石油公司务实推进能源转型393 石油公司低成本布局应对市场变局397 巴斯夫转型发展的“四大战略”及其启示403 欧佩克+对国际油价未来走势影响或持续加大408 世界炼油工业发展趋势展望412 全球炼油工业发展呈现新特征417 全球石化行业绿色低碳转型路径及其启示422 可持续船燃：国际航运脱碳“密钥”？427 上半年油气资源并购市场趋于稳定432 欧美缘何推迟电动化？436 电子燃料将加速全球交通领域脱碳进程438 国外实施绿氨战略的主要进展及经验做法441 全球生物燃料产业步入发展“快车道”447 新塑料污染国际公约谈判分歧多451 汇聚减排力量解决油气行业甲烷排放难题456 欧盟能源化工企业开始关注ESG新兴议题461 美国原油产量或将维持历史高位466 美国天然气出口策略日益灵活470 加拿大：油气运输畅通将带来多少荣光475 伊拉克油气行业或加大对外合作力度480 澳大利亚煤炭与LNG出口呈现分化态势483 日韩发展氢能汽车带来哪些启示487 非洲，页岩气开发的下一片蓝海491 驼铃响彻新“丝路” 中国与欧亚能源合作走向深入493 中国与中东能源合作宜向“油气+新能源”模式拓展499 经贸能源合作将是中欧“变竞为合”的重点503 中非合作将为高质量共建“一带一路”注入新动能509 中安关系达到战略新高度 能源合作将向纵深化发展515 中国印尼油气合作空间广阔521 中国阿联酋天然气合作迎来新机遇527 国内行业观察 保障国家能源安全是长期而艰巨的任务 杨 晶（国家发展改革委能源研究所） 能源安全稳定供应作为关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人们生产生活、社会长治久安都至关重要。 我国高度重视能源安全，近年来能源稳定供应水平显著提升 能源安全是实现经济高质量发展、全面建设社会主义现代化国家的基本条件和物质保障，习近平总书记多次强调能源安全的重要意义。2021年10月21日，习近平总书记考察调研胜利油田时指出：“中国作为制造业大国，要发展实体经济，能源的饭碗必须端在自己手里。”2023年10月10日，习近平总书记考察中国石化九江分公司，勉励石化企业大力推进转型升级和绿色发展。学习领会习近平总书记的重要指示精神，新形势下的能源安全必须在经济、绿色的高水平上实现。 近年来，我国在能源稳定供应方面取得显著成效。一方面，国内能源稳定供应能力稳步提升，能源供应弹性和韧性显著增强。我国基本形成以煤、油、气、电、核、新能源和可再生能源多轮驱动的能源生产体系。全国一次能源生产总量从2014年的36.2亿吨标准煤增加到2023年的48.3亿吨标准煤，成为世界能源生产第一大国。特别是石油天然气行业，持续加大国内勘探开发力度和科技创新投入，稳步提升自主保障能力，油气自给率明显改善。“十三五”实施“七年增储上产行动计划”后，原油产量企稳回升，2022年重回2亿吨，2023年增加至2.09亿吨，有力夯实了国内供应基本盘。天然气生产在2017年至2023年间，连续7年保持每年百亿立方米的增产态势，2023年产量已超过2300亿立方米。其中，较难开采的非常规天然气产量超过960亿立方米，占比高达43%。此外，产供储销体系建设取得了显著成效，油气产业链供应链的弹性和韧性持续提升。冬季天然气保供稳价机制逐步建立，“气荒”问题基本得到妥善解决。即使在地缘政治冲突造成国际油气价格大幅攀升多次刷新历史极值的情况下，国内油气价格水平也保持了相对稳定，较好地保障了生产生活用能需求。 另一方面，根植于本土的新能源和可再生能源发展突飞猛进，在推进能源绿色低碳转型的同时也进一步向实现能源独立迈出了坚实的步伐。“十四五”以来，我国风电、光伏、水电等清洁能源装机规模快速扩大，水电、风电、太阳能发电和生物质发电装机规模均保持世界第一。2023年全国电力总装机达到29亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量达到15.7亿千瓦，占总装机容量比重首次突破50%；可再生能源装机同比增速接近20%，创出近10年来的最大增幅。我国风电、光伏发展成绩异常亮眼，截至2024年7月底，风光装机合计达到12.06亿千瓦，提前6年实现了对国际社会承诺的2030年发展目标，绿电已逐步成为保障电力供应的中坚力量。 面对百年未有之大变局，“端牢能源饭碗”仍面临较多挑战 尽管我国加快构建新型能源体系已经取得很多成效，能源安全水平持续提升，但仍然存在一些问题和挑战，特别是未来一段时间，在全球能源格局深刻变革、地缘政治风险不断上升的背景下，我国能源安全保障难度将上升。 从国际形势来看，大国博弈深入演进，世界经济遭遇全球化逆流，保护主义和单边主义倾向明显上升，重点产业竞争不断加剧，国际贸易和投资壁垒越来越高，部分国家秉持资源民族主义，为能源资源合作增添了重重限制。各国政治舞台上极端党派纷纷崛起，传统保守主义政治力量受到挑战，社会矛盾和分歧不断加剧，能源与气候变化政策摇摆不定。地缘政治冲突多点频发，中东地区动荡风险呈现常态化趋势，国际石油天然气贸易流向发生重要改变、市场格局大幅重构，能源运输的主要交通要道时常受到地缘事件或恐怖主义的干扰，叠加极端天气事件频发，国际能源市场剧烈波动，全球能源供应保障风险大大增加。 同时，国内能源绿色低碳发展正处于转型过渡阶段，新型能源体系、新型电力系统建设任重道远。 一方面，能源需求增长压力依然巨大，保供稳价仍将是未来一段时间内能源发展的主要矛盾之一。“十四五”前三年，我国能源消费增长明显加快，年平均增速达到4.7%，显著高于“十二五”时期的3.8%和“十三五”时期的2.8%。同时，每年新增的能源消费规模也不容小觑，前三年累计增长约7.4亿吨标准煤。目前我国城镇化进程尚未完成，居住、出行等基本生活需求仍处于增长区间，采暖、制冷等改善型生活需求也不断提高，私家车将持续普及，教育、医疗、旅游、康养等中高端生活需求持续拉动公共建筑、交通出行方面的能源消耗，生活领域新型用能设备和用能模式正在不断涌现，也将创造出更多的用能场景，推高相关用能需求。此外，产业结构升级进一步催生出越来越多的能源新需求。新能源汽车、锂电池、太阳能电池等新兴产业快速发展，成为新增工业用电需求的主要贡献者，据测算，近3年仅出口“新三样”的产业链主要环节年用电量就接近3000亿千瓦·时；数字经济发展也显著推动了数据中心用电快速增长，占全社会用电量比重已达到3%。 另一方面，新能源可靠替代能力还不足，能源电力安全运行面临较大挑战。风电、光伏由于具有间歇性、随机性和波动性，从电量上看，虽然装机规模增长很快，但当前风光新增发电量仅占全部新增发电量的一半，仍处于增量替代阶段，尚未实现对化石能源的存量替代。遇到“极热无风”“晚峰无光”“极寒少光”等情况时，新能源发电很难提供稳定、可靠的电力支撑。新能源的调频、调压能力较弱，也会进一步加剧电网安全稳定运行的风险。此外，电力系统灵活调节能力建设相对滞后。全国调节电源仍以煤电为主，气电、抽水蓄能等灵活调节电源装机占比仅6%，无法满足新能源大规模发展需要。 在能源需求不断增长、资源供应风险常态化复杂化的背景下，面向即将到来的2030年碳达峰目标，如何统筹发展和安全，处理好能源安全、经济、可持续的“不可能三角”的难题，在保障安全的前提下实现低碳转型，“牢牢端稳能源饭碗”，具有重大的现实意义和深远的战略影响。 进一步提升能源安全保障能力需久久为功 进一步巩固和提升能源安全保障能力，要在增强国内能源供应能力、加强科技创新、完善政策体系、深化国际合作、健全风险预警与应急体系等多方面持续用力、久久为功。 要立足国内，增强能源资源的自主保障水平。加大传统能源勘探开发力度，持续推进油气增储上产，在塔里木盆地、准噶尔盆地等进行重点勘探和开发，加快深海、深层和非常规资源的商业化开采。完善能源基础设施建设，提高能源储备调峰能力，加强地下储气库、LNG接收站等储气设施能力建设，增强能源供应弹性和极端情况下的应对能力。加快发展风电、太阳能发电，积极安全有序发展核电，因地制宜开发水电和抽水蓄能项目，进一步增强本土清洁能源供给能力。 要科技引领，集中攻克关键核心技术难题。加强化石能源绿色高效开发利用技术，增强油气安全保障能力，重点攻关非常规油气勘探开发、输运和炼化技术，推进煤炭绿色智能开采应用。加强三代核电技术的研究，对小型模块化反应堆、高温气冷堆等新一代核能技术开展攻关。加快推动氢能、储能等前沿技术创新和示范应用。 要政策护航，完善政策机制保障体系。加强对我国“十五五”及中长期能源和电力需求发展趋势的深入研究和预判，制定更加科学合理的能源发展战略和规划，确保能源市场供需关系总体平稳。落实全面节约战略，坚持节能优先，提高能效，严控“两高”项目，政策倡导绿色低碳的生产方式和生活方式，减少不合理的能源需求。政策引导能源企业加快高质量发展和绿色转型，建立健全绿色能源消费认证机制，促进新能源和可再生能源更快发展成为主力能源。 要开放合作，充分利用好“两个市场”“两种资源”。坚持开放条件下的安全观，以公平公正、互利共赢为原则，深化与重点能源资源国家的高水平能源合作，依托“一带一路”倡议等平台和机制，与沿线国家共同探索在碳中和目标下能源安全与转型发展的新路径。积极参与全球能源治理体系建设，推动构建国际能源合作新秩序，实现开放条件下的能源安全。 要储备兜底，建立健全风险预警与应急体系。加强大国储备体系建设，增强能源储备能力，研究制定能源储备的轮换动用机制。建立健全风险预测预警机制，完善极端情况下的能源应急预案和协同应对机制，确保在发生突发事件时能够迅速响应，保障民生和重点领域的用能 需求。 总之，端牢能源饭碗，保障国家能源安全，是一项长期而艰巨的任务。面对新形势新挑战，能源行业要树立底线思维，增强危机意识，为实现我国经济高质量发展和社会长期稳定提供坚实的能源保障。 原载 2024年第10期《中国石化》杂志 栏目编辑 常 冉 责任编辑 常 冉 统筹发展和安全  加快建设新型能源体系 刘 强（中国社会科学院能源安全与新能源研究室） 深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略的十年，是我国能源加速转型、能源产业快速发展的十年。十年来，我国积极推动能源生产革命、消费革命、技术革命、体制革命，加强与世界各国的能源合作，建设新型能源体系，取得了丰硕的发展成果。能源领域成为最有创新活力、最多新型应用场景的领域，成为我国出口的新动力，引领新的产业升级，并且还在不断深化创新、引领发展。我国能源在绿色发展、安全发展、创新发展上取得了历史性进展，为推动能源绿色发展、保障能源安全打下了坚实基础。 十年来我国能源革命取得巨大成效 一是能源消费革命推动能效提升及迈向“双碳”目标。在能源消费革命推动下，我国能源领域更加注重以能耗双控推进节能提效，坚持节约优先的方针，推动降低单位产出能源资源消耗和碳排放。一方面，强化能源消费强度和总量双控，严格控制能耗强度，遏制高耗能、高排放项目盲目发展，推动产业结构优化升级；另一方面，通过实施工业、建筑、交通运输、公共机构等领域节能降碳工程，大幅提升能源利用效率。更加注重以减少化石能源消费推动碳减排，逐步推进煤炭消费替代和转型升级，加快煤炭减量步伐，合理调控油气消费。更加努力提高电气化水平，有效降低能源消费侧碳排放。当前，我国工业、建筑、交通等领域电气化率分别为26.2%、44.9%和3.9%，合计排放二氧化碳70亿吨，占二氧化碳总排放量的60%。终端用能减碳的重要措施是电能替代，到2060年，我国工业、建筑电气化率将达到80%以上，交通电气化率超过50%，其中公路、铁路电气化率分别达到70%和95%。 随着能源消费革命深入推进，2020年9月，习近平总书记在联合国会议上提出我国力争2030年前实现碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和。2021年，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》。“双碳”目标的提出，必将进一步推动能源消费革命，主要体现在三方面：强化能源消费强度和总量双控，大力推进节能提效；减少化石能源消费，特别是推进煤炭消费替代和转型升级；增加绿色能源消费，重点是非化石能源消费。 二是能源供给革命引领新型能源体系建设。“四个革命、一个合作”的核心是供给革命。能源供给革命，经过十年来的实践、总结和再思考，已经聚焦到建立新型能源体系。从内涵看，新型能源体系至少包含五方面突出特征：（1）新的能源结构，在化石能源起到托底作用的同时，非化石能源比例快速提高；（2）新的能源系统形态快速发展，新型电力系统、氢能“制—储—输—用”体系、化石能源低碳零碳化利用等加快涌现；（3）新的能源产业体系和供应链体系迅猛发展，以高水平科技自立自强加快形成能源领域新质生产力；（4）能源体系韧性大幅度提高，有力保障极端天气等各类条件下的用能安全；（5）新的能源治理体系，各种要素资源实现灵活高效配置。 十年来，我国能源安全保障迈上新台阶。能源生产能力不断增强，近年来增速明显快于能源消费增长，煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系不断完善。十年来，我国能源生产总量增长了33%，有力支撑了国民经济年均6.2%的增长。能源储备能力明显提升，能源基础设施网络加快建设，有力保障了能源供需总体稳定、能源价格总体稳定。 绿色低碳转型站上新起点。清洁能源供给不断加大，非化石能源发电装机十年增长3倍多，目前已超过14亿千瓦，风电、光伏连续三年新增装机1亿千瓦以上，非化石能源消费比重提高到17.5%。终端用能中煤、油占比累计下降9个百分点以上，电能占比达到27%左右。 新能源制造业快速发展，成为经济增长的新引擎。根据海关总署统计，2023年，电动载人汽车、锂电池和太阳能电池等“新三样”产品合计出口1.06万亿元，首次突破万亿元大关。2023年我国每出口3辆汽车就有1辆是电动载人汽车，全年出口177.3万辆，增长67.1%。我国光伏组件产量已连续16年位居全球首位。 三是能源技术革命全面赋能新质生产力。科技创新是能源高质量发展的内在动力。十年来，能源领域成为科技进步最为迅速的领域之一，融合绿色化、低碳化、数字化和智能科技，能源科技革命成为建设新型能源体系、实现“双碳”目标的重要支撑。在全球气候变化背景下，推进绿色低碳数字技术创新和建设以可再生能源为主体的新型能源体系，已逐渐成为全球能源发展的共同趋势，可再生能源发电、先进核能、氢能、先进储能等颠覆性技术正在加速新一轮能源技术革命。 能源创新发展走上新赛道。能源新技术研发应用加快推进，高效光伏发电、大容量风电等技术不断取得新突破，新型储能、氢能等示范应用有序推进，百万吨级CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）项目建成投产，能源产业数字化智能化持续推进。新模式新业态不断涌现，能源资源要素配置进一步优化。新型能源体系建设将以此为基础，加快塑造发展新动能新优势。 十年来，我国初步建立了能源科技创新体系，建立了重大技术研发、重大装备研制、重大示范工程、科技创新平台“四位一体”的能源科技创新体系，重点加强了对能源互联网、智能电网、电力储能、氢能等新兴技术的引导。建立健全了能源行业技术标准体系，特别是加快推进了可再生能源储能、氢能、智能电网、能源互联网等领域的标准体系建设。 四是能源体制革命激发资源配置效率与市场活力。十年来，我国能源体制改革不断深化，激发绿色低碳转型活力。在电力、油气等重点领域和关键环节取得一定突破，能源领域市场化水平明显提升。《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，要把加快建立“1+N”政策体系作为实现“双碳”目标的时间表、路线图，主要包括优化能源结构，构建绿色低碳交通运输体系，建立完善碳市场和碳定价机制等十方面内容；随着《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》《绿色电力交易试点工作方案》等政策机制的深入实施，初步建立了覆盖区域、省级、中长期、现货交易的电力市场体系，2021年市场化交易电量占比达40%；此外，全国统一碳市场顺利启动交易，首个履约周期共纳入发电行业重点排放单位2162家，碳排放配额累计成交量1.79亿吨。 五是全方位加强国际合作进一步优化了我国能源结构，形成了出口新动能。国际能源合作是全球合作的重点领域，也是保障我国能源安全的重要途径。近年来，我国在油气、电力和可再生能源等领域积极开展国际合作，并取得了显著成效。油气合作方面，我国已在海外建成中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区，并逐步形成西北、东北、西南及海上四大油气进口通道。先后与90多个国家和地区建立政府间能源合作机制，与10个国家和地区开展双边能源合作规划。同时，我国已通过贸易和契约合作等多种形式在150多个国家和地区开展电力合作，合作范围涵盖亚洲、非洲、欧洲、大洋洲、南美洲等多个海外市场。此外，我国是全球最大的可再生能源装备、制造及目标市场，目前已同巴西、巴基斯坦和德国等100多个国家建立了可再生能源合作关系，通过优势互补促进双方可再生能源技术产业化发展与能源转型。 关于我国能源安全的几点思考 自1993年我国首次成为石油净进口国起，能源安全就成为持久议题。随着经济快速增长，我国在短短20多年时间就从一个欧佩克之外最大石油出口国变成了世界最大石油进口国（2015年）。这一角色转换是中国经济奇迹的一个镜像，也引发我们深入思考：较高的对外依存度是否会带来能源供给的不安全？能源安全该如何评价？我国如何改善能源安全状况？ 思考一：最优的能源结构中煤油气电应是什么角色？ 我国能源高质量发展的核心问题是结构问题，不是谁替代谁的问题，而是建立一个供给保障、经济效率、低碳排放并重的多能互补新型能源体系。在建设面向未来的新型能源体系和能源安全机制时，需要对以下问题做出明确的回答。 1.煤炭和燃煤电力的角色问题。经过2021年的“有序用电”之后，现在基本明确了煤炭和燃煤电力的“压舱石”作用。但是，保留多大比例或者多少装机总量，才能起到“压舱石”作用？这一装机总量每年需要发电多少小时？对应着多少的动力煤供给保障，其中多少由国内供给，多少来自进口？国内逐渐抬高的煤炭成本和煤炭价格能否支撑未来的燃煤电力对动力煤的需求？目前我国每年约进口3亿吨煤炭，如果这一需求上升到5亿吨、6亿吨，目前的港口和物流体系是否会遇到瓶颈，会否引起国际煤炭价格的大幅上涨？这些都需要在10年左右的规划期内给出答案，也就是需要回答2035年的长期规划问题。 2.石油的峰值与石油在交通能源中的替代问题。尽管最近几年欧洲和中国都有燃油车退出的言论，但在国家层面并没有出台这样的政策和规划。习近平总书记还对石油部门提出了保障国内自产2亿吨的要求。从原油的进口来看，2023年我国原油进口量比上年增长11%，超过2020年的1081万桶/日的历史最高水平。 3.化石能源电力为主体的情况下，提高电气化水平将导致整体能量效率下降的问题。火电是二次能源，在火电为主体的情况下，提高终端能源消费的电气化水平就会导致总体能量效率的下降。只有大幅度提高非化石能源电力的比例，提高电气化水平才有助于降低碳排放。在这一前提没有根本变化的情况下，化石能源直接利用比通过发电过程的间接利用更有能量效率。 4.天然气在能源中的角色问题。21世纪以来，天然气逐渐开始在能源中占据重要地位，但是由于天然气价格明显高于煤炭，它的利用受到限制。在建立新型电力系统需要对火电机组进行灵活性改造时，燃煤机组仍是灵活性改造的主力。这其中的理由是天然气电力的燃料成本高于燃煤电力。我国的天然气电力能否发挥更大作用，是作为主力电源装机，还是作为灵活性调节电源装机，关键就在于价格机制。按照目前的价格比较，天然气电力无法作为主力电源装机。 思考二：新能源可以在多大程度上解决能源安全问题？ 风光电力这种波动性的可再生能源电力超过一定比例后，电力系统的稳定性是否还有保障？这就是普遍关注的韧性问题。建设新能源为主体的新型电力系统，最终演变成如何维持这一系统的供给稳定性和面对冲击时的韧性问题，而不是简单地看风、光波动性电力的比例有多高。因此，新能源为主的新型电力系统的核心能力将是：灵活性调整（顶峰和调频等）能力，很大程度上取决于备用容量和响应速度；预测和数字化管理能力，对生产侧和消费侧的变化做到精准预测，并做出灵活调整。未来新能源在能源安全中的作用将是一个螺旋式上升的过程，即新建装机与核心能力的交替上升，新建装机引导核心能力的提升，核心能力建设容许更多的新建装机。 思考三：能源供应链的国际化会否带来不安全？ 国际地缘政治的不稳定一直困扰着国际石油和天然气市场，经常造成价格的剧烈波动和可能的供给中断风险。对于我国这样高对外依存度的油气进口国，这一风险尤其值得关注。石油超七成、天然气超四成的对外依存度，有没有给中国带来不安全？这是能源安全议题的一个重要方面。回答这一问题，要基于我国在世界经济中的地位。我国是全球产业链的重要一环，绝大多数世界贸易品生产都在中国，包括石油在内的大量资源性商品进口是与中国的贸易大国地位相称的正常现象。因此，石油相关的能源安全问题，最终要落在能源成本上，要保障我国经济发展可以享受最优的全球资源配置。落实在具体的国际能源合作上，我国需要供给最稳定、价格最有优势的商业伙伴。 对未来发展的建议 展望未来，建设新型能源体系，推动能源转型，是实现高质量发展、实现中国式现代化的重要组成部分和必然要求。建设新型能源体系是复杂的系统工程，涉及能源产业链上下游、各能源品种、各用能行业和领域。在实际工作中，必须立足国内能源资源禀赋，坚持系统观念和问题导向，统筹发展和安全。综合前述分析，本文提出以下建议。 一是发展低成本天然气发电，提高电网灵活性和绿色能源比例。提升绿色能源电力消纳水平，目前采用的手段主要有燃煤发电灵活性改造、抽水蓄能和其他各种储能建设、风光富余电力制氢、燃气电力和核电的灵活性调峰、分布式和微网电力、虚拟电厂等。近年来，风光电力利用率和发电小时数有了较大幅度的提高。为顺利实现“双碳”目标，有效实现绿色能源转型，需进一步建设好能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对绿色能源的接纳、配置和调控能力。其中，提高电力系统的灵活性是问题的核心。 我国的绿色能源电力总体比率仍然偏低。我国电力消费中，2023年风电和光伏电力的比例为12.3%，而欧盟和澳大利亚风光电力合计都在30%以上。要实现“双碳”目标，仅靠目前的燃煤电力灵活性改造和储能设施建设是远远不够的，必须有更高灵活性的电力容量来提高新能源电力的总体比例。基于此，大型油企不妨参与到燃气调峰电厂的建设中来，从而为能源行业开辟一条油气产业参与绿色能源电力发展的道路，同时也能够有效提高绿色能源电力消纳的能力。 二是加快建设新型能源体系，加强韧性建设。要推动能源绿色转型，供给侧重点是做大清洁能源“基本盘”，充分利用我国丰富的可再生能源资源，建设好风、光、水等清洁能源供应体系，聚焦新能源供给消纳，加快建设新型电力系统，大幅提升非化石能源安全替代能力；消费侧重点是推进用能方式转型升级，以工业、建筑、交通等行业为重点，从产业园区供能系统再造、低碳零碳工业流程再造等方面入手，深入推进电能等清洁替代。 要加快建设韧性坚强的能源供应链。一方面，增强能源生产供给能力，立足我国能源资源禀赋，完善多轮驱动的能源供应体系，增强区域自主平衡和跨区协同互济能力。在转型过渡期，重点是把握好新旧能源协调平衡，加快提升新能源可靠替代能力，不断增强能源供应的稳定性、安全性、可持续性。另一方面，提升能源供应链弹性和韧性，重点提高生产和消费预测能力，加强储备调节能力建设，完善储气设施布局，同时从供需两侧着手，提升电力系统灵活调节能力，优化建设支撑性、调节性电源，加强需求侧响应能力建设，推广多能互补、源网荷储一体化等供用能模式。 此外，还要建立促进能源高质量发展的体制机制和政策体系，激发各种新模式新业态发展活力，创新新型业态如V2G（汽车到电网反向充电），加快形成适应新型能源体系的制度保障。 三是建设适应新型能源体系要求的电力交易体系。近年来，全国统一电力市场体系建设取得积极进展，目前已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，电力市场化交易正在成为配置电力资源的最主要方式。 根据2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《意见》），到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。 在构建适应新型电力系统的市场机制上，《意见》强调要提升电力市场对高比例新能源的适应性，因地制宜建立发电容量成本回收机制，探索开展绿色电力交易，健全分布式发电市场化交易机制。 四是发展绿色能源技术引领我国产业技术再次升级。当前，新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球气候治理呈现新局面，新能源和信息技术紧密融合，生产生活方式加快转向低碳化、智能化，能源体系和发展模式正进入崭新阶段。 在提质增效、转型升级的过程中，能源绿色化和经济数字化互为补充、相互促进。能源本身在绿色化的同时日益依赖数字技术，而绿色能源需求推动了相关组件制造业的快速发展，形成了能源业与制造业的良性互动。 我们要瞄准世界能源科技前沿，聚焦能源关键领域和重大需求，合理选择技术路线，发挥完整产业链的规模优势，加强关键核心技术联合攻关，强化科研成果转化运用，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点，促进绿色能源新质生产力发展。重点绿色能源产业技术链条包括燃煤与燃气电力灵活性改造、绿色氢能技术、绿色甲醇技术、燃料电池核心材料、固态和化学储能技术、智能电网控制技术、分布式与微电网、气象大数据预测系统建设与应用、建筑等多场景多能融合、油气田与风光电力集成、能化共轨技术、高温超导电力传输等。 我们要加快形成现代化的能源产业体系。一方面，推进能源技术装备自主化现代化，巩固拓展新能源、核电等装备制造优势，持续提升技术水平和经济性，着眼长远培育发展战略性新兴能源产业。另一方面，加快能源产业链数字化、智能化升级，推动智能电网、智慧油气田等由试点示范走向推广应用，推动现代信息技术与能源产业深度融合，建设智慧能源系统。 原载 2024年第6期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 我国能源转型的五条核心路径 魏佳琪（中国石化报社） 近日，在阿塞拜疆首都巴库举行的《联合国气候变化框架公约》第二十九次缔约方大会（COP29）上，《中国能源转型展望2024》执行摘要（简称“执行摘要”）正式发布，展示了我国在能源转型方面的坚定决心和明确路径，也为全球能源转型提供了宝贵的经验和启示。 《中国能源转型展望2024》简要分析了全球气候变化和全球能源转型形势，回顾了近十年中国能源生产和消费体系的巨大变化，并利用模型对2060年前实现碳中和目标愿景下我国能源系统的转型前景进行分析，旨在为我国和全球制定能源战略规划及重大政策提供有益参考。执行摘要指出，能源转型将为我国实现2060年前经济社会系统的碳中和作出决定性贡献，并从五个方面提出了我国能源转型的核心路径和结论。 全球气候变化是当今世界面临的最大挑战之一。2023年，全球气温已经比工业化之前上升了1.45摄氏度，应对气候变化的形势日趋紧迫。能源活动贡献了全球二氧化碳排放量的86%，能源转型是应对气候变化的最重要途径之一。但是，能源转型并非一蹴而就，必须要突破绿色、经济、安全三重制约，统筹考虑经济发展、产业转型、安全保供、稳定就业等各种因素，才能持续推进。作为全球最大的发展中国家，我国努力推动能源革命，取得了一系列成效，为未来能源转型奠定了重要基础，但能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色转型任务艰巨等诸多挑战，持续推进能源转型依然任重道远。 《中国能源转型展望2024》在深入分析全球气候变化和国际政治经济态势的复杂性后，提出了基准碳中和情景（BCNS）和理想碳中和情景（ICNS）两种预测模型。报告指出，经过巨大努力，能源转型能为我国实现2060年前经济社会系统的碳中和作出决定性贡献。到2060年，我国经济规模将增长为2020年水平的3.3～3.6倍。按当量热值计算，一次能源消费总量先增加后下降，到2060年，一次能源消费总量比峰值下降1/3左右。BCNS和ICNS两种情景下，随着能源转型技术（包括碳捕集等负碳技术）和相关产业加快发展，我国能源系统可以在2060年前实现净零碳排放，助力2060年前实现经济社会系统的碳中和。 节能和提高能效是能源转型的前提，持续的电气化是 迈向碳中和的有效途径 如果不能有效节约能源，则能源转型对绿色能源的需求量更大，实现能源转型难度更大、速度更慢。因此，节能和提高能效是能源转型的前提和基础。 在节能和提高能效方面，狭义的节能和提高能效，是指提高能源技术效率；广义的节能和提高能效，是指提高能源经济效率，即降低经济发展对能源消费的依赖程度。预计我国一次能源消费量（按电热当量法计算，下同）将先上升后下降，2060年，一次能源消费量比峰值下降1/3左右。 在电气化方面，狭义电气化是指终端用能部门直接用电；广义电气化是指终端用能部门使用电力、由电制备的合成燃料，以及用电产生的商品热。2023年，我国的狭义电气化率和广义电气化率为28%左右，预计2060年我国的狭义电气化率提高为59%～62%，广义电气化率提高为79%～84%。交通运输部门的电气化率提升最快，建筑部门电气化可达到的比例最高。2060年，终端用能领域中工业、货运、航空等领域仍然需要一些化石能源作为支撑，是最难减排的领域。加强能源转型国际合作，有利于最新的高效节能技术和电气化技术在我国和全球推广，加快工业、建筑、交通领域的低碳转型步伐。 建设风光为主的新型电力系统， 是能源转型的必然选择 能源供应低碳化是能源供应侧转型的主要途径，非化石能源电力替代化石能源电力是核心要务。2023年，我国发电装机结构中，非化石能源发电装机容量占53.9%、化石能源发电装机容量占46.1%。到2060年，我国发电总装机容量需要105.3亿~118.2亿千瓦，是2023年的4倍左右。其中，可再生能源发电装机容量占比将在96%左右，可再生能源发电量占比在93%~94%。预计2060年，核电和抽水蓄能装机容量分别达到1.8亿千瓦和3.8亿千瓦，加装碳捕集与封存设备的生物质发电装机容量超过1.3亿千瓦。 能源转型要始终坚持“先立后破”。在新能源和可再生能源发电能力增长与电力系统控制能力逐步增强的基础上，煤电一边从基荷电源向调节电源、备用电源逐步转型，一边自然退役。加强能源转型国际合作，有利于我国进一步提高非化石能源供应能力和电网安全。 构建高度智能化的电网新形态， 是新型电力系统建立的核心要义 构建新型电力系统是我国能源转型的核心举措，必须坚持全国一盘棋，统筹好“源、网、荷、储、氢”各类资源的发展，形成“大互联、小平衡”电网形态。 一是优化电网格局。到2035年基本形成“西电东送、北电南送、区域互济”的电网结构，利用数字化智能化技术，使电网像“海绵”一样灵活应对电力供需变化；到2060年，西北、东北、华北地区的电力外送规模合计比2022年提高140%~150%。 二是持续加强配电网建设。适应大规模分布式新能源发展，推动配电网从“无源”的单向辐射网络向“有源”的双向交互系统转变；以工业、农业、商业、居民可再生能源自发自用为重点，形成海量零碳配电网支点，为超过50亿千瓦分布式光伏、分散式风电发展提供有力 支撑。 三是推进多网融合。借鉴国际合作经验，构建以电氢为枢纽、电力热力交通全面融合的能源网络新形态。到2060年，我国绿氢规模3.4亿~ 4.2亿吨标准煤，电制氢和电制合成燃料将成为支撑电网负荷平衡、促进电网跨季节调节的重要补充手段。电化学储能能力在2.4亿~2.8亿千瓦/年，电动汽车保有量在4.8亿~5.4亿辆，相关的车网互动能力在8.1亿~ 9亿千瓦/年，为电力系统提供即时响应能力。 科技创新是能源转型的动力来源，能源新质生产力 孕育着广阔的市场空间 发展新质生产力是我国能源转型的鲜明特点，能源生产和消费相关的低碳零碳负碳新技术、新装备、新产业具有广阔的市场空间，孕育着巨大的投资机遇。 从能源装备需求看，2060年我国风电、光伏装机合计在100亿千瓦左右，我国风电光伏设备的资金需求将从2023年2万亿元左右增长为2060年6万亿元左右，未来30多年投资需求累计超过160万亿元。从用能设备需求看，能源转型需要我国在未来30年间对工业、建筑、交通运输等各个领域的用能设备进行更新或改造，电炉钢、氢基竖炉炼钢、绿氢化工、超低能耗建筑、高效热泵采暖、电动汽车、燃料电池汽车等低碳零碳用能设备孕育着前所未有的市场需求。从实现碳中和的零碳、负碳技术看，发展碳捕集与封存（CCS）、工业二氧化碳循环利用等技术是实现碳中和不可或缺的重要手段，必须要从当前着手研发和规划。 未来30年，我国能源系统的设备更新和改造将全面进入加速期，能源设备更新改造需求规模持续扩大，将为我国经济增长提供持续的内生动力。加强能源转型国际合作，有利于我国与世界各国携手降低能源转型新技术的制造成本、服务成本和使用成本，推动全球和我国更早实现碳中和。 能源体制机制改革需不断深化，同时构建推动能源转型的 法律制度体系 能源转型的顺利推进，必须有能源体制机制的改革作为保障。 从能源法律制定和修订看，化石能源主导时期建立的能源法律法规标准已难以满足能源转型的需要，要建立与碳达峰碳中和目标愿景相匹配的能源法律制度，明确责任主体、强化法律义务、制定奖惩措施。从能源市场改革看，要打破区域壁垒，建立全国统一的电力市场，逐步推动构建适应高比例可再生能源特性的电力市场体系。从能源价格改革看，要发挥碳定价对能源活动的“指挥棒”作用，持续推进电力、煤炭、石油、天然气等能源价格改革。从能源统计等基础制度看，要提高可再生能源电力和热力、生物质能、氢能等非化石能源的统计能力，完善绿色电力证书制度，建立绿氢、绿氨、绿醇等绿色能源证书制度。加强能源转型的国际合作，有利于与世界各国在立法和能源治理方面深入交流，为我国能源转型提供更好的政策保障。 原载 2024年12月2日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 预计石油需求达峰后或将加速下滑 （中国石化经济技术研究院） 2023年，我国经济呈现稳步复苏发展态势，扩大内需、新型工业化等战略的实施，驱动化石能源和非化石能源消费双增长。作为化石能源的主力之一，石油消费何时达峰？新能源飞速发展对石油消费冲击有多大？石油在未来扮演怎样的角色？ 为回答以上问题，前不久，中国石化经济技术研究院发布《中国能源展望2060（2024年版）》系列报告。报告显示，我国石油消费在疫情后恢复增长，2023年增至7.6亿吨，预计“十五五”中期达峰在8亿吨左右，到2060年降至2.8亿吨。由于新能源汽车发展速度不断超出预期，我国石油消费峰值平台期将缩短为3~5年。2030年前后，石油的化工原料属性将超越交通燃料属性。 石油需求进入增长最后阶段 2023年，我国一次能源消费比上年增长3.3%，达到55.9亿吨标准煤。我国能源消费总量将于2030~2035年间达峰，峰值将突破62亿吨标准煤，届时非化石能源占比在30%左右。预计2060年，我国能源消费总量将回落到56亿~57.8亿吨标准煤，与“十四五”后期相当。 作为基础性能源之一，石油在支撑国民经济增长和提高人民生活水平方面起到重要作用。2023年我国石油终端消费约7.6亿吨，对外依存度73.6%，在我国一次能源消费结构中占比约18.8%。从消费领域来看，石油主要用于交通、石化、工业、建筑及民用等。在协调发展的情景下，我国石油需求预计2025~2030年在8亿吨左右达到峰值，达峰后平台期时间缩短，更快出现下降趋势。 从中长期看，石油将从重要的交通燃料向必不可少的石化原料转变，在我国一次能源中长期保持重要地位。石油作为原料，生产的乙烯和对二甲苯（PX）下游产品涉及生产生活方方面面。同时，石化高端新材料在新能源产业发展中起到关键作用，如太阳能光伏中运用最广、用量最大的是封装用胶膜、背板膜，涉及醋酸乙烯共聚物（EVA）、聚烯烃弹性体（POE）、聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）等多种材料；风电叶片中也涉及碳纤维和环氧树脂等多种高端材料。此外，在建筑节能和光伏发电建筑等节能环保领域，高端新材料均发挥了至关重要的作用。 石油需求趋势演化的四个阶段 近两年，新能源汽车的发展速度不断超出预期，2021年渗透率为13.2%，2022年则达到25.6%，提前3年达到“十四五”规划目标值，2023年为31.6%，2025年将进一步提高至40%。新能源汽车加速发展，导致石油中的交通燃料用油需求下降时间点来得更早。 石油需求趋势演化呈现四个阶段的特征：当前到2026年前后为“达峰期”，石油消费峰值约8亿吨，年均增长1%~2%；2027~2030年为“平台期”，石油消费保持在8亿吨左右，年均降低约1%；2031~2040年为缓慢下降期，石油消费量年均降速约2%；2041~2060年为快速下降期，年均降速4%~5%。由于石化和远程运输领域较难完全实现去油化，因此2060年石油仍有2.8亿吨左右的需求量。 达峰期（2026年前后） 未来3到5年将处于石油需求增长的最后阶段，石油需求年均增长1%~2%。随着燃油车保有量的增长，交通燃料用油需求绝对量仍在缓慢增加，但占石油消费比重由50%缓慢降为48%左右。同时，该时期仍处于化工超级扩能周期内，乙烯、PX、PDH等大量化工装置投产，拉动化工轻油及液化气等化工原料用油持续增加，占石油消费比重由23%提高至28%。 平台期（2027~2030年） 石油需求维持在8亿吨左右，持续时间缩短。在这一时期，新能源汽车的影响由量变到质变，燃油车保有量达峰，交通燃料用油缓慢下降，占石油消费比重降为44%左右。同时，尽管投产节奏放缓，但化工下游装置投产仍在持续，拉动化工原料用油占比大幅提高至33%。 缓慢下降期（2031~2040年） 处于交通用油下降及化工用油增速放缓双拐点，石油需求年均下降2%左右。化工原料用油需求的增长，减少了交通用油需求下降对石油需求的影响。该时期化工原料用油需求将超过交通燃料用油需求，二者占石油需求比重分别为44%和37%。 快速下降期（2041~2060年） 我国进入中等发达国家水平，消费品需求逐步饱和，加之绿氢、循环再生、二氧化碳资源化等技术突破，对石油替代明显加快，石油需求快速下降，年均降速4%~5%。2060年，石油主要用于化工原料，同时仍有部分航空和水运用油需求、少量道路沥青和润滑油用油需求。 新能源汽车发展加快 2023年，我国汽车产销量分别完成3016.1万辆和3009.4万辆，比上年增长11.6%和12%，创历史新高。其中，新能源汽车产销量分别完成958.7万辆和949.5万辆，比上年分别增长35.8%和37.9%，新车销量达到汽车新车总销量的31.6%。截至2023年底，我国新能源汽车保有量已达到2041万辆，占汽车总量的6.07%。预计2025年我国新能源汽车保有量近4000万辆，占汽车总量将超过10%。新能源汽车的快速发展，导致燃油车保有量提前达峰。 我国汽车工业发展仍有较大空间。2023年，我国汽车保有量约3.4亿辆，其中乘用车保有量达190辆/千人，根据中国汽车技术研究中心等权威机构预测，我国乘用车饱和值在300~400辆/千人，较当前尚有较大增长潜力，未来10年我国乘用车销量将保持增长。按照人均GDP发展阶段预计，汽车保有量将在2040~2050年达4.5亿辆峰值。2040年后，随着无人驾驶技术的逐步普及，智能出行方式将极大提高车辆使用效率，人均汽车拥有量或将减少，届时车辆总保有量将呈现下降趋势。 新能源汽车发展远超预期。2023年，我国中东南沿海部分省市新能源汽车渗透率已达50%。预计2025年，动力电池系统成本有望较当前再下降近30%，乘用车基本实现油电平价，新能源汽车销量渗透率有望超过40%，保有量近4000万辆。预计2030年销量渗透率逾50%，2045年进一步提高为接近100%。 燃油车保有量即将达峰导致交通用油需求饱和。2023年燃油车保有量约为3亿辆，预计2023~2030年燃油车保有量维持在3亿辆左右平台期，未来或将仅有约1000万辆增量空间。预计交通燃料用油需求在2025年前后达到4亿吨峰值。其中，占交通用油约80%的道路用油，受电气化影响率先达峰，并在达峰后快速下降，预计2060年仅保留部分城际物流柴油重卡。 化工超级扩能周期仍在延续 伴随炼化产业政策放开及“油转化”浪潮，我国化工规模快速增长，成为全球最大的乙烯和PX生产国。2023年，我国乙烯产能达到5277万吨/年，“十四五”期间将新增乙烯产能3357万吨/年，远超过去10年新增的1978万吨/年产能；2023年PX产能4251万吨/年，“十四五”期间将新增PX产能1922万吨/年，超过过去10年新增的1815万吨/年产能。下游装置的扩张带动化工原料用油消费增加。 国内大宗化学品市场呈现阶段性拐点特征：一是疫情导致我国经济修复或将经历较长时间，加之制造业产业升级，部分化工品需求转移至东南亚地区，中期来看大宗化学品消费由8%~10%的高速增长明显回落为3%~4%的中速增长。二是化工装置投资节奏与终端消费变化并不匹配，2020年后开启的我国史上最大的化工装置扩能潮或将持续至“十五五”中后期，导致通用化学品呈现全面过剩态势。化工轻油缺口将持续扩大，一体化企业需要加快流程优化和资源统筹。石化工业已经由过去拼规模经济步入“低成本+高附加值+绿色化”综合竞争力的 时代。 乙烯当量消费饱和值或将在2035年前后到来。从宏观看，中长期我国经济处于3%~5%的中速增长期。从产业看，“碳壁垒”等政策倒逼塑料再生循环技术快速发展，国际贸易争端导致产业转移由劳动密集型逐渐向资本密集型延伸，国内房地产业由黄金扩张期进入更新置换期。综合判断，预计2035年前后我国乙烯当量消费规模在8200万~9000万吨（人均58~65千克，当前人均43千克）。 依靠循环再生及二氧化碳资源化技术减少化工用油。当前国内塑料回收率约30%，全部为物理回收。预计2030年在45%~50%，受制于化学回收技术不成熟，绝大部分依然是物理回收。2060年将提高为70%~80%，其中物理回收和化学回收路线各占一半。2023年9月，盛虹石化10万吨/年“二氧化碳捕集利用-绿色甲醇-新能源材料”项目投产，二氧化碳资源化技术正走向工业化。但绿氢成本高是关键制约因素，绿氢价格需降至5000元/吨以下，或者碳汇价格提高至600元/吨，该技术将实现与煤制甲醇平价。 原载 2024年3月6日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 油气勘探开发迈入“纳米时代” 李倩文 申宝剑（中国石化石油勘探开发研究院） 纳米级孔隙成为主要储集空间 2000年左右，随着水平钻井技术和水力压裂技术取得重大突破，美国进入页岩气大规模商业化开发阶段，揭示了纳米孔隙中蕴藏着丰富的油气资源，非常规油气理论认识和技术研发不断向深入化精细化推进。 2011年，石油地质学家在对我国非常规油气储层研究中，应用高分辨率场发射扫描电子显微镜和纳米CT重构技术，首次在四川盆地志留系页岩储层中发现了小于1微米的纳米级孔隙，即非常规油气赋存的主要储集空间。该发现对认识非常规油气连续聚集的地质特征、富集机理，增加资源潜力，具有重要的科学意义，标志着我国油气勘探开发迈入“纳米时代”，进源找油气成为重要趋势。 广义上的非常规油气是指储集在以纳米级孔喉为主体的储集系统中的油气资源，涵盖了页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩油、致密砂岩气、致密灰岩油等，其中页岩油气是典型代表。页岩油气的主要特征是：自生自储、连续大面积聚集；储集空间主要为粒间孔、粒内孔和有机质孔，发育纳米级孔隙系统；源内滞留或短距离运移；以扩散作用、分子作用等为主，非浮力聚集。一般页岩油气单井无自然工业产能，需借助水平井压裂技术实现商业开发。 页岩油气藏在数不尽的纳米级孔隙中，开发页岩油气犹如在毛细血管里采血，需要从石头缝里“挤”出。如何才能有效获取这些油气资源呢？这得益于“三个创新”：一是纳米孔喉系统“连续型”油气聚集的地质理论创新，二是“人工油气藏”的水平井、体积压裂、平台式开发的核心技术创新，三是多个“一体化”的管理模式创新。 我国页岩油气发展势头强劲 美国依靠两次页岩革命，实现页岩油气产量快速增长，从石油进口国转变为输出国，实现了能源独立。东方页岩革命在理论认识的持续突破、工程技术和油气装备的迭代创新等方面已取得重大进展，在海相页岩气和陆相页岩油开发中尤为突出，展示出光明前景。 我国页岩油气勘探屡获突破，产业发展驶入“快车道”。据“十三五”全国油气资源评价，我国页岩油地质资源量283亿吨，页岩气地质资源量106万亿立方米，揭示了页岩层系蕴含巨量资源。“十三五”期间，以页岩油气为代表的非常规油气资源逐渐成为我国油气勘探开发的主体，非常规石油与天然气分别占新增油气探明储量的70%和90%以上。经过10多年探索攻关，中国石化发现涪陵页岩气田，这是我国首个实现商业开发的页岩气田。随后，我国页岩气实现了储量和产量的快速增长，在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、昭通、泸州、威荣、永川、綦江等8个海相页岩气田，累计探明地质储量超过2.9万亿立方米，年产量从2012年的0.25亿立方米增长到2023年的250亿立方米，我国成为全球第二大页岩气生产国。我国页岩气产业实现了从无到有的重大突破，技术上实现从跟跑到基本并跑的跨越。 我国页岩油已上报探明储量16.9亿吨，累计三级储量超过60亿吨，先后在松辽盆地青山口组、准噶尔盆地芦草沟组、渤海湾盆地沙河街组、苏北盆地阜二段等取得重大突破，新疆吉木萨尔、大庆古龙和胜利济阳三个国家级页岩油示范区勘探开发效果较好，全国页岩油建产步伐不断加快，2023年全国页岩油产量达458.4万吨，创历史新高。 页岩革命的本质是以科技革命推动产业革命，用“人造油气藏”方式使纳米级储层成为具有巨大工业开采价值的页岩油气藏。我国油气田企业在引进消化吸收国外经验的基础上，不断加大页岩油气勘探开发力度，夯实资源基础，攻坚克难，从理论认识、主体技术、管理模式等维度进行创新突破，勘探开发成效显著。页岩油气基础地质理论认识不断发展和完善，配套工程技术取得长足进步，自主创新形成了符合我国页岩油气特点的以“地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发”为主体的勘探开发技术系列，基本实现关键技术与装备国产化，有效提高了单井产量和采收率，缩短了钻井周期，降低了开发投资。 页岩油气作为非常规油气的代表，已成为我国最具战略性的接替能源之一，在我国能源格局中的地位愈加重要。国家《“十四五”现代能源体系规划》提出，要积极扩大非常规资源勘探开发规模，加快页岩油、页岩气、煤层气开发。2024年是能源转型过渡期，在确保油气供应安全的大背景下，“增储上产”仍然是我国各大油气田企业生产经营活动的主旋律和硬任务。 中国石化页岩油气实现跨越式发展 自2009年起开展页岩气实质性勘探工作以来，中国石化历经“勘探突破、示范区建设，全面拓展”三个阶段。2014年提交国内首个探明储量，全面启动规模建产，2017年涪陵页岩气田高标准建成百亿立方米年产能，率先建成国家级页岩气示范区，并率先推进立体开发调整，实现85亿立方米稳产。2018年以来，中国石化加大新区、新层系、新类型页岩气勘探力度，探明并开发威荣深层页岩气田、南川常压页岩气，突破二叠系新层系、寒武系新类型页岩气，实现“走出涪陵、走出志留系、走出四川盆地”，持续引领我国页岩气发展。 2018年以来，中国石化集中攻关中高成熟度陆相页岩油，在济阳沙河街组、苏北阜二段、四川复兴侏罗系及南襄盆地取得战略性突破，已落实保有三级储量20.2亿吨。2021年，编制《中国石化页岩油“十四五”实施方案》（以下简称《实施方案》）并上报国家能源局，聚焦胜利济阳、苏北溱潼、四川复兴三个地区，按照“单井突破、井组评价、规模探明和效益建产”三步走的思路，积极推进效益开发，2023年页岩油产量40万吨，2024年预测产量超50万吨，可提前一年完成《实施方案》规划产量、探明储量任务。 对非常规油气发展来说，理论创新是实现勘探突破的基础，技术创新是破解其规模开发难题的密码。中国石化经过10余年的基础研究和科技攻关，创新形成页岩气“二元富集”理论认识，发现涪陵页岩大气田；创新形成“超压富气、石英抗压保孔”新认识，攻关形成“密切割、增净压、促缝网、保充填”深层压裂工艺技术，在威荣、丁山、东溪深层页岩气取得重大突破，实现“走出涪陵”的战略目标；创新形成常压页岩气富集高产受“沉积相带、保存条件、地应力场”三因素控制新认识，攻关形成低成本技术体系，实现常压页岩气规模增储和效益开发；创新形成立体开发新模式，涪陵页岩气田储量动用率、采收率大幅提升；创新形成“有利岩相发育是基础，适宜演化程度是条件，良好可压性能是关键，地质工程一体化是保障”新认识，攻关适应性工程工艺技术，实现陆相页岩油战略性突破。这些理论技术创新有效指导了以四川盆地海相页岩气和东部断陷盆地陆相页岩油为代表的非常规页岩油气勘探开发实践，对我国其他地区页岩油气勘探开发也具有重要的引领示范意义。 石油勘探开发研究院持续加强油气勘探开发理论与技术创新，创新形成了一系列页岩油气关键核心技术： 一是地质理论研究持续完善。明确了我国页岩油气具有“二元”富集理论特征高度统一性，即沉积环境是富集高产的基础，保存条件是富集高产的关键。 二是实验地质评价技术应用广泛，建立了页岩含油气性评价技术系列、页岩储集空间与连通性定量表征技术、页岩油可动性评价技术、纳米流控芯片实验技术，实验地质评价技术和先进仪器设备的应用有效支撑了页岩油气现场测试与分析评价。 三是地球物理评价技术不断进步。建立了页岩含油气性及可压性测井定量评价技术，为源储耦合、选层评价及资源评价提供依据；建立了页岩油气“甜点”要素地球物理预测技术，实现了地质工程“双甜点”钻前预测、压裂效果实时可控，有效支撑了水平井轨迹设计及跟踪调整；形成了复杂构造区页岩多尺度断褶缝分布地震预测特色技术，有效预测了深部页岩多尺度断褶缝的分布；形成了页岩油气压力系数地震预测特色技术，大幅提高了页岩油气地层压力预测精度；形成了深层页岩气压裂监测特色新技术，实时反馈裂缝延伸动态，指导一段一策压裂。地球物理评价技术的进步为“甜点”精细评价提供了物探依据。 四是页岩油气开发评价理论技术不断发展。理论上，揭示了页岩气开发机理，为产能评价和开发指标优化奠定理论基础；提出了页岩油相态与开发机理新认识，为纳米孔内页岩油效益开发奠定理论基础。技术上，形成了适用于中浅层、深层页岩气的产能评价、试井分析、动态储量评价及递减分析等气藏工程技术系列，为页岩气高效开发提供技术支持；初步形成了建模数模一体化技术，可应用于井距优化、加密钻井、重复压裂、立体复杂井网等研究。自主研制了以COMPASS为代表的页岩油气开发系列软件，核心技术优于国外同类产品技术，有效提高了产量预测精度，在涪陵立体开发和威荣深层页岩气开发中得到广泛应用。页岩油气开发评价理论技术支撑了各类页岩油气田开发方案编制及产建部署工作。 聚焦“卡脖子”难题，打好科技自立自强攻坚战 根据国家能源局规划，“十四五”期间我国页岩气产业发展将进一步加快，有望进入大规模商业化开发阶段，页岩油也具备勘探开发大发展的基础。页岩油气不仅是国家未来油气勘探开发的重要战场，更是中国石化未来油气增长的重要领域。未来在页岩油气领域应全力打好科技自立自强攻坚战，加快推进关键核心技术攻关，重点聚焦以下方面开展攻关研究： 加大勘探开发力度，建立页岩油气资源分级评价体系。针对页岩气，着眼全国主要盆地，聚焦页岩气富集机理，协同发展地质与地球物理综合评价与预测技术，加强地质工程一体化攻关；巩固海相页岩气、攻关新区新层系、探索超深层和新类型，为我国页岩气持续发展提供技术与资源储备。针对页岩油，进一步落实各个区块页岩油资源，开展分级精细评价；深化富集规律研究，优先勘探开发中高成熟度页岩油，积极准备中低成熟度页岩油；深化不同类型页岩油开发规律认识，建立适应性的开发技术政策；根据油价择优选择开发策略，实现混积型规模建产、黏土型效益开发、外围页岩油勘探突破。 加快科技创新步伐，攻关关键问题。聚焦面临的地质理论认识、关键技术难题，组织系统内各企业和研究机构强化一体化工作机制，集智创新，有针对性地开展科研攻关，解决“卡脖子”问题，打造技术利器，全力支撑高质量勘探和效益开发。重点研究海相深层、常压页岩气、陆相页岩凝析油气富集高产和多相流动机理，攻关裂缝及地应力预测技术，剩余气精细描述技术，建模数模一体化、立体开发评价技术，研发生产动态分析软件平台，解决国外软件“卡脖子”难题，力争形成国际先进、国内领先的复杂油气藏开发技术和提高采收率技术。着重深化不同类型页岩油赋存状态和流动机理，攻关陆相页岩油防套变、防压窜立体井网压裂技术；进行CCUS、注气驱等补能攻关试验，提高单井产量，形成陆相页岩油提高采收率技术；发展智能压裂技术，提升国产装备智能化水平。 立足国家层面，组织跨界团队围绕关键技术进行攻关。以页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室、国家级页岩油气示范区等平台为依托，在一些理论难题、关键技术、装备研制等方面，组建跨行业、跨企业、跨部门、跨学科的项目联合攻关团队，建立有效的技术交流和沟通机制，举全国之力、用体制优势，联合攻关重大研究项目，攻关“卡脖子”重大技术与装备，实现“科技攻关-装备制造-生产应用”全过程闭环，打造国家级非常规油气科技力量，促进页岩油气产业快速发展。 原载 2024年9月9日《中国石化报》第5版 责任编辑 秦紫函 我国陆相页岩油革命取得突破性进展 程 强 秦紫函（中国石化报社） 陆相断陷盆地页岩油实现跨越式增长 中国工程院院士，中国石化总工程师、首席科学家孙焕泉说，以渤海湾盆地济阳坳陷、苏北盆地等为代表的中国陆相断陷盆地页岩油资源量207亿吨，具有构造复杂、岩相多样、成熟度低的典型特点，给页岩油开发带来巨大挑战。 构造复杂导致断层发育。陆相断陷盆地经历多期次强构造运动，形成复杂断裂系统。如济阳坳陷的博兴洼陷，断层发育区面积超3/4、断块间距在500~900米；苏北盆地不同级别断层将阜二段切割、错断形成若干长条形复杂断块，断块平均长8000米、宽1000米。 岩相多样导致非均质性强。陆相断陷盆地页岩油受古盐度、古水深、古物源等因素影响，盆地不同部位页岩有机质含量、层理结构、矿物组合等存在差异，具有岩相类型多样、非均质性强的特点。济阳坳陷就发育富碳酸盐矿物类、混合矿物类、富黏土矿物类和富长英矿物类4类16种岩相，苏北盆地也发育3类6种岩相。 成熟度低导致原油流动性差。陆相断陷盆地页岩油以新生代地层为主，埋藏时间短、成熟度相对较低。济阳、苏北的页岩油Ro（镜质体反射率，反映有机质的成熟度）整体在0.5%~1.4%，Ro小于0.9%的储量占90%，导致原油性质差。 对此，陆相断陷盆地页岩油开发坚持“耦合‘甜点’描述是基础、缝网协同优化是关键、工程提速提效是保障”，实现页岩油储量动用率、采收率、收益率最大化。 储层精细描述是基础。研发的页岩储层精细描述与建模技术，实现了地质与工程“甜点”的精细描述和全要素一体化建模，为页岩油立体开发提供支撑。陆相页岩厚度大，普遍在200~500米，局部厚达千米，层间非均质性强，需要在纵向上细分开发，关键是以“甜点”控制为目标，优化布井方式、合理井距、层距，构建立体开发井网。 井网井型的优选是实现储量有效控制的保障。在构造稳定区通过多层楼水平井立体开发，可以实现储量有效动用。民丰洼陷部署7层楼水平井立体井网，井组储量控制程度达到80%以上，预测单井EUR（评估的最终可采储量）平均5.3万吨。苏北盆地断裂复杂区断层复杂、断块小，水平井布井受限，在断层间部署直斜井，实现断块内资源有效动用。 开发层系的有效划分是立体井网部署的基础。结合有利岩相组合及非均质性研究，苏北盆地高邮凹陷划分5套开发层系，不同层系厚度35~55米；根据不同洼陷“甜点”发育状况，济阳坳陷博兴、牛庄、民丰洼陷按照45~60米厚度划分了3、5、7套开发层系。 合理的井距是立体井网部署的关键。立体开发井距、井网要最大程度减少井间和层间的负向干扰，达到“通而不窜”，实现储量动用最大化。室内研究和矿场实践表明：井距略大于两倍半缝长能有效防止井间干扰，同时保证井组单井EUR最大。目前认识的350~400米井距基本合理。 合理的生产制度可实现单井EUR最大化。页岩储层压后缝网具有极强的应力敏感特征，控压生产能够有效提高单井EUR。建立以初期快排降水、稳定期合理控压为核心的全周期生产调控模式，可长周期保持裂缝有效导流能力，有序释放储层能量。通过控制油嘴精细压力可提高弹性产率，单井EUR在4万~6万吨，预期提高16%以上。 陆相断陷盆地页岩油地层温度均超过150摄氏度，最高超过200摄氏度，仪器易高温失效；断层裂缝发育导致压力系统复杂，安全密度窗口窄。对此，济阳页岩油钻井技术历经“技术探索、创新攻关、集成提升”三次迭代，形成以“三开结构＋合成基钻井液＋精细控压钻井＋抗高温旋导＋地面降温”为主的优快钻井技术体系，实现了从“打得成”到“打得快”再到“打得好”。多个区块钻井周期缩短至30天以内，民丰洼陷首次实现“1+1+1”模式（三个开次各一趟钻），钻井周期最短24.46天（垂深3885米、水平段长2013米）。 陆相断陷盆地页岩油压裂面临三大难题：储层埋藏深，破裂压力高；两向应力差大，裂缝扩展不均匀；天然裂缝发育，局部应力集中，易套变套损。通过强化页岩油压裂技术攻关，形成从组合缝网、密切割压裂到极限限流密切割压裂的技术迭代，改造体积（SRV）不断提升、单井EUR持续提高，实现从“压得开”到“压得好”再到“压得优”。目前，压裂簇间距由10~15米降为4~7米，同等规模SRV提高15%以上；牛页一区百段套变段数由8段降至0.8段，基本解决套变问题。 陆相断陷盆地页岩油生产具有“早、快、高、稳”的特征：见油早，1~10天即见油；含水下降快，呈“L”形下降，一两个月后含水稳定；峰值产量高，峰值单井日产油36~263吨，预测单井EUR在3万~6万吨；产量稳，稳定后含水递减率在20%以下。 中国石化以储量动用、产能、经济效益最大化为目标，立足国家级示范区建设，加大不同类型页岩油评价试验力度，实现了从3层楼到5层楼再到7层楼的立体开发。樊页平1井组3层楼先导试验取得突破，牛页一区5层楼大平台开发试验取得重要进展，民丰洼陷坡梁洼7层楼整体评价正在实施。 胜利济阳页岩油：形成三元储渗理论认识 济阳坳陷古近纪早期气候由半干旱向湿润转变，发育了咸湖、半咸湖沉积环境下的多套富有机质页岩，主要层位为沙三下、沙四上纯上，是我国陆相页岩油的典型代表。 济阳页岩油发育缓坡断裂带复杂断块型、洼陷稳定带基质型、陡坡深陷带巨厚型三种类型页岩油，具有演化程度低、埋藏深、厚度大、高温高压，构造复杂、岩相复杂、流体性质复杂的特征，要实现规模效益开发，面临三大关键问题：页岩以微纳米孔隙为主，孔隙度非常低，油储集在哪里？页岩渗透率极低，怎么提高有效渗流能力，流动路径是什么？地层原始压力高，压裂又进一步增压，能量如何高效利用？ 胜利油田基于万米岩芯、15万块次分析化验，深入开展孔隙结构、赋存特征、渗流机理等基础研究，形成了济阳页岩油“储-缝-压”三元储渗理论认识：双储，即孔隙-天然缝组合，控制储集空间富集规律；双缝，即支撑缝与水力缝匹配，控制流动空间高渗路径；双压，即增压保压协同，控制能量空间高效利用。 无机孔-缝组成“双储”空间，其中，纹层状页岩微裂缝发育，提高了纳米级孔隙的连通性，连通孔隙占比在60%~80%，较层状页岩高30%~40%。“双储”具有全孔径含油、大孔富油、小孔含水的赋存特征，济阳页岩油赋存在多种微观孔-缝中，主要有游离态、吸附态两种状态，游离态主要赋存在孔径较大的微观孔隙和微裂缝中，吸附态则呈油膜状包裹在矿物表面。济阳页岩主要发育“网状孔-缝、王字孔-缝、单向孔-缝”多种“双储”组合模式，其中“三孔四缝”模式的混积页岩最利于富集。 支撑缝和水力缝组成“双缝”系统，控制三区渗流模式：支撑缝导流能力强，控制有效泄油半径，形成易流区；开启的天然裂缝控制极限泄油半径，形成缓流区；缝网之外形成滞流区。易流区供液，产量贡献率占70%以上；缓流区蓄能，能量占比40%左右。易流区、缓流区共同作用促进了油井的高产稳产。因此，大液大砂强化储层改造，增加易流区和缓流区面积，可有效提高产能；对直斜井进行大规模强化改造，由压长缝变压缝网，可取得近似水平井的效果。 保压是增压的前提，高压增能可减敏促吸，保压增压“双压”协同可提高产量。页岩储层保压性主要受砂体、断层和天然裂缝影响。高压可增加弹性驱动和渗吸置换作用。在弹性释放阶段，生产压差过小，能量会过多扩散到滞流区，利用率降低；生产压差过大，压敏导致裂缝导流能力下降，易流区范围减小。生产压差放大后，地层压力明显降低，能量损失不可逆；采用精细控压方式能有效减缓压降速度，高效利用能量，提高EUR。 胜利油田以三元储渗理论为指导，围绕立体空间最大程度控制储量、改造储层、提高产能，形成以“甜点”地质综合评价技术、立体井网优化设计技术、能场耦合优化调控技术、立体井组Tank实施优化技术等为核心的开发优化关键技术体系，展现了良好前景。 大庆古龙页岩油：取得四项突破性理论认识 松辽盆地大庆古龙页岩油是典型的纯页岩型页岩油，也是世界上最具挑战、开发难度最大的页岩油：黏土矿物含量超过35%，国外一般小于10%、国内一般小于15%，导致资源确定难；孔隙普遍小于30纳米，孔喉一般在4~7纳米，导致油气流动难。电镜扫描每米页理在1万条以上，导致人工裂缝纵向受限；脆性低，岩石软，硬度小，导致压裂改造难。 对此，大庆古龙页岩油开发取得四项突破性理论认识。 一是揭示高黏土加氢生烃新机制，扩大了生油窗口，增加了轻烃产率。模拟实验表明，黏土矿物对有机质转化具有抑制作用，可增加产物数量；黏土层间水具有加氢作用，可增加轻烃产率。新的生烃模式，揭示生成油气总量增加1倍，油层深度向下拓展300米，Ro从1.3%拓展到1.6%。 二是发现有机黏土复合体参与的成孔机制，揭示孔缝受有机质含量和成熟阶段控制。除无机孔缝外，新发现有机黏土复合体生烃收缩，形成很多缝状、海绵状、网状有机孔缝，是重要储集空间。 三是揭示古龙页岩油自封闭力学成藏机制，证明是连续体式油藏。传统观点认为，夹层型、混积型页岩油均有微运移，一般最小含油喉道半径大于20纳米。新研究发现，古龙页岩全孔径含油，含油空间不受孔隙大小限制，每个含油孔隙是一个独立储油单元。 四是揭示多相态多尺度纳米空间油藏开发机理，明确页理缝是主要的输运通道。传统观点认为，常规油藏及其他页岩油以微米级孔喉为主，烃类体系在地下以气相或液相分异存在。新研究认为，随成熟度增加，由黑油向油气两相过渡，油气两相区150纳米以下孔径存在限域效应；基质孔、页理缝启动压力梯度不同，页理缝渗流贡献在80%以上。因此，保证页理缝压力稳定、保持渗流通道能力，是稳产的关键。 基于新的认识，明确现阶段单井压裂规模为7.5万立方米压裂液，与之匹配的适宜井距是500米、层系纵向间距20米以上，先导试验采用立体交错“W”形井网开发，技术可行；明确Q9油层最优靶层；形成多类型天然裂缝改造针对性措施；明确古龙压裂主体工艺参数为50%滑溜水、85%中大粒径支撑、段内少簇、25孔坡度极限限流射孔；明确控压生产工作制度，成功实现效益开发，产量从2021的1.51万吨增至2023年的17.12万吨，2024年计划产油39万吨。 夹层型页岩油：率先实现规模效益升发 在陆相淡水湖盆页岩油成藏理论指导下，长庆油田通过一体化攻关，探明了我国首个10亿吨页岩油整装大油田，建成了国内首个百万吨级页岩油开发示范区，2023年产量270万吨，实现了夹层型页岩油规模效益开发。“十三五”资源评价鄂尔多斯盆地夹层型页岩油资源量为40.5亿吨，已提交三级储量18.15亿吨，其中探明储量12.56亿吨。 此外，纹层型页岩油取得了战略性突破，岭页1H井试获日产油116.8吨，累计产油超万吨，2022年提交预测储量2.05亿吨，预计资源潜力20亿吨。泥纹型页岩油攻关试验稳步推进，优选中低熟页岩油开展“水平井+电加热”原位转化先导试验，优选中高熟页岩油开展“水平井+体积压裂”试验攻关。 地质认识方面，多因素控制长7期形成具有纹层结构的沉积复合体，每米沉积纹层在1500~2000条；页岩层系成岩作用强，不同纹层微纳米级孔喉发育，长英质纹层孔隙半径1~5微米，黏土纹层孔隙半径20~120纳米，页岩层系孔隙度在2%~10%，整体具有储集性，且脆性矿物含量高，页岩层系可压性好；有机质纹层与长英质纹层间存在烃类滞留-微运聚，为滞留+微运移复合成藏，页岩层系整体含油性好。 技术创新方面，全面应用三维地震、精细测井、地质建模、空间地质品质评价技术，形成“地质建模→压裂设计→现场实施与方案调整→压后评估”深度融合一体化工作流程，推进体积压裂2.0迭代升级，三维“甜点”判识及精准压裂水平不断提升。 还在低压低气油比区块开展二氧化碳增能体积压裂试验，15口井井均注入二氧化碳3320立方米，比井初期日产油提高2.6吨，半年累计产油提高280吨。 技术优化方面，立体式布井模式提高了储量动用程度。按照效益优先、多油层一次井网充分动用、单井控制储量最大化等原则，针对单油层、多油层叠置、注水叠合区、储量受限及靶前区储量，创建了4种布井模式，储量动用程度从50%大幅提高至85%。在储量受限区合H9、合H60平台，开展扇形井网开发试验，采用“变井距+变角度”分区精准改造，证实在平台受限背景下具备开发潜力。 随着地质理论创新、工程技术进步，长庆页岩油仍具有较大增储空间，资源量有望突破100亿吨，其中夹层型可新增9.5亿吨，纹层型、泥纹型可新增59亿吨。 原载 2024年7月22日《中国石化报》第5版 责任编辑 秦紫函 深层煤层气：正在崛起的能源新星 赵石虎 刘曾勤 陈新军（中国石化石油勘探开发研究院） 作为煤炭资源大国，我国煤层气资源丰富，据自然资源部2022年最新统计数据，埋深2000米以浅的地质资源量约为30.05万亿立方米，可采资源量约为12.5万亿立方米，其中，高煤阶、中煤阶、低煤阶煤层气资源结构完整，地质资源量各约占1/3。2000米以深的地质资源量为40.71万亿立方米，可采资源量为10.01万亿立方米。我国煤层气资源在鄂尔多斯、沁水、吐哈、准噶尔、松辽、塔里木、四川等盆地均有分布，地质资源总量接近26万亿立方米。其中，中国石化探区内煤层气地质资源量约为10万亿立方米，占全国煤层气地质资源总量的1/7，主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔盆地。 煤层气勘探开发进展 国外煤层气勘探开发主要集中在美国、加拿大与澳大利亚等国家。 美国是煤层气产业与技术的发源地，自20世纪80年代开始，先后在圣胡安、黑勇士、粉河等盆地实现煤层气规模商业开发，2008年产量达556.71亿立方米，之后由于页岩气产业的兴起，煤层气投资和勘探开发工作量锐减，产量逐年下滑，目前年产量规模在200亿立方米左右。 2000年，加拿大改进美国的理论技术体系，实现了煤层气商业开发，2009年产量达95亿立方米，后因多方面原因，产量持续下降，2018年降为51亿立方米左右。 澳大利亚自2014年以来重点关注煤层气与致密砂岩气多气共采，大幅度降低了勘探开发成本，实现单井产量大幅提升，2018年产量约393亿立方米，取代美国成为全球煤层气最大生产国。目前，煤层气年产量超过400亿立方米，居全球首位。 我国煤层气的探索始于20世纪80年代，前期主要针对1500米以浅的煤层气资源开展评价和勘探。“六五”期间，我国首次组织开展全国瓦斯资源大调查。之后，中联煤层气公司、蓝焰煤层气公司、煤层气开发利用国家工程研究中心、煤矿瓦斯治理国家工程研究中心、中国石油煤层气公司等相继成立，煤层气产业发展得到极大推动。 然而，受资源禀赋、开发理论技术等因素影响，“十一五”到“十三五”期间，我国煤层气产业发展缓慢。“十一五”为规模起步期，产量年平均增速达140%，“十二五”进入调整期，产量年平均增速为23.8%，“十三五”产业发展进入瓶颈期，产量年平均增速仅为7.5%，2020年产量为67亿立方米。 “十四五”以来，我国深层煤层气勘探开发取得突破性进展，煤层气年产量再次提速，2021年产量77亿立方米，增速14.9%；2022年产量98亿立方米，增速27.3%；2023年产量117亿立方米，增速20.5%。煤层气开发利用规模快速增长，已经成为补充天然气供应的区域性气源。 我国煤层气资源赋存条件复杂，煤储集层品质差、非均质性强，开发技术难度大。经过40余年的探索与实践，煤层气勘探开发理论与技术取得显著进展，在“十二五”和“十三五”国家科技重大专项和中国石油、中国石化、中国海油、新华燃气等企业重点项目支撑下，地质、钻井、压裂、排采四大关键核心技术体系不断突破，针对沁水浅层高阶煤层气、鄂尔多斯深层中高阶煤层气、准噶尔深层中低阶煤层气、四川深薄层煤层气提出了多套煤层气富集模式与选区方案，形成了煤层气储层测试-测井-地震精细描述技术体系、直井-定向井-多分支井-水平井钻完井技术体系、理论计算-物理模拟-施工工艺-裂缝监测储层改造技术体系、精细排采控制技术体系。目前，我国已建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，已发现潘庄、樊庄、韩城、柳林、延川南、大吉、神府等多个煤层气田。 深层煤层气勘探取得战略性突破 深层煤层气通常指埋藏深度超过1500米的煤层气资源。深层煤层气资源丰富，勘探领域广阔，我国埋深大于1500米的深层煤层气资源量可达50万亿立方米，占全国煤层气资源量的70%，中国石化油气矿权内深层煤层气资源量超7万亿立方米。 与浅层煤层气不同，深层煤层气具有储层压力大、含气量高、游离气丰富等特点。研究表明，80%以上浅层煤层气为吸附气，含气量一般为10~20立方米/吨，深层煤层气含气量高达40立方米/吨，是浅层煤层气含气量的2~3倍，吸附气占比较低，游离气占比最高可达50%，具备高产稳产的基础。但深层煤储层地应力高、有效应力大、渗透率差，需要通过水平井分段压裂技术才能有效动用，开发成本高、技术难度大。 目前，深层煤层气勘探已在多个盆地取得战略性突破，形成了增储建产的新阵地。“十四五”以来，中国石化在延川南区块年产煤层气4亿立方米，累计产气28.8亿立方米，实现了中-深层煤层气商业规模开发；2023年，在大牛地气田阳煤1HF井与南川区块阳2井取得了深层煤层气勘探重大突破，水平井阳煤1HF井峰值日产达10.4万立方米，6个月累计产气1373万立方米，直井阳2井峰值日产1.8万立方米，7个月累计产气253万立方米，展示了深层煤层气良好的勘探开发前景。中国石油在鄂东大宁-吉县提交探明储量1122亿立方米，2023年产量超10亿立方米，2025年产量将达50亿立方米。中国海油在鄂东北神府区块提交探明储量超1100亿立方米，2023年产量超1亿立方米。 通过系统总结深层煤层气典型井区的成藏特征与改造效果，初步形成了一定的理论认识和技术成果。 第一，初步落实了不同盆地主力煤层展布与煤质特征。我国主要发育石炭-二叠系海陆过渡相和侏罗-白垩系河流-湖泊相煤层，其中，石炭-二叠系海陆过渡相煤层以鄂尔多斯、四川、渤海湾等盆地为代表，为海相、海陆过渡相沉积环境，分布面积广；侏罗-白垩系煤层以准噶尔、吐哈、塔里木盆地为代表，属河-湖相沉积环境，局部富集。此外，明确了缓慢稳定海侵背景下形成的煤层单层厚度大、煤质较好；持续快速海侵背景下形成的煤层单层厚度小、层数多、煤质好；滨湖沉积背景下形成的煤层单层厚度大、煤质一般。 第二，建立了岩芯观测-CT扫描-测井响应煤岩类型综合评价技术、深层煤储层关键参数精细描述技术体系、煤储层吸附-游离气预测方法，明确了深层中高阶光亮-半亮煤生气量大、裂隙发育、吸附性好、含气量与游离气占比高，是优先突破方向。数据显示，鄂尔多斯盆地与四川盆地中高阶煤层兰格缪尔体积为7.8~21.7立方米/吨，含气量为11.2~46.7立方米/吨，准噶尔盆地低阶煤层兰格缪尔体积为4.59~9.4立方米/吨，含气量为5.9~17立方米/吨，显著低于中高阶煤层含气量，利用水平井与大排量体积压裂改造后，单井可试获超10万立方米的峰值日产，远超浅层煤层气产量。 第三，针对深层煤层气富含游离气的特点，提出了深层煤层气“煤岩煤质、保存条件、埋藏深度”控气机理，揭示了有利煤岩煤质（较高演化程度的低灰半亮-光亮煤）是基础，控制煤的生烃能力与储集性能；良好保存条件（构造稳定区、灰岩与泥岩顶板）是关键，有利于煤层气聚集成藏；适宜埋藏深度（临界深度以下，游离气占比增加）是保障，影响煤层气赋存状态。在此基础上形成了深层煤层气“生烃性、储集性、保存性、含气性、可压性”一体化选区-目标-“甜点”评价技术，应用该技术优选了中国石化探区内深层煤层气有利区资源量超3万亿立方米。 第四，针对煤层“高泊松比、低弹性模量”难改造、有效支撑缝延伸较短的问题，形成了以“远支撑”为核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撑的压裂技术，逐步探索排量由12立方米/分提高到18立方米/分，提高缝内净压力，增大改造面积，提高远端铺砂浓度，单井液量由2000立方米逐步提高到10000立方米，充分延伸裂缝，同时，单井砂量由150立方米提高到1000立方米，实现远距离支撑，延川南、大牛地与南川等区块应用效果显著。 深层煤层气增储上产仍需进一步攻关 深层煤层气已实现单井战略突破，但是总体尚处于探索阶段。我国深层煤层气类型多样，地质条件复杂，资源禀赋差异大，富集高产机理尚不明确；勘探开发工程关键技术尚不成熟，投资回报率低，效益开发难度大；深层煤层气勘探程度低，矿权少，增扩矿权面临挑战。为推进深层煤层气的增储上产，需进一步加强以下几方面的持续攻关： 一是加大新区新层系新领域勘探开发力度。目前，中-高阶深层煤层气已在鄂尔多斯盆地东缘实现了规模有效开发，勘探层位为太原组8号煤。山西组5号煤储层条件与8号煤相当，中-高阶深层5号煤的勘探突破对于深层煤层气立体开发与效益增储具有重大意义，是当前的战略突破方向。鄂尔多斯盆地南缘、四川盆地及沁水盆地等地区的中-高阶深层煤层气地质资源量丰富，具有实现规模有效开发的资源基础，发展前景广阔。此外，我国深层低、中、高阶煤层气资源量相当，但以准噶尔、吐哈、海拉尔等盆地为代表的低阶深层煤层气尚未实现规模开发，是中国煤层气未来发展的重要方向。 二是加强深层煤层气富集理论与“双甜点”区优选研究，加强水平井优快钻完井技术与压裂改造降本增效技术攻关，强化排采规律研究，促进深层煤层气高效开发。 三是聚焦深层煤层气勘探开发中关键问题和“卡脖子”技术，推进中-中深层煤层气合作，加强深层煤层气研讨交流，联合攻关不同地区不同煤阶富集高产机理研究和钻完井、压裂等关键技术。 原载 2024年1月22日《中国石化报》第5版 责任编辑 秦紫函 “旧”藏蕴“新”梦：推动枯竭油气藏 与新能源融合发展 闫 娜（中国石化石油工程技术研究院） 随着油气勘探开发持续深入，枯竭油气藏逐渐增多。国际能源署（IEA）分析了全球800个主要油田的生产和储量情况，认为全球现有油田产量以平均9%的自然递减率减少，大多数非欧佩克产油国的石油产量要么已过高峰期，要么在未来20年内将达到高峰期。我国老油田年产量递减率为10%~15%，非常规油气田的产量递减率更高，油气藏衰竭迅速，导致枯竭油气藏、废弃井数量迅速攀升。根据美国环境保护署统计，全美备案的废弃油井数量相比“页岩革命”前增加了12%以上，废弃井泄漏、地面坍塌等引发的安全环保问题已引起广泛关注。 另外，在全球低碳发展的背景下，油公司在油气投资决策中计入碳价格，提高了油气勘探开发的门槛，使更多的油气资源不可开发。妥善处理枯竭油气藏相关的资产及安全环保问题、谋取在新型能源体系中的地位，成为油气企业转型的重要考量。 枯竭油气藏与新能源融合发展的主要优势 太阳能、风能、地热、氢能等新能源在低碳环保方面有着明显优势，但前期投资成本较高、回报周期较长，限制了其规模发展。另外，太阳能、风能受天气条件影响大，能源生产波动性强，且受到储能高成本、低效率的制约。枯竭油气藏可为风能、光能、地热、氢能等能源提供低成本的运输通道、存储空间、基础设施和施工经验，通过油气技术移植和拓展，可降低新能源开发利用的风险和成本，提升其规模化发展的速度。枯竭油气藏与新能源融合发展主要有以下优势： 减少废弃井带来的安全环保问题。废弃井里含有大量的甲烷、苯、硫化氢等物质，易污染空气、地表水和地下水，还有安全风险。2021年，美国启动了为期10年的废弃井治理计划，投资800亿美元进行废弃井封堵。枯竭油气藏的资源化利用可以恢复废弃井的使用和运行，能有效减少废弃井带来的安全环保问题。 节约投资。一是降低油气井废弃及维护成本。环保要求日益提高，使油气井的废弃成本越来越高。据统计，加拿大陆上油气井的废弃成本为每口井2万~16万加元；尼日利亚陆上油气井的废弃成本为每口井约100万美元；荷兰Schoonebeek油气田油气井的废弃总成本估计为2.61亿美元。海上油田油气井的废弃成本更加高昂，墨西哥湾地区油井的废弃总成本预计高达290亿美元，北海地区油井废弃成本每年高达30亿美元，总费用预计为400亿美元。二是节约新能源基础设施投资。油气田大多占地面积大，距离居民区较远，交通和物流基础设施完善，利用枯竭油气藏开发新能源，可以利用已建成的基础设施，从而节约新能源建设投资，提高新能源开发利用的经济可行性。 促进油气产业转型及新能源快速发展。枯竭油气藏与新能源融合发展可为油气行业的退出人员提供就业机会，为油气生产提供绿色能源，推动当地能源转型。油气田开发中积累的地质环境、储层条件等基础数据，生产井、注入井的历史数据，油气从业人员的经验，可为新能源开发提供信息支撑，降低新能源发展风险，推动相关技术快速发展。 枯竭油气藏与新能源融合的技术进展 由于技术可移植借鉴的程度不同，枯竭油气藏与新能源融合的技术发展成熟度有很大差异：利用枯竭油气藏开采地热资源在全球已有较多成功应用案例；利用枯竭油气藏储能处于现场验证阶段；利用枯竭油气藏储氢已有少数成功的先导试验，但距离大规模、长周期、纯氢的存储仍有很多基础性问题待解决；利用枯竭油气藏原位开采氢及锂的技术应用边界条件不清晰，推广应用的可行性还没有得到验证。 地热开采 地热资源常与油气伴生，地热能与油气资源的勘探开发技术有较大程度的重叠，技术可移植的程度很高。利用废弃井的井筒和地面设施开采地热资源，是油气与新能源融合最常见的方式，主要有联产和废弃油气井转地热井两种方式。 联产是指在油气开采过程中提取油气井产出液中的热量，同时生产碳氢化合物和地热能。老油田油井产出液的含水率最高达99%，其温度为65~150摄氏度，可转化为热能或电能。 废弃油气井转为地热井的井筒改造方法主要有开窗侧钻法、改造泵室射孔法和直接射孔法。中原油田采用改造泵室射孔法，将马古6井改造为地热井，验证了改造方案和配套技术的可行性和可靠性；大港油田应用直接射孔法对滨海新区的废弃油井进行改造，采用“一采两灌”模式开发地热，获得了达到供暖要求的地热能，供热面积达39万立方米；长庆油田在陕北姬塬油区建成了长停油井地热能开发利用示范工程。 2020年，加拿大利用二氧化碳羽流系统开采废弃井地热进入测试阶段，用超临界二氧化碳代替水作为工作流体，在地层温度90摄氏度条件下也可以运行，降低了对地层温度的要求（通常地热发电的地层温度要高于160摄氏度），提高了利用废弃井建设发电厂的经济可行性。 储能 压缩气体储能是用可再生能源发电对气体加压，通过废弃井注入地下储存，压缩气体产生的热能也在地下储存；当需要恢复电能时，气体从井下释放并受热，膨胀做功用于发电。2009年，美国太平洋天然气电力公司从地质评价及选址、储库建设与运维及监测分析等方面，研究了利用枯竭气藏进行压缩空气储能技术的经济可行性。2020年，美国再生能源实验室提出压缩气体储能设计方案，考虑到与枯竭油气田基础设施的兼容度，采用天然气作为能量载体储能，模拟结果显示，不同岩层温度的往返效率为40%~70%，但目前该方案处于研究分析阶段，还未进行现场试验。近年来，国内也进行了压缩气体储能的探索。江都区新型空气储能源网荷储一体化项目设计利用真武油田废弃油井进行压缩空气储能发电，装机容量120兆瓦，年发电量1.5亿千瓦·时，建设期两年；胜利油田计划与清华大学联手，在垦东区块开展兆瓦级空气储能 试验。 水力储能是将能量转化为高水位和低水位之间的差值来实现发电，具有储能效率高、环境污染少等优点，但在场地选择、建设成本方面有诸多限制。泵压水力储能是利用废弃井建立一个连接至油气藏的地下封闭水库，通过地面控制，能在电网负荷高峰期间提供短时间、高功率的电力输出。美国得州Quidnet公司发明了模块式涡流发电机，可使枯竭油气藏储能的往返效率在70%~75%，与抽水储能效率相当。美国Sage Geosystems公司推出了“EarthStore”泵压储能技术，类似“吸气和呼气”的作用机制，将水与热岩结合在一起，多个邻近的油气井可以组合成多缸热/压力发动机，18~20个这样的装置就可形成一个50兆瓦的可再生能源储存厂。 储氢 枯竭油气藏储氢具有容积大、地质认识程度高、密封性好和地理分布比较广等优点，与新建储氢设施相比，具有显著的成本优势。欧盟早在2012年就启动了HyUnder项目，主要目的是评估欧洲大规模地下储氢的潜力。2021年欧盟资助了HyStorIES项目，探索在地下含水层或枯竭油气藏中储存纯氢的可行性，评估了爱尔兰、意大利等国家枯竭气藏储氢的潜力和可行性。 2014~2017年，RAG公司在奥地利的Gampern气田，将氢气（10%）和天然气（90%）的混合物注入枯竭油气藏，发现10%的氢气对储层的密封性、力学性质和设备材料无显著影响，注入氢气的82%可以被回收。2023年，RAG公司在该油田启动了枯竭油气藏储氢示范项目。虽然枯竭油气藏储氢可利用天然气储气库的建设经验，但氢气的特殊性使其地下流动行为与流固相互作用更为复杂，利用枯竭油气藏储氢仍在探索阶段，且面临巨大挑战。据IEA的统计，全球13个储氢项目中，有50%处于概念论证阶段，极少数处于试验和运营阶段。要推动地质储氢发展，急需开展多尺度多场耦合氢损耗机制、氢气体运移及泄漏监测体系、场地尺度数值模拟等攻关研究。 其他能源开采 废弃井采氢。目前，利用枯竭油气藏采氢有地下原位燃烧和微生物发酵两种方式。加拿大Proton公司提出了地下原位燃烧采氢技术，并于2020年在加拿大一个废弃油田进行了现场试验，氢气日产量超过30吨。但由于注入储层的是空气，其中70%以上的氮气既不参与合成反应，也达不到超临界状态，而是在地下积存，影响了氢气的持续生产。目前，该公司计划在地面建设氧气站，向地下注入纯氧气，以解决氮气的地下积存问题。美国Cemvita Factory公司研发了利用枯竭油气藏的天然微生物采氢技术，并将采出的氢定义为金氢。该技术是将循环水、食用微生物和抑制物质通过废弃井注入储层，通过生物刺激发生专有反应，产生氢气和二氧化碳，氢气通过井筒采出，二氧化碳封存在地下，2022年在美国二叠纪盆地枯竭油田进行现场试验并成功采出氢气。 废弃井采锂金属。锂金属是新能源领域的关键矿产，主要存在于伟晶岩矿物及盐水中，在自然界中没有单质存在，目前主要通过矿石提炼和卤水萃取来生产，需要占用大量土地和水资源。由于油气开发产出的盐水中通常含有锂，随着锂需求量的增加，从废弃井中开采锂金属已引起广泛关注。目前，加拿大、美国等国家已进行了废弃井采锂技术的现场试验，我国仍处于起步阶段。加拿大Prairie Lithium公司购买了3口废弃井，计划加深钻至富含锂的盐水层，进行锂金属开采。美国A1 Lithium公司计划在Paradox盆地的废弃油气井进行锂的勘探开发。2023年，中国石油西南油气田公司采用气田出水预处理和吸附-膜-沉淀法耦合的提锂工艺，在龙王庙组气藏成功产出首批碳酸锂成品，锂吸附剂回收率在85%~95%，实现了国内油气田采出水提锂零的突破。 枯竭油气藏与新能源融合发展建议 枯竭油气藏与新能源融合发展已进行了多种路径的探索，但受技术发展阶段、行业壁垒、信息壁垒、行政审批和商业模式等因素限制，目前仍未形成顺畅的发展态势。为切实发挥枯竭油气藏与新能源融合发展的潜力，需要在建立枯竭油气藏信息共享平台和废弃油气井资源化利用研发平台、形成油气藏资源化利用标准、创新枯竭油气藏资源化利用商业模式等方面进行攻关研究。 一是进行枯竭油气藏普查，建立相关信息共享平台。开展枯竭油气藏普查工作，详细调研普查枯竭油气藏位置、封存状态、地质条件、资源赋存、区域经济及社会发展水平、市场需求与经济性等基本信息与参数，为综合利用、商业化运营奠定基础，建议建立国家级枯竭油气藏数据库和信息共享平台，并实行信息动态跟踪管理，为推进枯竭油气藏与新能源融合发展提供全面、翔实的数据支撑。 二是建立废弃油气井资源化利用研发平台，协同推动技术快速突破。废弃油气井资源化利用涉及传统能源和多种新能源种类，有油气公司、油服公司、新技术公司、最终用户、区域管理等多种参与主体，基础理论研究薄弱，且存在地质条件复杂、社会条件多变等困难，建议建立废弃油气井资源化利用研发平台，围绕枯竭油气藏资源化利用的关键核心问题进行联合攻关，如地热开发过程中的压力保持问题，氢气与储层岩石和流体的化学反应、微生物反应、多尺度多场耦合氢损耗机制、氢气运移及泄漏监测体系，枯竭油气藏资源化利用的地质、井筒、地面设施评价及选址方法、应用潜力评价方法、投入产出评价方法等。在科研机构、地方政府、国内外先进科技企业、传统能源企业之间形成技术交流、专利转让、技术试验、利益共享的研发合作机制。 三是开展示范试点，形成枯竭油气藏资源化利用的标准体系。枯竭油气藏资源禀赋条件各不相同，原有地面基础设施和井筒条件也是千差万别，因此建议通过国家重大专项研发平台，对枯竭油气藏储能的安全性、科学性、技术经济可行性进行评估，选取技术可靠、经济可行、资源综合利用效率高的项目作为示范工程，进而形成枯竭油气藏资源化利用的装备、设计、施工及项目运行的规范和标准体系。在条件许可地区，采用政府与企业共同投资的模式，形成产业示范区，以点带面，推进我国油气能源与新能源融合发展。 四是探索枯竭油气藏资源化利用的商业模式，推动协同低碳发展。构建枯竭油气藏与新能源融合发展的投资合作机制，明确产权与利益分配机制。关注新兴科技公司，发掘并投资具有潜在颠覆性的工程技术，抢占发展先机。在电网接入、示范项目申报等方面与地方政府及金融机构合作，积极争取专项或区域税收优惠政策，多方协力推动枯竭油气藏资源化利用发展，逐步形成经济和社会效益显著的低碳发展商业模式。 原载 2024年10月28日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 加快培育深地油气产业新质生产力 王福全（西北油田） 习近平总书记2016年在全国科技创新大会上指出，“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题”。我国“十四五”规划提出，瞄准深地深海等前沿领域实施一批具有前瞻性、战略性的国家重大科技项目。近年来，我国油气田企业持续加大深层超深层油气勘探开发力度，并不断取得新突破。当前，陆地深层超深层、海洋深水深层油气勘探开发已成为增储上产重大战略接替新领域。 深层超深层已成为我国油气重要阵地 向地球深部寻找油气资源，已成为石油行业的必由之路。近年来，世界新增油气储量的60%来自深部地层，我国深层超深层油气资源达671亿吨油当量，约占全国油气资源总量的34%。 中国工程院院士孙龙德介绍，全球陆上深层共发现油气田1467个，其中大型、中型油气田169个，美洲、中东和亚太是深层已发现油气储量最多的地区。陆上深层油气主要分布于前陆、克拉通两类盆地和白垩系、侏罗系、二叠系、奥陶系4套层系中。深层油气资源成为20年来全球油气增储上产的重要领域，可采储量增长约20倍，产量增长达到41%。 自1996年起，我国开启深层油气勘探开发实践，历经探索、突破、发现三个阶段，实现了深层超深层油气勘探开发跨越式发展。2023年，我国原油产量达到2.09亿吨，其中陆上深层超深层原油产量1180万吨、海洋原油产量突破6200万吨，陆上深层超深层、海洋深水深层已成为我国油气勘探开发的重要阵地。 在陆上深层超深层领域，我国在塔里木、四川和渤海湾盆地等地区取得了一系列重大进展，高效建成了多个深层超深层大油气田。 塔里木盆地建成我国最大的超深层油气生产基地。塔河油田持续保持稳产，2023年原油产量达到557万吨；塔里木油田、富满油田加快推进，集中建设、规模上产，2023年油气产量增长达400万吨油当量；顺北油气田锚定富油区集中部署，2023年油气产量达到300万吨油当量；博孜大北气田全面建成投产，预计2025年天然气产量将达到100亿立方米；克深气田累计生产天然气突破800亿立方米；库车地区超深层天然气产量达到180亿立方米，塔里木盆地新的万亿立方米级大气区迈入规模开发新阶段。 四川盆地持续稳产上产。2023年，安岳气田天然气产量达到148.8亿立方米；元坝气田天然气产量达到37.7亿立方米，蓬莱气区评价效果显著；川中古隆起200亿立方米特大型气田建设高效推进，助力川渝“气大庆”加快迈进。同时，深层页岩气在寒武系筇竹寺组、二叠系吴家坪组取得战略性突破，展现了四川盆地深层页岩气巨大的发展前景。 在海洋深水深层领域，渤海湾海域、南海海域陆续发现了渤中26-6亿吨级深层油田、宝岛21-1深水深层气田、开平南亿吨级油田，揭示了我国海洋深水深层领域巨大的勘探开发潜力。 同时，油气勘探开发工程技术不断取得突破性进展，助力我国深层超深层油气产量持续提升，成为稳油增气战略重要接替。 孙龙德介绍，地质理论认识创新，推动对成烃下限、成储下限、成藏下限等认知深度不断拓展。目前，液态烃保持和天然气生成深度下限下延，埋深超过8000米地层仍有液态烃，传统生烃模式“死亡线”（200摄氏度）之下仍具有规模生气潜力；储层消亡线下移，发现深层发育碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩三类规模储层；勘探深度不断下移，油气成藏下限突破8000米。 开发技术创新推动持续增储上产。在塔里木和四川盆地，分别采用动静二次定量雕刻技术和差异化开发模式、储层量化表征技术和全生命周期递进控水开发模式，有力支撑了缝洞型油藏、岩溶型气藏规模增产。在准噶尔、四川和鄂尔多斯盆地，采用地质-工程“双甜点”识别技术，使深层页岩油优质油层钻遇率提升15个百分点；应用差异化压裂模拟技术和聚能压裂单井提产技术，支撑泸州、渝西深层页岩气田年产量突破30亿立方米。同时，形成了“超大排量+超大液量+超高砂量”水平井强改造模式，推动相关区块深层煤岩气快速增产。 工程装备创新支撑未来产业发展。高精度地震勘探技术与装备大幅提升了深层目标识别能力，高温高压测井技术与装备满足了8000米以深深井测井需求，安全优快钻完井技术与装备有力支撑了万米深井钻探，立体高效储层改造技术与装备推动了深层油气增产。 深层超深层油气勘探开发面临诸多挑战 入地难，难于上青天。地球距离月球30万千米，1969年人类实现登月。地球平均半径为6371千米，大陆地壳平均厚度33千米，世界最深的钻孔深度仍未达到13千米，仅向地心钻进了约0.2%，可见深地探测的难度之大。 我国深地深海勘探开发关键技术和重大装备不断取得新突破，但深层超深层油气勘探开发仍然面临着地质条件复杂、油气成藏机理等基础理论认识不足、高效勘探和规模效益开发难度大等诸多挑战，需要进一步研究攻关。 中国科学院院士高德利介绍，塔里木、四川等盆地深层超深层油气资源丰富，但正在实施的多口深井面临温度高于220摄氏度、压力超过138兆帕等超高温高压难题，以及硫化氢、二氧化碳、氯离子等腐蚀介质形成的极端服役环境挑战。探索深地钻探极限要解决井身结构设计、裸眼井壁稳定、钻具安全控制、管柱防磨减阻和井筒完整保障等多个方面的技术难题，迫切需要对相关工程技术与装备进行攻关创新，以满足深地能源高效开发及地球科学钻探的重大需求。 中国工程院院士孙金声说，在当前正在实施的万米深井工程中，万米超深层地震资料分辨率及成像精度低，井下测控仪器耐超高温超高压能力不足，关键装备、管具、工具等难以满足特深井服役要求，恶性漏失堵漏技术需起下钻更换钻具，超大尺寸井眼“井工程”理论技术不完备等问题，仍禁锢着向地球更深处探索的脚步。 在深地油气生产实践中，油气田企业也遇到多种现实难题。 中国石油油气和新能源分公司原油事业部总经理张辉介绍，在地质勘探方面，西部盆地超深层（克拉苏构造带除外）主要处于区域预探阶段，构造模式、规模储层分布和油气成藏规律仍然认识不清，圈闭落实技术尚不成熟，钻探目标风险大。 在地球物理方面，沙漠、岩层出露等复杂地表导致无法获得高品质地震资料，难以满足深层超深层双复杂条件下构造刻画、断裂系统精细解释、地质体精准识别的需求；高温高压井筒环境下，测井采集、复杂储层测井解释技术仍不成熟，制约了油气藏的准确评价。 在油气开发方面，缝洞型和断控型碳酸盐岩油藏地质条件复杂，储集体精细刻画难，油藏高产不稳产，目前测算采收率不到12%；裂缝性砂岩气藏投入开发水侵控制难度大，见水后产量大幅递减，采收率较无水气藏低，稳产及提高采收率难度大。 在工程技术方面，超深、超高温、超高压、复杂高地应力条件带来了一系列钻完井工程技术难题。钻井周期长、成本高，压力系统复杂，精细控压钻井实施难度大，安全钻井面临诸多挑战。超深层射孔工艺技术，超深、超高温、高地应力碎屑岩改造技术不配套；试油测试不彻底，提产成本高；压力衰减后举升、排水采气工艺尚不成熟。 中国石化油田勘探开发事业部副总经理杜坤介绍，中国石化“深地工程”面临着特深层钻完井基础理论有待完善、特深层地质条件复杂工程风险大、特深层钻完井装备保障能力不足，以及井下工具仪器和井筒工作液存在“卡点”等难题。 加快培育未来深地油气产业新质生产力 向地球深部进军，势在必行。国内油气行业要全力推动深地科技攻关和产业发展，提升油气勘探开发全产业链水平，加快培育未来深地油气产业新质生产力，为保障国家能源安全贡献力量。 孙龙德提出，我国油气勘探开发亟待攻克三个维度的科技前沿问题：从深度上看，陆上从千米迈向万米超深层，海上从1000米水深迈向1500米水深；从尺度上看，特别是进入非常规后，油气储集空间要由微米尺度向纳米尺度延伸；从跨度上看，新一代油气田要大幅提高采收率技术水平，努力向百年建设目标迈进。他建议，强化国家战略引领，统筹规划，加快形成未来深地产业新质生产力；突出科技创新驱动，聚焦攻坚，抢占深层超深层油气科技制高点；发挥新型举国体制，开放协同，建立“四链”融合发展新模式。 高德利说，要从基础理论、核心技术、多元协同、技术迭代、数智转型等方面共同发力，推动深地钻探再上新台阶。强化基础科学问题研究，研发大型科学装置与大型数值仿真技术，不断创新工程理论和方法，为工程技术进步提供理论基础；加强关键核心技术攻关，重点攻克“卡脖子”技术难题，推动深地钻探与矿产资源开发高质量发展；加强技术体系组成部分相互关系研究，深入挖掘内在潜力，构建多元协同的技术体系，充分发挥整体优势；加强地质与工程一体化研究，提升地质认识与工程技术的迭代速率，将被动的“遭遇战”变为主动的“歼灭战”；加强多学科深度交叉融合，创新数据与机理融合驱动方法，研发智能钻探关键技术与装备，推动深地钻探工程数智化转型。 张辉介绍，勘探技术攻关方面，中国石油在地质理论认识上将攻关地质结构与原型盆地恢复、古老烃源岩成烃机理与资源评价、薄层低孔低渗储层综合表征、超深古老层系油气成藏与保持定量评价等技术方法，形成叠合盆地深层/超深层油气成盆-成烃-成储-成藏综合地质评价技术；在物探技术上将持续提升超深层双复杂构造地震采集、超深层弱信号地层成像、叠前地震多维信息储层预测等技术，推广碳酸盐岩缝洞体预测和走滑断裂识别智能化解释模型，利用人工智能（AI）技术提高解释精度和符合率，保障塔里木、准噶尔、四川等盆地勘探新突破、大发现。 开发技术攻关方面，一方面建立超深油气藏四维地质力学理论体系，实现孔、洞、缝复杂储集体精细三维地质建模；攻关地应力耦合多物理场、多渗透四维数模模拟技术，基于图形处理器（GPU）的数值模拟提速算法，大幅提升油气藏表征精度与计算速度，推进超深层千万级网格建模数模商业化进程。另一方面，研究超深层油气藏注气驱替混相机理，注入水/气重力分异置换剩余油机理，攻关不同注入介质协同、立体井网重力辅助驱替技术，实现油藏采收率进一步提高20个百分点。同时，围绕裂缝型储层剩余气精细表征、减少水封气影响、提高基质储量动用效率等问题，攻关水封气赋存机理与剩余储量多级动用机制，探索超深层气藏提高采收率新技术新方法。 工程技术攻关方面，持续开展深层超深层勘探开发工程技术攻关，形成以万米深地工程技术为代表的核心工程装备、仪器和技术体系，提升重大关键装备自给率和产业链自主可控水平，加快形成重大装备、高端工具、新型材料、专业软件四大产业集群。 杜坤建议，聚焦万米深层地质风险和工程挑战开展技术攻关。开展特深层岩石力学、管柱力学、液体力学等研究，完善特深层钻完井理论，为井筒强化、管柱安全、高效钻进、储层改造等提供理论依据。持续开展超深复杂地层表征、地层压力预测、待钻地层地质因素超前预测等技术攻关，强化深部地层地质工程风险识别，形成基于地质工程一体化的钻井工程方案优化设计技术，提升源头方案设计质量，全过程实时动态优化，确保安全成井。升级配套12000米钻机、研制15000米高性能重载钻机装备；配套高强度、防腐蚀管材，加快攻关高强轻质合金钻杆、抗硫高级套管等；拓展数智技术与传统钻井工程技术深度融合新模式，攻关自动化钻井装备系统，推动钻井技术智能化转型。突破高性能橡胶、耐高温电子元器件技术瓶颈，开发耐高温随钻测量仪器、高效钻头、动力钻具等，攻关耐高温高盐智能绿色环保油田化学新材料，开发超深层钻完井液、水泥浆、酸化压裂液等体系及工艺技术，形成完备的工具仪器及井筒工作液系列。 中国地质调查局油气资源调查中心副主任何远信说，深层超深层是我国油气增储上产的重要领域。塔里木盆地油气矿权空白区多，深层油气资源潜力巨大，是国家公益性油气地质调查工作的重点领域之一。针对盆地深部结构特征不清楚、深层石油地质条件不明确和深层资源潜力与有利勘探方向不明等问题，将持续加大国家财政投入，发挥政府主导、公益性引领作用，推进盆地深层地质结构整体解剖、油气成藏条件及资源潜力评价，推动盆地油气资源接续基地建设。 原载 2024年8月19日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 AI时代：油气行业迎来革命性变革 孙旭东（中国石化石油工程技术研究院） 在世界各国均在竞逐通用人工智能（AGI）技术的背景下，人工智能产业发展被写入了我国2024年的政府工作报告：“要大力推进现代化产业体系建设，加快发展新质生产力。同时，深化大数据、人工智能等研发应用，开展 ‘人工智能+’行动，打造具有国际竞争力的数字产业 集群。” 目前，国内外各大石油公司都将人工智能（AI）列为重要的发展战略。中国石化顺应新形势、新要求，推进油气数字化转型，规划人工智能顶层设计，使其深度赋能业务发展，形成新质生产力。 油气领域AI技术应用模式和组织生态什么样 在油气领域，人工智能技术具有广泛的应用空间。一方面，AI作为一种新技术直接应用于油气勘探开发的各个细分领域；另一方面，AI通过与自动化机器人、工业互联网、数字孪生、智能设施的结合，形成系统化解决方案，可适用于不同场景。 在油气勘探方面，AI可在资源评价中进行海量地质、地球物理和地球化学数据融合分析；在地震解释中进行地质构造与储层属性识别；在测井分析中进行曲线数据重构、储层识别与油气水解释。在采油生产方面，AI可对物联网数据实时处理分析、工况识别、产能预测并调控方案；在油藏开发中，替代传统油藏建模与数智模拟，建立更精确的油藏模型和流体流动模型，构建更精确的油气藏开发方案。在钻井工程方面，针对“测传控”钻井决策闭环，AI以地质数据与井场实时传感器数据为基础，开展轨迹优化、钻头选型、钻井参数优化、风险分析预警等新方法应用，实现智能钻井参数控制和风险预测。在管理决策工作中，AI能深度学习，为管理层提供复杂情况下的决策分析方法和工具。 在自动化与机器人领域，AI通过结合计算机视觉（CV）和自然语言处理（NLP）技术，形成自动化设备的“具身智能”。深度学习驱动的机器人与无人机可在危险或难以到达的环境中执行任务，如海底管道检查或现场监测。在工业互联网领域，AI基于云端算力开展互联网实时数据处理分析，形成基于数据驱动的生产作业自动化，广泛应用于地震施工、钻井工程、采油气工程等。在数字孪生技术领域，AI借助物联网、大数据分析、虚拟现实技术，通过与地质和油藏机理代理模型的深度整合，实时模拟地质对象与油气藏的性能。在智能生产设备领域，AI结合物联网与边缘计算，形成数据、人、指令到控制的闭环，推动设备设施的无人化趋势，广泛应用在钻井平台、采油平台。 AI技术在油气行业的应用经过了哪些历程 人工智能技术正式走上历史舞台，始于1956年朴次茅斯会议，并在过去几十年的发展中，逐步形成了三大技术流派，即符号主义学派、连接主义学派和行为主义学派。 油气行业的人工智能技术应用，正沿着“机器学习-深度学习-大语言模型/行业大模型”的技术路线逐步深化到勘探开发细分领域。 机器学习应用时期 机器学习属于连接主义学派中一个重要技术分支，是基于历史数据的训练来动态形成规则，并应用该规则（模型）解决问题。它在技术上是一种对大脑学习和训练机制的模拟。 机器学习技术在油气勘探开发中的应用可追溯到20世纪90年代，以模式识别、基因算法、BP神经网络（神经网络模型）为代表的机器学习方法已开始应用于钻测录信息处理与解释、地质构造解释、储层属性识别、钻井随钻参数优化与风险预警、采油递减曲线分析及生产流程优化等方面。 中国石化在2000年后涌现了一批基于数据挖掘的专业化应用，如基于遗传算法的测试选层、基于BP神经网络的储层“甜点”预测等。如今，机器学习方法已成为油气勘探开发研究与决策工作中的重要方法，不仅存在于各业务流程的管理和决策流程中，而且应用于几乎所有的地震处理解释、地质建模、油藏数模、石油工程专业软件中。 深度学习应用时期 深度学习爆发于2008年前后，是从机器学习中一个重要的分支——神经网络技术深化发展形成的。深度学习通过融合多层神经元（深度概念由此而来）的神经网络方法，在图像识别和自然语言处理方面大放异彩。 2015年之后，传统的机器学习方兴未艾，以深度学习为代表的人工智能技术也在油气领域开始广泛应用。由于深度学习相对传统的机器学习，在方法上不需要专家参与来构建 “特征参数”，使得油气大数据，尤其是地震、测井与油藏开发、采油生产等领域的数据优势得以充分发挥，并带来了前所未有的革新力量。 过去几年，油气领域广泛应用深度学习解决地震处理与解释、储层识别、油藏模型模拟、采油气实时数据分析优化等具备大数据特征的问题。重点应用领域包括基于卷积神经网络的地震数据成像分析和构造及属性自动提取，基于深度学习的储层参数自动提取（胜利油田的浊积岩体识别），基于强化学习的钻井轨迹设计及钻井提效、采油生产优化与产量预测、采油注水及压裂方案设计等。 近两年，深度学习在储层地质建模和油气藏数值模拟两个领域，通过代理模型来替代传统属性算法和流体力学方程，已取得了广泛的技术突破。 大语言模型时期 目前广泛谈论的大模型，一般是指大语言模型（LLM）。大语言模型是深度学习在文字处理领域的持续发展，是一种参数量以“十亿（B）”为基本单位的深度学习模型。 2023年，以OpenAI公司的ChatGPT为代表的大语言模型蓬勃发展，其强大的功能正逐步形成一种“认知世界”的智能——通用人工智能。它不仅能生成自然语言文本，而且能深入理解文本含义，处理各种自然语言任务，如文本摘要、问答、翻译等。基于这种能力，大语言模型应用的重点集中在知识挖掘与检索、智能问答、报告生成与数据分析解释、跨学科协作与沟通，以及智能分析决策。 自2023年下半年起，油气领域的大语言模型应用进入快速发展阶段。它是由成熟的大语言模型为基座模型，进行行业能力拓展而成，可应用于勘探部署、井位论证、开发方案论证、生产指挥和应急指挥等重大决策场景，能快速准确地提供决策依据，并智能研判问题，推荐策略。 中国石化胜利油田的“胜小利”大模型（第二版发布于2023年12月）基于多个大语言模型后台的支持，具有油气专业知识查询、图件查询、生产信息查询、工作进度查询、生产异常分析、公文辅助写作等20多项技能，经应用证明，能显著减少科研和管理人员查找数据等烦琐工作。 中国石油管道局设计院联合百度公司（文心大模型）推出了我国首个油气储运领域人工智能大模型WisGPT（首版发布于2024年2月），基于油气储运行业知识、数据和应用场景特点，能为油气储运的各环节提供决策支持。 中国石油昆仑数智与阿里云通义千问大模型合作推进大模型在油气行业的落地应用，为油气勘探、开发生产、经营管理等全流程提供智能化决策支持。 未来油气工业大模型会如何发展 在2024年GTC大会上，AI科学家李飞飞指出，未来认知世界的模型不会是“一维”的大语言模型，而是一个基于“空间+时间”的“四维结构”模型。在油气工业领域，由于业务领域与业务流程的高度细分与高度专业化，长期以来形成了成熟的理论方法和科研流程，以及基于数学模型和机理模型来开展模拟分析的研究方法。这个领域对于风险控制、准确度与精度的高要求，是单纯的大语言模型难以支撑的。 目前，工业大模型理论设计尚处于探索阶段，但大模型技术落地工业场景的进程正拉开序幕。工业大模型以通用大语言模型为“大脑”，通过工业知识注入、机理融合、模型融合、闭环控制等技术，形成面向特定应用场景的解决方案。如“羚羊工业大模型”以科大讯飞的星火大模型为底座打造，具有工业文本生成、知识问答、理解计算、代码生成、工业多模态等五大核心能力，可实现面向场景问题的全流程闭环。“盘古大模型”则是华为公司根据不同行业和场景需求，应用多种模态的行业数据和知识积累，基于基础大模型技术构建面向不同行业领域的分析能力，可帮助企业在油藏模拟、资源评估、钻井优化等方面实现高效决策。 油气工业的大模型发展之路，是利用大语言模型的交互与智能决策优势，并深度融合油气数据和行业知识，构建多种智能体整合的具备多模态信息处理能力的分析预测模型，实现精细化仿真模拟与生产优化，并具备高精度决策能力。 在实际应用中，工业大模型仍面临诸多技术和应用挑战，包括技术成熟度、数据可用性、经济可行性及行业接受度等。因此，对于AI技术的实际应用效果和影响应持审慎态度。工业大模型的实际应用和落地可能还需要更多的研发和实践。 可以想象，未来油气大模型的构建也许会从业务角度进行延伸，如以地震属性为核心的地球物理大模型、以地质构造为核心的地质大模型、以油藏开发为核心的油藏大模型、以井筒和地层为核心的地质工程大模型等。 油气领域AI技术应用要解决哪些关键问题 推动油气领域人工智能发展需要一个顶层设计 油气领域“人工智能+”的发展需要一个长期可行的顶层设计：以数字化转型为出发点，以数据问题为基础，以生态合作实现技术创新，以项目驱动实现人才协作。 数字化转型是以整体价值链效率提升为目标，将人工智能作为企业数字化战略的核心，以人工智能基础设施与技术创新作为内容，构建智能油田和智能工厂。数据驱动决策需投资建设大数据平台，通过收集、分析和解读海量地质、工程、生产和环境监测数据，以支持人工智能模型构建。技术合作与创新要与科技公司（如IBM、微软、谷歌等）合作研发AI解决方案，并建立内部研发团队进行技术创新与突破。项目驱动的人才协作，则要培养石油工程师与数据科学家的跨界能力与协同能力，以应用场景推动项目落地。 数据一体化及数据生态的构建成为关键 石油勘探产生的海量数据需要统一和标准化，以保证来自不同区域的数据可以有效整合。同时，随着数据的数字化和共享，数据隐私和安全成为日益突出的问题。如何通过解决数据所有权鉴权、生命周期追踪、数据安全等问题，保护数据产权与商业秘密，是确保行业可持续发展的关键挑战之一。 国际上大型开放数据环境标准（OSDU）是石油和天然气行业正在进行的一项重大改革，是由许多具有国际影响力的油公司和油气服务公司共同推动的一个数据标准和软件平台，旨在通过提供一个标准化和互操作的数据平台来优化数据管理和分析过程。OSDU 可以帮助公司高效管理海量的地质、地震、油藏、钻井等数据，显著提高数据处理效率，加速勘探开发决策进程。此外，OSDU还促进了不同数据提供商、软件开发商、油气公司的数据源和应用之间的集成，有助于实现更全面和精确的地下资源评估。在一定程度上，它是为大数据分析和人工智能应用而准备的。 目前，中国石化通过EPDC（数据中心）建设推动数据统一与标准化，以数据湖-数据仓一体化技术实现勘探开发的数据一体化采集汇聚、存储和共享，提高了数据的可访问性和可用性，也有助于将来加快创新大数据分析思维模式。 工业大模型的实现存在多重挑战 当前，油气领域工业大模型的创新还存在诸多挑战。 建立以商业价值和工程场景需求为导向的AI技术应用是重要的出发点。虽然国内基于大语言模型的产业融合已经广泛开展，但国际领域的大语言模型应用尚无公开的发展战略和产品。 从广泛的工业应用角度看，国内目前的应用市场仍以通用大语言模型为主，下沉到垂类领域的不够多，也尚未形成标准化、体系化的大模型工业应用范式，尤其是从底层开始训练的工业大模型具有一定的技术门槛。 随着大模型在工业领域应用成为行业共识，大模型已呈现出以基础大模型为技术底座、工业应用为切入点的发展趋势，工业大模型概念和落地案例也不断涌现。未来的大模型也将在数据治理、数据安全和商业模式方面开启更多落地探索。未来5~10年，工业大模型或许会成为油气工业智能化的重要范式，推动产业升级。 原载 2024年7月15日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 数字孪生：智慧油气工程的未来之路 光新军（中国石化石油工程技术研究院） 近年来，在全球能源变革、国际政治经济局势多变的格局下，为应对资源品质劣质化、能源转型、绿色发展等挑战，数字化转型已成为全球领先油气公司的共同选择。 智慧油气藏数字孪生技术是将油气物理资产进行虚拟映射，实现油气藏开发全过程动态描述、诊断、预测、决策的关键核心技术，是实现油气产业数字化转型升级的核心技术手段，对保障国家能源安全具有重要战略意义。 智慧油气藏数字孪生技术进展及挑战 目前，国内外油气公司竞相抢占智慧油气藏数字孪生技术制高点，bp、埃尼、挪威国家石油等油公司将动态数字孪生系统技术应用到油气田开发，优化生产流程，以最大程度提高油气采收率。哈里伯顿、eDrilling、Aker Solution等油服公司构建了建井数字孪生系统，实时监控、分析和预测地面装备、建井井下动态参数等，实现智能化作业，提高建井作业效率。国内石油企业也开始将数字孪生技术应用于油气工程领域，并取得了积极进展。 针对智慧油气藏数字孪生技术体系架构中的数据感知、数据管理和场景应用三大组成部分，目前我国智慧油气藏数字孪生技术专利布局和技术研发主要存在三个方面的问题。一是数据感知领域以跟随为主，关键技术“卡脖子”问题风险较大。相较斯伦贝谢等国外油服公司，我国企业在钻头前探、增强反演、方向电阻率成像等随钻测绘技术和光纤监测技术领域专利布局和技术研发还处于起步阶段，与国外差距较大。二是数据建模研究深度不够，影响智慧油气藏数字孪生作用的发挥。哈里伯顿、沙特阿美、斯伦贝谢近年的专利都集中于利用机器学习、深度学习方法进行实时数据的综合获取、优化或预测，我国专利多集中于解决单项参数的优化及预测。三是海外布局专利少，技术影响力不大。国外油服公司注重全球化布局，在多个地区设置研发团队。国内企业与科研院所主要面向国内油气资源开发，海外专利布局较少。 智慧油气藏数字孪生技术重点突破方向 数字孪生是支撑油气工程数字化转型的综合技术体系，技术在发展，应用在深化，体系在演进，其应用推广也是一个动态的、演进的长期过程。数字孪生的核心包括平台、数据和模型，国内石油企业在数据采集、算法模型积累和开放平台开发等方面存在诸多短板，成为制约数字孪生发展的瓶颈。当前，要坚持需求牵引和价值导向，在加大基础研究攻关力度的基础上，以需求迫切、基础较好、潜力巨大的应用场景作为突破口，在重点领域、重点环节率先实现突破，树立一批典型模式和样板工程。 一是开展数字孪生技术基础前瞻研究。围绕数字孪生技术涉及的大容量数据感知、多类型数据融合与交互、模型机理进行研究：开展大容量高带宽测量、随钻地层高精度测井、光纤传感、储层纳米机器人等技术研发，为数字孪生提供数据基础；开展油气数据云存储、大数据共享与安全技术研究，依托统一的数据标准将纷乱的数据进行规范化处理，结合业务逻辑完成数据清洗，汇聚形成统一的数据湖，供建模及应用开发使用；开展油气藏开发智能优化、风险预警、油气藏可视化等技术研究，结合大数据、人工智能技术，构建井筒-储层建模新方法、新算法，形成智能化地质工程一体化建模技术，提高建模效率和模型精度，为作业方案自动模拟优化提供支撑。 二是开展油气装备数字孪生技术研究。以油气装备设计、管理平台为基础，开展钻机装备、压裂装备、随钻测量系统、井下提速工具等数字孪生技术研究，构建装备设计、制造、使用、管理、维护等生命周期数据之间的关联，预见产品质量，进行现场试验数据验证，优化装备性能，改进生产工艺，实时掌握装备的任务数据、环境数据、维修保障数据，实现油气装备全领域、全生命周期的实时管理和监测。 三是开展井筒数字孪生技术研究。以钻井地质环境因素描述为基础，充分利用已钻井和已钻地层的数据信息，开展钻完井设计、井眼轨迹导航、钻完井作业参数优化、井下风险预警等数字孪生技术研究，采取基于数据驱动的机器学习方法，建立油气井钻完井预测模型，构建钻完井物理空间与虚拟空间交互映射、融合共生的现实场景，实现钻完井效率从“事后评价”向“事前预测”的转变。 四是开展油气藏数字孪生技术研究。以数字化油田为基础，深度挖掘已有油气勘探开发数据资源，融合应用互联网、云计算、大数据技术，探索油气井产能预测、生产参数优化等油气勘探开发数字孪生实施途径，构建油气勘探开发物理空间与虚拟数字空间交互映射、融合共生的数字孪生场景，研究形成油气高质量勘探、经济有效开发的新技术和模式。 五是搭建智慧油气藏地质工程一体化数字孪生平台。基于持续汇聚的数据湖，构建不断动态更新的地下数字孪生体，并以此为核心搭建智慧油气藏应用平台，以统一的数据模型与技术体系进行业务应用开发，以满足不同场景的应用需求。平台通过增强地球物理、地质学、油藏工程、钻完井和生产领域之间的互通性，打破学科界限，真正实现技术一体化，并实现系统开放共享，通过开源处理为甲方和合作伙伴提供一个开放、可扩展的数字化生态系统。 原载 2024年4月15日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 国内特种油产业现状及趋势展望 王天翮 李振光 柯晓明 刘灵丽 杨 晨 杨惠馨 （中国石化经济技术研究院） 在“双碳”目标的驱动下，国内低碳产业正在快速成长，对石油石化行业的下游需求产生影响。随着新能源汽车逐步进入全面市场化拓展期，国内成品油需求受到压制。根据有关测算，国内柴油需求已处于达峰后的下降期，汽油需求也将于2025年前后达峰，石油产品整体需求可能在“十五五”初期达峰。倘若没有新的增长点，我国石油需求可能会从“十六五”初期开始下降。 在此背景下，炼油化工行业转型发展势在必行。目前，我国炼油转型实践大致可分为“油转化/油产化”“油转特”两部分。随着化工产能迅速扩张，国际与国内产品盈利性均面临阶段性不足。在面临“油转化/油产化”挑战的当下，“油转特”正受到行业内的更多关注。“油转特”指逐步增加炼厂加工原油直接生产润滑油基础油、白油、硫黄、沥青、石油焦等特种产品产量占比。在众多特种产品中，特种油的价格处于相对高位，可从盈利角度为石油化工企业做补充。本版从市场发展的角度分析润滑油脂、橡胶增塑剂、白油、轻质白油等四大类国内特种油产品需求走势（本文提到的“特种油”不包含燃料油），明确“双碳”目标下特种油的产业定位，并提出炼油企业进一步发展特种油业务的方向。 全国特种油需求中长期内将保持稳定增长 总体而言，特种油具有应用广、原料复杂等特点。根据国民经济行业分类，特种油应用范围包含十余个国民经济行业大类，涉及近百个细分应用领域。每个应用领域对特种油指标的要求都不相同，进而导致市场客户集中度低、需求（性能、数量）差异大，产品定制化程度高，对上游供应企业提出了挑战。 尽管需求差异较大，全球石油化工企业仍坚定发展特种油产品，主要原因有三：一是部分特种油产品价值与盈利性高，部分产品售价每吨可达几百万元，是石油石化企业创造经济效益和社会效益的立足点；二是部分特种油产品市场“卡脖子”程度高，其中不乏国家大力发展的高新产业等，具体应用涉及新能源、新材料、光通信、生物医药、航空航天等领域。特种油产品既是世界强国在信息技术革命领域争夺的制高点，也是国家安全领域绝不可忽视的关键一环。三是特种油产品涉及应用较广，整体需求不易受到产业政策调整的影响，可在中长期保持稳定增长。 过去，受生产工艺、消费税政策等因素影响，部分特种油产品实际应用与生产初衷不尽相同，一度扰乱了下游市场。2023年，财政部、国家税务总局发布《关于部分成品油消费税政策执行口径的公告》后，市场乱象得到了有效管控，特种油产品与成品油界限更加清晰，促进了行业平稳发展。总体来看，国内特种油年需求量近年来持续增长，从2015年的810万吨增至2023年的1130万吨，年均增速达4.4%。随着国民经济持续发展，虽然未来特种油需求面临结构性调整，但国内市场总量仍将维持增长，预计到2030年，我国特种油需求量达1313万吨，较2022年增长19.7%。 润滑油脂：新兴产业带来新要求、新机遇 原料方面，“十三五”是国内润滑油基础油质量升级的关键时期，2018~2020年，国内基础油新增产能逾470万吨/年，其中70%以上都是Ⅱ类基础油，2023年各类基础油总产能已逾1400万吨/年。在产能高速扩张下，Ⅰ类基础油正在加速退市，市场已改为以Ⅱ类基础油为主导。随着基础油产能大幅扩张，国内产品对进口产品的替代亦在加速，2023年基础油净进口量较2015~2020年年均净进口量减少100万吨。除此之外，Ⅲ（+）类基础油和聚α-烯烃（PAO）合成基础油的国内生产也在加速，特别是Ⅲ（+）类基础油，数家炼厂均有实际投产或规划，未来Ⅲ（+）类基础油与PAO基础油仍将锚定高端应用市场。随着高端添加剂的国产化加速，2023年添加剂净进口量亦有明显下降。 产品方面，“十四五”期间经济增速逐渐放缓、环保要求逐步升级，加之工业产业的高质量发展导致传统行业对润滑油脂产品质量的要求愈加严格，产品换油周期也随之延长，润滑油脂的总体需求已进入平台期，预计“十四五”“十五五”时期国内市场总规模将保持在620万~650万 吨/年。 以需求结构划分，润滑油脂需求可划分为工业用润滑油、交通用润滑油、润滑脂三大类，其中润滑脂需求变化不大，通常在40万吨/年左右，未来市场需求主要受工业用润滑油、交通用润滑油影响。工业用润滑油方面，经济增长放缓导致部分主要工业用润滑油增长空间受限，未来需求将保持平稳态势。与此同时，随着未来工业自动化程度不断提高，智能化、全自动工厂及机器人逐渐普及，工业用润滑油需求存在进一步增长的可能。 交通用润滑油方面，新能源汽车的发展是影响未来交通用润滑油需求的核心要素。在国家“双碳”目标的有力驱动下，我国新能源汽车保持高速增长态势，2023年市场渗透率达31.6%。汽车行业正在由传统的发动机驱动转向混合动力汽车（HEV）、纯电动汽车（BEV）及燃料电池汽车（FCV）等方向。针对不同动力组合，目前纯电动乘用车和纯电动商用车技术相对比较成熟，是未来的主流发展方向，而混合动力技术兼具便捷补能和节能使用的优势，在油耗限制、排放升级以及“双积分”政策的拉动下，混合动力汽车将会成为商用车领域的主要技术路线之一。据估计，2022~2030年，混合动力汽车、纯电动汽车占汽车年销量的比例将持续快速上升，至2030年，混合动力汽车、纯电动汽车年销量或将分别超过1000万辆、1300万辆，分别占汽车年销售总量的24.9%、36.3%，各类新能源汽车市场占有率合计超过61.2%。其中，由于纯电动汽车不再使用机油，预计2030年以后交通用润滑油需求将承受下行压力。 新能源汽车的发展也带来了新机遇。一方面，相较传统汽车，新能源汽车润滑指标要求有所不同，并且其电驱动系统增加了部分润滑需要；另一方面，国产品牌新能源汽车正在高速发展，为国产润滑油品牌的市场拓展带来新机遇。2023年，我国自主品牌乘用车销量1459.6万辆、市场份额达到56%，而我国自主品牌新能源汽车市场占有率则高达77%。在传统汽车领域，国产润滑油品牌受限于汽车品牌等原因占有率相对较低，而国产新能源汽车的高速发展则为我国润滑油品牌提供更多的市场机遇。 此外，新兴行业的润滑油脂需求正在逐步扩大，特别是随着我国风电、光伏、储能、半导体等新兴行业的发展，高端润滑油脂产品需求或将有较快增长。 橡胶增塑剂：市场规模稳步扩大 橡胶增塑剂是指为改善橡胶的弹性、柔韧性、易加工性、易混炼性等特性，在橡胶生产加工过程中填充的一种重要助剂，按照矿物油分子结构、组成不同，可分为芳香基增塑剂、环烷基增塑剂、石蜡基增塑剂三类。根据所填充橡胶类型及橡胶应用领域的不同，橡胶增塑剂种类、指标、填充比例也不同。由于石蜡基橡胶增塑剂尚无统一标准，在实际消费中往往参照白油指标进行统计，2023年国内用于橡胶填充的白油需求逾30万吨。 国内橡胶增塑剂需求与橡胶产业高度相关。随着近年来橡胶产业的发展，我国橡胶增塑剂（芳香基、环烷基）消费量已由 2015年的106万吨增至2023年的173万吨，国内总产能逾430万吨/年。根据未来不同品种、不同领域橡胶产量增长情况及相应增塑剂填充比例预测，2030年我国橡胶增塑剂需求将逾210万吨，市场规模稳步扩大。 同时，橡胶增塑剂产品受下游政策的影响较大，密切关注橡胶行业的新政策、新要求对炼化企业意义重大。例如，欧美等发达国家和地区提出了对多种多环芳烃致癌物的限制要求，我国近年来也有相关标准出台。我国作为橡胶、轮胎出口大国，环保型芳烃增塑剂一度掀起投产热潮。 白油：向高端化、大黏度方向发展 中低黏度白油作为部分企业违规调和成品油出售的原料之一，受到行业关注。根据财政部、国家税务总局2023年6月30日发布的《关于部分成品油消费税政策执行口径的公告》要求，部分工业白油（5、7、10、15、22、32、46号）将按照溶剂油征收消费税，彻底终结了“白油”作为少数企业非法牟利手段的乱象。 据统计，2023年国内白油市场合规需求逾150万吨，年均增速逾12%。从白油的消费分布来看，征收消费税的中低黏度工业白油主要涉及价值较低的化纤油剂、橡胶增塑剂等行业应用，占白油总消费的六成左右。随着征收消费税后的价格上涨，中低黏度白油的盈利水平将受到进一步抑制。未来，白油产业应向以高端化、大黏度为主的方向发展，化妆品级白油、食品医药级白油及部分大黏度产品生产门槛相对更高，并且部分应用涉及国家战略性新兴产业，未来需求增速相对较快，能为生产企业提供盈利保障。预计至2030年，国内白油需求将增长至240万吨以上，2022~2030年年均增速逾6%。 轻质白油：凭借环保性逐渐替代普通溶剂油 整体而言，溶剂油类产品具有品种多、应用领域广、总需求量相对较低的特点，在食用油加工、农药、香料、医药、化妆品、杀虫剂、橡胶、胶黏剂、金属加工等领域应用十分广泛。据不完全统计，目前我国市场上在售溶剂油品种逾200种。受市场发展、国家标准修订升级、进口溶剂油与国产溶剂油牌号不统一等因素影响，目前的溶剂油牌号有时会给人目不暇接的感觉。但从环保性出发，溶剂油类产品可简单划分为普通溶剂油与芳烃含量较低的轻质白油。 轻质白油又称混合脱芳溶剂油或D系列溶剂油，可在大部分领域替代普通溶剂油，并且更符合绿色、环保、低碳的发展方向。在我国环保法规趋严的背景下，安全清洁的轻质白油正高速发展。截至2023年，我国轻质白油产能达330万吨/年以上，是2015年的2.76倍；轻质白油年产量达150万吨以上，是2015年的2.85倍。随着2023年我国消费税新政发布，轻质白油成本相对上升，预计未来扩能速度将放缓，以环保型产品逐渐替代普通溶剂油存量市场为主。 2015~2023年，我国溶剂油供应市场整体呈现增长趋势，总体产能从660万吨/年增为950余万吨/年，年均增速约5%。与之相比，溶剂油类产品总需求增长则相对缓慢。预计在未来相当长的时间内，溶剂油类产品供应过剩的局面将会持续存在。与此同时，随着普通溶剂油市场不断整合、洗牌，环保政策日趋严格，加之市场过剩严重、利润空间收紧导致炼厂生产积极性降低，普通溶剂油产能和产量均呈现下降趋势。预计未来10万吨/年以下的普通溶剂油小装置或将加快产能淘汰。根据溶剂油需求发展与环保替代趋势研判，预计2030年轻质白油产量将逾220万吨，较2022年年均增长约6%，溶剂油市场整体竞争压力有所减缓。 原载 2024年7月10日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 航煤消费重回增长轨道 杨 晨（中国石化经济技术研究院） 航煤（航空煤油）主要由烃类化合物组成，是根据飞机发动机的性能和飞机的安全需求特别研制的航空燃料，具有密度适宜、热值高、燃烧性能好、清洁度高、硫含量少、对机件腐蚀小等特点，能够迅速、稳定、完全燃烧，可满足寒冷地区和高空飞行对油品的要求。 航煤主要由原油蒸馏的煤油馏分精制加工而成，或由重质馏分油经加氢裂化后精馏获得，在生产过程中还需加入抗氧剂、抗静电剂等微量组分。 航煤产业链包括上游原材料开采、加工，中游运输、销售，以及下游航空消费等环节。上游原材料主要以原油为主，通过常减压蒸馏制得蜡油，再经过加氢裂化生产航空煤油。 经济快速发展带动航空事业生机盎然，国内航煤（本文指民航用煤油）继续保持旺盛的消费力。2015~2019年国内航煤需求年均增长9.1%，2023年全国航煤消费3469万吨，仅恢复到2018年水平。疫情影响因素消散后，国内经济增长及航空网络布局仍支撑航空出行需求稳健增长。 随着收入水平提高和交通物流需求增加，居民长途出行选择航空运输比例不断提高，跨国运输及长线运输的增加也带动航空货运需求持续增长；国内航空基础设施快速建设和发展，机场密度逐渐加大，机场服务能力逐步提高，现代化程度不断提升。截至2023年底，我国境内民用航空（颁证）机场达到258个，全行业完成运输总周转量1201亿吨公里，2015~2019年年均增长10.9%；民航运输业蓬勃发展带动航煤消费量持续快速增长，2015~2019年年均增长9.1%，2019年全国航煤消费量达到3648万吨。 2020年新冠疫情使全球民航运输业遭受严重打击，国内航煤需求锐减30%以上。疫情期间，民航运输业在“世界疫情恶化-入境航班确诊病例增多-局部疫情发生”的链条中循环，航煤需求艰难恢复，2023年航煤需求量3469万吨，距疫情前水平仍存在明显差距。 国际航线拖累需求恢复 2023年航煤消费量较2019年降幅4.9%，略高于2018年水平。其中，国内航线加油量已经恢复甚至超过疫情前水平，较2019年增长12%；外航和国际、地区航线的加油量较2019年下降43%，成为航煤需求恢复的主要缺口。 从国际航空需求恢复缺口来看，以美国为代表的北美洲国家主要受局部冲突、中美国际航班政策及签证等方面的影响，以日本为代表的部分国家主要受以宽体机运力、航班数量、当地机场地面保障能力不足的影响，以泰国、越南、菲律宾为代表的东南亚国家主要受负面舆情等影响，导致国际出行需求较2019年恢复程度较低，而这部分区域在疫情前属于主要国际航班流向，因此对国际航班需求影响较大。 随着中美航班恢复，受新增瑞士、爱尔兰、匈牙利、奥地利、比利时、卢森堡六国试行免签政策等利好因素推动，国际航班较2019年的恢复率已经达到73%，尤其是新加坡、阿联酋、英国等国的国际航班均已超过2019年水平，将推动国际航线加油量快速增长。 国内消费“旺季更旺，淡季更淡” 2023年国内航线快速复苏，航空市场呈现“旺季更旺，淡季更淡”的特点，旅游热门地区推动区域航煤消费增长突出。2023年节假日及前后两天，航班恢复率和航煤消费量迅猛增长，之后呈现断崖式下跌，月度间波动幅度非常明显。例如，7~8月暑假期间航煤消费量较2019年分别出现3.9%和5.5%的正增长，但是9月之后呈现负增长。从区域来看，西部地区的陕西、川渝是暑期的旅游热门地区，“北上看雪”和“南下避寒”的旅游需求贯穿2024年的春节假期，这些省份的航煤消费量显著高于历史同期。 民航货邮运输量保持稳定增长 相比其他运输方式，航空物流具有运输时效高、空间跨度大、运输安全准确等特点，已经成为高附加值货物运输的重要方式。近年来，我国民航货邮运输量保持整体增长，2020~2022年受疫情冲击，航空物流市场需求有所下滑，叠加行业可用运力减少影响，民航货邮运输量有所下滑。2023年以来，随着疫情因素逐渐消散，市场需求情况逐渐好转，加之国家对航空物流行业的支持力度逐渐加大，民航货邮运输量保持坚挺，2023年民航货运周转量较2019年增长4%，与客运周转量下降15%的趋势不同。 中长期国内航煤消费看好 中长期国内航煤消费仍有增长空间，2024年处于修复之年。 航空运输周转量和航煤单耗是决定航煤消费的两大核心因素。周转量方面，最大影响因素为人均乘机次数，目前我国人均乘机次数仅为0.5次/年，是日韩的1/3、德国的1/5、美国的1/9，考虑我国地域、人口及资源实际，国内人均乘机次数饱和值约为1次/年，将在2040年前后达到。航煤油耗方面，随着节油技术进步、飞机大型化及航线延长，国内航空每亿吨公里单耗仍将小幅下降，预计2030年前航煤单耗年均降低约0.5%。 随着国家区域发展战略深入实施和经济发展持续向好，各地将有大量机场新建、改扩建、迁建计划开工实施，“民航强国”战略、“四型机场”建设都将深入推进；高端物流和航空快运业务蓬勃发展，航空货运量也将持续增长。总体上看，虽然新冠疫情使“十四五”期间航煤消费持续低于潜在增长水平，但2024年航空运输将回归正常增长通道，中长期支撑我国民航持续加快发展的基本面没有改变，居民航空出行需求不断增加及航空网络建设持续完善将带动国内航煤需求保持中高速增长。 2024年航煤消费将超过2019年水平 2024年航空运输将从疫情后的爆发式复苏回归自然增长，带动航煤消费量全面恢复。2024年春运实现“开门红”，民航旅客出行创新高，春运40天民航日均发送旅客量208.6万人次，比2019年同期增长14.5%；民航累计执行客运航班量623768架次，日均比2019年同期增长5%，其中国内航班量551277架次，日均比2019年同期增长13%，国际航班量59276架次，日均比2019年同期下降30.8%；千万级机场中，日均客运航班量比2019年同期增长前三的机场分别为长春龙嘉（41.1%）、海口美兰（21.3%）、哈尔滨太平（18.6%）。 1~2月航煤消费量646万吨，较2019年同期增加57万吨，其中广东、四川和浙江是增量最大的省份，北京、上海、天津受国际航线恢复慢的影响均出现减量。从内航加油量来看，1~2月航煤消费量502万吨，较2019年增加90万吨，其中广东、四川、北京、浙江、上海等地都有较大幅度的增长，经济总量较大、工业增加值较高地区仍然是航煤消费增长的主要区域。 2024年3月31日，中国民航即将开启2024年夏秋航季。根据民航局发布的航班计划，2024年夏秋航季国内航司国内时刻量比2023年夏秋航季增长0.4%，较2019年同期增长29%；2024年夏秋航季国内航司国际时刻量恢复至2019年同期的80%。 预计2024年民航全行业运输总周转量、旅客运输量、货邮运输量等主要指标将整体超过疫情前水平，力争完成旅客运输量6.9亿人次，比2023年增长11%。国际航班方面，通过推进中美直航航班大幅增加、积极扩大与“一带一路”共建国家航权安排等举措，预计2024年底国际航线每周在6000班左右，恢复至疫情前80%以上的水平，外航加油量将从260万吨提高至400万吨，占比从2022年的7%恢复至10%。 预计2024年航煤消费量3820万吨，同比增长10.1%，较2019年增长4%。 航煤供给保持较快增长 随着我国航煤需求快速增长，加之炼厂二次加工能力提高，我国航煤产量保持十多年的快速增长，2020~2022年受疫情影响大幅下降，2023年有所恢复，也仅有4860万吨，还未达到2019年的水平。2014~2019年航煤产量年均增长10.9%。未来，新建大型炼化项目航煤收率普遍在10%以上的高水平，且国内现存炼厂航煤收率不断提高，预计2024年国内航煤产量将达到5570万吨，比2023年增长14.6%。 我国航空燃料供应实行审定制，炼厂需递交申请，由航油适航审定委员会批准通过后方能成为航空燃料供应企业。目前我国航空燃料主要供应企业为中国石化和中国石油的部分炼厂，中国海油惠州炼厂、陕西延长石油及中化泉州炼厂，2019年大连恒力石化和浙江石化先后获得航煤生产和供应资质。2023年，国内航煤产量达到4860万吨，比上年增长67.5%，其中中国石化、中国石油、中国海油、其他资源份额分别为59.6%、28.6%、6%和5.8%。 从新建项目看，恒力石化、浙江石化、中科炼化、曹妃甸旭阳石化等项目的航煤收率普遍在14%以上，江苏盛虹、镇海炼化扩建等项目的航煤收率也达到10%；从存量炼厂看，2006年以来受到需求侧的带动，国内炼厂生产航煤积极性不断提高，航煤收率呈现线性增长态势，2023年达到6.6%。 航煤出口规模不断扩大 航煤进出口具有特殊性，进口主要以保税油方式，出口除少部分作为来料加工贸易、一般贸易外，大多进入保税区用于国际航班加油。出口方面，随着国内航煤资源品质和价格逐步与国际接轨，加之“以出顶进”方式受到青睐，规模不断扩大，2023年出口航煤达1585万吨，其中用于国际航班加油的保税油消费1223万吨，占比77.2%。 从贸易对象看，国内航煤主要去往中国香港、越南、韩国和新加坡等地，占比分别达到27.9%、6.9%、4.5%和5.4%。 生物航煤成为行业新趋势 2022年1月国家发展改革委、国家能源局出台了《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出大力发展生物航空煤油。同时，民航局下发的《“十四五”民航绿色发展专项规划》明确，“十四五”期间航空公司可持续航空燃料消费量5万吨，力争2025年可持续航空燃料消费量达到2万吨以上，到2035年，中国民航绿色低碳循环发展体系趋于完善，运输航空实现碳中性增长，机场二氧化碳排放逐步进入峰值平台期。在国家政策指导和行业龙头企业的引领下，我国航空业向绿色低碳转型的步伐加快，生物航煤成为行业发展新趋势。 生物航煤属于可持续航空燃料，是以可再生资源为原料生产的航空煤油，原料主要包括餐饮废油、动植物油脂、农林废弃物等。与传统石油基航空煤油相比，全生命周期二氧化碳排放最高可减排50%以上。 目前，中国石化生产的生物航煤已在空客中国、东航、南航、国航、多彩贵州航空等航司的航班上投用。 原载 2024年3月27日《中国石化报》第5版 责任编辑 何翔任 可持续航空燃料产业进入发展快车道 闫 瑞 王 雷（中国石化资本和金融事业部） 2016年，国际民航组织（ICAO）通过了《国际航空碳抵消及减排机制》（CORSIA）实施计划，以推进航空业在2035年实现碳达峰、2050年实现碳中和，标志着航空业成为首个由各国政府协定实施碳中和方案的行业。在此背景下，具有显著降碳优势的可持续航空燃料发展潜力巨大。2022年1月和2022年10月，微软气候创新基金、突破能源基金分别向SAF生产企业LanzaJet投资5000万美元；2023年1月，贝恩资本布局SAF产业，向生物质精炼企业EcoCeres投资4亿美元。作为战略性新兴产业领域良好的投资赛道，SAF受到全球资本密切关注。 SAF是以动植物油脂、城市生活垃圾、废塑料、农林废弃物、捕获的二氧化碳等为原料生产的替代航空燃料。作为传统航空燃料的低碳替代产品，SAF原料来源丰富、利用形式多样，合成与应用过程均满足低碳要求，无需对现有飞行器及航空基础设施进行改动，却比传统航空燃料理论上可减少99%的碳排放，被认为是实现全球航空领域净零排放的最有效措施。未来，SAF有望持续发挥连接可再生能源和传统化石能源的关键纽带作用，助力航空业实现绿色低碳转型发展。据国际航空运输协会预测，2050年SAF对航空业碳减排的贡献比例将高达65%。 政策支持助力SAF产业进入发展快车道 近年来，全球多个国家、经济体等陆续出台相关政策，将发展SAF提升到国家战略的高度。欧盟是首个提出强制使用SAF的主要经济体。2023年10月，欧盟理事会通过ReFuel EU航空法规，要求从2025年起，欧盟航空燃料供应商向航空公司提供的燃料中应包含最低含量SAF（2025年SAF含量不低于2%，2030年SAF含量不低于6%，2050年SAF含量不低于70%）。美国聚焦构建SAF产业链，政府牵头搭建起包括飞机制造商、航空公司、燃料生产商、科研机构、机场等的SAF产业链生态圈，制定系列财税补贴政策支持SAF生产和使用。日本发布了航空运营脱碳路线图，力争到2030年SAF使用量达到传统航空燃料的10%。韩国、加拿大、新西兰则承诺到2050年实现航空业二氧化碳净零排放，正在通过技术开发、合作和投资等方式加速SAF产业化。 我国也大力推进SAF产业发展。2012年12月，国家发展改革委出台的《“十三五”生物产业发展规划》明确提出要创新生物能源发展模式，拓展生物能源应用空间，提升生物能源产业发展水平。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，倡导大力推进可持续航空燃料，提升终端燃油产品能效。2021年12月，国家《“十四五”生物经济发展规划》再次强调积极开发生物能源，推进生物航空燃料示范应用。2022年1月，中国民航局发布《“十四五”民航绿色发展专项规划》，明确航空业绿色转型要坚持能源低碳化，“十四五”期间SAF使用量不低于5万吨。2023年10月，国家发展改革委发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，鼓励资源循环利用，有序发展以废弃油脂为原料的生物质液体燃料。 需求广泛支撑SAF市场拓展 整体来看，全球SAF产业尚处于发展初期，规模较小，但增长较快。2023年全球SAF产量超过50万吨，是2022年的两倍。据IATA估计，2024年全球SAF产量有望达到150万吨，约占全球航空燃料市场的0.5%；到2035年，全球SAF产量将达到800万吨，有望形成千亿市场。目前，全球可提供SAF常规加注的机场包括美国洛杉矶机场、挪威奥斯陆机场、瑞典斯德哥尔摩布鲁玛机场、瑞典韦克舍斯莫兰机场、挪威卑尔根机场、美国芝加哥奥黑尔机场、加拿大多伦多皮尔逊机场等；日本关西机场计划在2025年全面供应由Sakai生产的SAF。全球持续加注SAF的航空公司包括美国联合航空公司、荷兰皇家航空公司、德国汉莎航空公司、北欧航空公司、巴西航空公司等；空中客车公司采购了镇海炼化SAF产品投入航线使用，新加坡航空在樟宜机场启动了为期12个月的SAF试点计划。 此外，SAF产业的跨区域合作和国际化贸易成为新亮点。国际石油巨头主动寻求与中国企业在SAF合成及应用领域展开合作；东南亚国家则利用丰富的可再生能源，积极布局SAF产业，发展SAF产品的出口贸易。 石油巨头推动SAF产业链日趋完善 SAF产业链包括上游可再生原料回收、中游SAF合成，以及下游SAF应用。其中，可再生原料合成SAF是产业链核心环节，受到国际石油巨头高度重视。美国霍尼韦尔公司、芬兰耐斯特石油公司和英国石油公司成功研发出废弃油脂制备SAF技术，纷纷完成了技术示范和推广。荷兰皇家壳牌公司、日本三菱公司和南非萨索尔公司相继掌握了合成气费托制SAF技术。美国阿米瑞斯公司和法国道达尔公司在糖发酵制SAF技术上取得突破，并投入商业化生产。在国内，中国石化积极布局SAF产业链，2008年启动废弃油脂制SAF的技术攻关，2014年中国石化1号生物航煤获得适航批准，2015年实现商业载客飞行，使我国成为全球第四个掌握SAF技术的国家。近年来，中国石化持续开展技术迭代优化，2022年完成镇海炼化10万吨/年工业装置商业生产，成为亚洲首个获得可持续生物材料认证的SAF生产企业，2024年6月，加注中国石化自主研发生产生物航煤的国产商用飞机首次试飞成功，验证了国产生物航煤与国产商用飞机的兼容性、安全性。 产能规划方面，荷兰皇家壳牌公司提出2025年SAF产能达到200万吨/年，法国道达尔公司力争到2030年SAF产能增加至150万吨/年，英国石油公司明确2030年SAF产能达到450万吨/年，芬兰耐斯特石油公司则争取到2025年SAF产能增加至150万吨/年。我国企业也在积极规划产能建设，预计到2025年国内SAF总产能达到200万吨/年，相关企业包括：中国石化、东华能源、四川金尚、易高环保、海新能科、龙岩卓越等。 SAF技术发展呈现“百花齐放”态势 SAF原料来源丰富，技术路线多样，产品认证率先由美国材料与试验协会（ASTM）提出。 目前，ASTM D7566已累计批准8种SAF合成技术。2009年，ASTM D7566批准合成气费托（FT-SPK）制SAF作为第一种SAF合成技术。2011年，ASTM D7566批准的动植物油脂加氢制SAF技术（HEFA-SPK）是目前最为成熟的，市场上超过90%的SAF产品均采用该技术路线。2014年，ASTM D7566批准了糖发酵加氢制备异构烷烃（SIP-SPK）作为第三种SAF合成途径，美国阿米瑞斯公司和法国道达尔公司在巴西建成4万吨/年蔗糖制SAF生产装置。随后，含芳烃的合成气费托制SAF技术（FT-SPK/A）醇类制SAF技术（ATJ-SPK）动植物油脂催化热解制SAF技术（CHJ）海藻油加氢制SAF技术（HC-HEFAs）和含芳烃的醇类制SAF技术（ATJ-SKA）相继得到ASTM D7566认证。此外，ASTM D1655也陆续批准了以合成气和脂肪酸/脂为原料的3种SAF共炼生产技术。 动植物油脂作为SAF原料存在“与人争粮，与粮争地”的争议，废弃油脂存在收集困难、价格高昂、可利用量有限的问题，难以支撑SAF产业长远发展。相比较而言，农林废弃物和二氧化碳在成本和可利用量方面优势明显，但难点在于攻克低成本高效SAF合成或共炼技术。随着技术进步，以废塑料、农林废弃物、城市生活垃圾和二氧化碳制SAF的生产技术有望更多被ASTM所认证，引领未来SAF产业的发展。 我国SAF产业链现存问题 我国人口众多，粮食安全尤为重要，发展SAF产业应遵循“不与人争粮，不与粮争地”原则。因此，可利用的SAF原料主要为废弃油脂、农林废弃物、城市生活垃圾、废塑料和捕集的二氧化碳。当前，我国SAF产业整体处于发展初期，尚存在一些问题： 产业链上游，废弃资源具有零星分散特点，收集困难。我国废弃油脂原料产量仅400万吨/年，且多被地方企业垄断，废弃油脂市场价格约7000元/吨，价格高昂，亟须联合地方政府和企业建立成本低廉、稳定高效的原料供应体系。 产业链中游，SAF技术经济性欠佳。以废弃油脂制SAF为例，生产成本15000~18000元/吨，其中废弃油脂原料成本所占比例约80%~85%，SAF加工成本所占比例约10%~15%。相比传统航空煤油市场价格约7000元/吨，劣势明显。因此，亟须全力攻关低成本高效SAF合成或共炼技术，通过技术突破和规模化发展降低成本。 产业链下游，一是国内市场需求不足。由于SAF产品经济性欠佳，同时缺乏明确的强制/财税补贴政策，航空公司难以长期使用。而政策驱动下欧洲SAF产品市场价格接近20000元/吨，市场需求逐年递增，国内SAF生产企业多通过出口欧洲以实现盈利。二是产品应用流程冗长。航空发动机台架试验、适航审定、商业试飞等流程审批严、耗时长、投入大，需要中国民航局、SAF生产企业和航空公司的长期稳定支持。 未来发展趋势及建议 短期来看，全球SAF市场规模较小，但增长较快，仍将以废弃油脂制SAF路线为主，依托现有炼厂装置推进SAF共炼技术规模化应用，是提升SAF产品经济性的重要举措；中长期来看，到2035年全球SAF市场有望形成千亿蓝海，通过耦合绿氢技术，废塑料、农林废弃物和二氧化碳制SAF路线将发挥关键核心角色。总而言之，全力发挥SAF的低碳能源属性，通过技术突破和迭代优化持续降本增效，积极拓展市场应用，是SAF产业蓬勃发展的关键。结合我国SAF产业发展现状，提出建议如下： 第一，强化顶层设计和政策支持，持续推进SAF产业发展。国家层面应制定相关支持政策，积极培育SAF产业，打造新质生产力。在产业链上游，因地制宜指导地方政府和企业建立成本低廉、成熟稳健的区域化原料供应体系。在产业链中游，设立国家重点研发计划，倡导高等院校、科研院所和企业联合攻关，重点围绕以废塑料、农林废弃物和二氧化碳为原料的低成本SAF合成或共炼技术，解决关键科学问题和工程技术难题，从根本上提升SAF技术经济性。在产业链下游，精简完善SAF产品认证流程，分阶段具体明确SAF使用目标，适当给予SAF产品财税补贴，不断壮大SAF市场。 第二，石化企业应发挥引领作用，搭建SAF产业链生态圈。在产业链上游，可考虑联合地方政府设立原料收集及处理企业，保障原料供应。在产业链中游，合理有序推进废弃油脂制SAF产能建设，积极探索SAF共炼生产模式，重点攻关以废塑料、农林废弃物和二氧化碳为原料的低成本SAF合成技术。在产业链下游，主动联合原料供应企业、SAF生产企业、SAF销售企业、航空公司、机场等共同搭建起SAF产业链生态圈。 第三，产业资本应发挥聚链作用，当好长期资本、耐心资本、战略资本，通过投资布局推进SAF全产业链提升。在产业链上游，可通过战略性投资SAF原料收集及处理环节优质企业，实现产业协同。在产业链中游，可考虑通过收/并购掌握关键核心技术的独角兽企业，快速实现技术“为我所有”或“为我所用”。在产业链下游，可联合国际石油巨头成立合资企业，开拓境外SAF市场。 在政策支持、行业重视、资本青睐的多重推动下，预计SAF产业将很快呈现出星火燎原之势，助力航空业绿色低碳转型发展。 原载 2024年第7期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 王一冰 我国氢能产业探索摆脱传统发展路径 秦紫函（中国石化报社） 氢作为一种清洁高效的能源，正逐渐成为推动全球经济绿色转型的关键力量。我国作为全球最大的氢气产销国，在新能源大发展的背景下，正在积极探索氢能产业的高质量发展路径。 在近日由中国石化、中国国际工程咨询有限公司（以下简称“中咨公司”）联合主办的第二届石化产业高质量发展论坛上，中国工程院院士及来自中国石化、中咨公司、中国海油、巴斯夫、标准普尔等企业的专家学者，聚焦石化产业发展新质生产力、走好新型工业化道路等话题展开研讨。 全球氢能产业发展情况 中国国际工程咨询有限公司氢能产业发展咨询中心油气处处长张继龙介绍了近年来全球氢能产业发展情况。 氢能政策不断细化完善。第一，国家级氢能规划继续增多。2023年新增14个国家推出国家级氢能战略，美国、日本、德国更新氢能战略，南美、中东等确定氢能出口发展目标；欧洲提出多领域绿氢替代目标，例如，航空燃料1.2%来自绿氢合成，以及在 2030年实现工业用氢的42%来自绿氢。第二，氢能补贴体系向上游供应链倾斜。例如，美国《通胀削减法案》清洁氢税收抵免方案、韩国“清洁氢认证+税收抵免”补贴方案。第三，氢能各领域标准体系逐渐形成。欧盟《可再生能源指令》（RED Ⅲ）提出提高可再生能源发展目标，对以绿氢为主的非生物质可再生燃料的应用目标进行了详细规定，并要求建立相关指标和认证体系，以确保正确计算和确认可再生能源的使用量及获取可再生能源的真实性和可追溯性。国际绿氢组织发布绿氢标准GHS 2.0，新增绿色甲醇及绿氨的相关标准。第四，航运减碳政策带动氢基能源明确需求。国际海事组织升级航运业减碳目标，欧盟开始对其境内停泊的船舶征收碳税。 绿氢产能总规模迅速扩大，单体规模达到万吨级。2023年，全球电解水制氢新建产能7.3万吨/年，比上年增长204%，预计2024~2025年将继续迅速增长。其中，海外大型绿氢项目储备约50个，全球对绿氢生产补贴资金逐渐到位，航运、化工等对零碳燃料和原料的需求增长。2023年全球电解水制氢项目向万吨级发展，建成项目中千吨级以上氢气产能项目数量占29%，全球首个万吨级绿氢项目建成。 加氢站规模持续扩大，但各国差异较大。从数量看，近5年加氢站建设持续增加，年均增速达27%；2023年全球加氢站建设速度稍有放缓，比上年增长12%。从分布看，我国加氢站建设数量最多（428座）、增速最快；日本和欧盟起步最早，但增速稍缓；韩国增速较快，但2023年明显放缓；美国加氢站发展处于较低水平。 燃料电池汽车销量稳步增长，但分化严重。从规模看，近5年燃料电池汽车稳步增长，年均增量超过1.7万辆，2023年节奏稍有放缓（1.46万辆），比上年下降21%。从分布看，韩国燃料电池汽车销量遥遥领先，近4年累计销量3.4万台；我国燃料电池汽车销量增长显著，2023年全球销量第一（5805台）；韩国、美国分别是2023年销量第二、第三大市场。 绿氢转化应用成为重要发展趋势。2023年氢基燃料船舶开始进入应用阶段，甲醇船舶成为国际航运领域主流替代燃料船舶路线之一，全球下单甲醇燃料船130艘。燃料船新增订单中，甲醇船舶约占13%；在替代燃料船型的新增订单中，甲醇船舶约占28%。此外，国际氨燃料船舶开始进入订造阶段。 政策推动我国氢能产业发展 在新能源发展、成本降低推动下，我国氢能产业探索摆脱传统发展路径，迈向绿色化、低碳化、多元化、高端化新阶段。“‘十四五’以来，国家陆续发布一系列重大政策举措，明确了氢能在我国能源转型中的战略定位、总体要求和重大举措，描绘了氢能发展的蓝图。”中国石化经济技术研究院产业发展研究所副所长曹勇说。 2022年，国家首次发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能在新型能源体系中的战略定位、发展目标和重大举措。《中国氢能产业展望报告》认为，长期看，氢能是需求侧终端推动工业、交通、建筑、电力等难脱碳领域实现减碳目标的关键，2060年有望贡献10亿吨级碳减排解决方案。从目前到2045年，以灰氢减退、源头降碳为主，可实现二氧化碳减排5亿吨；到2060年，以绿氢替代、终端降碳为主，可再实现二氧化碳减排6亿吨。届时，氢能产业对我国“双碳”目标贡献度可达10%。2024年7月，《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，要推进氢能“制能输用”全链条发展；推进交通运输绿色转型；完善加氢（醇）站等基础设施网络绿色转型政策体系，建立健全氢能“制能输用”标准。 同时，各地方政府持续探索推动氢能“制储运加”的创新政策。 张继龙介绍，在优化绿氢生产和使用的政策方面，河北提出“绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可”，广东等地提出“探索/允许在非化工园区建设制氢加氢一体站”，促进氢能与石化产业协同发展。在明确加氢站等的管理流程及办法方面，张家口市规定“允许加氢站以租赁土地办理审批手续”，浙江等地明确加氢站的主管部门。在展开地方性多途径绿氢生产补贴示范方面，内蒙古等地按实际售氢量进行退坡补贴，广东对电解水制氢加氢一体站进行电费减免补贴。此外，山东、吉林等地减免了氢能车高速通行费。 我国氢能产业发展正迈向转型阶段 我国氢能发展历经起步期和发展期，产业规模实现了飞跃发展，正在迈向转型阶段。自2020年提出“双碳”目标后，我国氢能产业既面临制氢端化石能源用能占比高、碳排放规模大的瓶颈，也存在终端用能低碳化发展空间广阔的机遇。“在新能源大发展、成本快速降低推动下，我国氢能产业已处于转型的十字路口，正在探索摆脱传统发展路径。”曹勇说。 中国石化经济技术研究院党委书记、副院长罗大清介绍，2023年，我国氢气产量约为3545万吨，是全球最大的氢气产销国，以化石原料制氢、工业副产氢为主，可再生能源制氢稳步推进，产能超过7万吨/年。氢主要用于合成氨（33%）、甲醇（27%）和石油化工（25%）领域，交通领域需求占比不足0.1%。 据预测，我国氢能消费规模将从当前的3545万吨增至2060年的8600万吨，甚至有望达到1亿吨以上。 新能源进入高占比发展阶段，绿氢将成为破解消纳难题的关键路径。2023年，我国风光发电占全国总发电量的比重突破15%，正式进入了新能源消纳的第三阶段（风光发电占比15%~25%）。预计到2030年，风光发电占总发电量的比重将超过25%，电力系统灵活性资源需求大增，需要增加调频电站、引入需求侧管理和长时储能，才能化解消纳难题。在碳达峰碳中和进程中，氢能将为我国破解新能源消纳问题提供关键解决方案，并成为能源转型路径中不可或缺的重要一环。 氢能应用呈现多元化趋势。工业部门用氢目前以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨/年增至2060年的4500万 吨/年。其中，化工用氢规模基本稳定、炼油用氢规模逐步减少，钢铁行业用氢规模扩大，成为工业用氢新兴领域。“氢冶金”被钢铁行业视为替代“碳冶金”实现碳中和目标的关键技术之一。预计到2060年，氢冶金工艺占比25%，氢需求有望突破1400万吨，届时将仅次于化工行业用氢。 未来交通领域用氢将呈现陆运为先、水空运跟进的发展特点，预计2060年交通用氢需求有望超过2800万吨。公路交通领域是用氢的主阵地，氢能交通将与纯电交通实现多能互补发展。航运交通用氢主力将是氨和甲醇等低碳氢基燃料。航空领域氢基燃料替代将占据一定地位，重点是以新型燃料电池动力系统为主的小型飞机及无人机领域，以及生物质与绿氢耦合的可持续航空燃料。轨道交通用氢主要面向难电气化领域，体现在旅游景点氢能观光列车、城市氢能轨道交通等。 在电力部门构建可再生能源发电与制氢“电氢耦合”体系，实现多能源跨地域和跨季节优化配置。重点发挥氢能大规模、长周期储能优势，通过在电源侧、用户侧、电网侧适时建立氢储能电站，参与调峰调频、季节性调峰，作为重点行业长周期备用应急电源与其他储能形式互补发展，共同提高电力系统灵活性、稳定性、安全性和可靠性。同时，通过掺氢（掺氨）技术和设备改造，推动现有煤电和气电机组减碳转型。 “十五五”我国氢能产业发展前景 氢能将成为我国终端用能部门实现深度脱碳的关键选择。曹勇说：“‘十五五’期间，我国新能源将快速发展，2030年有望超越石油成为第二大能源品种。” 绿氢在消纳新能源和可再生能源方面的潜力巨大。“十五五”我国风光发电装机预计年均增长2亿千瓦，年均发电增量将从“十三五”的约1100亿千瓦·时增至2200亿千瓦·时，其中近一半来自集中式电站项目。同时，由于西部用电需求不足和电力外送通道能力限制，“三北”地区亟须提升当地消纳能力。通过“西电西用”形成有效需求，绿电制氢可以为绿电大规模消纳提供重要途径，也有利于加快形成供需有效衔接的新型产业体系。 2030年，我国氢气消费量将从2020年的3170万吨增至3900万吨，灰氢消费将在“十五五”期间达峰下行。中长期看，低碳氢将是工业、交通、建筑、电力等难脱碳领域实现减碳目标的关键，推动氢能应用的多元化。在氢能消费中，2030年工业领域应用占比将由2020年95%降至93%，交通领域增至2%，其他5%来自电力、建筑等领域。 在工业领域，用氢规模稳步扩大，长期保持氢能应用主体地位。工业领域用氢以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨/年增至2030年的3600万吨/年。其中，化工用氢规模基本稳定，绿色氨醇是重要转型方向，炼油用氢将在达峰后略有降低，绿氢炼化规模扩大，钢铁用氢规模保持增长。“十五五”期间，氢能占工业用能比重基本稳定在5%左右。 在交通领域，需求快速增长，未来将成为仅次于工业的第二大应用领域。氢能交通逐步进入成长期，预计到2030年，氢能在交通领域的消费规模为75万吨/年（以间接用氢为主），较2020年增长1.5倍，燃料电池汽车保有量超过10万辆。交通直接用氢规模将超过10万吨/年；氢能占交通用能比重从2020年的0.1%增至0.5%，2035年达到1%。 在建筑领域，“十五五”期间将拓展应用场景，发展掺氢和氢热电联供。建筑用氢需求来自居民和商业设施的综合能源服务。2030年前，除了部分人工煤气用氢，该领域直接用氢以试点示范为主，“氢进万家”正逐步从理想成为现实。预计“十五五”末，氢能消费规模超过70万吨/年，占建筑领域用能总量的比重为0.4%，绿氢在该领域的应用仍处于产业培育期。 在电力领域，建立电氢耦合体系，提供灵活性和安全性保障。电氢耦合转换将长期助力电力系统的灵活性、稳定性和安全性。在碳达峰阶段，预计发电用氢以焦炉煤气发电为主（副产氢发电），用氢保持在100万吨/年规模；《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》等电力减碳新政的实施，将打开低碳氢能发电的新空间。预计到2030年，全国发电用低碳氢规模约为10万吨/年，主要以掺氨发电、掺氢发电和氢燃料电池热电联产方式应用。 在供给方面，2020年我国专门制氢用能几乎全部来自化石能源，随着可再生能源制氢快速发展，到2030年，非化石能源占制氢用能结构的比重将超过15%，其中风光发电占比12%以上。基准情景下，“十五五”末我国绿电制氢用电量超过1400亿千瓦·时，绿氢年产量超240万吨。2035年以后，制氢环节用能非化石能源占比将快速超越化石能源。 制氢用能占一次能源消费比重持续提升，随着氢气生产规模的扩大，预计到2030年制氢用能占比3.4%，到2035年达到5%。在绿电制氢带动下，电解水制氢用电占全国总用电比重也将持续攀升，从2020年的不到0.1%增至2030年的1%以上，2035年后将逾5%。 当前，绿氢制氢成本在18~45元/千克，高于灰氢（10~19元/千克），与蓝氢接近，在满足工业大规模需求方面仍有差距。目前，绿氢成本较低的地区主要分布在西部风光资源条件优越的地区，通常远离中东部氢气消费核心地区，因此区域有错位、产业难配套、储运成本高成为绿氢推广应用的瓶颈。“十五五”既是氢能关键技术的攻关期，也是氢能新兴应用的示范期，更是氢能解答“双碳”问题的答题期。 低碳氢将在2040年前形成竞争力，科技进步和规模效应加快降本步伐。在工业领域，绿氢和蓝氢将分别在2035年和2040年对灰氢形成竞争力，电氢耦合、碳氢协同和氢能储运等领域的科技进步和绿氢规模化生产应用，将持续促进绿氢生产降本增效和发展壮大；在非工业领域，预计2040年，资源条件优越地区的终端供氢成本有望降为22~25元/千克，进入多场景应用的经济型区间。 推动氢能产业高质量发展的建议 首先，加强氢能产业顶层设计，制定中长期行动方案。加快构建我国氢能产业政策体系，完善相关法律法规，在已发布规划基础上，进一步明确氢能中长期发展目标，特别是碳达峰末期和碳中和初期的绿氢发展目标，研究面向2060年的时间表、路线图；深化低碳省市和园区的碳达峰碳中和试点工作，推进基于绿氢解决方案的近零碳排放应用示范工程、碳达峰试点园区、碳中和先行示范区建设；建立完善基于绿氢及其衍生品的温室气体自愿减排交易机制，加快实现生态价值和环境价值。 其次，加强科技创新，围绕“补链强链”开展产业合作，联合突破绿色低碳转型发展瓶颈。加快构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的氢能低碳科技创新体系，特别是绿色氢能制储运用创新联合体，贯穿创新链、产业链、资金链、人才链；建立完善鼓励氢能技术装备自主创新、保护知识产权的激励机制，推动产业链协同创新和融合发展，提高关键领域技术装备国产化率和自主创新能力，加强氢能国际合作，促进低碳技术的科技进步，推动氢能在更大范围推广应用。 再次，瞄准产业短板出台扶持性政策，在财税和金融领域为企业提供更多政策支持。完善碳减排支持工具等结构性货币政策工具，尽快推出国家低碳转型基金；积极发展气候投融资工具，启动气候投融资地方试点，为重点行业绿氢应用和低碳转型项目融资提供更多市场化工具，降低融资成本；国家专项计划纳入更多难脱碳领域的氢能技术装备重大攻关项目。加大对炼油、化工、冶金等重点行业实施绿氢重大示范工程的资金支持力度。 最后，建立完善推动氢能产业低碳转型的制度体系，引导绿氢生产消费规模化发展。建立完善重点行业氢能生产环节的碳排放核查体系，通过“碳排放双控”政策和碳交易市场机制，有序推动重点行业制氢低碳化进程，加快绿氢规模化生产；合理修订氢能应用重点领域的碳排放强度标准，包括重点指标考核办法，引导用户选择低碳足迹能源产品和服务，促进绿色氢氨醇等燃料或原料消费，加快形成氢能多元化应用场景；加强出口产品碳足迹管理，减少低附加值的高碳足迹产品出口，推动重点出口企业提高绿电绿氢应用比例，积极应对欧盟碳关税。 原载 2024年11月4日《中国石化报》第5版 责任编辑 秦紫函 天然氢开发前景引业界关注 毛宗强（清华大学） 氢气对全球能源转型具有重要作用。近期，法国和澳大利亚相继发现高浓度大储量天然氢气，极具商业化开发前景，引起业界关注。 天然氢的发现具有重大意义。首先，颠覆了科学界以前认为地球上没有天然气态氢气的认知，也对氢是二次能源的定义提出直接挑战。其次，大量廉价的天然氢投入市场，将推动氢能发展。地球内部可能有巨量的天然氢气，与其他化石能源相比具有无可比拟的优势。现有的天然氢生成量估算值254±91亿立方米/年，远低于实际，天然氢有望成为全球清洁氢的主要来源。整体来看，目前全球氢市场价值超过1200亿美元，年消费量达1亿吨。据高盛预计，到2030年，全球氢市场价值将达到2500亿美元，到2050年价值达1万亿美元。天然氢有望成为绿氢的廉价替代品，主导未来的氢能市场。目前绿氢的成本约为每公斤5欧元。据《科学》杂志报道，天然氢每公斤的成本仅为0.5欧元。毫无疑问，价格相对较低的天然氢市场前景值得期待。需要指出的是，目前还需更多的数据论证天然氢的广泛存在和商用开采价值。 天然氢勘探开发技术日渐成熟，为天然氢的开发奠定了坚实的基础。近年来，天然氢实践日趋规模化。2012年，在马里巴马科北部钻井作业时意外发现了纯度为98%的氢气。这一浓度的天然氢具有全球意义。随后几年，加拿大、美国、西班牙、澳大利亚、法国对天然氢的钻探都取得了成功。2019年，初创公司Natural Hydrogen Energy钻探了美国第一口天然氢探井，为天然氢的进一步发展提供了支撑。去年，法国发现了高浓度的巨量天然氢，总储量高达4600万吨，或将改变欧洲能源的游戏规则，对欧洲乃至全球的能源转型和低碳发展都有重要意义。 我国应该重视天然氢，制定天然氢勘探规划。我国需要系统性提高对天然氢的重视，加强天然氢潜力与机制研究，在此基础上制定天然氢勘探规划、开展勘探活动。在我国，目前针对天然氢的研究不是把氢气作为监测自然环境和油气资源方面的研究，而仅是一些零星分散的研究。真正有氢气检测数据的钻井也较少，氢气分布现状也未完全厘清。我国已在松辽盆地的个别钻井中发现氢气含量高达85.54%，在柴达木盆地三湖地区2号井的岩屑罐顶气中，检测到含量最高可达99%的氢气。由此可见，在我国已有的油气沉积盆地内寻找天然氢具有较好的潜力。我国也有不少关于天然氢的可信线索，建议加强天然氢潜力与机制研究，开展在我国部署天然氢的勘探开发工作，在具有适合天然氢生成的地区进行天然氢调查和评价。我国有必要对已有的与天然氢有关的地质资料、地质研究成果、钻探、样品分析数据等进行仔细分析，制定有效的勘探指南，相信未来我国很有可能发现潜在的天然氢储层。 原载 2024年第2期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 任 卓 分布式制氢：让加氢站“氢”而易得 徐 润 栾学斌（中国石化石油化工科学研究院） 氢能作为先进能源技术领域的重要方向，是当今国际能源科技与产业开发的热点之一。我国十分重视氢能产业发展，2022年国家发展改革委、国家能源局联合发布了我国首个《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢的能源属性是未来国家能源体系的组成部分，要充分发挥氢能清洁低碳优势，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。 由于作为利用终端的氢燃料电池具有清洁、高效、灵活的特点，氢能正逐步演变为当今社会重要的能源供给形式之一。特别是在交通动力电动化过程中，重型汽车、轮船等交通工具电动化技术障碍较大，需要一种新的能源替代石油产品。氢能正是这种被期待的二次能源，其使用过程没有二氧化碳排放，生成的水可以进入地球的水循环系统。近些年许多加氢站出现在城市里，车辆加氢越来越便捷。数据显示，截至2023年底，我国已建成加氢站428座，在运营加氢站274座。在全球已建成的千余座加氢站中，我国占比排名第一，其中中国石化建成加氢站128座。 加氢站供应的氢气主要依靠长管拖车运输，存在安全风险，并且装卸载时间长，运输效率低、成本高，综合能效不理想，使得加氢站的氢气保供与价格问题越来越突出，成为制约整个氢能产业持续发展的关键环节。因此，分布式站内制氢就地供氢的方式越来越受到关注。中国石化石油化工科学研究院科研团队深度分析市场现有氢气供应方式的局限性和主要矛盾，深入探讨分布式制氢技术从开发到应用的发展状况，展望分布式制氢技术的经济性优势和发展前景，并对我国分布式制氢技术的发展提出建议。 氢能市场供给端现状分析 氢能产业链包括制、储、输、用，氢源供应是氢能产业发展的基础。 氢气制取在石化行业非常普遍，制氢技术包括化石燃料制氢、工业副产氢和可再生能源制氢等多种路线。为了支撑氢能产业发展，目前加氢站的氢气多来源于石化行业的工业氢气，经分离提纯后即可满足氢燃料电池使用要求（GB/T 32744—2018）。所以，现有加氢站普遍采用“工厂氢提纯+高压长管拖车运输+加氢站”的模式。这种模式可以节省产业起步投资成本，加快产业链建设。 但这种模式天生就有很多弊端，首先是运氢效率低，目前的高压气体钢瓶氢气压力为20兆帕，一辆高压长管拖车可以装载氢气约400公斤，而长管拖车自重约40吨，且为了运输安全，氢气不能完全卸出，卸氢率一般为70%~80%，运输效率不高；其次是不能满足未来规模化运氢的要求，氢气高压长管拖车属于监管车辆，不能上高速，如果一座日加氢1000公斤的加氢站运营，每天至少需要3辆车充装，操作频繁且受限；再次就是运输成本高，特别是城市周边没有可供的工业氢气源，长距离运输让成本雪上加霜。 随着氢能终端市场不断扩大，加氢站的氢气供给保障和成本问题越来越突出，严重制约了氢能产业的健康发展。如果能够在加氢站现场制取氢气，将会让目前棘手的氢源问题迎刃而解。技术人员尝试将化工厂的制氢装备搬到加氢站，却发现这些成熟的制氢技术没有办法满足加氢站占地少、安全可靠、智能化等诸多要求，而且不同的加氢站能够选取的制氢原料差别很大，因此新一代的分布式制氢技术被开发出来并逐步应用。 分布式制氢技术 传统制氢技术包括煤制氢、石油制氢、天然气制氢、醇类制氢、水电解制氢等。由于分布式制氢要满足原料易得、设备可以集成化、排污少的要求，因此天然气制氢、甲醇制氢、氨分解制氢、水电解制氢成为优选路线。纵观我国绿色低碳能源发展现状，绿色天然气、绿色甲醇、绿氨和绿电都是绿色能源载体，也符合我国发展氢能的初衷。 分布式天然气制氢 利用天然气可以便利地制取氢气，很多石化企业都有应用，而城市也有便利的天然气管网，这为加氢站实现分布式天然气制氢奠定了基础。分布式天然气制氢是以天然气为原料，通过一系列化学反应得到氢气，包括天然气净化、重整反应、变换反应、氢气提纯等过程，其中，天然气重整反应需要在850摄氏度下完成，因此重整反应器的小型化和智能化是整个技术的核心之一。 另外，高性能的重整催化剂和变换催化剂都需要满足分布式制氢高度集成的新要求。分布式制氢不能像在工厂那样具有非常完整的公用工程条件和宽阔的场地，因此需要采用大量的过程强化技术和流程优化技术来减少占地和提高制氢效率。国内典型示范案例为广东佛山南庄制氢加氢一体站，采用了分布式天然气制氢技术，包括小型重整转化炉等装备。 分布式甲醇制氢 甲醇制氢是化工行业广泛应用的制氢技术之一。甲醇是大宗化工原料，来源丰富、成本低，常温常压下是液体，便于储存和运输。我国是全球最大的甲醇生产国，拥有全球甲醇产能的60%，因此，采用甲醇制氢具有非常便利的条件，特别是国内绿色甲醇项目大量上马，为加氢站使用绿色甲醇制取绿氢提供了支撑。甲醇制氢是以甲醇和水为原料，在催化剂的作用下生成氢气的过程，工业甲醇制氢多采用燃烧炉加热的方式，流程上更为简单，但这种明火供热模式不能在寸土寸金的加氢站实施，因此分布式甲醇制氢多采用“甲醇重整+催化氧化”的方式。 甲醇制氢的过程主要包括甲醇重整、催化氧化和氢气提纯等。甲醇制氢条件温和，制氢系统内最高温度约250摄氏度，产品氢气压力为1.5~2.5兆帕，采用催化氧化的供能方式在解决解吸气排放的同时保证了系统供能的本质安全。因此，甲醇重整催化剂、催化氧化催化剂和系统集成技术是分布式甲醇制氢的核心技术。国内典型示范案例为辽宁大连盛港综合加能站，为国内首座商业运营的制氢加氢一体站，采用中国石化自有技术，每天可产出1000千克能满足燃料电池氢气标准的高纯度氢气。 分布式氨分解制氢 分布式氨分解制氢是以液氨原料生成氢气和氮气的过程，分布式氨分解制氢具有用户终端无碳排放的优势，可再生氢气与氮气的结合使氨成为零碳排放的氢能载体，且制氢能耗仅为电解水制氢的1/3，被视作解决氢能运输存储难题的新路径。分布式氨分解制氢主要包括氨分解炉和两级氢气提纯。通过开发高效、低温、长寿命氨分解催化剂和高效氢氮分离技术，可大幅降低制氢能耗。国内典型示范案例为中国石化广西南宁振兴制氢加氢一体站，采用中国石化自有技术，每天能产出500千克99.999%高纯度氢气，可满足40多辆氢燃料车用氢需求。 分布式水电解制氢 水电解制氢很早就用于小型制氢场景，由于我国低碳能源广泛且快速发展，水电解制氢迎来发展高潮。根据使用电解质的不同，电解水方式分为碱性水电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、固体氧化物电解（SOEC）、碱性阴离子交换膜电解（AEM），其中SOEC和AEM目前处于探索阶段。碱性水电解制氢和质子交换膜电解水制氢是目前分布式电解水制氢的主要方式，电耗成本占电解水制氢成本的75％~85％，主要包括电源、电解槽和氢气提纯等单元。质子交换膜电解水制氢与碱性水电解制氢相比，能耗更低、设备结构更紧凑，且启停灵活，更适用于离网制氢，但目前投资较高。 分布式制氢技术展望 随着我国氢能产业快速发展，氢气需求加大，氢气制取、储运、使用之间的矛盾越来越突出，对新的供氢模式的需求越发迫切。采用在加氢站分布式制氢的方式，可解决氢气储运成本过高、基础设施缺乏等问题，是近中期最现实的氢源解决方案之一。国外已开展了多种技术形式的示范，如法国后丹加氢站、日本大川加氢站和美国圣塔莫尼卡加氢站等均采用站内制氢的方式提供氢气，供氢网络灵活可靠。 国内分布式制氢技术受技术规范、审批流程等因素影响发展相对缓慢，但随着广东佛山、四川成都、辽宁大连、山东淄博、湖北武汉、内蒙古鄂尔多斯等地纷纷出台相应的政策支持分布式制氢项目，国内技术发展和需求迎来新契机。制氢路线的选择主要取决于原料资源的获取度和成本，未来分布式氢载体制氢与燃料电池联用将很有可能在不间断电源、家用热电联供系统及分散电站等氢能应用领域获得更广阔的市场机会。 原载 2024年3月25日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 绿氨产业有望推动氢能规模化发展 雷灵龙（长城证券产业金融研究院） 氢作为一种二次能源，在可再生能源消纳及有效利用中具有良好的前景，可以与未来新型电力系统形成有机互补。作为最轻的元素，氢具有高能量密度，某些场景下拥有应用优势。但与其他燃料相比，氢在气态下的体积能量密度很低，更难以储存和运输，这也降低了氢在不能直接或常规电气化的用例中的可行性，例如航运和航空。 相比之下，甲醇和氨在氢的储运中体现出一系列的优势。甲醇和氨的储存温度压力要求远低于液态氢或压缩氢，而体积能量密度则高得多。更重要的是，甲醇、氨作为基础化学品，其物流、贸易网络等基础设施已相当完备。 比较氨和甲醇作为绿色燃料的应用前景，氨在排放等方面具有显著优势。这是因为即使是绿色甲醇，其燃烧仍要排放二氧化碳，要实现完全的零碳排放，必须进行燃烧或利用后的二氧化碳捕集。而在船舶等移动场景，无论是燃烧前捕集还是燃烧后捕集，成本都非常高。而符合净零排放要求的生物甲醇则可能无法充分扩大规模以满足需求，因为只有少量的可用生物质可以负担得起当地加工用于燃料应用，而进一步扩产将大大增加成本。 氨有望作为未来主要的船用绿色燃料 政策层面上，国际海事组织2018年通过《船舶温室气体减排初步战略》，提出航运业在2008年基准上至2050年总排放量降低50%。与此同时，欧盟也已将航运业纳入碳排放交易体系，船只需对高碳排放支付额外费用。在此背景下，各国开始积极探索采用氨作为船舶燃料。 2023年10月16日比利时航运公司Exmar发布声明称，Exmar和Seapeak合资企业Exmar LPGBV将为在韩国HD现代集团建造的两艘46000立方米气体运输船订购氨燃料，这两艘船将成为全球首批由氨发动机驱动的远洋船舶。据Exmar称，这两艘双燃料运输船将于2026年交付。Exmar成立于1829年，在船舶设计方面保持着长期的声誉，同时也拥有40多年的氨相关领域服务经验。这两艘船将加入Exmar目前由17艘中型货轮组成的船队。此前，韩国船级社（KR）在2021年首次发布《氨燃料船舶指南》，为船舶安全地引进氨燃料作为动力提供了依据。 在中国，2019年，中国船舶重工集团和德国曼恩集团联合设计的氨动力超大型集装箱船方案通过船级社原则性批准；2022年，上海船舶研究设计院自主研发设计的中国首款氨燃料动力7000车位汽车运输船获DNV认可。同年6月，中国船级社发布《船舶应用氨燃料指南》2022版。2022年10月，上海船舶研究设计院研发的5万吨氨双燃料动力MR型油船/化学品船获颁意大利船级社（RINA）授予的原则性认可（AIP）证书；2023年2月，该院研发的全球首创8.5万载重吨氨双燃料动力散货船获得中国船级社的AIP证书。此外，除绿氨外，多个国家及地区也在同步积极开展以纯氢及基于绿氢的绿色甲醇作为各类船舶燃料的研究和示范试点，共同推动全球航运业绿色低碳发展。 氨在电力脱碳等领域也具有广泛应用 绿氨不但是未来航运业脱碳的主力燃料之一，还可以用于发电、火电及燃气轮机机组掺烧氨或纯氨等低碳燃料，是发电领域碳减排的重要技术方向。2021年三菱发电公司开发一种40兆瓦的燃气轮机，将可以使用100%的含氨燃料。2023年11月28日，三菱重工业株式会社（MHI）宣布其已成功完成氨单一燃料燃烧器的燃烧测试，作为其开发用于热电发电锅炉的氨利用技术的一部分。其利用每小时0.5吨燃料消耗的燃烧测试炉进行氨燃烧器的单一燃料燃烧测试，以及与煤一起进行的高比例氨共燃测试。在两种情况下，测试证实氨可以实现完全稳定燃烧，且与煤燃烧相比，氮氧化物排放显著减少。 2022年1月24日，国家能源集团正式发布“燃煤锅炉混氨燃烧技术”。其自主开发的第一代混氨低氮煤粉燃烧器，在燃烧试验平台上进行了全尺度混氨燃烧试验，氨燃尽率99.99%，混氨燃烧比例最高达35%，同时实现氮氧化物有效控制。此后在2023年11月底，国家能源集团宣布其在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，这是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。试验主要采用氨煤预混燃烧技术，实现了500兆瓦、300兆瓦等多个负荷工况下燃煤锅炉掺氨燃烧平稳运行。国家能源集团称实验中锅炉运行参数正常，氨燃尽率达到99.99%，脱硝装置前的氮氧化物浓度与燃煤工况相当，烟气污染物排放浓度无变化。 2023年11月30日下午，中车大连公司宣布由其自主研发的我国首台中速大功率氨燃料发动机在大连点火成功，发动机单缸功率可达208千瓦，氨能最大占比可达85%，相比于传统的柴油发动机，可降低碳排放80%。 绿色合成氨产业方兴未艾 当前，氨的生产仍主要依赖化石原料。氨作为一种基本的工业化学品，是最便宜的化合氮形式，也是75%以上含氮产品使用的原料。其主要用于生产肥料，如尿素和硝酸铵。除此以外，氨还是无机和有机化学工业的重要基础原料。截至2020年，我国氢气消费需求为3342万吨，其中，66%作为原料用于化工合成，其中37%用于合成氨、19%用于合成甲醇。然而，传统制氢主要依靠煤和天然气等碳基化石能源，产生了大量碳排放。利用可再生能源电解水制取绿氢作为原料合成氨可实现新能源的本地化有效消纳，也是化工绿色转型的重要途径，可显著降低化工行业的碳排放，成为当前氢能产业发展的重要方向。 不同原料的合成氨工艺路线略有差异，不过目前主流的合成氨工艺均基于哈伯-博世（Haber-Bosch）工艺，即氮气和氢气在高温高压和铁基催化剂存在下直接合成氨。除制氢原料不同外，大部分合成氨工艺都主要包括原料气制备、原料气净化、一氧化碳变换、氨合成、尾气回收等工序。其能耗主要由原料气消耗、燃料气消耗、煤炭消耗、蒸汽消耗和电力消耗组成。当前合成氨工业的氢气来源绝大多数来自煤或天然气制氢，在“双碳”目标背景下，未来绿氢替代灰氢，将成为合成氨行业的主流趋势。 绿氨合成技术分为间接合成路线和直接合成路线两大类。直接合成路线即以氮气和水为原料，通过电解、光催化、微生物反应等方式直接合成绿氨。然而，当前直接合成路线受限于反应速率低、器件不成熟等技术障碍，大多尚处于实验室阶段，难以大规模工业化生产。 而间接合成路线则仍基于经典的哈伯-博世工艺，只不过氢气由绿电制取，氮气分离过程也使用绿电进行生产。间接合成路线也是当前技术最成熟、最具可行性的发展方向。然而，合成氨行业的绿色转型并不是绿氢替代这么简单，大规模可再生能源电解水制氢合成氨的设计与运行依然存在诸多挑战。绿氨与传统合成氨工艺在供能、反应温度等方面均有较大差异。因此，仍需要在合成氨工艺柔性优化与调控、大规模电解水制氢平稳运行、制氢负荷参与电网调控和全系统技术经济性等方面展开研究。 传统合成氨工艺与绿氢合成氨工艺流程及温度差异对比 中国氢能联盟研究院数据显示，全国已规划绿氨项目产能880万吨/年，预计2025年前投运产能规模达150万吨/年。目前，国内绿氨项目主要分布在西北、东北等可再生资源丰富地区。例如，2024年正式开工建设的大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目就是目前国内最大的一体化绿氨合成示范项目。其作为大安千万千瓦新能源制氢基地组成部分，聚合风力发电、光伏发电、储能、氢能等多种清洁能源，应用了风光耦合制氢、质子交换膜（PEM）电解制氢系统、绿氢合成氨等新技术，被国家发展改革委评为清洁低碳氢能创新应用工程。项目新能源装机80万千瓦，可年制绿氢3.2万吨、年制绿氨18万吨，极大地促进了大安地区可再生能源消纳，推动了当地能源和化工领域绿色转型。 而国际可再生能源署（IRENA）统计的全球（不含中国）投入运营/ 规划中的绿氨项目统计清单（2022年）中，现有运行项目产能约2万吨/ 年，到2030年前规划产能约1500万吨/年，总计超过7000万吨/年。绿氨在全球能源低碳转型的大背景下，有着光明的前景。 然而，氨作为绿色燃料，当前仍有很多问题有待解决。首先，当前绿氢成本电费占比高，导致绿氨成本较高，没有政策支持难以与传统合成氨竞争。其次，传统合成氨工艺均为连续稳定生产，直接用于生产绿氨，并不能良好地适应可再生能源的波动性，相关设备及工艺需要进行针对性优化。最后，与常规的碳氢燃料相比，纯氨的层流燃烧速度和热值均比较低，而且点火所需要的能量较高，可燃性极限范围较窄，使得纯氨的燃烧更加困难。因此，目前船用氨发动机还在开发中，尚未完全商业应用。其与天然气燃烧特性的差异也导致纯氨燃气轮机需要大量的研发工作方有望最终实现商业化。 绿氨产业在我国方兴未艾，只有在针对性的产业政策扶持和持续的研发投入下，方能健康发展。但其具有绿色低碳的特点，必将在我国绿色产业未来发展中发挥重要作用。 原载 2024年第3期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 氢燃料电池汽车正加速商业化 郭 昊（特约撰稿人） 近日，由中汽数据有限公司主办的《氢能汽车蓝皮书（2023）》（下称《蓝皮书》）发布会暨氢能产业集群发展政策联合研究工作组启动会在京举办。《氢能汽车蓝皮书》是我国首部氢能汽车领域公开发行的专题研究报告，以“新征程上的氢燃料电池汽车产业发展”为主题，立足我国氢能及燃料电池汽车产业发展实际，对氢燃料电池汽车产业发展情况进行了全面系统分析，并提出了推动产业高质量发展的措施建议。 “我国氢能与氢燃料电池汽车产业体系建设取得显著成效，已建成涵盖氢能制、储、运、加全产业链体系，氢燃料电池汽车及关键零部件研发制造等各环节较为完善的产业生态链，正加速从技术研发向商业化发展阶段迈进。”这是近日中汽数据有限公司在《蓝皮书》发布会上透露的。 尽管我国各地陆续发布了上百份与氢能相关的规划和政策，但氢能行业仍未形成统一有序的管理机制、自主可控的产业体系，面临补短板、降成本等挑战。多位专家表示，推动氢燃料电池汽车行业高质量发展任重道远，仍需行业各方共同努力，健全行业管理政策和标准体系，完善氢能供给体系建设，加强核心技术攻关，创新商业模式，推动氢能及氢燃料电池汽车产业高质量发展。 核心技术创新加快推进，牵引车和专用车成市场主流 近几年，在“双碳”目标和国家氢能产业规划的推动下，我国氢燃料电池汽车产业链上下游企业积极开展氢能技术创新、产业链布局和示范应用。整体来看，我国氢燃料电池汽车呈现核心技术创新加快推进、自主产业体系趋于完善、市场销量快速增长、示范应用车型向多场景拓展等趋势。 “比如，燃料电池膜电极核心材料一直是我国氢能关键材料的短板，目前，国产质子交换膜、催化剂和气体扩散层技术指标已能满足车用燃料电池使用要求，处于由供应能用向好用方向发展阶段，以往核心材料严重依赖进口的被动局面开始得到缓解。”中汽数据高级工程师王建建介绍，国产质子交换膜和催化剂核心材料已基本实现自主化研发，部分技术指标具备一定优势，并具备批量化供应能力，并实现了多车型、多场景装车应用。尤其是随着氢燃料电池城市群示范应用政策的驱动，我国氢燃料电池汽车市场迎来快速增长。 值得注意的是，随着车型供给结构不断丰富，牵引车和专用车成为市场主流。2022年以来，我国氢燃料电池汽车公告数量显著增加，新增及变更氢燃料电池车型公告700余款，半挂牵引车、自卸汽车、冷藏车和环卫车等车型的公告数量占比大幅增加。从2023年前三季度市场终端表现来看，氢燃料电池半挂牵引车、物流专用车、自卸汽车成为市场主流。 截至目前，我国氢燃料电池汽车应用场景已从早期单一的公交领域应用向城市公交、客运班车、城市物流、冷链运输、渣土转运、市政环卫、倒短运输、公务用车、共享出行等多场景应用拓展，牵引、物流、环卫、自卸等细分领域产品矩阵、吨位结构、车辆用途进一步丰富和完善。 受上述变化的影响，企业也积极布局，越来越多的整车企业开始不断加快在氢燃料电池汽车产业的研发投入和市场推广。近两年，我国氢燃料电池汽车市场竞争加剧，福田、宇通、金龙、飞驰车企位居头部，2023年前三季度，行业前五企业市场份额占比45%，市场集中度较2022年同期有所下降，市场初期成熟稳定的竞争格局仍未形成。 政策环境仍需完善，终端用氢降本需求迫切 如今我国氢能及氢燃料电池汽车产业尚处于发展初期，支撑产业发展的基础性制度滞后，还存在非化工园区电解水制氢难、储运压力标准等级低、加氢站审批建设难、站内制氢、车载气瓶年检难等问题和挑战。 业内人士分析，以加氢站建设审批为例，我国部分城市参照天然气汽车加气站管理模式，进行了一些先行先试，但行业仍然缺乏统一、规范的加氢站建设和运营管理审批政策、工作流程。氢能产业供给侧仍不能完全满足需求侧发展期望，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等，从各地发布的氢能产业引导性政策来看，普遍侧重于发展可再生能源制氢、燃料电池和电解槽装备，盲目跟风、同质化竞争和低水平建设苗头有所显现。 制氢方面，目前车用高纯氢整体供应不足，就连备受关注的“绿氢”在汽车上的应用也极少，工业副产氢供应稳定性不能完全保障，部分区域存在有车无氢的局面；储运方面，目前外供氢加氢站氢气运输以20兆帕长管拖车为主，单车实际卸气量仅为250千克，运氢效率低、成本高，当运输距离为100~150千米时，运输成本在10元/千克左右，随着运输距离增加，长管拖车运输成本逐渐上升，需要突破运氢压力等级限制，提高单车运氢量；加氢站建设和运营方面，加氢站真正高效稳定运行仍面临较大挑战。2023年以来，我国加氢站建设和投运进度放缓，已建成加氢站空间分布不均、投资建设成本高、车站协同较差、加氢便利性低，良性的市场化运作模式尚未形成，部分区域存在加氢站利用率不高，面临有站无车、运营困难的现实问题。 “在非示范城市群无补贴的情况下，终端加氢价格甚至在60~70元/千克，运营成本远远高于纯电动车和燃油汽车。”业内人士介绍。 整体来看，目前，我国氢燃料电池汽车市场仍处于商业化初期阶段，氢燃料电池汽车保有量仅为新能源汽车保有量的千分之一，产业规模还比较小，规模效应带来的降本效益不够突出。 以购置成本为例，氢燃料电池汽车虽已进入应用成本快速下降期，但当前超过百万元的车辆购置成本较传统燃油商用车甚至纯电动车型仍然偏高。 “因此，要实现无补贴的氢燃料电池汽车商业化运行，必须大幅度降低供氢成本和氢燃料电池系统成本，进而降低氢燃料电池汽车运行成本。”中国工程院院士衣宝廉说。 融入“双碳”目标，强化核心技术创新 作为新质生产力的典型代表，我国氢燃料电池汽车该如何在新征程上实现高质量发展？ 《蓝皮书》建议，首先要强化顶层设计，创新体制机制。在国家层面，要加强引导，持续完善顶层设计，加快管理创新和政策创新，明确氢能产业监管体系和责任部门，优化氢项目规划、立项、审批等管理工作流程，消除制约氢产业发展的堵点和卡点。与此同时，引导地方有序建设氢能及氢燃料电池汽车产业集群，探索符合本地资源禀赋、产业基础和市场需求的氢燃料电池汽车产业，避免盲目投资和低水平项目重复建设。 科技是第一生产力，科研成果只有落地应用，才能真正产生价值。《蓝皮书》指出，把科技创新作为推动氢能产业高质量发展的主要动力，聚焦氢燃料电池汽车产业链薄弱和短板环节，切实形成产学研用创新体系，发挥企业的创新主体作用，发挥高校及科研院所在创新体系中的作用，开展以市场需求为导向的基础研究和应用基础研究。依托行业骨干企业、科研机构与高校，联合组建氢燃料电池汽车关键技术创新研发平台和攻关体，建立更加完善协同高效的创新体系。 新质生产力的发展还需要应用场景、市场需求的紧密结合。唯有如此，才能用规模化的应用带动产业提质降本。《蓝皮书》指出，今后，要以用车场景需求为导向，挖掘氢燃料电池汽车多元场景应用潜力。在工业副产氢富集的石化化工、冶金产业集聚区加快推进中重型氢燃料电池汽车规模化示范应用，重点挖掘化工产品、钢材、煤炭等各类重载货物运输场景；积极建设跨省、市的高速氢动走廊，加氢价格互惠互利，保障氢燃料电池汽车跨区域通行运营。 “最后，不容忽视的是，要发挥氢能在汽车领域示范应用的先行引领作用和减排效应，就必须积极融入‘双碳’，完善配套生态体系。”《蓝皮书》强调，比如，积极开展氢燃料电池汽车“绿氢”溯源认证、示范应用碳足迹追踪、生命周期碳排放核算和节能减排评价体系建设，支持应用减排量纳入温室气体自愿减排交易市场，形成对车辆应用的经济性补偿。 多位专家表示，未来，随着可再生能源制氢规模扩大，氢燃料电池汽车的节能减碳潜力将进一步释放，可有效带动氢能在交通、工业、能源、电力和建筑等多场景应用，全面提升氢能产业的综合竞争力，对于实现“双碳”目标和应对气候变化具有重要的战略意义。 原载 2024年6月17日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 多地氢能车辆高速免费， 全国推广何时到来？ 郭 昊（特约撰稿人） 在氢能圈，目前备受关注的莫过于氢燃料电池汽车免收高速费。2024年以来，自山东首推氢能车免征高速费政策后，四川、内蒙古鄂尔多斯、陕西、吉林等地陆续跟进。这一举措不仅彰显了大力发展氢能产业的决心，更预示着氢能汽车产业即将进入快速发展的新阶段。 不过，个别地方实行氢能车辆高速免费难免有一定的局限性，容易形成地方保护和市场区域分割。业内人士呼吁，希望能在全国范围内对氢燃料电池汽车实现免收高速费。 利好新政坚定氢能行业信心 10月9日，湖北经信厅发布《湖北省加快发展氢能产业行动方案（2024—2027年）（征求意见稿）》明确提出，省内高速公路行驶的安装使用楚道ETC（电子不停车收费）设备的氢能车辆，省级财政给予为期3年的高速公路通行费全返补贴支持。 此前，吉林省8月13日发布通知，2024年9月1日0时至2026年8月31日24时，安装ETC设备的吉林省籍氢能车辆，在吉林省各高速公路收费站之间点对点免费通行。8月15日，陕西省提出将对安装ETC设备的氢能车辆全额免除省内高速公路通行费。 2024年2月底，山东省交通运输厅等三部门发布通知，自3月1日起，对行驶该省高速公路安装ETC设备的氢能车辆暂免收取高速公路通行费。4月中旬，四川省提出拟对安装使用ETC设备的氢能车辆，在该省免除高速公路通行费。6月1日，内蒙古首个氢能车辆通行费全额奖补贴政策在鄂尔多斯实施，对在鄂尔多斯境内行驶通过收费站的氢能车辆，在收取通行费后，由氢能车辆运营企业提交上月车辆通行数据，经审核后返还全部通行费。 通过梳理不同地方的政策，中国汽车战略与政策研究中心高级研究员李凯分析，对比来看，各地通行费减免政策在减免时间、减免对象、资金来源等方面有细微区别。 减免时间方面，山东、鄂尔多斯、吉林均为2年，陕西为3年，四川为4年。 减免对象方面，鄂尔多斯对境内氢能车辆全部免除通行费；山东、四川、陕西均对安装ETC设备的氢能车辆减免通行费，范围稍有缩小；吉林则是对吉林省籍氢能车辆予以免费，范围进一步缩窄。但结合燃料电池汽车目前主要的运营范围看，上述政策能覆盖境内行驶的绝大多数燃料电池汽车。 资金来源方面，山东在出台政策时尚未明确资金来源，四川、吉林均明确由省财政统一支付，而鄂尔多斯采取先收再退方式，资金来源暂未在政策中明确。 “自去年12月《共建中国氢能高速行动倡议》在中国燃料电池汽车大会上发布后，多个省市研究并出台了氢能车辆高速通行费免费的政策。”李凯说，这对燃料电池汽车产业的发展产生极大的带动作用，也进一步坚定了氢能行业携手共建氢能高速公路综合示范线的信心和决心。 可降低25%左右的成本 “购车成本高、用氢成本贵的两大成本压力，是当前制约燃料电池汽车市场推广的障碍。”上海某氢能公司负责人坦言，免收高速通行费对氢能车辆的市场推广具有重要意义。 中国汽车战略与政策研究中心测算显示，以49吨重卡为例，燃料电池汽车单位运输成本约为同类型燃油车的1.2倍。若减免全部高速通行费，燃料电池汽车单位运输成本可降低25%。 “氢车免高速费政策效果显著。从山东来看，它能明显带动上下游产业链发展，每个环节的热情都能被激发出来。比如，用户有了购买燃料电池汽车的意愿，燃料电池生产厂家生产的积极性也高起来，关联的加氢站和设备投资方也都跟着动了起来。”山东氢动力科技工程有限公司总经理闫培福说，运行频率比较高的氢能重卡，3年内就能把燃料电池车和油车的价格差省出来。 《氢能汽车蓝皮书》进一步表明，目前，重型载货车高速通行费为2.6元/公里，按照每年营运300天、每天800公里测算，每台车年消耗氢气约24吨，高速通行费约60万元，每新增100台燃料电池重型载货车可带动包含加氢站、氢气制备和运输等产业链产值近3亿元，可有效拉动产业链产值8亿~10亿元。 在业内人士看来，一方面，这是从运营成本上给予氢能车辆的一种创新补贴方式，能有效降低氢能车辆的运营成本，助力氢能商用车前期推广；另一方面，相较此前电车购车补贴的政策，该政策聚集在氢能车辆的使用上，也规避了大量买而不用的僵尸车等资源浪费问题。 仍需加强央地协同 目前，在政策利好和市场需求的双重驱动下，我国氢能产业正迎来前所未有的发展机遇。如何将这一利好政策向全国推广？ 中国汽车战略与政策研究中心氢燃料电池总监王佳建议，按照“联通五大示范城市群和重点非示范城市”的原则，加快构建“两纵四横”氢能高速网络，并强化全国范围内的氢能高速示范顶层设计，统筹规划全国氢能高速示范路线、氢能供应链等，连点成线、织线成面，科学有序地推动全国氢能高速示范进程。 闫培福也表示，希望国家在顶层设计时，能够参考山东、四川、内蒙古的政策，在全国范围内对氢燃料电池车辆推广高速免费。 “氢能高速的出发点是先将五大燃料示范城市群连接起来，建议推行全国范围的氢能高速免费政策。”在香橙会研究院创始人汪生科看来，通过行政力量主导燃料电池车重点推行地区、推行企业的做法不是长久之计，应以市场为导向，推行普惠政策，不仅示范城市群的城市可以获得奖励，而且非示范城市群中做得好的城市也应有相应奖励，打破地域限制，避免低水平重复建设。 “为更好地推动氢能高速建设，还需要加强央地协同，研究制定氢能高速相关支持政策。”王佳表示，减免高速通行费是促进氢能高速建设的重要举措，将有利于推动燃料电池汽车从区域示范进一步扩大到全国，加速实现燃料电池汽车的规模化、商业化应用。 业内人士预测，随着更多省份加入氢能车辆高速免费的行列，全国统一政策可能出台，2024年有望成为氢能产业真正的放量元年。政府、企业和社会各界还需共同努力，不断完善氢能“制储输用”全产业链，推动氢能产业持续健康发展。 原载 2024年10月21日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 汽车电动化浪潮推动能源央企转型发展 王 芳（中国汽车技术研究中心有限公司） 随着全球气候变化和环境问题日益受到关注，能源结构的转型已成为各国政府和企业关注的焦点。汽车行业作为能源消耗和碳排放的源头之一，其电动化转型成为这场能源革命的关键一环。对我国能源央企来说，如何把握这一历史机遇，实现从传统能源供应商向清洁能源供应商的快速转型，是摆在面前的重要课题。 汽车电动化趋势正以前所未有的速度发展 碳中和目标与政策驱动。减少传统燃油车的数量，增加电动汽车的使用是实现碳中和目标的重要手段。许多国家和地区都出台了支持电动汽车发展的政策，如购车补贴、免费停车等。这些政策极大程度地提高了消费者对电动汽车的接受度，推动了产业的快速发展。 续航提升与补能设施完善。随着电池技术的持续改进，电动汽车的续航里程和充电速度显著提升。新型电池如固态电池的研发，有望进一步解决电动汽车的续航问题和充电时间过长的问题。此外，随着充电基础设施的日益完善，电动汽车的充电便利性也得到了提高，进一步推动了电动汽车市场的扩大。 智能网联与自动驾驶技术发展。电动汽车是智能网联和自动驾驶技术的理想载体。智能网联技术的应用，使得电动汽车在充电、导航、安全等方面更加便捷，提升了用户的驾驶体验。同时，自动驾驶技术的发展也为电动汽车的普及提供了有力支持，使得电动汽车在交通拥堵、人力成本上升等问题上具有更强的适应性。因此，随着智能网联与自动驾驶技术的进一步发展，电动汽车在未来将有更广泛的应用前景。 汽车电动化趋势正以前所未有的速度发展，对传统汽车行业和能源行业都产生了深远的影响。对能源企业来说，适应这一趋势，抓住其中的机遇，是实现可持续发展的关键。 能源央企转型的五点必然性 能源安全与可持续性的需求。随着全球气候变化带来的挑战和压力，能源央企推动能源结构的转型，从传统化石能源向更可持续、更环保的可再生能源转变，这不仅有利于保障国家的能源安全，而且有助于减缓全球气候变化的影响。 经济转型与产业升级的要求。随着全球经济结构的调整和新兴产业的发展，能源央企需要进行经济转型和产业升级。通过向清洁能源和电动汽车领域的发展，不仅可以满足经济发展的新需求，而且可以带动相关产业链的发展，推动整个社会的经济转型和产业升级。 应对国际竞争与市场变化的需要。在全球能源转型的大背景下，各国都在积极布局电动汽车和清洁能源产业。对我国的能源央企来说，如何在国际竞争中取得优势，如何抓住市场变化的机会，如何在全球能源转型中发挥更大的作用，都是需要考虑和解决的问题。 社会责任与公众形象的考量。作为国有大型企业，能源央企承担着重要的社会责任，不仅要考虑经济效益，而且要考虑社会效益和环境效益。通过推动能源转型和电动汽车的发展，可以提升企业的公众形象，增强社会责任感，也有利于企业长期稳定的发展。 技术创新与研发实力的体现。随着科技的不断进步和创新，可再生能源和电动汽车领域的技术也在不断突破。对能源央企来说，通过在可再生能源和电动汽车领域的研发和创新，不仅可以推动相关技术的发展，而且可以提升自身的技术实力和核心竞争力。 对能源央企深耕汽车电动化领域的建议 在汽车电动化的浪潮下，能源央企需要积极调整战略布局。 深耕汽车电动化 核心技术创新：与电池制造商建立长期合作关系，共同投资研发更高能量密度、更长寿命的电动汽车电池。设立专项研发基金，鼓励技术创新和实验验证。加强与材料科学领域的合作，研发新型电池材料，提高电池性能和降低成本。同时，关注固态电池、锂硫电池等前沿技术领域的研发进展，争取在关键技术上取得领先地位。 充电设施网络建设：与地方政府和房地产开发商建立合作关系，共同推动公共和私人充电设施的建设。制订详细的充电设施建设计划，包括建设地点、规模和时间表。提供定制化的充电解决方案，满足不同用户的需求。同时，关注无线充电、快速充电等先进技术的研发和应用，提升充电体验。此外，探索与停车场、商业地产等领域的合作机会，共同建设充电设施网络。 车联网与智能充电：加强与充电运营商和电网企业的合作，共同研发车联网技术与智能充电策略。建立大数据平台，收集和分析电动汽车的行驶数据和充电行为，优化能源使用和充电体验。为用户提供更加个性化的服务，如智能推荐充电时间和地点、实时路况导航等。同时，关注网络安全和数据保护问题，确保用户信息和隐私的安全性。 绿色出行服务与创新 绿色出行平台：构建一个整合电动汽车租赁、共享出行、智能充电等服务的平台。通过与地方政府合作，推广绿色出行理念和政策。建立合作关系网络，整合各方资源，为用户提供更加便捷的绿色出行解决方案。同时，关注用户体验和服务质量，不断优化平台功能和服务流程。 能源管理服务：为用户提供定制化的能源管理服务，如能源成本优化、智能充电推荐等。通过数据分析和技术创新不断优化能源管理服务，提升用户体验。开发适用于电动汽车的智慧能源管理系统，为用户提供更加便捷的体验。 商业模式创新：除了现有的服务模式外，还应积极探索新的商业模式和合作机会，如电动汽车分时租赁、电池交换服务等降低运营成本、提升企业竞争力。通过创新服务模式降低运营成本，实现可持续发展。同时，加强与同行业的交流与合作，共同推动绿色出行服务的普及和发展。 国际合作与话语权提升 多边国际合作：与具有互补优势的国外企业开展双边合作项目，共同研发新技术和市场拓展。通过互利共赢的合作模式实现技术共享和经济利益共赢来推动全球电动汽车产业的发展。与国际领先的能源企业和汽车制造商建立战略合作关系，共同研发新技术新标准。可以探讨建立合资企业共同开发新技术和市场拓展的可能性，也可以通过技术转让和授权等方式实现技术共享和经济利益共赢。此外还可以考虑在海外设立研发中心或分支机构以更好地融入国际创新网络。 标准制定：积极参与国际电动汽车和充电设施标准的制定，提升我国在国际标准制定中的话语权。推动我国在电动汽车和清洁能源领域的标准成为国际标准，提升我国企业的国际竞争力。此外还应关注国际标准的发展动态，加强跟踪和研究，及时掌握标准变化趋势并作出相应调整，以保持企业在国际市场的竞争力。 知识产权保护：增强知识产权保护意识，建立健全知识产权管理制度，通过专利申请和技术转让等方式保护企业的核心技术和创新成果，防止技术侵权和市场垄断行为的发生。 原载 2024年第2期《中国石化》杂志 栏目编辑 任 卓 责任编辑 任 卓 传统能源企业发展充电业务 要把握正确方向 张荣纪 路文刚（特来电新能源股份有限公司） 2023年6月，国务院办公厅印发的《关于进一步构建高质量充电基础设施体系的指导意见》指出，“在确保安全前提下，在具备条件的加油（气）站配建公共快充和换电设施，积极推动建设加油（气）、充换电等业务一体的综合功能服务站”。这更加明确了传统能源企业向新能源转型的方向，既是传统能源企业发挥自身优势的产业升级，又是面向更广阔市场的高质量发展，将进一步加速推动我国新能源行业的蓬勃发展。 传统能源企业向新能源转型升级，需选择正确的技术路线进行投资建设，运用大数据选址评估工具、智能运维系统等数字化工具赋能精细化运营，同时要注意云边端相融合，守住安全底线，确保充电和数据安全。 群管群控技术路线或更利于可持续发展 目前行业内有充电桩和群管群控两种技术路线。 充电桩是将功率模块、人机交互、控制器件和充电枪集成设计在一起，安装在每个车位上，功率是固定不变的，类似于家用空调。群管群控设备是将一个区域内的功率模块集成在一起，形成可以在不同车位之间共享调度的功率池，车位上只保留充电枪的接口，类似于中央空调。 随着电池技术的进步，电动汽车的充电功率逐年提高，在运行的电动汽车充电功率的离散性越来越大，这就需要我们灵活满足不同的充电需求。基于此种趋势，目前行业内主流运营商均选择功率池化的群管群控技术路线，通过功率模块在不同车位之间的共享调度，可以灵活满足不同充电需求，提高资产的利用率，提升用户的充电体验。 通过实验数据对比发现，群管群控设备的投资比充电桩低20%，而充电运营收益高13.6%，用户充电满意度高5%，真正做到了省而强大。 充电行业大功率充电、自动充电、ChaoJi接口等新技术新标准层出不穷，群管群控技术路线可以通过模块化的设计，灵活兼容，避免重复投资和资产呆滞。尤其面对正在爆发的液冷超充趋势，充电桩只能更换设备，重新施工建设，而群管群控设备只需更换一个终端，安装上去就可以了。 传统能源运营企业向新能源转型升级，是为了可持续盈利，实现高质量发展，企业要从全生命周期来算经济账，既要考虑初始投资，又要兼顾未来的升级迭代和可持续发展。 数字化工具为精细化运营赋能 选择正确的技术路线进行投资建设，相当于选择了正确的“硬件”，与之配套的“软件”就是精细化的运营和运维了，这需要数字化的工具进行赋能。 大数据选址评估工具确保“基因优良”。充电站的选址对于投资能否成功至关重要。目前行业内主流运营商都建立了科学的投资评估体系和数字化的选址工具。根据市场运营场站分布情况、终端数量、装机容量、运能、充电量、功率利用率等指标划定热力区，根据热力区颜色即可判断竞争情况，综合考虑108个元素为投资收益打分，确保充电站的基因良好。 数字化智能运维系统助力运营提质增效。充电站的布局比较分散，如果采用传统的人工运维，运维成本高、问题处理慢、闭环管理难。目前行业内最新的数字化智能运维系统可以很好地解决这些难题。智能运维是基于小微传感器的物联网，将400多项设备信息通过数字化实时采集到大数据平台，通过数据分析进行故障预警并进行工单管理的系统。目前数字化智能运维系统可以对300多类设备故障进行预警，覆盖到90%的故障类型。借助平台的远程配置功能，可以实现70%的运维工作在线上完成。通过在线的工单系统，对问题的处理进行闭环管理，通过手机终端，运维人员可以涵盖验收、调试、问题处理、巡检整改等所有工作。 云边端融合守住安全底线 安全生产是能源企业运行的高压线，要牢固树立底线思维，确保高质量发展的安全性。 首先是充电安全问题。行业研究表明，80%的烧车事故是发生在充电过程或者充满电一个小时之内，如何防止烧车事故的发生成为确保安全的重中之重。目前行业内最新的技术是两层安全防护技术，通过充电过程中电池传输的电池管理系统（BMS）数据，充电设备在设备层和平台层建立了36个安全防护模型，对充电数据进行分析和校验，每次充电就对电池进行一次安全“体检”，大大降低了烧车事故的发生。同时，通过大数据检测可以对高危车型进行终止充电和告警推送等动作，帮助运营企业省心放心。 其次是数据安全问题。作为基础设施的充电网实现了用户、电动汽车、电池和能源的实时在线，高黏性、高强度地交互，形成了基于用户、车、电池的海量用户行为大数据、工业大数据和能源大数据。在云端服务安全防护方面，充电网通过云防护平台和互联网数据中心（IDC）安全管理系统，实现识别并拦截包括分布式响应攻击（DDoS）、数据库（SQL）注入、跨站攻击（XSS）、扫描器攻击、黑客工具攻击、文件注入等多种攻击的能力，从而保障用户及企业的数据安全。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 任 卓 4C超充时代补能网络面临的机遇与挑战 张 旭（上海快卜新能源科技有限公司） 充电时间长导致消费者存在续航里程焦虑仍是阻碍新能源车大规模推广的主要问题之一，解决这一问题的核心是提升充电效率。因此，整车企业和电池研发生产企业纷纷布局4C（电池在15分钟内充满电）超充电池技术。 2022年6月23日，宁德时代推出超快充麒麟电池，标志着车载电池生产正式进入4C时代。2023年8月16日，宁德时代发布旗下首款采用磷酸铁锂材料并可实现大规模量产的4C超充电池—神行电池，是行业首款磷酸铁锂4C超充电池。磷酸铁锂电池的价格相对较低，较三元锂电池低约25%，并且热稳定性更好，具备在中低端车型搭载的价格优势。4C磷酸铁锂电池的面世，标志着4C超充电池迈入乘用车规模化应用阶段。 补能速度成新能源车产业发展关键，超充车型3年内向千万级迈进 4C电池快速发展的背后，是其在补能端能解决消费者充电时长焦虑。《2022中国电动汽车用户充电行为白皮书》显示，用户平均单次充电量为25.6千瓦·时，平均单次充电时长49.3分钟。未来能否缩短充电时间，将成为新能源车产业发展的最关键因素。 当前，4C电池正成为各大电池厂商布局的重头。除宁德时代麒麟电池和神行电池外，2022年孚能科技发布全新动力电池解决方案—SPS（超级软包动力电池解决方案），支持800伏平台和4C快充；欣旺达公司提供的纯电汽车（BEV）快充2C及超级快充4C电池产品，可适配800伏高压及400伏系统。 为实现4C超充车型的普及化，宁德时代研发突破原本由于导电率相对较差带来技术实现难度较大的磷酸铁锂电池4C超充技术。一是采用超电子网正极技术，对磷酸铁锂正极做纳米化处理，提升锂离子脱出速度；二是使用全新的超高导电解液配方，有效降低电解液的黏度，显著提升电导率；三是对石墨负极表面进行包覆改性，在表面打造快离子包覆环，实现锂离子可以快速嵌入石墨的任何位置；四是导入电芯温控技术，实现电芯在低温环境可以快速加热到最佳工作温度区间。 三元锂电池主要覆盖中高端电动汽车市场，而磷酸铁锂的市场区间相对更亲民。宁德时代宣布神行电池进入规模化生产阶段后，奇瑞、阿维塔、极氪、北汽均宣布2023年会发布搭载神行电池的车型产品。未来，随着4C超充产品性能的不断完善和搭载车型销售规模的不断增加，4C超充电池价格仍有下降空间，市场潜力巨大。行业更是预测，2026年全球超充车型保有量有望突破千万辆，年度新增数量占比为新能源车的30%以上。 4C超充对补能网络带来的机遇与挑战 用光储充微电网消除电网瓶颈 超充车型保有量向千万级迈进后，对电力容量输出要求提升。根据国内主要车企发布的高压快充车型规划，广汽、小鹏、北汽、东风、长安等均已推出基于800伏及以上高压平台的高端车向4C及以上迈进，快充性能车量产并投运后，对电力容量将提出较大挑战，带来了具备短时间内充电桩周转率高、服务大量车辆的电量保供压力。 超充站的建设严重依赖于电网的稳定性，适配800伏高压快充的超充站需要超大电容匹配，电网进行电容改造的力度和速度直接决定了普及率。当前充电设施因受限于场地电网容量的限制，超级快充又需要高电压、大电流及瞬间超高功率输出。基于“光储充检”微电网技术的充电2.0补能网络成为下一阶段的主流趋势。 “光储充检”微电网系统将锂电储能系统、光伏发电系统、能量管理系统、电动车电池在线检测系统、电动车直流交流充电桩及局域电网深度耦合。整个系统通过微电网平台，把光伏、储能与超充进行深度耦合，可以实现以下功能： （1）智能能量分配：把市电、光伏发电与本地电网电价机制、系统运行效率区间、负载实时需求有机结合，通过AI算法，让电能更智慧地运转，使整个系统效率更高。 （2）削峰填谷：通过储能系统，实现市电的峰谷套利，光伏电能套利。 （3）增容扩容：在配电困难时，需快速增加配电容量，基于实际场景需求，叠加光储，实现增容扩容功能。 （4）孤岛运行：在电网条件不好的地方，叠加光储，实现孤岛运行模式。 （5）调峰调频：未来电动车越来越多，特别是超充车辆快速增长的情况下，对电网冲击非常大，可以通过光储系统参与电网、调峰调频，抑制电网波动。 （6）智能运维：实现功能迭代升级，系统可以进行远程诊断，大部分故障可以进行远程维护。 用电池检测技术解决超充安全管理与消费者对于超充及电池寿命的顾虑 4C超充车型发展即将进入快速爆发阶段，越来越多的消费者在购买超充车型时，大功率超快充电过程的安全可控成为焦点问题。另外，超充动力电池占整车成本近40%；同时，动力电池具有维修难度高、更换成本高、检测花费时间长等痛点，既影响消费者日常用车，又影响二手车的估值及保险等方面。 4C超充时代的充检一体化补能网络需要构建“电池、车、桩、网”一体化的产业链协同能力，才能打造让消费者安心和信赖的4C超充补能网络。这就需要将电池检测技术建立在日常充电的场景中，将电池企业的电化学相关模型集成于充电桩当中，采用云边协同的技术架构，集成多维度AI算法模型，为广大的车主建立电池使用档案库，记录每个超充电池每次充电的数据表现，结合电化学模型为超充电池状态实时更新最佳的充电策略，以保障超充电池的安全充电、快速补电。 原载 2024年第9期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 “20连涨”后LNG重卡能否继续狂飙？ 韦芫臻（广西石油） 2000年以来，由于碳排放相对较低、储量丰富、价格低廉，天然气在全球范围内广受欢迎。尤其是近年来，随着环保意识的增强和能源结构的调整，燃气重卡作为一种清洁、高效的运输工具，逐渐受到市场青睐。2022年12月~2024年7月，我国燃气重卡终端销售实现月度环比“20连涨”。 目前，我国燃气重卡市场主要有液化天然气（LNG）重卡、压缩天然气（CNG）重卡两大类，同等体积下LNG存储效率更高，一般为同体积CNG的2.5倍，当前燃气重卡市场中，LNG重卡主要负责粉粒物料、集装箱、散杂配送等中长途运输，而CNG重卡主要用于出租车和城市公交车等短途运输，两者在分工上较为明确。其中，作为在中长途运输领域强势崛起的LNG重卡，销量的大幅增长为交通用气提供了重要支撑，成为拉动重卡市场复苏的关键驱动力。 十年间，LNG重卡由起步探索到实现快速蓬勃发展 随着我国经济的持续发展，物流运输行业的需求也在不断增长。以LNG为燃料的重卡相较传统柴油重卡，具有环保、节能、经济等优势，百公里用能成本可节约14%~33%，实现快速蓬勃发展。 LNG重卡的发展历程可追溯到上世纪末，但真正进入快速发展阶段则是在近十年。2010年前，我国LNG重卡市场还处于起步阶段，市场渗透率极低。然而，随着国家对环保要求的日益严格和天然气资源的不断丰富，LNG重卡逐渐崭露头角。特别是“十二五”期间，我国将天然气基础设施建设作为发展重点，LNG接收站、储气库等设施不断完善，为LNG重卡推广提供了有力支撑。 “一般来说，当1千克的LNG价格相当于或低于1升柴油价格的70%时，LNG重卡市场可维持正常；当相当于或低于1升柴油价格的65%时，可能出现‘井喷’现象。”四川省清洁能源汽车产业协会副秘书长李永昌针对油气价格算过一笔账，LNG与柴油价格之间的差距直接影响LNG重卡购车者的积极性。 进入“十三五”，我国LNG重卡市场迎来爆发式增长。一方面，国家出台了一系列利好政策，如给予购车补贴、优先通行等优惠措施，降低了LNG重卡的购置和使用成本；另一方面，随着技术不断进步和使用成本逐步降低，LNG重卡的性价比越来越突出，逐渐成为运输企业的首选。 终端上牌数据显示，近两年，我国燃气重卡购买率实现爆发式增长，2023年累计销量达15.2万辆，比上年增长307％，市场渗透率提升至16.7％。2024年上半年累计销量达10.9万辆，同比增长104％，远超行业整体增幅，市场渗透率突破35％。以2024年7月为例，国内燃气重卡实销1.79万辆，环比增长10%，同比增幅达69%。这一数据不仅显示了LNG重卡市场的火爆程度，而且反映了运输企业对LNG重卡的认可和信赖。 然而，LNG重卡市场在蓬勃发展中也遇到不少挑战。一方面，进入8月，天然气秋冬季价格持续上涨，使得LNG重卡的运营成本增加，部分运输企业在选择车辆时变得更加谨慎；另一方面，重卡终端需求持续疲软，整体市场需求不振，也对LNG重卡市场造成一定冲击。据统计，2024年8月，我国LNG重卡实销1.23万辆，同比、环比均出现下滑。 尽管有所下滑，但从整体来看，我国LNG重卡市场仍保持强劲发展势头。特别是在一些重点区域和领域，LNG重卡的应用已相当广泛。例如，在煤炭、矿石等资源型物流运输大省，LNG重卡凭借其高效、环保的特点，成为运输企业的首选。此外，在沿海地区和工业发达地区，随着工业需求稳定增长和环保要求提高，LNG重卡的市场需求也在不断增长。 LNG重卡优势：环保、经济、续航与安全并行 LNG重卡之所以能在激烈的市场竞争中脱颖而出，离不开其独特的优势。 从低碳环保出行方面看，LNG重卡无颗粒物、有害物质排放，污染物排放量相比柴油车可减少30%以上，不仅可以有效改善空气质量，而且可以降低企业的环保成本。 从经济效益方面看，随着我国天然气价格下跌和柴油价格上涨，LNG重卡的经济性优势越来越明显，特别是在物流运输利润不断萎缩的背景下，低价燃料成为用户的主流选择。 “对我们这些跑长途拉货的重卡司机来说，气价低、费用省、续航长才是最重要的。”陆师傅是一位专跑湖北至广西长途物流的重卡司机，每当途经广西柳州市时，他都会在中国石化鹿寨连丰加能站加满气。据重卡司机们反映，正常行驶的情况下，1000升LNG续航里程在1000公里以上，可以减少加油次数和停车时间，提高运输效率。同时，LNG重卡还配备了完善的安全防护系统，如泄漏报警、紧急切断等装置，进一步保障了车辆和人员的安全。 根据标普全球相关资料，一辆LNG重卡行驶100公里通常消耗30~35千克LNG。假设1年行驶10万~20万公里，相比柴油重卡可节省成本近5万元。据了解，某顶级生产商生产的LNG重卡价格在26.8万~ 53.2万元，而同类柴油重卡价格在25万~29万元。 随着我国经济持续发展和环保要求不断提高，LNG重卡作为一种清洁、高效的运输工具，将逐渐成为未来重卡市场的主流。尽管面临一些挑战，但凭借其独特的优势，LNG重卡市场仍有望迎来更加蓬勃的发展，助力我国物流运输行业向着更加环保、高效、可持续的方向发展。 立足LNG市场，中国石化销售公司实施蓝海战略， 打造天然气骨干路网 2024年以来，针对LNG市场规模巨大、发展前景广阔的实际，中国石化销售公司实施蓝海战略，以综合能源谋未来，打造新兴市场核心优势。 销售公司以“综合能源+综合服务+数字经济”为发展思路，以能源为起点、以客户为中心、以市场为导向、以服务为变量，融入创新驱动、科技支撑、数智融合、金融工具等多种业态和内外部资源，高质量打造综合能源服务商。发挥集团一体化优势，深化LNG直供战略合作，强化内外资源统筹，稳步推进天然气供应链建设。围绕 “七纵九横”国家高速公路网和重点国省道全面布局交通LNG网络，加快网点投营，全力开拓车用LNG市场，做大经营规模，提升市场份额。截至2024年10月，中国石化累计建成投营LNG加气站670余座，加气网络覆盖全国30个省份，每日为LNG车辆提供加注服务超8万车次，已成为全国第一大车用LNG运营商。 河北石油科学谋划LNG网络布局，积极开拓市场，强化资源统筹和物流调度，持续提升服务质量，选取货运车辆运行密集的10条高速公路、17条国道及沿海港口附近的加能站增设加气功能，打造“四纵六横”LNG走廊，提升综合竞争力，目前已建成加气站点28座。1~10月，河北石油LNG销量同比增长202.49%，销量及增幅均位居销售系统前列。 广西石油主动融入“气化广西”战略，积极拥抱高质量发展与油气互补的新趋势，通过强化网点布局，构建广西最大最全车用加气网络，针对不同路线的加气车辆提供精准营销方案和差异化服务，提升零售市场份额、扩大终端规模，不断推进“广西天然气供应走廊”工程的完善与升级。1~10月，广西石油年度任务完成率161.9%，销量同比增长175.7%，LNG销量同比增长231.8%。 宁夏石油围绕“改造提升传统油气产业、培育壮大新兴LNG产业、全面优化拓展非油产业”战略，立足区域资源禀赋谋划全域市场精准布局，培育8座LNG日销量超80吨骨干站，建成13座LNG日销量超35吨接力站，逐步构建形成宁夏石油“四梁八柱十三基”LNG销售网络格局，成为宁夏地区最大LNG运营商。截至10月底，宁夏石油已提前完成全年目标任务，LNG经营总量居销售系统第一。 面对新形势、新任务、新挑战，中国石化销售公司将通过加强顶层设计，推动跨企业、跨板块、跨区域交流合作，推进内外部资源配置、供应渠道建设、加气站规划运行、物流运力体系建设等各环节协同发展，提升天然气产业链价值创造力；加快LNG网络连点成线成网，以全国重要物流通道为“线”，以各地物流园、工业园等高频停靠区为“点”，通过增设加气功能、收购、租赁合资等方式，推动LNG加气网络发展规划落地，构建路网一体LNG加气网络，助力国家绿色低碳交通体系建设。（吴树彬 马继林 郭思稳对本文亦有贡献） 原载 2024年12月2日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 电动重卡 向“绿”而行 韦芫臻（广西石油） 2024年“两会”期间，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群在《关于加快推进重卡电动化进程的提案》中指出，随着动力电池技术水平不断提升，结合换电等商业模式创新，近年来我国电动重卡已具备较强的市场竞争力，但渗透率远低于汽车行业平均值。他建议，进一步优化我国电动重卡管理政策，完善标准体系，鼓励电动重卡市场技术创新与推广应用，加快实现我国交通运输行业“双碳”目标。 实现“双碳”目标，关键在于加快建设新型能源体系，推动能源结构从传统化石能源向清洁能源转型。电动重卡的发展将有助于提高清洁能源在交通运输领域的应用比例，促进能源消费结构优化。 从政策支持、能源安全、环保压力、市场需求、技术进步、 成本降低等因素入手，推动重卡电动化转型 华创证券表示，电动重卡是交通领域的碳排放大户，解决重卡和渣土车这样的商用车碳排放问题已成为我国实现“双碳”目标的关键所在。 近年来，环境保护和可持续发展受到社会广泛关注，用传统燃油作为动力的重卡存在尾气排放等问题，不仅加剧了空气污染和温室气体排放，而且制约了交通运输行业的可持续发展。为此，我国从政策支持、能源安全、环保压力、市场需求、技术进步、成本降低等因素入手，推动重卡电动化转型。 在政策支持方面，我国出台了鼓励新能源汽车发展的政策，包括补贴、税收优惠、购车指标等，有助于满足电动重卡的市场需求。众多汽车制造商纷纷加大在这一领域的投入力度，推出了一系列具有竞争力的产品。 在市场需求方面，物流行业的快速发展对重卡的需求持续增长，而电动重卡具有更低的运营成本和更高的环保性能，能较好满足市场对高效、绿色运输的需求。 在基础设施建设方面，充电基础设施的不断完善为电动重卡的推广提供了有力支持。我国加大对充电桩、换电站等基础设施的投资力度，提高了电动重卡的使用便利性。 在技术进步和成本降低方面，随着电动重卡技术的不断进步和规模化生产，成本逐渐降低，与传统燃油重卡的价格差距逐渐缩小，提高了市场接受度，同时，电池能量密度提高、充电时间缩短、续航里程增加等优势，使电动重卡更加实用和具有竞争力。 在能源安全和环保压力方面，严格的排放标准和环保要求促使更多企业和运输公司选择电动重卡，以减少尾气排放对环境的影响和对传统燃油的依赖，提高了能源安全性。 在国家利好政策、市场方向转变等多重因素驱动下，2023年，我国电动重卡持续快速增长，总销量达34560辆，创历史新高。据终端上牌数据显示，2024年1~5月，我国电动重卡累计销量20740辆，同比增长139%，其中，5月我国电动重卡销量5196辆（含质量在14吨以上车型，不含出口），同比增长174%，环比增长13%，呈现了销量同比“五连涨”的持续向好发展趋势。 发展以“充换电”为主的新型道路交通基础设施建设， 为重卡“绿”电提速 随着新能源电车快速发展，我国与之配套的基础设施也取得了长足发展，基本形成了与新能源电车协同发展的格局。据媒体报道，截至2023年底，我国充电基础设施达859.6万台，比上年增长65%，车桩比由2020年的2.9∶1变为2.4∶1，95%的高速公路服务区配套建设了充电设施。预计到2030年，我国新能源汽车保有量将接近1亿辆，2060年增至3.7亿辆。按照以上预测，到2030年，即使考虑私桩共享、车桩比为2.8∶1，充电桩规模也将达到3500万台、换电站规模达到1万座；到2060年，假设充电桩分布和使用更加科学合理，车桩比为4∶1，充电桩规模将达到8600万台、换电站规模达到7万座。随着我国充换电网络建设的完善，以“充换电”为主的新型道路交通基础设施建设快速发展，未来增长空间潜力无限。 “电车开起来比油车更省钱，还不用像油车那样需要加注尾气处理液，晚上停车休息也不用担心偷油问题，补个觉的时间车子就充满电了。”冯师傅是一位有着15年物流重卡驾驶经验的资深司机，去年他所在的公司新购进3台电动重卡，新车的驾驶体验让他很满意。 电动车充电按照充电时长划分，分为慢充、快充、超快充三类，慢充指交流充电，一般需要6~8个小时充满；快充指大功率直流充电，最快半个小时充电至80%；超快充是指当充电桩功率提升为320千瓦以上，可以实现“一秒一公里”。此外，为满足消费者减时提速的充电需求，电动车充电还升级了换电模式，通过满电电池与空电电池置换的方式，电动车司机从扫码开始到电池更换完成仅需五六分钟，满足了城市运营、物流运输等多种车系提速提效的换电需求。 全国新能源商用车市场信息联席会秘书长卢华平表示，去年底工信部工作会议明确2024年要支持新能源汽车换电模式发展，抓好公共领域车辆全面电动化先行区试点；政策将持续驱动电动重卡发展。此外，交通运输部明确到2026年累计在全国范围内推广换电重卡不少于两万辆。 出于对行业前景的乐观预测，多家企业加速布局充换电重卡基础设施。去年6月，宁德时代发布自研重卡底盘换电解决方案后不久，与福建高速共同建设了我国首条高速公路重卡换电绿色物流专线。此外，南京金龙、三一汽车、中国重汽、东风柳汽、汉马科技等均在布局换电重卡，国家电投、协鑫能科、三一集团等也在卡位布局重卡换电站。 我国电动重卡换电产业促进联盟预测，2025年换电重卡销量有望实现10万~15万辆；未来随着换电标准的统一，港口和矿山等高频场景及短途重卡换电规模将快速扩大，换电重卡将更加高效和智能。 原载 2024年7月8日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 氢能重卡推动运力绿色转型 万家凝 熊 海 宋发明 刘二雄（湖北石油） 在“双碳”背景下，氢能正迎来重大发展机遇，交通领域成为氢能产业发展的重要突破口。“氢走廊”建设和氢能重卡的应用，将有助于发挥氢能在能源保障和零碳排放等方面的突出优势，提高交通行业绿色低碳化水平。 从政策支持、能源安全、环保压力、市场需求、技术进步、 成本降低等因素入手，推动重卡“氢”风吹绿、低碳前行 近年来，随着“双碳”目标的推进，我国氢能产业迈入发展快车道，加氢站建成数量快速增长。据全球领先的氢能服务机构香橙会研究院统计，截至2023年底，我国累计建成加氢站407座，较2022年底增长了31.29％；截至目前，加氢站累计建成数量达到430座，位居全球第一。 与此同时，氢能应用场景正在不断向多元化拓展。在交通运输领域，氢能重卡已成为绿色低碳转型的先行者。中国工程院院士、中国矿业大学教授彭苏萍指出，商用车尤其是重卡，动力需求大、续航要求高，是符合我国国情的氢燃料电池商业发展模式，在矿山、煤炭、港口等固定运输专线有很好的应用场景。 中国工程院院士、中国工程院原副院长干勇表示，在重型柴油车的密集地区，如港口及物流园区，便于集中建设供氢体系，推动“柴改氢”示范，验证氢能在“柴改氢”示范区内全生命周期运营的经济性，开创“氢能重卡时代”，可以优先发展氢能源商用物流车。 相较传统的柴油重卡，氢能重卡仅排放水蒸气，不产生有害物质，更具环保性；相较电动车数小时的充电时间，氢燃料加注时间更短、运营效率更高；氢气价格相对稳定，氢能重卡的行驶里程更长，使用成本也相对较低。 以氢能部分替代、压缩化石能源消耗量，能够提升清洁能源在能源结构中的占比，实现“加氢减碳”。为此，我国从政策支持、能源安全、环保压力、市场需求、技术进步、成本降低等因素入手，推动重卡“氢”风吹绿、“氢”装上阵。 在政策支持方面，自2019年“推动加氢设施建设”首次写入政府工作报告以来，我国相继出台多项政策，加强氢能重卡顶层设计，包括部分地区加氢站建设补贴、运营补贴，氢能重卡高速通行费减免、一次性补贴、产销奖励等。中国一汽、福田汽车等多家大型车企也在氢车技术突破、基地建设等方面持续发力，不断取得新进展。 在能源安全和环保压力方面，“交通运输绿色低碳”是“碳达峰十大行动”之一。氢能重卡作为绿色低碳转型的先行者，在保障能源安全、解决能源危机和环境污染、实现“双碳”目标等方面发挥着重要作用，受到广泛关注。 在市场需求方面，氢能重卡具有零碳排放、长续航里程等优势，适用于城市物流、长途货运等领域，能够较好满足市场对高效、绿色运输工具的需求。2024年以来，随着多地区陆续进行氢能公交、氢能重卡招标，氢能源汽车特别是氢能重卡，已成为众多企业重点关注的对象。 在基础设施建设方面，氢能高速逐步示范推广，正推进畅通氢能供给、推动构建跨区域氢能输送体系。高速加氢基础设施和氢能供应体系的加速完善，为促进氢能重卡应用打下基础。 在技术进步和成本降低方面，随着氢能重卡技术的不断成熟，以及氢气价格相对稳定、氢能重卡的行驶里程更长等原因，使用成本相对较低。据香橙会研究院测算，当免收高速费用后，每辆49吨氢能重卡与同等吨位燃油重卡相比，全生命周期成本节约36万元。 随着技术进步、基础设施建设完善及利好政策的推动，2023年，我国氢能重卡销量达到3653辆，比上年增长48.19%，销量占新能源重卡销量的10%以上，创历史新高。据交强险数据显示，2024年7月，我国氢能重卡实销650辆，同比增长88%；1~7月，我国氢能重卡累计销量1978辆，同比增长52%，显示出氢能重卡市场的强劲增长势头。 加快推进“氢走廊”建设，完善加氢基础设施网络， 助力氢能重卡“氢”风劲吹 一直以来，氢能重卡主要用于短途公路运输等应用场景，与电动汽车车主一样，氢能重卡司机也饱受续航问题的困扰。近年来，氢能重卡在续航里程上不断取得新突破。为抢占氢能赛道，多个地方政府和企业开始整体布局氢能产业，加速推进“氢走廊”建设。 “氢走廊”是指一条或几条跨区域的氢燃料电池重卡高速运输大动脉。据权威媒体报道，目前我国各地正加快推进“氢走廊”模式落地，形成北京、上海、广东、河南、河北“3+2”燃料电池汽车示范格局。除了“成渝氢走廊”“粤港澳大湾区氢走廊”，目前我国还有“京沪氢能交通走廊”“长三角氢走廊”“郑汴洛濮氢走廊”“广东粤湾氢走廊”“山东半岛氢动走廊”等，“氢走廊”可谓遍地开花。 中国产业发展促进会氢能分会副秘书长江宁表示，中国油氢合建站的发展速度全球领先，基础设施建设必须提前走，比如“氢走廊”，我国华南、华东地区有些线路基本初具雏形。 以“成渝氢走廊”为例，成渝地区公路交通繁忙，碳排放问题突出。成渝两地先后签订《打造成渝地区双城经济圈氢走廊战略合作协议》，发力建设“成渝氢走廊”，围绕氢能产业链供应链“做文章”。自“成渝氢走廊”2021年11月正式贯通以来，数百辆氢能轻卡每日穿梭于成都、重庆及周边城市。如今，氢能重卡也通过“氢走廊”加入滚滚新能源车流。数据显示，目前，川渝两地已累计投入运营氢燃料电池汽车超900辆，建成加氢站26座，自动驾驶及车路协同测试道路里程累计超过2200公里。“氢走廊”的建设，正进一步推进加氢站项目建设及氢能重卡示范应用，助力打造零碳物流。 “排气管排出的是一滴滴水珠，这是氢气反应的结果！”司机李师傅驾驶氢能重卡，惊喜地发现一辆49吨的重卡加满氢气仅需15分钟就可满载续航超过300公里。油箱变气罐后，车身也变得更轻、行驶也变得更平稳，几乎没有噪声。 “氢走廊”的建设将推动深度整合走廊两端优势产业资源、互补合作，带动城市群城际间加氢基础设施与氢燃料电池汽车协调平衡发展。同时，缓解氢能重卡“里程焦虑”，助力氢能车辆完成跨区域、跨省份、长距离运输任务，推动高速沿线的加氢基础设施建设。 中国能源研究会理事长史玉波表示，氢能与燃料电池技术的发展及应用，将成为推动我国经济社会发展的新动能。 为支持氢能产业落地，各地政府立足自身优势，大力推进氢能项目。2024年以来，四川、山东、河南、广东等地陆续发布氢能产业支持政策，加强氢能在交通领域的示范应用。7月25日，《上海市促进工业服务业赋能产业升级行动方案（2024—2027年）》发布，提出“推广加氢站等新能源基础设施”。为了抢占未来新赛道，多家企业抢先布局，蜀道装备、中国重汽、飞驰科技、中材科技等正加快布局氢能重卡。 东北证券发布研究报告称，氢能重卡在钢铁、焦炭、矿山、港口等短倒运输场景经济效益逐渐清晰，在长途重载领域优势显著，市场化潜力渐显，行业推广提速。2025年，氢能重卡销量有望持续加速增长。 原载 2024年9月30日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 地热开发利用要向深层进军 孙焕泉（中国工程院院士） 国殿斌 毛 翔 吴陈冰洁（新星公司） 地热资源是重要的非碳基可再生能源，具有本土能源、稳定可靠、绿色低碳等优势。21世纪以来，我国地热直接利用规模稳居世界首位，特别是中深层地热供暖利用快速增长，成为我国在世界地热产业中的鲜明特色。 但受限于绝大部分地区处于板块内部，东部用能旺盛区尚无规模中高温地热资源发现，我国地热发电产业发展缓慢。地热若要在能源转型中发挥更重要的作用，未来需要向品位更高、应用范围更广的深层地热资源进军，攻关高温钻完井等关键技术，推进“地热＋”多能源协同，加大示范项目建设和应用市场培育力度。实现地热资源科学、高效、可持续开发，对保障国家能源安全、加快构建清洁低碳安全高效的能源体系具有重要的战略意义和现实意义。 我国是世界第一大地热直接利用国 随着全球范围绿色低碳转型进程加速，以及可再生能源开发技术不断突破和规模应用，地热产业发展进入“快车道”。2021年，国家发展改革委等八部门印发《关于促进地热能开发利用的若干意见》，提出“到2025年，地热供暖（制冷）面积比2020年增加50%，全国地热发电装机容量比2020年翻一番；到2035年，地热供暖（制冷）面积及地热发电装机容量力争比2025年翻一番”目标。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合发布《可再生能源发展“十四五”规划》，提出“积极推进地热规模化开发”，涉及中深层地热供暖制冷、浅层地热开发和地热发电等方面。 我国是世界第一大地热直接利用国，浅层和中深层地热的直接利用规模均居世界首位。2023年世界地热大会公布的数据显示，中国地热直接利用装机规模在全球占比达57.8%、利用热量在全球占比达56.1%。通过理论创新和技术突破，我国地热实现工程规模化应用，特别是中深层水热型地热资源供暖利用规模持续扩大，在北方清洁供暖和大气污染防治中发挥了重要作用。在干热岩及增强型地热系统开发方面，相继开展了钻探、热储改造及试验性发电相关工作。 现阶段，我国地热发电虽然发展较缓，但因其具备稳定基础载荷和调峰载荷的双重作用，有望在未来以新能源为主体的新型电力系统中发挥更大作用。 地热利用在能源结构转型、绿色低碳发展中的作用日益凸显 受构造背景、岩浆活动、水文地质条件、地层发育等因素的综合影响，我国地热资源分布具有明显的规律性和地带性。从我国地热资源分布与用能需求的匹配来看，高温水热型地热资源集中分布于青藏高原及周边地区，但由于当地人口和工业规模较小，对地热开发需求不旺盛，在一定程度上限制了地热发电的发展。中低温水热型地热资源广泛分布于中东部地区，该区域集中了我国超过90%的人口，用能需求旺盛。目前，中东部地区发现的规模优质地热资源以适宜供暖的中低温水热型地热资源为主。随着近年来我国大力推进北方冬季清洁取暖，地热供暖产业发展迅猛。 我国是世界上开发利用地热资源最早的国家之一，温泉利用可追溯至先秦时期。20世纪70年代我国将地热资源进行开发利用，最初借鉴国外经验重点探索地热发电技术，成为世界第8个采用地热发电的国家，仅在20世纪70年代就建成了7处中低温地热发电站，但后期没有形成持续的产业投入。同期，我国陆续勘探发现了近300处地热田，地热能直接利用开始起步，为我国地热产业奠定了良好基础。 20世纪末，基于我国地热资源禀赋和国情，地热直接利用产业逐渐形成，供暖利用得到快速发展。21世纪以来，地热产业进入快速发展期，根据历届世界地热大会的统计数据，我国地热直接利用规模自2004年以来一直稳居世界第一，且所占份额不断增加。特别是在旺盛的清洁供暖需求导向下，逐渐形成了以供暖（制冷）为主的发展路径，成为国际地热产业发展的新样板。截至2022年底，我国地热直接利用折合装机容量100219.8兆瓦。其中，中深层水热型地热供暖利用折合装机容量50030兆瓦，占比49.94%，成为最主要的利用方式；浅层地热供暖（制冷）折合装机容量42320兆瓦，占比42.24%。地热年利用热量达828882万亿焦耳，占我国一次能源消费比重达5‰，相当于年替代标准煤2832万吨、减排二氧化碳7052万吨。地热利用在能源结构转型、绿色低碳发展中的作用日益凸显。 截至2022年底，我国浅层地热供暖（制冷）能力累计达到8.1亿平方米/年，基本形成完善的技术体系，进入规模化应用阶段，主要利用区域分布在东部平原地区，其中环渤海地区发展最好，其次为长江中下游平原。中深层地热供暖面积累计达到5.82亿平方米，其中70%以上集中在河北、河南、山东、天津、陕西、山西等地，在北方清洁供暖和大气污染防治中发挥了重要作用。 初步形成中深层水热型地热资源勘探开发技术系列 2022年，国家发展改革委等九部门发布《可再生能源发展“十四五”规划》，提出到2025年，地热供暖等非电利用规模超过每年6000万吨标准煤。地热产业规模持续快速扩大，向资源品质更高、应用范围更广的深层地热资源领域进军成为必然趋势。 深层地热资源理论研究、开发利用技术等处于国际学术前沿，我国研究起步较晚，但近5年设立的地热领域国家重点研发计划项目大部分瞄准深层地热或干热岩领域，已奠定了一定的研究基础。但与国际上有代表性的深层地热前沿技术相比，我国在地热地质、地球物理和地球化学领域处于并跑阶段；在干热岩压裂及开采等方面处于跟跑阶段。 近年来，我国地热勘探开发技术不断成熟，初步形成了中深层水热型地热资源勘探开发技术体系。在地热勘探方面，形成了聚焦隆起、凸起区寻找优质碳酸盐岩地热资源的勘探思路和不同尺度的选区评价方法。在地热开发方面，形成了以三维地质建模为手段的热储评价技术、以多场耦合传热机理为基础的地热可持续开发技术及“取热不耗水”配套关键工程技术。 与常规油气圈闭成藏不同，地热资源分布广泛、不受圈闭控制，但具有局部富集的特征。富集需要有利的热源、热储和盖层配置。对水热型地热资源，还要具备水源和地热水运移通道。地热系统以热源为中心，包含热生成—运移聚集—保持所需要的地质要素和地质作用，寻找热量聚集的“甜点”是地热资源勘探的重点。基于地热系统成因机制的认识，科研人员形成了适合我国东部沉积盆地地热资源禀赋的“上山（潜山）”找水勘探思路，聚焦隆起、凸起区寻找优质碳酸盐岩地热资源。 “取热不耗水”技术是目前中深层水热型地热供暖最成熟的技术方法，热源侧地热水和用户侧循环水为两套独立循环系统，通过间接换热提取地热水中的热量，热交换后的地热水完全同层回灌，整个系统闭式循环，保障可持续开发。其中关键技术环节包括丛式井井网部署、开采井防砂完井、地面水质处理、回灌井防堵解堵等。 有效动用深层地热资源面临挑战 近年来，我国产学研界不断加大科研投入力度，提高地热勘探开发技术水平，探索地热高效利用方式，推动了地热产业快速发展。中国石化通过理论技术创新和规模推广应用，发展成为我国最大的中深层地热利用企业，截至2023年底地热供暖能力突破1亿平方米。建立了全城地热供暖的“雄县模式”，替代了县城100余座燃煤供热锅炉，打造了我国首座地热清洁供暖无烟示范城。雄安新区成为全球地热集中供暖的样板，已建成供暖能力超1000万平方米。2021年7月雄安地热项目列入国际可再生能源机构全球推广项目名录。以雄安新区地热高质量开发利用为支点，京津冀地区中深层地热供暖能力已超过2亿平方米。 在我国地热产业取得长足发展的同时，受限于资源条件和技术水平，中深层地热资源开发规模要进一步扩大、有效动用，仍面临以下挑战。 地质条件复杂。我国及邻区是全球显生宙地质结构和发展历史最复杂的地区。相比北美以加拿大地盾为中心，大陆逐渐向外围增生，主体在晚前寒武纪之前已形成；我国受古亚洲洋、特提斯、太平洋三大全球性动力体系的作用，主要板块在印支期至晚侏罗世-早白垩世才完成拼合。漫长的地质演化及周缘与多个板块的长期相互作用，使得我国不同区域深部动力学过程不同，多阶段的地球动力体系叠加、复合，盆地类型多样、结构复杂。 资源富集机理不清。地热资源分布受深部动力学背景和构造活动控制明显，复杂的大地构造背景和演化过程导致我国地热系统类型多、成因复杂，资源条件差异大、非均质性强。我国大部分地区远离板块边缘，大地热流值较低，新生代岩浆活动较弱，板缘高温地热资源富集理论不适用，不同类型地热系统构成要素形成机制及主控因素不清、干热岩高品质资源分布规律不明，资源预测缺乏成熟的理论指导，增加了地热资源勘探开发难度。 工程技术不适应。我国人口密集、用能旺盛的中东部地区板块内部高温地热资源埋深大、工程地质条件复杂、勘探开发工程技术难度大。对比美国不同深度地层温度，我国中东部地区地层温度普遍较低。以5500米深度为例，美国西部大部分地区温度均超过175摄氏度，而我国除西藏、青海共和盆地、琼北等少数地区外，普遍在75~150摄氏度，要获取高温地热资源需要钻探的深度更深。深层热储尤其是干热岩具有高温、高硬度、高应力、高致密的“四高”特征，热储高效换热裂缝网络创建及井下取热等关键技术是世界性难题，我国尚在探索阶段。 多措并举，切实推进我国地热产业快速发展 加强基础理论研究，摸清我国地热资源家底。以华北、松辽、江汉、鄂尔多斯、苏北等盆地（平原）为重点，尽快查明水热型地热田的地质条件、热储特征、地热资源潜力，评价可采资源潜力，为合理开发利用提供依据。加快深部地热资源探测和开发技术攻关，为干热岩型地热规模化、商业化开发利用做好准备。 加强多技术综合应用，提高地热勘探的精度和效率。目前我国开展了大量综合物探方法的地热勘探项目，取得较好成果。地热勘探涉及多个学科领域，未来的发展方向是将多个技术手段综合应用，并将人工智能、大数据分析等技术引入地热勘探中，实现对大量勘探数据的高效处理和分析，更准确地确定地热资源的分布和性质，提高勘探效率和准确性。 向资源品质更高、应用范围更广的深层地热领域进军。我国需结合资源与用能特点，深化高温地热资源成因理论研究，特别是厘清我国中东部深层优质地热资源的富集机理与分布规律，丰富和发展地热勘探理论体系，以指导优质资源勘探突破。干热岩资源储量巨大，相较高温水热型地热资源分布范围更广，应用前景广阔，是深层地热领域的重点突破方向。一旦取得突破有望大幅拓展我国地热资源有利区的范围，可用于地热发电、工业利用、高温制冷等领域。干热岩增强型地热系统工程开发利用难度大，可转移和创新应用目前的油气资源勘查、钻完井、储层改造等技术，开展干热岩多分支井、鱼骨井、最大储层接触钻井等复杂结构井，以及复杂立体缝网造储、“U”形井换热等技术攻关，力争突破干热岩高效开采瓶颈，实现采热效果最大化和干热岩资源高效、稳定、安全供能。 推进“地热＋”多能源协同，因地制宜培育利用示范区。通过地热梯级综合利用、油田余热综合利用等模式进一步扩大现有区域和油田企业地热利用规模。开展地热与其他能源的协同开发利用，促进地热与太阳能、风能等清洁能源的互补发展，建立“地热＋”多能源协同示范区，探索太阳能-地热供暖、风能-地热发电等多能源协同利用技术，实现能源的高效利用和综合效益提升。地热与多元可再生能源耦合技术研究方向主要集中在分布式能源站集成技术、太阳能-地热耦合发电技术，以及以风能、水能为主要耦合能源的多微网与配电网耦合技术，要加快地热能多能耦合技术研发和创新应用，推动地热利用提质升级。建立政府、项目建设方、科研院所、高校、企业等多方合作机制，促进科研创新成果的转化和应用。 研究和争取支持政策，形成优势发展环境。国家层面应建立健全地热政策法规体系，加强地热技术研发和产业发展规划的顶层设计、实施监管和政策支持。出台地热产业的财税、金融、用地等优惠政策，鼓励各类资本进入地热产业领域。推动将地热纳入可再生能源消费总量统计，实施地热利用项目碳资产认证。加强地热的宣传推广和示范应用，提高社会对地热的认知和接受程度。加强地热产业监管和保护，规范地热矿业权设置和管理，建立完善准入制度和监管机制，促进地热产业健康、规范、可持续发展。 原载 2024年5月6日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 我国风力发电快速发展之路 刘晓飞 王小龙 马筱童 毕 晨 李晓冬 张鸿宇（国际事业天津有限公司） 作为一种理想的可再生能源，风能以清洁、可持续的特点在全球范围内得到广泛应用。风电机组通过叶轮吸收风能转化为机械能，再由发电机组将机械能转化为电能，最终输出交流电。风力发电是当前技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的可再生能源发电方式之一。 风能是最具发展潜力的清洁能源之一 近年来，我国出台了多项政策为风力发电行业健康发展提供支持，如国家发展改革委、工业和信息化部等部门相继发布了《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》《电力装备行业稳增长工作方案（2023—2024年）》等一系列政策文件。 随着风力发电行业国家政策引导力度加大，北京、贵州、河南、云南、广东、上海、山东等地纷纷发布相关政策规划，积极探索与布局，为风电产业快速发展奠定了良好基础。 我国风力发电行业“赶超式”的发展，得益于我国超大市场需求带来的显著“规模经济”，进而产生的成本摊销效应。依据彭博新能源财经（BNEF）研究发布的信息，2023年全球风电新增装机容量为118吉瓦，比上年增长36%。其中，陆上风电装机容量107吉瓦，比上年增长37%；海上风电装机容量11吉瓦，比上年增长25%。全球风电装机容量的增长主要来自我国。2023年我国风电新增装机容量77吉瓦，约占全球新增份额的2/3，比上年增长58%，创历史新高。其中，陆上风电新增装机容量69.4吉瓦，比上年增长59%；海上风电新增装机容量7.6吉瓦，比上年增长48%。 面向未来，我国风电市场潜力依旧巨大，根据国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》，预计到2025年我国累计风电装机容量将达到581吉瓦，“十四五”期间，新增风电装机容量超过300吉瓦，累计装机容量实现翻倍增长。 大型化、智能化、专业化成为风电行业发展的显著特点 风电机组大型化能有效提高风能利用效率，持续降低度电成本；基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用，将进一步提升发电能力和风场运营效率；风电产业的快速发展对技术设计、生产制造、安装施工、运行维护等提出了更高更专业的要求，需要各市场参与主体携手推进创新技术的研发与应用、先进装备的设计与制造。 依据《每日风电》等机构发布的研究信息，近年来，伴随着风电行业的蓬勃发展，我国风力发电机组在外形尺寸、单机容量、市场价格、技术应用、产业链分工方面均有显著变化。 塔筒高度不断增加。2019年，新装风电机组的平均塔筒高度为96米，较2018年增长了5米，最大塔筒高度达147米；2022年，在低风速大切变场景项目中，已出现了150米、160米以上的塔筒高度，塔筒高度的增加有利于获得较好且稳定的风力资源。 叶轮直径变大。叶轮直径是风力发电机组的关键参数之一，直接关系风力发电机组的功率和效率。随着风力发电机组的迭代速度加快，叶轮直径越来越大。统计数据显示，2021年叶轮直径平均增长了27米，增长量相当于2017至2020年4年的总增长量。2022年，190米以上叶轮直径的机型占据投标市场主体；2023年200米直径的叶轮成为市场主体。当前陆上10兆瓦机组普遍配置230米直径的叶轮，海上16兆瓦以上机组配置的叶轮直径达到了260米。 单机容量增大。2022年市场投标机型平均单机容量为5.47兆瓦，与2021年初3.5兆瓦的平均单机容量相比，提高了56%。2023年，我国陆上风电投标机型平均单机容量为5.9兆瓦左右。2023年底，国内多个头部风力发电整机商已分别取得陆上10兆瓦的中标业绩，可以预见未来陆上风电机组将继续朝着大型化、高效化的方向发展，这将有助于降低单位能量成本，提高风能资源的利用效率。 市场价格下降。随着风电技术的快速发展，受益于风机大型化、产能不断提升、供应链日益完善等因素，自2003年以来，我国风电机组单位千瓦价格整体呈现明显的走低趋势，至2022年底，陆上风电机组价格降至约2003年的1/4。 智能化创新技术得到广泛应用。没有创新，难以形成规模化开发，就不能带动可再生能源成本下降，更谈不上新增装机“全面登顶”。比如国内厂家研发的超大型海上风机、漂浮式风机、风渔融合系统等抗台风机型，能全面分析台风的风速风向、湍流强度、风切变、阵风系数、机组运行状态。再如国内厂家开发的智能风机产品，能实现“能感知、会思考、自学习、可判断和决策”的功能，不断提升风电利用效率，加速全球可再生能源利用。 产业链专业化分工更加细化。超大规模的市场需求为供应链的强度和韧性提供了支撑，产业链和供应链上下游各环节之间可以依靠自身的专业化形成相互作用、相互生存的产业集群效应，进而构建起紧密的价值链。从数据上看，近年来，全球新能源产业重心进一步向我国转移，我国企业占全球风电整机制造市场的份额约为2/3，2023年全球新增装机容量排名前10的风电整机制造商中，中国企业占据6席。 打造更具韧性和竞争力的产业链 风电行业要着力解决“卡脖子”关键技术难题，消除发展瓶颈，加快前瞻性新技术、新装备、新材料的研发应用，高度重视产品研发、设计、测试、认证工作，推动试验检验能力建设，掌握核心技术，以全生命周期总成本最低为目标，打造更具韧性和竞争力的产业链，赶超世界先进水平，引领绿色发展。 经过30多年发展，我国风电技术与装备逐步走向成熟，除了风资源分析、风电机组整机设计仿真等工程仿真软件对国外依赖度较高以外，主轴轴承、变流器部分元器件模块、碳纤维、润滑剂等关键材料的技术研发和国产化替代取得了显著的成效。 软件方面。风电领域应用的风电机组整机设计仿真软件、有限元分析软件、CAD软件、数值计算软件及风电场开发设计软件、海洋工程软件等，目前国内虽已开展相关软件研究，但尚未达到商业应用层面，仍需进一步加大研发投入力度。 部件及元器件方面。一是主轴轴承，过去风电机组主轴轴承主要依赖进口，目前国产10兆瓦风力发电机组上，主轴轴承已实现了完全国产化。二是变流器部分元器件模块，国内相关企业，在设计制造、封装测试等产业链核心技术上正在加速研发，国产IGBT产品的性能，已达到国外同类产品的水平。 原材料方面。与传统的玻璃纤维材料相比，碳纤维材料更轻、强度增加、抗形变能力更强。随着风电机组大型化趋势加快，在叶轮直径220米以上的叶片中，碳纤维材料得到广泛应用，随着上海石化等国内企业产品的研发推广，目前风电领域使用的碳纤维材料已实现国产化。另外，随着长城等国内知名润滑剂厂商技术的快速迭代发展，国产润滑剂在风电领域开始得到大面积推广应用。 在实现“双碳”目标的过程中，风电技术发展瓶颈既是挑战又是机遇，应认清形势，坚定信心，持续加大关键技术研发力度，随着越来越多的创新技术应用落地，我国风电行业将迎来更为广阔的发展空间。 风电行业“内卷”严重需引起高度重视 风机价格迅猛下滑，无疑是风电行业在2023年留下的鲜明烙印，“低价”已成为不少风机厂商抢夺市场份额最简单粗暴的手段，由此带来的行业负面影响是，各大厂商不得不被卷入激烈的价格竞争漩涡中，“内卷”现象愈加凸显。整机商盈利水平进一步下滑的态势明显，位居2023年国内新增装机容量排名前列的上市企业，2023年前三季度的净利润同比下滑50%左右。这种竞争导致风电主机价格大幅下滑，低价经过上游的层层传导，最终使得全产业链都难以盈利。更为严重的是，这种低水平的同质化竞争不仅不利于行业长远发展，而且机组大型化的快速迭代，缺乏长时间运行验证，还带来了较大的安全风险和隐患。 风电机组一般设计寿命在20年以上，质保期超过5年，如何实现长周期安全可靠运行，也是风电行业关注的一项重点内容。一项针对风电行业出现的安全问题的统计表明，统计案例样本总数521例，其中风电机组的部件故障失效占比最大，占样本总数的62%；倒塔事故占比17%；火灾事故占比6%；其他安全问题包括异响、振动、垂直度超标等。在最为普遍的部件故障失效类型中，叶片故障失效占比46%、塔筒故障失效占比10%、齿轮箱故障失效占比8%、叶根和塔筒螺栓故障失效占比8%。 市场扩容、技术迭代促使风电行业洗牌，为企业拓宽了发展空间，但激烈的竞争环境导致的整机价格持续下跌、企业盈利能力减弱、研发投入减少及质量安全风险隐患增加等问题也接踵而至，如何实现安全、健康、可持续发展是风电行业必须直面的问题。 原载 2024年5月13日《中国石化报》第8版 责任编辑 马 玲 炼油产业发展从规模扩张到格局重塑 张 硕（中国石化经济技术研究院） 世界正处于碳中和主导下的第三次能源革命进程中，绿色能源与新能源汽车协同发展任重道远。在未来5～10年，前所未有的电动化、网联化、数字化和绿色化浪潮将推动交通能源由以油气为主转向油电气氢融合发展，实现能源在交通领域的快速重构。传统的以生产交通燃料为主的炼油产业在新的竞争格局中正面临着前所未有的转型压力和发展机遇。全球炼油产业扩能潮尾声将至，未来将加速向结构优化、产品高端、创新驱动、绿色低碳方向发展，产业发展定位不仅立足于满足传统需求，更将凭借低成本、绿色化、高技术含量的产品，服务和融入全球产业链双循环大格局中。 全球炼油行业发展经历“大考” 近年来，世界百年未有之大变局加速演进，全球政治经济格局、气候问题、科技创新、能源转型等面临前所未有的重大变化，炼油行业作为重要的生产生活物资供应产业和高耗能、高排放产业，其未来发展趋势与绿色发展浪潮、经济发展水平及新一轮科技革命交织在一起，正面临多重挑战。 一是囿于环境压力，传统炼化行业发展受到气候变化问题约束不断增强，但也同样面临机遇。 随着碳达峰日益推进，行业执行的安全、环保、能耗等标准将更严格，传统化石能源行业发展空间受到明显挤压，企业的绿色环保、节能降碳成本将大幅增加。一批更趋严格的环保新政策和新标准将实施，对能源化工行业的化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化提出了新的要求。 二是基于增长动力，近中期国内外石油消费先后迎来峰值，原料属性持续增强。 全球经济增速放缓，IMF预计2026~2030年全球GDP平均增速为2.6%（2021~2025年年均增速3.4%）；全球石油消费在2030年前将达到峰值，特别是在电动化和绿色化浪潮下，汽柴油将先后在未来一到两年内达到峰值，2030年后仅有航空煤油和化工原料需求保持增长。对我国而言，石油消费和成品油消费的峰值要提前全球时间节点两到三年。国内石油消费既需要满足普通燃料和材料规模需求，又要服务于国内生活向高质量转变的要求。领先全球的电动化发展速度使国内成品油消费在2023年已经达到峰值，预计未来10年将保持年均3%～4%的降幅；而化工原料需求增长将抵消燃料型需求的下降，预计石油消费在2027年前后达到8亿吨峰值。 三是考虑供应能力，全球石油供应整体宽松，国际油价趋于下行，但北美和东亚两大能源圈逐步确定，原油贸易流动的地缘政治属性和大区域化趋势凸显。 随着全球石油需求由增转降，供应充足，国际油价将呈下行态势。传统资源国视以中国、印度为代表的亚太国家为优先合作对象，为我国能源合作提供全新战略空间。国内市场，预计2024年国内原油进口5.5亿吨，石油对外依存度达到73%。一方面，石油市场已经高度国际化，我国原油进口来源也已高度分散化；另一方面，对外依存度过高容易受到油价波动对宏观经济冲击的影响。 中国引领全球开启新一轮炼油行业变迁 产业规模扩张将在未来5~10年迎来尾声 全球来看，2030年前全球产能仍有增长，增量集中于亚太。根据S&P Global长期预测报告，2023年全球炼油产能达到50.5亿吨/年。绿色、低碳化浪潮下，全球炼油产业面临着成品油需求增长空间缩小和清洁低碳生产约束扩大的双重压力，预计2023~2030年新增炼油能力2亿吨/年，成为最后一轮增长高峰，2030年后基本停止增长。 分区域来看，2024~2030年全球产能增长中，亚太地区炼油产能增长1.72亿吨，占比超过2/3；非洲、拉美、中东和前苏联地区增量分别占比17.6%、9.9%、3.4%和2.2%；北美、欧洲地区产能则出现下降。同时，需求结构的转变也将进一步推动全球炼厂向化工转型的步伐，“后疫情时代”随着交通用油需求的恢复，成品油收率将缓慢回升，但难以超越疫情前水平；同时，石脑油收率持续提升，至2035年将接近10%。 我国的炼油产能增长终点则提前全球近5年到来，“十四五”末基本达到峰值。估计至2024年末，我国炼油一次加工能力9.5亿吨/年，自2022年起超越美国成为全球炼油产能规模最大的国家；预计到2025年国内炼油产能将达到9.62亿吨/年。2026～2030年，国内炼油产业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，且相较于“十四五”阶段，新投产项目将明显减少，根据目前在建及规划项目，具备较大达产可能性的大型项目包括中国石化古雷炼化一体化项目（二期）及中国兵器集团与沙特阿美的合资项目；同时，随着成品油需求的下降、石油化工行业绿色低碳发展的约束，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。 炼油企业调整方向为大型化、一体化、特色化 从新增产能角度看，“十四五”以来大型炼化一体化项目成为国内产能扩张的主旋律，继“十三五”末投产的大连恒力（2019年）、浙江石化（一期）（2019年）、中科炼化（2020年）后，“十四五”又有浙江石化（二期）（2021年）、广东石化（2022年）、盛虹炼化（2022年）、烟台裕龙岛（2024年）、镇海炼化二期扩建（2024年）等大型项目投产，“十三五”新建能力平均小于500万吨/年，“十四五”新建能力平均为1000万~2000万吨/年，推动我国炼化企业规模不断提高。 从全球角度来看，2025年有数个产能超过500万吨/年的项目可能投产，包括印度拉贾斯坦邦炼厂、泰国斯里拉查炼厂及伊朗波斯湾明星炼厂等。从存量企业角度看，围绕重劣质化原料加工、过程绿色低碳和炼油产品结构升级等需求，炼油转型实践正向着多元化方向发展。 一方面，部分纯燃料型炼厂推进适度发展下游化工业务，减少低附加值产品外售；拥有润滑油业务的炼厂，布局基础油、特种油基地，大力推进“油转特”；炼化一体化企业则根据各企业自身发展优势及市场需求，积极推进“油转化”；化工规模较小的炼化一体化企业，进行乙烯扩能改造，提高能效水平；不具备发展潜力和竞争力的小规模企业，将加速产能退出。 另一方面，强化科技先导，积极推进先进技术应用和落地。新一代技术具有更高的“油转化”效率，如原油直接裂解制烯烃技术单程化学品收率达48%、原油催化裂解技术化学品收率可达50%~70%；同时，加快攻克化工高端材料、新能源和核能与现代煤化工及传统炼油化工的耦合等领域的技术瓶颈，为下一步深化“双碳”转型做好技术储备。 绿色低碳成为未来炼油行业投资的标配 从炼油化工行业绿色转型来看，“双碳”目标对炼化企业转型发展提出了更高要求，包括企业自身和低碳产品的要求，但当前仍面临多方面挑战，如减排技术尚未完全成熟、企业减排潜力尚未理清楚，“油转化”后能耗强度增加，生产生物质绿色燃料的成本和原料存在瓶颈、关键技术有待突破等。 为了与最终碳中和相统筹，炼油企业传统发展模式面临全方位调整。一是提高产品品质，降低产品全生命周期碳排放量。“双碳”目标下，需要依托现有优势产能，发挥现有千万吨级炼油厂和大型乙烯、芳烃项目优势，生产提供更清洁高效的油品、高端润滑油及其基础油、石油基碳材料和石化产品，降低产品全生命周期碳排放量。二是聚焦过程节能，提高能源利用效率。2010年之后，炼化能耗降低趋势减缓，目前已进入节能平台瓶颈区，实现“双碳”目标，持续降低炼化过程能源消耗，实现炼化产业能源系统全局优化，提高能源利用效率仍是重要抓手。三是增加低碳能源使用量，构建炼化多能互补能源供给系统。深度发展使用新能源需要大幅度以低碳、零碳能源替代化石能源，形成多种能源耦合为炼化企业提供能量，推进石化产业能源消耗结构低碳化。实现新能源替代后，可充分发挥现有能源消耗中的化石能源资源属性，以同样的资源增产更多的化工原料或化学品。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 未来炼化：低碳、智慧、高端 程 强（中国石化报社） 近年来，国际政治经济形势不断变化，全球能源格局持续深刻调整，能源消费结构继续保持化石能源下降、非化石能源上升趋势。面对油品需求达峰、新能源替代和低碳转型大势，炼化行业加速向一体化、集约化、高端化、低碳化、智能化、绿色化发展。5月29日~30日，由中国石油学会联合中国石油、中国石化、中国海油、国家能源、中国中化、延长石油等单位共同主办的“2024中国炼油与化工企业高峰论坛暨新技术与成果展”在山东青岛举行，两院院士、专家学者、业界代表等600余人参加，围绕行业趋势、产业变革、绿色发展、技术进步等展开深入探讨。 CCUS和过程强化是重要降碳途径 中国科学院院士费维扬说，化工对能源、资源、环保、先进材料和国防工业等都发挥了重要作用，对国民经济总产值的贡献约占1/6，但是节能降碳减污的任务非常艰巨，一个加工量为4000万吨/年的石化联合企业，年排放二氧化碳高达4200万吨。 CCUS是化石能源大规模低碳利用的主要途径，是一种战略性新兴技术，其难点是成本和放大，构建低成本、低能耗、安全可靠的CCUS技术体系和产业集群极为重要，可以为实现碳中和目标提供技术保障。 IEA预测，全球利用CCUS减碳在2030年、2035年和2050年分别达到16亿吨、40亿吨和76亿吨，相当于这些年全球排放总量的4.7%、11.8％和22.4%。但2020年全球利用CCUS减碳仅0.4亿吨，差距非常大，任务非常艰巨。 加拿大边界大坝项目于2014年10月建成，设计捕集能力100万吨二氧化碳/年，但运行初期开工率较低，经过2015年、2017年、2019年和2021年四次维修和改进，装置利用率得到较大提升，2022年捕集二氧化碳75万吨。该项目总投资太大（约14.67亿加元）、总体发电效率损失大（约30%），急需国内研究借鉴。 化工过程强化也是降低碳排放的重要途径，是在化学工程科学理论和实验研究的基础上，创造性地用更小的、更便宜的、更高效的设备和工艺，来代替庞大的、昂贵的、高耗能的设备和工艺，以大幅度地提高效率、节能减排、提质增效。如应用信息技术、研发新催化剂、耦合技术、超重力技术、微化工技术、新型塔内件、超临界技术等。 在国家重点项目支持下，清华大学化工系对二氧化碳捕集新复合溶剂、高效填料、膜解吸复合再生和过程优化等进行了研究，中试、工业示范和工业应用表明，与传统工艺相比，可节能和降低成本约30%。 化工行业的“智慧革命” 中国科学院院士徐春明说，第四次工业革命将互联网、大数据和人工智能等现代信息技术深度融合，全球正在争夺智慧工业制高点。自动化程度高、数据共享程度高、自主规划和优化程度高的“智慧革命”正在重塑各行业格局。化工行业也正在经历系统性变革，“低碳智慧炼化”是时代发展的必然趋势。 化工行业的智慧化要重点解决两个问题：从实验室到工厂的工程化放大问题，从分子到工厂的快速感知、依靠模型精准过程决策和调控。在实验室阶段，建立物料感知系统，通过计算机理解和识别分子结构特征、预测分子性能指标；建立反应机理系统，针对复杂分子反应网络无法手工建模问题，提出一套自动生成反应模型的方法；构建包含催化剂性质的智能优化模型，通过人工智能加速催化材料制备及筛选，设计制备绿电供能的导电催化材料，实现催化剂原位供热和诱导活化。 绿电替代传统燃料，是通过电磁场作用供能供热，因此要开发与导电催化剂相匹配的绿电供能装备，开发甲烷蒸汽重整、丙烷脱氢等石油加工过程绿电供能装备，基于机理模型与工业数据，将计算流体动力学（CFD）和人工智能（AI）融合，开发工业装置模型。 炼油过程是高度复杂的烃类体系加工系统，还要通过智能优化实现低碳生产，如通过炼厂氢气智能优化可以提高高硫劣质原油加工比例、降低氢耗。石油化工装置工艺复杂、流程长，要开发多变量智能控制方案。 绿电-绿氢-绿色化学品生产链条是实现“双碳”目标的重要路径，要研究多时间尺度下的能量-质量耦合系统集成，通过智能优化算法对系统进行智慧决策，设计电-氢-化学品系统匹配的最优调控策略可实现该链条的全生命周期管理。 研发可持续发展的新型高分子材料 中国工程院院士王玉忠说，生物基高分子材料、生物降解高分子材料、可回收循环利用的高分子材料，都是可持续发展的新型高分子材料。 可循环，意味着高分子材料易回收利用，要么通过物理循环回收为其聚合物，要么通过化学循环回收为其聚合的单体。 而可反复化学循环，则既是化学闭环循环（可解聚为其合成单体），又具有高单体回收率（几乎可完全解聚为单体）特点。 聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）是单一品种产量最大的高分子材料，但易燃，全球每年废旧PET达3600万吨，而废旧PET自然解聚需要数百年。王玉忠带领四川大学团队，树立聚酯全生命周期绿色设计理念，设计合成分子主链含儿茶酚-M配位结构的PET共聚酯，可纺性良好，金属离子M均匀分布于纤维表面，改性聚酯面料集成阻燃抑烟、紫外屏蔽、抗菌、抗静电、远红外发射、自修复六大功能。利用配位键溶剂/温度响应特性，含配位结构共聚酯可实现自催化乙二醇解、甲醇解及水解，以乙二醇解为例，共聚酯转化率近100%，并可高效分离回收单体。 王玉忠团队还利用机器学习辅助设计优化了低烟低热释放本征阻燃聚碳酸酯，可耐受1400摄氏度火焰灼烧，适用于车内耐高温防火场景，如电池外壳；可化学闭环循环回收，且回收成单体再聚合后阻燃性能保持；燃烧测试可满足大飞机内饰材料标准。 此外，王玉忠团队还研发了可吹塑可降解回收高性能聚丁二酸丁二醇酯（PBS）共聚酯，加工性能优异、可自然降解，拉伸性能和撕裂强度远优于PBAT（己二酸丁二醇酯和对苯二甲酸丁二醇酯的共聚物）薄膜；研发了可回收耐穿刺高性能生物基聚酯，可3D打印，可反复化学循环，回收得到高纯度单体，单体再聚合成聚酯具备优异性能；研发了集高性能与可化学闭环循环于一体的生物基聚酯材料，可在温和条件下快速高效解聚。 精细化工正从1.0走向2.0 中国科学院院士彭孝军说，精细化学品是国际化工及相关应用领域争夺的重要制高点，精细化学材料是新兴产业的物质载体，其变革性性能是产业进步的关键。精细化学品占总化工产品百分比，即精细化率，是国家化工发展水平的重要标志。化学工业发展趋势是高端化、绿色化、智能化。 目前，精细化工正在从1.0走向2.0。精细化工1.0，研究范式是大量实验优选，通过“人力+实验”实现渐进式发展；研究内容是“工艺创新+分子模仿”；研究目标是从跟跑改进到并跑。而精细化工2.0，研究范式是大数据挖掘，通过“智慧+人工智能”实现变革式发展；研究内容是“分子创造+智能制造”；研究目标是功能智能化实现领跑。 靶向药物、探针等智能化学品是精准医疗的保障。电子信息产业急需高端智能化学品，如显示LCD、存贮与分子开关、光刻胶与光引发剂等。新能源期待智能化学品大幅提高效率，如人工树叶利用太阳能将水分解为氢和氧、提高电池能量密度、化石能源的富集分离和回收等。 智能材料是第四代材料，即可自动感知（识别）、执行、恢复。其变革性的性能，是人类社会革命性发展的物质基础。智能材料成为先进材料领域的新前沿。 精细化工2.0是智能分子工程，包括分子设计智能化、产品功能智能化、产品制造智能化。化工智能制造将打造无人实验室和黑灯工厂。 细分和延伸炼化产业链 中国石化科技部副总经理王皓说，随着成品油消费达峰，应思考炼油产业除能源属性之外的其他属性，如作为原料和材料的物质属性，发展循环经济、可持续能源和二氧化碳利用的平台衍生低碳作用属性。 乙烯原料以轻烃为主，可大幅降低能耗和加工成本。炼化企业通过炼化一体化等手段提高轻烃综合利用率，形成轻烃精细加工产业链，由燃料能源转型为化工原料趋势明显，并依托轻烃的资源化丰富化工原料的供给路径。按组分形成烯烃烷烃的成套综合技术方案，成为轻烃产品低成本利用的重要方向。可降解材料、环保溶剂及新型冷冻机油等产品是液化气下游发展的重要产品品类。 中国石化不断拓展低碳烯烃催化裂解技术，所开发的技术呈现出以下特点：原料适应性更广泛，从早期的石蜡基蜡油发展到中间基掺渣重油；产品结构易于调整，从多产丙烯、多产乙烯到多产轻质芳烃（BTX）； 反应器技术持续进步，包括提升管、流化床、快速床等，研发的快速流化床催化裂解反应器技术，吃“重”能力优异，有效填补劣重质油生产低碳烯烃的空白。 循环利用技术发展将推动污染物及废弃物减量化、资源化、无害化。废塑料的化学循环具有处理范围广、再生料品质高等优势，源头污染控制与资源高效循环利用技术正在加速突破，二次资源循环利用率将逐步提高。 随着可再生能源发电成本相对下降和技术创新不断发展，绿氢与绿电协同耦合将重构炼化业务能源供给体系，再造炼化工艺流程。其中，绿氢替代灰氢、绿氢炼化、氢基化工等成为发展重点。 炼化企业实现低成本生产的路径包括加强节能降耗、开发短流程技术、有效利用炼厂资源、加工流程高效衔接等。炼厂总流程加工方案是否具有较强的调节弹性已成为影响企业盈利能力的重要因素。在炼油行业整体处于微利的背景下，要思考进一步细分产业链，如相变蜡、润滑油产业链细分，延伸石油基碳材料产业链等。 中国石化研发的重质高碳富芳资源高值化利用新工艺可有效提升炼化企业的经济效益，丰富高端炭材料产品，并实现低值燃料的固碳。聚“焦”发“沥”功能“炭”，促进石墨电极铝用预焙阳极和阴极、矿热炉用炭/石墨电极等传统炭材料产品做优做强，加快延伸开发高端石墨产业链，提升产业盈利能力。 炼化未来技术六大方向 中国石油科技管理部副总经理史君说，我国成品油需求将在2027年前后达峰，而国内石化市场“结构性过剩”问题更加突出，85%以上的大宗石化产品都将出现产能过剩，必须推进高端化发展。预计“十四五”时期，国内高端化工材料需求年均增速为8%，2025年需求量将达4500万吨，高端材料自给率将从50%左右提高到70%以上，高端聚烯烃、工程塑料、高性能膜材料、关键单体和精细化工中间体等是国内发展的重点领域。 实现碳达峰后，炼化企业持续围绕源头、过程、终端路径深入推进低碳发展，企业生产模式将发生根本性变革。未来净零排放炼化企业将使用多元化的原料，以生物质、废塑料、碳一等低碳原料替代部分原油；构建高效清洁的生产过程，包括绿电、绿氢等清洁能源逐步规模化替代化石能源，碳捕集及回收利用等；生产高端精细的产品组合，包括生物航煤、绿氢、绿色合成燃料、化学品、新材料等。 未来技术发展有六大方向：电气化技术，包括电裂解炉、大功率电加热炉、电锅炉、电化学等技术，提高绿电消纳比例，实现炼化终端用能深度电气化；生物制造技术，发展以非粮生物质为原料高效合成/转化生产生物基燃料、生物基化学品、生物基新材料技术，生产生物航煤、生物柴油、生物基聚烯烃、聚酯、丁二烯橡胶、生物基尼龙等；核能技术，探索炼化与小型核堆的耦合集成，可控核聚变技术则有望彻底改变全球能源生产和消费的方式；二氧化碳综合利用技术，包括二氧化碳耦合制碳酸酯新材料、二氧化碳与绿氢制化学品、二氧化碳制备绿色油品等技术；数智化赋能技术：传统的人工智能（AI）只能处理特定任务，被认为是弱人工智能，而通用人工智能（AGI）可以像人类一样学习和推理，解决复杂的问题并独立做出决策，是一种基于大模型开展应用的强人工智能，未来需加强AGI在炼化行业的应用；废塑料化学回收技术，发展低能耗热解法、低成本催化裂解制单体法、耐久性塑料选择性断键或原位功能化技术，将废塑料转化为油品、化工单体及化学品、再生塑料，以提高碳资源循环利用率，实现废塑料高值化利用。 原载 2024年6月19日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 石化行业的春天还远吗？ 程 强（中国石化报社） 当前，我国石化行业面临产品价格下跌、行业效益下降等挑战。上半年，我国石化全行业营业收入同比增长5.1%，但利润同比下降1.6%，进出口总额同比下降2.5%。为谋求行业转型升级、加快发展新质生产力，前不久，“2024中国石油化工产业高质量发展大会”在辽宁盘锦成功举办。大会由中国化工经济技术发展中心与盘锦市石油和化学工业协会主办。中国石油和化学工业联合会党委副书记、副会长傅向升指出，当前我国石化行业正处于深化结构调整、创新突破、向清洁能源转型过渡的关键时期，必须通过创新驱动实现高水平科技自立自强，以成功走出“中等技术陷阱”，继而跨越“中等收入陷阱”。会上，业内人士共同探讨我国石化行业高质量发展之策。 全球石化产能建设陷入低谷，但过剩仍难以消化 中国石化经济技术研究院市场营销研究所副所长肖冰分析，未来全球化工产品扩能主要来自东北亚、中东和印巴地区，消费增长主要由东北亚和印巴地区驱动。预计“十五五”初期，全球石化产能建设暂缓，消费增长存在一定的不确定性。 产能建设调整后再发展。2024~2026年，全球（不含中国）石化产能建设陷入低谷，并伴随大量落后产能退出，但这并不会改变北美和中东再度扩张的决心。预计到“十五五”末，北美、中东等地年均新增乙烯产能400万~600万吨/年，接近2018年高峰时期水平，与我国产能建设周期部分重叠。 过剩仍难以消化。“十五五”期间，东南亚和印度石化产品消费增速或显著好于其他市场，吸引包括北美、中东等资源流入；欧洲及日本、韩国高成本产能退出，也为中东乃至我国石化产品留下了增长空间。但全球4%的消费增长仅能消化全球部分过剩供应。 循环经济威胁需求。“十五五”期间，欧洲碳边境税的实施将逐渐提高石化产品使用成本，加上各国大量限制塑料消费规定的出台，特别是《终止塑料污染决议（草案）》框架下塑料污染政府间谈判委员会第五次会议或提出原生塑料产量大规模减少等目标，都将威胁“十五五”乃至中长期的塑料消费目标。 盈利将短暂“达峰”。“十五五”初期，随着全球（不含中国）石化产能建设放缓，全球石化行业开工负荷和盈利水平有望在2026年前后达到阶段性高点，随后再度下滑。北美将凭借乙烷资源的优势，在开工和盈利方面领先其他地区。 预计2030年前后，我国石化行业达到下一轮景气高峰 肖冰分析，2024年我国石化项目投产节奏略有放缓，下游消费继续恢复，化工产品需求稳步增长。上半年，三大合成材料表观消费量同比增长8.2%。下半年，在稳增长政策下经济预期向好，但受2023年高基数影响，各产品消费增速略有下降。 目前，我国多数化工产品陷入平衡乃至过剩状态。从产能满足率看，我国主要化工产品除了碳二产业链（乙烯、聚乙烯）、部分合成橡胶品种（丁基、乙丙）及对二甲苯（PX），基本已进入平衡、过剩，甚至是严重过剩状态。从供需缺口看，国内碳三、碳四产业链基本已达到平衡或过剩状态，进口需求集中于碳二产业链（乙烯、聚乙烯、乙二醇等）。 自2019年以来，在经济、供需等因素扰动下，石化行业景气周期进入下行区间。尤其2022年受油价、疫情等因素影响，行业加速下行，进入景气周期低谷。当前，随着经济复苏、消费改善，行业开始恢复性上行，但高成本、强供应、弱需求压力仍抑制行业利润恢复速度。短期内行业仍面临较大阻力，盈利水平或维持低位徘徊。预计在2030年前后达到下一轮景气高峰。 预计“十五五”期间，国内石化行业将在大规模的产能建设下，艰难寻求市场再平衡的消费支点，并开启“L”形行业复苏进程。 产能建设仍在继续。“十五五”期间国内石化产能建设并未放缓。在“十四五”新增2900万吨/年左右乙烯产能后，国内仍有2600万吨/年左右的乙烯产能待建，国内乙烯产能逼近9000万吨/年大关。 消费接续动力不足。在人口、投资、出口及塑料回收等因素影响下，国内石化行业消费内生动力正在放缓。国内消费更加依赖新经济周期和新贸易通道建设，预计国内乙烯消费增速将降为3%左右。 “有出有进”市场模式形成。在国内产能过剩、国外高成本产能逐渐退出的背景下，国内石化产品出口市场正加速形成。特别是随着国外销售渠道的建立，以套利为主的出口模式也将有所改变，国内石化产品出口规模或将再度跃升，“有出有进”市场模式逐渐形成。 “L”形复苏。“十五五”末期，国内缺口最大的乙烯产业链自给率或将在90%左右，国内石化行业产能过剩或将需要更长时间才能消化，行业整体毛利将经历更长时间的低迷和“L”形的复苏走势。 总量控制下的重构与转型，是未来我国石化化工产业主基调 将过去20年分为两个10年看，我国石油和化学工业2004~2014年产值年均复合增长率为19%，2015~2024年产值年均复合增长率为2.4%；2004~2014年利润年均复合增长率为11%，2015~2024年利润年均复合增长率为0.7%。 中国石油和化学工业联合会化工园区工作委员会秘书长杨挺认为，过去20年的增长来自产业的扩张，而最近10年我国化学工业固定资产投资增速逐渐下降，由此带来化学工业生产者出厂价格指数稳中有降。我国石化行业以数量扩张的经济增长模式正走向终结，进入成熟市场发展周期，由产品转向服务的经济增长模式将进一步确立。 本轮石化行业资本扩张将持续到“十五五”中期，预计到2027年投资周期将出现拐点。总量控制、发展新质生产力、实现产业链再平衡和价值链重构，是未来我国石化化工产业的主基调。 炼油产能的上限是10亿吨/年。2023年，我国原油一次加工能力9.2亿吨/年，全年加工量为7.35亿吨，炼油能力利用率约80%。我国将控制原油一次加工能力在10亿吨/年，落后装置将继续淘汰，炼厂平均规模将进一步扩大。预计2027~2028年成品油（汽柴煤油）需求达峰。以中国石化扬子石化、湖南石化炼油结构调整项目为代表的“油转化”改造将成为行业新趋势。 乙烯产能的上限是9500万吨/年。2023年，我国乙烯总产能为5132万吨/年，占世界总产能的23%，产量为4410万吨，当量消费量为6090万吨。预计我国乙烯产能到2025年达到6600万吨/年，到2030年控制在9500万吨/年。按年均需求增长3%预计，2030年我国乙烯当量需求约为7500万吨，按80%开工率计算，我国乙烯供应量7600万吨，基本维持平衡。 PX产能的上限是5000万吨/年。2023年，我国PX供应能力急速上升，PX产量3274万吨，比上年增长28%，表观消费量4174万吨，自给率由2021年的62%提升至78%。2019~2023年，我国PX表观消费量年均复合增速9%，主要得益于精对苯二甲酸（PTA）7.2%的增速拉动，其背后的增长来自纺织、软饮料行业的增长。预计2030年，我国PX总产能约5000万吨/年，表观消费量约4800万吨，按85%开工率计算，仍然存在550万吨缺口。 实现重构与转型，需要推进产业升级、科技创新、绿色低碳、数字化、产能出海、园区化发展。 我国是全球最大化工新材料消费市场，份额将进一步提升 肖冰分析，全球特种化学品市场规模年均增长3.7%，2030年将突破9000亿美元。我国是全球最大的化工新材料消费市场，但全球高端化工材料龙头企业主要集中在美国、西欧和日本。我国除了氟硅材料、聚氨酯材料发展水平较高，其他材料均存在较大差距。 由于化工新材料具有较高的盈利及较强的抗周期能力，炼化一体化公司纷纷向高端化转型，民营企业快速崛起，外资企业也加速进军我国化工新材料市场。 杨挺说，在国家政策引领和全行业共同努力下，我国化工新材料产业发展较快，自给率不断提高。预计未来几年，我国化工新材料需求量年均增长率将超过8%，到2030年，自给率将达到90%以上。 光伏领域，我国2023年消耗光伏胶膜约35.8亿平方米，2025年预计为45亿~50亿平方米。常见的光伏胶膜主要有乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA）胶膜、聚烯烃弹性体（POE）胶膜，目前POE树脂全部依赖进口，预计2025年光伏EVA树脂、光伏POE树脂需求量将分别为120万~ 150万吨、80万~100万吨。但是，目前大部分光伏公司利润已经处于盈亏平衡点，行业正处于产能周期底部。我国POE在建拟建项目合计产能达336万吨/年。2024年5月，万华化学20万吨/年POE项目投产，该公司规划POE产能超300万吨/年。 新能源领域，2023年，我国锂电池产量达到940吉瓦·时，比上年增长25.3%，行业总产值超过1.4万亿元。锂电池四大关键材料——正极材料、负极材料、隔膜、电解液主要原料是化工材料。锂电池行业目前供需不均衡，现金利润率为负值且资本支出计划被削减，但行业需求增长依然稳健，接近周期性转折点。 电子信息领域，主要需求是高性价比、高性能电子化学品，包括芯片、传感器，以及其他半导体电子器件用化学品——电子胶黏剂、光刻胶、导电材料、高纯气体、湿电子化学品等。2023年我国集成电路产业销售额为12276.9亿元，比上年增长2.3%，创历史新高；集成电路进口额约为2.46万亿元，比上年减少10.6%，仍然是我国第一大进口商品。预计到2025年，我国集成电路产业自给率将达到70%，新增销售额2万亿元，对应电子化学品市场价值约2800亿元。 基础化工仍有前景，烯烃、芳烃产业链都有投资机会 中国石油吉林化工工程有限公司副总工程师于春梅认为，基础化工仍然有发展前景，但要综合考虑多种因素，包括产业政策、原料资源、技术成本、规模、区域市场、物流、合资/合作、与新能源耦合，以及产品质量、客户服务、研发实力等。 乙烯及下游产品方面。乙烯技术进入新赛道，其中，乙烷氧化脱氢技术，林德、中国科学院大连化物所等都在推进；原油直接制化学品技术，埃克森美孚、沙特阿美、中国石化、中国石油大学（华东）等都在推进；合成气直接制烯烃、甲烷直接制乙烯、乙烷脱氢制乙烯、二氧化碳制乙烯、废塑料制乙烯等技术，都在研发中。无论哪种技术，都要追求流程短、投资低、能耗低、碳排放少。当前，绿色甲醇成本比较高，未来随着成本降低，甲醇制烯烃（MTO）将得到一定发展。此外，生物质制乙烯是零碳路径，中长期将扮演一定角色。 乙烯供应情况改善，使下游迎来新机遇。一方面，乙烯价格下跌，商品量增加，为下游产品精深加工提供了原料保障；另一方面，塑料回收利用潜力释放，生物基等替代原料大大降低对初级原料乙烯的需求。2023年我国乙烯下游产品自给率，聚乙烯为69%、环氧乙烷为100%、乙二醇为70%、苯乙烯为97%、EVA为64%、聚氯乙烯（PVC）为100%、醋酸乙烯为88%、乙丙橡胶为71%。 高端聚烯烃投资机遇多。茂金属聚乙烯（mPE），2023年我国消费量258万吨，自产30万吨，缺口达228万吨，目前国产化加速扩能，拟在建产能超过370万吨/年，但亏损面很大，必须控制好成本。EVA，2023年我国产能245万吨/年，产量206万吨，进口量139万吨，拟在建产能达295万吨/年，面临过剩风险。POE，2023年我国只建成3万吨/年产能，但目前拟在建产能超过200万吨/年，赛道拥挤。聚丁烯-1（PB-1），2023年我国产能12.3万吨/年，产量3万吨左右。超高分子量聚乙烯（UHMWPE），2023年我国产能25万吨/年，正步入快速发展期，预计2027年产能将达到75万吨/年。乙烯-乙烯醇共聚物（EVOH），2023年全球产能14.75万吨/年，中国石化川维化工建成1.2万吨/年产能，荣盛石化5万吨/年产能在建。此外，碳二链的POP（乙烯基聚合物接枝聚醚多元醇）、碳三链的POE/POP（聚烯烃塑性体）、聚4-甲基1-戊烯（PMP），国内生产均为空白。 环氧乙烷（EO）多年来一直盈利，现在全面陷入亏损。2023年我国EO产能达886.3万吨/年，开工率仅55.72%。传统EO的原料是石脑油裂解乙烯，而卫星石化以乙烷为原料，成本低，能实现盈利，2024年还扩能148万吨/年，可见低成本对于石化项目的重要性。因此，EO的出路，第一是降低成本；第二是下游积极开发聚醚单体、乙醇胺等出口市场；第三是研发高端产品替代进口，2023年EO衍生物乙二醇醚、乙醇胺、非离子表面活性剂进口量26.39万吨；第四是新产品应用拓展，如乙撑胺、聚醚胺等；第五是炼化企业调整产品结构，增产芳烃，制PTA，并与乙二醇（EG）合成制聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）；第六是二氧化碳路线，二氧化碳可以和环氧乙烷合成聚碳酸乙烯酯（PEC）可降解塑料，也可以生产碳酸丙烯酯（PC），二氧化碳还可以与生物质法乙烯合成环氧乙烷，形成内循环，未来很有前景。 丙烯及下游产品方面。国内原油加工能力的控制，将限制炼油丙烯供应峰值，未来增量主力仍是丙烷脱氢（PDH）。预计2024年，我国新增丙烯产能1392万吨/年，其中PDH新增841万吨/年。丙烯产业链几乎全线过剩，开工率也大幅下降。 丙烯酸，生产正向卫星石化、上海华谊、万华化学、巴斯夫等龙头企业集中。从产业链利润看，丙烯为负，丙烯酸甲酯和丙烯酸乙酯利润较好。丙烯酸的上游是丙烯醛，可以考虑用丙烯醛生产戊二醛、1,3-丙二醇、烯丙醇等高端精细化产品。丙烯酸的下游，可以做丙烯酸酯高性能乳液、丙烯酸酯橡胶、乙烯-丙烯酸乙酯共聚物（EEA）、乙烯-丙烯酸共聚物（EAA）、吸水树脂（SAP）等。 丙烯腈，2023年我国产能为413.9万吨/年，预计2024年为478.9万吨/年，2027年为791.9万吨/年。丙烯腈-苯乙烯-丁二烯共聚物（ABS）树脂是拉动丙烯腈消费的主力，2023年产能为770.5万吨/年，预计2027年产能达1140.5万吨/年，年均增长率10.3%。此外，2023年我国聚丙烯酰胺产能达到162万吨/年，是世界最大生产国、消费国、净出口国；腈纶利润进入回升期，增量以生产碳纤维原丝为主。 环氧丙烷（PO），2023年我国产量435万吨，消费量469.1万吨，产能617万吨/年，拟在建产能795万吨/年，产能过剩。由于PO绝大多数用于聚醚多元醇，因此PO和聚醚行业一体化是大势所趋。建筑节能、聚氨酯风机叶片、新能源汽车、可降解塑料、绿色PO出口等都给PO带来机遇。 苯及下游产品方面。由于供应缺口较大，纯苯利润很高。成品油消费税全面铺开带来新的变化，甲苯生产纯苯可能成为重要供应增量。 苯乙烯多年来盈利较好，2023年底我国苯乙烯总产能提升至129.2万吨/年，产能增速达21%，从进口大国成为出口国。苯乙烯产能过剩，必须打造一体化和多元化竞争力。高抗冲聚苯乙烯（HIPS）部分需求被ABS替代，预计未来聚苯乙烯（PS）产能利用率为55%。PS行业低端产品同质化竞争激烈，缺乏高端化HIPS产品。目前，溶液聚合型苯乙烯-丁二烯橡胶（SSBR）、苯乙烯-丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物（SBS）、低顺式聚丁二烯橡胶（LCBR）受到关注。 原载 2024年10月9日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 我国石化工业处于 转型发展破局腾飞关键期 曹建军（中国石化经济技术研究院） 当前，我国石化工业正经历重大变革，新竞争、新需求、新要素不断涌现，传统发展道路陷入瓶颈，必须整合资源、创新发展，加快形成新质生产力，以新型工业化推动石化工业实现高质量发展。 石化工业面临的问题和挑战 新中国成立75年来，我国石化工业由小到大、从弱到强，取得了举世瞩目的辉煌成就，炼油、乙烯、芳烃等石化标志产能规模均已位居世界第一位，建立起了门类齐全、品种配套、主体技术比较先进、具有较强竞争力的现代工业体系，在保障国家能源安全、带动相关产业发展、满足人民日益增长的美好生活需要等方面发挥着重要作用，在推动我国工业化进程中体现了产业价值。 当前，我国经济由高速发展转向高质量发展，作为传统工业的典型代表，受产业规律、发展阶段、“双碳”目标等因素影响，石化工业遇到了一些新形势、新困难，概括起来主要为： 一是产能质量已不能适应市场需求的快速变化。一方面是由于市场格局变化，从延续几十年的短缺经济转向过剩经济，社会对石化产能的需求从满足供应转向改善品质；另一方面是供需两端的节奏难以协调，市场需求变化较快且不确定性较强，但石化工业存量资产巨大，而结构调整需要大量投资和较长的实施时间，产业还没有做好充分准备。同时，还存在部分落后产能，例如部分装置能效达不到国家规定的基准水平。 二是高端需求的有效供给不足，部分关键、核心技术和材料产品“卡脖子”严重。高端材料短缺，国内产能主要集中在技术含量较低的大宗通用类产品，造成国内市场部分短缺、部分过剩的差异化竞争态势，而就市场需求而言，这部分高端、高档材料的需求增长率远超常规通用材料。 三是能源转型大潮前段已至，炼化用能结构面临重大调整。2023年新能源汽车渗透率已超过30%，2024年预计接近40%，电动革命已“兵临城下”；成品油替代屡创新高，“十四五”期间增加2倍以上，2030年可能超过5000万吨；按照中国石化经济技术研究院的预测，未来我国非化石能源占比快速提升，近期将超越石油成为第二大能源品种，2045年左右占比首超化石能源总额，至2060年将超过80%；在终端能源方面，电力即将于“十四五”后期跃升为终端第一大能源品种，氢能消费在2035年后将高速增长，煤炭、石油、天然气消费将梯次被电、氢替代，我国终端电氢化率将从当前的32%增至2060年的69%；炼化产业是用能大户，现在主要使用化石能源，电气化率尚低于全国工业部门平均水平，但随着能源转型，炼化用能结构面临重大调整。 四是低碳发展任务艰巨。重度依赖于技术进步和新兴产业的规模化发展，先导性投入高，碳中和阶段的兜底措施和效果尚不能确定，低碳转型项目的回报情况高度依赖于碳税产生的罚值效应，技术示范成本高，且由于低碳技术处于快速成长期，在进入产业成长期时，新技术快速产业化，现在的示范项目将成为落后产能，低碳转型的前期沉没成本高。 五是科技对石化产业的支撑尚有不足。科技投入比例仍相对较低，研发周期长，技术品种、层次仍偏少，石化产品技术水平总体仍偏低，引领性、颠覆性技术缺乏，尚未形成完善的技术产品体系，技术储备相对薄弱，技术标准、规范和工业软件等与国外相比仍有较大差距。 六是资源错配。我国富煤贫油少气，而减碳和石化原料多元化均增加对轻质原料需求，高煤的能源消费结构加大了“双碳”目标的实现难度，石化产业高质量发展面临资源瓶颈。 抓住破局再腾飞的关键期 石化工业一直在进行自发的调整，以炼化产业结构为例，5年以来炼油规模只增加11%，而乙烯产能增加超过一倍，PX产能增加超过两倍；增量结构折算成虚拟单厂数据，相当于2000万吨/年炼油配置的乙烯、PX规模均超过500万吨/年，比近年新建的化工比例最高的大型炼化一体化项目更高，说明不仅新增产能在向化工方向转移，典型存量资产在以更大幅度向化工方向调整。 目前，我国石化工业处于转型阵痛期和突破前的关键时期。走新型工业化道路，发展新质生产力，是石化工业破局再腾飞的关键。立足当下放眼长远，石化工业需强化顶层设计，统筹谋划，科技先行，向绿色化、低碳化、智能化、材料化方向发展，以数智化赋能传统产业，实现产业升级和高质量发展。 以有效供给为目标开展结构调整和产业升级 炼化标志产能结构进行重大调整。目前，受城镇化率、居民汽车消费、成品油替代等多种因素影响，石油消费已进入峰值平台期，汽柴油需求高位震荡后会逐步下降，国内相关政策已对炼油产能设置了“天花板”，但航煤、特种炼油材料等需求仍将长时间增长，同时乙烯、芳烃等石化基础原料的当量消费需求仍有较大增长空间和较长增长时间，未来10年乙烯当量需求有望增加40%~50%。在这种情况下，炼油与乙烯、芳烃的结构要进行大幅度调整，炼油产品结构也要进行调整，“油转化”“油转特”是长期趋势。 聚焦“卡脖子”产品和高端新材料，进一步补链强链优链，增加有效供给，提升产业链供应链韧性和安全水平，保证产业体系自主可控、安全可靠。我国制造强国、海洋强国、交通强国、质量强国等建设，对建筑、汽车、航空航天、电子电器、绿色环保、新能源等重点领域新材料、高端材料的需求在质量和数量两方面都提出了更高要求，而我国在部分高性能纤维、精细化工及关键单体、高端合成橡胶、工程塑料、专用化学品等方面还受到很大的制约，需要重点突破一批关键石化新材料、高端材料及配套原材料的供应瓶颈，提升产业高端化发展水平。 发展先进产能，置换落后产能，提升产能质量和效率。虽然炼油总规模受到宏观调控，但炼化产能仍需优化升级，先进产能仍需布点建设或在传统炼化基地基础上扩能升级；落实《产业结构调整指导目录》《2024—2025年节能降碳行动方案》等文件要求，对落后产能进行转型、置换甚至关停、淘汰。以国家实施《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》等为契机，结合产业自身需求，开展炼化总流程优化调整、装备升级、能效提升等工作，促使产业水平有效提升。 优化产能结构或企业结构，以园区化、基地化、集约化建设模式开展集群化建设。集群内部以炼化一体化企业为“龙头”，以基础材料高功能化企业、单项冠军企业为“两翼”，以小巨人、专精特新、多样化差异化产业链下游延伸企业为“凤尾”，形成一（少）大多精、主体多元、新老并举、主辅兼备、“基础+高端”结构合理的产能生态。 关注行业新趋势，提前布局氢能、生物质能产业。氢气是炼化企业重要资源，从全社会角度看，炼化与合成氨、甲醇构成了氢气的最主要需求者和生产者。随着“双碳”目标的提出，氢能的作用进一步放大，成为传统炼化行业的有益补充。在能源转型过程中，氢能是最佳的碳中和能源载体，在我国未来低碳能源体系中将发挥重要作用，未来可能达到亿吨级规模。通过可再生能源制取绿氢，可以提供国家能源安全的新型保障方案，助力工业、交通等高排放部门低碳转型。生物质作为零碳资源，未来在生物质燃料、生物基化工方面也有重大潜力。目前，绿氢、生物基能源/化工仍处于产业起步期，随着技术进步和低碳发展约束增强，其重要性将逐步提升，炼化行业发展绿氢和生物基能源/化工有着天然的基础和依托，需关注行业发展新趋势，提前布局氢能、生物质能产业，并探讨绿氨、绿色甲醇等广义上的绿氢产业。 以自主可控的科技创新、技术进步带动产业升级，支撑和保证“双循环”对石化工业的需求 在产业需求上，要突出以科技创新支撑产业升级，攻克一批关键核心技术、“卡脖子”技术、高端技术，避免或降低对国外技术的依赖，实现自主可控。在未来“双循环”新发展格局下，既要体现国内大循环为主，又要发展能支撑中国未来需求特色的石化产品体系，而由于其中国特色，这些产品体系有可能更易于突破国外标准、专利和技术储备的覆盖，需要通过创新引领这些新兴产业进行跨越式发展、协同发展，实现并跑和领跑。 创新模式上，要坚持举国体制的优势，集中力量办大事，但要创新体制机制，大胆破除对研发、产业化等创新链的限制，充分认可自主创新、原创技术的价值，激发原创、首创的积极性，加大激励力度，保护产权价值。要重视战略科学家的作用，合理寻找、谋划前瞻性、引领性课题，提炼重大战略需求，引领科技创新实现重大突破。要通过政府和市场两只手，使多种主体协同发力，合理组织创新资源，引领创新要素集聚，打通创新链、产业链、价值链之间的内在联系，促使石化科技创新走上规则清晰的快车道。 大力推进绿色低碳转型，保证碳达峰碳中和目标的实现 要一体化推进节能降耗和碳减排，并从能耗和碳排放两个维度开展核算和考核，实施生产全过程控制。改进用能结构，实施用能低碳化、电力低碳化和装备电气化。改进工艺流程，大力实施绿色工艺、绿色装备、绿色催化剂，提高转化率和选择性，发展绿氢炼化，优化氢气、蒸汽、燃料气产用，降低污染物和二氧化碳产出，实现本质绿色化。拓宽低碳原料来源，以轻质原料、生物质作为补充原料，从源头上降低碳排放强度。以减量化、再利用为核心，建立循环经济发展新模式，实现资源利用最大化、环境污染最小化，构建资源节约型、环境友好型生产方式。推进CCUS等碳“兜底”措施的技术提升和产业布局，确保如期实现碳达峰碳中和。 深入开展数智化转型，以数智化赋能石化工业高质量发展 计算机及信息技术为石化工业提供了数字化建设的基础和理论，大数据、云计算、“互联网+”人工智能、5G、虚拟现实、量子信息技术等可以为石化工业进行智能化提升，数智化结合将推动石化工业提高效率和稳定性、降低差错率、增加效益。 提升石化智能工厂建设范围和深度。目前，炼化企业智能工厂建设已大范围铺开，领先企业的建设水平已达到世界先进水平，但受智能制造理论认识和相关软硬件约束，现有水平仍未达到预期的智能制造高阶水平。一方面，要扩大建设范围，尽早实现大型炼化企业的全覆盖；另一方面，要提高智能化程度，从以数据集成、自动识别、可视化为主逐步发展到知识管理、预警验证、机理融入、辅助决策、人机协同等高级阶段，实现石化生产过程自感知、自学习、自决策、自执行和自适应。 加强智能制造基础工作。加强石化工业智能制造理论体系建设，完善智能工厂标准体系、工业互联网标准体系和工业控制安全防护体系建设，加大对智能制造关键核心软件和硬件开发力度。 远期要开展智能工厂之间的大网络融合，推进石化全产业链的供应链、碳链、价值链智能化管理，开展产业内部横、纵向一体化优化工作，以及跨产业的协同优化。 探索开发绿电局域网建设，将绿电生产、利用与电网进行关联，以数智化破解或缓解绿电季节性、波动性、不确定性特征与石化用电连续性、稳定性、安全性要求的矛盾，助力绿电在石化加工流程中的应用。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 任 卓 化工行业发展四大核心趋势及 我国企业需重点关注领域 朱 彤（中国化工学会） 随着市场环境不断变化与科学技术的日新月异，全球化工行业迎来一系列关键转型与升级，其中降本增效、可持续发展、高端化学品研发、供应链韧性构建，成为引领行业前行的四大核心趋势。 近年来，我国化工行业在经历去库存周期后，产品的市场需求呈现逐步复苏态势，生产能力和生产水平稳步回升。根据2024年行业摸底、各类行业会议专家建议及笔者观察，2025年我国化工行业有望实现持续复苏并保持温和增长，但企业仍需积极寻找新的市场驱动力，以在短期效益与长期发展之间寻求平衡。此外，全球宏观经济环境、政策变化、技术创新壁垒和地缘政治风险仍然构成行业发展的不确定性乃至挑战。 化工行业发展四大核心趋势 降本增效成为企业长期运营管理方式 受低出生率和人口老龄化等根本性结构因素及全球经济碎片化对全球贸易带来的限制影响，虽然全球GDP将继续温和增长，但大环境整体低迷预期仍将持续，化工企业大多已制定可持续生存战略，以适应经济长期的低增长期。 在世界不同地区，化工企业承受的压力有所不同。欧洲化工企业在过去两年遭遇了通货膨胀和高能源价格的挑战，对企业利润率构成直接压力。为此，大多数公司继续宣布了成本削减计划，使企业支出水平与宏观经济保持一致。 我国化工企业拥有显著的成本和规模集成优势。国内化工企业积极推动产业链一体化布局，通过引进先进的炼油技术和工艺，将炼油和化工生产环节一体化，一方面在原油价格波动时有效降低成本压力，另一方面也推动高附加值化工产品的开发。此外，许多企业采取了推动绿色化、智能化等手段，以求在产业链各环节提升运营效率、控制成本，增强盈利能力。 企业向可持续发展领域布局 在全球气候变化议题日益凸显的背景下，各国政府为应对气候危机，不断强化针对化工产业的环保法规体系。在此背景下，化工企业的增长潜力与运营可持续性愈发依赖于对不断出台的环保政策法规的适应能力。 欧洲方面，欧盟已出台《欧盟碳边境调节机制》（CBAM），并将化工行业在实现《欧盟绿色协议》目标中的核心作用置于政策议程的前列，旨在促进欧洲内部企业向绿色低碳领域的投资。在美国，《通胀消减法案》（IRA）已成为推动低碳技术、循环经济方案的重要驱动力，随着2025年1月特朗普出任总统，这一政策走向是否会出现调整尚存不确定性，但通过实施严格的环境法规以保护本土工业，已成为欧美贸易保护主义的重要举措。为应对这一趋势，欧美企业更多选择依赖政策法规，注重市场激励和碳定价机制，强调全供应链透明度及产业链上下游活动产生的间接碳排放（Scope3）降低手段。从市场上看，欧美市场对可持续产品需求强，价格接受度高，因此企业有向化学回收和生物材料定向研发和生产的空间。 我国环保法规体系的调整正为化工行业向绿色环保业务的拓展与转型提供有力支撑。基于政府的倡导扶持和国内广阔的市场需求，我国已经并可能持续在新能源汽车及电池领域保持全球领先地位，新增低碳能源设施（尤其是风能与太阳能）的安装量已达历史新高，足以满足并超越年度电力需求的平均增长。随着氢能、可控核聚变等清洁能源技术的不断突破，未来石油化工行业在能源结构中的作用将更多地聚焦于化学品与新材料的生产。但是，与欧美企业发展方向相比，国内化工企业向可持续发展领域布局、技术应用仍多为追赶模式，偏重规模化生产。针对碳排放的管理偏重于对企业直接控制的排放（Scope1&2），虽然国内循环经济需求增长仍然强劲，但鉴于客户价格敏感度高等因素，尽管资源循环利用与碳减排已成为化工行业发展的重点方向，但国内企业在二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）领域偏向于采用物理回收技术，化学回收技术研发和应用仍处于起步阶段。 高端化学品研发投入持续增加 全球化工企业在高科技、清洁能源及其他高增长、高附加值化工产品领域持续加大投资力度。根据美国联邦储备委员会的数据，2024年迄今，半导体与电子元件、石油与天然气开采、建筑与结构金属及塑料与橡胶等行业展现出显著的增长态势。美国化学理事会（ACC）预测，半导体（芯片）将继续成为推动化工行业需求增长的主要动力。为此，为应对传统化工产品市场竞争的加剧和利润空间的压缩，国际化工企业纷纷加大对聚合物材料、特种化学品和工程塑料等高端化工产品的研发投入，并希望进入技术壁垒较高的细分市场，从而增强企业市场竞争力。 我国企业身处化工大环境的演变之中，面临高附加值化学品大部依赖进口、企业投资结构单一和原创新研发能力不足的固有顽疾，政府和行业已意识到这一挑战，并努力推动创新型精细化工的发展，以此加以应对。目前，国内头部化工企业相较于世界跨国公司高成本全球运营体系，能够以较低的价格进行产品研发和服务，使得在功能涂料、高端聚烯烃材料、合成橡胶等高端化学品细分领域研发取得了领先地位。 与生物技术或软件等高创新率行业相比，化工业的整体创新速度相对较慢。目前，全球范围内已存在的化学品数量约为30万种，而每年新开发的化学品仅有2000种左右，创新率仅为6‰。尽管跨国公司目前仍主导着高科技和高端化工产品的供应链，但我国化工企业正在通过加大研发投入、优化投资结构、吸引外资和发挥价格优势等措施，逐步赢得市场份额，具备追赶并成为高端化学品研发领导者的潜力。 应对地缘政治变化增强供销链韧性 自新冠肺炎疫情尤其是俄乌冲突以来，全球化工行业面临地缘政治紧张局势加剧、全球能源需求波动、国际油价震荡及日益严格的环境保护法规要求等多重影响，这从侧面对化工企业供销链的韧性和灵活性提出了更高要求。 2025年，全球化工企业供销链仍将面临诸多困难。俄乌冲突、中东局势、巴拿马运河干旱等因素，仍然可能推高石油、天然气等上游产品价格，并对全球贸易和运输造成成本压力。同时，进口关税、排放法规、地区贸易中断等因素，则可能使部分欧美化工产品重获来自本国和第三世界国家的客户。为应对这些变化，欧美企业已重新审视和调整其购销策略。 对我国化工行业而言，世界形势的不断变化既是挑战也是发展机遇。一方面，国际供应链的不确定性仍将影响我国对原油的进口和原材料的定价体系；另一方面，国内企业仍占据国内广大的化工市场和旺盛的化工产品需求，并可借由“一带一路”建设开拓新兴国家化工产品市场。在新能源汽车和电池等部分化工领域，已呈现出区域化趋势。因此，我国化工企业在持续推进供应链一体化的同时，也应提升供销管理的灵活性和韧性，注重本地化生产能力和区域化投资布局，更好地抵御外部干扰和变化。 2025年需要重点关注的领域 2025年仍然是国内化工企业至关重要的转折点和机遇期。在前文趋势观点基础上，我国化工企业不仅要深刻理解和适应这些变化，更要前瞻性地布局。 应对宏观经济增速放缓——打造结合客户需求的产品和服务体系 在化工行业中，宏观经济增速放缓和市场偏好的持续变化正倒逼企业商业模式的转型。大型头部企业可借助资源集成和规模化效应，通过炼化一体化等方式进行降本增效。相比之下，小企业则必须转向更加以客户为中心的策略，跨入化工细分产品和服务赛道，以强化客户关系、获得定价权力来提升市场竞争力。 客户共创不仅促进了产品的创新和差异化，还增强了与客户的联系，打破了传统的单向产品开发流程，让客户参与到化工产品设计和改进中来，从而确保化工产品更加贴近市场需求。定制化解决方案也成为化工企业提升客户体验和满意度的重要手段，好的服务有效提高客户对企业的忠诚度，为企业长期发展奠定坚实基础。 化工企业衡量自身产品和服务的一个简单指标是议价能力。随着全球经济增长放缓，化工产品客户的议价能力逐渐提升。特别是在下游的成品油和化工产品市场，客户对价格更加敏感。新能源技术的兴起也进一步增强了客户对传统石油化工企业的议价权。因此，化工企业在制定产品和服务策略时，需要充分考虑议价能力，以此来感受市场需求的变化。 布局可持续发展领域——跨学科合作 国内一些化工企业目前已有意识逐步退出已达到发展极限的业务，进而转向正在沐浴政策红利的储能、材料、塑料等可持续发展领域，但也因此造成新的产业拥挤和排斥现象。未来化工行业将高度依赖学科交叉合作，化学与生物技术、材料科学、信息技术的结合将推动新产品与解决方案的研发，以应对能源短缺和绿色低碳发展等全球性挑战。 一个热点话题就是人工智能对化工产业的加持。随着人工智能的迭代和进步，企业已可以通过人工智能技术实时监督研发生产各环节数据，并以此进行主动风险预测，将企业风险应对前置，以降低企业潜在损失。此外，人工智能还大大加快了环保工艺和材料的研发速度。类似通过分析和整合大量数据探索材料和化学化合物的组合效果，人工智能正成为继显微镜和论文之后，最具革命性的科技研发工具。 高端化学品研发——注重新材料 从可实现性和经济收益上考虑，在众多化工产品的研发方向中，笔者相对看好新材料科学在短期内的发展。 智能材料在多个领域具有广泛的应用潜力。例如，形状记忆合金能够在经历大幅变形后恢复原状，这一特性使其非常适合用于制造微型致动器等精密设备。德国初创公司Memetis正是利用这一原理，成功开发出超紧凑的微型致动器，为微机电系统（MEMS）等领域带来创新。同样，英国的SorexSensors也在智能材料领域取得显著成果。他们通过在硅晶片上制造高灵敏度的MEMS传感器，利用薄膜压电材料和FBAR技术实现压电效应。这种传感器能够对外界压力或振动等刺激做出快速响应，具有广泛的应用前景，如环境监测、医疗设备及消费电子等。 实现净零循环分子/材料也是当前材料科学的重要方向之一。钢、铝和化学品等传统材料在生产和使用过程中往往会产生大量的废弃物和排放物，对环境造成严重影响。因此，开发能够循环利用的净零循环分子/材料，对于推动可持续发展和环境保护具有重要意义。2025年，预计循环净分子/塑料将重新受到关注，并有可能成为全球议程的前沿话题。这不仅是因为循环经济的发展趋势，更是因为随着技术进步和成本降低，实现净零循环分子的商业化应用已成为可能。 应对地缘政治变化——增强国际合作 2025年世界格局、中美关系等地缘政治未知性依然严峻，但与其为规避风险采取保守性政策，不如从长远战略考虑主动增强国际合作。目前，全球化工市场正逐步转向新兴经济体，尤其是东南亚、中东和非洲地区，正吸引着全球投资者的目光。 在这种背景下，跨国资产整合和技术引进成为化工企业增进国际合作的手段之一。通过兼并、收购或内部扩展，企业能够逐步掌控原材料供应和产品的终端销售渠道，从而减少对外部供应商的依赖，增强对市场供需关系的控制力。而且，通过引进和吸收全球先进的技术和管理经验，不仅有助于企业提升产品质量和服务水平，还能加速行业的技术进步和产业升级。 我国大型石油石化企业已率先在全球多个国家和地区建立了业务网络，尤其注重长远规划与合作，与买方签订长期协议，确保投资脱碳技术的稳定收入来源，为可持续发展奠定基础。有的企业通过并购，持续在农业科技、生物技术等领域取得新的进展和突破。近年来，通过国际合作引入化工金融服务、工程建设等相关例子不胜枚举，国内化工企业因此实现收入来源的多元化，降低了经营风险，提高了盈利能力。 我国化工产业链具备良好的发展基础和广阔的市场空间。面对2025年全球化工行业的快速变革与创新的关键时期，化工行业必须敏锐捕捉历史机遇，整合科技创新资源，加强国际合作，引领发展战略性新兴产业和未来产业，推动行业转型升级，加速培育并形成新质生产力。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 能源革命“兵临城下”， 石化产业如何创新 程 强（中国石化报社） 石化产业是国民经济的重要支柱，但受全球经济增长趋缓、能源加速转型等因素影响，近几年进入景气周期低谷。为此，中国石油和化学工业联合会近日在辽宁大连举办2024全国石油和化工行业科技创新大会，主题为“创新驱动 自立自强 发展新质生产力 促进行业高质量发展”。大会设立过滤与分离膜材料技术创新、精细化工创新、炼油与烯烃技术创新、电子化学品创新等12个分论坛，两院院士、专家学者、业内人士逾千人参会，共同探讨石化科技前沿趋势。本版整理刊发部分专家观点，敬请关注。 以高水平科技自立自强支撑石化强国建设 中国石油和化学工业联合会党委书记李云鹏在主旨讲话中指出，“十四五”以来，石化产业紧紧围绕国民经济和社会发展重大需求，瞄准关键核心技术主战场，持续加强科研攻关，深入开展产业链、创新链合作，取得了一批重大科技成果。 工业催化、生物合成等领域原创性成果不断涌现。光催化材料实现从无机半导体光催化剂到聚合物半导体光催化剂的突破；微生物细胞工厂实现高效构建；70千瓦级高功率密度全钒液流电池单体电堆研发成功；首创二氧化碳催化加氢直接合成高品质汽油的新路线。 石油、天然气、煤化工等传统能源加快技术迭代。深海一号超深水大气田开发工程关键技术、连续型油气聚集与非常规油气地质理论、万米超深层油气资源钻探关键技术等，显著推动增储上产、降本增效。大型半废锅气流床气化技术、煤直接液化二代技术、甲醇制烯烃三代技术等现代煤化工技术取得新进展，为保障国家能源安全提供了有力支撑。 攻克了一批化工新材料、高端专用化学品等战略性产业技术。弥补了聚烯烃弹性体（POE）、新型氯碱离子膜、高端聚苯醚工程塑料等产业化短板。 开发出大型流程工业智能运行与控制关键技术、石化过程智能建模与优化控制技术等一批智能化技术，赋能传统石化产业加快改造升级。 李云鹏说，2024年以来，石油和化工企业努力克服国内外不利因素影响，充分利用大规模设备更新和消费品以旧换新等国家出台的一系列促消费、惠民生、稳投资、扩内需政策，抢抓市场机遇，着力降本增效，大力推进结构调整、科技创新、绿色转型，行业经济运行总体平稳。1~8月，全行业规模以上企业增加值同比增长7%，实现营业收入10.66万亿元，同比增长4.8%；利润总额5618.6亿元，同比下降4.3%；进出口贸易总额6370.9亿美元，同比下降1.1%，降幅进一步收窄。近期，国家又推出一揽子增量政策，随着这些政策落地实施，市场预期将进一步改善，石化产业平稳向好态势将进一步巩固。 李云鹏说，科技创新是百年未有之大变局中的一个关键变量，高技术领域已成为全球石化产业竞争的主战场，新能源、新材料、生命健康等基础前沿领域原创性、颠覆性成果不断涌现。从能源领域的新突破到单原子水平的探索，从开发微反应技术到创新绿色化学合成方法，从单一学科到与微生物学、材料学、医学、计算机科学等多学科交叉融合，化工学科的边界不断拓展，科研范式发生重大变化，新的设计规则、合成方法、反应路径不断产生，科技创新的深度、广度、速度和精度都超过了以往任何时期。我国石化产业正处在新旧动能转换的爬坡过坎阶段，原始创新能力相对薄弱，关键核心技术仍然受制于人，教育发展不平衡，人才供给矛盾突出，科技成果工程转化不足，科技创新引领高质量发展的重要作用未能完全发挥。必须把科技创新摆在发展新质生产力的核心位置，锻长板、固底板、补短板，开辟新赛道、培育新动能，攻克更多颠覆性技术、关键核心技术，以高水平科技自立自强支撑石化强国建设。 走新型工业化道路、发展新质生产力，是石化产业 破局再腾飞的关键 中国石化经济技术研究院副总工程师曹建军说，经过70多年的发展，我国原油加工能力2023年达9.32亿吨/年，规模全球最大；2022年成为世界第一大乙烯生产国，2023年乙烯产能达5135万吨/年；对二甲苯（PX）产能已超过4200万吨/年，占全球有效产能的51%。目前，大变局带来新形势，市场需求变化较快且不确定性较强，而石化产业存量资产巨大，结构调整需要大量投资和较长的实施时间。 目前，石化产业高端需求有效供给不足。随着我国制造强国、海洋强国、交通强国等建设，建筑、汽车、航空航天、电子电器、轨道交通、医疗健康、绿色环保、新能源等重点领域对新材料、高端材料的需求增速显著。近年来，我国高端材料年均消费增速8%，而乙烯当量消费增速仅4%。其中，高性能纤维增速15%，精细化工及关键单体增速12%，高端合成橡胶增速10%，高端膜材料、高端聚烯烃、工程塑料、高性能氟硅材料等增速均在7%以上。 能源转型大潮前段已至，电动革命兵临城下。新能源汽车渗透率2023年已超30%，预计2025年提高至35%以上。新能源替代成品油规模“十四五”期间增长两倍以上，“十五五”期间再翻番，2030年将超过5000万吨/年。电力即将于“十四五”后期跃升为终端第一大能源品种，氢能消费2035年后将高速增长，煤炭、石油、天然气消费将梯次被电、氢替代，我国终端电氢化率将从当前的32%增至2060年的69%。炼化产业是用能大户，现在主要使用化石能源，电气化率尚低于全国工业部门平均水平。随着能源转型，炼化用能结构面临重大调整。而低碳发展高度依赖技术进步和新兴产业的规模化发展，先导性投入高、技术示范成本高、低碳转型的前期沉没成本高。 科技对石化产业的支撑尚有不足。高端材料“卡脖子”现象仍很严重。绿色低碳技术仍处于导入期，前期成本高，经济性差。科技投入占比仍相对偏低。技术标准、规范和工业软件等尚不完善。成果转化率低。技术品种偏少，引领性、颠覆性技术缺乏，技术储备相对薄弱。 对此，曹建军建议，要以有效供给为目标开展结构调整和产业升级。供给方面，强化国7汽油、油基材料、“卡脖子”产品和石化新材料、未来材料的供给。产业结构调整方面，调整油化结构、产品收率，提高产品选择性。产能结构调整方面，发展先进产能，转化落后产能，提高产能质量。利用好设备更新政策。推进园区化、一体化、集群式发展，建立合理的产业生态。推动绿氢、生物质等产业外延拓展。 要以自主可控的科技创新、技术进步带动产业升级。石化科技创新的使命是为产业升维、拓维，从“内外”两个角度发力，实现从量变到质变。结合未来的产业需求，供给侧，外延要以空间换禀赋，做到资源前移，内涵要充分发掘和利用产业链优势，寻找产业机会和技术竞争薄弱环节；消费侧，要支撑和引领“双循环”新发展格局对石化产业的需求，构建支撑中国未来需求特色的石化产品体系。 曹建军说，当前，石化产业正处于转型阵痛期和突破前的关键时期，走新型工业化道路、发展新质生产力，是石化产业破局再腾飞的关键，需强化顶层设计，统筹谋划，科技先行，向绿色化、低碳化、智能化、材料化方向发展，以数智化赋能传统产业，实现产业升级和高质量发展。 自下溯源而上的全产业链发展，推动产业转型升级 自纺织起步，逐步成长为炼油、化工、芳烃、聚酯新材料、纺织全产业链发展的国际型企业，恒力石化历经30年，形成“从一滴油到一匹布”的全产业链发展模式，为产业转型升级作出示范。 恒力石化（大连）炼化有限公司副总经理汤杰国介绍，恒力石化2010年自纺织产业溯源而上，在大连长兴岛建设精对苯二甲酸（PTA）生产基地，主要装置包括：2000万吨/年炼油，150万吨/年乙烯；160万吨/年高性能树脂及新材料，60万吨/年1,4-丁二醇（BDO）；450万吨/年PX，1160万吨/年PTA，260万吨/年功能性聚酯PET。至2022年，恒力石化PTA产能合计1700万吨/年，占全国的21%。 在这一过程中，恒力石化精准定位PX目标产品。设计连续重整加工能力960万吨/年，炼油流程可最大化产出芳烃原料；不设催化、焦化工艺，没有汽油、没有难处理柴油和低价值石油焦产品；减压渣油转化率达90%，原油资源几乎吃干榨净。全加氢深度裂化加工流程布置，首创应用柴油深度加氢裂化工艺，最大化产出重石脑油产品，每年完成600万吨柴油组分的化工转化。主要装置均采用世界顶级先进工艺包技术，生产过程绿色清洁，80%装置规模全球最大。 炼油轻端向下延伸，布局150万吨/年乙烯项目。乙烯原料实现轻质化、正构化。采用先进工艺技术，建设乙烯裂解、乙二醇、聚烯烃、苯乙烯等化工产业链。炼油轻端精准分离、高效价值转化的同时，化工中间料纵深延展，生产高性能树脂塑料和高端化工中间体，主要产品有聚碳酸酯、BDO、聚甲醛、乙撑胺、聚苯乙烯（PS）及丙烯腈-苯乙烯-丁二烯共聚物（ABS）树脂、聚己二酸/对苯二甲酸丁二醇酯（PBAT）等。除构建碳四产品链、丙烯产品链、环氧乙烷产品链、甲醇产品链、苯乙烯产品链外，开发差别化、功能化聚酯产品，增强产业链整体韧性。260万吨/年多功能聚酯项目可生产光伏材料聚酯切片、膜级母粒聚酯切片、超亮光聚酯切片、膜级聚酯切片、工业丝级聚酯切片等。 在长兴岛产业园，恒力石化通过一体化集约配置、流程联合，降低用能用料成本。园区上下游物料高度关联互供，芳烃原料、乙烯原料、PX、醋酸、甲醇等大宗物料在园区自产自用，通过管道输送，大幅节省物流、仓储费用及降低损耗。工厂间公用管网流程联合，燃料、电、热、风、氮等能量耦合，实现一体化集成综合增效，产能用能成本大幅降低。在此基础上，广泛应用大型高效节能设备；炼化装置设置7个蒸汽等级，增设次重压蒸汽和超低压蒸汽管网；新材料装置设置14个蒸汽等级；应用海水串联分级利用技术、低温多效蒸发海水淡化技术；烟道集中布置，烟气实现超净治理；与法国专业机构全面合作，创造性提出“以废治废”的嵌入式污水一体化处理技术，将生产过程中的废液、二氧化碳等物料引入污水进行转化处理，转变为污水处理过程需要添加的药剂和营养，获得国际水协“改变行业的技术革新奖”。 在二氧化碳综合回收利用方面，恒力石化在炼化一体化项目中配套设置20万吨/年二氧化碳提纯装置，生产食品级二氧化碳；在新材料科创园建设2×20万吨/年二氧化碳精制装置、20万吨/年碳酸二甲酯（DMC）装置、24万吨/年碳酸二苯酯（DPC）装置、26万吨/年聚碳酸酯装置，生产电子级碳酸二甲酯、聚碳酸酯等高端化工产品。 汤杰国表示，公司未来低碳发展技术需求还包括：低碳工艺及催化剂技术，高效低能耗的节能设备技术，工业匹配的低成本绿电及绿氢技术，规模化的二氧化碳高效利用及化工转化技术，大型电气化设备技术（电加热炉、电加热器、电伴热等）。 低值原料的高值化利用技术，更值得期待 中国科学院大连化学物理研究所研究员田志坚介绍，目前，延迟焦化是我国主流的渣油加工技术。延迟焦化装置产能为1.4亿吨/年，石油焦年产量3000多万吨，能耗高、污染大，资源利用不合理。该所创新研发劣质重油浆态床加氢解构全转化（ASHS）技术，可对沥青质实现高效“加氢解构”，在千吨级工业试验装置上先后完成乙烯焦油、减压渣油、沥青、超稠油等重油的加氢解构评价，装置运行稳定、排渣少、无磨损；在反应压力18兆帕、反应温度390~420摄氏度条件下，实现了重质油转化率＞97%，干气产率＜2%，残渣外排3%，表现出很好的技术经济性。目前，正在建设20万吨/年重油浆态床加氢解构转化工业示范装置，最终将形成百万吨级的技术。 田志坚说，ASHS技术在从上游原油开采到下游加工的全产业链中扮演关键角色。取代延迟焦化，年可消灭3000万吨黑色产品石油焦、节约3000万吨原油；加工炼化副产劣质重油，年可转化1000万吨焦油、开拓1000万吨芳烃新原料。 目前，我国石脑油蒸汽裂解制乙烯产能1900万吨/年，每年副产乙烯裂解焦油超过260万吨。预计2025年，乙烯裂解焦油产量将达580万吨。乙烯裂解焦油目前只能用作工业锅炉燃料，或用于生产碳黑。此外，炼焦及煤气化过程每年产生煤焦油2700多万吨，只有1200万吨得到深加工。ASHS技术可实现乙烯焦油、煤焦油近100%转化，获得芳烃含量大于98%的馏分油。这将开辟一条千万吨级规模的芳烃生产新路线，而且减少千万吨以上的石油消耗。 ASHS技术还可进行原位改质、助力稠油低碳开采。我国稠油资源丰富，但开采难度巨大。采用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术，开采出的稠油需要外购大量轻油稀释后外输。西部绿氢资源丰富，可与ASHS技术结合，对劣质重油进行现场加氢改质，获得轻烃和品质较高的中质油，轻烃可辅助SAGD热采，中质油可用于掺稀管输。 甚至，ASHS技术可与新疆丰富的风光资源结合，利用绿氢加工中亚“沥青油块”，改质后管输至内地炼化企业深加工成化学品，拉动“一带一路”建设，开辟石油供应新途径。 中国石化催化剂公司研究院院长任靖介绍，2023年，我国苯酚装置产能超630万吨/年，产量接近400万吨，每生产1吨苯酚，约产生10%苯酚焦油，全国每年产生约40万吨苯酚焦油。苯酚焦油2012年列入《国家危险废物名录》。苯酚焦油经初步蒸馏，回收其中的苯酚、苯乙酮等组分后，作为燃料使用，价格仅500~1000元/吨。目前，苯酚装置的盈利能力有限，亟须发掘新的经济增长点。 中国石化催化剂公司开发的低成本催化剂，对不同组分的苯酚焦油均具有较好的催化裂解活性，无须改变苯酚装置现有流程，直接在热解过程中添加即可将苯酚焦油中的重组分裂解为苯酚、α-甲基苯乙烯，显著提高轻组分收率。该技术经济和社会效益显著，每加工1万吨苯酚焦油，可以产生2000万元的经济效益，且大幅减少了危废处理量。 青岛惠城环保科技集团董事张新功介绍，我国是塑料最大生产国和消费国，但废塑料回收率偏低，仅约30%，且处理方式亟须创新。目前国内传统处理方式是废塑料热裂解生成热解油再进炼厂，该公司创新研发CPDCC（基于循环流化床的混合废塑料深度催化裂解制化工原料）技术，可实现废塑料直接进装置生成化工原料。 该公司研制逆流流化床反应器，解决了废塑料无法高选择性转化为化工原料的难题；研发连续稳定进料系统，解决了废塑料难以连续稳定进料的难题。CPDCC技术实现了原料广泛化，涵盖大部分低值缓和废塑料，无聚氯乙烯（PVC）限制；装置大型化，可实现20万~100万吨/ 年装置生产连续化；产品高值化，65%~85%产品为乙烯、丙烯、丁烯、BTX（苯、甲苯和二甲苯混合物）等高值化工原料，燃料油和焦炭作为自用燃料，售价6500~8500元/吨。 目前，该技术正在广东揭阳大南海石化工业区落地，一期建设20万吨/年废塑料裂解制化工原料工业示范项目，二期产能达到100万吨/年。 原载 2024年11月6日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 国内成品油市场将面临诸多挑战 刘炳娟（隆众资讯） 近年来，全球经济增速放缓、地缘政治局势紧张、新能源快速崛起、国内成品油消费下滑和产业结构调整均对油市带来深远影响，未来成品油市场将面临诸多挑战。 炼油产能仍处扩张期，供应过剩格局延续 “十四五”以来我国炼油产能增速放缓，五年复合增长率0.94%，2024年一次炼油产能已达9.8亿吨/年，全球排名居首。 随着全球经济增速放缓，叠加新能源冲击，国际国内成品油消费均面临下降挑战。同时，响应“双碳”政策，控制成品油大进大出，成品油出口量逐年放缓。炼化行业克服炼油产能过剩问题，“减油增化”“减油增特”持续推进，提升产品利用率，加快落后产能淘汰，部分产业链配置不合理、产能落后的生产企业将被淘汰，成品油生产和供应的集中度将有所提高。 成品油消费量下滑，倒逼国内炼厂调整产量，同时减油增化持续推进。新能源汽车替代加剧下，2024年后，汽油消费量下滑加快，汽油产量被动跟随调整，国有、地方炼厂均有降低开工率和减产表现。 在新能源冲击及国内经济增速放缓背景下，我国成品油消费达峰。预计2024年，国内汽柴消费量总计为37527万吨，比上年下降3.46%。预计到2030年汽油消费量为10804万吨，2024年至2030年年均复合增长率为-6.75%。柴油消费峰值出现在2019年，2020年开始进入下跌区间，2024年开始跌幅加剧，主要原因是基建、房地产、物流领域的经济活动下滑。同时天然气重卡、新能源商用车渗透率持续提升，柴油消费量持续下滑。预计到2030年柴油消费量降至14001万吨，2024年至2030年年均复合增长率为-6.60%。 新能源迅速崛起，持续冲击成品油消费 由于国家积极推动绿色低碳发展以实现“双碳”目标，同时受益于政策支持、技术进步、消费者认知提升，新能源汽车正处于加速渗透阶段，我国已成为全球最大的新能源汽车市场，传统燃油车的市场份额逐步被新能源车替代。 2024年1~10月，新能源汽车产销分别完成977.3万辆和975.1万辆，同比分别增长50.1%和55%；1~10月新能源汽车新车销量已达到汽车新车总销量的52.9%。根据政策导向及经济性考量，新能源车与传统燃油车销量和保有量的此消彼长，将成为未来相当长时期内不可逆的发展趋势，促使国内汽油消费趋势性回落。 国内基建及房地产行业经济活动放缓，导致国内柴油需求萎靡。同时，新能源重卡在国内也发展迅速，其中，LNG经济性优势凸显，2024年LNG重卡市场迅速爆发，1~10月天然气重卡销量累计为15.7万辆，同比增长20.6%。天然气重卡销量的持续上升，也不断蚕食柴油卡车的市场份额。2024年LNG重卡渗透率已达19%，渗透率虽不算高位，但有逐年上升趋势，对柴油消费替代量可达3028万吨，替代率升至14%。至2030年，这一比例将随LNG重卡保有量升至33%。未来五年，LNG的经济性是替代关系变化的主要影响因素。经济性驱动下，LNG重卡车辆行驶里程占比将进一步提升，车用LNG对柴油的替代量亦将不断加大，并在交通、工业、民用等领域对成品油形成规模性替代。 成品油需求下滑，加油站转型刻不容缓 国内成品油需求不振，同时新能源替代加剧，我国成品油市场竞争日趋激烈，这导致未来我国加油站数量呈现下滑走势。 2024年我国加油站数量为11.06万座，比上年下降1.92%。具体来看，2024年两大国有企业加油站数量占比48.35%，首次赶超民营加油站跃居首位。然而，2024年两大国有企业加油站数量及民营加油站数量比上年均有下降，其中民营加油站数量比上年下降3.97%，两大国有企业加油站数量比上年下降99座、降幅0.18%。一方面，新能源汽车替代加剧导致成品油消费下滑；另一方面，随着油品同质化，民营加油站的优势逐渐消失，这在无形中淘汰了一些民营加油站。同时，加油站数据追溯系统推广，市场监管愈发严格，使得一些劣势加油站市场份额萎缩。部分国有企业已开始通过评估油站资产，陆续把低效站挂牌转让。预计2025年至2030年，国内加油站数量持续下滑至10万座，至2035年可能降至7万座至8万座。未来，加油站行业竞争将日益加剧，利润和费用形成的“剪刀差”将成为行业不得不面对的一大挑战。 因此，我国加油站转型已刻不容缓，可以通过以下途径推进。 一是多元化发展。从单一的加油服务转向多元化客户体验。即以加油、充电、加氢、便利店、餐饮、洗车、修车、汽配、广告、通信等多样化的产品销售体系，满足客户的基础需求，并结合季节性、全年性的产品布局，形成稳定的收益来源。二是部分加油站应该充分利用屋顶、空地等空间安装光伏发电设备，以实现能源的自给自足或减少对外部电力的依赖。服务商可以提供光伏板、逆变器、储能设备等，并负责整个光伏系统的设计、安装和调试，一盘棋操作降低总成本。三是利用“线上下单、线下提货”的形式将电商、直播和加油站零售业务融合，有效提升用户消费体验。四是借鉴欧美国家的自助加油模式，降低人工成本，提高安全运营效率。五是打造智慧加油站。通过对智能加油、智能支付、智能监控等技术的应用，提高加油站的运营效率和管理水平，也为消费者提供更便捷、安全、高效的加油服务。六是随着国家对环保要求的不断提高，加油站将采用更加环保的油料和设备、加强油气回收和废水处理等措施来减少环境污染。同时，推广电动汽车充电和清洁能源使用也将成为加油站行业的重要任务。 成品油行业竞争白热化，企业多元化发展求盈利 在石化产业全面放开、经济环境低迷、新能源冲击的背景下，我国成品油行业加速变革，贸易作为成品油流通重要环节，行业竞争也将白热化并迎来洗牌。 一是新能源汽车替代加剧下，我国成品油消费下滑速度将加快，成品油旺季不旺，且高成本弱需求下，成品油行情波动趋缓，使得贸易企业利润收缩。二是主营成品油外采将更多集中在总部集采，省公司外采权限越来越小，而总部集采多集中在炼厂，未来贸易企业供外采机会将大幅缩减。三是对于独立炼厂及社会资源市场监管愈加严格下，使得主营及大型中间商外采成本上升，而弱需求价格上涨乏力下，贸易企业盈利空间收窄。四是炼油成本高位走势，炼厂挺价意愿高，导致北油南下套利空间缩减，未来成品油贸易方向趋于周边资源流通，跨大区高利润贸易将明显减少。 成品油贸易企业要积极寻求低价成品油资源及开发下游客户，把握行情变化，以低库存运行抵御亏损风险。消费降级趋势明显，批发市场或长期处于弱势行情中，行情炒作难度加大，且易跌难涨、跌多涨少特点呈现，传统做波段行情赚取差价模式风险度升高，而“背靠背”操作模式增多，亏损风险小，但盈利亦受限。企业可以尝试开展多元化经营模式，或者及时转型寻求更多的盈利增长点。 综上来看，未来国内产能过剩、油品消费萎缩将持续一段时间，但成品油仍是最大宗的炼油产品，未来掌握充足的上游资源和终端用户的市场从业者，或者配套自有油库作为依托进行存储和中转、有充足的资金实力、对行情有敏锐嗅觉的贸易商，在未来竞争中会更具优势。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 新能源汽车促石油公司加快布局新业态 乞孟迪（中国石化经济技术研究院） 新能源汽车以非常规速度发展，开启对传统燃油车市场冲击。面对突如其来的压力，石油公司加快布局新业态。 新能源汽车使成品油消费加速进入不可逆下降通道 我国成品油消费提前达峰 按照表观消费口径，2023年我国成品油消费达到4亿吨峰值，较早前预测提前两年达峰，预计2024年消费3.91亿吨，比上年降低1.6%。 造成成品油消费下降的原因既有短期市场因素也有长期规律性因素。短期因素来看，国内大循环不畅拖累制造业与工业领域供需失衡，有效需求依然不足，对经济增长的支撑边际作用减弱。长期因素来看，我国的汽车工业发展阶段进入增长后期，汽车保有量已超200辆/千人，保有量增速由2020年前的10%左右下降至当前的3%～5%，其中燃油车保有量增速仅为2%，呈现出明显拐点特征。新能源和LNG汽车迅猛发展，加速替代汽柴油。截至2024年10月，新能源汽车保有量约2700万辆、占汽车比重达7.8%，LNG重卡保有量约76万辆、占重卡比重9%。估计全年共替代汽柴油4600万吨，加速成品油消费提前达峰。 “十五五”末汽柴油消费降至峰值的八成 汽车市场变化是影响汽柴油消费的主要因素。汽车保有量仍有较大增长空间，根据中国汽车技术研究中心等权威机构预测，我国乘用车饱和值在300~400辆/千人，按照乘用车发展的一般规律，当前已经进入“S”曲线的后半程，保有量增速明显放缓。预计“十五五”期间，乘用车保有量增至250辆/千人，汽车保有量年均增长约3%，总量达4亿辆。2030年后，汽车保有量渐进达峰。 汽车结构发生较大变化，新能源汽车开启对传统燃油车市场的冲击。预计2030年渗透率达70%，保有量1.2亿辆，占比提高至30%。受此影响，2025年燃油车保有量即将达峰，“十五五”期间保有量年均下降2%，2030年降至2021年规模。2040年燃油车、混合动力和纯电动呈现三分天下格局。 从经济性来看，全生命周期电动汽车基本与燃油车平价，但使用环节电动汽车显著优于燃油车，按照15千瓦·时/百公里电耗和8升/百公里油耗计算，电动汽车成本为0.08~0.3元/公里，燃油车使用成本为0.5~0.6元/公里。从驾乘体验来看，电动汽车智能驾驶和智能座舱等方面快速发展和普及应用，极大提升了产品竞争力，造成对燃油车不可逆转的替代。同时，新能源汽车使用习惯改变了燃油车出行规律，基本形成了工作日使用新能源汽车通勤、节假日使用燃油车远程出行的习惯。大数据显示，工作日时间华东地区部分路段行驶车辆中，新能源汽车占比接近50%，远高于当地新能源汽车保有量占比。 此外，中长期LNG重卡经济性较好，保有量持续增长。2030年前，国际天然气市场再平衡形成，LNG重卡经济性依然保持，保有量预计增加至150万辆，占重卡比重将提升至17%。 受汽车结构电动化、用车习惯改变影响，汽柴油消费在达峰之后将快速下降，预计“十五五”期间年均降幅达3%～4%，2030年汽柴油消费降至峰值时期的八成，2035年进一步降至六成。受此影响，预计2030年国内成品油过剩规模将增加至8000万~1亿吨。 石油公司加快转型发展新业态 面对已经到来的成品油增量空间消失、供需严重过剩、存量竞争加剧的关键节点，传统石油公司主要采取股权收购、资本注入、自建自营等方式加大对充换电新业态布局。例如，2023年9月，中国石油收购普天新能源100％股权，旗下充电终端近12万台，覆盖京津冀、珠三角等100多个城市；2023年12月，bp收购国网分布式（北京）新能源技术有限公司100%股权，旗下拥有44座充电站、11座换电站，收购完成后bp在北京地区市占率升至第三；2023年1月，壳牌美国公司收购Volta100%股权；中国石化自建自营布局充电网络，截至2023年末，累计建成充换电站6504座（其中换电站163座），充电终端5.1万个，实现全国370个主要城市的全覆盖，初步形成全国充电一张网。此外，跨界合作也在不断加强。2019年，bp与中国滴滴出行成立合资公司，建设充电基础设施，同步开发电动汽车充电中心网络；2022年3月，壳牌与比亚迪成立合资公司运营充电网络；中国石化与中国石油、上汽集团、宁德时代、上海国际汽车城集团联合投资成立捷能智电，推动换电行业标准统一。 未来新业务布局将更加重视场景化。充电重点在高速公路服务区、“三中心”（商业中心、工业中心、休闲中心）停车场等价值高地，针对长途出行、没有固定充电停车位用户布局。换电与加油站业务契合度较高，中短期内主要针对短倒重卡（指在工地、港口、仓库等封闭场景内重复短途运输的重型卡车）等细分领域发展。未来若能突破换电标准不统一瓶颈，形成若干主流标准，使换电电池包能够在不同换电站、不同车辆之间互通互换，私家车换电市场潜力巨大。 充电基础设施运营呈现新趋势新模式 “十五五”充换电规模将翻倍增长 2024年1~10月，全国充电桩达1188.4万个，同比增长49.4%，其中公桩339.1万个，换电站4039座，有效保障了2700多万辆新能源汽车的充电需求，车桩比由2020年的2.8:1降至2.4:1。一线城市中心城区的公共充电服务半径已经和加油站相当。目前95%的高速公路服务区已经具备了充电能力，形成了“十纵十横两环”的城际充电网络。全国超过1/3省份的充电设施覆盖所有乡镇。充电技术和标准获得长足进步，大功率直流充电标准处于国际领先水平，无线充电、充电漫游等领域也有突破，基本建成世界上规模最大、技术标准统一的充电服务网络。国家能源局公布2024年上半年新能源汽车用电量达513亿千瓦·时。预计2030年将增加至4290亿千瓦·时，公共桩将增加至800万个，换电站或增加至1万座。 充电桩运营功率及平均利用率稳步上升 根据中国充电联盟数据，当前，60千瓦~120千瓦充电桩为直流公桩主流功率区间，占市场份额39%；120千瓦以上直流公桩市场份额达29%，且呈现增长趋势；360千瓦以上的超充桩是行业发展热点，市场规模总量接近6万台，主要分布在广东、江苏、浙江、上海、山东等东南沿海地区。2024年1~10月公共充电桩充电量达446亿千瓦·时，公桩平均利用率达5.8%左右，高于2021年的4.3%。按照当前全国充电服务费平均0.4元/（千瓦·时）计算，充电利用率需要达到10%以上方能实现盈亏平衡。且由于充电站建设的资金、技术和政策门槛均较低，行业注定是红海竞争，部分度电服务费甚至降至0.1~0.2元/（千瓦·时），行业较难实现普遍盈利。头部运营商充电利用率普遍较高，特来电、星星充电、小桔充电充电桩利用率分别达6.42%、7.47%和9.22%。 多元运营模式逐步成熟，打破单一收入来源困境 随着新能源在能源体系中占比提高，加之近年来极端天气频发，电动汽车作为可调节负荷和移动储能资源，通过参与电力现货市场、需求响应，逐步成为构建新型电力系统的重要组成部分，并实现可观收益。截至2024年8月，星星充电通过整合100兆瓦的充电站资源，参与上海电网虚拟电厂对电力负荷进行移峰填谷、主动避峰，响应调度20次，响应电量逾44万千瓦·时，获得收益达127万元，平均度电收益2.9元，较充电服务费收益高6倍。此外，上海建成并投入8个“车网互动”示范项目，共67台具备V2G功能的充电桩，向电网反向供电能力达600千瓦，电动汽车成了“移动充电宝”。近年来，政府鼓励“车网互动”的政策频出，明确提出2025年车网互动技术标准体系逐步建成，发挥电力市场的激励作用，完善价格与需求响应机制，促进V2G技术与模式协同创新等。随着“车网互动”规模化应用试点的开展，充电桩运营商角色将向“负荷聚合商”转变，收益由充电服务费为主向以电力调频调峰、需求响应为主转变。 除了参与电力和电网互动，电动汽车作为绿电的重要消纳端参与绿电交易和碳市场交易同样极具潜力。当前国内外尚未形成车辆使用及充电运营环节的碳排放管理政策手段，仅有美国加州在低碳燃料积分政策中加入对新能源使用端减排量的奖励。国内吉利、比亚迪和蔚来等车企在探索为其新能源车用户建立“碳资产”或“碳银行”，旨在帮助用户获得积分或资金奖励。未来，随着企业碳排放数据不断充实、自愿减排项目方法学日趋丰富，以及碳市场与绿色金融进一步结合，充分利用碳信用机制获得更高运营收益将成为现实。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 我国精细化工产业发展进入加速期 袁学玲 吕晓东 张 硕 肖 冰（中国石化经济技术研究院） 精细化工是推动石化化工行业高质量发展的关键引擎。7月2日，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、农业农村部、应急管理部、中国科学院、中国工程院、国家能源局九部门联合发布《精细化工产业创新发展实施方案（2024—2027年）》（以下简称《方案》），引起了业界广泛关注。针对我国精细化工产业面临的诸多难题，《方案》中提出了一系列指导性策略。本版分析了我国精细化工行业发展现状，并就《方案》的相关内容进行解读。 我国精细化工产业发展面临诸多挑战 精细化工是生产精细化学品工业的简称，与传统化工产业相比，具有产量小、种类多、附加值高、更新快、垄断性强、生产灵活、技术密集等特点。同时，精细化工产品要求纯度高、质量稳定。此外，精细化工产品生产流程冗长，包含多步单元反应，原料组成复杂多样。 精细化工产业是石化行业和国民经济实现高质量发展的重要领域，精细化率已成为衡量一个国家或地区化学工业发达程度和化工科技水平的重要标志。大力发展精细化工产业已成为全球化工行业结构调整、产值提升与经济效益增长的关键战略方向。 我国精细化工产业起步较晚。尽管多年来在国家政策与资金的大力支持下，精细化工产业已取得长足发展，但依然面临多重挑战。 第一，产品结构主要集中在中低端水平，产业链高端化延伸不足，精细化率远低于国际先进水平，产品质量也不够稳定。在特种涂料、胶黏剂、化学试剂及高效制剂等自主创新领域，与发达国家差距显著。尤以电子化学品领域为甚，高端产品进口依存度在80%~90%，严重制约了我国电子信息产业的发展。 第二，我国精细化工产业创新水平低，核心竞争力不强。例如，我国生产全球50%以上的农药原药，但在全球超过600种的农药原药品种中，我国原始研发的品种只有几十种。 第三，我国精细化工企业存在“小、散、乱”问题，行业集中度低。《2022年中国精细化工产业最具竞争力企业50强》榜单中，以民企、外企居多。相比之下，美国的埃克森美孚、陶氏、杜邦，欧洲的巴斯夫等化工企业，不仅在大宗产品市场占据主导地位，而且在精细化工领域展现出强大的创新能力和行业引领力。 第四，我国典型下游行业，如装备制造、汽车及零配件、纺织、日用化工品等在沿海地区较为集中，精细化工产能趋于过剩，而内陆却发展不足。 行业步入标准化、规范化、高速发展新阶段 之前，我国对精细化工并没有精确定义，而且分类难以达成统一标准。直至2024年5月16日，中国化工情报信息协会发布《精细化工产品分类》团体标准，我国对精细化工分类有了较为精确的产业边界。 该文件指出，精细化工产品是以基础化学原料、化学制品或天然物质等为原料，经化学、物理或生物技术的精密细致加工，制成具有明确化学结构、特定配方组成或专用功能效果的化学制品（含专用化学品）。该文件还将精细化工产品分为农药、染料、涂料、颜料、化学药品等37个大类，并对每个大类产品涵盖的子类产品进行了精确界定。不久后，《方案》出台。两份文件的相继出台，使我国在精细化工领域的定义、分类及发展实施方案方面获得了明确的文件支撑，标志着我国精细化工行业步入标准化、规范化、高速发展的新阶段。 多维度全方位加快精细化工产业创新发展 新质生产力是由技术革命性突破、生产要素创新性配置、产业深度转型升级而催生的当代先进生产力。精细化工产业是发展新质生产力的重要代表。 值得关注的是，《方案》将精细化学品与化工新材料统一纳入精细化工范畴，多了化工新材料这一重要领域，大大拓宽了传统精细化工的边界。《方案》还明确提出总体思路和总体目标，即到2027年，石化化工产业精细化延伸取得积极进展。培育5家以上创新引领和协同集成能力强的世界一流企业，培育500家以上专精特新“小巨人”企业，创建20家以上以精细化工为主导、具有较强竞争优势的化工园区。在具体实施路径上，提出了六项行动和五项工程，主要涵盖产业延链提质、技术攻关、安全绿色技术改造、中试平台等创新体系的构建、龙头企业引领、产业集约化发展布局等。 产业深度转型升级。针对我国精细化工产业链高端化延伸不足、精细化率低的问题，《方案》中提出“一个行动”和“两个工程”，即“实施有效供给能力提升行动”和“产业延链工程”“产品品质提升工程”，以促进传统产业链转型升级，向高端化、精细化方向发展。 首先，《方案》对传统产业链包含石油化工、煤化工、盐矿化工及生物化工等领域的延链产品进行了描述。石油化工产业链要重点做好烯烃、芳烃的利用，发展高端聚烯烃、工程塑料、聚氨酯、特种合成橡胶、高性能纤维、功能膜、专用化学品、高性能胶黏剂等八大类产品。这些产品绝大多数属于化工新材料范畴（高端聚氨酯可划分至化工新材料的弹性体和专用化学品，高性能胶黏剂可划分至专用化学品）。此外，煤化工里涉及的可降解塑料、生物化工里涉及的生物基单体、盐矿化工里涉及的氟硅树脂和氟硅橡胶等分别属于化工新材料里的可降解材料、精细化工及其单体，以及高性能氟硅材料领域。因此，《方案》中提到的传统产业链向高端化延伸的核心是推动化工新材料的发展。石油化工行业的产业链延伸是化工行业转型升级的重中之重，涉及的化工新材料市场份额占化工新材料总需求（按重量统计）的90%以上。生物化工里的生物基产品是对现有化石基材料的有效补充，是绿色低碳的重要发展方向。 其次，在精细化学品领域，《方案》中提出促进优势产品提质。我国精细化学品数万种，其中，农药、染料、涂料、颜料等产量位居世界首位，专用化学品也是重要的细分赛道。尽管我国这些优势产品产量可观，但都以中低端产品为主，高端产品质量稳定性欠佳。针对这些问题，《方案》指出在新能源、电子信息、航空航天等新需求的推动下，通过使用新技术、新材料促进这些产品的提质（增品种、提品质、创品牌）工作，并通过定制化服务及提供解决方案等新合作模式提高服务水平，大力发展服务型制造、培养客户黏性。这种定制化服务可使研发产品与客户需求精准对接，是与下游客户“长期绑定”的有效方式。2001年，巴斯夫定制化产品及解决方案等直接面向客户的业务占总销售额的50%，2020年，这一数值已提升至70%。 技术革命性突破。我国高端精细化工产品进口依存度高，尤其是自主研发的技术较少。《方案》提出，要围绕热点需求，引导精细化工企业与专用设备制造企业、软件开发企业实施供需结对攻关、协同创新，开发微通道反应器、特种分离设备等，以加快关键产品的技术攻关。 此外，鉴于很多精细化工产品及原料都属于危险化学品，《方案》提出“实施安全环保技术改造行动”，鼓励精细化工企业实施安全化、绿色化、智能化改造，淘汰落后产能，并借助工业互联网平台持续推进绿色产品（工艺）、绿色工厂、绿色工业园区和绿色供应链管理企业的开发与创建。 生产要素创新性配置。我国精细化工企业整体创新能力弱。中试是科技成果产业化的关键环节。由于中试平台建设需要场地设施、软硬件、技术和人才队伍的全方位支撑，成本高昂，导致众多中小企业因资源有限而难以独立承担建设任务。即便是由行业龙头企业建立的中试平台，也常因开放性不足的问题，使这些宝贵资源未能充分惠及中小企业，限制了这些企业在技术创新和产品优化方面的参与和利用。据统计，当前规模以上工业企业中，仅有37.3%开展了研究与试验活动。《方案》提出“实施创新体系完善行动，建设共性技术中试平台，同时促进上下游协同创新”。这就要求精细化工企业要加快重大科技基础设施体系化布局，推进分离纯化等共性技术平台、中试验证平台的建设，增强公共服务能力，推进中试项目落地。值得一提的是，《方案》中提到的很多共性技术平台属于分离纯化技术，说明分离纯化技术对精细化工的发展至关重要。此外，还要引导精细化工龙头企业联合相关企业、高校、院所等组建产学研用创新联合体，促进上下游协同创新。 我国精细化工企业散、小、乱，行业集中度低，需要龙头企业引领示范和集约化管理。从技术视角看，中等程度竞争的市场结构有利于技术创新。国内过于扁平化的行业结构，缺乏龙头企业对行业发展的引领。《方案》提到的“实施强企育才行动”明确指出，培养壮大龙头企业，推动大型石化企业聚焦国家战略需求和产业升级需要，加大高端产品关键技术攻关，通过战略合作、兼并重组和专业化整合，提升产业链控制力。国外的巴斯夫、杜邦、三菱化学等化工企业同时也是精细化工企业龙头，这些企业在行业内起到了很好的引领示范作用。而我国大宗化学品龙头企业与精细化学品龙头企业基本处于分化状态。大型石化企业应该提升精细化率，将配套中小企业纳入重要产业链供应链管理，培育细分领域的专精特新中小企业和“小巨人”企业。此外，《方案》提出“实施产业布局优化行动，打造产业集群集约发展工程”，除了提高化工园区本质安全和清洁生产水平，还鼓励化工园区围绕主业特色，推进基础化工原料生产企业与精细化工企业联合布局，促进产业协同耦合、资源循环利用、能源梯次利用。巴斯夫和万华化学著名的“一体化战略”就是从基础化工原料将产业链延长至各种精细化工产品，提升整体生产效率和资源利用率，同时减少环境污染，实现经济效益与环境保护的双赢。 此外，针对我国沿海精细化工产能趋于过剩、内陆发展不足的问题，《方案》指出要促进区域协调发展，落实国家区域协调发展战略，深化区域产业转移合作，引导地方科学谋划延伸精细化工产业链，推进打造细分领域精细化工产业集群，形成东中西各具特色、优势互补的产业发展格局。 最后，《方案》在保障措施中提出，一要加强组织领导，加强部门协同和联动；二要加大政策支持力度，协同财政、金融等多领域政策，实施“科技产业金融一体化”，引导社会资本投入科技创新。三要优化服务保障，激励企业研发投入，完善产品标准体系，提升测试评价能力。 总之，我国发展精细化工产业任重而道远。大型石化企业要结合自身产业链的优势，充分利用金融助推器的作用，努力延链提高自身精细化率。在此基础上，通过股权融合、战略合作、资源整合等资本运作手段，积极参股收购，加大跨领域、跨行业、跨企业、跨所有制的专业化整合力度。加强与地方国有企业、民营企业的合资合作，协同互补、优势互补。带领中小企业一起向规模化、园区化发展，起到引领示范作用。在安全方面，要重视生产的绿色化，并通过智能化助力相关技术攻关。在当地政府的支持下构建中试平台基地，为更多中小型企业提供成果转化基地。同时将产业链尽量延长，向精细化方向延伸；通过定制化、提供解决方案等模式，与下游企业紧密配合，上下游企业围绕国家重大需求协同发展，共同开发新技术、新产品。 原载 2024年8月14日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 乙烯：淡出规模竞争 迎来成本竞争时代 隋谨伊（中国石化经济技术研究院） 2023年，全球乙烯产能新增规模突破870万吨/年，总产能达2.28亿吨/年。新增产能超80%来自亚洲，20%来自印度、美国。中东几乎没有新增产能，而欧洲地区受能源价格上涨和原料紧缺影响，油气及化工行业遭到重创，科思创、巴斯夫等大型欧洲石化企业均传出大量减产和停产的消息。 滞胀压力下乙烯消费恢复乏力 2023年，地缘政治和疫情对全球石化市场的影响逐渐消退，取而代之的主要是美国、欧洲国家持续的高通货膨胀及潜在的金融危机风险。实际上，自2022年下半年开始，美国通货膨胀导致的需求疲弱就已显现，即使是消费基础大、增长惯性强的包装领域，消费增速也从2021年的6%大幅下滑至2%。2023年下半年，随着去库存周期结束，消费疲弱态势有所恢复，但尚未恢复至疫情前水平。 分地区看，全球各区域乙烯消费表现分化明显，经济下行压力下，亚洲地区需求率先恢复，乙烯消费增速明显回升，而独联体国家、中东、西欧地区受能源危机及地缘摩擦影响，乙烯消费持续下滑。其中，北美地区通货膨胀和金融危机风险加剧，下游市场需求疲弱，但欧洲缺口弥补了部分北美消费，乙烯消费得以维持增长态势；东北亚地区随着疫情影响消退，市场需求逐渐回暖；中东地区几年来项目投产进程停滞，下半年巴以冲突进一步拖累需求，乙烯消费出现负增长；欧洲地区能源供应紧张问题仍存在，特别是随着欧洲企业提前进口和贸易豁免期结束，欧洲将更多地从国际市场寻求替代资源，乙烯连续负增长局面难以扭转。 国内乙烯装置开工率不到85% 2023年，我国乙烯新增产能约600万吨/年，市场供应压力创历史新高。但市场仍处于疫情后修复阶段，终端需求弱势，乙烯消费不及预期。即使油气价格回落利好产业链，但国内供需错配格局抑制了整体盈利情况。全年来看，产业链仍维持亏损状态，但幅度较2022年有所收窄。 2023年，我国乙烯总产能突破5000万吨/年。广东石化120万吨/年、海南炼化100万吨/年炼化一体化装置于2月相继投产，浙江兴兴新能源100万吨/年轻烃裂解装置于5月建成投产，劲海化工44.8万吨/年石脑油裂解装置于二季度投产，整体供应压力剧增。下半年，新增乙烯项目较少，仅有宝丰能源三期煤化工项目投产。 从原料结构看，石脑油裂解仍是最主要的乙烯生产路线，产能份额增至70%；其次是MTO/CTO路线，近年来受制于碳减排及环保政策，产能份额逐年下滑至14%；乙烷/液化石油气（LPG）轻烃路线，随着卫星石化、浙江兴兴新能源等项目投产，产能份额升至8%。 值得注意的是，油价虽较2022年有回落，但仍处高位，下游需求恢复难抵成本压力。受油价和需求牵制，绝大多数石化产品盈利状况短期内难以改善，下游开工率难有较大提升。2023年乙烯装置开工率不到85%。 乙烯需求增长动力不足 由于工业生产恢复不及预期，居民消费信心不足，终端领域复苏缓慢，下游聚乙烯、乙二醇等产品需求低迷，国内乙烯消费回升乏力。 具体来看，2023年初我国采购经理指数（PMI）从底部迅速反弹突破50%，市场普遍预期石化产品市场将迎来反弹，投机囤货和炒作一度推高国内大宗产品价格。然而，春节后终端市场持续低迷，叠加房地产投资和出口加速回落拖累，2023年二季度聚乙烯需求偏弱，甚至弱于2022年一季度水平；乙二醇市场局面更加严峻，全球经济下行颓势难改，市场消费需求减弱，纺织服装并未出现预期中的消费高峰，国内聚酯港口库存处于历史高位。同时，盛虹石化、海南炼化、浙江兴兴等多套乙二醇装置投产，新增供应压力远超2022年，国内乙二醇装置深度亏损，长期供需错配格局进一步利空乙烯消费。2023年下半年，乙烯需求主要增长动力仍来自国内政策性需求领域的增长及内需改善。 2023年全年来看，虽然乙烯需求弱势，但考虑到上下游项目建设及包装、汽车、农业等行业增长情况，我国乙烯当量消费增速在6%~7%，其中有3个百分点左右的增长是由2022年较低的基数导致，实际增幅有限。 供强需弱抑制乙烯产业链盈利 2023年二季度，国内石化产品需求虽未有明显起色，但受美国银行业危机及美联储加息担忧影响，国际原油价格迅速跳水，叠加炼厂检修季影响，石脑油等原料价格迅速回落，下游各板块亏损压力缓解，尤其是合成树脂板块亏损大幅收窄。2023年下半年，布伦特油价先涨后跌，年末已跌为75~80美元/桶，虽然利好产业链，但供强需弱背景下石化产品仍维持窄幅亏损。全年来看，原料价格同比大幅回落，各路线成本重心均有所下移，但需求恢复有限抑制产品价格，各路线持续亏损。 全球乙烯进入本轮扩能高峰尾声 2024年全球乙烯新增产能有限，仅有伊朗Gachsaran聚碳酸酯（PC）100万吨/年乙烷裂解装置及我国裕龙石化2×150万吨/年石脑油裂解装置投产，合计400万吨/年，乙烯产能将增至2.32亿吨/年。 由于2023年油价仍处高位，需求恢复有限，在亏损压力下，乙烯整体产能释放不及预期。2024年，随着全球经济修复、需求回暖，装置盈利状况有望好转。 乙烯复苏态势区域化明显 全球经济贸易活动在2023年显著承压，主要是由于发达国家加息政策对本国经济的抑制。在油价高企、供给增加、需求转弱的影响下，全球化工行业处于景气周期低谷。2024年随着政策紧缩结束，滞胀风险将明显化解，全球贸易活动也将触底回升，石化产品需求回暖预期增强，化工行业有望走出低谷。 全球各大经济体市场表现分化严重。其中，美国货币政策紧缩对经济的抑制作用将持续显现，预计2024年经济将持续下行，通胀导致的消费抑制风险及相对宽松的货币政策在一定程度上抑制需求恢复，但是得益于较低的乙烷价格，以及亚洲、欧洲市场需求缺口的扩大，美国乙烯需求仍将维持正增长，但增速将大幅下降。欧洲地区虽然平稳度过了2023年的冬天，但从俄罗斯天然气减产及欧洲对俄石脑油实施新一轮贸易禁令看，能源危机对欧洲的影响也将持续，高企的成本和高通胀压力在一定程度上将继续抑制本地消费；东北亚地区则受经济恢复、供应放缓、出口好转等因素提振，整体需求有望恢复。 国内乙烯市场扩能显著放缓 2024年国内乙烯扩能暂缓，但上年投产装置产量释放，市场仍将继续消化供应压力。国内经济逐渐走出疫情影响，市场预期向好，利好乙烯下游需求。油价回调将进一步利好产业链盈利表现。全年来看，产业链有望实现盈亏平衡。 2024年，国内乙烯新增产能规模较往年大幅放缓。但考虑到2025年后仍有大量产能上马，2024年将是几年内唯一缓和窗口。随着国内经济预期向好，需求持续修复，预计国内乙烯开工率将有所提升，但前期投产过快，积累的供应压力仍需时间消化，全年开工率将维持在85%~88%。 未来，我国乙烯产业链将继续朝着规模化、一体化方向发展，产能规模仍将持续扩张。同时，随着国内乙烯当量消费自给率的提升，国内乙烯产业链的竞争压力将越发激烈，部分产品过剩和装置亏损的局面将在很长一段时间内存在，前期国内以规模竞争为代表的“大乙烯”时代将在未来10年内全面步入成本竞争时代。 乙烯消费逐渐走出疫情“阴影期” 2024年，随着国内经济筑底修复，石化行业新一轮再平衡开始，产业链整体盈利将缓慢回升。 具体来看，2024年随着工业消费逐渐复苏，下游相关行业景气度有望缓慢回升，带动石化产品需求恢复。房地产政策全面转向，加大保障性住房建设和供给等政策部分对冲地产债务风险，预计2024年房地产投资降幅进一步收窄，对石化产品需求的拖累有望缓和；新能源汽车内外需将共同发力使其增量明显，带动石化产品需求继续增长。 从贸易格局来看，近些年我国石化产品产能快速扩张，市场供需矛盾加剧，产品出口成为我国石化企业的新选择，而全球经济和贸易格局的重塑将进一步影响国内石化产品出口。2022年以来，发达国家进入加息收缩周期，全球通货膨胀带来的需求不振、前期库存积累及疫情导致的贸易出口规模下降，使得国内石化产品出口大幅下降。2024年，发达国家货币政策将开始转向，美国和欧洲均有望降息，区域内消费意愿有所恢复。随着国际运费大幅下降，贸易流动阻力将大幅降低，为全球贸易调整创造了充分条件。同时，国际环境仍然严峻复杂，欧洲将更多地向国际市场寻求替代资源，届时，亚洲和北美的石化产品将争夺欧洲市场。 聚乙烯仍是乙烯下游最大消费领域 2024年乙烯下游市场需求整体向好，但各产品和路线的市场表现差异化明显。其中，包装、汽车、农业等终端领域的发展将继续拉动聚乙烯需求；乙二醇在大量新增产能冲击下弱势格局难改；苯乙烯产业链大幅扩张，自给率大幅提升。聚氯乙烯、环氧乙烷等产品仍受下游房地产市场低迷影响，消费增速均维持低位。聚乙烯仍是乙烯下游最大的消费领域，各产品消费份额基本与2023年持平。 聚乙烯需求有望回暖，继续支撑乙烯消费。2024年，预计随着国内终端市场逐渐复苏，聚乙烯需求有望小幅回暖。供应侧看，2024年聚乙烯仍有大量产能投放，预计新增产能超200万吨/年，产品自给率不断提升，叠加国外加息结束消费逐步恢复，开工率提升，进口套利窗口关闭。未来随着国内产能过剩风险加剧，通用牌号产品进口规模将进一步缩窄。 乙二醇弱势格局难改，或将持续亏损。2023年，国内乙二醇产能扩张步伐不减，新增产能近300万吨/年。开工方面，在环保及利润双重压力下，国内煤制乙二醇行业开工负荷多处于40%~60%区间。我国乙二醇消费增长主要得益于下游聚酯产能大幅扩张，叠加纺织服装消费回暖，国内聚酯装置开工状况良好，为乙二醇带来了较好的需求支撑。但聚酯库存压力整体偏高，终端产品利润受到抑制。2024年，国内乙二醇行业供应过剩局面进一步加剧，乙二醇装置或将持续亏损。 终端需求持续弱势，环氧乙烷持续亏损。2023年，环氧乙烷总产能突破700万吨/年，然而，受成本高位、需求疲弱影响，环氧乙烷装置效益低迷，国内环氧乙烷装置开工积极性不高，部分装置减负荷，全年环氧乙烷平均开工率下滑为60%上下。需求方面，非离子表面活性剂受到下游日化需求稳定支撑，在环氧乙烷产业链中表现相对稳定。而乙醇胺供需缺口仍存，出口套利窗口打开，有力支撑乙醇胺价格。然而，作为占环氧乙烷下游最大市场份额的聚羧酸减水剂单体，近几年受房地产需求降温影响，装置普遍主动降负或停车，严重拉低环氧乙烷消费。2024年，国内环氧乙烷扩能步伐放缓，但下游减水剂需求拉动有限，供强需弱仍将抑制产品利润，预计环氧乙烷效益短期内难以改善。 苯乙烯高速扩张，国内自给率迅速提高。2023年，国内苯乙烯产能扩张高歌猛进，连云港石化60万吨/年、广东石化80万吨/年、浙江石化60万吨/年等多个大型项目集中投产，总产能已超2000万吨/年。需求方面，上半年苯乙烯上游纯苯调油需求旺盛，价格相对坚挺，与苯乙烯价差缩窄，国内苯乙烯行业盈利水平未见明显恢复。而终端房地产、家电领域需求持续疲软，下游利润未有明显恢复，库存压力较大，一定程度上抑制了苯乙烯需求。但受到下游丙烯腈-丁二烯-苯乙烯共聚物（ABS）等装置新增产能拉动，苯乙烯需求增长较快。2024年，苯乙烯产能继续增长，叠加上年投产产能释放，总体供应压力巨大。大批下游ABS等项目投产将有助于缓解部分供应压力，并对苯乙烯消费做强势支撑。 受房地产行业拖累，聚氯乙烯（PVC）需求或将持续疲软。2023年，国内PVC产能高速扩张，福建万华40万吨/年、陕西金泰60万吨/年、浙江镇洋40万吨/年等装置集中投产。纵然国内房地产托底政策会阶段性提振内需，有利于 PVC去库存，但房地产市场短期内仍将处于下行周期，新开工面积受制于资金压力仍持续低迷，从而抑制PVC需求。在供应大增、需求转弱的背景下，PVC维持较深亏损局面，整体开工也处于近5年低位水平。2024年，国内产能扩张放缓，供应压力有所缓解，但终端房地产市场调整仍需时间，短期内对PVC消费提振有限。 原载 2024年1月24日《中国石化报》第5版 责任编辑 何翔任 我国或将引领全球乙烯新周期 张季恺 谢建斌 吴骏燕（东海证券股份有限公司） 全球乙烯产能格局生变。根据已公开项目产能可以预见，北美乙烯总产能及美国乙烯产能未来增速均放缓；中东乙烯产能保持稳定，增速显著放缓；受下游需求增长乏力、成本高企及监管过度影响，欧洲乙烯供应持续低迷，多家公司乙烯装置关闭。2022年我国乙烯产能占亚洲比例已超50%，且首次超过美国成为全球第一，未来我国乙烯产能仍将进一步增长。我国乙烯步入成本竞争时代，受益于我国乙烯装置建设时间短、人工成本低等因素，我国乙烯生产基建成本优势强，同时我国煤制烯烃具备较强原料价格波动抵御能力，且逐步呈现规模化以降低成本，未来随着低碳压力加大以及竞争加剧，产业集中度将进一步提升。 全球乙烯产能格局 全球乙烯产能逐年增加。2022年全球乙烯产能合计为2.18亿吨/年，产能增量主要为亚洲和北美贡献，其中亚洲乙烯产能不断提升，占全球总产能的比例已从2005年的28.01%增长至2022年的39.78%。 美国乙烯产能增长显著放缓。美国和中东乙烯生产主要来自乙烷。美国页岩气革命带动乙烷产量激增，同时乙烷相对较低的成本和较高的乙烯收率刺激乙烷作为乙烯原料的使用。根据已公开项目产能计算，2030年北美乙烯产能较2023年仅增长8.94%，北美乙烯总产能及美国乙烯产能未来增速均放缓。 近年来中东乙烯产能保持稳定。中东地区拥有丰富油田伴生资源及政府对乙烷定价的控制，乙烷价格在全球具备较强优势。中东乙烯产能主要由沙特提供。2007~2016年中东开启乙烯产能扩产，合计总产能自2007年的1331.44万吨/年增长至2016年的3382.71万吨/年后维持在3500万吨/年左右，增速显著放缓。 欧洲乙烯行业在需求乏力、成本高企、过度监管下持续低迷。受三重因素影响，欧洲乙烯生产企业运营成本压力巨大，自2023年以来暂停或关闭多家公司。2024年4月，沙特基础工业公司（SABIC）将位于荷兰赫伦的烯烃3裂解装置永久关闭，该装置年产能为55万吨/年乙烯和32.5万吨/年丙烯。埃克森美孚于4月11日表示，计划年内关闭位于法国格拉雄翁一座蒸汽裂解炉，以及相关衍生部门和物流设施。格拉雄翁工厂拥有乙烯产能42.5万吨/年、丙烯产能29万吨/年。 我国乙烯生产成本和盈利能力有望具有全球引领力 我国乙烯产能持续突破，未来供给仍存缺口。产量方面，根据已公布项目整理，未来我国乙烯产能仍将进一步增长，直至2028年逐步放缓。2024~2030年，我国乙烯产能复合年均增长率（CAGR）将达7.60%。根据近年来我国乙烯产能利用率，预估2024~2029年，乙烯产能利用率维持在85%，以此估算出未来我国乙烯产量。消费量方面，我国乙烯下游产品进口依赖度较高，因此，国内乙烯的实际市场容量一般采用当量消费量（当量消费量=产量+净进口量（进口量-出口量）+下游产品净进口折算量）衡量。据统计，2023年我国乙烯当量消费量为6800万吨，2019~2023年乙烯当量消费量增速平均值为6%，因此，按年均6%增速测算未来我国乙烯当量消费量。供需关系方面，根据测算，2024~2029年我国乙烯供给较当量需求而言仍存缺口。此外，我国人均乙烯消费量较美国等国家处于低位，乙烯消费存在提升空间，未来乙烯供给缺口状态或将持续。 新材料是乙烯产业重要发展方向。受益于新兴产业发展和化工技术革新，新材料成为乙烯产业重要发展方向，乙烯下游加快向精细化、高端化方向发展。2021年《石油和化学工业“十四五”发展指南》指出，我国需攻克一批面向重大需求的“卡脖子”技术，如开发高碳α-烯烃、聚烯烃弹性体（POE）、茂金属聚烯烃等，提高高端聚烯烃塑料国产化能力，2025年自给率提升至80%。 锂电隔膜（以聚乙烯材料为基材）方面，据EVTank数据，2022年我国锂电隔膜出货量达133.2亿平方米，比上年增加65.3%。其中湿法隔膜出货量突破100亿平方米，达到104.8亿平方米，干法隔膜出货量达到28.4亿平方米。当前我国隔膜企业出货量的全球占比已突破80%。全球新能源汽车终端需求提升及中国储能市场保持增长带动隔膜出货量持续提升。 乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA）方面，据中国光伏行业协会统计，2023年我国光伏组件产量达499吉瓦，比上年增长73%。受益于下游光伏组件需求的大幅增长，作为光伏胶膜的主要原料光伏级EVA粒子的需求量也同步大幅度增长。我国是全球EVA产品产能最大的国家，截至2023年底，我国EVA总产能达到245万吨/年，表观消费量超过330万吨，进口依存度依然达到40%以上，光伏级EVA或将维持供需紧平衡的状态。 POE（茂金属催化剂的乙烯和高碳α-烯烃聚合）光伏胶膜方面，其由于具备独特的抗PID性能、电阻率高、不易水解等特点，是双面双玻组件的主流封装原料。双面组件近年渗透率连续提升，2022年占比已达40.4%。目前，由于海外企业的垄断，国内突破POE生产技术壁垒步伐加快，未来需求有望高速增长，国产替代空间大。 我国化工企业逐步布局新材料，有望进一步创造需求及提升盈利能力。根据数据整理，2022年我国乙烯现有产能约4376.7万吨/年，已有公布项目下，2030年我国乙烯产能约达到8387万吨/年。项目约44个，其中有13个项目布局下游新材料生产，乙烯产能达1539万吨/年，占总新增产能的32.14%。荣盛石化、恒力石化、东方盛虹及卫星化学等企业也积极布局下游新材料产能，在锂电隔膜、EVA及POE等产品方面不断突破技术壁垒，逐步实现国产替代。一方面，我国新材料项目不断投产，有利于中国乙烯产能的消耗，同时也有助于过去落后产能出清；另一方面，随着我国乙烯技术不断进步，新材料产品将逐步实现国产替代，进一步推动需求创造，同时新材料高附加值属性也将提升我国化工企业盈利能力。 我国乙烯步入成本竞争时代。选取近年来各国乙烯产能均在100万吨/年以上的项目，且均为新建项目（非改扩建项目），恒力石化150万吨/年乙烯工程项目总投资约209.8亿元人民币，其中建设投资为198.6亿元，除乙烯外，下游配12套装置，相较其他国家乙烯项目而言，具备极强的投资成本优势。此外我国福建能化与SABIC、中国石化与英力士合作的乙烯项目相较国外同等规模乙烯项目而言，投资额均处于低位。投资额相对较低背景下，我国化工企业投资压力小，同时，由于乙烯产品折旧额低，形成一定成本优势。 煤制乙烯具备规模效应。2023年，我国煤（甲醇）制烯烃产能达1865万吨/年，同比提升5.3%，较2019年增长17.9%。我国煤制乙烯逐步向大规模降碳化发展。由于煤制乙烯成本构成中固定成本占比最大，为57%，且受原材料价格影响较小，相对小规模项目而言，大规模煤制乙烯项目单位投资额具备优势，乙烯固定成本降低。在国内最新建设的煤（甲醇）制烯烃项目中，大规模项目越发常见，且大部分承担节能降碳示范工程，例如新疆东明塑胶有限公司80万吨/年煤制乙烯项目，近期二氧化碳排放量为5.71吨/吨产品，远低于行业统计平均水平的10.5吨/吨烯烃，比行业平均水平减少45.6%，远期二氧化碳排放量为5.25 吨/吨烯烃，比行业平均水平减少50%。因此，对于煤制烯烃而言，一方面，当原油价格上涨，煤制烯烃具备成本优势；另一方面，当原材料端价格波动时，煤制烯烃具备较强抵御能力。未来，随着低碳压力加大以及竞争加强，煤制烯烃产业将进一步产能出清，提升产业集中度，头部企业有望受益。 我国逐渐占据乙烯成本曲线左侧。根据我们对目前全球已公布的乙烯装置建设规划的统计，到2030年预计全球乙烯产能较2023年新增7249.5万吨/年。其中，预计到2030年国内乙烯产能将增长80%，至8387万吨/年，占全球新增总产能的58%。从新增产能的技术路径来看，到2030年，国内油头乙烯产能增量为2773万吨/年，占国内新增总产能的65%，且多为大炼化裂解或大炼化改造项目，带动国内石化项目一体化程度提升。 国内乙烯产能有望占据全球成本优势。2020年以来，国内乙烯产能进入第二个高速增长期。相较于国际上的老旧产能，国内新增乙烯产能具备多方面优势，包括：更低的操作成本（技术进步、工业4.0）、更低的原料成本（大炼化裂解、重油裂解等）、更新的设备所需较短维护期。据测算，以2023年乙烯产能为基准，在布伦特油价65美元/桶的情形下，国内平均乙烯现金成本约为760美元/吨，已基本处于成本曲线中部位置。未来随着国内在建产能进一步投放及老旧产能的更替淘汰，我国乙烯整体产能有望在全球竞争中占据成本优势。 原油制化学品（COTC）绘制我国石化产业第二成长曲线。COTC已成为明确发展方向。根据伍德麦肯兹数据，目前运输需求占原油最终用途的绝大部分，但随着能源转型的推进和运输电气化的发展，石化产品将成为需求增长最快的领域，2030~2035年，其占原油最终用途比例将达80%左右。相较于传统的石脑油或乙烷热裂解技术用于生产烯烃，以及传统炼油重整技术用于生产芳烃，在石油衍生液体燃料的市场需求与烯烃、芳烃及碳四和高碳烯烃等特种中间产品市场之间增长失衡的背景下，原油直接生产烯烃、芳烃等化学品和石化产品已成市场新趋势。 原油直接制化学品收率高。从原油转化为基本石化原料的收率看，传统燃料型炼油厂的收率为5%~10%，常规炼化一体化工厂的收率为10%~20%，而原油制化学品收率都超过40%，甚至可能达到80%。原油制化学品分为三个等级：第一代是传统的炼油厂与化学品整合设施，仍以燃料生产为主；第二代综合设施以化学品产量提高到40％为目标；第三代将打破平衡，使化学品产量达到70%~80％，但是这种技术尚不成熟。目前我国原油制化学品项目已达到第二代水平，并在积极突破第三代，使化学品产量达到70%~80％。 中国石化成功实现COTC技术工业试验，助力我国在原油催化裂解技术路线上成为世界领跑者。中国石化成为继埃克森美孚后全球第二个实现原油蒸汽裂解技术工业化应用的企业，在2021年4月实现了原油催化裂解技术在全球的首次工业化应用，低碳烯烃和轻芳烃总产率提升2倍，高达50%以上，具有巨大的经济价值。而原油蒸汽裂解技术的工业化应用也在同年11月得以实现，其生产的化学品产量为50%左右。从化学品收率来看，国外已投产和计划投产的项目，均低于我国目前实现的50%收率，且上述两种技术结合有望把原油生产的化学品总量提高到70%以上，对我国石化产业缩短生产流程、降低生产成本、减排二氧化碳具有重要意义。 我国原油最大化制化学品收率较高。原油最大化制化学品是对传统炼油工艺技术的深度优化，旨在最大化地生产化工原料以供应联合石化厂使用。该路线通过增加额外的工艺装置，如加氢裂化，将原油炼制过程中产生的蜡油、渣油等重质产物转化为轻质产物，同时提高氢碳比。利用现有成熟技术，通过重新配置，使得基本石化原料收率大幅提高到40%~50%。我国民营企业正在利用国内外先进炼化工艺技术建设这类炼油厂，其中恒力石化大连长兴岛项目已于2019年投产，化学品收率达33.6%；浙江石化舟山项目一期收率为35.7%，二期收率进一步提升至50.9%。 原载 2024年第10期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 常 冉 我国芳烃产业将进入平稳增长期 （中国石化经济技术研究院） 芳烃，化学工业的重要根基，广泛用于合成材料及医药、农药、建材等领域。对二甲苯（PX）是用量最大的芳烃品种之一，PX产业链是石化工业最重要的链条之一，上游为石化行业，中游为聚酯涤纶行业，下游为纺织服装行业，与人民生活紧密相关。世界上98%以上的PX用于制备精对苯二甲酸（PTA），而98%以上的PTA又用于生产聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）。 回顾2023 PX产业供需两旺 2023年，世界石化产品扩能步伐并未放缓，乙烯仍处于产能释放高峰期，新增产能主要来自亚洲地区。同时，世界经济在滞胀风险和地缘政治危机下下行压力仍存，加之发达国家通过加息政策回收美元，全球市场恢复艰难。2023年，全球乙烯消费增速回升至2.3%。同时，原油、天然气等原料价格虽有回落，但仍处高位，产业链盈利涨幅有限。2023年，我国PX产业链整体处于供需两旺的形势，同时由于上游PX供应趋紧，产业链利润向上游转移。 PX仍处于扩能高峰期，国内自给率快速提升。2023年，我国PX产能增加590万吨/年至4206万吨/年，比上年增长16.3%，自2019年新一轮扩能高峰以来，年均产能增速达24.8%。如此超高速增长下，2023年产能已增至2018年的3倍，多年来国内PX大量缺口现象已面临转变，国内自给率快速提升，已由2018年的40.2%提升至78%。2023年新增产能全部来自三大集团，其中中国石油广东石化大炼化项目新建260万吨/年，中国海油惠州和宁波大榭分别新建150万吨/年和160万吨/年，中国石化镇海炼化扩能20万吨/年。 与此同时，下游PTA也处于扩能高峰期，2023年有1000万吨/年的新增产能释放，产量增长17.7%，拉动PX需求增长18.3%。 虽然2023年PX仍处于扩能高峰期，但由于国际油价高位运行及意外检修等导致日韩装置负荷偏低，而下游PTA需求增长加快。同时，美国汽油紧缺导致芳烃调油需求异常强劲，美国从韩国等亚洲国家进口了大量的混二甲苯（MX）和PX产品用作调油和下游PTA产品的合约供应，这使亚洲PX资源趋紧，从而导致PX价格大幅上涨。 PTA产能过剩加剧，国际化布局加速。2020年开始PTA进入了历史上第二轮快速扩能周期，产能年增速均在15%以上。2023年随着恒力惠州、嘉通能源等项目装置陆续投产，新增产能仍保持在1000万吨/年。恒力惠州分别于3月和7月投产一套250万吨/年的装置；嘉通能源于4月投产一套250万吨/年的装置。近几年PTA的新建装置单套规模都在250万吨/年左右，工艺技术先进，生产成本较低，市场竞争优势大。 2023年我国PTA产能已占全球的67%，在国内PTA产能快速发展的情况下，国内产能过剩加剧，加工费不断刷新10年新低。同时，出口量显著提升，也为PTA行业国际化奠定了坚实的基础。 PET维持高负荷运行，出口表现亮眼。2023年，国内经济企稳回升，居民消费提升，出行需求增加，终端纺织服装零售和软饮料产量稳步增长，下游织机负荷保持在较高水平，拉动聚酯消费。产业运行向正常回归，叠加强劲的出口需求，支撑国内聚酯工厂高负荷运行，全年聚酯开工率保持在90%左右。 2023年，长丝和短纤出口量分别为403万吨和123万吨，同比分别增长20.2%和20.9%。出口目的地主要为印度、土耳其、埃及、越南、巴基斯坦等地，流向与国内服装产业转移路线高度重合，在国外承接纺织服装产业后，原料行业并未同步发展，必然增加对我国聚酯的需求，推动聚酯出口大幅增长。2023年，瓶片出口量为455万吨，同比持平。近年来聚酯进入扩能高峰期，尤其涤纶长丝、聚酯瓶片产能增速居于首位，而终端需求增长相对滞后，导致国内供应过剩愈加明显，预计未来一段时期，聚酯出口仍将是缓解国内产能过剩压力的重要一环。 展望2024 产业从周期低谷回升 2024年,因需求回暖，产能释放减速，全球PX产业链已触底回升，装置开工率有所反弹，全球生产重心进一步向我国转移，竞争日趋激烈，新建大型化装置成本优势明显。 2024年，我国PX产业链整体扩能速度放缓，全行业处于调整缓和阶段，因上下游供需错配继续存在，上游缺口再度放大，下游仍过剩严重，且伴随终端纺织服装南移加快，加大了国内聚酯原料的出口。总体来看，产业链已从周期低谷触底回升。 国内处于扩能阶段缓和期。2024年，本轮PX扩能周期暂告一段落，出现投能真空期。而随着岘港石化、仪征化纤、独山能源等项目的PTA装置投产，2024年新增PTA产能为750万吨/年，低于前两年水平。聚酯将有近200万吨/年的产能释放。产业链扩能的规模及速度将明显放缓，过剩压力略有缓和，产业链重新调整平衡。 产业链利润持续上移。前几年，PX产能增长规模远远大于下游PTA及PET，产业链的利润逐渐开始向下游PTA及PET倾斜，PX加工区间利润大幅压缩。 2022~2023年因成品油裂解价差较高，我国及美国调油市场火爆，大量芳烃资源转做调油，抽紧了PX原料，从而使芳烃价格大涨，效益明显提升，PX与石脑油的价差超过300美元/吨。 2024年，随着成品油裂解价差回落，调油需求将有所走低。但因PX产能投放空白而PTA仍有超700万吨/年产能投放，因此国内PX供应将再度趋紧，效益仍较为乐观，产业链利润将继续向上游转移。 经济恢复带动PX产业链消费。多年来，随着人民生活水平提高及纺织服装出口不断增加，我国PX产业链内外需求旺盛，需求增速均高于同期GDP增速。2020年新冠疫情在全球爆发，印度、东南亚等地的多家大型出口型纺织企业无法保证正常交货，而欧美零售商为确保销售季节供货不受冲击，将本来在印度、东南亚等地生产的订单转移到我国，使我国出口持续火爆。2022年国外疫情影响消退，订单再度返流至东南亚。2023年，虽然国内PX产业链出口下滑趋势不变，但国内需求复苏，1~10月全国社会消费品零售总额同比增长5.6%。2024年随着国内经济恢复向好，纺织服装需求将平稳增长，带动原料PX产业链的消费。整体来看，2024年PX产业链各产品需求增速将在5%左右，与GDP增速相当，主要表现为： PX供应趋紧，自给率再度下滑。2024年国内PX无新增产能释放，产量比上年增长3.6%；PTA仍有几套大型装置投产，产量比上年增长4.8%，PX供应将再度趋紧，进口量将明显增加，可能重回千万吨级规模，国产与进口资源竞争加剧，自给率将由2023年的78%降至76%。 PTA供需增速相当，但行业过剩持续存在，出口进一步放大。2024年我国PTA仍将有750万吨/年的新增产能释放，预计比上年增长8.6%，高于同期下游PET扩能增速6个百分点，同期需求增速为4.1%，行业长期处于供应过剩阶段，产能满足率将再度升高至137%，开工率被迫下行，企业将面临拓展国际市场压力。 当前我国PTA技术已发展至第四代，不仅单线产能提升为250万 吨/年左右，能量综合利用、原料单耗及装置维护费用也都有很大改善。新增装置加工费约在300元/吨，而第一、二代装置产能多在60万~120万吨/年，加工费在750元/吨左右，成本劣势极其明显。 在产能过剩的压力下，行业竞争加剧，PTA加工费屡创10年新低。大型PTA企业注重“PX-PTA-聚酯”上下游一体化协同发展，通过全产业链的盈利来弥补PTA装置的亏损，加剧了行业的优胜劣汰，部分小装置可能长期关停，行业整合加快。 PET需求复苏，产业集中度提升。2024年我国经济恢复向好，国内纺织服装消费向好，网上服装零售保持稳定增长，直播、短视频等新模式带动服装网络零售增势较好，对原料的需求增长加快。 从出口来看，越南、土耳其等东南亚及中东国家虽然承接了我国纺织服装工业的部分转移，但是配套的原料PET产能规划相对滞后，一定时期内大多数原料仍需从我国进口。因此,综合来看，未来我国PET需求将逐步进入平稳增长期。 从供应方面看，受困于长期产能过剩，PET行业去产能步伐将有所加快，同时投资增速将明显放缓，大型化、一体化及差别化的企业将在市场激烈竞争中优势明显，产业集中度将明显提升。 PX定价方式将有所改变。我国PX产业链条完整成熟，且在全球占据主导地位。近年来，随着商品交易量及套期保值需求增加，产业链产品纷纷开通期货交易，是化工产品中金融交易品种最丰富的产业链。 2023年9月15日，PX的期货及期权上市交易，与现有的PTA、短纤等期货品种形成有效联动，进一步丰富产业链相关板块衍生品类型，为企业提供更加多元化的风险管理工具，助力把我国化工产品的规模优势转化为定价优势，进一步提升PX产业链的定价影响力。 目前，国内PX销售分为单笔随行就市定价的现货模式，以及签订年度合同按公式定价的长约模式。PX行业的定价主要为长约定价，即PX工厂直接与下游用户签订长期合同，以确保长期稳定的产品销售。长约定价的购销量约占PX内贸市场总成交量的90%，长期合同基本能够满足PTA工厂的原料需求。PX主流定价主要有三个参考价格，分别是亚洲合约价、中国石化合约价、第三方机构价。其中，PX供应商与用户签订的年度长约（一年或两年签一次）普遍将第三方评估价格赋予一定权重纳入长约计价公式。以人民币计价的PX，有助于提升我国企业在国际贸易中的议价地位，还有助于产业链上下游企业规避汇率风险。 原载 2024年3月20日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 轮胎工业发展为合成橡胶带来新机遇 叶 强（中国石化化工销售有限公司） 世界轮胎工业发展至今已有160多年的历史，并随着汽车工业的发展而持续发展。新车市场的发展与汽车保有量的不断增加，为轮胎产业的发展提供了原动力。从全球市场看，轮胎产业已发展成为一个万亿元级别市场，全球主要轮胎企业具备雄厚的资金实力和研发能力，引领着世界轮胎行业的发展方向。新能源汽车快速发展的形势下，轮胎产品亟须升级迭代，这为国内轮胎企业及合成橡胶产业带来了新机遇。 全球主要轮胎企业引领行业发展方向， 中国轮胎在高端市场影响力有待提升 从全球市场看，轮胎产业已发展成为一个万亿元级别市场，2022年全球轮胎销量为17.51亿条，其中半钢胎销量15.39亿条，比上年上涨0.65%；全钢胎销量2.11亿条，比上年下降3.87%；2023年全球轮胎总销量预计为18.2亿条，比上年增长4%。 世界轮胎行业高度集中。据美国《轮胎商业》统计的2022年度全球轮胎75强排行榜，前5强企业分别为法国米其林、日本普利司通、美国固特异、德国大陆马牌、日本住友橡胶，2022年合计销售额923.32亿美元，比2021年提高2.87%，占全球轮胎销售额的49.43%。全球这些主要轮胎企业具备雄厚的资金实力和研发能力，引领着世界轮胎行业的发展方向。 中国轮胎工业发展迅速。2022年中国的轮胎产量达到8.56亿条，占全球的比重达到48.9%，已经成为全球最大轮胎生产国和出口国、第二大消耗国。在2022年度全球轮胎75强排名中，有35家中国企业上榜，其中中策橡胶、正新橡胶分别位列第9名、第10名，国际地位逐年上升。但中国上榜的35家企业合计销售额占75强整体营收比重仅17.73%，与产量份额严重不匹配，与国际前5强轮胎企业仍存在较大差距，整体竞争力还比较弱。据了解，国内乘用车轮胎仅有一款产品单价超过1000 元/条，有几款单价超过600元/条，不少轮胎企业的单价还在300元/条~450元/条，中国轮胎在高端市场的影响力还有待提升。 轮胎工业市场容量大，新能源汽车产业发展 为国内轮胎企业带来机遇 汽车工业是轮胎工业的推动力，根据世界汽车工业国际协会（OICA）数据显示，2022年全球汽车销量为8163万辆，汽车保有量约15.31亿辆。我国汽车工业持续保持稳定增长态势，是我国经济发展的重要支柱产业，1月11日，中国汽车工业协会披露，2023年我国汽车产销分别实现3016.1万辆和3009.4万辆，比上年分别增长11.6%和12%，创历史新高；公安部统计，2023年全国机动车保有量达4.35亿辆，其中汽车保有量达3.36亿辆，新能源汽车保有量达2041万辆，占汽车总量的6.07%。 新车销售提供轮胎增量需求。每台乘用车配套轮胎4条或5条，卡客车的配套轮胎数量更多，新能源汽车发展提速也将增加轮胎消费量。据英国独立测试机构Emission Analytics测试，汽车每增加500千克，轮胎的磨损率增加20%，随着汽车重量的增加，轮胎鼓包的频率也会提高。电动车出行成本约为燃油车出行成本的20%，或将刺激开车出行意愿，加大轮胎消费。 替换市场需求量及涨幅远大于原配市场需求量及涨幅，为轮胎需求提供了支撑。轮胎是汽车市场消耗品，随汽车保有量增加而增加，乘用车轮胎替换市场上，2021年北美地区消费量最高，达3.27亿条，欧洲2.26亿条，中国因受疫情封控、出行减少，乘用车轮胎替换率0.64，仅1.6亿条，若回归到疫情前1.1~1.3的替换率，轮胎替换市场空间广阔。在国际替换市场上，中国产轮胎品质通过了欧美发达国家20多年的长期检验，质优价廉、备受青睐。 国内轮胎行业整合优化发展环境。山东省要求2021年至2022年，年产120万条以下的全钢子午胎、年产500万条以下的半钢子午胎企业，全部整合退出，国内轮胎的发展环境得到优化，行业集中度进一步提升，轮胎企业将拥有更优良的研发创新及营销环境，从而提高国产轮胎质量与品牌形象。2022年我国有两家企业进入全球前10名，另有两家进入前20名，这还是在以传统燃油车为主的市场中。与历经百年积淀的全球轮胎巨头竞争的结果。 随着新能源汽车的快速发展，新能源汽车轮胎的评价体系弱化了传统轮胎头部企业的品牌影响力，给国产轮胎企业提供了在同一起跑线竞争的机会。2022年全球新能源汽车销量排名前10的车企中，6家为中国品牌，中国车企的话语权和影响力在新能源汽车大发展浪潮中得到了强化。我国轮胎企业凭借进入新能源汽车配套体系的机会，提高中国轮胎的国际知名度，与车企一道，快速进入替换胎市场。 轮胎制造业的装备方面，我国已处于国际领先水平，为我国优质轮胎企业跻身世界先进行列提供坚定支持。在智能化浪潮下，智能技术已经赋能轮胎行业转型升级，并赋予我国轮胎装备实现飞跃式发展。《欧洲橡胶杂志》（ERJ）公布了2022年全球橡胶机械行业业绩报告，全球33强中，中国企业占据14席，其中青岛软控再次登顶世界橡机产业首位，萨驰、大橡塑、桂林院位列第4、第5、第9位。 轮胎产业给合成橡胶带来新机遇 轮胎行业经历了2021年至2022年两年行业的利润低谷，一直处于去产能、去库存状态，2023年在多重利好因素影响下开启了修复模式。一是国内疫情得到控制后，出行逐步恢复。2023年上半年完成公路货运量190.1亿吨，比上年同期增长7.5%；完成公路客运量21.4亿人次，比上年同期增长18.6%；高速公路小客车出行量117.8亿人次，比上年同期增长39%。二是地缘政治冲突催生出俄罗斯对我国轮胎的需求，2023年1月至7月我国出口量比上年同期增加了116%。三是全球高通胀持续，对我国高性价比轮胎需求增加，尤其是欧盟国家、巴西、东南亚国家和“一带一路”倡议沿线国家。2023年上半年，单出口“一带一路”倡议沿线国家和地区67.8亿元，比上年同期增长49.9%；向巴西轮胎出口比上年同期增长86%。物流行业的快速复苏和出口的增加极大刺激了轮胎市场需求，驱动了合成橡胶行业景气上行。 近三年，我国新能源汽车产业持续爆发式增长，在这种大趋势下，轮胎产品升级迭代已经“箭在弦上”。2022年是新能源汽车轮胎顺势而起的一年，国内外大牌轮胎企业纷纷推出新能源汽车专用轮胎产品，抢滩配套市场，一些行动快的轮胎企业终端门店也开始上架新能源汽车轮胎。相比传统燃油车轮胎，新能源汽车轮胎在低滚动阻力、高耐磨、低噪音、高抓地（抗干湿路滑）、高安全（带自密封功能）、高承载、高操控性能等方面具有更高的要求及标准。 轮胎作为汽车与地面唯一的接触部件，一条轮胎接地面积相当于成人的手掌大小，要承受来自各个方向的巨大力量，如负载、加速、刹车和转弯等，配方主体材料合成橡胶产品的选择对轮胎的性能具有至关重要的影响。 轮胎的快速升级迭代与需求的进一步细分，要求产业链各环节必须加强基础研究，以原创性成果引领行业发展，必须从理论和实践的结合上探索“轮胎性能-轮胎结构-轮胎制造工艺-橡胶加工性能-橡胶分子结构-橡胶聚合工艺”的复杂关联。这就驱动了产业链中轮胎设计师、配方工程师、合成橡胶和加工助剂开发师等更加紧密的合作，从复合材料的多层次、多维度结构与性能的关系上，构建橡胶基体材料的分子结构、聚集态、交联网络和补强体系，揭示橡胶分子结构与轮胎宏观性能间的关系，进而指导合成橡胶新品种、新牌号，以及相应合成工艺的开发，实现合成橡胶新的技术突破，拓展新的应用领域，满足不同用途的需要。 轮胎企业海外建厂、扩产的热情有增无减，都采用了更先进的自动化、智能化、数字化制造系统，给我国合成橡胶与之配套走向国际市场带来了难得的机遇。合成橡胶企业在立足国内市场的同时，与海外建厂轮胎企业密切合作，共同研发，一起“出海”。同时密切关注国际上主流合成橡胶产品的市场及技术现状，明确产品的定位，积极参与全球市场竞争，提高国产合成橡胶产品在国际市场上的占有率与影响力。我国合成橡胶生产企业还可以考虑在国外建厂或者与国外企业合资建设生产装置，这样可以将所生产产品直接用于在国外所建工厂，实现原料、下游生产的一体化，在一定程度上缓和国内产能过剩的矛盾。 原载 2024年第3期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 高端化工新材料产业发展未来可期 吴长江（北京化工研究院） 化工新材料指通过化学合成手段生产的新材料，以及部分以化工新材料为基础经过二次加工得到的复合材料，是新材料产业的重要组成部分。高端化工新材料主要指先进高分子材料，还包括功能性膜材料、电子化学品、特种涂料、特种胶黏剂、无机功能材料（石墨烯、纳米材料等）、新能源材料等，加快发展高端化工新材料，对推动技术创新、支撑产业升级、建设制造强国具有重要战略意义。 全球化工新材料产业保持快速增长态势 新一代信息技术与新材料是制造业的两大“底盘技术”。新一代信息技术是第四次工业革命的驱动力，而新材料是支撑战略性新兴产业和重大工程不可或缺的物质基础。信息技术与新材料深度融合，推动制造业向高端化发展。 全球新材料产业发展迅速，规模不断扩大。2023年全球新材料产值达7.2万亿美元。据中国石油和化学工业联合会统计，2023年全球化工新材料产量超过1.1亿吨，产值约4700亿美元，2025年有望达到4800亿美元。化工新材料产业是未来科技发展和经济增长的重要领域，是建设世界制造业强国的关键，是综合国力竞争的热点。 从全球看，新材料产业垄断加剧，高端材料技术壁垒日趋显现。大型跨国公司凭借技术研发、资金、人才等优势，以技术、专利等作为壁垒，已在大多数高技术含量、高附加值的新材料产品开发中占据了主导地位。领先企业集中在美欧日，总体呈现三级梯队竞争格局。第一梯队是全球化布局十分成熟、全球知名度高、化工领域经验丰富的企业，如美国陶氏化学、德国巴斯夫、美国埃克森美孚、日本三菱化学等；第二梯队是发达国家中排名前列的企业，这些企业也进行全球化布局，但仍有所侧重，如德国赢创、美国3M、日本三井化学、美国空气化工等，在本国区域布局较深入，营收以本国区域为主；第三梯队主要是专注本国的企业，在各国（巴西、印度、南非等新兴经济体）政府的支持下，处于奋力追赶和承接产业转移的状态。 全球化工新材料产业伴随先进制造业的发展保持快速增长态势，整体呈现高技术引领、新产品迭代、产业化扩张和需求面扩大等特点，并向绿色化、低碳化、精细化、节约化方向发展。新材料研发及制备方法创新进程加快。以材料基因工程为代表的材料设计新方法的出现，大幅缩减了新材料的研发周期和研发成本，加速了新材料的创新过程。 我国化工新材料产业未来发展空间巨大 我国新材料产业生产体系基本完整，产业规模不断壮大，已形成全球门类最全、规模第一的材料产业体系。我国钢铁、有色金属、稀土金属、水泥、玻璃、化学纤维、先进储能材料、光伏材料、有机硅、聚氨酯原料、超硬材料、特种不锈钢等百余种材料产量排名世界第一。逐步建立了以企业为主体、市场为导向、“产学研用”相结合的新材料创新体系。依托地区资源优势，形成了环渤海、长江三角洲、珠江三角洲、中西部地区、东北地区等新材料产业集群。 目前我国化工新材料产业发展已具备一定基础。2022年国内化工新材料销售额约为9000亿元，是2015年的2.7倍，约占全球产值的30%。但总体来看，整体技术实力仍然落后于美欧等发达国家和地区，面临一些挑战与问题： 一是主要化工产品产能增加远大于需求增长。例如，我国合成树脂产量增速较快，而传统行业消费量增速较缓，国内供需矛盾更加突出；大部分基础化学原料消费增速呈持续放缓趋势，随着产能扩张，2022年国内24种主要化工产品总产能与消费比由2021年的110%攀升至118%，过剩现象正在加剧。 二是主要化工产品结构性矛盾更加突出。国内高端制造业、战略性新兴产业快速发展，对高端新材料的需求持续增长，但国内石化行业创新能力不足、绿色安全发展水平不高，制约行业高端发展。2022年，我国高端化工材料平均自给率约为54%，有的产品长期年进口量大、对外依存度高，如茂金属聚乙烯对外依存度超过90%。我国石化行业对外贸易逆差主要集中在高端合成材料、高端膜材料、高性能纤维及复合材料、高纯试剂、高端电子化学品等领域。 三是市场竞争更加激烈。随着供需矛盾加剧，大宗通用产品的市场竞争更加激烈，市场竞争已经由单一产品竞争向全产业链一体化竞争转变，大中小型企业融通发展的格局正在形成，产业链互补的战略协作发展模式将会成为业界常态。更多企业的产业布局将会从做大大宗基础产品规模向做强做精做优细化产品转变，“专精特新”将成为市场创效的主流。跨国公司独资布局国内高端市场的节奏也正在加快。 四是攻克高端材料关键核心技术的迫切性愈加凸显。“十三五”以来，国内新投产的高端聚烯烃项目多是引进跨国公司的技术。高纯电子化学品、一些关键催化剂、医用高端膜材料、高性能纤维及复合材料、碳纤维生产线的碳化炉等大型成套技术、高端产品、核心设备，我国石化企业仍然不掌握核心技术，在技术工程化、成果产业化方面与国际领先企业相比还有非常大的差距。 当前，虽然面临诸多挑战，但我国化工新材料产业未来发展空间巨大。终端制造企业纷纷加快高端材料国产化替代，化工新材料国产化需求迫切，未来在高端聚烯烃、工程塑料、高性能纤维、功能性膜材料和电子化学品等方面国产材料替代进口空间巨大。与此同时，国内下游新兴产业用户对高端化工新材料需求旺盛，为化工材料产业提供新的市场机遇。 在创新链方面，国内材料基础研究日益受到重视。随着我国科技发展水平的提升和国际环境的变化，原始创新能力成为我国进一步提升国际竞争力的关键要素，基础研究的重要性逐渐受到国家高度重视。在化学与材料科学领域，我国研究活跃程度位列全球第一，以2022年为例，我国在该领域排名前三的前沿研究数量占比为92.31%，研究前沿热度指数是排在第二位美国的约2.5倍；大科学装置与材料研究联系更加紧密，发挥着原始创新策源地的作用。 在产业链方面，我国具有从原油开采到炼制，从原料（单体）到工艺、产品、加工、应用、回收等的全产业链优势。中国石化历经40年的创新发展，形成了以石油、煤、天然气为主，针状焦、生物质等为补充的原料体系，并在加快推进“双链”融合，主要的合成树脂、合成橡胶、合成纤维等化工材料技术已实现产业化，部分高端化产品取得突破，并加快布局废旧材料绿色资源化利用领域，广泛开发物理回收、化学回收技术解决废旧高分子材料再利用难题，以资源化利用技术解决废弃物的污染问题和碳氢的资源化问题。 我国化工新材料产业发展趋势与建议 “十四五”期间，我国化工新材料产业重点发展高端聚烯烃、工程塑料及特种工程塑料、特种橡胶及弹性体、高性能纤维及复合材料、功能性膜材料、电子化学品等系列化工新材料，力争2025年综合自给率提升到80%。 未来，化工新材料技术的发展将与其他学科和领域更加深度融合，机器学习、生成式人工智能、可解释人工智能、自动化实验室（如机器人）等技术可能会彻底改变材料科学研究的范式；科技革命和产业变革将更加依赖信息功能材料的创新，以人工智能、大数据、量子计算等为代表的新一代信息技术将成为竞争焦点，也将促进信息功能材料需求急剧攀升和技术进步；绿色低碳发展的要求将推动材料绿色生产技术和生物基材料的发展，以绿色材料为纽带，有机联系起新能源技术、高效节能技术、清洁生产技术、资源循环利用技术等，将成为绿色低碳发展的重要引擎；满足深空、深海、深地等极端环境和高端装备制造用的新材料将掀起下一轮技术升级热潮，如碳纤维等高性能复合材料正在替代传统材料，支撑更加先进的新能源汽车、航空航天装备等迭代升级。 为促进我国化工新材料产业高质量发展，要坚持“四个面向”，关注国家重大战略需求，开展扎实的基础研究和应用基础研究。随着我国科技水平不断提升，需继续瞄准世界科技前沿方向，前瞻布局基础研究和应用基础研究，重视原始创新和颠覆性技术创新，抢占未来新材料产业竞争的制高点。应支持在聚烯烃等传统材料领域的基础研究和应用基础研究，持续提升材料性能，支撑高端化应用。 要强化顶层设计和机制创新。攻关尖端材料，满足国家战略需求，加快大宗材料的高端化，中低端基础材料要降低成本、扩展用途。国家层面应充分发挥新材料产业发展领导小组和专家咨询委员会等的顶层设计作用；学科层面应强化科技领军企业的创新主体作用，加强学科发展和产业应用的融合，发挥“产学研用”联合创新优势；企业层面应布局尖端材料、大宗材料高端化，基础材料低成本化。 要发挥一体化优势，做好产业链延伸和融合。强化化工新材料产业链协同创新体建设和关键核心技术联合攻关，突破原料、聚合工艺、加工应用等关键“卡点”，实现产业链、价值链延伸。促进“创新链+产业链+资金链+人才链”的“四链融合”。深刻认识战略性原材料资源对新材料可持续发展的重大意义，高度重视原材料提取新工艺、循环利用和替代研究。 要应用人工智能技术助力新材料筛选及开发。材料基因组的基本理念是变革传统的“试错法”材料研究模式，发展“理性设计-高效实验-大数据技术-人工智能”深度融合、协同创新的新型材料研发模式，通过数据驱动的机器学习算法建立材料性能预测模型，并应用于材料筛选与新材料开发。 要推动绿色化工技术发展和应用。在“双碳”背景下，绿色化工是行业发展的大势所趋。要以绿色化学原则为指引，在原料绿色化、催化剂绿色化、反应工程绿色化、能源绿色化、产品绿色化及资源化利用领域持续发力，实现工业应用的高转化率、高选择性和能源高效利用，原料、介质和产品的无毒或低毒，废弃物、副产物排放最少。 原载 2024年11月20日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 高阻隔包装薄膜产业化发展大有可为 刘春阳（化工销售有限公司） 受包装材料轻量化、可持续性和高性能化趋势的驱动，高阻隔包装薄膜凭借其有效阻隔氧气和水等物质的功能，使产品的保质期得到延长、基本性能得到提升，在食品、医药、精密仪器及精细化学制品等领域的应用日益广泛。聚烯烃材料包括聚乙烯（PE）和聚丙烯（PP）等，对水的阻隔性能较好，且成本低、综合力学性能优异，是市场上包装薄膜阻水的首选材料。目前市场上主要的高阻氧材料包括聚偏二氯乙烯（PVDC）、乙烯-乙烯醇共聚物（EVOH）、聚酰胺（PA）及聚乙烯醇（PVA）等。这些材料通过共混、复配、多层复合、拉伸取向和表面处理等改性方法，可以有效提升包装材料的阻隔性能，从而满足不同包装领域的使用要求。 在全球重视环保和可持续发展的情况下，高阻隔薄膜行业正朝着更加环保、节能的方向发展。随着工艺进步和新材料的研制，高阻隔薄膜有望在保持高性能的同时，实现更好的环境友好性和成本效益，进一步推动在各个领域的应用，尤其是在食品包装领域，高阻隔包装薄膜具有较大的市场潜力。 我国高阻隔包装薄膜市场将延续增长势头 高阻隔包装薄膜的生产结合了强气体阻隔材料与聚烯烃的多层成膜技术，优异的性能和巨大的市场需求推动了全球包装材料市场需求的迅速增长。据统计，全球高阻隔包装薄膜规模呈现稳步扩张的态势，2024年将达805.9亿元，预计2030年将达1079.7亿元。目前，高阻隔包装膜全球最大的市场在欧洲，占比达30.2%。2014~2019年，我国高阻隔包装薄膜市场规模以年均15.1%的速度快速增长，2019年已达102.7亿元，比上年增长了10.3%。随着电子商务兴起及消费者对食品安全和品质的关注，今后5年我国高阻隔包装薄膜市场仍将延续增长势头。 市场上的高阻隔膜产品种类繁多,包括PVDC膜、EVOH膜、PA膜、PVA膜和无机氧化物覆膜等。PVDC膜和EVOH膜因其卓越的阻氧性能，在市场中占据主导地位，结晶性尼龙树脂（MXD6）、聚萘二甲酸乙二醇酯（PEN）及热塑性聚乙烯醇（TPVA）等材料的产业化进一步丰富了高阻隔包装膜的材料选择。硅氧化物蒸镀等技术的出现，进一步提升了阻隔膜的整体技术水平。 高阻隔膜行业以其技术和资本密集的特点，形成了较高的市场准入门槛。全球市场主要由杜邦、SKC、阿科玛等国际化工公司主导；我国则以永新股份、南京沪江和上海创发包装三大企业为主，主要产品包括EVOH、PA、聚烯烃等材料在内的多层共挤膜、复合膜等透明高阻隔薄膜，主要用于满足食品、特种药品、电子设备包装和燃料电池隔膜等的高标准需求，原料主要依赖进口。 我国高阻隔薄膜行业市场集中度相对较低，下游客户除了对产品在阻隔性能方面有要求，对产品厚度、拉伸强度、断裂伸长率、收缩率、层间黏合力和剥离强度等其他性能也有严格要求。这些性能指标受到原材料配方、生产技术和设备水平的显著影响，只有技术积淀深厚、生产线先进的企业，才能确保产品质量的稳定性，从而在竞争中占据优势。 多种阻隔材料可用于高阻隔包装薄膜 阻隔性定义为一定厚度的塑料制品（1毫米），在压力1兆帕、温度23摄氏度和一定的湿度条件下，于24小时内单位面积（1平方米）通过小分子物质的体积或重量。当前聚合物高阻隔材料在应用中占据主导地位，紧随其后的是无机物增强高阻隔材料，通过特殊工艺在聚合物表面形成氧化物及铝层薄膜，或通过在聚合物基体中掺入沸石、硅藻土、蒙脱土等无机填料形成高阻隔聚合物，将不同种类的聚合物或无机物以层状结构复合，从而制备出多层复合高阻隔材料。 聚烯烃类材料以其出色的阻水性能而著称，但在阻氧方面表现不足，常采用PVDC、EVOH和PA等材料提高阻氧性能。这些材料具有较强的吸水性，因此通常需要与聚烯烃材料共挤成型，以实现阻水和阻氧性能的双重优化。 PVDC PVDC是由偏二氯乙烯单体聚合而成的热塑性聚合物,具备耐燃、耐腐蚀、优良的气密性及对油脂和许多化学品的耐受性。PVDC常用于生产包装膜，以隔绝水、氧气和香气，从而有效保护包装内的产品。PVDC树脂一般作为复合材料或单体材料生产包装薄膜，单层PVDC薄膜和多层复合膜广泛用于食品、药品的包装领域。 陶氏公司最早于1938年实现了PVDC的工业化，国外PVDC树脂生产商有日本吴羽、日本旭化成、德国瓦克化学、美国杜邦等公司，我国PVDC主要生产商包括浙江巨化、江苏康宁华能、山东东岳等，其中浙江巨化占有较大的市场份额。 PVDC还可作为涂覆薄膜使用。PVDC涂覆薄膜简称K膜，在双向拉伸聚丙烯薄膜（BOPP）、双向拉伸聚酯薄膜（BOPET）、双向拉伸尼龙薄膜（BOPA）、流延聚丙烯薄膜（CPP）、多层共挤流延聚乙烯薄膜（CPE）等薄膜材料中使用专用设备涂覆单层或多层PVDC乳液，在大幅提高气密性的同时，还具有普通薄膜一样的印刷、复合和热封性能。涂覆PVDC乳液后，材料的阻隔性能大幅提升。 EVOH EVOH是乙烯-乙烯醇的无规共聚物，是链状结构的结晶性高分子。作为目前阻隔性较好的材料，EVOH的阻隔性能主要取决于其乙烯含量，乙烯含量越高，阻隔性越低，但加工性越好。EVOH比PA阻气性高约100倍,比PP和PE高1万倍,比PVDC高10多倍。目前全球主要EVOH制造商有日本可乐丽、日本合成化学和中国台湾长春化工等。其中，可乐丽占全球的市场份额约60%。中国石化川维化工公司也推出了拥有自主知识产权的EVOH产品，未来有望降低我国EVOH的进口依赖度。EVOH树脂是一种目前比较优秀的阻隔材料，用于塑料包装材料，可以完全替代玻璃和金属包装形式。国外机构研究表明，将EVOH拉伸取向后形成的EVOH薄膜对气体的阻隔性能是普通非拉伸EVOH薄膜的3倍。另外，EVOH也可以通过特殊工艺涂覆在其他合成树脂包装材料上，从而增强阻隔性能。 PA和MXD6 在多层复合阻隔材料中，PA是一种关键材料，通过与聚烯烃材料结合使用，可以有效阻隔气味的渗透，同时保持食品湿度，满足多种食品包装的需求。近期，几家机构在PA6纳米复合材料领域取得突破，所研制的新型材料在透气性和拉伸强度方面显著提升。比如，湖南石化研究院开发的纳米级PA6材料，在阻氧性能和耐热性方面相较传统PA6有了明显改善；日本尤尼奇卡公司与中国科学院化学研究所对纳米级PA6的阻隔性能进行了深入研究；美国杜邦公司研发的Selar树脂，是一种全新的无定形聚合物，PA材料在阻隔技术方面的创新仍在持续进行中。 通过间苯二甲胺（MXDA）与己二酸的缩聚生成的MXD6是一种半结晶聚合物，是近年来成功开发的高性能PA材料，在气体阻隔性能和热稳定性方面表现出色，超越了传统的PA6。MXD6不仅透明度高，耐穿刺性能也较为突出，其氧气渗透率仅为PA6的1/10。MXD6的独特之处在于，即使在湿度增加的情况下，其阻隔性能也不会降低。意大利西帕公司发现，采用定制的MXD6作为阻隔层，其效果优于EVOH材料。目前，全球MXD6生产由美国杜邦公司及7家日本企业主导。MXD6与聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）的共混材料已通过美国食品药品监督管理局（FDA）标准认证，具有良好的气味阻隔能力和力学特性，阻透性不会随着湿度的增高而降低。2022年12月，上海石油化工研究院和巴陵石化联合承担的MXDA中试项目试车成功，有望加快推进我国MXD6产业化。 PEN PEN是一种通过将PET分子中的苯环替换为萘环而得到的高性能聚合物。这种材料的玻璃化转变温度较PET有所提升，展现出更优异的耐热性能。在阻隔性能方面，PEN对氧气的阻隔能力是PET的4倍，对二氧化碳的阻隔能力也显著增强，同时对水分的阻隔效果提高了3.5倍，使其成为热灌装应用中循环利用的理想材料。1995年美国阿莫科公司实现了PEN原料的商业化。目前，日本的帝人集团、三菱化学、钟纺等公司在PEN生产技术方面较为成熟，并在全球PEN市场占主要地位。PEN薄膜不仅具有优良的气体阻隔性，而且具有特殊的高强度、高模量及热阻性能，不仅在食品包装领域应用广泛，而且在柔性电路板、绝缘材料等领域占有一席之地。我国PEN的合成和工艺优化研究还处于起步阶段，尚无PEN生产装置，进展主要集中在中国石化仪征化纤。 TPVA PVA是由聚醋酸乙烯酯皂化醇解得到的一类阻隔性好的功能性高分子，但难以塑化加工，限制了其在阻隔性包装薄膜领域的应用。近年来，国内外对PVA热塑性改性进行了系列研究。2022年，上海石油化工研究院顺利完成了批量TPVA的关键助剂生产，联合宁夏能化开发了阻隔TPVA产品，成功应用于7层阻隔包装膜生产。TPVA的阻隔性能虽然不如EVOH，但优于PA等其他阻隔材料，在目前EVOH市场供应紧缺的情况下，TPVA是性价比较高的阻隔材料选择。 无机物充填、共混阻隔材料在聚合物中加入无机物也是一种有效提高聚合物阻隔性能的方法，能增强阻隔性能的无机物填料种类较多，包括沸石、蒙脱土、黏土、陶瓷粉等。添加无机物的种类不一样，其阻隔机理也有差别，如纳米级的二氧化硅，其具备的三维结构能与聚合物发生反应,增加结合程度,从而提高聚合物的阻隔性能和力学韧性。 差异化制备工艺助力高阻隔包装薄膜增强性能 多层复合技术 多层复合技术是把性能不同的多种薄膜复合在一起，达到具备包括阻隔性能在内的多项性能要求的目的。多层复合阻隔薄膜生产主要分为共挤复合、湿式复合和干式复合等方式。 共挤复合阻隔薄膜一般由3~4种聚合物通过共挤成膜，通常具备阻隔层、黏合层、热封层、表层和内层等，目前市场上也出现了7层、9层甚至更多层数的共挤复合膜。随着包装绿色化发展，国外多层共挤复合膜占包装膜总产量的比重达1/3以上，而我国占比不足1/10、年产量约5万吨。多层共挤机头设计具有一定的技术要求，生产成本较高，薄膜之间的互熔及黏合等都是需要解决的技术问题。通过成功研制PVDC多层共挤高阻隔薄膜专用吹塑机组，金明精机成为亚太地区第一家掌握PVDC共挤加工技术的设备生产企业。其他阻隔材料如高阻隔热成型薄膜采用下吹或流延工艺生产，材料组成包括PA/EVOH/PA、PE/PA/EVOH/PA/PE等；耐高温蒸煮膜也采用多层共挤复合方法生产，材质组成有PP/PA/EVOH/PA/PP等。 干式复合适用于塑料薄膜复合，薄膜之间需要涂覆复合胶进行黏合，通过烘箱定型，经过干燥除去水分或溶剂。该工艺成本较高，且存在环境污染问题。 整体来看，多层复合制备的阻隔薄膜综合了多种材料优点，可以提升贴膜的阻隔性，但膜层之间容易产生气泡、开裂等现象，影响了阻隔性和其他包装效果，对设备也有一定的技术要求，成本相对较高。 蒸镀技术 蒸镀阻隔材料是在PET、BOPP、CPP等塑料薄膜、片材基体表面，通过物理气相沉积（PVD）、化学气相沉积（CVD）、磁控溅射辅助等离子等制备方法形成的阻隔功能性薄膜，符合人体卫生要求，且对水、氧等分子的阻隔效果较好，在阻隔性能要求较高的食品、药品等商品包装领域应用广泛。 市场上常见的蒸镀阻隔材料主要包括氧化硅或氧化铝沉积薄膜、镀铝膜等。纳米氧化硅沉积薄膜材料是应用广泛的蒸镀阻隔材料，不仅适用于微波等多种加热方式，而且具有透明性高等优点。在特定真空度条件下，通过靶材的蒸发熔融，无机氧化物氧化硅及二氧化硅沉积在塑料薄膜基材表面，生成纳米氧化硅沉积薄膜。经过蒸镀工艺，纳米氧化硅在薄膜表面形成的结构均匀致密，与薄膜基体之间具有很强的附着力，使薄膜复合物的阻隔性能大幅提升。蒸镀薄膜需要较高的气化温度，在蒸镀过程中，基体材料应具备一定的耐热性能，同时蒸镀温度不能过高，否则受到高温的影响，薄膜基材会发生严重的变形，表面产生厚薄不均、开裂等缺陷，降低成品的阻隔性能，因此在制备蒸镀氧化物高阻隔薄膜时，应选择PP、PET、PA等能承受一定温度的基材膜材料。 满足环保要求的材料升级是未来方向 随着各国政府对环保要求的日益严格，高阻隔薄膜包装材料向着轻量化、高性能化、材质单一化和易回收性的方向发展。国外发达地区高阻隔膜技术从镀铝高阻隔膜起步，经过无铝箔化、减层化后，正在进入单一材料化过渡阶段。一些新技术如纳米硅酸盐的引入，提升了薄膜的阻隔性能，同时减少了材料的使用量，实现了轻量化设计；部分国家禁止氧化铝进入食品包装市场，给氧化硅等材料的使用带来机遇；全PE结构的高阻隔薄膜通过特殊工艺和配方，实现了单一材质的高性能阻隔，简化了回收流程，便于直接回收利用；生物基材料如聚乳酸（PLA）和聚羟基脂肪酸酯（PHA）制成的高阻隔薄膜具有良好的生物降解性，能在一定条件下被微生物分解，减少塑料垃圾对环境的影响。这些都将推动我国高阻隔膜材料升级，应加大EVOH、PVA及具有阻隔功能的聚烯烃材料开发力度。 高阻隔包装材料的应用集中在食品包装、电子材料包装、生物医药包装等领域。以食品包装为例，2021年，我国食品、饮品塑料软包装量在724.7万吨，按照行业公认的测算方法，食品、饮品包装量占软包装总量的70%左右，2022年食品、饮品塑料软包装量达到1048万吨。预计到2025年，用于低温肉禽水产高阻隔包装材料可达13.1万吨、用于休闲食品包装的常温软包高阻隔材料可达198.8万吨、用于蒸煮类食品包装用的高温高阻隔材料可达121.5万吨，将拉动我国高阻隔膜包装材料产业快速发展。 除了材料升级，包括多层共挤技术在内的加工成型技术水平逐步提升，集成传感器及二维码、射频识别的智能包装技术等的创新，展示了高阻隔包装薄膜行业对市场和环境需求的积极响应，将为可持续和环保的包装解决方案发展助力。 原载 2024年9月25日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 碳纤维行业将迎增量市场 瞿 勇（上海院） 碳纤维的比重不到钢的1/4，强度却是钢的7~9倍，且耐腐蚀能力超强，被称为“黑黄金”“新材料之王”。棒球棒、网球拍、自行车、汽车、风电叶片、飞机、运载火箭……碳纤维的应用范围十分广泛。 近年来，国家出台多项政策促进碳纤维产业发展。2019年11月，工信部将应用于航空航天、轨道交通、海工、风电装备、压力容器等领域的高强型、高强中模型、高模型等碳纤维列入关键战略材料；2021年3月发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，加强碳纤维等高性能纤维及复合材料的研发应用。2024年1月，工信部、科技部、国务院国资委等七部门联合发布的《关于推动未来产业创新发展的实施意见》明确，发展高性能碳纤维等关键战略材料。本版专题介绍碳纤维的种类及产业化应用情况，并分析我国碳纤维产业特点及未来发展机遇。 全球碳纤维市场快速增长 碳纤维发展历经多个阶段。1971年至1985年，碳纤维进入“哺育期”，日本东丽公司率先实现工业规模生产，应用于钓竿、高尔夫球杆。随后，碳纤维在航空航天领域崭露头角，应用于波音飞机次承力部件。至20世纪90年代初，市场进入“爬行期”，在体育器材及航空航天领域应用。1990年至1995年，航空市场萧条，碳纤维市场发展放缓，进入“蹒跚学步期”。1996年至2002年，随着民用航空市场复苏，受碳纤维在波音B777主承力结构应用推动，市场进入“走步期”。2003年至2022年，碳纤维市场迎来“跑步期”，以波音B787和空客A320复材飞机计划为标志，碳纤维应用比例大幅提升。同时，风电等工业应用崛起，碳纤维市场预测销量大幅提高，但2023年市场实际表现未达预期。 2023年，全球碳纤维产能增长至29.0万吨/年，比2022年的25.9万吨/年增长12.3%。这主要得益于中国、韩国及土耳其等国家的新增产能贡献。目前，全球主要的碳纤维生产企业包括东丽/卓尔泰克、吉林化纤、中复神鹰、赫氏、东邦/帝人、三菱丽阳、西格里、新创碳谷、宝旌、韩国晓星和上海石化等。 中国大陆2023年碳纤维产能达13.8万吨/年，全球占比跃升至47.7%，位居全球第一。 在高性能小丝束领域，东丽/卓尔泰克、东邦/帝人等在产能规模和产品性能上有一定优势，我国以光威复材、中简科技及太钢钢科等为代表的企业近几年也取得了较大的突破。在低成本大丝束领域，东丽/卓尔泰克、三菱丽阳和西格里三大制造商处于世界领先地位，我国吉林化纤、上海石化、宝旌等企业，在产能规模上已与国外相当。 2023年，全球碳纤维市场需求量为11.5万吨，比上年降低了14.8%，主要原因是风电领域市场推广不利，未来随着碳纤维在风电、新能源车和无人机等领域推广，碳纤维需求量将保持快速增长。 国内企业加快产能、技术布局 国内碳纤维从业者主要分为三大类：一是专注于低成本大丝束碳纤维的生产与研发；二是致力于高性能小丝束碳纤维的制造与创新；三是兼具上述类型特点，实现低成本与高性能双重优势。 以低成本大丝束为主的碳纤维从业者有吉林化纤、上海石化、宝旌、蓝星、新疆隆矩等企业。 吉林化纤在2023年完成了5万吨/年原丝的扩产，产能达16万吨/年；碳丝产能增加到4.9万吨/年，世界排名第二。2024年，该公司将建设1.5万吨/年干喷湿法原丝及相关碳化建设，试图竞争高性能小丝束市场。 上海石化已完成2.4万吨/年大丝束原丝及相关的6000吨/年氧化碳化生产线的建设，正在稳步提升碳纤维性能，有望在2024年规模生产T700性能的48K大丝束碳纤维。虽然大丝束碳纤维在生产中存在诸多难点，但在后续复材及应用中具有诸多优势。 大丝束碳纤维市场生存必须具备低成本的原丝生产技术，还要对纤维生产做大幅度低成本改良创新，更要在应用上开疆拓土，完成对玻纤复材、塑料及铝合金大众材料的替代。 以高性能小丝束为主的碳纤维从业者，主要以光威复材、中简科技及太钢钢科为代表，还包括江苏恒神及中复神鹰部分产能、煤化所扬州基地，以及西安康本、河南永煤、中油吉化、吉研高科和吉林神舟等企业。 光威复材实行“621”发展战略，即布局碳纤维、通用新材料（预浸料）、能源新材料（碳梁等拉挤产品）、航空先进复合材料、航天先进复合材料、精密装备（碳纤维生产设备及工装模具）6个业务板块，在国家工程实验室和国家企业技术中心两个“产学研用”科研平台引擎的带动下，形成一条具有竞争力的全产业链，确立了在国家先进复合材料领域的主导地位，引领产业高质量发展。 中简科技具备高强型ZT7系列（高于T700级）、ZT8系列（T800级）、ZT9系列（T1000/T1100级）和高模型ZM40J（M40J级）石墨纤维工程产业化能力，并已成为国内航空航天领域ZT7系列碳纤维产品的批量稳定供应商。 太钢钢科专注于高性能聚丙烯腈基碳纤维及复合材料研发与制造，目前已建成3条全流程高性能碳纤维生产线，设计产能合计2400吨/年。 兼顾低成本大丝束与高性能小丝束的碳纤维从业者以中复神鹰、光威复材、江苏恒神、长盛科技、晓星中国等企业为代表。 中复神鹰实现了2.85万吨/年碳纤维产能，2023年初又宣布了在连云港新的3万吨/年扩产计划。光威复材已在内蒙古建设了新的氧化碳化生产线，有望在2024年实现生产。江苏恒神于2022年4月对外宣布在陕西榆林投资建设2万吨/年高性能碳纤维生产基地，包括一条干喷湿纺碳化线及一条大丝束碳化线。 碳纤维应用潜力将进一步释放 全球碳纤维应用市场呈现日益多元化的特点。航空航天、风电叶片和体育休闲是三大核心应用领域。此外，碳纤维还在压力容器、混配膜成型、碳碳复材、汽车、船舶和建筑等领域广泛应用。 在航空航天领域，碳纤维凭借其轻质且高强度的显著特性，已成为飞机、导弹等关键部件的首选材料。全球各大航空制造商纷纷加大研发力度，致力于在碳纤维材料的制备和应用技术上实现重大突破。该领域技术门槛高、研发投入巨大，一旦取得重要成果，将显著提升产品的市场竞争力和占有率。 在风电叶片领域，近年来碳纤维的应用面临一些挑战，但随着风电行业蓬勃发展及技术不断进步，应用前景依然广阔。众多碳纤维生产商积极与风电设备制造商展开合作，共同研发更适配风电叶片的碳纤维材料。同时，部分新兴企业也通过技术创新和成本控制策略，力图在该领域占有市场份额。 体育休闲领域是碳纤维应用的高附加值市场。随着消费者对运动器材性能要求日益提升，碳纤维因其卓越的力学性能和轻便特性，逐渐在体育器材领域占据重要地位。高尔夫球杆、自行车架、钓竿等产品纷纷采用碳纤维材料。在此领域，竞争主要聚焦于产品设计和品牌影响力，能够精准把握市场趋势、不断创新的企业更有可能脱颖而出。 2023年，在全球航空航天市场中，碳纤维应用占比达19.1%，收入贡献更是高达49.9%，充分印证了航空航天领域对碳纤维的高度需求。在风电叶片市场，碳纤维应用占比达17.4%，尽管其收入贡献相对较低，仅占7.9%，但应用仍可能持续增长。在体育休闲市场，碳纤维应用占比为16.3%，收入贡献占12.3%。此外，压力容器、混配膜成型、碳碳复材、汽车、船舶和建筑等领域对碳纤维的需求也在不断增长，推动了碳纤维市场的稳健发展。 国内在碳纤维应用领域与全球市场差异显著。我国碳纤维应用的主要优势领域包括体育休闲、碳碳复材（耐火保温毡）、建筑及电子电气等。同时，航空航天及压力容器等领域的应用也正在迅猛发展。然而，在商用航空这一主力需求领域，我国仍处于起步阶段。在风电领域，我国与全球市场的差距依然显著。随着新能源、智能交通等领域快速发展，碳纤维在电动汽车、无人机、轨道交通等领域的应用潜力将进一步释放，展现出广阔的市场前景。 加强技术研发 推动产业升级 碳纤维凭借其高强度、高模量、低密度和优良的耐腐蚀性能等特点，在航空航天、风电叶片、体育休闲等领域发挥着不可替代的作用。总体来看，碳纤维的应用市场呈现日益多元化的趋势，不同领域对碳纤维的需求和依赖程度各异。随着技术不断进步和市场持续扩大，碳纤维的应用领域还将进一步拓宽，为人们的日常生活带来更多便利和可能性。 在深入剖析碳纤维在各领域应用的同时，也应关注其背后的技术创新与市场驱动因素。碳纤维之所以能在多个领域得到广泛应用，离不开材料科学的飞速发展及生产工艺的持续创新。此外，市场需求的持续增长也为碳纤维产业的发展提供了强大动力。 各国政府也纷纷出台相关政策，鼓励新材料产业的创新发展，推动碳纤维等高性能材料的研发与应用。这些政策的实施为碳纤维产业的蓬勃发展提供了有力支撑。 与此同时，碳纤维产业的发展也面临着一些挑战，如生产成本较高、回收再利用难度较大等问题。为此，碳纤维研发生产企业需要进一步加强技术研发和产业升级，提高碳纤维的生产效率、降低成本，并探索有效的回收再利用方法，推动碳纤维产业可持续发展。 原载 2024年7月3日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 石化工业前沿技术 程 强（中国石化报社） 3月16日，由中国石化主办的“功勋不朽、薪火永传”弘扬闵恩泽科学家精神学术论坛在京举办。200余位能源化工行业专家学者共聚一堂，深切缅怀闵恩泽院士，继承和发扬以闵恩泽院士为代表的科学家精神，深入探讨了“双碳”背景下能源化工行业转型发展之路。本版整理刊发院士专家演讲发言中的石化工业前沿技术，敬请关注。 高排放石化工业过程的变革性创新 中国科学院院士、中国石化总工程师谢在库认为，随着能源深入转型，化石能源需求逐渐达峰，石油等化石能源用途逐步从“燃料”向“原材料”转变，高碳排放的石化工业过程需要创制重大变革性新过程。 例如，催化裂化的碳排放很高，它是吸热反应，反应温度在480~ 540摄氏度，而甲醇转化是放热反应，反应温度在400~500摄氏度，将二者耦合，匹配最佳催化剂，这一新过程如果能够实现将是革命性的，可以大幅减少碳排放。 又如，甲烷是储量丰富的重要能源，其利用方式通常是加水重整制成合成气，再进一步转化成各类化学品和燃料，但碳排放很高。显然，能直接转化甲烷当然好，但甲烷分子碳氢键能很高，直接催化转化通常需要高温等苛刻条件。因此，在温和条件下实现甲烷选择活化和直接定向转化，被看作是催化领域的“圣杯”，是最具挑战性的化学研究方向之一。利用双氧水和高效催化剂可以在温和条件下实现甲烷直接氧化制甲醇，选择性达到90%以上，可以大幅减排二氧化碳，这一变革性过程非常值得期待。 再如，二氧化碳甲烷重整制合成气，是典型的放热反应，如果能够加一部分氧，放热和吸热进行耦合，不仅反应温度可以从800摄氏度降到600摄氏度，而且可以提高二氧化碳转化效率，计算能效可提高23%。目前国内外很多团队都在进行这方面的探索，期待取得更大突破。 新能源领域，绿氢制取是当前和未来的研究热点。可再生能源电解水制氢方面，碱性电解水制氢技术成熟且已工业大规模应用，但碱液具有腐蚀性，后期运维复杂；质子交换膜电解水制氢技术因贵金属成本高，商业化水平低；阴离子交换膜电解水制氢技术催化剂成本低，但稳定性有待突破，目前仍处于实验室阶段；固体氧化物电解水制氢技术转化效率高，但高温限制材料选择，目前尚未产业化。绿氢制取未来的方向是光电催化制氢，基于自然光合作用原理，实现高效催化分解，目前太阳能-氢气（STH）转换效率最高可达4.3%。 储氢方案有很多，其中一种是有机化合物储氢。如甲醇的氢含量为12.5wt%（质量百分含量），十氢萘为7.3wt%，环己烷为7.1wt%，氨气为17.7wt%，氨基硼烷为19.6wt%。甲醇和氨都是重要的选择，在这一过程中，良好的热力学和动力学匹配、设计一种低反应活化能的催化剂成为关键。 材料变革方面，新能源材料需求强劲。据预计，“十四五”期间，我国新能源产业将以年均19%的速度增长，新能源行业高端石化材料需求规模近300万吨，涉及约50种产品，消费量排名前十的产品增量空间均在10万吨以上，动力电池材料是最大消费领域，氢能材料消费增速最快，“十四五”期间年均达70%以上，而我国新能源高端石化材料自给率仅60%~70%。 高端石化材料大量是高分子材料，要根据市场对材料性能的需求，基于结构与性能的科学认识，合理设计碳基结构，绿色合成关键单体，通过可控聚合、良好加工，生产出满足市场需要的高分子材料。这就涉及分子链结构调控的问题，目前研究的热点之一是茂金属催化剂。比如生产聚烯烃弹性体（POE）、超高分子量聚乙烯（UHMEPE）等，茂金属催化剂的研制都是重点难点。 分离工业的碳排放也很高，需要研究先进的节能分离材料。如膜分离的关键科学问题是通量与选择性相互限制，难以同时提高，而金属-有机骨架材料（MOF）具有比表面积高、孔径可调性和结构可设计性强等优势，被认为是极具潜力的新型吸附与膜分离材料。 智能变革方面，新材料自主发现合成系统（无人实验室）是一个重要方向。美国劳伦斯伯克利国家实验室与谷歌DeepMind团队合作开发自主实验室系统A-Lab，由人工智能指导机器人制造新材料，在17天里连续开展355次实验，合成了58个目标化合物中的41个，成功率达到71%，远高于人工实验的成功率。中国石化通过理论计算、高通量实验与大数据分析相结合，发现了新结构分子筛，实现国内工业企业零的突破。此外，将机器学习与高通量技术耦合，可以发展数据驱动的催化剂描述符建立方法。工业化与信息化深度融合建立石化智能工厂，可以实现从人全盘控制到人不在现场的完全自主运行。 单原子催化“少花钱干大事” 人类活动中大约90%的化学品生产过程与催化有关。催化过程是吸附-反应-脱附过程，也就是说，催化剂要先把反应物“吸引”到表面进行反应，然后把得到的反应物“抛弃”。 所以，为了“少花钱干大事”，有必要在保持催化剂总量不变的前提下增加催化剂表面积，这就需要将催化剂“切割”到微米甚至纳米级，“切割”到极限，催化材料就以单个原子的形式分散于另一种材料上。 单原子催化剂，就是将单个金属原子锚定在载体上的材料，单原子只和载体相互作用，金属原子之间没有键。由于拥有最大限度的原子利用率，单原子催化剂在多相催化反应中表现出优异的性能。 自中国科学院院士、发展中国家科学院院士、加拿大工程院国际院士张涛院士团队于2011年设计制备了第一个单原子催化剂并提出了“单原子催化”概念后，成为全球研究的热点。 到目前为止，元素周期表里超过50%的元素都有单原子催化剂的报道，从贵金属到过渡金属，再到主族金属、非主族金属、非金属、稀土等。 据统计，单原子催化在30个以上的反应里显示出优越的活性和选择性。不仅化学领域，材料、物理甚至生命科学领域也借用单原子催化的概念。 单原子催化比较难的反应有甲烷的转化、水的转化、二氧化碳的转化和氮的转化等，特别是二氧化碳的转化是近期研究的热点，有热、电、光等不同的转化方法。 在二氧化碳热催化中，包括钌、铑、铂、铜、镍、钴等元素有独特的活性和选择性，如铜的单原子催化剂比纳米催化剂活性更强，铑则对碳碳偶联反应非常有效。目前，单原子催化在高温严苛条件下的转化率特别是稳定性仍然是较大挑战。 在二氧化碳电催化中，金属单原子催化剂有锰、铁、钴、镍等不同体系。一氧化碳可以作为主要产物，一些金属特别是铜对于碳碳偶联生成碳2以上化合物非常有效。近期，两个单原子催化剂合起来的双原子催化剂在一些特定的二氧化碳转化反应里表现较好。 在二氧化碳光催化中，单原子催化可以优化电子能带，促进二氧化碳活化，精确调控二氧化碳转化中间物的吸附，从而获得较好的选择性。单原子催化剂还可以和其他元素组成多功能的催化剂，对催化的反应性和转化率进行调控。 二氧化碳转化最大的挑战就是如何设计好的催化剂，能够在低温下、在高的化学平衡转化率条件下获得高的二氧化碳反应性。二氧化碳转化的另一挑战是如何获得比较好的选择性，二氧化碳转化到碳1，生成一氧化碳、甲烷、甲醇、甲酸比较容易；到了碳碳偶联，通过深度加氢生成乙烯、乙烷，这个反应就难一些；更进一步，可以通过碳碳偶联、部分加氢，生成高附加值的含氧化合物，如乙醇。因此，通过设计调控催化剂，可以获得不同的反应产物。 单原子催化剂可以融合酶催化和均相催化，实现单原子催化在不同反应里的调控，继而实现碳碳偶联。在二氧化碳加氢生成水和一氧化碳的反应中，过去纳米催化时，认为反应在金属和界面发生，而利用单原子催化，明显的界面没有了，其实是无限的界面，每一个单原子和载体接触非常充分，非常有利于二氧化碳活化。 利用单原子催化剂和特殊载体的相互协同，可以实现碳碳偶联。第一步通过载体活化二氧化碳，生成碳1化合物；第二步，利用单原子活性位实现碳碳偶联。 近期也有单原子催化和纳米催化协同反应的案例，对二氧化碳活化非常有效。二氧化碳在电催化条件下，通过单原子催化剂和纳米催化剂协同作用，实现生成高选择性乙醇的反应结果。 单原子催化经过10多年发展，带来很多机会，也面临很多挑战，如单原子催化剂的可控制备、表征方法、在高温下保持较好的催化活性和转化率等。 张涛说，单原子催化使得催化研究进入原子尺度，还使得传统催化的分散度、表界面等概念部分失效。其描述符是它的微环境及化学状态，单原子配位环境决定了单原子的活性、稳定性和选择性，这是今后研究的重点。 人类社会迎来原子制造时代 中国工程院院士，中国工程院党组成员、秘书长陈建峰说，在现代化产业体系建设中，化学工业是传统产业的支柱，面临绿色发展的挑战，同时还要解决“卡脖子”问题，为战略性新兴产业和未来产业不断提供新的物质、新的能源、新的材料。 人类社会将进入原子制造时代。美国国防部高级研究计划局于2015年底启动“原子到产品”项目，目标是解决纳米材料制造的工程放大问题。 原子排序不同就有不同功能，碳原子多层排序就是石墨，剥离成一层就是石墨烯，把一层卷起来就是碳纳米管，按足球形状排序就是碳60，按六方体排序就是金刚石，石墨很软可以用来做铅笔芯，而金刚石硬到可以切割钢铁。工厂如何控制原子的排序，正是需要努力的方向。目前高分子材料的“卡脖子”难题就是高分子链的排序组合等，不同的结构决定了不同的功能。 分子化学工程是从原子/分子到工厂产品的过程。目前，对工业容器尺度的化学过程科学认识较为清楚，而对微纳尺度到分子尺度下的化学过程，包括流动混合、界面传递、反应/分离等认识都不是很清晰，这个问题不解决，将阻碍化学工业的发展。 未来的化学工业，将是原子、分子智能组合，形成智能的反应与分离系统，从而实现原子、分子尺度物质的精准控制。 分子化学工程学，就是在工业容器尺度（反应器/分离器）上，实现物质原子/分子尺度的化学转化和物理分离精准可控的过程科学与技术。它是从分子到工厂的桥梁，可以设计数字孪生工厂，理想目标是过程可以无级放大，实现安全、高效、绿色制造。 这个方向已经成为可能。国内已经可以对催化反应中的原子、分子进行静态观察。我国科学家构建纳米芯片反应器和世界领先的原位电化学显微系统，首次从原子分子尺度认知和解析电化学界面反应过程，由此发现锂硫电池界面电荷存储聚集反应新机制，入选2023年中国科学十大进展。 还可以借助人工智能，实现机器人全自动操作的原子/分子制造。麻省理工学院就由人工智能软件提出合成分子的途径，再由化学家审查这条路线并将其细化为化学“配方”，最后将配方发送到机器人平台，自动组装硬件并执行反应构建分子。 化学工程经过百余年发展，已经从宏观的“三转一反”（动量传递、热量传递、质量传递、化学反应）发展到现在的微纳尺度，今后将迈向分子尺度、原子尺度，分子化学工程时代即将到来，但要解决一些重大问题：分子层面的分子结构设计理论与智慧反应调控，微纳层面的纳米传输、反应/分离、分子结构的关系论，装备层面的工程放大，工厂层面实现分子智造的数字化设计与优化控制。 化学工业的主要问题是工程放大，往往出现选择性下降、转化率下降的问题，其核心是在分子尺度的传递混合没有做好，难题是如何在毫秒~秒量级内实现分子级的混合均匀。陈建峰团队研究发现在超重力环境下微纳尺度混合可以被强化2~3个数量级，因此研发了超重力装备，在工厂中应用，体积是常规填料塔的1/10，效率可以提高千倍。 超高纯电子化学品是集成电路制造中用量最大的原材料之一，是大国贸易的“撒手锏”，但“卡脖子”问题突出，其最大难题就是杂质离子含量须从ppm（百万分之一）级降至ppt（万亿分之一）级。超重力氧化反应分离器耦合强化技术解决了这一问题，打破了国外技术垄断，产品出口至美、日、韩等国。 超重力技术用于亚硝酰硫酸生产，将3条生产线12台反应器变成1条生产线1台反应器，体积缩小90%以上，能耗节省45%，二氧化碳排放降低75%，人员减少近一半，占地面积减少一半，本质安全水平显著提升。 超重力技术用于二氧化碳捕集，使捕集能耗降至2.1吉焦/吨二氧化碳以内，同时将二氧化碳用于新疆地区农业，平均提高农作物产量20%~40%，还可改良盐碱地、沙地，实现负碳绿色、盐碱地改良、作物增产的多赢。 超重力法生产纳米农药，能够减少原料使用量50%，减少农药用量50%。 超重力法制备液冷化学品，革新了数据中心散热传统的风冷技术，使传热效率提高6倍、算力提高4倍。 原载 2024年4月3日《中国石化报》第4版 责任编辑 雷 蕾 立足能源安全和能源转型 推进煤炭清洁高效利用 姚 强（清华大学） 能源作为我国经济社会发展的重要物质基础和动力源泉，面临安全和低碳转型两大挑战。统筹能源高水平安全和高质量发展，对以中国式现代化全面推进强国建设、民族复兴伟业具有重大战略意义。必须立足我国资源禀赋，发挥煤炭兜底保障作用，推进煤炭清洁高效利用，保障我国能源安全，实现能源低碳转型。 能源转型给能源安全带来新挑战 一是新型电力系统安全稳定挑战。在“双碳”目标约束下，我国“十四五”已进入能源转型窗口期、关键期。2023年上半年全国可再生能源装机超过火电以来，可再生能源仍保持快速增长。截至2023年底，我国发电装机29.2亿千瓦，其中火电13.9亿千瓦（含煤电11.6亿千瓦、气电1.3亿千瓦、其他1亿千瓦）、风电4.4亿千瓦、光伏6.1亿千瓦。在风光装机快速增长的背景下，其利用小时数较低、稳定性差、波动性大、对电网冲击性强等风险尤为突出。2023年，风光装机占比约36%，但发电量仅占全国总发电量的15.7%，构建新型电力系统面临调节资源不足、安全稳定运行压力大的挑战。 由于富煤贫油少气的资源禀赋，天然气发电在我国无法大规模建设；受改造成本、调节性能等因素限制，可调节空间有限且无法满足电网实时功率平衡需求；抽水蓄能、新型储能等受制于地理条件与应用规模，短时间内暂时无法满足电网调节需求。综合上述因素，灵活高效煤电将成为我国一定时间内满足电力系统调节需求的重要灵活性资源。《新型电力系统发展蓝皮书》指出：“煤电作为电力安全保障的‘压舱石’，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。”预计2030年后，煤电会逐渐实现由基础保障性向系统调节性电源的根本性转变，为新型电力系统提供稳定可靠的调节与备用电源，支撑实现能源转型。 二是能源消费增长与安全保供挑战。我国能源消费总量自2009年起一直位居世界第一，2023年达到创纪录的57.2亿吨标准煤，煤炭、石油、天然气、一次电力分别占比55.3%、18.3%、8.5%和17.9%，化石能源占绝对主导地位，而其中煤炭占比超半数。2023年石油和天然气的对外依存度分别达到72.8%和42.3%，且仍保持持续上升趋势，在国内油气增储上产难度大的情况下，能源安全面临挑战。 我国已探明的化石能源储量中，煤炭占比约93.8%。煤制油气将为应急状态下我国油气自主稳定供应提供重要战略储备，煤炭发电也将为极端天气下电力安全供应提供兜底保障。需要以煤为基，发展低碳高效煤制油气与煤炭灵活高效发电技术，守好能源安全底线。 三是能源产用时空不平衡挑战。近年来，我国煤炭开发重点向西部地区转移，晋、蒙、陕、新四省（自治区）逐渐承担了全国超80%的煤炭产量。同时，截至2023年底，由于优越的光照、风资源条件，西部地区12个省（自治区、直辖市）新能源装机规模超过4亿千瓦，占全国的40%左右。但是由于远离东部能源消费中心，就地消纳能力弱，为跨地区煤炭运输、电力输送带来了极大挑战。 综合考虑，需要突破煤炭高效灵活发电技术，为西部新能源富集地区提供充足的调节资源与惯量支撑能力，实现煤电与新能源耦合互补发电，增强地区电网稳定性，提高远距离特高压输电安全性；同时研究煤炭绿色智能开发技术，减少开采的自然环境损害，建立长效储备机制，形成与煤炭发电匹配的煤炭供给能力。二者相结合，将减轻我国能源产用“南北分离、东西分离”的困局，增强时空平衡能力。 四是实现碳达峰碳中和目标的挑战。习近平总书记对煤炭行业做出“立足国情、控制总量、兜住底线，有序减量替代，推进煤炭消费转型升级”的明确指示。随着我国现代化进程的稳步推进，煤炭消费量仍保持刚性增长。但是煤炭具有高碳排放的基本特征，其单位热值碳排放量约是石油的1.4倍、天然气的2倍。在巨量煤炭消费无法避免的情况下，碳达峰碳中和目标实现面临挑战。 煤炭过去长期是我国的主体能源，产量从1978年的6.2亿吨增加到2023年的47.1亿吨，在新型电力系统安全稳定、能源消费增长与安全保供需要依靠煤炭兜底的背景下，需要二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）等“负碳”技术，移除煤炭消费所产生的碳排放，保证“3060”目标按期实现。 煤炭清洁高效利用技术的成就与不足 改革开放以来，我国煤炭清洁高效利用取得了举世瞩目的成就。 煤炭开发方面。我国从20世纪70年代开始引进综采设备，如今已建成世界最多的千万吨级现代化矿井，8.8米综采工作面（国家能源集团神东煤炭上湾煤矿）、10米超大采高智能综采工作面（陕西煤业集团曹家滩煤矿）等相继成为“世界最大”，相继解决了建（构）筑物下和水体下煤炭资源开采问题，首创了分布式煤矿地下水库技术，已建成60余处智能化煤矿，奠定了煤炭清洁高效利用的可靠基础。 煤炭发电方面。我国建成世界最大的超低排放煤电集群，截至2023年底，装机达11.6亿千瓦，投运了超过160台1000兆瓦级超超临界机组，其中有超10台高效超超临界二次再热机组，完成了600兆瓦超临界循环流化床（CFB）机组、250兆瓦整体煤气化联合循环发电系统（IGCC） 机组、600兆瓦级生物质耦合燃煤发电、5兆瓦超临界二氧化碳发电和燃煤掺氨中试验证等多个示范工程，整体技术水平已处于世界前列。 煤制油气方面。截至2023年底，我国煤制油产能已达931万吨/年、煤制气产能74.55亿标准立方米/年，建设运行了108万吨/年煤直接液化、120万吨/年（干基）粉煤热解、400万吨/年煤间接液化、20亿立方米/年煤制天然气等示范工程，成功研发出2000~4000吨/日水煤浆和干煤粉气化技术并投入商业化运行，形成了具有自主知识产权、技术世界领先的煤制烯烃工业。 二氧化碳捕集、利用与封存方面。我国技术链各环节都已具备一定的研发基础，已投运和规划建设中的CCUS示范项目接近百个，具备约400万吨/年的二氧化碳捕集能力和约200万吨/年的注入能力。 虽然我国在煤炭清洁高效利用领域取得了巨大成就，但由于发展时间短、基础差，仍有多方面技术不足需要提升。 在煤炭绿色智能开发方面。目前矿井水处理成本及能耗较高，矿井水利用率有待提升，充填效能低、成本高，无法满足行业发展需要；人工智能、机器人、透明地质等核心技术尚未突破，装备对复杂地质条件和生产环境适应性不足，常态无人化和全生产链无人化暂未实现。 在煤炭灵活高效发电方面。现有大部分煤电机组按照基本负荷设计，一般运行在50%至100%基础额定功率，爬坡速率普遍在1%基础额定功率/分钟至2%基础额定功率/分钟，深度调峰时经济性和环保性较差。2023年全国规模以上电厂供电标准煤耗302克/千瓦·时，相较2022年升高0.4克/千瓦·时，在度电煤耗稳步下降中首次出现拐点，说明现有煤电机组已逐渐不适应深度调峰场景，需要发展煤电灵活制造和改造新技术。 在低碳高效煤制油气方面。提升碳转化率和油气收率、高效催化剂升级迭代、反应器大型化、工程模拟软件和装备国产化、富油煤分质利用、“油化”产品灵活可调与产品高值化利用等方面还有众多技术难题尚未解决。 在二氧化碳捕集、利用与封存方面。各环节技术发展不平衡，尤其是二氧化碳利用和封存方面，缺乏大规模的二氧化碳消纳能力；碳捕集方面也缺乏可与目前大型燃煤机组耦合的低成本全流量捕集技术与设备，限制了大规模、低成本、全流程的CCUS集成示范项目开展。在超低能耗碳捕集、二氧化碳资源化利用等颠覆性技术前沿方面，仍与国外有一定差距。 立足两大支点推进煤炭清洁高效利用 我国是世界最大煤炭产出国、进口国与消费国。新形势下推进煤炭清洁高效利用，需要立足保障能源安全与推进能源转型两大支点，强化煤炭兜底属性，形成煤炭绿色智能开发、煤炭灵活高效发电、低碳高效煤制油气、二氧化碳捕集利用与封存等新质生产力，打造我国新型能源体系的“压舱石”。 一是煤电由基础保障性电源向系统调节性电源转变。随着可再生能源渗透率的提高，我国煤电发电量逐年下降，煤电稳步让渡电量空间，平均利用小时数加速下降，2023年煤电发电量占比降低至58%，煤电逐步由基础保障性电源向系统调节性电源转变。系统调节性煤电可继续分化为调峰和应急备用两种，调峰煤电以承担系统平衡稳定、支撑新能源消纳为主要功能，应急备用煤电以承担季节性负荷顶峰、应对突发极端情况的“兜底”为主要目标。预计到2060年，存量煤电几乎不承担基础负荷，而是以应急备用为主、调峰为辅。 二是煤电由清洁高效向灵活高效转变。经过过去几十年的努力，我国煤电在节能与污染物控制、资源综合利用等方面已经达到世界领先水平。在煤电角色发生转变的同时，煤电发展方向也将由清洁高效转向灵活高效，在立足灵活调节这一主要功能定位的基础上，通过煤电技术体系重构，大幅度增强煤电机组调节能力的同时降低深度调节煤耗增加量，实现煤电支撑可再生能源消纳及能源转型的重要目标。 三是煤炭由能源向资源转变。煤制油、煤制天然气、煤制烯烃等煤炭深加工是我国煤炭清洁高效利用的新方向，化工用煤预计2035年前后会成为煤炭消费唯一持续增长点。需要发挥煤炭原料价值，推进煤炭分级分质利用，塑造煤炭转化产业链，发展特种、高端产品，将我国煤炭储量优势转化为资源优势，形成新的经济增长极，实现煤炭的高值化清洁高效利用与国家能源安全相结合。 四是煤炭利用从立足自身向与新能源结合转变。以煤炭为载体，逐步构建煤炭相关产业与新能源互补耦合的新型能源体系，持续发展“煤电+”综合能源，围绕煤电上下游相关业务，深度耦合新能源与CCUS，发展煤电机组掺烧、光热耦合等发电技术，并以“绿电”“绿氢”“绿热”为煤炭转化提供清洁原料与能源，降低煤炭利用过程碳排放强度，加快实现煤炭发电与转化的低碳转型。 支撑能源转型的煤炭清洁高效利用布局 一是以煤炭绿色智能开发支撑能源稳定供应。提升煤炭开发效率，提升抽采瓦斯、矿井水与固废利用水平，增强煤矿安全生产保障能力，保障我国煤炭安全稳定供应，为煤炭清洁高效利用打下基础。 二是以煤炭灵活高效发电支撑新型电力系统建设。通过煤电技术体系重构，对低负荷工况的系统和装备进行优化，增强调峰与应急备用能力，形成以煤电为核心的可再生能源消纳保障体系，支撑新型电力系统建设。 三是以低碳高效煤制油气保障应急状态下我国油气安全。做好煤制油气战略基地规划布局和管控，深度耦合可再生能源，形成标准化、规模化、自主化的煤制油气成套技术与装备，实现煤制油品与化学品灵活快速切换，在应急状态下快速扩充产能。 四是以二氧化碳捕集、利用与封存兜底碳中和。发展低能耗碳捕集技术，移除煤炭发电与转化过程中的碳排放；前瞻布局CCUS颠覆性技术，实现二氧化碳的资源化利用，促使煤炭碳排放进入良性碳循环。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 任 卓 责任编辑 任 卓 煤制油产业绿色低碳发展的四个途径 门卓武（国家能源集团） 基于我国富煤贫油少气的资源禀赋，发展煤制油是我国能源战略的必然选择。尽管煤制油技术在我国已有显著进步，但仍面临碳排放量大、环保问题突出、规模效益不足，以及产品低端化、同质化等挑战。 发展煤制油是我国能源安全战略的需要 近年来我国能源自给率持续上升，但我国能源安全形势仍不容乐观，在军用特种燃料、航空和船用油料、民用油气产品等方面仍受制于人。国际市场的波动和地缘政治风险，更是给我国石油资源的安全供应带来巨大压力。 我国化石能源富煤贫油少气的结构特点决定了发展煤制油可以部分解决石油对外依存度过高的问题。煤制油不仅能够有效缓解我国石油资源紧张的局面，保障国家能源安全，成为我国能源战略安全的“核武器”，而且有利于实现煤炭资源的高效利用，推动能源结构优化升级，实现能源结构的多元化和可持续发展，推动我国经济可持续发展。 通过技术创新和工艺优化，能够显著降低煤制油的二氧化碳和污染物排放，实现煤炭清洁利用。这符合党的十八大以来生态文明建设的要求，也符合国际社会对气候变化和环境保护的期待。同时，随着技术的不断进步，煤制油技术生产的高端油品和化学品将具备更强的市场竞争力，为我国在全球能源市场中赢得更多话语权和主动权。 我国煤制油行业面临的挑战 21世纪初至今，我国煤制油产业经历了科技攻关、工业示范和大规模工业化发展，实现了煤制油技术从实验室研究到工业化生产的转变，一批煤制油项目建成，煤制油总产能达943万吨/年，深刻影响了我国能源供给的结构和格局，对保障我国能源安全发挥了重要作用。目前，煤直接液化和间接液化技术均达到世界领先水平。但我国煤制油产业在发展过程中也暴露出若干问题。 一是碳排放强度大。煤制油的两种技术路线—煤直接液化和煤间接液化的碳排放均高于传统炼油路线，其生命周期碳排放分别是传统炼油路线的8倍和10倍。煤制油生产单位产品的总二氧化碳排放可达5.56~6.86吨。煤制油高碳排放的主要原因在于煤制油过程本身的化学反应特性。首先，相比石油，煤炭中氢/碳原子比较少，煤制油过程需要通过水煤气变换反应产生氢气，以调整原料的氢/碳原子比例，从而满足生成烃类产物的条件，制氢过程会排放大量二氧化碳。其次，煤间接液化的费托合成反应步骤中会有部分合成气转化为二氧化碳。再次，相比传统炼油路线，煤制油对电力热力等公用工程需求更大，导致更多二氧化碳排放。特别是在我国确立“双碳”目标后，碳排放问题成为制约煤制油发展的一大挑战。 二是“三废”排放、水资源消耗等环保问题突出。在煤制油生产过程中，无论煤直接液化还是间接液化都面临一系列环境挑战。煤直接液化会产生大量有机废水、含盐废水、催化剂废水、液化残渣，煤间接液化会产生酸性有机废水、气化炉渣、废催化剂和蜡过滤残渣。二者都会产生粉尘气体、挥发性有机化合物（VOCs）等废气。 煤制油还需要消耗大量水资源，煤直接液化生产单位产品水耗达6.05吨，煤间接液化达7.99吨。现有煤制油项目均建设在煤炭资源丰富但水资源匮乏的西部地区，新增用水需求占区域工业用水增量的比例在10%~40%，加剧了当地水资源的紧张状况，给原本脆弱的生态环境带来沉重压力。 三是装置规模小、布局分散。国内虽然已建成近千万吨的煤制油年产能，但目前规模布局分散，缺乏规模效应。煤制油项目的最大单体规模仅为400万吨/年，其余装置规模多在100万吨/年左右，已建成的项目分散在宁夏、陕西、山西、内蒙古等多个省区，未能形成集中的产业集群。这种分散化的布局导致煤制油生产的各类产品难以形成规模，产品加工处理难以集中进行，从而增加了分离纯化成本，阻碍了下游产品的规模化开发，产物和副产物的集中转化利用变得困难。这些，影响了煤制油项目的整体能效和市场竞争力，也加剧了碳排放和“三废” 排放。 四是主要产品低端化、同质化。目前，国内已建成的煤制油项目主要生产车用汽柴油等低端大宗油品，产品的低端化、同质化制约了煤制油产业的经济效益。煤制油项目以煤炭为原料产出油品，其经济效益直接受到煤炭价格和油价双重波动的影响。煤制油以柴油等产品为主，下游精细化开发推进缓慢，以生产低端油品为主的产品结构使煤制油项目受煤炭价格和油价双重波动的影响严重，给煤制油项目带来了极大的经营压力和不稳定性。低端化、同质化的产品结构还使煤制油项目受到税费成本的巨大影响。一旦税费政策有调整变动，煤制油产品的市场竞争力将受到直接影响。 煤制油绿色低碳发展势在必行 我国煤制油产业当前面临的挑战，可归结为两大症结：一是“不绿色”。“三废”排放和水资源消耗严重，对环境构成显著压力；二是“不低碳”。煤制油技术固有的化学反应特性及集约化水平较低，致使碳排放居高不下。 问题的解决之道蕴含在绿色低碳的发展理念之中。基于此，建议如下： 一是发展低碳催化技术，融合源头减碳与碳排放转化。煤制油技术固有的化学反应特性无法完全改变，但可以通过发展低碳催化技术进行改善，尽量减少反应过程中二氧化碳的生成。例如，北京低碳清洁能源研究院的纯相碳化铁催化剂体系，通过合成纯净的碳化铁活性相，极大减少了水煤气变换反应的发生，实现了近零二氧化碳选择性的费托合成反应。 发展碳排放转化催化技术也能够有效实现煤制油减碳。煤制油在反应过程中排放的二氧化碳由酸性气体脱除工艺富集而来，浓度一般在80%以上，远高于电站、工业锅炉燃烧尾气中的二氧化碳浓度，非常适合作为二氧化碳转化反应的原料。通过热、光、电催化等技术将二氧化碳转化为化学品，将碳排放转化为碳资源，能够有效减少煤制油过程的碳排放；通过开展节能减排、污染物治理等绿色低碳技术攻关，探索煤制油与新能源耦合技术、节能降耗技术、CCUS技术等工程示范，形成煤制油与新能源绿色协同发展，培育低碳新兴产业，加速煤制油低碳绿色转型发展。 二是规模化集约化发展，结合能效提升与产业升级。煤制油实现更大规模集中发展，能够集中对产品和副产物进行加工处理，有效减少分离纯化成本，形成规模效应。规模的扩大将有助于提升煤制油项目的整体能效，也有利于下游产品的规模化开发，促进煤制油项目产业链延伸升级，为产业发展注入新动力。煤制油产物种类丰富，具备很好的产业链延伸基础。煤制油产品具有区别于传统炼油路线产品的高比热容、低芳烃、低凝点等特点，具有生产航空煤油、特种柴油、润滑油基础油等高值油品的潜力。煤间接液化中间产品富含α-烯烃，可作为生产聚α烯烃（PAO）、聚烯烃弹性体（POE）等化工产品的原料。以国家能源集团400万吨/年煤间接液化工程为代表，煤制油由技术储备向产能储备转化，由起初的石脑油、柴油、重质蜡到拓展出白油、液体石蜡等产品，通过扩大烯烃分离产能，推进烯烃下游深加工、费托蜡深加工产业化；围绕核心催化剂、PAO合成等关键核心技术攻关，推动煤间接液化技术升级和产业链高端化。通过大型综合能源基地建设等规模化发展，煤制油项目将能够实现能效与产业链的同步提升，从而拓宽利润空间，增强市场竞争力，既能够生产油品保障能源安全，又能够生产高端油品化学品满足市场需求。 三是绿色发展，煤炭开采与煤制油一体化。在西北地区，煤炭开采过程会产生大量矿井水。当前，矿井水资源的整体利用率偏低，如果可以进一步提升矿井水的综合利用效率，将丰富的矿井水资源用于煤制油生产，不仅可以推动煤炭开采与煤制油产业的一体化发展，而且能够同时应对两个产业在环保方面面临的挑战。此外，把煤制油产生的大量废渣作为煤矿采空区的回填材料，也是实现两种产业融合发展的一个可行方向。 四是展望未来，耦合煤制油与新能源技术。随着新能源技术日新月异不断发展，社会对化石能源的依赖将逐步减弱，未来煤炭将更多扮演化工原材料的角色。因此，需开展煤制油与新能源中绿电、绿氢、绿氧、储能、储热等有机融合，替代原料煤和燃料煤的消耗，实现多能融合、多能互补、协同减碳；针对大型煤制油项目，以及与新能源耦合项目工艺流程复杂、产品丰富的特点，开发相匹配的大型工艺系统优化技术，从而实现新能源赋能的煤制油产业全面转型升级。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 任 卓 责任编辑 任 卓 煤基新材料是煤炭行业转型的 重要突破口 李 鑫（中国煤科规划院新疆分院） 煤基新材料是指以煤炭为基础原料，经过化学加工后得到的新型功能材料，在日常生活中应用广泛，塑料、增塑剂，纺织品、染（涂）料，润滑剂、电极、导电材料、橡胶等化工产品很多都可利用煤基新材料制作而成。作为战略性新兴产业之一，煤基新材料代表新一轮科技革命和产业变革的方向，是煤炭行业转型的重要突破口，也是当前及“十五五”期间煤炭行业高质量发展的抓手之一。 当前煤基新材料的主要发展方向 目前煤基新材料的主要发展方向有塑料、增塑剂，润滑剂、润滑材料，纺织品（原材料），以及电极、导电材料等四方面。 塑料、增塑剂 烯烃是塑料的上游，在工业、农业、医药、环保等领域是重要的有机化工原料，以往主要通过石油进行加工生产。社会对烯烃需求持续增加，加之我国煤炭资源相对富裕的禀赋情况，为煤制烯烃提供了较大的发展空间，煤制烯烃技术在我国煤炭行业已经实现广泛应用。在聚乙烯产品的基础上，为提升煤基聚烯烃产品竞争力和附加值，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院新材料公司开发了交联聚乙烯产品，在轻量化航天军工装备应用领域、高性能海洋应用装备领域、大型工程车应用领域、危化品储运应用领域得到应用。 近年来，为延伸产业链，实现产品多元化、高端化，煤炭行业对煤制丁辛醇和甲基丙烯酸甲酯（MMA，又名异丁烯酸甲酯）的工艺路线也进行了工业化的探索。 丁辛醇为无色透明、易燃的油状液体，具有特殊的气味，是合成精细化工产品的重要原料，主要用于生产增塑剂、溶剂、脱水剂、消泡剂、分散剂、浮选剂、石油添加剂及合成香料等。近年来，丁辛醇市场呈现出相对偏紧的趋势，煤炭行业开始尝试将丙烯产业链延伸至丁辛醇。目前，荣盛能源科技（内蒙古）有限公司拟通过煤气化生产合成气，供下游化工装置作为原料，生产醋酸、醋酸乙烯、EVA/LDPE、丁辛醇，以及丙烯酸及酯等重要化工产品。 MMA是一种重要的有机化工原料和聚合物单体，主要用于生产有机玻璃、模塑料、腈纶、涂料和医药功能高分子材料等，是航空航天、电子信息、光导纤维、机器人等领域高端材料。汽车制造和建筑行业是目前国内MMA的主要消费下游。随着国产电动汽车在国内市场占有率的快速提升，以及电动汽车出海进程加快，带动了MMA的消费。此外，随着航空航天、电子信息、光导纤维、机器人等新兴行业的技术突破及崛起，国内对MMA的整体需求或将保持震荡增长。从技术进展看，2022年9月，由中国科学院过程工程研究所自主研发的万吨级煤基甲醇—醋酸制甲基丙烯酸甲酯项目工业示范装置成功开车并稳定运行，产品合格达标。这套装置是全球首套煤基甲醇—醋酸制MMA产业示范装置，实现了国内甲基丙烯酸甲酯生产从完全依靠石油原料到使用煤基原料的转变。此外，新疆能源（集团）有限责任公司控哈密新能煤化工有限责任公司煤基新材料项目拟生产MMA，为下游眼镜片、风力发电机叶片制造提供原料。 生物降解新材料是指在适当和可表明期限的自然环境条件下，能够被微生物（如细菌、真菌和藻类等）完全分解变成低分子化合物的材料。以煤炭作为原材料生产煤基生物降解新材料，是煤炭行业煤基新材料发展的新方向，也是治理塑料污染的重要解决方案之一，有着较为广阔的市场和应用前景。煤基生物降解新材料包括煤制聚乙醇酸（PGA）、聚己二酸（PBAT）等。2022年9月，世界首套煤制PGA可降解材料示范项目—国家能源集团榆林化工公司5万吨/年PGA生物可降解材料项目打通全部生产流程，正式建成投产。项目产出的可降解材料采用国家能源集团自主知识产权技术，关键设备全部实现国产化。与生产传统聚烯烃塑料相比，该项目每吨PGA煤耗可降低约1/2，二氧化碳排放降低约2/3，工业增加值增加2~3倍，但生产成本接近，具有较强的市场竞争力和环保效益。此外，2021年，华阳集团启动了6万吨/年PBAT项目、2万吨/年生物降解改性料及塑料制品项目、2万吨/年全系列生物降解新材料项目的建设，实现了从PBAT原料到生物降解改性料，再到终端产品上下游全产业链的贯通。 润滑剂、润滑材料 长久以来，我国高端润滑材料面临苛刻环境适应性、性能安定性、产品精细化等瓶颈问题，导致在相关领域应用的关键润滑零部件发展跟不上装备的发展需求，最直观的表现是我国高性能轴承、齿轮、密封件、螺丝等基础零部件还要依赖进口，严重制约了我国高端装备的升级换代与性能提升，其中既有制造的问题也有润滑的问题。 煤基合成油系列产品之一粗蜡是精制费托蜡系列产品的原料，通过先进的抽提精馏技术，费托合成粗蜡可进一步分切生产出系列费托合成蜡，可以作为高端润滑材料。据测算，2023年我国煤制蜡类润滑剂产量约为14万吨。 此外，上海纳克与国家能源集团宁夏煤业集团合作成立“润滑材料与技术联合创新中心”，采用国家能源集团宁夏煤业集团的煤制α-烯烃原料，生产出超高黏度茂金属PAO NacoFlow® V600/1000，新品经全面评测并获得高度认可，真正意义上打破了国际公司在高端PAO原料上的垄断。 纺织品（原材料） 在纺织品原材料合成方面，煤化工行业尝试生产醋酸甲酯、尼龙66、聚氨酯材料及聚四氢呋喃/聚四氢呋喃醚二醇（PTMEG）。 醋酸甲酯也称为甲醋酸酯或甲基乙酸酯。目前醋酸甲酯产业链上游是醋酸乙烯（VAC）、对二甲苯（PX）、醋酸、甲醇等四种产品，产业链下游主要应用于溶剂领域，主要是醋酐、涂料、胶黏剂及发泡剂等。从市场供需看，自2012年以来，我国醋酸甲酯行业市场产需量逐年增长，2022年国内醋酸甲酯行业产需量分别约为128.9万吨、102.7万吨。市场价格方面，受到下游需求快速提升，以及上游醋酸价格上涨影响，2022年国内醋酸甲酯价格约为4100元/吨。近年来，煤炭行业也开始探索将产品延伸至醋酸甲酯。安徽瑞柏新材料有限公司在建15万吨醋酸甲酯及配套项目。一期主要以甲醇、乙醇、醋酸为原料，生产10万吨/年醋酸甲酯、10万吨/年醋酸乙酯。该项目采用河北工业大学、天津普莱化工技术有限公司精制分离技术、中海油天津化工研究院膜分离技术，运用树脂催化高纯合成法工艺，通过反应精馏法制得高纯醋酸甲/乙酯。荣盛能源科技（内蒙古）有限公司煤基新材料项目也拟生产醋酸酯。 尼龙66是尼龙材料的主要品类之一，工业中主要用于工程塑料和工业丝两大行业，广泛应用于轮胎、汽车、航空航天、高铁、电子电器等工业领域。尼龙66民用纤维多用作高端面料及功能面料，适合制作瑜伽服、运动衣、泳衣、内衣等贴身织物。目前，尼龙66中高端民用丝技术多掌握在跨国公司手中，国内市场亟待发展。近年来，中国平煤神马集团与平顶山市政府携手打造千亿级“中国尼龙城”，建成尼龙66原材料基地，为工业纱线生产提供了坚实保障。尼龙66工业丝、帘子布产能世界领先，尼龙66盐、尼龙66切片及工程塑料产能居亚洲第一方阵，己二酸国内市场占有率位居前列。同时，依靠科技创新，成功突破对位芳纶、己二腈核心技术，并加快产业化进程，大力发展工业色丝、改性切片、高端注塑、特种尼龙等差异化、高端化产品，产品结构逐步由中高端向高端迈进。目前，高端尼龙产品占比80%以上，向着“深海、深空、深蓝、深地”持续探索延伸。 电极、导电材料 在“双碳”背景下，以资源丰富、价格低廉的煤炭制备煤基碳材料可实现煤炭的高附加值利用。煤基碳材料作为锂离子电池的负极材料，使锂离子电池的制造成本大幅降低。因此，煤基碳负极材料具有重要的研究意义和广阔的发展前景。然而，如何通过绿色、安全、经济的方法规模化制备高品质煤基碳负极材料仍面临挑战。 国家能源集团北京低碳清洁能源研究院的研发领域包括煤清洁转化利用、工业废水处理、先进材料以及氢能、锂电池技术等。研究院已经研发出NICE-SC1快充型锂离子电池负极材料。这种材料使用煤基沥青制备特殊结构的软碳，全电池加工工艺适配性强。基于此负极的快充型锂离子电池快充能力强，低温性能优异，操作温度窗口宽，循环寿命长，充放电过程产热少，安全可靠。 以石墨烯等为代表的具有优良物性和高附加值的新型材料得到越来越广泛的研究和应用。煤作为一种低价的高碳资源，可通过不同的物理或化学方法制备成石墨烯及其化合物，使煤炭达到清洁高效利用。煤基石墨烯以原煤进行初步筛选、去杂质和热处理后获得高纯度的煤基为原料，主要的制备方法是氧化还原法、化学气相沉积法等。变质程度高的煤种（无烟煤）含碳量高、脂肪烃和含氧官能团等杂质含量少，在高温下芳香结构发生脱氢环化反应，逐渐融合成大尺寸的石墨晶体，再通过氧化还原法制备煤基石墨烯。 国家能源集团准能集团联合清华大学等高校、企业集中技术攻关，采用纳米化工艺处理煤、水和少量添加剂，研发出最小粒径50纳米、具有储氢赋能特性的煤基纳米碳氢燃料。该燃料具有原料热值低、燃料固含低、燃烧温度低、燃料热值高的特点，在国内外首创了其工业化制备、火力发电技术，并达到国际领先水平。同时，该燃料着火性、流动性等性质与柴油相似，可以替代柴油作为炸药原料，相关工艺已达国际领先水平。 对未来煤基新材料发展的建议 煤基新材料技术应符合新质生产力的发展需要。煤炭行业可以与新能源、化工、装备制造等产业进行融合，发展煤基新材料、煤基化学品等新兴产业，推动煤炭行业向高端化、多元化、智能化方向发展。 下一步，建议开展煤基新材料技术创新示范升级任务，实施重大技术装备攻关工程，加快产业技术优化升级，推进原始创新和集成创新。 推进高性能复合新型催化剂、合成气一步法制烯烃、一步法制低碳醇醚等技术创新，推动煤制PX实现产业化突破。 聚焦大型高效煤气化、新一代高效甲醇制烯烃等技术装备及关键原材料、零部件，推动关键技术首批（次）材料、首台（套）装备、首版（次）软件产业化应用。优化调整产品结构，加快煤基新型合成材料、先进碳材料、可降解材料等高端化工品生产技术开发应用。 推动大型高效“气化岛”，建设打造平台化原料集中生产、下游产品多头并进发展模式。在资源禀赋和产业基础较好的地区，推动现代煤化工与可再生能源、绿氢、CCUS等耦合创新发展。 推动煤基新材料装备数字化建设，鼓励煤基新材料生产企业、装备企业、服务商组建联合体，研究开发现代煤化工智能装备与场景融合技术，培育一批智慧生产典型场景。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 任 卓 责任编辑 任 卓 循环经济助力石油化工行业绿色低碳转型 孙 楠 庞立葳（中国化工信息中心） 2023年10月，国家发展改革委等部门发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，从上游炼油端推动我国石油化工行业的绿色转型升级。政策明确提出鼓励资源的循环利用等。鼓励有条件的企业探索废塑料、废润滑油、废弃油脂、废弃生化污泥等废弃有机物与原油的耦合加工。鼓励重点开发废塑料低能耗热解与净化预处理技术，开发低碳排放的废塑料油深加工成套技术，加快废塑料化学循环工程试点示范。鼓励炼油过程“三废”资源化利用。积极有序发展以废弃油脂为主要原料的生物柴油、生物航煤等生物质液体燃料。在明确的政策支持下，去年“塑料循环利用”成为热点行业，同时生物基化工作为减碳的重要手段受到国内外一致关注。 塑料污染治理和生物基化工受到全球政策关注 围绕塑料污染治理和生物基化工两大领域，全球多国政府出台了一系列的鼓励和推动政策。塑料污染治理方面，全球性的强制性塑料污染治理体系逐步成型；生物基化工方面，中美两国已成为推动行业发展的主要驱动力。 2022年3月初，联合国环境大会在肯尼亚首都内罗毕举行，来自175个国家的与会代表通过了一项终结塑料污染的决议，代表全球对塑料污染治理的重视程度再次提升，同时决议建立一个政府间谈判委员会（INC）。根据这一决议，2023年5月和11月分别在法国巴黎和肯尼亚内罗毕召开INC-2和INC-3会议，推动《终止塑料污染决议》的最终达成。在全球决议逐渐成形的过程中，我国也从国家层面出台了系列政策，推动废弃塑料的物理回收（支持政策：《关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域设备更新改造的指导意见》）和化学回收（支持政策：《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》）产业的发展。 去年全球一系列塑料污染治理政策措施的颁布，标志着塑料循环利用在全球范围内成为塑料污染治理的主要方式，可生物降解塑料等其他方式将更多作为辅助措施采用，这一转变将直接推动塑料循环产业的发展，并对可生物降解塑料产业的发展产生抑制作用。 生物基化工品方面，去年1月，工业和信息化部等多部门联合发布《加快非粮生物基材料创新发展三年行动方案》，进一步明确了做强生物经济、推动生物基材料产业发展的目标。紧接着在2023年3月，美国和日本相继发布政策鼓励生物制造和生物基化工品的应用；美国白宫发布题为《美国生物技术和生物制造的明确目标》报告，从原料、生产技术、产品种类及市场规模方面制定了一系列具体的鼓励措施，确立了明确的发展目标。同月，日本经济产业省（METI）发布对《能源供应结构复杂方法法》进行部分修订的最终拟议规则，新修订的内容提出将消费低碳的生物乙醇作为达到温室气体减排的目标的措施之一，并首次允许美国生产的生物燃料乙醇产品进入日本生物燃料的所有市场。 在中美两国大力推动下，生物基化工全产业链迎来新的发展机遇，特别是在“双碳”目标背景下，生物制造技术作为实现二氧化碳循环利用和减少化石资源消耗的重要手段，成为各国政策鼓励的重点领域。 全球石油化工领军企业积极布局循环经济 在全球各国一系列与塑料污染治理和生物基化工品两大循环经济议题相关政策的推动下，各国石油化工行业的领军企业纷纷从不同角度和环节切入以上两个领域。 塑料化学回收成为塑料污染治理“热点”。在全球共识的推动下，全球各类企业在废塑料回收系统、废塑料加工技术和废塑料的下游利用方面进行了大量探索。废塑料的处理技术及下游应用场景的开发成为各大石油化工企业关注的重点。 废塑料循环利用技术方面，2023年美国霍尼韦尔和韩国SKGC在化学回收领域抢先布局，德国巴斯夫则主要利用其丰富的产品组合，从塑料改性添加剂的角度切入废塑料物理循环领域。天津渤化集团采用霍尼韦尔的UpCycle技术在天津建设塑料回收工厂；韩国SK已经开始在韩国建设全球第一个废塑料回收综合体项目，建成后预计每年可以把32万吨废塑料转化为新资源；巴斯夫与东南亚先进再生塑料制造商Teamplas合作使用巴斯夫添加剂，把消费后的塑料垃圾转化为全新的高品质办公设备和汽车内饰部件。 废塑料下游的应用开发方面，SKGC、沙特基础工业公司（SABIC）和江西格林循环等企业与下游终端企业合作拓展废塑料循环利用的新场景。SKGC携手全球唱片制作公司Sonopress推出100%再生PET制成的LP唱片；SABIC和微软携手推出首款采用海洋回收塑料（OBP）制成的Surface系列连接设备和电源外壳；格林循环与松下集团合作推动在电子电器领域使用PCR再生塑料。 生物基大宗化学品受到海外石化企业关注。生物基化工品方面，海外主要关注大宗化工品原料的生物基转化，而国内则更加关注细分特种生物基化工产品的开发。从市场反馈来看，海外企业的策略表现更好，国内的细分特种产品的市场推广成本较高，盈利周期较长，导致相关企业承担了较高的经营风险。 生物基化工生产技术及装置方面，去年4月，美国Gevo公司与韩国LG化学就乙醇制烯烃（ETO）技术达成联合开发协议；8月，巴西Braskem与泰国暹罗化工集团（SCG Chemicals）合资成立Braskem Siam公司，将在泰国生产生物基乙烯及下游产品。 我国国内生物基化工品去年呈现“多点开花”的态势，珠海金发与苏州聚维元创合作推动秸秆基丁二酸产业化，宏业生物2万吨/年生物基四氢呋喃项目获批，但生物基尼龙领军企业凯赛生物位于新疆乌苏的尼龙项目由于需求不及预期，投产时间推迟。 循环经济助力石油化工行业绿色低碳转型 我国石油化工行业过去长期呈现“大而不强”的特征，具体表现为企业盈利能力差、能源和资源利用效率低、产品质量问题突出、产业结构不合理、生产性服务业发展滞后等问题。随着我国“双碳”目标的确立和全球范围内塑料污染治理进程加速，我国石油化工行业迎来难得的转型机遇，循环经济路径正是这一转型升级过程中最直接、最高效的路径之一。 我国石油化工企业作为这一转型升级过程的主要承载单元，可以借鉴海外企业的做法，汲取经验和教训，为自身的转型升级思路提供支撑。以去年全球石油化工领域各头部企业的转型措施为鉴，可以围绕塑料污染治理和生物基化工两大领域，发挥全产业链优势，分工协作利用循环经济措施推动石油化工行业的绿色低碳转型。 我国石油化工行业“大”的特点最直接体现是基本覆盖石油化工行业全产业链，所以不同产业链环节的企业应结合自身产品特点，选择不同的产业环节进行切入。 上游炼化企业可以考虑在废塑料的化学回收和生物基大宗化学品的生产领域布局。废塑料的化学回收方面，可以采用类似SKGC的全球第一个废塑料回收综合体项目相似的模式，不进入前端的废弃塑料收集及分拣环节，专注废塑料的化学循环过程，化学循环后产生的小分子产品可以直接进入炼化企业下游生产装置中，最后以各类化学产品和高分子聚合物的形式重新进入市场，从而实现废塑料的循环利用。生物基大宗化学品方面，可以参考巴西Braskem的布局方式，通过下游一定比例混用或共线生产，可以大幅降低生物基大宗化学品（如烯烃）的生产成本，从而使其具备较好的市场竞争力。另外，中国石化等国内企业已经进行过乙醇制烯烃等技术的探索，有相关的技术储备，具备较快实现产业化的基础。 改性塑料企业则专注塑料的物理回收和可生物降解塑料等产品，利用自身强大的塑料改性能力和配方开发能力，实现废弃塑料物理循环环节的高效和低成本利用。 精细化工企业在塑料助剂等方面进行开发，针对物理回收、可生物降解塑料、生物基材料等不同的需求定制开发添加剂产品。例如，针对物理回收开发提升复合材料物理机械性能的添加剂产品；针对可生物降解塑料开发具有生物降解性能的添加剂产品；针对生物基材料开发生物基来源的添加剂产品，从而提升产品绿色属性。 涂料、胶黏剂和日用化工品则重点围绕生物基化工品进行布局，由于这三类产品是日常生活中接触较多的化工产品，所以绿色环保是这三类产品重要的卖点，通过开发生物基产品，除在碳市场方面获益外，还可以直接帮助终端企业在面向客户销售时更易取得市场竞争优势。 未来，随着我国石油化工行业废塑料的化学循环和生物基化工品行业的发展，我国石化产业将实现绿色低碳转型升级，走向高质量发展。 原载 2024年第3期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 我国石化产业碳中和路径展望 戴宝华 赵 祺（中国石化经济技术研究院） 我国石化产业碳排放比例高，产业仍处于增长期，有增碳需求，实现“双碳”目标面临重大挑战，必须明确发展思路，积极稳妥推动产业低碳转型和高质量发展。当前，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”政策持续发力等形势，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。本文通过对产业结构调整、实施绿氢炼化、与CCUS融合发展等关键路径进行分析和研判，提出碳中和目标下可能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”目标面临的形势 “双碳”目标下，交通领域替代能源快速发展。我国现已成为全球最大的新能源汽车市场。2022年我国新能源车渗透率已达28%，提前3年实现“十四五”规划目标。据预测，2030年前我国将经历燃油车保有量达峰、电动车与燃油车平价阶段，2030年新能源汽车渗透率预计达50%，开启电动交通时代。电动革命对石化产业的冲击巨大，随着新能源汽车销量稳步提升，成品油被替代规模不断扩大，预计2025年被替代比例达23%，2030年将达30%。 化工品需求增长带来能耗增加。石化产业是国民经济支柱产业，未来随着我国城镇化率提高、人均GDP提升、新业态新经济兴起，化工产品需求仍将持续增长。根据相关预测，2025年我国乙烯、对二甲苯（PX）产能将分别达到2020年的1.8倍和2.1倍；人均乙烯当量消费峰值预计在2035~2040年出现，约为当前的两倍；人均纤维消费量峰值预计在2035年前后出现，约为当前的1.5倍。此外，随着“双循环”新发展格局构建、科技创新引领作用凸显和新能源汽车等新行业发展，化工新材料和专用化学品产业将成为石化产业发展和转型的主要驱动力，石化产业链将向高端化、精细化、专用化等方向延伸，进一步延链补链强链。根据相关预测，“十四五”期间化工新材料产品年均增长率为6%~8%、高端塑料产品年均增长率约为8%。由于化工品生产能耗普遍较高，化工产能增加和高端化、精细化等发展趋势将进一步增加石化产业能耗总量，亟须通过用能结构电气化、供能结构清洁化等路径推动能耗与碳排放脱钩。 氢能将在能源转型过程中发挥重要作用。氢能作为一种清洁、高效、安全的二次能源，有高能量密度、可存储且无碳的特征，还能与多种能源耦合，为消除可再生能源波动提供储能手段。在能源转型过程中，氢能是最佳的碳中和能源载体。2022年3月，国家发展改革委发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，将氢能确定为未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业也被确定为战略性新兴产业，具有广阔的发展前景。世界能源理事会按氢气来源将氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢三类。灰氢由化石能源制氢获得，蓝氢由灰氢配套CCS（碳捕集与封存）获得，绿氢由可再生能源制氢获得。在碳中和推进过程中，绿氢随着生产技术不断进步和规模化应用，将逐步具备经济性，作为零碳能源的重要性将逐步显现。据预测，绿氢产业目前尚处于市场导入期，以建设示范项目为主；2030年氢能产值将达万亿元，加氢站绿氢供氢比例有望增至10%；2050年后，灰氢基本退出氢能消费市场；2060年绿氢在氢能供应中占比预计在75%~80%。 “双碳”政策推动石化产业绿色低碳转型。节能降碳政策持续影响石化产业。随着《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》两个重要政策文件的出台，碳达峰碳中和工作的总体部署和阶段性目标已明确，“1+N”的政策体系逐渐建立和完善，对石化产业围绕总量控制和产能提质也相继提出了明确要求。 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速，布局低碳化将成为高质量发展的重要路径。通过稳妥推进落后产能淘汰、发展具有竞争力的先进产能、改造提升存量产能等举措，石化产业将逐步完成布局低碳化。一要通过上大压小、淘汰落后等措施，有序推动炼油和化工产能整合；二要通过推广应用当前较为成熟且具备经济性的节能降碳技术，对存量产能进行全面提质挖潜。根据研究，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，而且是石化产业绿色低碳转型的关键。相关研究表明，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，打造优良的低碳流程基因可以从根本上降低企业碳排放，所以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、能源高效利用和实现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，如原油直接裂解/催化裂解，在原油资源匹配方面考虑适度轻质化，实现原油资源高效利用。 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。基于对全国十余套在运乙烯装置的碳排放数据分析，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。此外，采用乙烷为原料裂解生产乙烯的路线，乙烯收率可提高至70%，和传统石油基制乙烯路线相比，能耗下降约1/3。未来，石化产业应结合资源供应变化统筹优化优质轻烃资源，推动烯烃原料向轻质化、多元化方向发展。 发展生物燃料产能有利于实现能源多元化供应。生物燃料技术相对成熟，但当前生产成本较高，制约了产能发展，预计随着碳价走高，2030年生物燃料消费将达500万吨，2060年将达1000万吨，对石化产业来说是很好的转型机遇。 废旧塑料回收再利用是循环经济的重要组成部分。我国废旧塑料体量庞大，但当前回收率仅15%。据预测，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，将对一次塑料产能产生深远的影响。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，更具发展前景。中国石化石科院开发的废塑料化学循环技术可针对不同废塑料原料灵活选择不同的预处理技术路线，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，需要更强的政策支撑。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。 路径2：推进绿氢绿电耦合，实施绿氢炼化工程 “双碳”目标下，随着绿电制绿氢技术不断发展，未来氢能与电能的关联性将不断增强。绿氢与绿电协同耦合替代化石能源、重构炼化业务能源供给体系（简称“绿氢炼化”）将成为实现“双碳”目标的重要解决方案。绿氢炼化的内涵有四个方面：一是在氢气生产环节，绿氢逐步替代灰氢、蓝氢；二是利用绿电绿氢能源属性，减少用能环节碳排放；三是对工艺流程进行适应绿电绿氢的改造；四是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。实施绿氢炼化的重要保障和必要前提是稳步推动可再生能源利用。新能源发电量渗透率近中期将稳步提高，远期将加快提升并成为发电量主体。2022年底，我国可再生能源装机规模已突破12亿千瓦大关，占全国发电总装机容量的比重超过47%；预计到2030年和2060年，我国可再生能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68%和96%。 电价是制约绿氢发展的关键，根据研究，目前电价在绿氢总成本中占比70%~85%。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。据国际可再生能源署预测，2050年全球绿氢平均成本将比目前下降80%左右，绿氢将进入大规模应用和快速发展时期。 做好核能技术储备。2021年，我国核电装机容量达5326万千瓦，占总装机容量的2.2%，发电量4071.4亿千瓦·时，占总发电量的5.02%。目前我国核电已形成“三代为主、四代为辅”的发展格局，但由于核电技术安全投入大、度电成本高，核电乏燃料处理体系仍不完善，公众对安全性的担忧持续存在，影响了核电的建设发展。我国对核电的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，如高温气冷堆等。2030年核电规划装机容量达1.08亿千瓦，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。实施绿氢炼化的重要保障是推动传统热电业务转型。为满足生产环节热电需求，石化产业利用化石燃料自产热力，大多以汽定电，生产热电产生大量的碳排放。此外，石化产业热电业务单机规模小、能耗高、设备老化严重，且受政策限制，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达峰、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。 路径3：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。碳捕集和石化行业的关联度高，需要提早谋划、稳步发展。截至2022年底，我国已投运及规划建设的CCUS示范项目接近百个，已投运项目捕集能力约400万吨/年。因捕集过程能耗高，捕集成本约占总成本的70%~80%。当前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，密切关注地质、生物、化工新材料等领域利用技术进展，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。 2023年7月11日，“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道投运，打通二氧化碳捕集、驱油与封存一体化流程，为推进CCUS规模化发展提供了应用示范案例。中国石化成立碳科公司，为打造二氧化碳全产业链作出积极探索与实践。 结合绿氢产能发展预期，石化产业利用二氧化碳和绿氢制甲醇可能是碳利用关键路线之一。当前，高昂的绿氢成本是主要限制因素。考虑到未来煤制甲醇增加碳排放成本，2040年后绿氢制甲醇路线经济性将逐步显现。炼厂干气资源丰富，目前主要用于装置工艺燃料，碳排放较高。未来随着企业装置电气化改造，燃料气自用量将逐步下降，但炼厂气市场需求有限，需要提前谋划增值利用方式。 原载 2024年4月17日《中国石化报》第5版 责任编辑 雷 蕾 碳中和技术创新与产业布局 唐 纬 叶迎春（中国石化碳科公司） 近日，碳中和产业发展创新大会在南京举行。两院院士、行业专家汇聚一堂，解读碳中和领域前沿热点问题、探讨行业未来发展趋势，积极为推动碳中和产业高质量发展建言献策。 CCUS正实现规模化示范、产业化发展 “中国石化联合壳牌、巴斯夫、宝武等企业，在华东地区开展国内首个开放式千万吨级CCUS（碳捕集、利用与封存）研究项目，聚力推动华东地区现有产业脱碳，助力区域绿色低碳循环经济发展。”中国石化党组书记、董事长马永生在大会上的发言透露出一条重要信息：CCUS正在实现规模化示范和产业化发展。 中国工程院院士、中国石油科学技术协会主席孙龙德介绍，自2015年《巴黎协定》签署以来，全球CCUS产业迎来历史性转折，步入了经济效益与社会效益并重、双轮驱动的快速发展轨道，实现了显著增长。 截至2024年上半年，全球范围内已投入运行的CCUS项目总数达到89个，每年可捕集二氧化碳约5600万吨。这些项目不仅在数量上持续增长，而且在技术上实现了重要突破。捕集碳源逐步从传统的石油化工领域向电力、水泥、钢铁等更多高排放行业拓展，封存技术也日趋成熟，特别是咸水层二氧化碳封存技术深入发展，为CCUS规模化应用开辟了新路径。 我国CCUS技术发展势头迅猛。截至2022年底，全国范围内已投入运行的CCUS项目12个、在建项目接近100个，形成了多点开花、全面布局的良好局面。 中国石油早在1965年就在大庆油田建设CCUS项目，累计封存二氧化碳720万吨，还在巴西开展了两个400万吨级以上的封存项目，并在海南成功实施了国内首个咸水层二氧化碳注入项目，为CCUS技术的国际化应用与合作树立了典范。 中国工程院院士、中国石化首席科学家李阳介绍，中国石化积极推动CCUS技术发展，已建成一个平台（CCUS重点实验室），正在推进两项工程（胜利油田驱油封存项目、华东地区国内首个开放式千万吨级CCUS研究项目）。 二氧化碳驱油与封存协同技术是中国石化的一大亮点，能够高效利用捕集的二氧化碳进行油田驱油作业，提高油气采收率。中国石化与壳牌、巴斯夫、宝武等企业联合开展的开放式千万吨级CCUS研究项目，汇聚多方优势资源，探索经济可行的商业模式，将为全球CCUS产业发展提供重要参考和借鉴。 在技术推广方面，中国石化不断优化完善不同排放源的捕集技术、管道输送技术，以及二氧化碳驱油和封存技术，将进一步降低CCUS项目成本、提高经济性、增强市场竞争力。此外，中国石化重点研究的二氧化碳驱水与封存的协同技术，对于我国缺水地区具有重要意义。 中国科学院院士、清华大学化学工程系教授费维扬提出，目前低浓度二氧化碳捕集技术受高昂成本限制，仍面临诸多挑战。2014年，加拿大建成了100万吨/年低浓度二氧化碳捕集驱油项目，到2022年仍未达到设计标准，这一实例显示出当前低浓度二氧化碳捕集技术在实践中的瓶颈，也揭示了深入研究和创新的必要性。 低浓度二氧化碳捕集技术的发展对于我国的意义尤其重大。我国燃煤电厂烟道气中二氧化碳的浓度仅在12%左右，但排放总量大，接近全国二氧化碳排放量的50%。据国际能源署（IEA）估算，燃煤电厂实施CCUS技术的捕碳成本约为每吨60美元，这一数字凸显了开发大型化、低成本且安全可靠的CCUS技术的紧迫性。 国内外的众多研究表明，化学吸收法因相对成熟的技术体系和经济性备受市场关注。目前，清华大学已成功开发了再生能耗较低的新型复合化学溶剂，而且针对捕集设备设计优化、填料性能提升等制约工业化应用的关键因素进行了广泛探索。这些研究成果逐步应用后，有望为低浓度二氧化碳捕集技术的成本降低和效率提升提供有力支持。 在二氧化碳捕集设备的研发与优化上，华东理工大学取得了突破性进展。中国工程院院士、华东理工大学资源与环境工程学院院长汪华林介绍，研究核心在于利用旋流器强化二氧化碳捕集效率。在洗涤、吸收、再生和转化过程中，通过旋流器和现有设备结合，不仅能降低捕集能耗，而且可将设备占地缩减至现有的1/5。例如，用旋流器代替现在的吸收塔，可以把100万吨/年二氧化碳捕集装置关键设备的高度从原来的40~50米大幅降至10米甚至8米，实现设备紧凑化与高效化的双重目标；结合旋流器技术，能有效降低再生过程所需的温度，进一步节约能源成本；旋流器与过滤器的创新组合技术，可使二氧化碳分离精度达到微米级，提高捕集纯度，且成本仅为膜分离技术的1/5~1/3，为二氧化碳捕集技术的经济可行性开辟了新路径。 中国石化碳科公司党委书记、董事长叶晓东介绍，我国碳排放企业广泛分布、地域跨度大且相对分散，急需探索二氧化碳化工利用、矿化利用的实现路径，抢占绿色转型先机，引领行业向低碳环保方向发展。2024年5月8日，由碳科公司牵头的10万吨/年二氧化碳化学链矿化利用技术工业示范项目通过工艺包审查。该项目采用新型二氧化碳化学链矿化利用技术，二氧化碳吸收率大于90%，在实现永久固碳的同时，可解决传统矿化技术经济性差、无法大规模工业化应用的难题，已入选国家发展改革委首批《绿色低碳先进技术示范项目清单》。 围绕CCUS的未来发展，李阳介绍了中国石化的整体部署。一是致力于研发并构建一系列低能耗、低成本的捕集技术体系，涵盖前沿领域，如直接空气捕集、捕集与转化一体化技术，以及化学与生物转化技术的深度融合创新，从源头降低碳捕集的成本与能耗。二是积极构建源汇优化的驱油封存中心，通过科学规划与优化布局，实现二氧化碳高效捕集与封存利用，特别是与石油开采深度融合，既促进油气资源开发，又推动实现碳减排目标。三是携手国内外相关企业和组织，共同发起组建CCUS国际封存技术创新合作组织，加强国际交流与合作，共同应对气候变化挑战，持续推动CCUS技术进步，并创新探索国际合作模式。 “电-氢-储”联动期待变革性技术 中国科学院院士、重质油全国重点实验室主任徐春明介绍，能源结构转型是必然的，未来以可再生电力为主的绿电、绿氢的应用将成为必然发展趋势，同时也将带来新的技术路线和需求，特别是以绿电烯和绿电氨为主要内容的绿电驱动的化工过程。 随着新技术和需求的产生，变革性的工艺和路线也会相继出现。徐春明提到，如今话题大热的电烯过程备受国内外关注，其采用电加热替代传统烧油烧气的加热方式，可显著降低乙烯生产能耗。现在每生产 1吨乙烯需要消耗0.5~0.6吨燃料油，并排放二氧化碳。如果能以简便快速的绿电加热替代常规加热炉供热，就可以非常灵活地将很多低价值的副产品，如丙烷、低碳烃、芳烃等转化成丙烯、乙烯、丁二烯等，不但有减碳的贡献，而且在成本上有竞争优势。但实现这一转变面临诸多挑战，包括传热机制、装备材料的革命性变化，以及电磁强化功能的研发与新装备的设计制造等。 绿电氨也是当前重要的研发方向。传统合成氨能耗高、排放大，新路线探索采用电热水结合烟气变压吸附技术，这个过程可以不消耗任何化石能源，完全利用绿电，将原来高能耗、高排放的过程转变为低能耗甚至没有排放的绿色过程。合成氨可以作为储氢的介质，也可以作为液体绿色燃料。如果打通这个化工过程，将为绿电的大规模消纳和绿电氨生产提供新的变革性技术。目前，1万吨/年绿电绿氢生产合成氨示范项目正在建设中。 徐春明说，氢能将在未来能源生产和消费中扮演重要角色，氢能产业化应用也非常重要。上游制氢环节有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢等方式，其中，绿电制氢过程不会排放温室气体，且得到的氢气纯度高，是未来制氢的主要方向。中游储运加氢环节，无论是高压气态、液态、固态储氢，还是管道输氢，都比较依赖制氢和用氢的场景。下游用氢环节，燃料电池是重要的应用场景。目前，我国已初步掌握了燃料电池电堆、动力系统、核心部件、整车集成技术。其中，电堆产业发展迅速，但多以集成生产为主，动力系统及整车产业发展较好，配套厂家较多且生产规模较大，但核心部件对外依赖度较高，这也是当前制约产业发展的关键。 中国石油大学重质油国家重点实验室在氢能方面也做了一些基础研究，如固态储氢方面，针对金属氢化物做了一些前期工作，其中核心的储氢罐可在低压和常温下实现一定规模的储氢；氢冶金方面，以氢气为还原剂的短流程路线则可以大幅减少碳排放。 电能和氢能的前景虽然广阔，但其波动性也会导致新的问题。为实现大规模消纳和利用，电网级储能及新储能方式至关重要。传统储能方式受地域限制，需采取灵活智能手段与化工耦合。大规模储能成本高昂，液流电池成为首选。全钒液流电池已商业化，但成本和可靠性仍需优化。徐春明认为，未来铁-铬液流电池可为大规模储能提供低成本新选择，实现“电-氢-储”联动，从根本上推动实现低碳或无碳能源。 碳金融成为市场驱动下的减排新动力 碳排放权具有金融资产属性。 2023年，美国电动汽车制造商特斯拉依靠卖碳排放积分获得了17.9亿美元，创历史新高。2023年，碳科公司与系统内32家企业签订代理协议，通过碳排放权交易（简称“碳交易”）帮助系统内控排企业按时履约，有效降低了成本。 2024年8月2日，碳中和产业发展创新大会发布了中国石化首批碳金融专项贷产品，最大限度为控排企业提供更加贴近、精准、持续、便捷的融资服务。 我国碳市场由全国碳排放权交易市场（简称“强制碳市场”）和全国温室气体自愿减排交易市场（简称“自愿碳市场”）组成。两个碳市场既各有侧重、独立运行，又互补衔接、互联互通，共同构成了全国碳市场体系。 碳排放权交易市场参与主体目前主要是具有控制温室气体排放法律义务的排放企业，由政府向这些企业分配碳排放配额，并规定企业向政府清缴与其实际排放等量的配额。清缴后的盈余配额可以通过强制碳市场交易获益，配额不足的则需要购买，从而实现激励先进、约束落后的政策导向。 目前我国强制碳市场发展情况究竟如何？全国强制碳市场、上海环境能源交易所股份有限公司总经理刘杰先介绍，我国开启强制碳市场3年来，碳现货成交量保持全球第一。2023年成交量较2021年增长了23%，配额交易和现货交易超过欧盟、韩国。二氧化碳排放权开盘价人民币48元/吨，最低下探到40元/吨，2024年4月达到最高价104元/吨。 5月1日，《碳交易管理条例》正式实施。上海环境能源交易所将据此进行所有交易规则包括配套制度的完备，同时拓展市场功能，在未来两三年，将包括钢铁、石化在内的行业逐步引入全国强制碳市场，还将开展衍生品探索，交易主体也会引入大型投资机构。同时，绿色供应链体系标准制定等工作也在有条不紊地推进。2023年，已推出两个氢能方法学，目前正在申请相关机制。 自愿减排交易市场的目的是鼓励各类主体自主自愿地开展额外的温室气体减排行动，产生的减排效果经过科学方法量化核证后，通过市场出售，获取相应的减排贡献收益。自愿减排项目需要满足额外性、真实性、唯一性三个条件，且自愿减排交易必须有已经发布的方法学量化核证后的减排效果。 2024年1月22日，全国温室气体自愿减排市场启动。北京绿色交易所有限公司董事长王乃祥介绍，北京绿色交易所承建了全国统一的自愿碳市场，已形成了“1+1+4”的制度体系和“2+2+N”的管理机构。目前，国家核证自愿减排量（CCER）首批方法学已发布4个，今后随着需求增长还会继续发布。 “要建设更加有效的自愿减排市场，就必须开展多元化主体的探索，扩大规模、扩大参与主体、拓展消纳渠道。”王乃祥说。 原载 2024年9月23日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 能耗双控逐步转向碳排放双控 王 盼（中国石化经济技术研究院） “十四五”时期，我国进入新发展阶段，必须在新发展理念引领下构建新发展格局，着力推动高质量发展。在体制机制层面，随着《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等文件相继出台，我国建立完善了双碳“1+N”政策体系，开启了经济社会发展全面绿色低碳转型的新篇章。在此背景下，能源消费强度和总量双控制度同步调整完善，为统筹处理好发展与减排、整体与局部、短期与中长期等关系提供了制度依据，对我国能源体系平稳绿色转型起到了积极的引导和促进作用，也为碳排放总量和强度双控制度实施奠定了必要基础。 能耗双控制度是如何提出与演变的？ 能耗双控制度起源于“十一五”时期的节能减排政策，至今经历了能源消费强度控制、能源消费强度和总量双控、能耗双控向碳排放双控转变三个阶段。 建立：能源消费强度控制阶段 21世纪以来，我国经济快速增长，“十五”期间GDP年均增速接近10%，带动能源消费以年均12%以上的速度猛增至26亿吨标准煤，约为1998年能源消费总量的两倍。这种粗放型经济增长方式造成了资源浪费和生态破坏，严重制约了国民经济的可持续发展。 2006年，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出建设资源节约型、环境友好型社会，首次设定“单位国内生产总值能源消耗比‘十五’期末降低20％左右”的约束性目标，能源消费强度控制政策正式确立。 健全：能源消费强度和总量双控阶段 2011年，《能源发展“十二五”规划》首次提出“实施能源消费强度和总量双控制”，在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》设定的“单位国内生产总值能源消耗降低16%”的约束性目标基础上，增设了2015年能源消费总量控制在40亿吨标准煤的预期性目标，并要求把能源消费总量控制目标落实情况纳入各地经济社会发展综合评价考核体系，实施定期通报制度。 在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，2015年，党的十八届五中全会首次正式提出实行能耗总量和强度双控。2016年，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》明确要求到2020年单位GDP能源消耗降低15%、能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内。《能源发展“十三五”规划》将能耗双控作为经济社会发展的重要约束性指标，建立指标分解落实机制，同时要求每季度发布能耗双控“晴雨表”。 转型：能耗双控向碳排放双控转变阶段 “十四五”以来，我国全面启动碳达峰碳中和行动，能耗双控制度既要服务“双碳”大局，又要统筹好发展和安全，制度的科学性、系统性、协同性显著增强。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》在能耗双控方面设定了2025年能源综合生产能力大于46亿吨标准煤、单位GDP能源消耗降低13.5%、单位GDP二氧化碳排放降低18%等约束性指标，在碳排放双控方面提出实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度。为助力规划目标的实现，国家发展改革委印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，实行能耗强度降低基本目标和激励目标管理，对达到激励目标的地区免予考核能源消费总量，并在政府层面推行用能指标市场化交易，建立能源消费总量指标跨地区交易机制。这些新政策将能效优先和保障合理用能、服务经济发展等目标有机结合起来。 2021年是“十四五”开局之年，也是“双碳”元年，有些地方出现了虚喊口号蜂拥而上，或是目标过高脱离实际的“运动式”减碳乱象，叠加疫情后经济重启、极端天气等因素，煤炭市场一度供不应求、价格飙升，能耗双控考核预警更是引发多地以限电停产等“一刀切”方式控制能耗。下半年起，国家及时开展政策纠偏，12月召开的中央经济工作会议强调“‘双碳’工作不可能毕其功于一役”，并首次提出“创造条件尽早实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变”。 为进一步增强能耗双控制度与“双碳”目标的衔接，消除体制机制层面对碳排放统计方法、评价标准、碳减排约束激励等事项规范不到位等弊端，2022年，《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》等政策酝酿出台。2023年，中央深改委会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，提出坚持先立后破，完善能耗双控制度，持续加强碳排放双控基础能力建设，分阶段推动能耗双控转向碳排放双控。 能源化工产业如何更好地推进转型？ 作为能源的供给者，能源化工产业要扛稳保障国家能源安全责任，确保能源充足稳定、绿色高效供给。预计到“十五五”末，为服务支撑经济社会高质量发展，我国能源消费总量、天然气消费量和非化石能源消费量都将保持增长，石油消费量也将维持在8亿吨左右的高位。因此，能源化工产业需持续增强能源供应保障能力，特别是石油、天然气等对外依存度较高的能源品种的自主保障能力。与此同时，要全方位推进能源产品洁净化、生产过程低碳化，着力降低化石能源利用的碳排放水平；持续完善化石能源产供储销体系建设，以及异质能源系统耦合机制的建立健全，避免能源领域的单点问题引发经济社会的重大风险。 作为能源的消费者，要持续推进产业结构优化调整和用能结构清洁转型，加快实现用能管理和碳排放管理衔接。从全国总体来看，一方面，能源化工产业的能源消费总量偏大、高碳化石能源使用偏多、电气化转型难度偏高，需要因地制宜探索氢能替代、绿电交易、CCUS兜底等多元化转型路径；另一方面，能源化工产业的用能形式和碳排放更复杂，既有燃料用能又有原料用能，既有燃烧排放又有过程排放，亟须抓住能耗双控向碳排放双控转变的政策窗口期，建立完善碳排放计量监测、统计核算、考核管理等制度。 作为“双碳”行动的贡献者，要积极推动行业层面、企业层面和产品层面的碳排放统计核算方法体系建设。能源化工产业的碳减排行动对于全社会绿色低碳发展发挥着重要的引领作用。一是要科学研究制定电力、石化、化工等行业碳排放核算与评价的方法与标准，摸清碳排放底数与减排潜力、路径；二是要合理规范能源化工企业碳排放核算方法与监管机制，特别是完善碳市场、绿电市场等交易活动在能耗双控和碳排放双控下的认证机制；三是要逐步健全合成氨、甲醇、乙烯等重点产品的生产过程碳排放核算方法，以及产品碳足迹评价标准与认证体系。 作为高质量发展的参与者，要加快实现能源化工产业自身的高质量转型与发展。我国能耗双控制度的实施与调整，以推动高质量发展为总要求。能源化工产业作为国民经济中重要的基础性产业，在新型工业化、产业链供应链建设中承担着重要职责，预计产业规模将进一步扩张，能源需求和碳排放仍有增长潜力。因此，更要坚持创新驱动、价值引领，着力补链、强链、延链，提高产品附加值，提升高端产品市场竞争力，不断降低能源化工产业的能耗强度和碳排放强度。 原载 2024年1月15日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 碳市场建设助推绿色低碳转型 魏佳琪（中国石化报社） 我国自2011年起先后建立8个试点碳市场，2021年7月16日全国碳市场启动上线交易，首批纳入2162家发电企业，2021年覆盖排放量超45亿吨。截至2023年12月31日，全国碳市场碳排放配额累计成交4.42亿吨，累计成交额249.19亿元。全国碳市场制度框架初步建立，制度规则的科学性、合理性和可操作性全面提升，数据质量大幅提高，企业碳减排意识和能力明显增强，有力支撑我国“双碳”工作沿着“1+N”政策体系确定的方向和路径持续推进。《中国碳市场建设成效与展望（2024）》预测，到2030年底，全国碳市场配额成交均价预计突破200元/吨，中国核证自愿减排量（CCER）成交均价预计升至150元/吨。 六大建设成效：制度框架初步形成，低碳意识大幅增强 通过近10年的试点实践及近3年的集中攻坚，全国碳市场已初步形成了要素完整的全流程制度框架，各责任主体分工进一步明确，支撑平台安全高效运转，碳排放数据质量大幅提高， 碳价格发现机制初步形成，碳减排激励约束机制初显，全社会低碳意识大幅增强，共同推动低成本减排目标的实现。与此同时，全国碳市场在当前阶段仍存在覆盖行业类型单一、交易产品种类单一、 配额发放滞后、市场流动性不足等问题，迫切需要结合“双碳”目标与我国国情进一步完善全国碳市场制度体系。 全流程制度体系基本建立 全国碳市场制度规则的科学性、合理性和可操作性全面提升。我国已建立起全球覆盖二氧化碳排放量最大的碳市场，近3年全国碳市场相关管理制度及技术性文件陆续出台，核算、核查、配额分配方法不断优化，集“数据报送-监测、报告与核查（MRV）机制-配额分配-市场交易-配额清缴-违规处罚”于一体的全流程制度框架基本形成，全国碳市场管理平台、全国碳排放权注册登记系统（湖北）、全国碳排放权交易系统（上海）、全国温室气体自愿减排交易系统等支撑平台相继完成构建并安全高效运行，以实际行动支撑我国高质量实现碳达峰碳中和目标。 碳价格发现机制初步形成 全国碳市场整体运行平稳有序，交易价格稳中有升。配额成交均价从第一个履约周期的42.85元/吨上涨到68.15元/吨，未出现剧烈波动，碳价格发现机制初步形成。碳市场促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现，有效发挥了碳定价功能，并为企业长期碳资产管理与减排投入提供了成本参考。 碳排放数据质量大幅提高 全国碳市场有力推动了企业碳排放数据的精细化管控，数据质量控制体系初步建立。纳入碳市场管理的企业，其内部数据管理体系逐步建立完善，碳排放精细化计量水平全面提升。燃煤元素碳含量实测率大幅提高，2023年100兆瓦等级及以上燃煤机组已基本实现全部实测，为掌握发电行业碳排放基数、摸清不同煤种差异奠定了扎实基础。企业碳排放核算数据的真实性、准确性、规范性大幅提高，有力支撑了市场交易的准确性与公平性。 碳减排激励约束机制初显 全国碳市场通过完善配额分配、强化违规处罚等措施，碳减排激励约束机制初显。作为一种激励驱动的市场化环境管理政策， 有效的激励机制和严格的惩罚机制是保障碳市场健康运行的基础。基于强度控制设计配额分配基准线，最大限度鼓励单位发电碳排放强度低的机组，同时配额分配发挥鼓励大容量、高能效、低排放机组承担热电联产任务机组的政策导向作用。企业通过节能减排、优化管理等措施实现的减排量在碳市场中将得到经济激励，高排放企业（通常配额短缺）则需要付出额外成本在市场中购买配额完成履约任务，起到明显的激励约束作用。 推动绿色低碳高质量发展 实施碳交易将碳减排责任落实到企业，促进企业加快绿色低碳转型。对于纳入全国碳市场的发电企业，通过实施配额管理降低企业发电碳排放强度。2022年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为300.7克/千瓦·时，较2020年降低1克/千瓦·时。全国单位发电量二氧化碳排放541克/千瓦·时，较2005年降低36.9%，电力碳减排取得显著成效，实施碳交易是重要的促进因素之一。全国碳市场引入核证自愿减排量用于抵销配额清缴，进一步降低企业履约成本，减轻企业负担。通过配额清缴抵销机制为189个CCER项目的业主或相关市场主体带来收益9.8亿元，极大鼓励了水电、风电、甲烷利用、光伏发电等自愿减排项目，为推动我国能源结构调整、完善生态补偿机制发挥了积极作用。 全社会绿色低碳意识增强 通过实施碳交易，在全社会形成“排碳有成本、减碳有收益”的低碳发展意识。2023年，全国超过6000家重点排放单位组织编制企业温室气体排放报告，省级主管部门组织核查机构逐家核查，对完善全国碳排放统计核算体系、建立碳排放基础数据库发挥了重要作用。企业更加重视碳资产管理，采取成立碳资产管理公司或管理部门、委托管理等不同方式加强碳资产管理，构建企业碳资产管理资金池，强化人员能力建设，积极开发相关碳金融业务。 六大发展方向：逐步扩大行业覆盖范围，持续优化完善制度体系 预期全国碳市场将进一步扩大行业覆盖范围，“十四五”期间率先纳入水泥、民航、电解铝行业，“十五五”期间梯次纳入钢铁、造纸、玻璃、石化和化工等行业 国内外成熟的碳市场均纳入丰富的行业主体，当前仅中国、印尼碳市场纳入发电行业，交易主体相对单一，纳管企业的工艺流程与产品有较强的同质性，不利于碳减排激励机制的形成及合理碳价的发现。逐步扩大碳市场行业覆盖范围是完善碳市场的重要途径，丰富的行业主体有利于提升碳市场整体影响力，压实不同行业的碳减排责任， 提高市场交易活跃度，推动发现合理碳价。 基于不同行业的温室气体排放体量、数据质量基础、MRV与配额分配方法成熟度及各行业边际减排成本综合分析，预期全国碳市场将于“十四五”期间率先纳入水泥、电解铝和民航三个行业， 碳市场覆盖的企业数量由当前2200余家提升为3500余家，年覆盖二氧化碳排放量由50亿吨上升至64亿吨，覆盖排放量在全国二氧化碳排放量中的占比将由42%提高至53%。配额流动性预计明显提高， 配额成交均价预计突破105元/吨，CCER成交均价预计突破80元/吨。 “十五五”期间将梯次纳入钢铁、玻璃、造纸、石化和化工等行业，到2030年底，全国碳市场覆盖企业数量将提升至5500家，年覆盖二氧化碳排放量将突破86亿吨，在全国二氧化碳排放量中的占比提高至74%。配额成交均价预计突破200元/吨，CCER成交均价预计上升至150元/吨。随着全国碳市场覆盖范围进一步扩大，碳市场影响力将显著提升。 预期配额分配机制将进一步优化，配额“事后分配”将转变为“事前分配”，2025年前引入有偿分配机制并将完善资金使用形式 配额分配方案确定后对企业影响较大，社会关注密切。当前全国碳市场配额分配方案发布和配额发放日期滞后，降低了企业制订配额交易计划的长期预期。预计全国碳市场将在2025年前彻底转变以往配额“事后”分配的机制，2024年起建立未来3~5年的配额分配机制，增强配额分配预期性。 此外，全国碳市场第一、第二个履约周期配额全部免费发放，尚未引入有偿分配机制。国内外成熟的碳市场均较早引入有偿分配机制， 并逐步提高有偿分配比例。配额有偿分配是“污染者付费”基本原则的体现，在配额免费发放的基础上引入部分有偿分配，有利于促进碳市场形成合理碳价，提高二级市场交易活跃度。预计全国碳市场于2024年起在发电行业首先引入配额有偿竞拍机制，初期竞拍比例为5%~8%，并逐步提高该比例。同时完善配套制度标准，明确配额拍卖形式、成交规则、准入规则、实施平台、拍卖频次等要点，并逐步将拍卖所得用于支持企业碳减排、碳市场调控和碳市场建设等方面。 预期履约机制将进一步调整，配额预支机制或将取消，2024年有望明确结余配额结转规定，为企业碳资产管理提供长期预期 为缓解配额短缺企业的履约压力，2021年、2022年配额分配方案创新性提出配额预支政策。配额预支机制作为暂时性的纾困政策，有效缓解了企业履约压力，保障了碳市场强制履约政策的执行，但实际操作难度较大，不利于促进企业自主碳减排，且“寅吃卯粮”的做法不宜作为长效机制保留。因此预计在2024年及以后，全国碳市场将取消配额预支机制。 配额结转机制是碳市场配额管理的重要组成部分，结转规定对未来碳市场配额供需、配额价格等均将产生影响。无论配额结转与否，都需要尽早释放明确的政策信号。全国碳市场尚未明确结余配额的结转方式与使用期限，导致企业缺乏长期且稳定的政策预期，不利于统筹碳减排计划与交易安排，市场观望情绪较重。国内外成熟的碳市场均出台了结余配额结转政策，并在实践中不断优化调整。预计2024年全国碳市场出台结余配额结转规定，明确结余配额条件、使用期限，并制定配套管理政策。 预期碳市场管理条例将于2024年出台，造假行为将面临更高的处罚，其他行业核算、核查、配额分配方法均将逐步出台或修订 当前，全国碳市场运行的最高层级依据是生态环境部规章《碳排放权交易管理办法（试行）》，文件规定内容较为局限，对违规行为的处罚力度不大，缺少法律依据。出台《碳排放权交易管理暂行条例》有利于弥补全国碳市场法律法规的缺失、加大对违法违规行为的处罚力度。预计《碳排放权交易管理暂行条例》将于2024年出台，作为全国碳市场建设最高层级的行政法规保障碳市场健康运行。条例将加大对碳市场参与主体主观数据造假和违规交易的处罚力度，加大对未按要求在规定时间内足额完成履约的处罚力度，加大对碳市场第三方技术服务机构欺诈、恶意串通、散布虚假信息等违规行为的处罚力度。 同时，生态环境部于2023年10月18日出台《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》，明确了2023~2025年建材、钢铁、有色等重点行业企业温室气体排放报告与核查有关重点工作要求，并提供了水泥、电解铝和钢铁行业企业温室气体排放核算与报告填报说明。随着全国碳市场扩大行业覆盖范围的工作加速推进，预计2024~2025年水泥、电解铝、钢铁、石化、化工等行业的核算指南与核查指南仍将进一步修订，同时行业配额分配方法也将逐步出台，保障碳市场扩大行业覆盖范围工作有序开展。 预期企业对CCER需求将进一步提高，2024年多项方法学将集中发布，CCER抵销配额清缴的上限仍将维持在5% CCER是碳市场重要的外部补充机制，丰富了交易产品，解决了可再生能源、林业碳汇、甲烷利用、节能增效等对减碳增汇有重要贡献的行业无法通过市场机制获得减排经济回报的问题。随着CCER方法学和项目审批的重启，预计2024年将有更多方法学得到修订并发布，生物质能（垃圾焚烧发电、秸秆焚烧发电等）、甲烷利用、甲烷减排等相关项目有望较早受益。 与此同时，碳市场在纳入更多行业和交易主体后，预计会增加CCER的购买需求，推动CCER交易的发展。随着碳价升高，CCER价格将有上升趋势。当前，重点排放企业可以使用CCER抵销配额清缴，且抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。为保证全国碳市场配额稀缺性，发挥碳市场减排效力，预计未来CCER抵销比例仍将保持在5%。 预期我国将加快推进全国碳市场与国际碳市场的连接，促进技术、方法、标准、数据互认互通，增强全国碳市场的国际影响力 应对气候变化是全球性的共同挑战，预计我国将进一步加强与国际碳交易体系间的政策协调，不断提升碳定价能力，提高在全球碳交易体系中的参与度与竞争力。在标准体系方面，预计将加快推进企业碳排放在线监测试点，推进MRV体系、配额分配方法等相关技术、方法、标准与国际碳市场接轨，促进数据互认互通。 在碳信用方面，预计全国碳市场将加强国际碳信用市场发展趋势跟踪研究，积极借鉴国际规则和经验，不断完善我国温室气体自愿减排管理机制。开展CCER跨境交易风险分析及管理规则研究，提高CCER国际认可度，推进CCER参与国际交易，与海外碳市场形成连接。 原载 2024年4月1日《中国石化报》第5版 责任编辑 魏佳琪 数据要素成为引领石油石化行业 创新发展的重要力量 王 鹏（北京市社会科学院） 在数字化转型和智能化升级的大背景下，数据要素在石油石化行业中的作用愈发显著，成为引领行业创新发展的重要力量。 数据要素作为通过先进数字化手段获取、整合、分析和应用的信息资源，正以其独特的方式为石油石化行业的进步提供坚实的数据支撑。它不仅能够帮助行业优化生产流程、提升生产效率、降低运营成本，还能在资源配置、市场分析、风险管理等关键环节发挥关键作用。随着全球对绿色低碳发展理念的深刻理解和实践，数据要素在推动石油石化行业绿色低碳转型中也扮演着举足轻重的角色。通过充分发挥数据在提高生产效率、预测与预防、精细化管理，以及创新驱动等方面的潜力，可以推动石油石化行业的数字化转型和升级发展，为行业注入新的活力和动力。 石油石化行业数据要素改革的必要性 政策引领数据要素改革。随着信息技术的飞速发展，数据已成为新时代的“石油”。在国家的战略布局中，数据要素的重要性日益凸显。国家发布的“数据20条”，明确提出了加快构建数据基础制度，促进数据要素高效合规流通使用，赋能实体经济，标志着数据要素改革已进入实质性阶段。此外，“数据要素X”的提出，进一步明确了数据要素在经济发展中的核心地位。财政部出台的数据资产管理指导意见，则为企业数据资产的管理和应用提供了指导方向。这一系列政策举措表明，数据要素改革不仅是国家层面推动经济社会发展的重要战略，也是石油石化行业转型升级的必然选择。 行业面临数据孤岛与资源整合的迫切性等挑战。石油石化行业作为国民经济的重要支柱，其生产过程中产生的数据量庞大且复杂。这些数据包括结构化数据和非结构化数据，涵盖了设备数据、生产数据、供应链数据和销售数据等多个方面。这些数据不仅是企业生产经营的重要依据，也是推动行业创新发展的关键资源。然而，由于石油石化行业以国企央企为主，内部系统相对封闭，导致数据资源的利用和共享存在诸多障碍。多数企业的开采生产数据自成一体，虽然不存在权属争端，但数据孤岛现象普遍。同时，化工企业的业务特殊性决定了其数据管理的复杂性。自动化系统产生的庞大数据需要得到有效的整合和分析，以支持企业的决策和运营。然而，许多企业的数据存在量大、存储格式复杂、分散、类型繁多等问题，导致数据应用困难。面对这些挑战，石油石化行业急需通过数据要素改革来打破数据孤岛，实现数据的互联互通和共享应用。这不仅可以提高数据资源的利用效率，还可以推动行业的数字化转型和智能化升级。 数据需求驱动数字化转型是难得的转型机遇。在当今时代，石油石化行业正迎来数字化转型的浪潮，科技的飞速发展极大地推动了行业的数字化进程。随着数字化水平的不断提升，对数据的依赖和需求也日益显著。从生产过程的实时监控到市场分析，再到产品创新的推动，每一个环节都离不开大数据的支撑。 数字化转型不仅是行业发展的必然趋势，更是企业提升竞争力的关键。通过深度挖掘和分析数据，企业能够更精准地洞察市场动态，优化资源配置，提升生产效率，进而增强自身竞争力。此外，通过数据优化，企业还能实现资源的高效配置，推动行业的绿色低碳发展。 数据要素在石油石化行业的作用 在全球能源结构转型和技术革新的双重推动下，石油石化行业正迎来一个以数据为核心驱动的全新时代。数据要素作为这场变革的“燃料”，正逐步渗透到行业的每一个角落，引领着生产效率的提升、预测与预防的加强、精细化管理的深化，以及创新驱动的加速。 数据要素驱动生产效率的飞跃。在石油石化行业，大数据与云计算技术的深度融合正引领着生产效率的飞跃。近年来，石油石化行业紧跟能源行业转型升级的步伐，积极推动数智技术与生产经营的深度融合。大数据、云计算、人工智能、区块链、物联网等数智技术已广泛应用于石油石化全产业链的各个环节，催生了一系列具有自主知识产权的大型工业软件。智能油气田、智能炼厂、智慧管网、智能制造和智慧销售等成果显著，数字化转型和智能化发展取得了令人瞩目的成效，为石油石化行业的转型升级注入了强大的动力。 数据要素赋能预测与预防能力的提升。在石油石化行业中，预测与预防能力是保障安全生产的关键。通过收集和分析历史事故数据、设备运行数据，以及环境数据等，企业可以构建出精准的风险预测模型，提前识别潜在的安全隐患，并采取相应的预防措施。这不仅可以降低事故发生的概率，还可以减少事故带来的损失。此外，数据还可以用于预测设备的维护周期和维修需求。通过对设备运行数据的实时监控和分析，企业可以预测设备可能出现的问题，提前进行维修和更换，避免设备故障对生产造成的影响。 数据要素引领精细化管理的深化。在石油石化行业中，精细化管理是提高企业竞争力和盈利能力的重要手段。通过构建完善的数据管理体系，企业可以实现对生产、销售、物流等各个环节的精细化管控。例如，在销售方面，企业可以通过销售数据分析，了解产品的市场需求和消费者偏好，从而调整销售策略，提高市场占有率。在物流方面，企业可以通过物流数据分析，优化物流配送路线，降低物流成本，提高物流效率。在供应链管理方面，企业可以通过供应链数据分析，了解供应商的生产能力、产品质量和交货时间等信息，从而优化供应链布局，提高供应链的可靠性和稳定性。 数据要素驱动创新加速。随着人工智能、机器学习等技术的不断发展，数据已经成为推动行业创新的重要动力。通过对海量数据的深度挖掘和分析，企业可以发现新的业务模式、新的技术应用，以及新的市场机会。正如中兴通讯股份有限公司副总裁陆平所提到的，企业可以通过构建大模型来判断和预测未来的市场趋势和业务机会。这需要企业拥有强大的基础设施和推理平台来支持大模型的应用。同时，企业还需要加强“AI+能源”复合团队的建设，推动技术栈的自主可控，确保技术的稳定性和可靠性。然而，要充分发挥数据要素在石油石化行业中的作用，还需要解决一些挑战与问题。如中国工程院院士刘合所指出的，当前大模型开发应用过程中存在数据比较零散、标准不统一、数据孤岛严重及人才缺乏等问题。为了解决这些问题，企业需要加强数据标准化和共享机制的建设，加强人才培养和引进，推动技术的自主可控和创新发展。 数据要素改革方向 在石油石化行业，数据要素改革正成为推动行业创新发展的关键力量。改革的方向可以从自用、他用和公用三个角度来阐述。 自用——数据驱动能效提升与业务流程优化。数据要素改革要着眼于企业自身的发展需求。通过深入挖掘和分析企业内部数据，企业可以精准掌握生产过程中的能效状况，进而提示样本能效，优化业务流程，降低损耗和成本，增加效益。例如，在石油炼化过程中，通过对生产数据的实时监控和分析，企业可以及时发现生产过程中的异常情况，调整生产参数，提高产品质量和生产效率。同时，企业还可以利用数据分析技术，优化生产计划和库存管理，降低库存成本，提高资金周转率。 他用——数据赋能行业生态与宏观决策。除了自用外，数据要素改革还应关注行业生态和宏观决策的需求。石油石化行业是一个庞大的生态系统，涉及众多相关企业、区域和政府部门。通过数据共享和协同，可以形成一些具体的行业应用场景，如贷款、行业发展情况了解、宏观调控等。以国家能源集团的“数据要素驱动多式联运运输装备数智协同制造”项目为例，该项目通过打破数据壁垒，实现运输装备制造与服务业的协同，优化运输组织，提高运输效率，减少无效运输和空驶，生产效能提升超10%，年节约社会综合运输成本14.2亿元。这不仅提升了企业自身的竞争力，也为整个行业的健康发展注入了新的活力。 公用——构建可信数据空间促进行业发展。在公用方面，数据要素改革应致力于构建可信数据空间，促进数据共享、协同和训练行业大模型。通过搭建数据共享平台，可以实现相关企业、区域和政府部门之间的数据互联互通，为行业发展提供有力支持。同时，通过训练行业大模型，可以深入挖掘数据中的价值信息，为行业创新提供新的思路和方法。以国家能源集团的“祝融云”和“能源信链”两大平台为例，这两大平台通过一体化管控模式，释放能源产业价值，为煤炭、电力、化工、运输等领域提供全面云服务。同时，为确保云上数据安全与高效协作，国家能源集团还自主研发了云上基础组件和基于区块链技术的高性能、高安全的能源信链等，为祝融云保驾护航。这些平台和技术的应用不仅优化了近百家运输装备产品，还推动了装备制造业与运输业的深度融合，提升了行业竞争力。 原载 2024年第9期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 国际行业观察 “特朗普2.0”对世界政治经济格局影响的预期分析 王 鹏（华中科技大学国家治理研究院） 特朗普再次赢得美国大选，将于2025年重新入主白宫。与此同时，美国共和党在参众两院中也占据多数，这带给特朗普在未来两年内极大的政策实施空间，意味着其“美国优先”的内政外交理念将全面渗透到美国的政治、经济和外交实践中。从全球角度来看，美国新政府的政策将在短期内带来一些积极的经济刺激，但更可能造成地缘政治格局的动荡和经济增长的不确定性。在政治领域，可能加剧中美关系的对抗性，重新定义美俄、美欧等主要大国间的互动规则，进一步削弱全球多边主义，使国际社会在应对共同挑战时更加分散。在经济领域，可能通过能源和传统制造业提振带来短期增长，也可能因贸易保护主义和监管松动增加全球经济的脆弱性。此外，其政策的不确定性将对新兴市场和发展中国家带来长期挑战。 特朗普团队的内政外交施政方针 特朗普团队的内政和外交方针很可能一如既往地充满争议性，而贯穿始终的特征仍是“美国优先”策略。无论是针对美国国内的经济改革、移民政策，还是在国际事务中的盟友关系调整，特朗普政府旨在通过一种高压和务实相结合的方式，重新塑造美国的国内秩序和全球地位。 首先，在美国内政层面，特朗普在第二任期的首要议程就是大幅改革联邦政府运行机制。这一改革基于其长期批评“深层政府”的立场，主张通过缩减机构规模和裁撤官僚体系，提升联邦政府的工作效率。具体措施包括裁减行政部门的非必要岗位、重新定义各联邦机构的核心职能，以及推动电子化、自动化办公。 为实现上述目标，特朗普政府一大引人注意的措施是计划委任特斯拉和SpaceX创始人埃隆·马斯克成立“效率部”。据知情人士透露，这一部门的设立旨在通过科技手段改造传统的联邦治理模式，涉及领域包括政府的能源使用、交通系统优化，以及科技监管创新。此举既体现了特朗普对“科技驱动治理”的偏好，也将为其政治盟友—硅谷大亨带来政策红利。 其次，在经济领域，特朗普政府的经济方针延续“减税”“去监管”的思路，进一步推动企业主导型经济增长模式。他在竞选期间承诺延长并深化第一任期的减税法案，同时提出了大规模基建计划，试图通过基础设施建设推动就业和经济增长。此外，特朗普政府可能在环保政策上继续放松管制，以吸引能源密集型产业回流美国。 最后，在外交领域，特朗普将延续其“交易型外交”的基本逻辑。其外交政策的目标是重塑美国在多边机构中的主导地位，同时通过双边谈判获得更有利的经济和安全利益。在具体表现上，他可能对北约盟友提出更高的防务费用分摊要求，并试图通过极限施压和经济制裁迫使对手国家改变政策。此外，“对华脱钩”亦将成为其外交战略的重要组成部分。 对全球政治格局影响的预期分析 作为一位惯于打破传统规则且风格鲜明的政治领导人，特朗普上台后，其新政府的政策将直接或间接改变美国与其他主要大国之间的关系，从而影响全球治理的未来走向。 在最重要的大国关系层面，特朗普的再度上台可能使中美关系进入一个更具对抗性的阶段，并加速、加剧“脱钩”。他极有可能加大对中国的经济和技术封锁力度，同时在涉及主权敏感问题上采取更高压政策。特朗普政府的目标并非仅仅限制中国的崛起，更是通过制造战略不确定性迫使中国在贸易和投资领域让步。 而在对俄关系方面，美国新政府的特征可能表现为务实合作与矛盾共存。特朗普个人一向主张缓和与俄罗斯的关系，但在参众两院鹰派（主张采取强势外交手段的人士、团体或势力）议员的影响下，其政策可能呈现矛盾态势。一方面，他可能与俄罗斯达成新的战略武器控制协议；另一方面，他也可能通过对乌克兰的支持来平衡对俄关系中的妥协成分，从而使其方案获得通过。 在美欧关系方面，跨大西洋友谊恐将遭遇空前严峻的压力测试。这是因为特朗普的“美国优先”政策将对欧洲盟友构成持续压力。他将继续要求欧盟国家增加北约军费，同时在贸易领域发起更多制裁或谈判。尽管美欧在价值观上有共通之处，但特朗普的单边主义倾向可能进一步削弱跨大西洋联盟的稳固性。 特朗普的上台意味着多边主义的进一步削弱。其外交政策倾向于通过双边机制达成协议，而非依赖传统的多边机构。无论是退出《巴黎气候协定》，还是削减联合国会费，都表明特朗普政府对多边治理模式的根本怀疑态度。这种转向可能导致全球治理结构陷入权力分散的状态，并削弱国际社会应对共同挑战的能力。 对全球经济影响的预期分析 特朗普的政策主张在经济领域一向以大胆和分裂著称—对某些领域、行业极为利好，同时又将使另外一些产业陷入寒冬。在其第二任期内，特朗普的经济政策将对全球经济产生利好与利空双重影响，而某些领域的不确定性可能进一步放大全球经济的不稳定性。 利好面：传统能源产业受益 特朗普的胜选对传统能源产业无疑是一大利好。他在第一任期内放松了环保监管，并推动能源生产的“美国优先”政策。在第二任期内，这种政策可能进一步激励石油和天然气行业的增长，尤其是在得克萨斯和阿拉斯加等能源州。此外，特朗普可能通过税收优惠和关税壁垒扶持本土制造业，试图重振“铁锈地带”的经济。 与此同时，特朗普的外交政策可能给某些盟友带来经济上的机会，比如一些亚洲国家可能受益于双边贸易协议的重新谈判，尤其是在高科技和军事装备出口方面获益。 此外，特朗普的“减税和去监管”政策倾向于为企业创造更加宽松的经营环境，这可能在短期内提振美国和全球股市，尤其是科技、金融和能源领域的公司股票。 利空面：贸易保护主义得势，新兴市场经济体承压 首先，特朗普的保护主义倾向可能使新兴市场经济体承压。例如，通过提高关税和限制技术转让，特朗普的政策可能进一步压缩发展中国家在全球价值链中的份额。此外，与中国经济联系密切的国家，如东南亚经济体，可能因中美“脱钩”政策而受到波及。 其次，特朗普大概率将撤销或削减对可再生能源和环保产业的支持，这不仅会限制美国国内的绿色经济发展，还可能在全球范围内削弱对气候变化的整体响应能力。 最后，特朗普的单边主义和可能的新贸易制裁将对欧洲经济造成直接压力。尤其是德国和法国等国家，不仅与美国在贸易领域存在竞争，而且在数字经济税等问题上与特朗普政府存在深刻分歧。 不确定性：中美经贸关系、全球贸易体系与全球资本市场 特朗普连任带来的不确定性是全球经济的重大风险来源。这种不确定性不仅体现在政策制定和实施的不可预测性上，还可能在更深层次上影响全球经济秩序和资本市场的稳定。 首当其冲的是贸易冲突的潜在升级。特朗普的外交和经济政策以“交易型”和“美国优先”为核心特征。这种思维模式在其第一任期内已多次导致与主要贸易伙伴的紧张关系。例如，中美贸易摩擦便是特朗普第一任期内最显著的国际经济冲突之一。从2018年开始，美国对价值2500亿美元的中国商品加征关税，中国则对价值1100亿美元的美国商品采取反制措施。这场冲突不仅严重扰乱了全球供应链，而且削弱了企业对未来贸易环境的预期。如果特朗普在第二任期内延续甚至加剧对中国的施压，则全球经济可能再次面临严重冲击。 此外，特朗普上台可能会使美欧贸易关系再度紧张。特朗普曾在第一任期内对欧洲汽车进口威胁加征关税，理由是“威胁美国国家安全”。尽管双方最终没有爆发全面的贸易战，但这一潜在冲突随时可能因其再次上台而重新激化。例如，美国可能针对欧洲的数字服务税和农业补贴问题采取更强硬的立场，进而影响跨大西洋贸易流量。 特朗普政府的不确定性政策不仅影响全球贸易，而且对资本市场和投资者信心产生深远影响。在其第一任期内，美国的减税政策和放松监管措施为企业带来短期利好，但长期来看，这些措施可能加剧全球经济体系的脆弱性。 首先，倾向于通过大幅削减企业税来刺激经济增长的税收政策，可能影响美元信用。2017年的《减税与就业法案》将公司税率从35%降至21%，直接推动了美国股市的大幅上涨。然而，分析显示，这种减税政策也导致了美国联邦财政赤字的迅速扩大：根据国会预算办公室的数据，美国联邦赤字在2020年达到创纪录的3.1万亿美元。如果特朗普在第二任期内进一步延长或加剧减税政策，财政赤字问题可能进一步恶化，最终威胁到美元的国际信用地位。 其次，“去全球化”政策可能削弱全球供应链的效率和稳定性。例如，美国在贸易冲突期间要求企业将生产基地转回本土，但全球供应链的复杂性和多样性意味着此类措施不仅增加了生产成本，而且可能造成短期内的供需失衡。根据麦肯锡全球研究所的数据，全球供应链的重新配置可能导致多达16%的全球贸易流量受到冲击，造成每年2.9万亿美元的经济损失。在新冠肺炎疫情期间，美国企业对依赖中国供应链的风险感到担忧，但特朗普要求企业将制造环节转回美国的政策实际上并未完全解决问题。根据普华永道的研究，约54%的美国企业认为，去全球化政策增加了其运营成本。 最后，政策的不确定性将导致全球资本市场的剧烈波动。例如，在特朗普第一任期时，2019年的中美贸易谈判期间全球股市经历多轮下跌，因宣布对中国进口商品加征新一轮关税，道琼斯指数在一天内下跌超过600点；特朗普通过推特宣布政策变动的频率，使得投资者对政策前景无法准确预判。在第二任期，其仍可能通过类似的“推特治国”方式继续影响市场情绪。 综上所述，特朗普再次上台可能进一步强化政策制定中的不可预测性。这种不确定性不仅使得中美、欧美等主要经济体之间的关系更加紧张，而且对全球资本市场的信心构成长期挑战。从贸易冲突到投资环境波动，这些复杂因素将深刻影响全球经济的运行逻辑。在此背景下，国家和企业需要在政策应对和风险管理方面保持高度敏感，尽可能为经济的长期稳定发展创造更大的缓冲空间。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 凝聚全球发展新共识  能源合作迎来新机遇 史芸波（中国石化经济技术研究院） 11月18日~19日，习近平主席出席在巴西里约热内卢举行的二十国集团（G20）领导人第十九次峰会，并对巴西进行了国事访问，取得了一系列丰硕成果。此次G20峰会主题是“建设公正的世界和可持续的星球”，三大中心议题为“减少饥饿、贫困和不平等”“能源转型和可持续发展”“全球治理改革”。 G20里约峰会的主要成果 G20里约峰会更加突出“全球南方”关注议题，并成功发布了《里约热内卢峰会宣言》。印尼、印度、巴西等国家先后“轮值”G20，反映了“全球南方”国家日益成为推动全球治理朝着更公正、合理、有效方向演变的重要力量。宣言就地缘政治冲突、气候政策、新技术和全球经济前景等问题达成共识，并强调了对欧洲地缘政治冲突、粮食和能源安全、供应链、宏观金融稳定等方面的担忧。 习近平主席在G20里约峰会上宣布了中国支持全球发展的八项行动，包括高质量共建“一带一路”、落实全球发展倡议、支持非洲发展、支持减贫和粮食安全国际合作、同有关各方共同发起“开放科学国际合作倡议”、支持G20开展造福“全球南方”的务实合作、落实G20“反腐败行动计划”、完善高水平对外开放体制机制等。中国倡导建设一个共同发展的公正世界，是G20里约峰会的一抹亮色。 G20里约峰会将“抗击饥饿与贫困”列为优先、核心议题，这在G20历史上尚属首次。近年来，全球饥饿与贫困问题日趋恶化。数据显示，2023年全球挨饿人口上升至7.33亿人，已严重制约世界的可持续发展。“抗击饥饿与贫困全球联盟”是G20机制的一大创新，目的是动员各国政府、国际组织、多边开发银行、研究机构等，携手用好金融和知识资源解决全球饥饿和贫困问题。 G20里约峰会明确反对气候单边主义和新型绿色保护主义，批准成立“应对气候变化全球动员任务组”（TF-CLIMA）和“生物经济倡议”。此外，G20里约峰会还建议大幅、快速提升气候融资规模至万亿美元级别，支持第29届联合国气候变化大会（COP29）达成新的气候融资集体量化目标。 对能源行业的影响 在美国气候政策或将逆转、欧洲政局“右转”的背景下，“全球南方”国家成为国际秩序重构中的重要力量，在气候变化和能源领域有更多议题规则设置权和合作机遇。 原有气候变化规则或被破坏，发展中国家应迅速提升议题设置能力 首先，美国在气候变化规则设置方面的作用将弱化。特朗普近期赢得美国总统大选，或将推出一系列支持传统能源的政策，美国有可能退出《巴黎协定》，已有协议成果恐难落地。虽然美国气候政策可能逆转，但国际社会仍将继续走环境保护与经济协调发展的道路。 其次，发展中国家有机会设置于己有利的规则议题。比如，提高“全球南方”国家在国际事务上的话语权，推动联合国改革，为亚非拉地区增加联合国安理会席位等。发展中国家一般面临较高的能源转型成本，不得不在经济发展和碳减排之间进行艰难权衡。因此，宣言提到要进行气候融资和向超级富豪征税，利用国际财富再分配支持发展中国家的低碳转型。在此背景下，发展中国家有机会推动对自身有利的能源转型模式、国际规则和标准，如碳核算框架的制定、可持续燃料的标准认证等。 在传统能源和清洁能源领域，中国将迎来更多合作机遇 中国与西方国家在合作方面有更大空间。特朗普就任美国总统后，未来美国与其他西方盟友利益分化可能加剧，或引发新一轮贸易摩擦，技术竞争也将加剧。而中国与西方国家围绕多边合作、全球治理、经贸等议题的协调或将加强，技术领域合作空间可能加大，在非敏感技术引入和第三国合作方面存在机会。峰会期间，习近平主席分别同英国、澳大利亚、法国和德国等国家的领导人会晤，各方均表示要在气候变化、能源转型领域加强合作。 “全球南方”国家产业链协作有广阔潜力。在国际经济秩序不确定性增加的背景下，金砖国家有更大动力挖掘能源投资贸易、产业链供应链等领域的合作机遇。中国宣布给予所有同中国建交的最不发达国家100%税目产品零关税待遇；中国同巴西、南非、非盟共同发起“开放科学国际合作倡议”，推动全球科技创新成果更多惠及“全球南方”国家。除传统能源合作外，新能源也是中国与金砖国家合作的一大亮点。 中国与巴西关系升级，可再生能源合作前景广阔 中巴关系升级为双方带来了更多合作空间。中国与巴西作为“全球南方”国家重要代表、G20和金砖国家成员，在重大国际和地区问题上立场相近，双边关系进一步升级为命运共同体，在经贸、清洁能源、投资等领域签署了37项双边合作文件。巴西以气候变化领导者身份发起了符合“全球南方”国家利益的新倡议，中国则提出支持全球发展八项行动，并给予巴西坚定的支持。 中巴在可再生能源领域合作前景广阔。卢拉政府积极应对气候变化将加大“碳约束”力度，巴西在COP29上提出了更激进的减碳目标，此次峰会也提出了新的集体量化目标。巴西丰富的风光资源和水电资源闻名全球，而中国在太阳能、风能领域的技术优势可为巴西能源转型提供重要支撑，双方合作前景广阔。比如，11月，中国石化董事长马永生会见巴西国家石油公司首席执行官玛格达·尚布里亚时，双方均表达了合作意愿，并期待在油气勘探开发、工程技术、新能源等领域加强合作。 中国能源企业应顺势而为 中国能源企业应积极参与全球能源治理，在制定能源转型国际规则过程中掌握主动权。中国在太阳能、水电、电动汽车等领域至少占全球60%的市场份额，且当前全球太阳能、风能等非化石能源消费持续高速增长，预计2025年非化石能源消费占比将达到20%。因此，中国有望在世界新秩序构建过程中成为改革者和引领者，特别是在美国气候政策急剧变化的背景下，可基于“全球南方”国家的共同利益，输出稳健、包容、可持续的能源转型模式，在气候变化规则构建过程中掌握主动权。中国能源企业应在多边合作的框架下积极参与全球能源治理，特别是涉及能源转型的重点议题，如碳市场建立、绿氢标准、CCUS碳标准认定、ESG体系建设等，输出有中国特色的规则和标准。 中国能源企业应依托“一带一路”倡议，主动参与“全球南方”的产业链重构，趁势挖掘与欧盟等西方国家的能源科技合作潜力。在勘探开发领域，圭亚那等国家连续发现大规模油气田，合作潜力巨大；在炼化领域，拉美成品油供需缺口不断扩大，合成树脂、对二甲苯（PX）、丙烯也存在供需缺口；在新能源领域，拉美国家在风光发电、生物质能、氢能、核能、电动汽车、锂矿资源开发等领域存在较大资金缺口，希望引进巨额投资、先进技术和管理经验。中国能源企业应聚焦智利、巴西等营商环境好、经济增长快的发展中国家，寻找能产业链投资机会，主动融入能源转型大势，积极开辟绿色发展新赛道；利用共建绿色“一带一路”、金砖国家等合作机制，结合东道国绿色发展现状和需求，推动其能源转型；与“一带一路”共建国家企业、金砖国家企业实现双向技术转移转化，依托联合建立的国际技术转移中心，有效拓展科技合作网络。此外，中国能源企业还应探索与西方国家公司围绕亚非拉等地区开展第三方市场合作，挖掘合作潜力，形成利益捆绑，降低运营风险，并探索在可再生能源技术、标准等领域的合作。 中国能源企业应稳健推进在巴西的投资布局，探索新能源合作机会。巴西具有炼化一体化项目的建设需求，且风光资源、生物质资源丰富，有望成为清洁氢能、乙醇汽油的重要进口来源。当前，中国石化与巴西的合作项目主要集中在油气和贸易领域，合作潜能未充分释放，未来可以借鉴我国绿色油气田建设的成功经验，推动油气勘探开发与风光等可再生能源融合发展。此外，中国能源企业还应积极参与风光发电、生物质发电等新能源项目，打造合作新增长点，基于双方优势和合作需求，围绕氢能、CCUS、生物燃料等领域开展联合研发，增加相互投资和技术应用。 原载 2023年11月29日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 国际石油市场将长期保持宽松 罗佐县（中国石化经济技术研究院） 进入2024年以来，全球石油勘探开发处于恢复期，中东、南美、美国是发展热点，在美国，一些大的并购相继出现，折射出复苏的迹象。对世界石油供应有重大影响的欧佩克的减产受到美国页岩油气产量稳定增长的“对冲”，国际油价得以稳定；欧美对俄罗斯的经济和能源制裁虽然依旧在持续，但俄罗斯及时调整市场石油贸易流向，石油与天然气出口收入甚至出现了不降反升现象，俄罗斯的石油供应效应依旧。全球石油需求受经济增长动能不足影响较为疲弱，使得石油供需总体宽松。综合考虑未来一个时期市场预期的惯性、国际地缘政治演绎过程中新变量的出现，未来较长时期内，国际石油市场将继续保持宽松状态。 美国大选后能源政策“再纠偏”，将改变全球原油市场供需预期 分析普遍认为，本轮美国大选特朗普胜选后，待2025年入主白宫，对前任拜登政府的政策“再纠偏”是大概率事件。 美国现任总统拜登在2021年入主白宫之初曾颁布系列能源新政，对其前任总统特朗普时期的能源政策进行了大幅度“纠偏”，体现了民主党、共和党在能源问题上的道路之争。其中变化最大的是拜登能源新政对化石能源产业进行了不同程度的限制与打压，新政针对广泛应用于页岩油气开采的水力压裂技术的应用领域划出了红线，一些重点地区甚至被禁止应用该技术。虽然在其后的油气政策执行中也出现松动、执行尺度不是那么苛刻与严格，但总体上对化石能源的政策支持是持保留态度的，政府更加倾向于支持新能源，这一点在拜登执政中期的《美国通胀削减法案》中体现得更为全面和系统。 如今，再次当选的候任总统特朗普，支持化石能源的发展，主张为经济振兴提供低成本能源，主张制造业回流。可以预见，特朗普执政后美国的页岩油气革命之火将继续旺燃，美国原油和天然气产量将继续保持稳定增长，除了自用，美国会有更多的石油通过贸易流向欧洲、亚太等需求大区，成为平抑国际油价的重要力量。 近几年美国出口至世界各地的石油规模在1.7亿吨/年左右，预计今后这一趋势会继续。为更好恢复经济增长，依据特朗普的政策主张判断，美国对欧佩克的减产政策将进行一定程度“干预”，以求稳定油价、抵御通胀。当前美联储出于刺激经济增长需要实施降息政策，加大市场中的流动性，此时就更需要通过大宗商品石油的充分供应对抗通胀。 国际方面，特朗普对俄乌冲突的主张与拜登有显著不同，更希望早些结束这场冲突。若大选后的美国对俄罗斯油气出口制裁政策出现松动，欧佩克在美国油气和俄罗斯油气的双面夹击下，继续减产将面临丢失市场的较大压力，此形势下不排除欧佩克基于形势变化作出政策调整，各方同时发力有助于形成新的低油价下的全球石油供应均衡模式。 全球经济增长动能不足持续抑制石油需求 大宗商品消费是经济发展水平的“晴雨表”和窗口。本世纪以来世界经济多灾多难，2008年爆发的全球经济危机余波影响至今，危机之后又暴发新冠肺炎疫情，使得经济发展雪上加霜。疫情之后各国一直在做恢复增长的努力，但效果并不及预期，各种“黑天鹅”“灰犀牛”事件时有发生，发展障碍陡增。 刚刚落幕的美国大选让世界经济增长前景进一步变得复杂。特朗普的执政理念强调“美国优先”，主张资本回流及本土产业振兴。这在短期内可能导致美国经济增长及就业增长，但从长期看存在着“小院高墙”式发展的诸多弊端，这一点在现任总统拜登时期就已经体现出来了。民主党、共和党虽然在竞选期间政见不同、相互指责，但在施政时有相通之处。 世界经济本就相互关联，各国在相互分工中形成协作关系，而“小院高墙”式的自我保护式的发展割裂了国与国之间的有机联系，抑制了各国比较优势的发挥与资源配置效率，短期内虽可能让美国成为“白雪公主”，但也只能实现经济增长昙花一现，长期发展则缺乏后劲。若美国的关税政策导致全球经济增长动能不足，石油等大宗商品的需求强度自然也会下降，据此判断，全球石油需求理论上不会有太大增长空间。 常态化的交通电气化替代稳步推进 低碳发展潮流及多国碳中和目标提出后，交通电气化浪潮随之在全球大范围兴起，电动汽车、氢能汽车产业发展速度较快，销量大增。数据显示，2023年全球电动汽车销量达到了1400万辆，比上年增长35%，比2018年的销量高出六倍多。根据目前公开数据，截至9月，2024年全球电动汽车销量已达1150万辆，同比增长22%。考虑到下半年新车销量通常会更高，预计2024年全球电动汽车全年销量将再创新高。 这主要得益于全球多国政府出台的鼓励电动汽车发展的政策措施，包括购车补贴、税收优惠等。目前我国年电动汽车销量占全国汽车销量的40%左右，新能源汽车保有量增长导致成品油需求被大幅度替代，汽煤柴油需求增速下降，继而导致石油需求峰值即将来临。特朗普执政后可能对新能源汽车扶持力度减小，延缓美国新能源汽车发展步伐，但中国和欧洲将继续担当新能源汽车的发展主力。中国要实现“双碳”目标，交通电气化是重要的改革领域。欧洲部分国家出台禁止燃油车销售时间表在一定程度上促进了新能源汽车销售。尽管在经历能源短缺后，以欧洲为代表的主要国家对待化石能源态度出现了一些积极变化，对化石能源更为包容，希望借助化石能源的兜底保障功能保障能源安全，但欧洲在绿色低碳能源发展方面的探索并未停滞，今后交通电气化的步伐会一直持续。 可以预见，全球石油替代在交通领域将常态化。就需求而言，目前支撑石油消费增长的主要是石油化工领域，发达国家再工业化对高端化工材料需求攀升，发展中国家工业化对基础石油化工产品依然有大量需求，毕竟全球多数国家为发展中国家。发展中国家工业化带动的建筑、交通、工业升级都会引致石化产品需求。石油基化工新材料的生产成为拉动石油需求的主要力量。 综上分析，全球经济增长与恢复依然面临系列挑战，克服这些挑战不是一朝一夕所能完成，在当前欧美实施关税保护、构筑“小院高墙”的大环境下，推动世界经济增长的难度会很大。未来一段时期，世界石油需求在经济增长动能不足、美国大选政策风向变化，以及碳中和驱动交通电气化等因素推动下，增长空间不足。但是世界资源基础具备的石油工业依旧在供应石油，供需格局的变化折射出低价石油时代的来临，新的石油供需再平衡正在形成。必须构建国际油价中低位常态化下的发展模式，这是油气田、石油石化企业生产经营决策的基本立足点，也是石油化工行业高质量发展的出发点。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 全球油气勘探开发趋势及建议 曹博涵（中国石化经济技术研究院） 当前世界正处于百年未有之大变局，油气行业挑战与机遇并存。本文在对全球油气勘探开发行业特点进行综合分析基础上，展望未来发展趋势，总结归纳出以下结论：一是全球油气勘探开发投资增速将趋缓；二是天然气在能源转型进程中将发挥重要桥梁作用；三是深水成为油气增储上产的重要来源；四是非常规油气勘探开发更加成熟。 基于此，提出四点油气行业发展建议：一是稳定油气勘探开发投资；二是进一步加大天然气勘探开发力度；三是加快推进深水油气增储上产；四是推动我国非常规油气产业快速发展。 全球油气勘探开发趋势 油气勘探开发投资增速将放缓 短期内全球油气勘探开发投资将增长，但中长期将呈下降态势。在保障能源安全等因素驱动下，2023年全球油气勘探开发投资增至6182亿美元，保持复苏态势，较2022年增长了17%，已超过2018年的水平，其中勘探投资656亿美元，开发投资5526亿美元。从短期看，预计2024年全球油气勘探开发投资将增至约6300亿美元，增速降至2%，主要受全球经济复苏不平衡，以及对未来石油需求预期等因素影响。从中长期看，随着全球能源转型进程加速，未来油气勘探开发投资额将难以达到2014年峰值时的水平，预计2027年后将逐年下降，到2030年将降至6000亿美元以下。 预计2030年勘探投资占比将有所回升。随着油气资源勘探程度逐步提高，以及勘探难度不断加大，全球油气勘探成本持续上升，已由2000~2005年平均3.3美元/桶增至2019~2023年平均6.4美元/桶，预计未来全球勘探成本将持续提高。而近年来全球油气勘探投资占比呈下降态势，已由2010年的20%降至2023年的11%，预计到2027年将进一步降至9%。为确保新增油气储量维持在一定规模以满足转型过渡期的油气生产需要，预计2027~2030年全球油气勘探投资将恢复增长，占总投资的比重将回升至10%。 天然气在能源转型进程中将发挥重要桥梁作用 未来10年天然气产量将保持稳定增长，2030年占油气总产量的比重将达41%。当前，各国政府越发重视天然气资源，天然气勘探开发力度不断加大，2023年全球天然气产量约32.6亿吨油当量，占油气总产量的比重已由2010年的37%提高至39%。预计2024年将增至33.4亿吨油当量。中长期看，主流国际机构预测天然气需求的达峰时间普遍在2030~2035年，将晚于石油，其中发展中国家经济增长和工业化进程将增加对天然气的需求，预计2030年天然气产量将增至37.7亿吨油当量，占油气总产量的比重将增至41%，天然气在能源结构中的作用将越发重要。从地区分布看，预计北美地区天然气产量将保持第一，呈平稳增长态势，2023~2030年年均增速约2.1%，其中美国页岩气是主要驱动因素。中东地区天然气资源丰富，勘探潜力大，预计2023～2030年年均增速将达4.8%，增速位居各地区首位，并将于2028年超过俄罗斯—中亚成为全球第二大天然气生产地区。 石油公司加大天然气开发及综合利用力度。近年来，国际石油公司实施稳油增气战略，提升天然气在油气结构中的占比，将天然气作为能源结构调整的过渡性桥梁和低碳转型的主力军，以降低公司碳排放强度，道达尔、壳牌、埃尼、挪威国家石油公司等欧洲公司天然气所占比例已高于40%。与国际石油公司相同，近年来国家石油公司也在不断强化天然气业务的战略地位，其天然气产量和占比不断扩大。例如卡塔尔能源计划到2027年通过北部气田扩展项目将LNG产能增加至1.2亿吨/年，阿联酋国家石油公司（ADNOC）计划到2027年将天然气产能提升至102亿立方米/年，沙特阿美计划到2030年天然气产量比2021年增加60%以上，LNG产量达到1000万~2000万吨/年，预计到2035年，阿尔及利亚国家石油、马来西亚国家石油、中国石油、中国石化、卡塔尔能源等国家石油公司天然气产量占比将超过60%。 深水成为油气增储上产的重要来源 预计2027年前深水油气勘探开发投资将稳定增长。深水是油气勘探开发的重点领域，近年来深水油气勘探开发投资持续恢复，2023年投资额约1014亿美元，较2022年增长了24%，超过2017年水平，投资占比有所提升。深水油气资源潜力大，已成为新增油气储量的主要来源，2023年全球新发现油气储量约12.7亿吨油当量，其中深水占比52%，集中在圭亚那、纳米比亚、印尼、阿塞拜疆等国海域，其中印尼Geng North大型深水天然气田是该年最大的油气发现，发现储量约0.88亿吨油当量。预计未来3年深水油气勘探开发投资将持续增长，2027年将增至约1370亿美元，占总投资的比重也将由2023年的16%增至21%。2027年后，深水油气勘探开发投资可能将有小幅回调，到2030年投资额将降至约1100亿美元。 深水油气产量及其占比将持续增大。随着深水油气勘探开发力度的加大，2020年以来深水油气产量不断增长，2023年约为7.9亿吨油当量，较2022年增长2%，已恢复至2019年水平。预计2030年前深水油气产量将呈快速增长态势，到2030年将增至约10.8亿吨油当量，2023～2030年年均增速将达4.5%，位居各油气类型首位，深水油气产量占比也将由2023年的9.5%增至2030年的11.7%。 非常规油气勘探开发更加成熟 2030年前非常规油气勘探开发投资趋于平稳。非常规油气投资主要集中在北美地区，近年来美国页岩油气产业快速发展推动非常规油气投资占比持续提高。2023年全球非常规油气投资约1668亿美元，占总投资的比重已由2010年的15%增至27%。目前北美页岩油气大规模勘探投入的边际收益有所降低，页岩油气开采已过生产曲线拐点，预计非常规油气投资增速将放缓。但北美页岩油气具有投资回收期短、碳排放强度低的优势，是国际石油公司勘探开发的重点领域。预计中长期非常规油气投资将基本稳定，到2030年其投资额将维持在1590亿美元，投资占比将维持在27%。 非常规油气产量持续增长，但增速将有所放缓。自2010年以来，全球非常规油气产量快速增长，已由2010年的2.7亿吨油当量增至2023年的18.5亿吨油当量，2010～2023年年均增速高达16%。预计2030年前非常规油气产量将延续增长态势，但增速将有所放缓，预计2023～2030年年均增速为3.5%，高于同期全球油气产量平均增速（1.5%）。非常规油气产量占比将由2023年的22.3%增至2030年的25.4%。 发展建议 稳定油气勘探开发投资 能源转型背景下，油气仍是重要的基本保障能源，预计2040年前油气占全球一次能源消费的比重将维持在40%以上，中长期内其地位依然稳固。我国作为世界第一大油气进口国，对外依存度较高，而国内油气资源禀赋相对差，需适度加大油气勘探开发力度，将油气勘探开发投资维持在合理区间。 进一步加大天然气勘探开发力度 在能源转型大背景下，未来天然气将扮演越发重要的角色。随着我国“双碳”目标的持续推进，预计国内天然气需求将由2023年的3945亿立方米增至2030年的5690亿立方米。尽管近年来我国天然气对外依存度上升势头有所缓解，但2023年仍达到42.3%，预计中长期我国天然气对外依存度将维持在较高水平，因此全面增大天然气供应量极为 重要。 加快推进深水油气增储上产 深水油气资源丰富，探明率低，随着陆上和浅水油气资源勘探程度的不断提高，深水已成为油气增储上产的主要接替区。此外，随着全球碳定价机制的逐步完善，未来油气行业可能需承担碳价，而深水油气资产的碳排放强度较低，已成为国际石油公司勘探开发的重点。我国石油企业在深水领域起步较晚，应加大深水油气勘探开发力度，推进深水油气增储上产，积极与国际石油公司开展深水油气区块的合作。重点关注巴西和圭亚那海域、纳米比亚沿海、东地中海、印尼沿海等深水油气勘探开发热点和新兴地区。 推动我国非常规油气产业快速发展 2023年我国页岩油产量突破400万吨，占全国石油总产量的1.9%，非常规天然气产量达到960亿立方米，占全国天然气总产量的43%，已成为增储上产重要增长极。非常规油气作为重要油气发展新领域，应借鉴美国发展页岩油气经验，持续推进油气体制机制创新，增强国内石油公司与专业服务公司之间的一体化合作力度，探索与外国石油公司开展非常规油气领域的合资合作。继续加大国内非常规油气勘探开发力度，巩固非常规油气资源基础、提升油气产量。持续加强理论技术研究，不断降低非常规油气勘探开发成本。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 全球深海油气行业蓬勃发展 张忠民 褚王涛 王大鹏 随着新技术的涌现和突破，深海油气项目越来越受到国际石油公司的青睐，各公司纷纷加大了深海油气领域的勘探开发力度，全球深海油气行业展现蓬勃发展的势头。据能源咨询公司伍德麦肯兹预测，全球深海油气产量将从2022年5.2亿吨油当量增长至2030年8.5亿吨油当量，增幅超过60%。 深海领域已成为全球油气勘探大发现的主战场。据标普全球统计，2023年全球勘探发现可采储量大于5亿桶油当量的大型油气田有6个，大于1亿桶油当量的大中型油气田有17个，超过半数分布在深海领域，主要包括亚太地区的库泰、北苏门答腊、沙捞越盆地，南美地区的圭亚那、苏里南盆地，北美地区的墨西哥湾盆地，西南非地区的奥伦治、尼罗河三角洲盆地，以及东地中海地区的埃拉托色尼台地。目前，圭亚那、巴西深海原油已成为全球原油产量的主要增长点，东地中海、东非、东南亚地区的深海天然气正在全球天然气产量增长中发挥越来越大的作用。 技术进步已显著提升了深海油气项目的商业竞争力。深海油气的勘探开发技术、工程建设和装备制造能力日益成熟，国际石油公司和以巴西国家石油公司为代表的国家石油公司积累了丰富的深海油气项目商业化成功经验。深海油气项目投产周期明显缩短。以埃尼公司作业的埃及东地中海祖尔气田为例，2015年宣布勘探发现，2017年12月用时不足两年半便实现投产。而1991年至2000年的深海油气项目平均用时约为7年。深海油气项目生产成本明显降低。据标普全球统计，2014年的深海油气项目盈亏平衡油价超过60美元/桶。而目前巴西、圭亚那深海油气项目的盈亏平衡油价已经低于40美元/桶。很多优质深海油气项目的碳排放强度较低。以巴西深海卢拉油田、布兹奥斯油田为例，碳排放强度低于10千克二氧化碳当量/桶油当量，远优于油气行业气候倡议组织提出的上游领域总平均碳强度到2025年降至17千克二氧化碳当量/桶油当量的目标。 当前，国际石油公司加大核心油气资产布局力度，资源规模大、投资环境好、成本与碳排放有优势的深海油气项目已成为各大国际石油公司竞相追逐的目标。但海上深海油气勘探开发项目投资巨大，深海勘探往往单井投资数千万美元甚至上亿美元。深海油气项目开发周期长，单独靠一家石油公司很难包揽区块获取、勘探发现到开发投产全过程，多家石油公司联合作业、共担风险已成为项目管理和运作的普遍模式。近年来，中国企业在参与深海油气项目的过程中逐渐形成了“小股比、大投资、非作业者”的国际合作模式，逐步培育深海油气项目的评价决策、技术商务管理乃至作业者能力，实现互利共赢、共同发展。 原载 2024年11月8日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰 全球天然气供应将趋于宽松  应加快天然气产供储销建设 罗佐县（中国石化经济技术研究院） 随着特朗普当选美国总统并将在2025年1月重返白宫，美国能源政策转向在即。11月15日，特朗普宣布北达科他州州长道格·伯格姆将担任其就任总统后的内政部部长及新成立的美国国家能源委员会主席。11月16日，特朗普又提名对气候变化持怀疑态度的克里斯·赖特担任能源部部长。特朗普的能源政策走向由此可见一斑。 作为油气生产大国，预计美国天然气产量将在特朗普颁布新政后继续增长，并对全球天然气市场产生重要影响，市场总体基调是宽松。目前我国石油消费已接近峰值，但天然气消费仍有较大增长空间，且近年来天然气进口一直保持增势。基于美国大选后全球天然气市场进一步宽松的形势判断，国内外气源供应支撑的天然气在我国新型能源体系建设过程中发挥作用的空间将日渐拓宽。 美国或成推动天然气供应宽松态势的重要力量 特朗普入主白宫后将担负发展经济的重任，其“大招”是吸引产业资本回流、振兴国内制造业。在美联储接连降息增加市场流动性、美国通胀风险再次抬头的形势下，降低大宗商品价格是美国实现经济目标、抵御通胀的有效手段。 特朗普一贯对化石能源开采持鼓励态度，并且不热衷发展新能源，这与拜登的能源政策有较大不同。为了兑现竞选承诺与实现经济目标，特朗普或将大力推动美国油气勘探开发，以增加国内油气供应。在美国天然气消费几乎已达峰的形势下，更多美国天然气将出口至世界各地。 此外，由于沙特、阿联酋和卡塔尔近期天然气发展提速，全球天然气产量将步入新的增长时期。在美国、欧洲、日本和韩国等主要经济体天然气消费几乎已经达峰、各国大力推进绿色低碳发展模式的情景下，全球天然气供应将总体趋向宽松。 我国天然气产业发展存在的问题 对天然气主体能源地位的认识需要进一步明晰强化。我国目前天然气年消费规模约4000亿立方米，天然气对外依存度为40%以上。按照当前的消费模式，天然气需求仍有较大增长空间。基于石油对外依存度高、风险大的前车之鉴，社会各界对天然气消费快速增长表现出一定的犹豫和观望心态。 长期以来，我国天然气部分依赖进口，以及西气东输气源输送距离长、输送费用高导致天然气使用成本高的现象，进一步加重了各界关于全面提升天然气消费水平的疑虑。此外，“双碳”目标提出后，我国可再生能源发展步入快车道，但天然气因其稀缺性不时出现且解决起来有一定难度，产业化发展进程放缓。能源行业发展重点集中在可再生能源领域，对天然气的发展定位不明确。 天然气基础设施不足，难以支撑资源高效配置。美国、英国等天然气产业发达国家的天然气基础设施均非常完善。其中，美国州际天然气管网里程超过30万英里，储气库、液化天然气（LNG）接收站遍布全国，分支线及城市管网密度大，储气库工作气量占天然气消费量的比例在15%以上，与美国年天然气近万亿立方米的消费水平保持了高度匹配。 比较而言，我国天然气基础设施总体不足，2023年跨省干线管网里程仅12.5万公里，储气库工作气量占天然气消费量比例不足6%，基础设施在资源配置过程中的作用有待提升。此外，基础设施不足很大程度上也导致了气价改革滞后和资源配置效率欠佳。随着天然气干线管网建设的推进，天然气运输“一区一价”定价机制于2024年开始执行，气价改革取得重要进展。 气电发展基础薄弱，不适应新型电力系统建设需求。新型电力系统以可再生能源为主体，但可再生能源受季节变化、昼夜交替因素影响存在供应间歇性“短板”，储能、火电调峰是补齐“短板”、维持系统稳定的重要手段。随着我国可再生能源发电装机容量、发电量日益增长，新型电力系统对运行稳定性的要求将日渐提升。 就目前国内外实践来看，燃气发电可以兼顾低碳和电力供应稳定，作为调峰电源有天然的经济和技术优势，是支撑新型电力系统运行稳定的调峰电源的现实选择。美国加利福尼亚州是气电发展比较成功的范例，在用电高峰期，燃气发电可占加利福尼亚州电力供应的70%以上。目前，我国正在大力推进新型电力系统建设，但燃气发电装机容量占发电装机总容量的比例仅为4%，规模较小客观上抑制了气电调峰功能的发挥。 发挥主体能源作用 支撑“双碳”目标实现 树立长远发展理念，发挥好天然气作为主体能源的作用，支撑“双碳”目标的实现。综合当前欧洲、美国、日本和韩国等主要经济体天然气消费达峰、我国尚有较大需求增长空间、美国页岩油气革命持续，以及中东各国重视发展天然气等诸多因素，我国应发挥天然气需求大国优势，聚焦长期市场气价“红利”引进资源，重视天然气在我国能源转型、能源革命和“双碳”目标实现过程中的作用，做好利用海外天然气的谋划。 强基固本、稳步推进国内天然气基础设施建设，完善丰富天然气产供储销网络体系，为更大规模利用天然气做好“硬件”支撑。继续坚持既定的多元进口天然气策略，针对美国大选后页岩油气革命持续、天然气产量和出口增长的机会，扩大与美国天然气的贸易空间；继续推进国内油气增储上产行动计划，稳步增加国内天然气产量。在气源供应增长的基础上，优化天然气基础设施资产布局，加大天然气管网、储气库、LNG接收站建设力度，实现基础设施硬件高度匹配市场需求。 重视燃气发电在新型电力系统中的作用，做好天然气发电布局。在抽水蓄能受季节干旱因素影响、化学储能成本高和智能电网运维技术处于研发阶段的情况下，应有效发挥天然气供应稳定、燃气发电在调峰爬坡性能及环保方面的优势，因地制宜、就近利用产地或进口天然气以降低运输成本，将燃气发电项目与新能源基地规划高效结合。特别要重视在调峰方面有卓越性能和比较优势的单循环联合发电技术的应用及气电项目投资，发挥好调峰气电在新型电力系统中的“稳定器”作用，并辅之以合理的调峰电价政策，支撑气电调峰在新型电力系统中的功能发挥。 原载 2024年12月13日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 金砖国家将引领全球能源合作新潮流 毛若冰（中国石化经济技术研究院） 10月22日~24日，金砖国家领导人第十六次会晤在俄罗斯喀山举行，这是金砖国家实现历史性扩员后的首次线下峰会。峰会期间，习近平主席发表重要讲话，强调要将金砖打造成全球南方团结合作的主要渠道、推动全球治理变革的先锋力量，呼吁各方推动“大金砖合作”高质量发展，提出一系列务实合作倡议，引发广泛共鸣。 除了金砖五国，伊朗、埃及、阿联酋、埃塞俄比亚等新成员国领导人首次参会；土耳其等十几个国家派出最高级别代表团；印尼、泰国、越南、马来西亚、阿尔及利亚、尼日利亚等30多个国家表示有兴趣加入金砖合作机制。峰会围绕能源安全和能源转型达成了广泛共识。金砖国家是全球主要能源消费国和生产国，拥有巨大的合作潜力，将为我国能源公司加快出海创造有利条件。 汇聚“全球南方”的共同合力 在金砖扩员后的首次峰会上，各国领导人共商金砖合作大计、发表《喀山宣言》、宣布设置金砖伙伴国，围绕加强多边主义、促进对话合作、深化经济金融合作等达成了广泛共识。 在金砖合作机制方面，引入金砖伙伴国模式，同意13国成为金砖伙伴国，举行“金砖+”领导人对话会。 在改善全球治理方面，推动发展中国家更多参与全球决策过程和结构，支持对联合国安理会、国际货币基金组织（IMF）等国际组织进行必要改革，呼吁取消单边强制制裁。 在维护全球稳定方面，主张以协调合作和平解决争端，呼吁加沙地带立即全面停火，强调红海航行自由的重要性，支持“以非洲方式解决非洲问题”，加快在中东建立无核武器区。 在推动全球发展方面，强调必须改革现有国际金融架构，妥善全面解决国际债务问题；鼓励使用本币交易，支持新开发银行不断扩大本币融资规模；建立金砖国家特殊经济区合作论坛，推进新工业革命伙伴关系；支持金砖国家加强能源合作，确保国内、区域和全球能源安全。 加强金砖合作机制建设 从峰会成果看，金砖国家坚持协商一致原则，始终从新兴市场国家和发展中国家的广泛共识和共同利益出发，维护联合国在国际体系的核心地位，加强与二十国集团（G20）、布雷顿森林体系互动，努力发挥建设性作用，并为推进改革提出凝聚金砖集体智慧的有益方案。金砖国家的全球代表性和渐进温和的改革路线，有助于淡化与西方国家的竞争色彩，提升该合作机制的包容性和发展可持续性。 金砖国家呼吁联合国安理会、世贸组织、国际货币基金组织等提升发展中国家的代表性，致力于将“全球南方”优先事项纳入G20议程，呼应了发展中国家希望在国际权力再分配中争取有利地位、提升话语权的共同期待，有助于打破西方国家长期对上述机构的垄断，扭转全球治理体系改革长期滞后的僵局。与此同时，针对巴以局势、红海航行安全、非洲冲突等地缘问题，金砖国家发出停火止战的共同声音，将为动荡与变革的世界注入和平力量。 暂停扩员并引入金砖伙伴国模式，标志着金砖合作机制正迈入更成熟的新阶段。这既有助于将当前重点聚焦整合新成员，避免快速扩员使得金砖内部分歧增加、降低合作效率；又设置了一个过渡阶段，有效评估申请国参与金砖合作的意愿和能力，为下一步扩员，以及在更大范围内凝聚共识、设置议题奠定基础。 共同维护成员国金融安全 金砖国家承诺将发展置于国际合作议程的中心，更好地解决发展不平衡、不充分问题；推动新开发银行为成员国基础设施、可持续发展等领域融资，并进一步扩员，力争成为新兴市场和发展中国家的主要多边开发机构；发挥“金砖国家应急储备安排”缓解短期收支平衡压力的作用。 在大国竞争加剧、地缘冲突频发的背景下，联合国、G20等国际组织削弱了对全球发展议题的关注，扩大了发展中国家，特别是最不发达国家面临发展难题的技术鸿沟和资金缺口。而金砖国家对发展议题的高度关注，顺应了发展中国家的共同愿望，并致力于在金融领域发挥对布雷顿森林体系的补充作用，有助于为金砖国家提供新融资渠道和外汇储备缓冲垫，推动经济复苏，缓和金融波动。 扩员后的金砖国家已成为世界经济格局中有举足轻重影响力的大型国际合作平台，2023年GDP和对外贸易总额分别占全球的27%和21.6%（七国集团占比分别为44.4%和32.1%）。但金砖国家相互贸易仅占其对外贸易总额的10%，相互投资有限，经贸标准对接不足，合作潜力尚待挖掘。 峰会提出，金砖国家将在新型工业化、数字经济、人工智能、基础设施等领域加强合作，设立多个多边合作平台，有助于挖掘内部合作潜力，围绕产业链供应链加强合作协调，在前沿技术领域强化创新交流，增加经贸往来和相互投资，并将对亚非拉发展中国家发挥示范效应。 峰会鼓励金砖国家进行金融交易时使用本币，强化金砖国家间代理银行网络，推行自愿、非约束性的“金砖国家跨境支付倡议”（BCBPI），研究建立“金砖国家证券存托结算基础设施”的可能性，探讨成立金砖国家（再）保险公司。这表明，金砖国家针对金融合作的不同环节和关键要素从易到难设置发展目标，既考虑了可操作性，又兼顾了现实困难，推动金砖合作金融系统逐渐成形。 推动公正包容的能源转型 峰会强调落实2030年可持续发展议程应考虑各国不同的国情、能力和发展水平，坚持技术中立原则，使用现有各种能源资源和技术减少温室气体排放，包括但不限于利用减排技术的化石燃料、生物燃料、可再生能源、核能、氢及其衍生物等。这从原则上修正了西方国家仅基于可再生能源等较少能源选择的激进转型路径，为发展中国家推动能源转型扩大发展空间，使其可探索更加灵活、更具韧性、更可持续的能源转型路径。 峰会提出能源安全面临突出风险，金砖国家有必要加强合作，建立自由、开放、公平、非歧视、透明、包容和可预期的国际能源贸易和投资环境。这表明，当前能源安全议题不容忽视，作为能源产品和服务的主要生产者和消费者，金砖国家能源合作潜力巨大，可围绕增加全球能源产业链韧性、提供全球可及且可持续的现代能源资源加强合作，推动能源转型，挖掘金砖成员国的能源发展和合作潜力，协调政策、相互投资，进行技术合作和防控风险，使发展中国家基于能源安全的渐进式能源转型成为可能。 峰会反对以气候和环境问题为借口采取碳边界调节机制等单边措施，鼓励在碳市场领域加强合作，积极开展气候适应项目，增加可再生能源、低排放技术和可持续发展投资。随着能源转型成为全球大势，金砖国家需在能源转型议题上积极发声，为发展中国家争取权益，在碳市场、可再生能源发展、ESG（环境、社会和公司治理）等领域积累实践经验，努力参与国际规则和标准制定过程，使得正在成型的气候变化和能源转型的国际规则充分考虑发展中国家利益。与此同时，我国在光伏、锂电池、电动汽车等领域已形成较强竞争优势，可在金砖国家拓展绿色产业和清洁能源合作过程中发挥引领作用。 原载 2024年11月8日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 《bp世界能源展望》：能源供应三难困境日益严峻 卢雪梅（中国石化石油勘探开发研究院） bp首席经济学家戴思攀在《bp世界能源展望（2024年版）》（以下简称《展望》）报告发布之际警告称，全球能源三难困境加剧，能源替代势在必行。所谓三难困境是指3个方面很难兼顾的困境，包括：能源的平等，即为消费者提供支付得起的能源；能源的安全性，即确保消费者能获得稳定供应的能源，包括价格和地缘政治的稳定性；能源的可持续性，即提供能源的同时尽可能减少对环境的影响等。能源三难困境的提出已非一日，概念虽有过时之嫌，但重要性并未降低，因为无论如何能源转型都需要解决三难困境带来的挑战。 7月10日，戴思攀通过网络向全球直播发布《展望》报告。他表示，能源转型所需时间越长，转型代价就越高昂，就越可能出现混乱无序的局面。未来25年，能源系统将以现在无法想象的方式发生变化，全球一体化能源市场和进口依赖将带来巨大风险，这一点在欧洲地缘政治持续冲突的背景下表现得尤其明显。未来的能源安全既应该强调国内能源生产的优势，也应该强调能源获取多样化、抗压性和稳定性的重要。 2024年的《展望》以2022年的数据为起点，以当前路径和净零两个情景为基准，预测并探讨了2050年前全球能源转型的速度和前景，涵盖了能源的生产和使用、非能源行业去碳、甲烷空燃或泄漏、运输去碳化、化石能源的销售，以及传统生物能源的不完全燃烧等方方面面的演化路径。 当前路径情景是指根据当前各国已实施的气候政策和去碳化承诺（即到2050年，将当前的碳排放水平降低20%）为出发点进行预测。结果显示，按照这个速度发展，不太可能实现全球控制升温幅度仅2摄氏度的目标。并且，全球留在这个发展路径上的时间越长，实现目标的可能性就越小。 净零情景更符合巴黎气候大会制定的目标（即到2050年，将当前的碳排放水平降低95%），即假设各国大幅收紧气候政策、社会行为和偏好也发生巨大向好的转变、更高能效和低碳能源得以广泛采用前提下的能源转型前景。戴思攀指出，两种场景预测互相补充，虽然只是对前景的粗略线描，却能大致勾画出全球能源系统在不同假设条件下的可能演变路径，有助于各国制定应对不确定性的战略。 踯躅不前或将贻误战机 当前，全球低碳能源供应虽有所增加，但其在能源结构中的占比仍不足以满足整体能源需求的增长。换言之，随着低碳能源的增加，化石燃料（未进行碳捕集和封存）的消费也在增加。世界正处于能源消费增加阶段，即新、旧能源或者说化石燃料和低碳能源消费都在增长。 这种现象并非新鲜事，在能源发展史上曾多次发生。19世纪中期，煤炭迅速发展，取代了木材和其他主要能源；约一个世纪后，石油又迅速发展，取代煤炭成为主要能源形式。在这两个阶段，世界在采用新能源的同时，也在继续消耗旧能源，因此能源需求整体上仍呈增加态势。实际上，世界能源消耗一直是持续增加的，这也是全球能源系统面临的历史性挑战。但如果要减少碳排放，就不能无限期地停留在这个阶段，能源系统需要尽快从能源消费持续增长阶段进入能源替代阶段，新能源、低碳能源的增长也需要尽快超过能源总需求的增长，即旧能源或未去碳化的化石燃料消费应出现下降。 虽然两个情景预测结果都表明这一转变即将发生，但何时发生，以及以何种强度发生，却有较大区别。按照当前路径情景预测，能源需求增长阶段将贯穿21世纪20年代，低碳燃料将在21世纪30年代开始替代化石燃料，但直到2050年，化石燃料占一次能源消费的比例将仅从当下的80%降至66%；按照净零情景预测，21世纪20年代，低碳燃料就开始替代化石燃料，并在21世纪30年代、40年代扩大规模，到2050年，化石燃料在一次能源消费中的占比将降到20%左右。但实现这一目标，需要更大幅度地提高能效，更快地发展低碳能源，并减少世界总体能源需求。 石油失宠，天然气接棒？ 两种情景下预测的石油需求都将下降。但在当前路径情景下，石油扮演的角色更重要，到2035年，石油需求将为8000万~1亿桶/日，到2050年将降至7500万桶/日。而在净零情景下，石油需求下降速度加快，到2050年将为2500万~3000万桶/日。随着全球车辆能效和电气化程度的提高，公路运输量下降将成为石油需求下降的主要原因。 与此同时，天然气需求将增长。在当前路径情景下，随着新兴经济体的发展和工业化进程加快，到2050年，天然气需求将增加20%；而在净零情景下，天然气需求将从最初的增长逐渐转为下降，到2050年将下降到目前水平的一半左右。尤其是随着世界各地能源系统的日益电气化，以及风能和太阳能发电份额的增加，天然气需求终将被挤出市场。 未来天然气需求的不确定性意味着液化天然气（LNG）贸易也将充满变数。在当前路径情景下，LNG贸易水平将增加80%；而在净零情景下，将下降约40%。两种情景给出的预测差距较大，将大幅增加能源基础设施投资的不确定性。 电气化大发展势在必行 全球风能和太阳能发电占比一直迅速增长，新兴经济体尤甚，其生活水平也因此提高。目前，电气化只占全球终端能源需求的20%左右。在当前路径情景下，到2050年，这一比例将增至33%；在净零情景下，到2050年，这一比例将增至50%以上。 电力在世界各地的工业、交通和建筑领域都将发挥越来越大的作用。与此同时，风能和太阳能发电占比增长也助推低碳能源的增长和能源替代。两种情景都预测，未来10~15年，风能和太阳能发电占比的增长主要得益于成本的持续降低。但实现可再生能源的快速扩张，风能和太阳能发电都必须以更快速度发展，而这需要从电网基础设施的规划、许可、社会可接受度和规模等方面入手推动。 能源替代延迟意味着什么？ 世界在当前路径情景耽搁的时间越长，实现《巴黎协定》的目标就越难，代价也会更高。尤其是按照当前路径情景预测，世界各国真正采取能源转型政策和行动时将出现无序和混乱场面。这个预测基于一个假设，即世界在不付出巨大经济社会代价的情况下，以有序方式实现全球能源系统脱碳的速度必须要快。 如果加速能源转型的步伐被推迟到21世纪30年代初或中期以后，那么要在控制气温升幅在2摄氏度内的前提下实现有序能源转型的可能性非常低。 加速行动 在净零情景下，能源快速过渡主要取决于全球电力系统的快速全面脱碳。与此同时，工业、交通和建筑行业的快速脱碳也将有助于能源快速过渡。新兴经济体不断增长的需求也将推动电力行业的脱碳。在当前路径情景下，新兴经济体电力需求的迅速增长意味着很难在满足电力需求增长的同时兼顾低碳和现有化石燃料的替代。但在净零情景下，风能和太阳能发电的增长速度更快，有助于尽快替代煤炭。 低碳电力和更高能效可以帮助工业更快脱碳。工业碳排放量大于交通和建筑行业碳排放量总和，因此，工业加速脱碳和提高能效将产生更大影响。可以通过政策激励推动不同行业采用低碳技术加快脱碳，如轻工业提高电气化程度、钢铁行业使用低碳电力和氢能等。实际上，可用技术很多，但如何快速、大规模地应用这些技术是当下面临的挑战。交通行业的脱碳关键是汽车的电气化程度，这对于新兴经济体来说尤为重要。 净零排放未来需要全球共同努力 净零排放目标的实现需要全球共同努力。对于发达国家而言，不仅要重视本国能源系统的脱碳，而且应利用技术优势帮助和支持新兴经济体进行能源转型。 各国在制定政策时还应重视能效的提高。世界能否迅速从能源需求增加阶段转向能源替代阶段、解决能源三难困境，取决于能否大幅提高能效。 未来20年，大量的技术创新将助力全球能源转型，但就当前路径和净零两个预测情景而言，二者的巨大差异无关发明或技术突破的欠缺。正好相反，这个差别在于对已知技术的快速、广泛应用，这些技术包括风光发电、电气化、氢能，以及碳捕集、利用和封存（CCUS）等。 原载 2024年8月23日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 从欧洲国家可再生能源政策 看转型发展之路 郭 欣（全球能源互联网发展合作组织新型电力系统专委会） 随着可再生能源的快速发展，欧洲面临的负电价和高电价双重挑战成为社会关注的焦点。自欧洲能源危机爆发以来，对能源转型目标及相关政策的调整呼声日益高涨，激进派主张加速转型，而保守派则希望减缓转型速度。作为妥协，欧盟已多次调整能源政策。 丹麦和德国可再生能源的发展目标及代价 许多欧洲国家很早就确立了可再生能源的发展目标，计划在2050年完成能源转型。在这些国家中，丹麦和德国的可再生能源发展速度领先，其发展目标也远比其他欧洲国家更为激进。 截至2024年，丹麦在可再生能源的整合方面仍全球领先，尤其在风能领域表现突出。根据丹麦能源署数据，丹麦约81%的电力来自可再生能源，其中风电占据主要份额。丹麦的可再生能源战略确立了雄心勃勃的目标，包括在2030年前彻底淘汰电力生产中的煤炭使用，并在2035年前实现电力和供热系统100%无化石燃料化。 2023年德国的新能源占比为56%，其中风电为31%，比上年增长30%，首次超过了煤电。2024年4月，德国可再生能源发电占比达到70%。 随着可再生能源比例的快速增长，德国将在2050年实现80%可再生能源占比的目标提前至2030年完成，并计划在2045年前完成全面能源转型，比原计划提前了5年。 高电价削弱了德国制造业和出口的竞争力，此前，主流观点较为乐观，认为随着可再生能源补贴的不断降低，电价会回落到正常水平，而且德国政府对高耗能企业进行了补贴，避免对重工业出口的影响。然而，德国2022年按计划取消对可再生能源的补贴后，电价并没有像预计的那样回落到正常水平，而是仍然保持在高位。这是因为局部地区冲突出现后，德国失去了依赖俄罗斯廉价能源的商业模式，能源转型不限于电力领域，还要包括供热和交通领域。 此外，德国的工业负荷中心位于南部，需要建设高压直流输电线路，以将北部的海上风电送到南部，地下电缆增加了电网建设成本，这也是德国海上风电开发速度远不及英国的原因之一。 据预测，到2035年，德国电网成本和电费将翻倍。随着家庭光伏发电普及，电费压力将转移至企业，这将刺激部分企业大举投资用于自给自足的电力需求。然而，对大多数企业来说，并没有这种条件，也没有发展光伏需要的大量空地。实际上，发展可再生能源的政策越激进，越影响工业竞争力和居民生活水平。无论是可再生能源补贴还是电费上涨，最终都由电力消费者承担。 欧盟能源政策的修改及其影响 欧盟能源政策的修改分为两步：首先，讨论将核能和天然气纳入可持续能源范畴；其次，制定了推动可再生能源发展的合同形式，并提出了虚拟交易枢纽机制和容量市场。 欧盟于2022年决定将核能和天然气纳入其可持续投资分类框架，作为可持续能源。这一决定引发了广泛争议，并在欧盟内部引起激烈辩论。由绿党参与的德国政府反对将核能归类为可持续能源，而法国政府则支持这一决定，并联合其他国家共同开发小型核电。 尽管德国保守党派已将小型核电列入竞选纲领，但由于强大的反核势力，德国难以重启核电。大型企业的高耗能产业可能不得不在2035年之前转移到电费更低的国家。因此，德国的去工业化速度可能加快，甚至可能成为能源转型的牺牲品。 欧盟还致力于改革电力市场，旨在避免消费者承担过高的电价，继续推动可再生能源的发展。根据欧盟提出的建议，欧盟放弃了对短期市场规则的改革，采用了双边差价合约（CFDs）和电力购买协议（PPAs）的公共担保来激励可再生能源的投资。 如果市场价格低于招标价格，可再生能源的发电商会得到差额的补助。如果市场价格高于招标价格，发电商必须返还差额。也就是说，双边差价合约实际上取消了过去浮动市场溢价模型中发电商可以保留的额外盈利部分。 电力购买协议分三种形式：现场购电、离现场购电及套管购电。对德国企业来说，由于可以减免过网费用，现场购电协议最有吸引力。例如，德国的钢铁巨头蒂森克虏伯公司采用风电直供模式，40%的用电来自附近风电场，大大减少了过网费和电费。 乌尔姆市的铜加工企业威兰集团最近与能源公司Vattenfall签署了一项现场购电协议。根据协议，位于勃兰登堡州瑙恩的新光伏电站，将在未来10年为威兰集团提供太阳能电力。能源公司Vattenfall每年将提供约46吉瓦·时的电力，这相当于威兰公司在德国电力需求的10%。 在光伏系统运行20年的情况下，每千瓦·时光伏发电的成本为9~12欧分。根据欧盟的规定，现场消费的电力不需支付过网费用、附加费和税费。在德国，这些费用根据电网区域的不同至少为9欧分/千瓦·时。节省下来的电网传输费用可以作为额外利润由设备运营商获取。因此，现场消耗的电力越多，经济效益就越高。 根据德国能源署的一项研究，到2030年，购电协议在德国的总量可能达到192太瓦·时，相当于满足德国四分之一的电力需求。欧盟电力市场改革协议也可能进一步助推增速。 相关启示和可能的借鉴 欧洲尤其是德国的经验表明，激进的能源转型和减排目标会严重影响工业竞争力，并导致高电价引发的民众不满。小型核电具有模块化、灵活、安全等优势，适合在无法建设大型核电站的地区使用，过于激进的核电政策不可取。 随着我国越来越多的可再生能源发电项目实现平价上网，特别是在海上风电领域，我国的补贴政策更多是通过固定电价或竞价确定的补贴电价，侧重于逐步减少补贴，推动市场化运作。 目前，我国还没有广泛实行电力购买协议，尤其是现场购电协议直供的方式。这种商业模式可以减轻企业在能源转型和减排方面的负担，还能降低电网投资费用，减少负电价现象，特别适合高耗能企业，值得借鉴。 欧洲的现场购电协议还允许发电商自建输电线，无须缴纳过网费。这对电网企业是一大挑战，在我国实行起来可能遇到许多困难。 据报道，我国许多浅水区海上风电项目的核准工作已接近尾声，发电集团在海上风电开发中表现尤为突出。然而，油气集团可以利用在海上油气开发中的技术和经验，比如浮式海上风电采用石油平台技术等优势。特别是在深海区域的配套产业链方面，油气集团仍有许多机会。我国工业负荷中心多位于沿海地区，如果海上风电允许现场购电协议直供方式，不必承担长距离输电的成本压力，甚至允许自建输电线省去过网费，这将成为一种非常具有生命力的新商业模式。 这种模式在经济上比“三北”风电需要特高压远程输电更具优势，也更容易实现电力消纳，因为海上风电稳定持续，年满负荷发电小时数最高可达4500小时，与传统火电几乎没有区别。可以解决可再生能源的消纳难题，还能大幅降低工业电价。 能源转型涉及电力，还包括供热和交通。过度强调电力化会增加对可再生能源的需求，并导致电网费用翻倍。因此，供热与电力转型的解耦是一个重要课题。在传统能源系统中，热电联产是一种常见模式，而在可再生能源系统中，则倾向于热电解耦。例如，冬季供热时，通过热电解耦，可以独立供热而不需发电，还能在周末停止热电厂运行，减少负电价现象和利润损失。 电转热技术正成为一种将多余电能转化为热能的有效手段。丹麦早在20世纪80年代就开始研究和推广大型热泵技术，随着技术进步和成本降低，这一技术的应用范围大为扩展。丹麦的负电价在2020年前主要发生在冬季风电过剩时。随着电转热和热泵技术的普及，风电对供热的贡献逐渐增大。从2020年开始，负电价由于光伏发电的增加只在夏季出现。这体现了这两种技术在电力和供热系统整合中发挥的重要作用，也值得推荐。 现场购电协议直供方式与中国增量配电网有直接关联。根据德国经验，应该发展增量配网，即电热综合网络，而不是单一的增量配电网，这样可以同时解决热电直供和解耦问题，并大大减少管廊建设和维护费用。 由于局部地区冲突引发天然气危机，德国的许多工业企业已将燃气电厂改造为多燃料综合电厂，这些电厂可以使用天然气，还能使用油，甚至煤粉。我国燃气电厂数量较少，发电系统灵活性明显不足，可以考虑这种方式作为提高能源系统灵活性和降低负电价的一种补充措施。 综上所述，欧盟在可再生能源政策上的调整经验，对我国能源转型发展具有重要借鉴意义。通过灵活的政策调整和具体措施，我国可以实现更为平稳和可持续的能源转型发展。 原载 2024年第9期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 国际石油公司务实推进能源转型 侯明扬（中国石化石油勘探开发研究院） 雪佛龙10月初宣布，计划以65亿美元的价格向加拿大自然资源公司出售部分油气资产，包括位于艾伯塔省的阿萨巴斯卡油砂项目20%的股权，以及Kaybob Duvernay页岩油气资产70%的股权等。此次交易完成后，加拿大自然资源公司将获得阿萨巴斯卡油砂项目6.5万桶/日的原油产量，以及Kaybob Duvernay页岩油气资产2025年后约6万桶油当量/日的油气产量，而雪佛龙则“清空”了加拿大油砂资产。 油气业务重获重视 2020年下半年至今，国际油价出现一轮大幅上涨，并在较高价格区间持续波动，推动各国石油公司在油气勘探开发等传统上游业务中获利丰厚。在此背景下，部分国际石油公司调整了经营目标，重新重视油气业务，被市场评论解读为“能源转型战略生变”与“开倒车”。 2020年，bp计划将2030年油气总产量降低40%，但在2024年四季度宣布彻底放弃该目标，重新寻求增加墨西哥湾和中东等关键地区的油气产量。壳牌也在2024年3月宣布调整2021年启动的“赋能进步”能源转型战略，将此前确定的“2030年碳排放强度降低20%”的目标下调为降低15%~20%，并强调2030年前将保持石油产量稳定。 此次雪佛龙剥离加拿大油砂等“高碳”资产，传递出一个清晰的信号，即国际石油公司仍在坚持推进能源转型战略，且实施路径更务实有效。从转型方向看，雪佛龙仍坚持面向低碳能源的转型策略，不断降低油砂等“高碳”资产在上游业务组合中的占比，努力向投资者展现公司实现净零排放目标的决心，既符合全球能源行业未来发展趋势，也有助于获取更广泛的市场认同，该公司股价在此次资产剥离交易宣布前后出现一波10%左右的上涨。 资产“归核化”提升上游业务质量与效益 从转型路径来看，雪佛龙认为，只有依靠传统油气业务产生的现金流，才能确保有足够资金满足新能源领域的投资需求。因而该公司把现阶段持续强化传统油气业务作为支撑能源转型的基础，通过资产“归核化”提升上游经营的发展质量与效益。 一方面，实施资产分布地域“归核化”策略，将主要油气产量聚焦美国本土、哈萨克斯坦、澳大利亚、地中海东部和圭亚那附近海域等战略核心区域，出售加拿大的油砂和页岩油气等非战略核心区域资产。 另一方面，实施资产类型“归核化”策略，摒弃油气上游业务“大而全”的思想，聚焦“优质常规油气+页岩油气+液化天然气（LNG）相关资产”等，加速剥离非核心低效资产强化竞争优势、实现协同效应最大化，为能源转型集聚力量。 除了通过优化油气资产结构推进能源转型，国际石油公司也在增加对可再生能源和减碳业务的直接投资。 从投资金额的角度看，能源咨询公司伍德麦肯兹估测，未来十年，石油行业推进能源转型的投资预算将呈稳步增长态势，2024年石油行业能源转型投资将达到创纪录的500亿美元，其中超过1/2的金额将投向可再生能源。 从石油公司的角度看，壳牌、道达尔能源、bp这三家欧洲石油巨头，以及沙特阿美和阿布扎比国家石油公司这两家中东国家石油公司，在可再生能源领域投资力度相对较大，每年平均超过50亿美元；雪佛龙、埃克森美孚，以及西班牙雷普索尔等公司则处于“第二梯队”，投资预算在20亿美元左右。 从投资项目的角度看，中国石油《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2024年）》报告统计，2023年以来，国际石油公司普遍增加了对低碳新能源项目的投资。其中，欧洲石油公司采取积极多元化的策略，重点布局海上风电、光伏、氢能、低碳燃料等相关项目；美国石油公司采取适度脱碳策略，重点布局碳捕集、利用与封存（CCUS），以及低碳燃料、氢能等项目；国家石油公司则专注于油气勘探开发相关的减碳业务，重点发展以CCUS为主的碳减排和低碳燃料项目。 走适合自身发展的低碳转型道路 近年来，中海油重拾新能源产业，将“绿色低碳转型”列为公司三大工程，把构建“双碳”制度体系作为紧迫任务抓紧抓实，把打造零碳油气产业链作为现实路径抓紧抓实，把推动新能源新产业发展作为转型方向抓紧抓实，充分利用自身海洋优势，促进油气和新能源业务融合发展，积极推进海上风电规模化、效益化发展，走适合自身发展的低碳转型道路，为国内能源公司探索能源转型起到了良好的示范作用。 事实上，近年来《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》和《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》等国家能源经济政策的出台，为我国石油公司务实有序推进能源转型战略指明了方向：一是要加强能源产供储销体系建设，坚持先立后破保障国家油气供应安全；二是要统筹推进油气供应安全和绿色发展，加快形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局；三是要大力发展非化石能源，根据公司特点和优势加快探索清洁能源产业布局。 原载 2024年11月8日《中国石化报》第6版 责任编辑 王钰杰 石油公司低成本布局应对市场变局 张忠民 褚王涛 孔祥宇 李 晋（中国石化石油勘探开发研究院） 近年来，国际石油市场持续动荡，油价波动成为常态，尤其是9月底以来，中东局势升级再次引发业界对油价的关注。从长远来看，全球正加速向低碳、绿色的能源体系转型，传统化石燃料需求的长期趋势或将逐渐减弱。能源转型背景下的长期石油供求变化和短期油价波动都可能导致企业盈利能力遭受挑战，低成本布局核心油气业务已成为国际石油公司应对未来高度不确定的石油市场、实现可持续发展的重要战略举措，同时也为我国石油公司统筹发展与安全、科学制定境外油气业务发展战略提供了有益借鉴。 全球能源变局下的战略选择 回顾历史，国际油价呈现宽幅周期性波动的特性。在纷繁复杂的国际能源市场环境下，石油公司不仅在日常经营中采取“逆油价周期”的灵活策略，更重要的是通过低成本布局超前应对长周期油价下行的风险，为可持续发展夯实具有成本竞争力的资源基础。 全球能源发展进入油气供给宽松期。全球经济降速、需求疲软叠加美国页岩革命带来的充足供应，使得布伦特油价从2014年年中110美元/ 桶上方跌至2016年1月约26美元/桶。石油巨头的关注点开始从供给峰值转向需求峰值。bp在《石油需求峰值与长期油价》报告中指出，需求峰值将根本性改变全球原油供需格局，即从长期供不应求到长期供给过剩。而在长期供给过剩的环境下，国际油价大概率将长期围绕主要产油国边际成本低位运行。在这种背景下，欧佩克+限产保价机制应运而生，该机制自2016年11月形成后立即成为国际油价主控因素，并延续至今，支撑了国际油价重返中高位运行，也侧面反映了全球能源发展已进入油气供给宽松期。 欧佩克+“失灵”引发资产搁浅风险。2020年新冠肺炎疫情暴发，由于欧佩克+未能及时达成扩大限产共识，布伦特油价暴跌至30美元/桶下方，造成埃克森美孚、雪佛龙、壳牌、道达尔、bp、康菲共计减少了近800亿美元的资产。道达尔能源在2020年第2季度财报中披露，进行了高达81亿美元资产减值，并将两个油砂项目列为搁浅资产。资产搁浅风险指需求下降、油价下跌等因素使得高成本油田价值大打折扣乃至生命提前终结，成为搁浅资产。由此可见，油价波动是关乎石油公司发展的重要因素，石油公司在年报等对外披露报告中均将油价波动作为重点提示的风险因素。石油公司只有拥有成本竞争力，才能跨越油价波动周期，赢得长期可持续发展的空间。 能源转型背景下油价下行风险加大。国际能源署（IEA）在《2023年世界能源展望》报告中预测，随着各国政府投资增加可再生能源产能，以及越来越多的消费者使用电动汽车，全球对石油和天然气的需求将在2030年前达到峰值。从长远来看，全球正加速向低碳、绿色的能源体系转型，传统化石燃料需求的长期趋势或将逐渐减弱，油价下行风险升高。因此，对于石油公司而言，如何在这一转型过程中实现可持续发展，成为亟待解决的问题。目前石油公司普遍采取与2050年碳中和目标相协调、可持续发展的全球油气业务布局原则，即低成本布局战略。 国际石油公司低成本布局路径 为应对能源转型可能给油气上游带来的不确定性风险，麦肯锡、伍德麦肯兹等咨询公司提出了扩大“优势资源”规模的发展理念。“优势资源”即具有成本竞争力、能够开发生产并实现经济效益的资源。国际石油公司积极探索低成本布局路径，扩大“优势资源”规模，从而为实现可持续发展奠定坚实的资源基础。 构建低成本布局企业战略。以道达尔能源为例，该公司明确提出了低成本布局战略，并计划2050年原油日产量达到30万桶，均来自低成本油田。公司优选低成本布局实施路径，结合自身比较优势，将勘探作为油气业务的价值创造引擎。同时根据权威机构对全球能源前景的分析，将发展战略与全球能源转型的步伐节奏保持协调一致。 制定低成本布局决策标准。bp严控长期油价下行风险，将2025年和2030年布伦特油价参数均设定为70美元/桶，将2040年和2050年布伦特油价参数分别设定为63美元/桶和50美元/桶。为促使油气投资尽早回收，bp将原油项目和天然气项目的投资回收期分别设定为10年和15年。此外，为防控碳定价的上涨风险，bp还引入企业内部的碳定价机制以及碳价压力测试机制，将2025年、2030年、2040年和2050年的内部碳定价参数分别确定为54美元/吨二氧化碳当量、108美元/吨二氧化碳当量、216美元/吨二氧化碳当量和270美元/吨二氧化碳 当量。 竞购低成本油气资产。由于近年来深水、非常规资源的开发成本快速下降，各公司开始将上游业务重心转向这些低成本、高潜力的区块。2023年10月，埃克森美孚公司宣布合并先锋自然资源公司，交易金额595亿美元，目标资产为后者在美国米德兰区域的非常规油气资产，其2021年至2023年的完全成本分别为24.3美元/桶、33.4美元/桶和29.3美元/桶。同月，雪佛龙宣布合并赫斯公司，交易金额530亿美元，目标资产主要为后者在圭亚那的油气资产以及美国陆上非常规油气资产、墨西哥湾油气资产，其2021年至2023年的完全成本分别为38.2美元/桶、44.9美元/桶和41.4美元/桶。 将勘探作为重要布局路径。在全球加快能源转型的背景下，埃尼公司坚持勘探布局与投入，形成了遍布苏里南、埃及、印尼等重点国家海域以及阿尔及利亚等重点国家陆上含油气区的勘探资产组合。2020年至2023年，该公司大幅加大勘探投资，发现油气资源从4亿桶油当量上升至9亿桶油当量。2024年，埃尼公司被伍德麦肯兹评为最受尊敬的勘探公司。 通过一体化提升成本韧性。石油巨头通过灵活调整自身组织机构，促进一体化优势的有效发挥。2020年，低油价给石油行业带来严重冲击。bp将全部油气业务整合到生产经营板块，并集中bp全球最优秀的油气业务专家，提升油气业务的成本韧性。同年，埃尼公司也将全部油气业务整合为自然资源板块。2023年，壳牌着手加强油气业务的上下游一体化协同，以提升成本竞争力与盈利能力。 我国石油公司应优化境外油气业务低成本布局 当前是我国石油公司境外油气业务迈向高质量发展的关键时期，面对油价波动的市场环境以及能源转型给中长期油价波动带来的新的不确定性，低成本布局将成为我国石油公司化危为机、增强竞争实力的重要战略性抉择。 建设低成本布局战略规划体系。树立低成本布局战略思维，油气业务布局向具有成本竞争力的“一带一路”沿线油气资源国倾斜，为长期可持续发展争取战略主动。以资源为基础、投资环境为约束、成本为导向，建立油气业务布局的综合评判模型，通过对油气资源国的量化排序，精准选好低成本布局战略实施路径；对于新兴以及以海域、非常规为主要合作领域的油气资源国，尤其要充分考量成本竞争力。针对存量油气资产做好资产搁浅风险的超前研判，兼顾好当前与长远，既要充分发挥存量资产价值创造作用，又要提升运营决策效率，稳步推进低成本战略落实落地。 科学开展低成本布局评价。制定覆盖境外油气业务全生命周期的油气价格参数，近中期若遇中高油价周期，可适度提高油价参数，长期则严控油价参数、规避资产搁浅风险。强化投资回收期参数的使用，优选合同期内能够快速规模上产和回收投资的境外油气项目；境外天然气项目投资回收期可适度长于境外原油项目。对境外项目所在资源国暂时未规定碳定价的情况，制定企业内部碳定价参数，开展碳定价风险压力测试，为决策提供参考。 多举措提升业务的成本韧性。通过谈判性议标与公开性竞标等低成本途径，加大富油气国家新区带、新领域和新层系勘探阵地获取及勘探力度，力争实现战略性突破，降低油气资源获取成本。优先布局资源禀赋优、生产成本低、所在国对华关系好的陆上规模油气开发项目，择优布局深海、非常规等生产成本相对较高的规模油气开发项目，要低成本扩大合作领域与规模。充分发挥上下游、甲乙方、国内外等一体化优势，探索延伸产业链条，努力打造一体化发展的境外油气供应基地，综合提升油气业务的成本韧性。 引导企业间有序竞争与合作。面对低成本布局战略带来的重点目标国家趋同的问题，要主动加强沟通，避免过度竞价等无序竞争行为。加强重大项目、产业链不同环节、基础研究和技术装备攻关等方面的合作，提升企业境外油气业务成本竞争力。面对政局变化、政策走向等国别风险以及对油气业务成本带来的影响，要加强风险信息与应对经验分享，共同提高风险防范化解能力，为低成本布局提供有力保障。 原载 2024年10月18日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰 巴斯夫转型发展的“四大战略”及其启示 王胜春（中国石化经济技术研究院） 根据2024年美国《化学与工程新闻》（C&EN）公布的“2024年全球化工企业50强”，德国巴斯夫公司（BASF）以2023年化学品销售745亿美元位居全球第一。在当前经济和市场环境下，巴斯夫也正在积极寻求转型，追求更高品质的发展。作为世界头部化工企业，其转型发展战略值得同行研究学习和吸收借鉴。 “四大战略”确立发展新方向 巴斯夫目前推行的发展战略被命名为“制胜有道”（Winning Ways）战略，包括四个模块，分别是聚焦（Focus）、加速（Accelerate）、转型（Transform）和制胜（Win）。 通过“聚焦”战略，巴斯夫把主要业务分成核心业务和自主业务，并进行差异化管理。核心业务包括化学品、材料、工业解决方案和营养与护理，这些业务与巴斯夫的价值链及一体化生产体系紧密相连，通过高效利用资源、卓越运营和成本效率来创造价值。自主业务包括环境催化剂和金属解决方案、电池材料、涂料和农业解决方案，这些业务服务于特定行业，巴斯夫将为它们提供更多战略和运营上的灵活性，以应对市场的特定需求。 “加速”战略则是要加快价值创造和简化组织结构。巴斯夫将通过更精简和差异化的集团管理来赋能其业务，提升各运营部门对其所负责业务的责任担当，并引入一个强化的绩效管理系统，使激励措施与部门特定成绩紧密连接。 “转型”战略的核心是推进绿色转型。巴斯夫将分阶段推进绿色转型，稳步实现其气候保护目标。比如，公司预计到2030年，实现范围1（建筑物和车辆的直接排放）和范围2（从公用事业购买的能源产生的间接排放）的温室气体排放量较2018年减少25%；到2050年，实现生产、能源采购和原材料采购的温室气体净零排放等。 “制胜”战略的核心是巴斯夫将在公司内部推动建立以“责任担当、提升速度、加强绩效引领”的企业文化。巴斯夫认为企业文化是员工行为的内在驱动力，是战略成功实施的关键，只有优秀的企业文化才能成就优秀的公司。 积极行动推动战略落地 为了加快推动“四大战略”落地，巴斯夫采取了一系列具体措施，积极推动战略落地。 一是业务剥离与资产优化。近两年来，巴斯夫持续剥离了包括油气勘探与生产业务、部分化学品生产工厂等在内的非核心资产，以优化资产结构，降低运营成本。他们将旗下石油天然气子公司Wintershall Dea的勘探与生产（E&P）业务出售给总部位于英国的油气公司港湾能源公司Harbour Energy。2023年Wintershall Dea的日产油量为32.3万桶，证实储量约为15亿桶石油当量，将如此规模的油气资源出售，体现了巴斯夫的战略转型决心。此外，巴斯夫还剥离了内燃机汽车的排放催化剂业务、食品添加剂部分工厂、涂料部门部分业务等。 二是加大新业务投资力度。巴斯夫通过剥离非核心资产，更加聚焦于化学品、材料等核心业务。在材料领域，巴斯夫计划规划投资40多亿欧元用于电动汽车电池材料业务，以满足新能源市场的快速增长需求。此外，巴斯夫还积极拓展新能源相关材料市场，如碳纤维、光伏胶膜等，以进一步巩固其在新能源领域的市场地位。 三是精简组织架构与优化运营体系。为了适应新战略，巴斯夫以“扁平化”为导向，大力简化组织层级、缩短行政流程。进一步加强共享服务中心职能，调整业务服务范围，增强“全球工程服务部”“全球数字服务部”等跨职能服务部门的能力，以此降低成本提高效率。 四是积极运用新技术。巴斯夫积极推动数字化转型，通过应用人工智能、大数据等先进技术来提升生产效率和加速创新。他们在全球范围内应用人工智能技术来优化生产流程、提高产品质量，并加速新产品的研发。在生产领域，巴斯夫在智能制造方面进行了大量投入，通过引入先进的自动化设备和智能管理系统，实现生产过程的智能化和自动化，提高生产效率和灵活性。 五是打造战略转型文化。战略落地需要企业员工高度认可并积极投入，巴斯夫以更简单的组织、更强的责任感、更明确的绩效考核、更高的效率来激发员工的自主性，由此形成一种以“责任、速度、绩效”为导向的战略转型文化，以支持其长期的可持续发展和市场竞争力。 从中获得的启示 巴斯夫的“四大战略”正在推进中，其采取的各项举措可以给我们提供诸多启示： 第一，战略重在执行。战略是企业在经营过程中，基于对环境、自身、对手、趋势等做出的研判，为实现长期目标制订的一系列行动计划和决策。战略制定后，要通过战略解码、经营计划、绩效考核等予以落实落地。如果没有强有力的执行，再好的战略、再宏大的愿景，也只能是一纸空文。 第二，战略落地要以资源投入为前提。战略落地，势必要对传统的业务结构进行调整，要把企业发展的总方向扭转到战略指明的新方向上，这就需要资金、人力、经费等资源进行投入，战略应该成为各类资源投入的总指挥。相应地，资源投入是否体现了战略要求，也是评价战略是否真正发挥作用的标准。 第三，战略执行需要有配套的体制机制。企业在长期稳定运营过程中，势必会形成与现有业务相适应的组织架构、体制机制。绝大多数大型企业还会患上“大公司病”，出现机构重叠、人浮于事、职责不明等问题。新战略在落地过程中，必须要进行体制机制改革，要构建与之相配套的新的组织架构。尤其是在当前数字化水平持续提高、市场竞争日趋激烈的情况下，以客户为中心、扁平化为导向的组织结构是企业组织形式改革的总趋势，只有这种结构才能使市场信息、市场压力、客户需求在企业经营决策中得到快速反应。 第四，要积极运用新技术。近些年，以信息化、互联网化、移动化、数字化等为代表的新技术层出不穷、快速迭代，这些新技术的发展一方面为加强管理、提升管理效率提供了工具，另一方面也为提高科研效率、增强应对市场需求的能力提供了可能。 第五，积极的转型文化非常重要。企业文化是企业内部共有的价值观、行为规范和工作方式的总和，它在企业经营中有指导员工行为、增强凝聚力、提升员工士气、提高忠诚度等作用。在战略转型过程中，还可减少变革的阻力、保持行动的一致性和协调性、促进结构调整和流程优化。战略转型通常意味着利益格局的重新调整，只有在积极的转型文化支撑下，才有可能最大限度地凝聚共识、团结力量、调动积极性、加快转型进程，推动企业战略顺利落地。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 欧佩克+对国际油价未来走势影响 或持续加大 侯明扬（中国石化石油勘探开发研究院） 6月初，沙特、俄罗斯、伊拉克、阿联酋、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼等8个欧佩克+成员国，在沙特首都利雅得共同出席第37届欧佩克和非欧佩克部长级会议，商讨原油产量政策。根据利雅得会议官方声明，首先，欧佩克+全体成员决定将2022年和2023年宣布的共计366万桶/日的集体减产协议延长至2025年底；其次，上述8个欧佩克+ 成员国决定把去年11月达成的220万桶/日自愿减产协议延长至2024年9月底，并在2024年10月~2025年9月视市场情况决定如何恢复自愿减产部分产量等事宜；最后，欧佩克+调整2025年原油总产量目标为3972.5万桶，除了阿联酋和尼日利亚的产量目标分别上调30万桶/日和12万桶/日，其余成员国产量目标基本与2024年保持一致。 受此次会议可能讨论并出台恢复欧佩克+部分原油产量预期，以及会后声明四季度后逐步恢复自愿减产部分产量等影响，5月29日~6月4日，国际油价连续5个交易日持续下跌，总跌幅接近10%，自2月底后首次跌破80美元/桶。而在稍后举行的圣彼得堡国际经济论坛上，沙特能源大臣萨勒曼等欧佩克+成员国官员充分展示了对市场变化的快速响应能力，以及稳定市场的决心，国际油价随后应声上涨，至6月12日基本恢复至利雅得会议前的价格水平。6月19日，布伦特原油价格为85.07美元/桶。 欧佩克+会议并未改变国际原油市场的供需形势 从整体上看，此次欧佩克+的利雅得会议没有从根本上改变现阶段国际原油市场的供需形势，因此短期内无法显著改变国际油价整体走势。 在需求侧，虽然各主要机构的预测结果有所差异，但均认为近中期全球原油市场需求难以出现大幅上涨。其中，国际能源署（IEA）近期表示，未来石油需求增长将由印度和中国等亚洲经济体主导，鉴于现阶段经济低迷和清洁能源持续发展，预计2024年需求增长为96万桶/日，2025年需求增长为100万桶/日，分别较前期略有下调。美国能源信息署（EIA）在6月短期能源展望报告中披露，将2024年全球原油需求增长预期上调18万桶/日，至110万桶/日，将2025年全球原油需求增长预期上调8万桶/日，至150万桶/日。欧佩克月报对2024年和2025年全球原油需求增长预期分别维持在225万桶/日和185万桶/日不变。 在供给侧，除了欧佩克+宣布个别成员国明年产量将略有增长，美国能源信息署也在6月上旬预测称，2024年美国原油产量将增加31万桶/日，2025年将增长47万桶/日，与前期预测基本一致。此外，虽然市场对圭亚那和巴西等南美国家的原油增产寄予厚望，但其现阶段表现难以对全球原油市场产生较大影响。 欧佩克+对全球原油市场的影响力不减反增 不可否认的是，近年来欧佩克+对全球原油市场乃至油价波动的影响力正在持续加大。自2011年页岩油产量首次突破100万桶/日以来，美国页岩油生产企业之后近十年内逐渐形成了“高投入、高负债、高增长”的发展模式。由于美国页岩油生产商数以千计，且产业发展遵循“倡导开放市场下的自由竞争”和“价格机制是一切调节的原动力”的新古典主义经济学理论，导致其产量增长趋势与国际油价，特别是WTI价格波动高度相关，成为这一时期国际油价波动的重要推动因素，并显著降低了欧佩克“定额制”产量对市场的影响力。 但2020年以来，一方面，随着《巴黎协定》和《格拉斯哥宣言》等为代表的全球性气候与环境治理机制不断强化未来能源转型预期，美国页岩油生产企业呈现出严守投资纪律、优化资产负债结构、注重股东投资回报等新经营特点，美国页岩油产量也明显低于市场预期。另一方面，欧佩克+限产保价策略的表现日渐突出，欧佩克+在2020年达成减产协议后，又通过巩固部长级协商会议机制，以及发起“自愿减产”等措施，积极稳定油价，并取得了良好效果，推动布伦特原油价格在过去3年的大部分时间里都超过75美元/桶。萨勒曼还强调，“欧佩克+有能力稳定原油市场，未来只有当世界市场的供需平衡符合欧佩克预期时，才会实现预定的增产”。 国际油价或在70~90美元/桶的较高价格区间持续宽幅波动 基于欧佩克+对全球原油市场的影响力持续加大的判断，预计国际油价未来一段时期内可能在70~90美元/桶的较高价格区间持续宽幅波动，主要包括以下3个具体原因。 首先，国际油价不宜“过高”，高油价将进一步刺激全球能源市场加快转型发展。虽然过去20年全球在能源转型方面投入了数万亿美元，但替代能源仍无法大规模取代化石能源，化石能源在全球能源结构中的占比在21世纪几乎没有下降，只是从83%下降到80%。然而，国际油价长期位于90美元/桶甚至100美元/桶以上，将进一步刺激各类新能源发展。如果某项新能源或储能技术取得实质性突破，将对全球原油需求产生颠覆性影响，这明显不符合现阶段欧佩克+的根本利益。 其次，国际油价不宜“过低”，低油价将影响欧佩克+成员国的财政收入水平。油气收入占大部分欧佩克+成员国财政收入的70%以上，因此维持稳定的油价有助于这些国家财政收支平衡。以沙特为例，根据国际货币基金组织（IMF）的测算结果，其需要布伦特原油价格维持在每桶81美元左右才能平衡财政预算。因此，欧佩克+采取延长减产协议等手段以支撑油价在所难免。 最后，油价波动不宜“过平”，宽幅震荡的价格风险将在一定程度上约束中长期市场投资。以美国页岩油为例，2022年至今，资本市场上的投资者增加对页岩油气生产企业投资的理由已不再是基于未来的产量增长前景，而是基于企业能通过定期或可变的股息分红和回购股票等手段向股东稳定返还利润。一旦市场存在较大价格波动风险，将限制投资者对此类“现金牛业务”的投资水平，这在客观上也有利于欧佩克+维持全球原油市场占有率。 原载 2024年6月21日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 世界炼油工业发展趋势展望 葛少辉（中国石油石油化工研究院副院长） 当前，在“双碳”进程加速演进和全球地缘政治格局发生重大变化的情形下，世界炼油工业仍处于稳步发展阶段，全球炼油能力持续增长，在庞大且复杂的全球能源和化工原料供应体系中发挥着至关重要的作用。同时，炼油工业面临区域发展不平衡、市场需求多元化、技术创新驱动及政策多变等多重挑战和机遇，行业需要不断创新和优化以适应新形势，实现可持续发展。 全球炼油能力持续增长，呈现区域化差异化发展趋势 从总体上看，全球炼油能力处于稳中有增的趋势。受新冠肺炎疫情及其对全球经济冲击带来的影响，2021年全球炼油行业关闭产能超过了新建产能，炼油能力在过去30年来首次出现下降。随着全球及中国经济的稳步复苏，石油产品的需求显著增加，全球炼油能力持续增长，但增速有所放缓。据统计，2023年全球炼油能力新增约8600万吨/年，增至51.8亿吨/年，据国际能源署（IEA）预测，2030年全球炼油能力将达到53.3亿吨/年。此外，未来5~10年，炼油能力将持续超过消费需求，装置开工率维持在80%左右。 从地域来看，世界炼油行业呈现区域化差异化发展趋势。近年来，随着全球经济重心的东移，全球炼油重心也随之东移，亚太和中东地区成为全球炼油产能扩张的主要区域，欧美地区的炼油能力则呈下降趋势，且这一趋势预计在未来几年内将持续。据IEA预测，到2030年，亚洲地区的新增炼油产能将占全球新增产能的85%。 具体来看，亚太地区拥有全球最大的炼油能力，受地区石油消费需求强劲增长的推动，中国、印度等新兴经济体已成为全球新增炼油产能最大的地区，不仅来源于新建大型炼化一体化装置，也来源于现有炼油厂的产能扩张。其中，中国已于2021年超越美国成为世界上炼油能力最大的国家，2023年国内炼油能力进一步提升至9.36亿吨/年，千万吨级炼厂增加至36家。此外，除了2024年9月裕龙石化（一期部分装置投产）和即将投产的镇海炼化、大榭石化扩建项目，未来5年内仍将有古雷石化二期、华锦阿美等炼化一体化项目投产，产业集中化和规模化程度日趋提高，且原油一次加工能力不超过国家限定的10亿吨/年红线。中东地区，沙特阿拉伯、阿联酋和科威特等主要产油国的炼油产业也快速发展，近年来炼油产能有显著增加。在美国，受需求下滑和出口市场萎缩的影响，炼油行业在未来几年将面临重大挑战，一些美国炼油商采取进一步改造和重组措施，以保持行业竞争力，例如Phillips 66将其位于加州的炼油厂改造成生物炼油厂。而受欧盟燃油车“禁售令”及碳税征收等相关ESG政策的影响，传统炼油产品的需求增长预期放缓，欧洲企业不再追求炼油体量的扩张，关闭了部分经济性差、环保压力大的老旧炼油厂（譬如Total将其法国南部炼厂改成50万吨/年生物柴油生产厂），重点关注二氧化碳、甲烷等温室气体减排，以及炼厂协同处理低碳原料和可再生燃料等技术的发展。 炼化转型持续推进，炼化一体化加速发展 受印度和非洲、东南亚等新兴经济体相对较高GDP增速和城市化、工业化进程驱动，全球石油需求将持续增加，且这些国家和地区的油品质量升级仍有较大空间。然而，“双碳”目标下，受燃油经济性提升和新能源汽车的不断普及，以及天然气、生物燃料和可再生燃料供应等因素影响，叠加人们出行习惯的改变，显著抑制了汽油、煤油和柴油等传统交通燃料的需求量。当前，基础化工原料和高端化学品的需求增长潜力巨大，已成为石油需求增长的主要驱动力。 国内市场，随着近年来新建大型炼化一体化炼厂的崛起，我国炼油能力持续攀升并牢牢占据世界第一，但炼油产品的结构性矛盾也日渐突出。自2024年7月以来，国内新能源汽车零售渗透率已连续4个月突破50%，“油电反转”速度远超预期，除航煤之外的成品油消费持续疲软，处于供过于求的局面，消费萎缩已不可避免，炼油产业将面临日趋激烈的竞争压力。在此情形下，国家层面已明确，2025年底国内原油一次加工能力控制在10亿吨/年以内，加快淘汰落后产能的政策引导。同时，为适应新的市场环境，国内炼化企业积极推进以“油转化、油转特”为主的产品结构调整，由多产清洁油品向多产石脑油、烯烃、芳烃等基础化工原料方向和特色产品转型，并进一步延伸产业链，向高附加值化工产品等方向发展，强化炼化一体化和产销协同，加快世界级炼化一体化基地建设。中国石油吉林石化、广西石化等现有炼厂积极加快转型升级步伐，在满足更加严格排放标准的清洁油品基础上，向生产“清洁燃料+基础化工原料+化工新材料”转型。通过加氢裂化、催化裂化/裂解等现有装置的升级改造和柴油吸附分离等新技术的应用，将油品更多地转化成增产芳烃、烯烃急需的轻质原料，扩建或新建乙烯裂解装置，并配套建设下游高端合成树脂、特种合成橡胶、功能纤维、特种工程材料、可生物降解材料等生产装置。以浙江石化等为代表的新建炼化一体化企业则采用最先进的炼油技术，建成了高度优化的生产网络，同时加速拓展至下游乙烯-乙酸乙烯酯共聚物（EVA）、聚烯烃弹性体（POE）、碳酸二甲酯（DMC）、聚碳酸酯（PC）和丙烯腈-丁二烯-苯乙烯三元共聚物（ABS）等新材料领域，可根据市场需求通过生产方案优化提高重油转化率，压减成品油收率，增产烯烃、芳烃，生产的灵活性和抗市场风险能力大大提高。此外，受高端化工新材料市场需求推动，国内乙烯原料的多元化、轻质化趋势明显，在不新增国内原油一次加工能力的情况下，国内外炼化公司纷纷投资新建以乙烷、石脑油为原料的乙烯裂解装置及其下游高端化工品生产装置，包括中国石油独山子石化塔里木乙烷制乙烯项目、中国石化南港乙烯项目、巴斯夫湛江一体化项目、埃克森美孚惠州一体化项目、中海壳牌三期等。 绿色发展和数字化转型助力炼油行业实现“双碳”目标 在“双碳”目标下，能源结构低碳化趋势愈发显著。炼厂作为主要的碳排放单位，二氧化碳来源主要以原油炼制过程中能源消耗产生的工艺碳排放和炼化产品使用产生的产品碳排放为主。面对炼化转型升级过程中能耗和二氧化碳排放量增加的现状，炼油行业减碳面临着巨大压力。 现阶段，炼厂运营过程中存在碳来源单一、化石用能比例高、过程碳排放强度高、产品精细化程度低、碳管理水平低等不足。炼化企业在转型升级和脱碳减排过程中既面临着生物质能源、材料循环、绿色石化产品等产业的机遇，也具备节能提效、清洁替代、二氧化碳捕集利用等节能降碳潜力。一大批具有降碳潜力的产品和技术逐渐得到重视和发展，包括：以生物质、餐饮油为原料的可持续航空煤油和生物柴油技术；废塑料化学循环技术；光伏、风力发电，电解水制氢技术；原油催化裂解制烯烃技术；富氧燃烧技术；电加热技术；低浓度烟气二氧化碳捕集技术；膜分离、吸附分离技术；换热网络优化、能量回收技术；催化油浆、乙烯焦油生产针状焦和电极材料技术等。但这些减碳路径多数尚不成熟，面临技术成熟度低和应用场景有限等不足，减碳程度有限，且单独依靠任一减碳手段均不足以实现远期净零排放。 基于绿色低碳的发展理念，以原料多元化、能源绿色化、工艺高效化和产品精细化为导向对炼化行业的生产运营实施全方位优化，建立与真实流程互为镜像的虚拟碳流网络，提升碳管理的数字化和智能化水平，并以现代炼化产业结构和技术为基础，根据炼厂社会角色的演变和炼化技术的发展预测，分阶段匹配并平衡多种减碳技术组合，优化炼厂运营模式，将成为未来炼厂实现绿色可持续发展的关键。 结  语 未来，在能源转型加速推进的进程中，全球对石油等化石资源的需求达到创纪录的高水平，炼油产业也将持续面临产能过剩、产品需求转变、替代能源进一步崛起、绿色低碳发展等一系列严峻挑战。而炼油能力过剩、产品同质化的结构性矛盾在我国显得尤为突出，需要持续推进炼油转型升级、提质增效和全产业链绿色低碳发展，并将智能化作为新动能。 同时，必须充分认识到全球能源系统的庞大和复杂性，炼化体系改造和重塑是一项艰巨、长久的任务，既是必然的，也是循序渐进的，在推动新技术突破的同时不能忽略原有体系的技术升级，也需要社会、经济和科技等领域的系统性变革和全球协作，为人类社会发展提供不竭动力。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 全球炼油工业发展呈现新特征 葛少辉 鲜楠莹（中国石油石油化工研究院） 在全球经济增长放缓、地缘政治复杂多变等多重挑战下，全球炼油工业也在悄然发生变化，呈现石油消费增速放缓、炼油能力保持增长、油价毛利维持高位水平、能源企业对油气行业发展信心提升等新特点。 全球石油消费量2024年增速将显著放缓 据国际能源署（IEA）统计，2023年全球原油消费量50.66亿吨，较上年增加1.167亿吨，增幅为2.3%，疫情后的需求反弹在2023年已基本完成，IEA预计2024年增速将显著放缓，增量至少减少50%。全球石油消费量呈现区域增长不平衡现象，其中中国、印度和巴西的增量约占全球总增量的90%；经合组织（OECD）发达国家总体仅小幅正增长，欧洲地区同比下滑。 从品类来看，全球石油需求增量主要来源仍是汽油、柴油、航空煤油和石脑油，疫情后消费反弹带来的汽油需求红利逐渐结束，2023年全球汽油需求增加3340万吨，比上年增长2.8%。全球制造业持续低迷，与其相关的全球柴油需求表现明显疲软，增加约515万吨，比上年仅增长0.5%。2023年全球石脑油需求增加1820万吨、比上年增长5.4%，其中中国增加2880万吨、比上年增长31.7%，以中国为首的亚太地区大幅增长抵消了其他地区低迷情况。2023年全球航空煤油需求增加4.614亿吨，比上年增长17.7%，但仍低于疫情前水平，主要是因为大量新型更高效飞机的使用抵消了航空活动的恢复。IEA预计，2024年全球航煤需求增长将大幅放缓，仅增长1.8%。 全球炼油能力保持增长，原油加工总量增至高位 2023年全球炼油能力继续增长，净增5942.5万吨/年，其中新增炼油能力8617.5万吨/年，同时美国、伊朗、日本、约旦等地区关闭部分炼油能力，合计减少2675万吨/年。据哈特能源统计，全球处于不同实施阶段的炼油项目总数为235个，相较于2022年增加60%，在石化产品需求增加推动下，烷基化、异构化、重整和聚合项目增多，合计占比61.7%。炼油产能的潜在增长达到11亿吨/年，约3.185亿吨/年正在建设中（未来3年内完成），4.37亿吨/年处于工程阶段（未来6年内完成），3.055亿吨/年处于规划阶段（未来9年内完成）。随着中国裕龙岛、中国大榭石化、印尼Balikpapan炼厂、尼日利亚Dangote等亚太和非洲多个先进炼厂投产，全球炼油能力还将继续增长，炼油中心进一步东移。 技术创新持续推进，支撑和引领炼油工业转型发展 随着绿色发展、能源转型推进，全球能源公司更加关注技术的环境效益和经济效益。德西尼布能源公司和科莱恩催化剂公司共同开发的EARTH®技术被美国《烃加工》杂志评为2022年度最佳炼油技术。该技术由嵌入式增强型环形转化管和配套的新型规整型催化剂构成，用于蒸汽甲烷重整转化制氢，对现有及新建的重整转化炉均可适用。目前已在土耳其Akkim工厂成功应用，结果表明，在同等氢气和一氧化碳产量前提下，可将二氧化碳排放量减少20%，化石燃料消耗量减少近40%。石化产品需求增加推动石化技术继续蓬勃发展，原料多元化成为各家公司研发热点。美国《烃加工》杂志评选出的最佳石化技术为Axens公司的Atol®技术，该技术是通过对第一代/第二代可再生乙醇进行脱水，生产聚合级生物乙烯，可部分也可完全替代油基乙烯，用于下游聚乙烯、环氧乙烷/乙二醇、聚对苯二甲酸乙二酯（PET）、聚烯烃、α-烯烃[用于生产线性烷基苯（LABs）和聚α-烯烃（PAOs）]、苯烷基化[生产聚苯乙烯（PS）]、丙烯腈-丁二烯-苯乙烯三元共聚物（ABS）、聚氯乙烯等装置，无须进行改造。 值得关注的是，2023年AI、3D打印等前沿技术在多个能源企业中开始进入实质性应用阶段，加速其产品研发、生产运营等向数字化、智能化革新。bp成功利用AI算法开发出一种高性能的聚合物材料，该材料在耐热性、机械强度等方面表现出色；壳牌则利用AI技术对润滑油等产品的配方进行优化，提高了产品的性能和稳定性。巴斯夫、陶氏化学等公司利用3D打印技术生产定制化的零部件和工具，大幅缩短了生产周期，降低了制造成本和材料浪费，定制化零部件能更好地适应特定的工艺需求，提高了设备的性能和可靠性。此外，一些创新型的石油化工企业如SABIC、Lyondell Basell等也在积极探索生成式AI和3D打印技术的结合应用，利用AI算法设计出新型催化剂、反应器等关键部件，并通过3D打印技术实现快速制造。这种创新的应用模式不仅提高了产品的性能和竞争力，还为企业带来了巨大的经济效益和市场潜力。能源企业积极应用生成式AI等新技术，增强了竞争力，为整个石油化工行业的未来发展提供了新思路和方向。 能源企业聚焦四个方向的低碳业务 相较于前几年，能源企业对油气行业发展信心提升，多个能源企业加大油气领域投资，更加聚焦低碳业务。各公司各有侧重点，主要聚焦以下四个方向。 一是扩大可持续燃料在炼油产业的比重。截至2023年6月，欧盟可持续航煤（SAF）已建成投产产能28.6万吨/年，已宣布的SAF项目产能共计400万吨/年。从北美来看，马拉松石油和ADM公司的合资企业均投资专项大豆加工设施，为可再生柴油提供精炼植物油原料。 二是氢和氨的供应量在逐步扩大。bp在其旗下Cherry Point工厂生产绿氢、日本能源公司ENEOS Corp.（东京）将使用霍尼韦尔技术开发全球首个商业规模液态有机氢载体（LOHC）项目等。 三是电动车相关材料业务成为炼油企业新领域。如 Phillips66公司利用特种焦炭，制造用于生产锂电池的高性能负极材料。Lake Resources和Lilac Solutions公司在阿根廷卤水提锂技术于2020年完成可行性研究，预计2024年开始生产。 四是碳捕集、利用与封存（CCUS）技术研发和部署。如荷兰Porthos项目计划15年储存3700万吨二氧化碳，随着项目规模的扩大，收益将随着二氧化碳捕集量的增加而提升，降低碳捕集与封存的平均化成本。法国Axens公司在示范低压二氧化碳烟气捕集，二氧化碳捕集率超90%，年捕集量至少4000吨，性能稳定，能耗低，通过海上管道运输至挪威深海水层封存。Axens还成立CCS枢纽中心联盟，解决难以实现碳减排工厂的脱碳问题。 在全球宏观环境复杂多变的背景下，炼油化工行业正面临诸多挑战和机遇。需求增长放缓、供应格局变化、地缘政治冲突及能源转型趋势都对行业的发展产生了深远影响。然而，通过前沿技术的不断应用和能源转型的深入推进，炼油化工行业有望找到新的发展路径，实现平衡发展。未来，炼油化工行业将迎来更加绿色、多元、可持续的发展时代。 原载 2024年第5期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 孙 艳 全球石化行业绿色低碳转型路径及其启示 冯相昭（中国电子信息产业发展研究院） 为应对全球气候变化，世界多国提出碳中和或净零碳排放承诺，积极推动经济社会绿色低碳转型发展。在这种形势下，石化行业作为能源消耗和温室气体排放的主要行业之一，面临日益严峻的绿色低碳转型压力。及时了解全球石化行业能源消费和碳排放现状，持续跟踪全球石化行业绿色低碳转型动态，对我国石化行业绿色低碳高质量发展具有参考借鉴价值。 全球石化行业绿色低碳转型的主要路径 石化行业的碳排放来自生产过程中使用的能源，以及用作化学品原料的能源载体。若要将碳排放量减少到零，就需要尽可能消除这两种来源的排放。结合国际能源署（IEA）、国际可再生能源机构（IRENA）的相关研究和美国、英国、法国等主要经济体的工业脱碳路线图，可以发现石化行业的绿色低碳转型路径主要包括：通过提高工艺的能源效率来降低能源消耗，通过增加产品回收利用来减少需求，采用基于可再生能源的化石燃料原料替代品，发展可再生氨，使用二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术等。值得欣喜的是，这些转型涉及的一些低碳技术已经商业化，可以依托相关政策驱动在未来几十年内逐步扩大应用规模。 提高能源效率 石化行业耗能设备众多，包括精馏塔、换热器、加热炉、压缩机、物料泵等各式各样设备。通过进行技术改造、系统优化、提高数字化程度，可以做到节能降耗，起到碳减排作用。自2010年以来，全球石化行业的能源强度以年均0.5%~1%的稳定速度下降。不过，能源效率虽有所提高，但行业的能源需求每年增长约3%。依据IRENA相关研究，在1.5摄氏度情景下，未来30年石化行业生产过程的能源效率须平均每年 提高3%。 加强需求管理 石化行业应用循环经济原则可在一定程度上减少新生产化工品的需求，具有多种经济、社会和环境效益。主要的循环经济措施一般包括：机械和化学回收；增加再利用。IRENA相关研究表明，到2050年，全球塑料产量预计将达到每年9.86亿吨。目前石化产品的回收和再利用有限且不足。以塑料为例，全球仅有9%被回收。低回收率会增加能源使用和二氧化碳排放。此外，不良的废物管理做法会造成空气和水污染，影响当地生态。这凸显了从气候和可持续发展角度对石化行业进行绿色低碳转型的迫切需要。现阶段，机械回收占主导地位，化学回收率不到0.1%。这主要是因为化学回收的经济性尚不理想，而且，杂质或昂贵的分选要求会加剧回收利用的不经济性。 发展氢基化工 绿电、绿氢发展对石化行业原料脱碳与实现碳氢解耦具有重要作用，可在一定程度上降低整个行业的全生命周期碳足迹水平。其中可再生氨（绿氨）替代传统合成氨可以为化工部门脱碳做出重大贡献。现阶段，合成氨主要通过哈伯-博世工艺生产，天然气和煤炭被用作主要的燃料和原料，这种氨因其产品碳足迹高被定义为灰氨。绿氨是无碳化的氨合成与生产，由绿电制取的绿氢与空气分离得到的氮经过一定的合成工艺合成制得。绿氨技术在商业上是可行的，但其生产成本明显高于灰氨。灰氨的生产成本目前在110~340美元/吨。新工厂的绿氨生产成本目前估计在720~1400美元/吨，预计到2050年，生产成本将下降到310~610美元/吨的水平。 绿色甲醇既可以从生物原料（生物甲醇）中提取，也可以从绿色氢气和二氧化碳中合成。生物甲醇可以通过气化或厌氧消化过程来生产。可利用的生物质原料种类繁多。这些废物包括农林废物、垃圾沼气、污水、城市固体废物和制浆造纸工业的黑液。不过，生物甲醇的生产成本预计仍将高于以化石为基础的甲醇，估计在327~1013美元/吨，具体取决于原料成本。绿色甲醇可以从绿氢和一种可持续碳源合成。这可以是来自生物能源与碳捕集和储存（BECCS）或直接从空气中捕集（DAC）的二氧化碳。绿色甲醇的生产成本高于生物甲醇和化石甲醇，在800~2400美元/吨，这取决于氢气制备的成本和获得可持续碳源的成本。随着可再生能源发电成本的预期下降，预计到2050年绿色甲醇生产成本有可能降至250~630美元/吨。 促进原料替代 使用可持续来源的生物质替代化石燃料和原料被公认为高价值化学品生产脱碳的一种重要举措。例如，如果用生物基塑料替代化石燃料基塑料，塑料行业的生命周期排放量将会显著减少。生物塑料替代主要体现在塑料生产方面，现有的塑料产业上游原料主要来源于烯烃、PX、PTA等石化基本原料。目前，全球已开发了多种基于不同原料的生物降解塑料，不过，现阶段生物塑料的高成本是影响其推广应用的主要掣肘。此外，技术准备水平相对较低，需要进一步创新和试点部署来建立知识、信心和规模经济。 加快电气化 石化行业热力需求的主力是各种蒸汽透平机械，这部分蒸汽需求通常通过自备或者园区火力热电厂提供。通过推动电气化，这部分需求可以通过电驱代替。电子裂解装置是用于生产高价值化学品的传统蒸汽裂解装置工艺的电力替代品，目前正在几个试点工厂进行测试。壳牌和陶氏化学公司在阿姆斯特丹能源转型园区安装了实验性电动热蒸汽裂解炉装置，对其作为燃气蒸汽裂解炉的替代品进行测试。2021年，巴斯夫、沙特基础工业公司和林德在德国的一个测试设施开始建设世界上第一个大型电加热蒸汽裂解炉示范工厂。与传统技术相比，其目标是减少90%的二氧化碳排放量。对于低温和中温，可以部署热泵，目前许多机构正在开展相关研究工作，将温度范围提高到最高200摄氏度。 对推进我国石化行业绿色低碳转型的启示和建议 加强石化行业深度脱碳战略规划研究 目前，国际上已有少数经济体专门针对石化行业深度脱碳制定了战略规划，甚至给出了具体的量化减排目标。以法国为例，其在2022年发布“工业脱碳”加速战略，提出将在“法国2030投资计划”的支持下，通过加速工业脱碳，实现至2035年工业领域温室气体减排35%的目标，最终实现2050净零排放目标；法国工业碳排放72%来自冶金、化工、非金属矿物制品业等重工业，为实现减排目标，2021年5月法国先后与相关行业签订了路线图，要求至2030年，化工行业相比2015年减排26%。美国、英国等也发布了工业脱碳路线图，对石化行业给出了较为详细的绿色低碳转型方向。因此，建议国内在落实石化行业碳达峰实施方案的同时，借鉴国外相关经验做法，加强碳达峰后的深度脱碳研究工作，为2030年后石化行业迈向碳中和的相关工作提供技术支持。 以氢产业链培育发展为依托，积极发展氢基化工 目前世界上多个经济体在探索绿氢与绿氨、绿色甲醇等耦合融合发展路径，推动使用由绿氢和清洁二氧化碳来源生产的合成碳氢化合物来生产其他化学品。同时，主要发达经济体现阶段已启动绿氢衍生物产能部署，正在加紧规划建设相关基础设施，旨在通过支持第一批商业规模的工厂使用绿氢生产低碳商品（如合成氨、甲醇、钢铁），加速推进化工、钢铁行业绿色转型。建议促进技术创新和产业升级，加大对绿氢、绿氨和绿色甲醇等关键技术研发和应用支持力度，统筹建设氢能基础设施（包括制氢设施、储运体系和加氢网络），构建氢氨醇绿色低碳产业体系，加强国际合作交流，积极参与绿氢、绿氨等国际标准制定，为国内高标准发展氢基化工及促进石化绿色低碳转型提供产业支撑。 创新政策和机制，促进石化行业绿色低碳转型 现阶段，国际社会对低碳氨和甲醇的补贴和补助等支持政策频频出现。典型的例子包括：欧盟创新基金的研究与开发拨款超过18亿欧元，用于生产绿色氢、氨和甲醇，或扩大电解槽和燃料电池的制造规模。美国能源部资助了多个绿氨试点项目，旨在研究绿氨的生产、储存和运输技术，这些项目涵盖了绿氨的各个方面，包括生产原料的选择、生产工艺的优化、设备的研发等。印度对可再生氨生产进行补贴，最近宣布了第一轮竞争性招标，目标需求为每年55万吨。建议我国发挥好中央预算内投资引导作用，支持氢基化工相关产业发展。加强金融支持，鼓励银行业金融机构按照风险可控、商业可持续性原则支持氢基化工产业发展，运用科技化手段为优质企业提供精准化、差异化金融服务。鼓励产业投资基金、创业投资基金等按照市场化原则支持绿氢、绿氨或绿氢甲醇创新型企业，促进科技成果转移转化，推动石化行业绿色低碳转型进程。 原载 2024年第8期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 任 卓 可持续船燃：国际航运脱碳“密钥”？ 胡明禹（中国石化经济技术研究院） 欧盟和国际海事组织（IMO）近期密集出台了航运减碳政策，给国际航运业带来了直接压力，进而加快船用燃料低碳化进程，也导致船用燃料市场将由单一的成本竞争向成本、技术、可获得性等多元竞争转变。 日趋严格的国际航运减排政策 欧盟将航运业碳排放纳入碳交易市场。2024年1月1日起，欧盟对5000吨及以上的商用船舶，碳排放总量按欧盟外港口至欧盟港口航行碳排放的50%、欧盟港口间航行及停泊碳排放的100%进行核算，并于次年实收碳费用。2024年按照应缴纳碳排放的40%征收，2025年按70%征收，2026年及以后按100%征收。 若航运公司未按时缴纳碳费用，除补缴外，还将面临高额罚款和禁入欧盟的风险。预计从中国行驶至欧盟的船舶每吨燃料消耗将额外增加111欧元（约合864.88元人民币）的成本，增幅约为燃料油价格的25.8%。同时，《欧盟海运燃料条例》将于2025年1月1日起执行，直接限制航运公司的碳排放强度，激励船东使用全生命周期的低碳船用燃料。 国际海事组织根据碳排放强度设置航行权限。除了设定全球航运业总量减排目标，2023年国际海事组织根据船舶的全生命周期碳排放，将船舶分为A到E的5个等级（CII评级），评级将随着时间推移更严格。对当年评级为E或连续3年评级为D的船舶，需制定纠正方案，否则未达标船舶将面临航行受限的困境。 目前，全球约30%的船舶CII评级为D或E，2026年将上升至45%，CII评级政策和高碳价将有助于提高高成本低碳船用燃料的竞争力。 可持续船燃的竞争力 欧盟的碳排放收费和国际海事组织的航行权限规则将深刻改变全球航运市场，船用燃料也将由低硫燃料油、柴油逐步向生物柴油、液化天然气（LNG）、绿色甲醇、绿氨等低碳燃料发展。 其中，生物柴油是现有传统燃油船舶经济性最佳的低碳解决方案。生物柴油B30（30%掺混生物柴油）与现有传统燃油船舶的引擎和基础设施可以兼容，无须改装能直接加注燃烧，延长传统燃油船舶的使用时间。在欧盟和国际海事组织的认证标准下，B30的生物燃料部分不计算碳排放。因此，虽然B30的市场价为840美元/吨，价格较高，但总支出仅比传统燃料油高14.4%，且能满足2028年前CII评级要求。之后可以逐步增加掺混比例至B50，以满足CII评级要求的提高。 未来，生物航煤、生物化工等领域的发展可能导致原料争夺激烈，抬升生物柴油成本，但考虑到现役传统燃油船舶的巨大存量，在使用成本超过绿色甲醇前，生物柴油或将一直保有竞争力。 LNG则比较适合作为2030年前的过渡船用燃料，其中生物LNG（沼气）可能异军突起。LNG热值高、碳排放较少，在新政策环境下，总支出甚至比传统燃料油下降4.6%，但远期减碳效果有限，仅能满足CII评级机制2030年前的要求。掺混生物LNG增强减碳效果可以延长LNG动力船的使用寿命，远期只需提高掺混比例即可满足CII评级要求。 作为一种低成本生物LNG来源，沼气正进入船用燃料市场。2023年，10%的生物LNG混合燃料（750美元/吨）已在欧洲小规模商用。考虑到沼气的低成本和多来源优势，一旦产业链形成规模（目前最大规模是荷兰Titan公司在阿姆斯特丹港口正建的20万吨/年生物甲烷LNG厂，预计2024年底投产），生物LNG很可能成为可持续船用燃料市场上的最大“黑马”。 由于绿色甲醇和绿氨成本较高，且生产不受原料限制，被视为远期脱碳方案之一。目前，绿色甲醇和绿氨燃料价格均在1000美元/吨以上，相较于传统燃料油，总支出高出50%。只有当碳价超过300欧元/吨，且绿色甲醇和绿氨价格降至700美元/吨时，这两种燃料才初步具备经济性。近期，绿色甲醇已成为航运业的热门替代燃料，这主要得益于欧盟在标准定义和项目布局方面的先发优势。目前，甲醇发动机技术已相对成熟，氨发动机技术仍在研发阶段，但市场上多数甲醇船订单实际上只是作为备用船，当前仍使用传统燃料油，以便船东在绿色甲醇具备经济性和政策利好的情况下灵活改造和转换。 中国能源企业发展可持续船燃的“良方” 国际船用燃料市场即将迎来绿色变革。据预测，2050年前，全球船用燃料市场消费将稳定保持在2.6亿吨油当量，2030年可持续船用燃料的比例将达到10%，2050年将达到80%。按现有供应比例，2030年中国可持续船用燃料供应规模将达到300万吨，2050年将超过2000万吨，国内可持续船用燃料份额有望超过传统燃料油，中国能源企业应抓住发展机遇。 因地制宜利用生物资源，加快布局生物燃料。生物燃料技术路线已相对成熟，需要重点解决原料稳定供应、收储成本高等问题。中国能源企业应与各级政府沟通，因地制宜掌握生物质资源。与此同时，加快推进国内外标准接轨，依托技术和渠道优势，成为可持续船用燃料产销主导企业。 充分利用国内废弃油脂和海外油料作物炼制生物柴油。2030年，中国生物柴油产能预计达到1000万吨，可满足3300万吨B30生物柴油需求。2024年4月，国家能源局已确定生物柴油推广试点，推动船舶使用B5、B24生物柴油。中国能源企业应协同地方政府建立废弃油脂收储企业白名单，收购或参股废弃油脂来源稳定的生物柴油企业，逐步建立多套20万~30万吨/年的装置。此外，还应积极开拓海外生物资源市场，收购美国、巴西、印尼等国家的生物燃料企业，形成产销一体化业务。在掌握收储体系后，中国能源企业也可以生产溢价更高的生物航煤。 适度开展沼气提纯液化实现生物LNG的绿色溢价。中国能源企业可在沿海省市选取有LNG加注设施和一定规模供应的沼气企业，作为生物LNG商业试点；可联系国际船东推进生物LNG认证与加注，实现绿色溢价。此外，中国能源企业未来还可参股、投资沼气企业，规模化收集处理秸秆等城乡废弃物，建设大型沼气制LNG工程；远期还可推进建立用普通天然气置换生物天然气的国际标准体系，方便全国生物LNG集中调配使用。 加快布局秸秆气化，制取生物甲醇。绿色甲醇一般可由生物甲醇或绿氢生产。但当前绿氢成本较高，生物甲醇是更合适的过渡方案。据测算，1吨生物甲醇需要6.8吨秸秆原料，若补充部分绿氢，则仅需要4.5吨秸秆。中国能源企业可重点关注原料丰富区域，与地方政府合作处理秸秆、芦苇；争取风能和太阳能的指标生产低价绿氢，就地一体化耦合生产生物甲醇，并争取将产业纳入农产品加工项目，以享受优惠政策。 打通氢能利用网络，超前布局“氢基”船用燃料。当前绿氢应用场景有限，而绿氢制取绿色甲醇和绿氨则不受原料限制，加注便利，适合航运业的低碳发展。随着绿电、绿氢成本降低，绿色甲醇和绿氨将在2030年左右逐渐兴起。 发展“绿氢-甲醇”一体化项目制取电子甲醇。目前，中国氢气和二氧化碳生产电子甲醇的产能为10万吨/年，规划产能超过2000万吨。但绿色甲醇在国际上没有统一标准，争议在于工业废气中的二氧化碳能否作为原料，减碳效果存在不确定性。中国能源企业可协助政府和行业机构争取将工业排放二氧化碳为原料的甲醇认定为“绿色”或“低碳”甲醇，并与国际定义衔接，确保产品绿色溢价能力。 布局传统氨生产和绿氢交叉地区绿氨项目。目前中国的绿氨实际产能为零，正在规划的产能为1310万吨/年。绿氨可直接采用当前合成氨技术和装置，为减少成本投资，中国能源企业应围绕传统氨生产和绿氢交叉地区，开展“氢-氨”一体化项目布局，建设绿氨示范工程。如果氢源问题突出，可争取专项电价政策生产绿氢。此外，由于氨燃料动力装置尚不成熟，可与国际船东合作开展绿氨加注和氨动力船试航行，引领船用绿氨各环节行业标准加快应用落地。 原载 2024年6月28日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 上半年油气资源并购市场趋于稳定 侯明扬（中国石化石油勘探开发研究院） 2024年上半年，受全球范围内油气勘探开发投资恢复增长、能源转型持续推进、部分产油国地缘风险维持高位、欧佩克增产规模低于预期等因素影响，WTI现货均价为79.6美元/桶，同比上涨6%，布伦特原油现货均价为83.8美元/桶，同比上涨5%。一方面，由于国际油价在较高价格区间内小幅波动，上半年全球油气资源并购市场趋于稳定，并购交易数量略低于去年同期，但与近5年的半年平均水平基本一致。另一方面，高企的油价也提高了交易资产估值，在已完成的部分并购交易中，市场分析认为存在一定估值溢价。 全球油气资源并购市场“量稳价高” 根据能源咨询公司伍德麦肯兹统计，在上半年并购交易中，交易金额超过100亿美元的“超级并购”有3宗，包括美国页岩气生产商Diamondback斥资260亿美元收购Endeavor公司、康菲石油224亿美元并购马拉松石油公司，以及切萨皮克能源公司122亿美元收购西南能源公司。此外，阿帕奇石油公司45亿美元收购卡隆石油公司、Chord能源公司38亿美元收购加拿大Enerplus公司、SM能源公司26亿美元收购XCL资源公司等，都是上半年全球范围内规模较大的上游油气资源并购交易。 从交易数量和金额看，上半年，全球油气资源并购市场总体呈现“量稳价高”态势。交易数量方面，全球油气资源并购市场共达成交易98宗，与去年同期100宗的交易数量相近，也接近5年半年期并购交易数量的平均水平。交易金额方面，全球油气资源并购市场的交易金额为960亿美元，是近10年的第三高值。 从交易评价油价看，根据伍德麦肯兹测算，上半年，全球油气资源并购交易评价油价均值约为64美元/桶，低于去年同期的75美元/桶，但也低于上半年布伦特原油和WTI价格的平均水平。一方面，2021年下半年，国际油价出现一波大幅上涨，此后维持高位波动，全球油气资源并购市场上资产出售方对资产的估值预期随之上涨，推动上半年并购交易评价油价均值保持在较高水平；另一方面，虽然国际油价短期内大幅上涨，但受全球经济增长复苏乏力和全球性能源转型等因素影响，部分国际石油公司现阶段仍坚持聚焦油气资产的实际价值，客观上限制了并购交易评价油价的大幅上涨。 北美仍是油气资源并购热点地区 从交易主体看，石油公司上半年在油气资源并购市场上的表现存在较大差异。其中，北美大中型国际石油勘探开发公司成为全球油气资源并购交易市场上的“活跃主体”，合计完成交易金额超过600亿美元；亚洲国家石油公司在油气资产并购交易市场依旧表现乏力，仅有阿布扎比国家石油公司11亿美元收购Galp公司莫桑比克鲁伍马盆地部分天然气资产一项交易；埃克森美孚、bp、道达尔能源、壳牌、埃尼和雪佛龙等国际石油巨头在并购市场上也表现较弱，合计完成15亿美元的资产收购交易。值得一提的是，私募基金等非传统上游油气工业背景交易主体完成资产并购金额390亿美元，是有记录以来的最高值。 从交易区域看，北美地区仍是上半年全球油气资源并购市场关注的热点，共发生并购活动50宗，与去年同期基本持平。其中，交易金额超过35亿美元的交易为5宗，均与非常规油气资产有关；实现并购交易总金额为858亿美元，低于去年下半年近1000亿美元的历史峰值水平，但仍是近10年半年期第二高值。 此外，从资源类型角度看，2024年上半年页岩油相关并购交易较去年下半年减少37%，总金额不足600亿美元；除二叠纪盆地外，巴肯和鹰滩等页岩区也成为上半年页岩油气相关并购交易较活跃的区域。 欧洲地区上半年油气资源并购市场较活跃，完成并购交易超过12宗，交易金额约19亿美元。其中，北海油气生产商伊萨卡能源公司9.3亿美元收购埃尼公司英国上游资产、凯雷集团8.2亿美元收购Energean公司意大利资产等是较重要的并购活动。 亚洲地区上半年油气资源并购交易有6宗，交易金额为20亿美元，主要涉及天然气和液化天然气（LNG）交易。其中，日本电力巨头JERA公司7.4亿美元收购澳大利亚伍德赛德石油公司天然气资产、道达尔能源14.3亿美元收购OMV和Sapura两家公司马来西亚天然气资产，是交易金额较大的3宗并购活动。 中东地区上半年油气资源并购市场也较活跃，完成并购交易6宗，是2016年以来半年期最高水平。其中，伊拉克和阿联酋是并购交易较活跃的国家，分别有2宗超过2亿美元规模的交易达成。 拉美地区虽然上半年并购交易仅为7宗，但交易金额合计超过20亿美元。其中，巴西3R石油公司14.4亿美元收购Enauta公司原油资产是交易金额最高的并购活动。 下半年油气资源并购市场仍将保持活跃 油气行业是以资源为基础的行业，油气储量始终决定石油公司的核心价值，特别是新增探明储量近年来持续减少，通过并购活动获取优质上游资产仍是国际石油公司保障储量的重要途径。下半年，随着较高油价推动各类石油公司盈利能力持续提升、债务水平持续降低、分红规模不断扩大，预计上游油气资产并购交易市场仍将保持活跃。 其中，北美地区仍将是全球油气资源并购市场上的“热点”。伍德麦肯兹预测，该地区有超过300亿美元的潜在交易。一方面，雪佛龙将继续推进100亿~150亿美元规模的“非核心”油气资产剥离计划，或将吸引部分大中型国际石油公司和私募基金等非传统上游油气工业背景交易主体参与收购。另一方面，埃克森美孚希望通过并购活动将巴肯页岩区资产规模扩大到50亿美元以上，同时带动该区域相关并购活动的增多。 受天然气需求预期持续增长等因素影响，亚太地区天然气和LNG相关公司及资产将成为各类石油公司关注重点，预计部分亚洲和中东国家石油公司或将发起针对澳大利亚、马来西亚和印尼等国家的“超级并购案”。而在非洲地区，受近年来海上油气资源勘探活动屡有发现等因素影响，预计下半年针对纳米比亚、塞内加尔和埃及等国家海上勘探开发资产的并购活动也将有所增多。 原载 2024年9月6日《中国石化报》第6版 责任编辑 王钰杰 欧美缘何推迟电动化？ 秦 丹（中国社会科学院大学） 2024年伊始，欧美知名车企纷纷延迟或关闭电动汽车业务。苹果公司的汽车项目曾被认为是该公司有史以来最雄心勃勃的项目之一，但2024年2月，苹果公司已决定取消这一长达10年的造车计划。福特汽车、通用汽车等多家欧美汽车巨头也相继宣布，由于近期欧美市场需求不及预期、企业利润下滑，将推迟部分电动汽车产业相关投资计划，部分企业甚至决定延长燃油车销售时间。与此同时，欧美政府也有意为汽车企业放宽碳中和的时间表。2024年2月，拜登政府宣布将放宽“2030年减少尾气排放以及提高电动汽车销量”的目标。2023年底，德国结束对电动汽车的购买补贴。2023年9月，英国宣布将“2030年燃油车禁售令”推迟到2035年执行。从政府到企业层面，欧美在推进新能源战略方面均有“放缓”迹象。 导致欧美车企都推迟电动汽车发展的因素主要有以下几个。首先，全球经济增长乏力、电动汽车需求疲软。在经历了电动汽车高速发展后，欧美市场的电动汽车由于补贴等影响，价格过高，影响销量。同时，缺乏充电基础设施也使大量消费者放弃全电动汽车，尽管欧盟通过了《替代燃料基础设施法规》，美国发布了《两党基础设施法》和《通货膨胀减少法》，积极推动充电桩建设，但充电基础设施缺口难平，欧美汽车电动化普及难提速。其次，生产、研发电动汽车的巨量资金投入使车企难以承受。根据《华尔街日报》的分析，到2024年底，至少有18家近年来上市的电动汽车和电池初创公司面临现金耗尽的风险。此外，欧美国家的燃油车产业链较长，上下游企业过多，转型动力不足，也是阻碍电动汽车发展的重要原因。 汽车产业的发展受能源业、制造业和新兴产业等多重因素影响。我国在电动汽车产业链、创新链上已经取得优势，电动智能汽车表现出一定的全球竞争力。同时，出于对能源安全问题的考虑，我国也必须大力推动电动汽车市场的发展。尽管欧美国家的电动化进程似乎出现了集体放缓的现象，但并不意味着中国市场会成为“电动车孤岛”。面对气候变化及环境保护等问题，电动化是未来汽车行业发展的必然选择。虽然目前欧美国家的电动汽车产业发展不利，但其对汽车智能化与联网化的研发进程并没有放慢脚步。 国际车企也将会不断调整策略，以适应市场的变化。随着技术的发展和市场的成熟，全球汽车产业向电动化、智能化转型的趋势不可逆。 随着欧美政府、车企策略的调整，中国车企将面临较大压力。中国的电动车企业需要更加努力，不仅要在国内市场站稳脚跟，还要积极开拓国际市场，以应对可能的变化，为全球新能源汽车产业发展提供中国方案。 原载 2024年第4期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 常 冉 电子燃料将加速全球交通领域脱碳进程 顾家瑞（中国石化上海工程公司） 国际能源署近期的一份报告指出，在过去十年中，部署低排放燃料对于加快交通运输部门的脱碳至关重要。道路运输部门拥有重要的电气化机会，而航空和海运部门将更加依赖基于燃料的解决方案以实现脱碳。 增加航空和航运脱碳选择多样性 报告表示，从电解氢获得燃料或电子燃料是一种可行的方式，并应在2030年前迅速扩大规模，这得益于廉价可再生电力的大规模扩张和电解槽的预期成本降低。低排放的电子燃料可以增加航空和航运脱碳选择的多样性，并且与生物燃料协同发挥巨大的作用，特别是二氧化碳生物利用技术。 国际能源署的这份报告对一系列新兴的电子燃料技术进行了技术和经济角度的评估，包括评估了到2030年要实现电子燃料在航空和航运中10%份额的宏伟目标，对于所需成本削减、资源和基础设施投资等方面的影响。 为航运加快部署低排放电子燃料将需要对加油基础设施和船舶进行大量投资。实现10%的运输份额将需要大约70兆吨/年的电子氨或甲醇。这是目前全球氨贸易量的3.5倍，或甲醇贸易量的2倍。航运能力方面的额外累计投资将达到300亿~750亿美元，这取决于投资在氨船和甲醇船之间的分配。这意味着在2023~2030年期间，造船市场的累计规模将占不到5%的份额。同样，加油基础设施的增量投资预计在100亿~300亿美元左右。 含碳低排放的e-煤油和e-甲醇将需要大幅增加二氧化碳的利用率，并与生物燃料生产存在着巨大的潜在协同作用，因为生物乙醇和生物甲烷工厂的副产品二氧化碳是其最便宜的来源（每吨二氧化碳20~30美元）。此外，它们来自可持续的生物源，能够生产低生命周期温室气体排放的电子燃料。 让交通运输行业更加“绿色” 众所周知，交通运输是全球温室气体排放的主要来源之一，因此，在减少交通运输的碳排放方面采取有效措施至关重要。电子燃料作为一种低碳燃料，可以成为更清洁的工具，使飞机、轮船、汽车等交通运输行业更加“绿色”。 首先，电子燃料通过减少化石燃料的使用量来减少碳排放。电子燃料是通过电解氢或电解碳源产生的燃料，这些燃料不会释放出大量的二氧化碳和其他温室气体。相比传统的石油燃料，电子燃料可以显著降低交通运输的碳排放。因此，电子燃料在减少交通运输碳足迹方面具有巨大的潜力。 其次，电子燃料具有多样性和灵活性。电解氢和电解碳源可以使用多种可再生能源，如太阳能和风能作为电力来源，因此，电子燃料的生产过程本身就是可持续的。而且，电子燃料可以在不同的交通工具中使用，包括航空和航运等高能耗的领域。这种多样性和灵活性使得电子燃料成为一个可行的替代品，能够满足不同交通运输需求的碳减排目标。 此外，电子燃料还可以与其他脱碳技术相结合，实现协同效应。例如，电子燃料生产过程中产生的二氧化碳可以被捕获并用于生物燃料生产，这种利用生物二氧化碳的方式可以进一步减少碳排放。因此，电子燃料与其他技术的结合可以实现更大规模的碳减排效果。 有望成为交通运输脱碳的重要策略 然而，国际能源署指出，要在交通运输中实现电子燃料的大规模应用还面临一些挑战。首先是成本的问题，目前电子燃料的生产成本较高，需要进一步降低成本才能实现商业化规模。其次是基础设施建设的挑战，需要适应电子燃料的生产和储存需求，以及相关的供应链建设。最后，政策和市场机制的支持也是推动电子燃料发展的关键因素。 电子燃料一经问世便备受瞩目，其对于加快交通运输部门的脱碳至关重要，同时还可以与其他脱碳技术相结合实现协同效应。在商业化的过程中，成本和效率问题使其推广应用更具挑战性。尽管如此，通过降低成本、建设基础设施和提供政策支持，推广应用电子燃料未来有望成为全球交通运输脱碳的重要策略之一。 原载 2024年3月1日《中国石化报》第7版 责任编辑 刘心睿 国外实施绿氨战略的主要进展及经验做法 冯相昭 巩艺飞（工信部赛迪研究院） 当前，实现净零碳排放目标已是全球共识，发展绿氢正逐渐成为重塑全球能源架构的关键手段。绿氨与绿氢密切相关，主要由绿氢与从空气中分离得到的氮气经过一定的工艺合成制备。绿氨燃烧后不产生二氧化碳，因此被普遍认为是一种有潜力的清洁能源，发展绿氨产业成为日本、美国、欧盟、韩国等主要经济体的战略选择。 基于此，有必要系统梳理国外实施绿氨战略的进展，分析凝练其经验做法，结合实际国情提出我国发展绿氨的相关对策建议。 欧美日韩等经济体发展绿氨产业的进展 以实现净零目标为主线，加快绿氨产业战略部署。日本、韩国、美国、欧盟等主要经济体均已将氨能纳入政府能源战略，作为未来实现净零排放目标的关键举措。从产业政策看，日本重点从资金扶持和规划完善基础设施建设两方面对从事氢、氨能生产和供给的企业进行支持，以此着力促进包括发电、航运和化学品在内的不同行业的脱碳。韩国则将2022年作为氢气氨气发电元年，制定了发展计划和路线图，印发“氢气和氨气发电指南”，推广有关技术在LNG发电站使用。从储运设施看，欧美国家积极布局氨相关基础设施，截至2023年，美国建有1万多座氨储存设施及超过3000公里的液氨管道。 以能源安全为核心，重塑能源供给生态系统。从目标规划看，日本正积极推进氨燃料与煤的混燃技术，计划2030年实现以20%的比例与煤炭混合燃烧发电，2050年实现100%的氨燃烧，成套实用化部署氨混燃与氮氧化物协同减排装置，加快氨燃料代替化石燃料的步伐。韩国计划从2030年起实现氨燃料发电商业化，将氨燃料在发电领域的占比提高到3.6%。国际合作方面，日本已与澳大利亚签订绿氨长期供应合同，通过海运将液氨运送至日本。2024年日本JERA公司宣布与印度大型可再生能源公司ReNew联合建设绿氨项目，项目计划于2030年投产，年生产能力达10万吨。2023年韩国和澳大利亚开始在昆士兰州以绿氢和绿氨为主题共同合作建立绿色能源走廊。沙特阿美联合美国空气产品公司等在沙特投资的NEOM绿氢/绿氨项目未来将全部由可再生能源供电，计划于2026年完成。 以技术创新为驱动，强化绿氨产业基础支撑。绿氢和绿氨存在密切的生产和应用关系，绿氨的直接生产原料是绿氢和空气中的氮，成为绿氢的储运载体。在低碳燃烧发电方面，日本重点发展更具优势的大型氢/氨燃气轮机技术，开展燃煤锅炉混氨/纯氨燃烧技术开发，密切关注氢气供应技术发展趋势，开展氢供应链和发电的综合示范。韩国加强电力领域国企和民企合作，从2022年起开展无碳环保氨气发电技术联合研发。在供热方面，日本正推进以氢、氨为主导的中高温供热，进行氢、氨燃烧器和锅炉的技术开发和示范。在燃料供应方面，挪威正推进氨动力船及海上氨燃料加注技术研发，建立氨燃料加注网络，实现氨能航运的全产业链无碳化。 主要经验做法 一是大力支持关键技术攻关，注重提升基础研究能力。绿氨作为清洁能源，未来应用场景多，重点涉及掺混发电、掺混燃烧、航运燃料、储能载体等领域。其中，在掺混发电方面，日本开展掺烧和纯烧氨的科学基础研究，提高燃煤掺烧氨的比例和纯烧氨的示范试验。2017年，日本水岛发电厂向155兆瓦燃煤锅炉中添加0.6%~0.8%的氨，首次实现了氨煤共燃。2021年，日本启动的碧南1000兆瓦热电厂进行了20%混氨燃烧测试。2023年日本三菱电机株式会社开始研发世界首个以纯氨为燃料的氨气40兆瓦级燃气轮机系统。美国已与日本IHI公司合作，共同制定燃气轮机路线图。在航运燃料方面，日本邮船（NYK）联手日本造船联合（JMU）和日本船级社（NK）共同开发氨气作为船舶燃料的应用和液氨运输船，旨在研究使用氨气作为船用燃料，探索氨气的大量运输和供应。 二是出台生产激励政策，提高产业竞争力。在政府基金方面，2020年7月，《欧盟氢能战略》发布，提出到2050年氢能占欧盟能源消费的比重将由现阶段的不足2%提高到13%～14%，逐步降低绿氢成本，从而降低绿氨成本。日本政府依托新能源产业技术综合开发机构（NEDO）成立了2万亿日元的“绿色创新基金”，“建设氢能社会”被列为重点支持领域。在财政补贴方面，美国政府2022年8月签署的《减通胀法案》为绿氢生产引入了高达3美元/千克的补贴，蓝氨生产税收抵免可转化为100~150美元/吨的补贴，绿氨生产可获得300美元/吨的补贴。2024年5月，日本议会通过《氢能社会促进法案》，规定将向本地生产和进口的任何类型的“低碳氢”认证供应商提供15年补贴，为扩大绿氨生产提供有力支撑。 三是积极拓展应用场景，驱动全产业链发展。在航运燃料方面，2023年1月，日本企业研发的世界首艘氨气浮式储存再气化驳船获得日本船级社原则性认可，日本政府计划在2025年前完成纯氨燃料船示范，2025年后开展推广应用。在掺混发电方面，日本IHI公司已建成10兆瓦的掺氨燃烧示范装置，正推进实施1000兆瓦规模的电厂掺氨实验，未来将实现20%混氨燃烧，还在开发易于供应的液氨直喷燃烧技术，进一步推进氨掺烧方面的开发。2024年上半年，日本JERA公司已开始在其Hekinan燃煤电厂供燃氨，这是世界上第一个商业示范项目的一部分。 对我国发展绿氨产业的建议 我国绿氨产业尚处于起步阶段，目前总体产能较小。根据公开数据，全球绿氨项目规划近1亿吨，我国现有在建及规划的绿氨产能约1000万吨。研究国外绿氨产业战略经验做法，对我国加快推进绿氨产业发展具有一定启发意义。 一是要努力夯实绿氨关键技术和前沿技术研究基础。加强关键核心技术研发和源头供给，聚焦化石能源低碳低成本合成氨和绿氨高效低成本合成、氨燃烧利用及尾气处理、间接供氨式燃料电池等氨能应用重点领域，突破一批关键核心技术和标志性重大战略产品。将可再生能源与氢能产业相结合，以氨为储能或储氢载体，全力发展“清洁高效合成氨、经济安全氨能储运、无碳高效氨氢利用”的零碳循环技术路线。系统梳理合成氨行业节能降碳改造升级存在的技术难点和装备短板，依托科研院所、骨干企业、行业协会等创新资源，持续开展柔性合成氨工艺（热催化+低温低压）、新型合成氨工艺（光催化、电化学、等离子体等）耦合绿氢等关键技术创新，提升高效电解水制氢、低温低压合成氨等前沿技术支撑能力，积极开发新技术、新工艺，加快绿氨产业化 进程。 二是加快出台绿氨研发、生产、使用激励政策。鼓励地方通过设立政府投资基金、引导基金等方式支持绿氢、绿氨领域关键技术、示范应用，鼓励建设产业联盟、研发中心等产业服务机构，为绿氨科技创新企业培育发展提供资金支持。优化电网运行调度，针对绿氨掺烧的煤电低碳化改造建设项目研究制定碳减排量核算方法，优先支持碳减排效果突出的绿氨掺烧发电建设项目接入电网。积极发展绿色金融和转型金融产品服务，依托扩大制造业中长期贷款投放专项工作，畅通银企对接，鼓励金融机构按照市场化法治化原则为合成氨行业节能降碳改造和用能设备更新项目提供金融支持。 三是积极开展绿氨综合利用和项目示范。跟踪国际绿氨产业发展动态，优先发展绿氨在掺混燃烧、掺混发电、船用燃料等领域的综合利用。鼓励国内上下游相关企业联合攻关，推动氨燃料发动机装备研发、氨燃料船舶设计，以及液氨储运与加注等配套设施建设发展。加快推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目实施绿氨掺烧示范。探索开展氨能试点示范，以产业发展带动科技创新，提升氨能战略属性，打造安全稳定、高效可靠的氨能规模化应用全产业链。依托能源公司和海运集团推动，加快氨作为船运燃料的试点示范项目落地，提前布局港口氨燃料加注业务，打造全产业链示范工程。扎实推动绿氨先进适用技术工程示范，打通技术成果转化及产业化应用路径。 四是加快推动绿氨全产业链体系建设。围绕“制备、储运、加注、应用”等环节，吸引绿氨产业链上下游企业集聚发展，支持优势企业以相互持股、战略联盟等各种方式实现强强联合，通过整合上下游产业要素，推动绿氨产业链从研发、生产、应用到服务延伸发展，加速推动绿氨产业关键装备的本地化生产。系统部署上游氨制备、中游氨储运和下游氨利用全产业链。研究适用于我国能源发展要求的液氨管道网络整体规划，开发远距离液氨管道运输技术体系，支撑我国形成成熟的氨能供应网络，面向未来氨燃料市场和远途贸易市场。根据氨现有产能基础、产能扩建规划和氨能需求预测，配套建设氨储运体系，实现氨生产端与利用端的有效衔接。 原载 2024年第12期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 责任编辑 宋玉春 全球生物燃料产业步入发展“快车道” 黄 宁 孟宪玲 马晓丹（中国石化经济技术研究院） 根据英国能源研究院（EI）近期发布的《世界能源统计年鉴2024》，生物燃料在全球能源市场中继续发挥重要作用，自2022年以来，生物燃料产量增长了17%以上。在全球气候变化的严峻挑战下，能源结构的低碳转型已成为各国政府和国际社会的共识。国际民航组织（ICAO）提出到2050年实现净零排放，国际海事组织（IMO）也计划在2050年前后达到净零排放。在全球脱碳进程加速的背景下，生物燃料因其可再生性和环境友好性，正日益受到全球范围内的关注与重视。 生物燃料是指利用动植物中的有机质生产的液体、气体或固体燃料，包括生物乙醇、生物柴油、生物航煤、生物甲醇、生物甲烷等。早期生物燃料主要用于汽车、发电、热力等用途，随着碳减排进程的推进，生物燃料在航空、海运等重排放领域正逐步展现其不可替代的价值。 政策体系逐步构建 生物燃料的发展离不开政策的支持与推动。多国政府和国际组织已出台相关政策，鼓励生物燃料的生产和使用。美国是全球最大的生物燃料市场之一，每年对各类生物燃料制定强制混配目标，并配套税收减免政策和惩罚措施，以确保生物燃料在交通领域的广泛应用。欧盟作为全球生物燃料政策最为积极的地区之一，要求到2030年，各成员国在运输能源最终消费中可再生能源的份额至少为29%或温室气体减排14.5%。欧盟还先后建立了生物燃料联盟数据库、针对生物燃料的可持续性标准等。印度尼西亚将交通运输领域的生物柴油添加比例提升至30%，并给予大量补贴，成为目前全球添加生物柴油比例最高的国家之一。 在全球碳达峰、碳中和的目标要求下，ICAO和IMO将继续推进航空、海运的绿色低碳发展，在其提出净零排放目标后，更多具体的政策措施、标准要求将落地实施，这将为生物燃料的发展提供更多切实可行的支持。各国政府也将继续支持生物燃料等相关产业的发展，通过更加完善的立法、低碳市场机制、财税政策等手段，鼓励包括生物燃料在内的多种低碳清洁能源的生产和使用。 市场规模持续扩大 在政策驱动下，全球生物燃料消费稳步增长。据国际能源署（IEA）报道，2017至2022年交通运输领域生物燃料的全球年消费量增长了近300亿升，达到1600亿升/年以上，当前消费以生物乙醇和生物柴油为主，但生物航煤消费增长迅速，全球消费量从2016年的6000多吨增长至2023年的50万吨左右。生物燃料的产销地区主要集中在美洲的美国和巴西，亚洲的印度尼西亚、中国和印度以及欧盟的德国、法国等地。美国和巴西是全球最大的生物乙醇生产国，两国产量占全球总产量的近80%。印度尼西亚为全球生物柴油第一大生产国，产量占比约为17%。 未来，随着全球对可再生能源需求的不断增加，生物燃料市场规模将持续扩大。特别是在ICAO和IMO的净零排放要求下，海运和航空业对生物燃料的需求将显著增加。据国际航空运输协会分析，到2050年，65%的航空业碳减排将通过使用可持续航空燃料来实现。IEA预测，2023~2028年，生物燃料需求将至少增加380亿升，达到2000亿升/年，对交通运输领域化石燃料的替代将达到约240万桶油当量/天，但要实现2050年净零排放的目标，生物燃料的新增需求还应增加到基准预测值的6倍以上。 新兴技术不断涌现 当前生物柴油、生物乙醇、生物航煤等均已有商业化路线。为了适应不断扩大的生物燃料市场，更加高效、绿色、低成本、多原料途径的生产技术正在被研发。 第一代生物柴油以酯化反应为核心，产品酯基生物柴油需要与石油基生物柴油掺混使用；第二代生物柴油以加氢反应为核心，无须掺混使用。目前第一代和第二代生物柴油均为成熟生产工艺。未来第三代技术将克服油脂原料限制，通过生物质气化热解等工艺生产。当前粮食乙醇和木薯乙醇均采用发酵法，生产工艺成熟；而以农林废弃物为主要原料的纤维素乙醇，需要酶解糖化，关键技术正在突破；未来生物合成气乙醇技术以及微藻乙醇也有望实现工业化。目前生物航煤虽然有多条生产路线，但酯类和脂肪酸类加氢工艺是唯一实现商业化的成熟路线，费托合成工艺、醇喷合成工艺有望逐渐走出示范阶段进入商业化运营。生物甲醇生产工艺主要包括生物质气化制甲醇和生物质发酵制甲烷制甲醇，相关工艺均在示范阶段。 与技术发展相配套的标准建设工作也在开展，例如，目前已通过美国材料与试验学会认证的可持续航空燃料（含生物航煤）技术路线已有11条，而以绿电绿氢、废塑料为原料的工艺研发和认证也在推进中。在ICAO、IMO等国际组织和有关国家推动下，受到全球广泛认可的标准体系将更加完善，给生物航煤、生物甲醇等新兴生物燃料带来更加规范的发展指引。 降低成本是重中之重 目前，生物燃料的生产成本较高，价格竞争力仍有提升空间，尤其是在交通运输领域，生物燃料与化石燃料的成本差距较大，影响了其大规模推广和应用。现在西北欧加氢处理生物柴油的平均价格约为其替代的化石柴油价格的2倍，已商业化的生物航煤价格为传统航煤的2～5倍。另外，生物燃料的低碳效益如何量化，不同国家及地区的考量仍有较大差异。在碳减排履约成本较低的领域及地区，行业使用生物燃料的积极性有待提高。 未来，随着技术进步和规模化生产的推进，预计生物燃料的生产成本将逐步降低。同时为了推动生物燃料产业的发展，各国政府将继续予以政策扶持，提供更多降低生产成本的有力政策，提高其市场竞争力；建立更加完善的碳交易市场，实现对生物燃料环境效益的认可和价值化。 综合来看，若未来生物燃料产业相关政策能持续有效推进，生物燃料产品市场需求将呈现良好的发展态势，与此同时，科技的持续进步以及生产规模的提升将对提高生物燃料经济性和市场竞争力发挥重要作用，生物燃料产业将迎来更加广阔的发展前景。 原载 2024年9月13日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰 新塑料污染国际公约谈判分歧多 赵娜娜（清华大学环境学院 巴塞尔公约亚太区域中心） 塑料污染防治已成为全球继气候变化之后最重要的环境问题。国际公约和组织迅速开展行动，世界各国和地区先后出台管制措施。根据《终结塑料污染：制定有法律约束力的国际文书》的决议（2022年3月第五次联合国环境大会通过），该国际文书文本将于2024年底前完成。该决议标志着全球对塑料全生命周期的管控将由倡议变为具有法律约束力，并由各国自行管理上升为全球统一行动。 各国加大塑料污染治理工作力度 当前，全球已有100多个国家从塑料全链条管理的不同环节采取各种措施应对塑料污染。 生产环节通过生产限制和设定再生塑料比例减少对原生塑料的消耗量。法国、荷兰、英国等国均禁止在化妆品生产中添加塑料微珠；肯尼亚禁止制造用于商业和家庭包装的所有塑料袋；英国2022年4月开始实施对制造可再生材料含量低于30%的塑料包装企业按每吨300英镑（约合2790元人民币）的税率征收塑料包装税；欧盟计划到2025年，瓶子中25%的材料成分应来自回收塑料，到2030年增加至30%。 流通环节通过禁止使用和收费措施减少使用量。欧盟禁止一次性塑料餐具、塑料棉签棒等10种塑料制品的流通；英国禁止使用一次性塑料吸管、搅拌器和棉签，英国、爱尔兰等数十个国家均对一次性塑料袋收费；意大利禁止使用不可生物降解或不可堆肥的轻质塑料袋；肯尼亚禁止销售和使用塑料袋。 废弃环节通过设定回收目标、税收等手段提高再生率。多个国家和地区实行生产者责任延伸制度，如德国、意大利、加拿大、澳大利亚；德国和英国对塑料瓶实施“押金—退还”计划；欧盟对未回收的塑料包装废弃物征收每千克0.8欧元（约合8元人民币）的税收。 国际社会就塑料污染治理达成共识 近年来，国际社会通过扩大塑料制品禁限范围、关注资源使用效率、压实污染治理主体责任、呼吁国际交流与合作等方式，逐步推动世界各国就全链条塑料污染治理努力方向趋于一致。 国际大会方面。作为全球环境领域的最高决策机制，联合国环境大会高度重视塑料废弃物和海洋微塑料的污染问题。已召开的四次联合国环境大会上均就塑料废弃物或塑料制品方面达成决议，号召各成员国加强塑料全生命周期管理，推动可持续生产和消费模式等。2022年3月，第五次联合国环境大会通过《终结塑料污染：制定具有国际法律约束力的文书》决议，要求在2024年前达成一项具有法律约束力的国际协议，涉及塑料全生命周期，包括其生产、设计和处置。 国际组织方面。联合国环境规划署发起多项大规模全球运动，如2012年发起“全球海洋垃圾伙伴关系”，2017年启动全球“清洁海洋运动”，2018年成立“海洋垃圾和微塑料不限成员名额专家组”。2018年，西方七国首脑会议峰会初步通过《海洋塑料宪章》，提出2030年塑料包装再使用和回收率至少达到55%，2040年塑料回收率达到100%。2020年，中国、斐济发起了“塑料污染与环境可持续塑料贸易非正式对话会”，在世界贸易组织（WTO）框架下探讨如何支持塑料废弃物减量化和可循环塑料经济的发展，目前联署成员已有67个。 国际公约方面。2019年，《控制危险废物越境转移及其处置巴塞尔公约》将大部分塑料废弃物纳入管控范围，开启了全球管控塑料废弃物的法律进程。缔约方应对列入管控的塑料废弃物实行源头减量和就近无害化处理措施。同时通过关于进一步采取行动应对塑料废弃物的决议，从全生命周期的角度对塑料提出了全球性的管理方案。 新塑料污染国际公约谈判进程焦灼 根据第五次联合国环境大会的决议，自2022年11月开始，新塑料污染国际公约进入谈判阶段，计划召开5次政府间谈判委员会会议（INC），至今已召开4次。 2022年11月28日~12月2日，INC1在乌拉圭埃斯特角城召开，会议就范围、目标、结构、核心义务、管控措施、自愿方式进行了初步讨论，并请秘书处起草新公约的潜在要素文件，包括确定可能的目标、实质性规定，例如核心义务、控制措施和自愿方法、实施措施和实施手段等。2023年5月29日~6月2日，INC2在法国巴黎召开，会议审议并选举主席团成员、审议议事规则、讨论潜在要素文件，并请秘书处起草新公约零案文（预稿）。2023年11月13日~19日，INC3在肯尼亚内罗毕召开，会议针对文书零案文逐条发表意见，形成各方意见的汇编文本和修改版零案文。2024年4月23日~29日，INC4在加拿大渥太华召开，会议针对修改的零案文精简讨论修改，部分议题开始文字的磋商。 虽然国际社会对该公约寄予厚望，但谈判进程却异常焦灼缓慢，各国在很多议题上存在根本分歧，特别是关于是否纳入初级塑料聚合物、受关注的化学品和聚合物等。将新公约零案文的核心义务简单按照上游、中游、下游来划分，分析各国观点分歧点如下： 上游包括初级塑料聚合物生产，受关注的化学品和聚合物的生产，有问题和可避免的塑料制品的生产，产品设计、组成和性能等内容。各方对这部分的争议最大，基本立场存在重大分歧。主要分歧包括：是否应纳入初级塑料聚合物生产、强制要求还是自愿义务；是否应管控化学品；其他现有化学品相关公约是否够用；如何确定有问题和可避免的塑料制品；是否需要列标准和清单；是否需要制定全球统一产品设计标准；产品设计包括哪些内容等。 中游包括有问题和可避免的塑料制品的使用，替代品、受控化学品、聚合物、制品的贸易，行业管理计划，跟踪、追溯、标签等。各国对此部分内容也存在较大分歧，例如：是否对公约受管制的化学品、聚合物和制品实施进出口管制措施；进出口管制措施的范围；是否应分行业制定管理计划；都包括哪些行业；替代品是否应包括在公约范围内；塑料替代品是否真的替代；跟踪、监测、追溯的具体形式及可行性等。 下游包括生产者责任延伸制（EPR）、塑料生命周期中的排放和释放、塑料废物管理和贸易、环境中现存塑料污染等。各方均认为废弃环节非常重要，观点分歧不大，但就细节存在一些争议。例如：EPR是自愿的还是强制的；排放和释放聚焦哪个环节；全过程全来源还是聚焦废弃端；塑料废物管理和贸易基本都认可与巴塞尔公约保持协同；环境中现存塑料污染清理的责任方；涵盖所有国家还是发达国家抑或是生产国家等。 2024年11月25日~12月1日，INC5将在韩国釜山召开，按照授权，此次会议应达成最终的新公约文本。但就目前进展而言，各方分歧未见弥合，根本立场互不相让。虽然会议终于开始进行文本磋商，细节也逐渐明晰，但如果按照现有框架和节奏完成文本仍然遥不可及。在此情形下，可能有以下方向： 一是通过密集召开会间非正式磋商和活动促使主要国家观点达成共识。 二是大幅简化新公约零案文，仅将各方有基本共识的内容纳入新公约。 三是延期会议，在2025年继续讨论。 不论新公约谈判进程如何，国际社会治理塑料污染的趋势不会变，各国政府也将进一步出台治理塑料污染的政策，塑料污染治理将走到全球环境治理的舞台中央。 原载 2024年第10期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 常 冉 汇聚减排力量解决油气行业甲烷排放难题 Elena Belletti（伍德麦肯兹公司） 自工业时代以来，甲烷在排放导致的全球气温升高中的贡献约占三分之一，其对气候变化的影响仅次于二氧化碳。据估计，全球油气行业的甲烷排放量约占人为甲烷排放量的四分之一，这包括大规模的焚烧和排空，以及在整个油气价值链中的日常漏损。油气行业要采取有效行动来解决甲烷排放问题，首先必须测量甲烷排放量，但目前还没有可行的技术跟踪所有甲烷漏损。卫星技术一直被宣称为较好的解决方案，但目前该项技术尚未成熟。 与此同时，对甲烷排放的监管和处罚将会增加。目前对甲烷问题的承诺多为非强制性的，我们预计各国在减少甲烷排放方面将作出更大的、具有约束力的承诺。 所幸的是，由于甲烷在大气中的留存时间比二氧化碳等气体的留存时间要短，现有的甲烷减降技术相对简单，具有经济性，能够在较短时间内实现环境效益。对油气生产企业来说，甲烷减排也能带来经济方面的激励，通过减少甲烷漏损，可以增加天然气销售量，提高收入。 甲烷减排是油气行业必须面对的难题 甲烷既是油气项目的副产品，又会直接从天然气或凝析油储层产生。全球产生的绝大多数甲烷都以天然气形式进行出售。目前公认的人为甲烷排放约3.7亿吨/年仍有可能是低估。近期，英国皇家化学学会公布一项研究表明，英国油气行业的实际甲烷排放量可能是目前估算水平的5倍。 甲烷排放是油气行业必须面对的难题。油气行业甲烷排放大致分为两大类：一是排放规模小但排放源众多的“雪花式”排放，二是排放源相对较少但排放规模很大的“超级”排放。超级排放虽然受到较多关注，但“雪花式”排放累积会产生巨大影响。 排放量超过10吨/小时就构成超级排放事件。例如管道或储罐破口的意外排放，直接排空或不完全燃烧的有意生产排放。阻止超级排放事件是甲烷减排中最难的一环。 装置泄漏、储罐或井口排空，以及燃烧不完全等无数个小规模“雪花式”排放源，有巨大的累积效应。 甲烷减排亟须更好的排放测量技术支撑 现有技术难以全面、准确测量甲烷漏损。即使是最积极测量甲烷漏损的油气企业，也可能仍然低估了实际可避免的甲烷漏损，减排亟须更好的排放测量方案的支持。 对于超级排放事件，因为现有的卫星技术足以探测、测量大量的甲烷释放，所以这个问题相对不是很严重，如何制止这种事件发生是难点，制止蓄意甲烷排空需要政府行动的支持。 提高检测技术和数据准确性是解决较小规模甲烷漏损的关键。上游企业目前主要采用卫星、飞机、无人机、区域传感器、点传感器，以及光学气体成像热像仪等6种主要监测手段来记录排放。 随着甲烷排放的监管趋严，能够提高甲烷测量准确性和及时性的卫星技术越来越受关注。目前卫星的空间分辨率、光谱分辨率和时间分辨率远远达不到所需要求。目前主要有3种温室气体监测卫星。第一种，也是最老式的一种，提供较大地理区域的平均温室气体浓度优质数据；第二种卫星尚未投入使用，可测量区域级排放；第三种卫星重点测量点源排放，但测量范围往往不大。 第二种的首颗卫星为美国环保协会的MethaneSAT卫星，该卫星自2021年以来，一直通过在喷气式飞机上安装的传感器进行飞行测试并收集甲烷排放数据，将于2024年初正式发射。该卫星将监测全球80%油气生产中的甲烷排放，将跟踪排放速率、排放地，以及排放量的变化，可监测集中式点位排放源和分散式区域排放源。 鉴于三种卫星都各有局限性，因此，需要更精确的定期甲烷测量手段来评估油气设施的日常甲烷漏损。 卫星对甲烷持续监测面临若干难题。地球同步卫星能够提供高频卫星图像，但尚未被专用于温室气体监测。轨道卫星基本可以覆盖全球，但其对特定点的测量频率较低，限制了持续监测和监管中的适用性。甲烷分散性强，卫星的监测频率若不足，将难以跟踪。要将卫星成像转化为设施级排放数据，需要在地面进行大量连续的高分辨率测量。目前的卫星技术难以检测海上油田排放。水、甲烷和其他污染物的电磁波对太阳能吸收曲线相似，所以极难在海洋环境开展使用光谱仪的卫星测量。未来更精细的光谱仪有可能辨别甲烷。未来在甲烷监测仪器方面的创新有望解决所有这些问题。 直面困难，汇聚更多减排力量 对于油气生产企业来说，减少甲烷排放是大幅减少范围1（直接温室气体排放）和范围2（外部输入能源所产生的间接排放）排放的最可行方式之一。国际油气行业气候倡议组织（OGCI）成员公司在过去5年已经将上游排放强度降低了近45%。然而，整个行业要想产生真正的影响，就必须直面困难。 企业的当务之急应该是将捕集的甲烷上市销售，利用销售带来的收入来帮助抵消减排成本。然而，解决甲烷漏损的成本往往大于销售捕集甲烷可带来的收入，所以，企业没有足够的动力采取减排行动。积极主动采取行动的上游企业可以与第三方中游供应商合作，避免对甲烷进行坑口燃烧和排空。通过加强监管，如征收碳税和甲烷专项费用，促进基础设施投资，将甲烷上市销售。甲烷减排目前也可通过碳汇市场变现。 加大现有减排力度会带来立竿见影的好处。现有技术和设备相对简单，具有经济性。减少排空和焚烧也不需要额外技术改进。如果能够获取基础设施、享受激励措施、将甲烷上市销售，这项任务相当简单。 联合国、OGCI和“甲烷减排指导原则伙伴关系”等组织积极促进甲烷减排，需更多企业参与其中。OGCI的成员公司虽包括全球大多数大型上游油气公司，但其排放量只占全球排放量的一小部分。 油气行业须与合资伙伴等合作，汇聚更多的减排力量。提高行业最佳做法的透明度，引入行业外的合作伙伴，将提高研发效率，促进合作创新。行业在甲烷减排目标上也应彻底改革，目前，全球油气甲烷目标都是自行设定、自我监测，各企业方案五花八门，整个上游行业共同参与甲烷排放标准化工作将有更大的助益。 同样，政府行动对于甲烷减排至关重要，有3项首要行动可以推进全球甲烷减排。一是加大力度。减排目标必须转化为可执行的政策。首要的是进行全球合作，停止所有大规模的坑口焚烧和排空。二是执法一致。政策制定者和监管机构也须与行业合作，设定现实的减排目标和时间表，有效执行并确保恰当惩罚措施。三是投资技术。各国政府应对测量技术和减排解决方案提供资助。同时，监测技术应更灵活。美国《降低通货膨胀法》在光学气体热像仪测量基础上，才允许使用任何适用的监测技术，否则造成的重复成本，将影响企业采取更精确的甲烷泄漏检测技术的积极性。同样，过度依赖单一技术也会阻碍进步。卫星监测技术只是其中一种解决方案，不应忽视现有监测方法的应用机会。 是时候采取果断行动了 甲烷减排是石油和天然气行业的首要任务之一，亟须采取行动。现有的低成本减排方法可以有效遏制小规模甲烷漏损。漏损测量方案还在改进、排放监管也在逐步收紧。 各国政府将从自愿承诺转向更有约束力的监管承诺。加大对日常超级排放事件的监管力度，终结大规模甲烷排空。 加大对常规甲烷漏损的处罚力度也将推动减排的加快。激励措施会助力甲烷减排，企业可以将漏损的甲烷转化为额外的收入，还可以通过供应经认证的低甲烷排放的油气产品获得溢价。 达成以上目标的前提是提高检测和数据准确性，更好地监测甲烷排放有助于改善监管，提高减排效能。 原载 2024年第2期《中国石化》杂志 栏目编辑 任 卓 责任编辑 任 卓 欧盟能源化工企业开始关注 ESG新兴议题 柴麒敏 刘伯翰（国家气候战略中心） 从全球视角来看，能源化工企业面临越来越严峻的发展环境，一方面来自监管部门的压力逐步增强；另一方面，非政府行为体也越来越关注能源化工企业的环境绩效，从而倒逼相关企业不断提升ESG治理能力与水平。欧盟能源化工企业在气候目标的设定和实现上表现积极，这背后的因素是全球能源化工行业加快转型及欧盟不断强化ESG监管要求。 欧盟不断提高ESG治理要求 ESG理念2004年在联合国报告中首次提出，引起了广泛关注。2006年，联合国全球契约组织和联合国环境规划署共同发布了负责任投资原则（PRI），进一步提高了ESG在全球投资决策中的重要性。欧盟、英国及美国等发达经济体都较早出台了ESG相关政策，欧盟在21世纪初即开始关注企业在环境、社会等方面的表现，并鼓励企业披露非财务信息，其将可持续发展作为整体，较少区分环境（E）、社会（S）和治理（G）的信息披露规则，将经济可持续性作为企业非财务信息的披露内容。 在ESG政策方面，欧盟注重立法先行，通过制定一系列法律法规来规范企业的ESG治理及信息披露，为欧盟ESG政策落实提供了有力的法律保障。2014年，欧洲议会和欧盟理事会修订了《非财务报告指令》（NFRD），首次将ESG三要素纳入法律法规，并要求规模超过500名员工的企业强制报告非财务信息，其中应包含环境政策、环境管理体系、资源消耗、污染物排放等基本信息。2017年，欧洲议会和欧盟理事会修订了《股东权指令》（SRD），明确将ESG议题纳入具体条例中，要求上市公司股东通过充分行使股东权利来促进被投资公司在ESG方面的可持续发展。2022年，欧盟通过了《公司可持续发展报告指令》，正式取代了《非财务报告指令》，不仅要求企业披露ESG信息，还要求所有大型企业和上市公司都必须提供可持续发展报告，同时新增了可持续性采购政策、碳排放和气候变化影响等信息披露要求。2024年4月24日，欧洲议会批准了《企业可持续发展尽职调查指令》（CSDDD），进一步要求企业及其供应、生产和分销环节等上下游合作伙伴，防止、结束或减轻其对环境的不利影响，未来该法案将在欧盟理事会批准后通过。 为实现自身转型升级和应对欧盟日益严格的ESG政策，欧盟能源化工企业不断探索ESG治理新举措。相较于其他经济体当前仍关注减排措施和供应链减排等传统议题，欧盟能源化工企业开始关注新兴议题，尤其是在实现以人为本的公正转型、加强科技创新、数智化低碳化融合发展和参与建立“议题联盟”等方面不断优化，从而助推其在企业合规的同时实现高质量发展。 实现以人为本的公正转型 随着全球能源转型不断深化，公正转型的重要性也日益凸显，其不仅关乎劳动力问题，还影响了能源转型的社会效益，因此实现以人为本的公正转型成为欧盟企业ESG治理的“必需品”。埃尼公司作为包容性资本主义委员会公正转型框架下的7家企业之一，重视提高员工技能推动企业高质量发展。埃尼通过对人员进行再培训、岗位调整和提前退休、直接让工会和工人参与运营等激励措施，减轻劳动力减少带来的影响，从而对其在威尼斯和杰拉的工厂进行改造，将传统炼油厂改造成生物精炼厂，将原材料替换为高质量、低排放的生物燃料。此外，在马尔盖腊港的工厂，埃尼通过技术培训活动增强员工的专业知识和技能，建立了一个专业化和循环化的先进机械塑料回收中心，从而每年减少约25%的二氧化碳排放；在克雷申蒂诺，埃尼从经过认证的短供应链的剩余生物质中采购原材料，不仅支持了在该地区运营的其他公司，也实现了产业升级生产生物乙醇。 加强科技创新 科技创新是推动能源转型的最有效手段，通过开展科学研究和技术创新及其规模化应用，可提高能源效率，加快脱碳进程。埃尼将科技创新作为其能源转型的核心，在意大利设立了关注可再生能源、新能源与材料科学等7个研究中心。挪威石油公司开展前端工程和设计（Pre-FEED）研究同时结合碳捕集和封存，建设世界上第一个从天然气中生产氢气的Saltend制氢厂。巴斯夫不断推动可持续化学创新，研发材料来源于植物等可再生资源的生物基塑料，能够有效减少化石能源利用，并减少碳排放。壳牌则在低碳能源技术创新领域发力，与多家合作伙伴共同研发二氧化碳捕集、利用与封存技术，在全球建设多个碳捕集和封存大型项目；同时积极推动氢能技术的发展和应用，建设了多个氢能生产和加注设施，为交通、电力等领域提供清洁、高效的能源解决方案。索尔维加强可持续材料创新，研发用于制造更轻、更耐用汽车零部件的高性能聚合物材料，从而降低汽车行业的能耗和碳排放。在建筑领域，阿克苏诺贝尔开发可以降低建筑物的能耗和碳排放的新型涂料。 数智化低碳化融合发展 数智化与低碳化融合发展是推进碳减排实现碳中和的必然趋势，也是推动经济社会可持续发展的重要途径。道达尔能源公司在生产、消费及管理端均实现数字化能源管理，其在油田管理中引入物联网技术，实时收集设备运行数据，实现智能油田管理，提高油田管理的效率；在电网管理中引入智能电网技术，对电网进行实时监控和预测，实现对电网的优化调度和智能控制；通过数字化手段对能源消费进行管理，并开发了能源管理软件和平台，为用户提供个性化的能源消费建议和优化方案。埃尼依托大数据和人工智能等先进数字工具和超级计算机的超算能力提高运营水平，优化绩效和能源效率。施耐德以数字化手段实现园区级能源智慧管理，使用智能电表、建设能源管理系统等，以实时监控和优化能源使用，同时采用屋顶光伏、生物甲烷等清洁能源，将位于柏林舍内贝格区的EUREF园区打造成欧洲第一个零碳园区。阿克苏诺贝尔和巴斯夫则通过数字化手段对生产流程进行优化，在生产过程中采用传感器和数据分析工具，实时监控和优化生产流程，以提高能源效率，减少排放，其使用先进的控制系统优化生产线的运行，降低能源消耗和废物产生。 参与和建立“议题联盟” “议题联盟”可以通过共同行动和合作，推动环境改善，加速碳减排目标实现，推动绿色技术创新及增强影响力。挪威石油公司和埃尼都加入了2017年建立，旨在通过全球经济中具有系统重要性的温室气体排放企业加强合作，从而推动清洁能源转型及全球碳中和的“气候行动100+”倡议。埃尼还参与了主要的国际甲烷伙伴关系，包括油气行业气候倡议的“甲烷零排放目标倡议”及甲烷指导原则（MGP）倡议，致力于管理甲烷排放，包括减少甲烷排放、完善甲烷监测、开展技术创新与应用及加强信息披露等。此外，埃尼还与该行业的其他公司和国际组织合作，共同制定了欧洲甲烷战略，增强其政策参与和议程设置的能力。 原载 2024年第11期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 孙 艳 美国原油产量或将维持历史高位 侯明扬（中国石化石油勘探开发研究院） 随着11月5日美国总统选举投票日即将到来，两党候选人的能源政策思路也逐渐清晰。特朗普或将放松勘探开发及生产许可限制，推动油气生产商增加资本开支、扩大产量；哈里斯则计划通过清洁产业政策，减少油气生产，实现能源转型和气候目标。但实际上，美国石油行业并未受到选举预期的明显影响，原油产量或将维持历史高位。 标普全球9月在全球原油市场短期展望报告中表示，下半年，美国原油日均产量将较上半年增长18.2万桶/日，略低于前期预测值，但有望在2025年达到创纪录水平。此前，美国能源信息署（EIA）也预测，到2025年，美国原油产量将增至1370万桶/日的历史高位。 勘探开发技术创新持续加强 水平井钻井和水力压裂等页岩油开发传统技术的迭代升级，是近年来美国原油产量快速增长的重要原因。中国工程院院士，中国石化总工程师、首席科学家孙焕泉曾指出，在“立体开发+超级井工厂”模式下，钻完井技术持续迭代，使得美国石油企业有能力完成“超长水平段、超级一趟钻、超级井工厂和强化钻井参数”的“三超一强”水平井，提高了页岩油开发的效率，并改善了相关技术经济指标，带动了美国原油开发技术水平的整体提升。 据美国能源信息署披露，截至2024年7月，通过增加水平段长度、优化井距和“超级压裂”等措施，二叠纪盆地新井在第一个完整月的平均产量为43.3万桶/日，足以抵消现有井产量的递减。此外，超高压钻井技术在深水超深层油藏的应用，也为美国原油产量未来增长提供了新路径。其中，雪佛龙位于美国墨西哥湾的Anchor深水项目已成功投产，采用超高压钻井技术能在2万磅/平方英寸的压力下运行，有望推动墨西哥湾20多亿桶难动用深水原油储量加快开发。 数智技术在油气领域的应用持续加强 首先，不断探索数智技术在油气勘探开发活动中的应用路径。比如，美国纳博斯工业公司尝试使用人工智能、机器学习和远程操作来提高钻井速度，并跟踪、预测和防止生产故障；壳牌计划在美国墨西哥湾深水油气勘探活动中使用大数据分析公司Spark Cognition的人工智能技术，以提高海域作业效率和速度，增加勘探成功率；初创公司Shear FRAC正使用人工智能技术对合作油田的压裂活动进行监测分析，并为现场人员提供建议。 其次，不断探索数智技术在降低供应链运营成本中的应用方式。以页岩油为例，由于开发井往往在偏远地区，运输成本高昂。数智技术可通过大规模数据分析，优化物资和设备的运输路径，减少运输成本和时间。此外，数智技术还可以实时分析油井生产数据，合理分配开采设备和人力资源。据高盛估算，数智技术将使新建页岩油井建设成本降低约30%，进而推动美国页岩油产量持续增长。 资本市场的保障作用持续加强 一方面，美国拥有全球最成熟的资本市场，既能为石油行业提供便捷的股权和债权等融资服务，也能通过掉期、套期保值等手段帮助油气企业规避油价波动风险。调查显示，部分美国独立勘探开发公司套期保值规模达到其产量规模的50%~80%，为企业应对油价波动提供了良好支撑。 另一方面，美国油气公司也因巨大的资产规模、多样的投资结构和较好的投资回报，吸引了资本市场投资者的关注。特别是2022年至今，美国大部分油气公司完成了从“重产量”向“重效益”的转变，既能通过定期或可变的股息分红与回购股票等手段向股东稳定返还利润，也为自身吸引投资保持长期稳定增长奠定了资本基础。 石油行业降碳措施持续加强 近年来，美国油气上游领域在降低碳强度方面取得积极进展。一方面，油气公司越来越重视通过技术手段提高环境、社会和公司治理（ESG）排名。为了减少水力压裂活动的碳足迹，美国部分油气工程服务公司采取了循环用水、井场减排、本地化采购和减少长途运输等手段，并在未来商业计划中持续升级设备设施以提升效率。 另一方面，美国政府也采取多种措施降低石油行业范围一（公司拥有和控制资源的直接排放）和范围二（公司购买能源产生的间接排放）的碳排放水平。其中，美国环境保护署（EPA）和能源部6月宣布，计划投资8.5亿美元支持监测、测量、量化并减少油气行业甲烷排放的项目。 原油产量持续增长也面临挑战 一是资源挑战。页岩油产量在美国原油产量中占比较大，2023年约为70%。从生产统计来看，由于页岩油赋存具有明显的“非均质性”，开发遵循“二八定律”，在二叠纪盆地、巴肯和鹰滩等大部分页岩区，普遍存在20%区块面积贡献80%产量的现象。随着现有优质“甜点”区块逐步开发完毕，后续即使有新的资源接替，在相同技术水平下，可能也难以维持之前的较高产量。 二是油价挑战。高油价是推动原油产量增长的重要因素，从历史数据可以看出，美国原油产量与国际油价走势总体呈正相关。但三季度以来，原油市场需求预期放缓叠加欧佩克+部分国家年内将中止自愿减产行动，导致国际油价出现震荡下跌走势。如果未来国际油价持续走低，将影响美国原油产量持续大幅增长。 三是成本挑战。2022年以来，美国页岩油气和深水油气开发均面临工程服务板块成本上涨的挑战。2022年以来，由于美国海上油气勘探开发项目增长导致相关设备和熟练技术工人需求增加，相关成本持续增长。其中，2023年钻完井平均成本增加了10%，工人工资增长了12%。虽然2024年以来部分大宗商品价格有所下降且优质劳动力短缺情况略有改善，但美国原油产量大幅上涨仍可能面临成本压力。 四是规模挑战。近两年美国油气资源并购市场表现活跃，仅2024年上半年就有3宗交易金额超过100亿美元的“超级并购”发生。并购交易会使相关企业通过规模效应降低运营成本并提升规模效益，但并购交易结束后，新企业将剥离部分非核心资产，导致整体投资和生产规模低于并购活动前，也不利于未来原油产量的大幅增长。 原载 2024年10月25日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 美国天然气出口策略日益灵活 王能全（国家能源委员会） 美国2023年出口9120万吨液化天然气，首次成为世界最大的液化天然气出口国，澳大利亚和卡塔尔分列第二、第三。欧洲谋求摆脱对俄罗斯的能源依赖，大幅增加从美国进口LNG。同时，作为世界第一大天然气生产国，美国天然气产量不断创新高，LNG出口能力持续增加，合同条款也日益灵活。 美国天然气产量持续稳定增长 2011年，美国成为世界第一大天然气生产国。2022年，美国天然气产量高达9786亿立方米，占世界天然气总产量的24.2%。2023年，美国天然气干气产量为1038亿立方英尺/日，折合约为1.07万亿立方米/年。2023年12月，美国本土48州的天然气干气产量达到29.87亿立方米/日的历史月度最高水平。2023年，美国本土48州天然气干气产量比2022年增加3.7%（约合1.02亿立方米/日）。阿巴拉契亚地区、二叠纪地区和阿纳达科地区，合计占美国本土48个州新增天然气干气产量的89%。 更长时间周期里美国天然气生产形势如何，是国际市场普遍关心的话题。美国能源信息署认为，从目前到2050年，美国天然气的产量都将保持稳定增长。 美国能源信息署预计，2022~2050年，美国天然气产量增长15%，预计2050年美国天然气产量上升到1.19万亿立方米。分生产地区看，美国能源信息署预计，2022~2050年，墨西哥湾沿岸的天然气年产量将增长52%，西南地区将增长50%。 美国液化天然气出口合同条款日益灵活 预计未来相当长的时间里，美国液化天然气出口能力和出口量都将保持稳定增长。此外，作为后来者，为迅速抢占市场，美国的液化天然气出口商给予买家的合同条款非常优惠且日益灵活，彻底改变了国际液化天然气市场的游戏规则。 美国液化天然气出口能力长期持续增强 截至2024年1月1日，美国现有正在运营的液化天然气出口项目共7个，液化天然气出口能力为4.04亿立方米/日；在建项目有4.5个（包括科珀斯克里斯蒂三期项目），合计液化天然气出口能力为3.28亿立方米/日。预计到2027年，美国投入运营的液化天然气出口项目达11个，合计出口能力高达7.32亿立方米/日，大大超过澳大利亚和卡塔尔，稳居世界第一。 美国能源信息署预计，2022~2050年，美国液化天然气出口增长152%，2050年液化天然气出口数量增加到2832亿立方米。不断增强的液化天然气出口能力和增加的出口量，将成为美国天然气产量持续增长的主要推动因素。全球天然气需求将持续增长，使得在美国建造更多液化天然气出口设施变得有利可图。 2022年美国液化天然气出口合同条款优惠 2022年，美国液化天然气供应商与买家签订每天约1.7亿立方米液化天然气的买卖协议，并将通过8个潜在项目出口液化天然气，其中2个正在建设、4个已获得监管部门批准、2个正在拟定议案。 从所签署的买卖协议内容看，2022年美国液化天然气出口商提供的合同条款非常优惠： 2022年签署的买卖协议中，近3/4（74%）的期限为20年，从项目开始商业运营计算，最早的开始日期是2024年。92%的协议采用液化天然气货物以离岸价（FOB）交货的方式，这意味着买方要在装货码头支付并接收液化天然气。“目的地灵活”条款，是大多数买卖协议的一个共同特点，买方可以将液化天然气交付到任何目的地，只要符合美国能源部的出口授权和美国的法律。 2022年，亚洲公司（预计这些公司会向亚洲输送液化天然气货物）承诺购买这些潜在液化天然气项目的签约量为5000万立方米/日；欧洲公司（预计向欧洲运送液化天然气货物）承诺的购买量为3400万立方米/日；而拥有贸易子公司的公司（预计它们向多个目的地运送液化天然气货物）承诺购买数量为8500万立方米/日。 2023年美国液化天然气销售协议条款灵活 2023年，开发商与买家签订了每年约2200万吨液化天然气的销售合同。 从具体项目看，维吉全球公司（Venture Global）开始建设路易斯安那州普拉克明斯液化天然气出口项目二期；桑普拉公司（Sempra）开始建设得克萨斯州亚瑟港液化天然气项目一期；未来十年公司（Next Decade）开始了得克萨斯州布朗斯维尔的里奥格兰德液化天然气项目一期建设。这些在建项目的投入使用日期，在2024年三季度到2027年之间。 从协议的内容看，2023年签署的买卖协议，是美国许多长期液化天然气出口协议的典型类型，具体包括： 2023年签署买卖协议中的约3/4交易量，合同期限为20年，从项目开始商业运营时开始，最早的开始日期为2024年三季度。此外，买卖协议94%的交易量，是以离岸价的方式出售的，这意味着买方在装货码头拥有液化天然气的所有权，并在该交货点支付产品费用。超过一半的2023年买卖协议与美国亨利中心的天然气价格直接关联。而2022年签署的买卖协议中，这一比例为2/3。2023年剩余买卖协议中的交易量，使用不同的定价机制。例如，与石油基准价格或另一种天然气基准价格挂钩。 2023年签约协议的液化天然气出口数量，在欧洲和亚洲之间相对平均分配。虽然买卖协议中明确了液化天然气的可能目的地，不过，目的地灵活性是2023年签署的大多数买卖协议的共同特点，只要符合美国能源部的出口授权和美国法律，买方可以将液化天然气运送到世界任何目的地。 2024年1月26日，美国能源部宣布暂停对与美国没有自由贸易协定国家出口液化天然气的申请。不过，美国能源信息署认为，这不会影响到2025年美国液化天然气的出口，因为有关项目已获得美国能源部的完全授权，并已在建设。 美国天然气具备价格优势利于出口 作为全球天然气的价格洼地，虽然美国是世界最大的天然气生产国，但同时也是世界最大的天然气消费国。迅速增加的液化天然气出口，必然给美国国内天然气价格带来压力。 美国能源信息署预测，2024年和2025年，作为美国天然气价格基准的亨利中心天然气现货价格，虽然将高于2023年，但每百万英热单位仍低于3美元。2023年，美国亨利中心天然气现货价格为每百万英热单位2.54美元，预计2024年上升到2.65美元/百万英热单位，2025年达到2.94美元/百万英热单位。 2022年和2023年，美国天然气供应的增长，超过了天然气需求的增长，但预计2024年情况会发生反转，需求每天增加6500万立方米，供应仅保持相对平稳。2025年，预计供需以相似的速度增长，虽然库存将增加，但供应仍略高于需求的增长。 美国能源信息署预测，美国天然气供应增长的大部分来自国内伴生天然气的生产，其中主要是位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东部的二叠纪地区。 分年度看，美国能源信息署认为，2024年美国天然气需求的增长主要由国内消费驱动，而2025年则由出口驱动。2024年，除工业部门外，预计美国所有行业的天然气消费量都会增长，但工业部门的消费量略有下降，天然气消费的行业变化主要取决于天气。美国能源信息署预计，2024年，美国用于发电的天然气消费量比过去五年的平均水平高出11%左右。 美国能源信息署认为，未来美国天然气的出口规模，将取决于新建液化天然气出口终端的投产时间。美国天然气价格在国际天然气市场具有竞争优势，将有利于美国天然气出口。与美国天然气价格相比，预计欧洲和亚洲几个价格中心的天然气价格，在2024年和2025年仍然相对较高。其主要原因包括，预测期内美国液化天然气继续取代从俄罗斯通过管道出口到欧洲的天然气，而未来两年全球液化天然气液化能力增速有限，主要是来自美国的液化天然气供应将满足全球需求增长的需要。 原载 2024年第3期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 李诗晓 加拿大：油气运输畅通将带来多少荣光 卢雪梅（中国石化石油勘探开发研究院） 传统油气生产大国加拿大长期以来一直扮演美国“能源后院”的角色，但这一切随着美国页岩气革命发生了改变。页岩气革命推动了美国非常规油气资源的开采，使得美国从油气净进口国成为出口国。这一变数，使得加拿大原本销路不愁的油气资源也亟待寻找新市场，但基建短板却一直阻碍其进军国际市场的脚步。 不过，在经历数次拖延后，加拿大重要管道项目——跨山管道扩建项目（TMX）近期终于完工，将极大提高该国石油运输能力。与此同时，加拿大重要的液化天然气（LNG）出口设施也竣工在即，将助力该国开拓面向国际能源市场的新天地。加拿大油气资源丰富、开采成本低廉，在打通油气运输的“任督二脉”后，有望仰仗油气潜力稳固作为全球油气超级大国的地位，在不断减少对美国市场和基础设施依赖的同时开拓国际市场，获得更有利的战略性经济地位。 油气管网侧重点亟待纠偏 加拿大有5条主要输油管道，包括恩桥公司运营的两条管道、Keystone管道、跨山管道和Spectra Express管道。虽然管道总长度较为可观，但大多是以美国为终点的南北向管道，如恩桥的输油主干线以美国威斯康星州为终点，Keystone管道的目的地是美国伊利诺伊州，Spectra Express管道则以美国怀俄明州为目的地。仅跨山管道和恩桥公司的9号线是加拿大境内的东西向管道，这两条管道的运能均为30万桶/日。 根据加拿大石油生产商协会的数据，加拿大99.999%的石油和天然气通过管道运输到目的地。加拿大主要天然气管道有5条，基本都是境内管道。这些油气管道原本可以满足加拿大的油气运输需求，但随着美国的能源独立，加拿大也被迫进行调整，首当其冲的就是调整石油流量和流向。原本不太受重视的东西向管道，尤其是以西海岸为目的地的跨山管道运能成为变革的最大瓶颈，于是跨山管道扩建项目应运而生，即铺设一条与原有跨山管道平行的始于加拿大艾伯塔省埃德蒙顿市，终于不列颠哥伦比亚省本拿比市威斯特里奇海运码头和雪佛龙炼厂的输油管道。项目还包括在威斯特里奇海运码头新增两个泊位，使码头每月处理的油轮数量从5艘增至34艘。项目全长为1147公里，其中89%的路段遵循现有路权。 跨山管道扩建项目“姗姗来迟” 跨山管道扩建项目的提出始于2012年，由金德摩根公司发起，原计划2017年开建、2019年完工。然而该项目“命运多舛”，刚开工就遭到环保人士的强烈反对，导致工期一再拖延，而反对的原因在于原有管道的不良记录。1961年以来，原有管道泄漏事故多达84起，70%发生在泵站或终端，30%发生在管道沿线，其中20起事故与原油泄漏有关。 2017年，因不列颠哥伦比亚省新民主党政府的反对，金德摩根公司欲取消跨山管道扩建项目，不久后就以45亿美元的价格将其出售给加拿大政府。加拿大政府接手该项目后交由跨山国有管道公司负责，但铺设过程并不顺利，其间还遭遇了持续的通胀压力和天灾（洪水、野火）、与土著社区反复的谈判拉锯，以及为规避环境敏感区而改变管道路线等困难，劳动力短缺也不时发生。在建设过程中，跨山国有管道公司还挖掘出8.3万件原住民文物，因此又追加了文化保护资金。项目成本也不断累加，最新数据显示已高达340亿美元，是2013年估计成本的6倍多。 但近一两年国际地缘政治的急剧变化大幅推动了管道的铺设速度，5月1日，加拿大跨山管道扩建项目最终竣工并投运，为这项历时12年、耗资340亿美元的大工程画上了句号。自此，跨山管道的石油输送能力将达到89万桶/日，成为加拿大仅次于恩桥对美输油主干线的第二大管道。 新管道的作用 分析师认为，管道铺设有利于增加加拿大石油公司在原油定价方面的权重。加拿大重质原油本就提炼困难，汽柴油产量也略低，因此售价一直不高，而产地与消费者之间的距离也是影响售价的重要因素之一。从原油运输成本角度来看，管道运输比铁路运输便宜得多。据蒙特利尔银行资本市场的数据，通过管道将石油从艾伯塔省运到美国墨西哥湾沿岸的成本为9~10美元/桶，而通过铁路运输的成本约为17美元/桶。跨山管道扩建项目将大幅提升加拿大油气公司向包括美国西海岸和亚洲在内的新市场输送石油的能力。有了新管道的加持，加拿大的原油可从油砂主产地输往加拿大西海岸，再用油轮运至美国或直抵中国。加拿大每日向中国出口约15万桶原油，但此前都是通过油轮从美国墨西哥湾沿岸发出。 过去十年，由于缺乏足够的管道运能，加拿大艾伯塔省的原油无法有效输出，导致加拿大西部精选原油（WCS）的价格比美国WTI价格每桶低约40美元，这在2018年和2019年表现得尤其明显。东西向管道运能的增加，意味着更高的出口量，将推高WCS价格，缩小其与WTI的价差。 新管道还将给加拿大油气公司提供更多的选择余地和议价筹码。目前，新管道运能的80%都已“名花有主”，包括Cenovus能源公司、帝国石油公司和加拿大自然资源公司等在内的石油公司都已预订了管道运能。Cenovus能源公司还称，将通过管道进入新市场。 对运营加拿大最大输油管道的恩桥公司而言，跨山管道可能成为其竞争对手。但该公司对此说法不以为然，并称跨山管道铺设过程极其漫长，在这个时间段内，运能的供需已出现了结构性变化，如今即使投用对恩桥公司的影响也不会太大。 无论如何，加拿大东西向管道运能的加大将极大改变加拿大以往石油出口完全受制于南部邻国的局面。此时，加拿大不仅可与美国继续保持密切的石油贸易关系，而且可向西寻求新的出口市场。当前的国际局势预示着油价的上涨，加拿大油气公司也在大力增产。数据显示，新管道运能可能未来1~2年就饱和，而最初预计的是5~6年才能饱和。 “如火如荼”的LNG出口基建活动 在扩大石油生产和运输能力的同时，加拿大LNG出口基建活动也进行得如火如荼。加拿大LNG公司斥巨资在不列颠哥伦比亚省的基蒂马特建设LNG出口设施，当前一期工程已接近尾声，预计2025年全面投运。该项目的唯一设计目的是向除美国外的其他国家出口LNG，投运后短期内可能影响加拿大对美国供气。2023年，已成为天然气净出口国的美国，仍从加拿大进口了大量天然气（80亿立方英尺/日），其中绝大多数通过管道运输。 随着LNG出口终端的运营，天然气管道的运量可能减少。路透社最新报道称，加拿大西部的天然气公司年均增产能力仅为5亿立方英尺/日。这意味着，加拿大通过LNG出口终端向其他国家供应天然气时，美国和加拿大东部的天然气市场可能暂时出现供应缺口。 油气行业蓬勃发展 管道竣工的同时，加拿大油气产量正创下历史新高，预计2024年石油产量将打破纪录，达到530万桶/日的高点，尤其是油砂产量将出现大幅增长。标普全球近期发布报告称，过去十年，加拿大油砂产量增加了130万桶/日，截至2024年二季度将达到330万桶/日。其预测，到2030年，加拿大油砂日产量将达到380万桶，比目前的日产量高50万桶，增幅为15%，这较其之前预测的新增10万桶/日和仅3%的增幅相去甚远。 标普全球上调预测的理由是，加拿大油气行业正在持续优化资产和提高投资效率，以实现现有资产价值的最大化。加拿大联邦政府对油气排放施加的限制虽然对油砂生产有潜在影响，但并未改变油砂产量持续增长的态势，预计到21世纪末，加拿大油砂产量将达到峰值。 加拿大天然气产量也将保持增长态势，2023年已连续第三年出现增长，2024年一季度的产量也接近历史最高水平。虽然刚刚遭遇了暖冬，气价大幅下跌，库存也相对较高，但加拿大的天然气公司仍看好出口市场，并正在增加产量。RBN能源公司数据显示，加拿大西部3月的天然气产量平均为18.49亿立方英尺/日，是有记录以来第四高的月度平均产量。 原载 2024年5月31日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 伊拉克油气行业或加大对外合作力度 侯明扬（中国石化石油勘探开发研究院） 能源咨询公司伍德麦肯兹近期表示，5月11日~13日，伊拉克政府在巴格达完成了最新两轮的油气区块招标活动。其中，第5+轮次招标包括9个待开发油气区块和分布在伊拉克北部、中部和南部地区的7个油气勘探区块；第6轮次招标主要是分布在尼尼微省、安巴尔省、纳杰夫省和穆萨纳省的14个颇具潜力的天然气勘探区块。 此次油气区块招标活动吸引了22家公司参与，包括壳牌、bp、道达尔能源和埃尼公司等国际石油巨头，卡塔尔能源公司和马来西亚国家石油公司、振华石油等国家石油公司，以及安东石油、洲际油气、中曼石油等私营企业。 中国石油企业“大丰收” 经过激烈竞争，伊拉克库尔德KAR集团中标了上述30个区块中的4个，包括Alan、Sasan和Daimah等3个油田开发区块和Khliesiea天然气勘探区块；我国石油企业则中标了10个区块。 如振华石油获得Qurnain天然气勘探区块和Abu Khaima原油开发区块；洲际油气获得Jebal Sanam和Zurbatiya两个原油勘探区块；中曼石油获得了东巴格达北和幼发拉底河中游两个油田开发项目；安东石油获得达弗里耶油田开发项目；联合能源集团获得Fao原油勘探区块等。 考虑到此次仍有16个区块未能竞标成功，且综合分析伊拉克国内资源、经济等因素，未来该国或将进一步加大油气资源对外合作力度。 油气对外开放合作基础良好 从资源禀赋的角度看，伊拉克具有良好的油气对外开放合作基础。根据世界能源统计年鉴，伊拉克探明原油储量高达1450亿桶，占全球探明原油总储量的8.4%，仅次于委内瑞拉、沙特、加拿大和伊朗，居世界第5位。2022年，伊拉克原油产量为452万桶/日，占当年全球原油总产量的4.8%，仅次于美国、沙特、俄罗斯和加拿大，同样居世界第5位。 此外，伊拉克探明天然气储量为3.5万亿立方米，占全球探明天然气总储量的2%，居世界第11位。虽然2022年伊拉克天然气产量不足100亿立方米，但也表明了该国天然气未来发展有巨大潜力。 加大油气对外开放合作需求迫切 从社会经济的角度看，伊拉克具有加大油气对外开放合作的迫切需求。 一方面，2009年起，伊拉克开始引入国际石油公司进行原油勘探开发合作，包括埃克森美孚、壳牌、bp等，推动伊拉克原油产量从240万桶/日上升至450万桶/日，支撑了该国95%的财政支出。在现阶段国际油价较长时期位于80美元/桶以上的大环境下，伊拉克政府迫切希望继续加大原油资源对外合作开发力度以获取高额收益。 另一方面，2016年至今，伊拉克天然气消费量持续大幅增长，2022年约为190亿立方米，天然气供需缺口较大，需要从伊朗等邻国大量进口天然气，这也是该国第6轮次招标重点是天然气勘探区块的主要原因。而从当前结果来看，多个天然气勘探区块招标情况并不理想，预计伊拉克政府未来将进一步开展天然气对外合作。 伊拉克政府“诚意满满” 从合同条款的角度看，伊拉克政府在一定程度上已表现出加大油气资源对外合作力度的“诚意”。在此次油气区块招标活动中，中标企业将与伊拉克石油部签署项目勘探、开发生产合同（EDPC）或开发生产合同（DPC），按照合同要求负责项目勘探、评估、开发和油气生产活动，并获得相应利润分成。 在EDPC合同下，伊拉克石油部将授予中标承包商5~9年的勘探期和25年的开发期；在DPC合同下，伊拉克石油部将授予中标承包商20年的开发期，以及5年的延长期。此外，本轮拟签订合同较前期有所优化，如将矿税在25%的基础上进行了大幅下调，强调了加大伴生气资源利用力度等。 基于以上条款，各公司中标区块的报酬费比例在6.29%~32%，如洲际油气中标伊拉克南部巴士拉省Jebal Sanam原油开发区块的报酬费比例高达30.9%，而KAR集团中标Khliesiea天然气勘探区块报酬费比例更是高达32%。 原载 2024年5月31日《中国石化报》第6版 责任编辑 孙薇薇 澳大利亚煤炭与LNG出口呈现分化态势 王能全（国家能源委员会） 尽管能源资源有限，但澳大利亚仍是当今世界最重要的煤炭和LNG出口国之一。其能源生产和出口对于澳大利亚自身及国际能源市场具有举足轻重的地位和作用。受内外部环境和国际形势变化影响，预计短期内至2025年，澳大利亚的煤炭和液化天然气出口将出现分化，可能对全球煤炭和液化天然气贸易产生一定影响。 澳大利亚冶金煤产量有望增长 澳大利亚的煤炭生产和出口分为冶金煤、动力煤两大类，分别位居世界第一大冶金煤出口国和第二大动力煤出口国。澳大利亚生产的冶金煤全部用于出口，2022年冶金煤出口总量为1.7亿吨，占国际市场的56%，印度、日本和韩国为其三大出口目的地。2023年，澳大利亚继续保持着世界最大冶金煤生产国的地位，出口占市场的53%。当年，随着拉尼娜现象持续干扰得到了缓解，澳大利亚冶金煤产量开始回升，然而，劳动力短缺继续影响各矿区的煤炭生产。根据澳大利亚统计局的劳动力数据，煤矿行业的总就业人数比疫情前下降了14%，2019年煤炭开采的平均就业人数为5.3万人，2021年为4.64万人，2023年又下降到4.59万人，劳动力短缺成为澳大利亚煤炭生产的一大制约因素。 动力煤价格上涨可能会提振对澳大利亚冶金煤的需求。冶金煤可以代替动力煤发电，但反之则不能。因此，冶金煤仍有可能进入动力煤市场销售，特别是热值价格低于动力煤的价格时。 此外，极端严酷的冬季或夏季可能导致冶金煤比动力煤更具竞争力，2022年大量冶金煤被倾销到动力煤市场的现象可能再次出现。预计到2025年，澳大利亚冶金煤的产量仍有望增长。煤矿的扩建和开业预计将超过关闭数量（取决于批准情况），澳大利亚冶金煤的出口预计将比动力煤增长更强劲，从而满足亚太等地区新兴钢铁市场的需求。 持续向好的澳大利亚煤炭生产和出口 未来几年，澳大利亚可能扩大商业运营煤矿的规模，包括昆士兰州的希拉隆、威尔顿等项目将提高产量。新南威尔士州和昆士兰州的产量增加，预计在2024~2025年将使澳大利亚的冶金煤出口增加到1.74亿吨；冶金煤的出口收入将下降至410亿澳元，产量的增加部分将抵消煤炭价格的下跌。 动力煤的生产和出口也将保持稳定的增长，使澳大利亚成为世界第二大动力煤出口国，仅次于印度尼西亚。2021~2022年动力煤出口量为1.92亿吨，2022~2023年下降到1.82亿吨。日本、中国台湾和韩国是澳大利亚三大动力煤出口目的地。2023年国际市场对澳大利亚动力煤出口的需求恢复，带来了当年6~7月澳大利亚动力煤出口数量的大涨，以满足亚洲地区夏季对煤炭的需求。 2023年上半年，澳大利亚对中国的动力煤出口稳步增长，在2023年中国夏季需求高峰期间达到了峰值。按出口价值计算，2023年前9个月，澳大利亚对中国的动力煤出口总额达到53亿澳元。2023年第二季度，将通常是澳大利亚动力煤最大市场的日本挤到了第二的位置。在展望期内，澳大利亚的煤矿扩建和关闭将保持基本平衡。其中，白天堂煤业公司（Whitehaven）的维克里（Vickery）煤矿项目于2023年6月开始建设，该公司正在投资1.5亿澳元，启动一个小规模的煤矿，预计将在2024年年中开始采煤。白天堂煤业公司还正在寻求扩建现有的纳拉布莱（Narrabri）地下煤矿，该项目已获得新南威尔士州独立规划委员会的批准，但仍需根据《联邦环境保护和生物多样性保护法》获得批准才能启动，如果项目能够继续进行，该煤矿的寿命将从2031年延长到2044年。 总体来看，由于天气条件的改善和几个矿山产量的增加，预计澳大利亚的动力煤出口量在展望期内将略有增长，在2024~2025年将达到2.03亿吨。 澳大利亚液化天然气出口预计短期内将出现下降 尽管近年来澳大利亚的液化天然气生产能力和出口数量增长迅速，但目前已达到瓶颈期，预计2025年出口数量和出口收入都将出现下降。 根据澳大利亚工业、科学和资源部2023年6月的《资源和能源季报》，2022年澳大利亚液化天然气出口总量为8200万吨，出口收入为910亿澳元，液化天然气出口的80%流向日本、中国和韩国三个国家，液化天然气出口的3/4是长期合同。 2022~2023年度，澳大利亚出口了8200万吨液化天然气，略低于2021~2022年的出口数量，主要原因包括：由于不同液化设施码头的维护，出口面临阻力，其中西北大陆架项目码头的中断一直持续到2023年第三季度；自2023年8月以来，普莱里德终端面临着与维护相关的产量下降，当年11月才逐渐好转；在北领地，由于巴尤恩丹油田供气不足，达尔文液化天然气设施面临暂时关闭。为了应对国内的天然气短缺，西澳大利亚政府宣布禁止出口，将15%的产量储备供州内使用，该禁令适用于该州产生的大多数陆上天然气，预计在未来一段时间内该州将严格执行这一规定。东海岸的格拉德斯通液化天然气项目也在2023年进行了维护，导致产量减少。 虽然2023年澳大利亚液化天然气出口量下降，但从单个项目情况来看有较大区别。其中，普莱里德浮式液化天然气项目的季度产量已达到自2019年开始运营以来的最高水平，2023年6月产量略低于100万吨；2023年6月，雪佛龙开始了高更项目二期的生产；2023年，伊希提斯液化天然气项目预计将发运创纪录的132批液化天然气货物，比2022年的112批货物增长了18%，通过升级液化冷却系统和采取防振措施，该项目努力消除设施的瓶颈以提高产量，计划将液化能力提升并稳定在930万吨/年的水平。 由于西北大陆架天然气产量下降幅度较大，预计2024~2025年，澳大利亚液化天然气产量将再次下降，减少至约7800万吨，出口收入将下降至640亿澳元左右。2021~2022年，澳大利亚液化天然气出口收入为710亿澳元，2022~2023年大幅增加了约30%，增加到920亿澳元。 原载 2024年5月24日《中国石化报》第7版 责任编辑 刘心睿 日韩发展氢能汽车带来哪些启示 郭庆方[中国石油大学（北京）能源经济与金融研究所] 21世纪以来，全球环境保护意识不断增强，传统能源向清洁能源转型成为一大趋势。在此背景下，交通领域尤其受到关注，主要表现在汽车行业向氢能源汽车和电动汽车的转型。日本和韩国在氢能源汽车的研发与推广方面走在前列，但因利用场景路径选择出现偏差等原因，氢能源汽车产业发展尚不尽如人意。 氢能源车具有明显优势和巨大发展潜力 一是环境友好，具有非常突出的环境效益。与传统的燃油汽车相比，氢气燃烧只会产生水蒸气，氢能源汽车的燃料利用对空气和环境没有负面影响，这使得氢能源汽车成为减少空气污染和缓解气候变化的理想选择。 二是续航里程长，可以满足长距离交通。氢气的能量密度高达142兆焦/千克，是汽油能量密度的3倍多，而且氢燃料电池+电机系统的能量转化效率更高。氢气较高的能量密度使得氢能源汽车具备远距离行驶的能力。根据日本汽车协会公布的资料，2023年，日本氢能源汽车的续航里程已经能够做到用５千克氢气续航1600千米。 三是充氢速度快、时间短。相较于传统电动汽车的充电时间，氢能源汽车只需几分钟即可将氢气加注到车辆中，而且充氢不太会影响充氢电池的使用寿命。 四是氢的来源广泛，氢源资源潜力大。氢的来源从对环境影响的角度讲有灰氢、蓝氢和绿氢的区分。尽管制氢渠道不同、工艺差别很大、制取过程对环境的影响也存在一定程度的差异，但是，由于氢的构成单一，任何方式所制取的氢都是同质的，这大大提高了氢源的有效范围和可获取性。 五是制氢属于制造业驱动的产业，制氢的成本会不断下降。国际能源署（IEA）的研究预测，随着可再生能源成本下降和氢气生产规模扩大，到2030年，可再生能源生产氢气的成本可能会下降30%。制氢成本下降自然会直接降低氢能源汽车运行的成本，提高氢能源汽车的经济效果和市场竞争力。 日韩发展氢能源汽车政策支持力度大 日本自1981年开始研究氢燃料电池，并逐步计划将氢能源推广至汽车及其他多个行业，期望其成为国家的主要能源。2009年，日本政府加大推动力度，通过了多项政策支持氢能源汽车的技术创新和产业发展。2013年，日本发布《氢能源战略》，明确了发展氢能源汽车的具体目标与政策措施，如设定到2020年在日本运行10万辆氢能源汽车的目标，并提供包括减免购车税、购车补贴等多种激励措施。日本政府还与丰田等企业及研究机构合作，推动氢能源汽车技术创新及产业链完善。此外，日本还大力投资建设加氢站，至2023年底，已建设超过160座加氢站。值得一提的是，日本不仅在国内推动氢能源汽车，还积极在国际上推广相关技术和经验，如2019年G20峰会上就将氢能源作为重点议题之一。 韩国也在氢能源汽车的推广上显示了极大的积极性，主要通过提供丰厚的购车补贴。因氢能源汽车的成本高于电动汽车，韩国政府的补贴强度相对更大。以现代Nexo为例，2022年，韩国中央和地方政府的补贴总额每辆可达3250万韩元（约合17万元人民币），使得消费者的支付大大减少，甚至在补贴最多的城市，购买者实际支付的金额可能低于补贴总额。公共交通方面，现代电力燃料电池汽车（FCEV）等氢燃料公交车也获得高额补贴，以降低采购和运营成本。 日本和韩国的强力政策确实在推动氢能源汽车发展上取得一定成效。早在2014年，日本丰田公司推出了旗下的氢能源汽车Mirai，成为世界上第一款量产的氢能源汽车。该氢能源汽车搭载了先进的氢燃料电池技术，可以提供长达500公里的续航里程。Mirai不仅具备长续航里程和快速加氢的特点，还通过辐射制冷系统利用燃料电池产生的余热来驱动空调系统，提高能源利用效率。日本在氢能源技术方面更是处于主导地位，掌握了超过全球80%的氢能源技术专利，并具有重大技术突破。日本氢能源汽车2023年的保有量超过8000辆。韩国在氢能源汽车领域也有明显的发展，尤其体现在氢能源汽车保有量的绝对数量上，大幅度超过了日本。2021~2023年，韩国氢能源汽车的保有量从12439辆增加到34872辆，增加了近2倍；加氢站数量从69个增加到172个。 日韩氢能源汽车产业利用场景路径选择 尽管日韩积极推动发展氢能源车，但目前日韩氢能源汽车产业发展状况并不理想，瓶颈主要集中在两个方面。一是加氢基础设施的缺乏。截至2023年底，日本建立的加氢站为160座，韩国为172座。二是市场狭小限制了发展。 但从根源上看，日韩氢能源汽车在强力政策推动下仍发展缓慢、没有达到预期目标的原因是利用场景路径选择出现了偏差。日韩将氢能源汽车利用场景的重点放在了小型家庭乘用车上，如NEXO、Mirai、Clarity三款氢能源汽车都是小型家庭乘用轿车。小型家庭乘用轿车的用户是普通居民，规模小、使用强度低、缺少专业化，而且用户空间高度分散，短期内难以形成快速普及的局面。 带给我们的启示 近年来，我国氢能源及氢能源汽车发展速度很快，相应的加氢站等基础设施也不断发展和完善。综合日韩氢能源汽车发展的经验，我国氢能源汽车要大力发展，需要做好以下四个方面的工作。 一是提升战略高度，加大政府支持力度。氢能源汽车是技术密集型领域，其未来也具有很强的潜力，我国政府要把发展氢能源汽车放到汽车乃至能源领域未来国际竞争和国家安全的战略高度，加大政策支持和投入。 二是快速形成一批高质量、有竞争力和社会认可度的品牌氢能源汽车。我国目前还缺少有影响力的品牌氢能源汽车，要通过有为政府和有效市场相结合，识别、筛选、扶持一批氢能源汽车品牌，并快速形成较高的市场渗透水平和社会影响力。 三是扩大和完善加氢站、输氢管道、运氢车等基础设施建设，并在不同基础设施类型之间形成数量、功能、空间布局等方面的有机衔接，系统集成，形成协同效应。 四是科学精准选好氢能源汽车的利用场景和车型。从氢源配置的空间约束来看，单辆汽车用氢规模大、用氢专业化程度高、可以实现定点加氢的大型货车、大型客车和商务车应是目前氢能源汽车发展的重点。 原载 2024年第5期《中国石化》杂志 栏目编辑 宋玉春 王一冰 责任编辑 孙 艳 非洲，页岩气开发的下一片蓝海 张忠民 褚王涛 曹 喆 李 晋（中国石化石油勘探开发研究院） 近年来，随着世界常规油气发现新增储量维持递减趋势，全球对非常规油气资源勘探开发日益重视，非洲地区特别是南非和北非国家的非常规资源潜力正在受到越来越多的关注。 美国能源信息署数据显示，全球总的页岩气技术可采资源量为187万亿立方米，其中非洲为29.5万亿立方米，占全球的15.7%。南非、利比亚和阿尔及利亚页岩气技术可采资源量位居全球前十之列。 根据英国能源研究院发布的《世界能源统计年鉴2024》，非洲石油产量从2013年的4.09亿吨降至2023年的3.42亿吨，复合增长率为-1.8%，而同期非洲天然气产量从1990亿立方米增至2536亿立方米，复合增长率达2.5%。 南非富煤少油，开发天然气对南非改善能源结构尤为重要，主要包括陆上页岩气、煤层气以及海上常规天然气。研究表明，南非页岩气主要分布于卡鲁盆地，预计技术可采资源量可达11万亿立方米。南非计划招标至少10个新陆上区块，用于评价开发卡鲁盆地的页岩气资源，预计最晚将在2025年进行。煤层气也是南非吸引外资的重要领域，预计技术可采资源量约0.6万亿至0.8万亿立方米，2007年以来已经授予60多个煤层气勘探权。 阿尔及利亚是非洲页岩气领域最具吸引力的国家。国际能源署（IEA）认为该国页岩气资源量可满足欧盟27国10年的天然气需求。预计到2030年，阿尔及利亚有望实现1100亿立方米/年的天然气出口规模。 在埃及，东地中海Zhor大气田产量递减以及天然气勘探接续效果不佳，使得埃及再次成为天然气净进口国，阻碍了其打造区域天然气集散中心的国家战略目标的实现，非常规天然气成为其天然气开发的有益补充。埃及页岩气主要分布于陆上西沙漠地区，技术可采资源量预计达2.8万亿立方米。 研究表明，利比亚境内主要发育三套富有机质页岩，预计技术可采资源量可达3.5万亿立方米，其中古达米斯盆地1.3万亿立方米，锡尔特盆地2.1万亿立方米，少量分布在穆祖克盆地。由于古达米斯盆地横跨阿尔及利亚、利比亚和突尼斯，也是阿尔及利亚非常规天然气发展的重点盆地。 此外，突尼斯和摩洛哥页岩气技术可采资源量分别为0.7万亿立方米和0.6万亿立方米，虽然资源潜力不及阿尔及利亚、南非等国家，但政治社会环境稳定，且两国都希望通过发展天然气以实现能源独立，其非常规油气资源对国际石油公司也颇具吸引力。 原载 2024年9月6日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰 驼铃响彻新“丝路”  中国与欧亚能源合作走向深入 毛若冰（中国石化经济技术研究院） 经过20多年的发展，上合组织成员国增至10个，发展为覆盖人口34亿（占全球比重超过40%）、经济规模达到24万亿美元的大型综合性国际组织，成为推动世界格局多极化的重要支柱，为我国与地区国家深化能源合作提供了有效的机制支撑。未来随着上合组织继续扩员，依托“一带一路”倡议，将进一步拓展我国与欧亚国家能源合作的空间与潜力，为我国能源公司优化国际化布局创造机会。 上合组织不断壮大、合作持续走深走实 7月2日~6日，习近平主席出席在哈萨克斯坦首都阿斯塔纳举行的上合组织元首理事会第24次会议和“上合组织+”会议，并应邀对哈萨克斯坦、塔吉克斯坦进行国事访问。此行有力推动了上合组织“大家庭”不断壮大，并加强了与欧亚地区国家的战略合作。 上合组织吸纳白俄罗斯为成员国，上合峰会通过《阿斯塔纳宣言》。上合组织成员国表示，上合组织应在构建国际政治经济新格局方面发挥更大作用，构建更具代表性、更加民主公正的多极世界体系，反对以对抗性思维解决国际和地区问题，反对破坏多边贸易机制的单边制裁和贸易限制，扩大本币结算份额，推进地区反恐机构建设，支持进一步就建立上合组织开发银行和上合组织发展基金（专门账户）进行磋商，深化能源安全领域合作。多数成员国支持我国提出的共建“一带一路”倡议，同意推动与欧亚经济联盟对接。 中国与哈萨克斯坦强调，将进一步发展两国全方位高效合作，打造中哈关系新的“黄金三十年”，强调两国友谊牢不可破，愿推动共建“一带一路”倡议与“公正哈萨克斯坦”经济政策对接，进一步挖掘在能源、矿产、新能源、电动汽车、互联互通等领域的合作潜力，尽快完成中哈双边投资协定升级谈判，扩大产能投资合作规模，加快推进跨里海国际运输走廊建设，挖掘跨境货物运输和口岸潜力，尽早实现双边贸易额翻番，促进高附加值、高技术产品贸易，合作推进中国—中亚机制建设。 中国与塔吉克斯坦同意以高质量共建“一带一路”合作为主线，全面推进与塔吉克斯坦“2030年前国家发展战略对接”，将深化油气、采矿、化工、电力、新能源、交通基础设施等领域合作，鼓励共同投资工业领域高技术项目，生产有竞争力的高附加值产品，深化传统能源、可再生能源、绿色能源和高新技术成果转化领域合作，采取措施进一步扩大双边贸易规模，深化中欧班列合作。 中国与阿塞拜疆升级为战略伙伴关系，两国同意深化共建“一带一路”框架下各领域务实合作，加快商签两国政府间国际多式联运协定，积极探索建立贸易和投资自由化便利化制度性安排，重点推动互联互通、绿色能源、加工制造、基础设施等领域项目实施。中方支持阿方提升在上合组织的法律地位，欢迎阿方参与金砖合作。 上合组织影响力提升将助推经贸能源合作 全球治理层面，提升上合组织的国际意义，增强对全球事务的影响力。 随着伊朗、白俄罗斯等国家的加入，上合组织成员国覆盖范围逐渐从亚欧大陆腹地向东南、西北、西南等多个方向延伸。同时，上合组织涉及议题从划定领土边界、打击“三股势力”等政治安全议题，逐渐扩展为全球治理、经贸合作、互联互通等广泛议题，从而推动上合组织从国家元首会晤的地区机制逐渐转变为大型综合性国际组织。 通过“上合组织+”机制，上合组织与来自中东、南高加索、南亚、东南亚的对话伙伴国加强互动交流，针对巴以冲突、伊核问题、阿富汗问题等国际时政热点议题发出成员国的共同声音，围绕多极世界体系、人工智能治理、能源安全合作等领域增强议题设置和舆论引导能力，强化了上合组织在世界多极化进程中的重要作用。 目前，上合组织有14个对话伙伴国，包括沙特、埃及、卡塔尔、阿联酋等中东国家，阿塞拜疆、亚美尼亚等南高加索国家，尼泊尔、斯里兰卡等南亚国家，以及柬埔寨、缅甸等东南亚国家，均有望成为正式成员国的候选国。特别是近年来，中东国家对上合组织的兴趣提高，有意愿增加在上合组织的活动，并提升地位。 经贸合作层面，依托“一带一路”推进互联互通，加强与欧亚国家经贸合作。 中亚地区作为亚欧大陆的心脏地带，拥有从中国联通南高加索、中东、南亚、东南亚直至欧洲的巨大过境运输潜力，是高质量共建“一带一路”的关键枢纽。近年来，随着国际形势深刻变化，中亚地区受到地缘政治冲突的溢出效应冲击，逐渐从全球地缘政治经济版图的边缘地区转变为大国全面博弈的战略重点地区。特别是欧洲地缘政治冲突发生后，亚欧大陆的传统贸易路线受到影响，中亚在中欧贸易中的战略地位更加凸显。与此同时，中亚国家也希望搭乘共建“一带一路”东风，将自身打造为亚欧大陆的交通枢纽。 哈萨克斯坦和阿塞拜疆希望中国积极参与“跨里海国际运输走廊”，即经中亚、南高加索、土耳其通往欧洲的贸易路线，深化与中欧班列的合作对接。塔吉克斯坦则希望加快建设“中国-塔吉克斯坦-阿富汗”通道，打造“中国-塔吉克斯坦-乌兹别克斯坦-土库曼斯坦-伊朗-土耳其”多式联运走廊。这些设想将为我国打造中欧贸易新路线、畅通物流运输创造机会。 虽然中亚国家的发展水平有所差异，其中哈萨克斯坦、土库曼斯坦属于中高收入国家，塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦人均收入偏低，但均面临发展环境的剧烈变化，希望推动发展模式转型，助推经济多元化发展，实行进口替代策略，大力引进外商投资及先进技术、管理经验，推动高附加值产品的本地化生产，减少进口、扩大出口，大力拓展国际市场。在此进程中，中亚国家对于我国市场、资金和技术支持的进一步需求，将提振其与我国产能共建项目投资的合作前景。 能源合作层面，深化油气全产业链投资合作，扩大新能源产业链合作空间。 哈萨克斯坦石油资源比较丰富，截至2023年，剩余可采储量约为33.5亿吨，是中亚地区主要石油出口国和成品油消费国，近年来推动油气产业对外资开放，将化工行业视为推动经济多元化发展的重点领域。中哈同意继续深化油气勘探、开采和加工等领域的合作，推动双边投资协定升级，研究探索联合工业园，将为我国企业在哈萨克斯坦能源领域的投资提供更便利的营商环境，挖掘天然气化工等高附加值产业的合作潜力。 虽然中亚资源国仍将油气产业作为主要的经济支柱，但面对全球能源转型大势，多数中亚国家已提出“碳达峰”“碳中和”的时间表或承诺减排，制定能源发展战略，希望将氢能、可再生能源发电打造成新经济增长点，并对电动汽车产业链愈发感兴趣。哈萨克斯坦将2030年可再生能源发电目标从10%提升至15%，希望将自身打造成可再生能源发展区域中心；塔吉克斯坦致力于到2040年生产100万吨氢气，并扩大对邻国出口规模，大力支持电动汽车产业发展。这将进一步扩展我国与中亚国家能源合作的内涵，为合作实施绿色能源项目创造可能。 此次访问各方虽未提及新增中亚油气管道，但随着上合组织2023年吸纳伊朗为成员国，成员国将围绕关键基础设施的合作项目安全加强经验交流，上合组织未来可能进一步吸纳沙特、卡塔尔、阿联酋等中东国家，以及阿塞拜疆等南高加索国家。与此同时，中东国家纷纷申请加入金砖国家，希望加强与我国的战略合作。未来依托中亚的区位优势，叠加中巴经济走廊向阿富汗延伸，构建俄罗斯、波斯湾、里海三大油气资源密集区联通我国的陆上油气管道网络或将成为可能。 我国能源公司应扩大与中亚国家投资合作规模 随着合作不断深入，我国与5个中亚国家均已建立全面战略伙伴关系，并签署共建“一带一路”合作文件，中亚国家成为我国深化国际能源合作的重要伙伴，我国能源公司应继续在中亚地区深耕细拓、加强合作。 首先，我国能源公司应将中亚国家作为调整产业布局的重要合作伙伴，加快升级投资协定，探索与欧亚经济联盟签署自贸协定，在上合组织、金砖国家、中国-中亚等多边机制下完善与中亚国家的能源合作机制，对接各方发展需求，做大产能共建项目，促进我国与中亚国家能源产业链的优势互补，共同推动传统油气产业和新能源产业协同发展，打造具有标志意义的战略合作项目。 其次，我国能源公司应围绕勘探开发、炼化销售、油气贸易等板块，系统布局中亚油气产业投资合作，积极参与里海盆地油气勘探开发，推进化工项目合作，扩大与中亚油气及深加工产品的贸易规模，积极辐射资源较匮乏的南亚、东南亚市场。与此同时，我国能源公司还应依托中亚的区位优势，增加中国-中亚地区与阿塞拜疆等南高加索国家，与伊朗、土耳其等中东国家，与巴基斯坦等南亚国家的新增油气管道项目建设机会，密织中国同亚欧大陆油气资源密集区的陆上油气管网。 最后，基于哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦等中亚国家优越的风光资源条件，我国能源公司应借鉴国内建设绿色油气田的典型经验，推动油气与新能源合作项目协同布局，围绕绿炼与绿氢，以及碳捕集、利用与封存（CCUS）等项目展开联合研发与技术合作，共同推动标准制定、对接和推广，探索在上游油气田建设CCUS示范项目，研究参与风光发电项目的可行性，采取资本运作方式积极介入核电项目，以共建绿色丝绸之路引领地区绿色能源转型。 原载 2024年7月26日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 中国与中东能源合作宜向 “油气+新能源”模式拓展 罗佐县（中国石化经济技术研究院） 我国是油气进口大国，中东地区是我国主要进口来源地之一。同时，我国也是新能源发电和设备制造业大国，具有设备技术出口及开展海外投资的能力。近年来，在碳中和浪潮的驱动下，不仅欧美国家大力发展可再生能源，而且中东油气资源国也开始加大新能源发展力度，其改善国内产业结构的愿望日趋强烈，客观上为我国新能源制造业产品出口提供了机会。 就我国而言，无论是从需求侧还是炼化产能供给侧看，油气需求高位运行都将保持较长时间，在国内原油产量有限的情况下，我国与中东地区国家开展油气合作是大势所趋。基于我国与中东地区能源发展的互补需求因素考虑，应进一步拓展双方能源合作领域，创建探索“油气+新能源”的合作模式，夯实油气合作基础。 中东地区加大新能源发展力度 2000年至今，中东地区人口增长了60%，当前达到2.8亿，人口增长和工业发展导致电力需求激增，过去20年的用电量实现了翻番。目前，中东地区国家发电主要依赖石油和天然气，其中燃油发电量占总发电量的18%，燃气发电量占总发电量的75%。 挪威能源咨询公司Rystad表示，工业化和交通电气化未来将继续推动中东地区电力需求增长，预计到2050年中东地区电力需求将达到2000太瓦·时，与当前相比将增长2/3。在碳中和的浪潮下，中东地区国家也积极向绿色低碳发展模式靠拢，未来电力结构将向新能源转型，到2050年，可再生能源（太阳能、风能、水电）在中东地区发电组合中的占比可能高达70%，而目前这一比例仅为5%。 Rystad上述预测的主要依据是中东地区可再生资源禀赋优势与产业化实践。中东地区太阳能资源潜力巨大，沙特、阿联酋和阿曼等国家每年平均每平方米的太阳能辐照量超过2000千瓦·时。Rystad数据显示，沙特太阳能发电成本是世界最低水平［10.4美元/（兆瓦·时）］。沙特当前太阳能发电装机容量为2.7吉瓦，计划到2030年达到58吉瓦。阿联酋公开承诺向清洁能源转型，重点发展太阳能发电，拟将发电装机容量由当前的6吉瓦提高至14吉瓦，到2050年，可再生能源发电将占总电力的44%。阿曼的目标则是将可再生能源发电装机容量由目前的700兆瓦增至2030年的4.5吉瓦。 中东地区是我国新能源产业外向型发展突破口 经过多年的发展和积累，我国新能源产业取得巨大成就。不仅发电量、发电装机容量占比直线上升，而且新能源发电装备制造业也大踏步走向世界。目前，欧美地区是我国新能源装备出口的主要市场之一。但自从中美贸易摩擦发生后，中国出口电动汽车、新能源装备遭遇了各种不公正的“双反”调查（即反倾销和反补贴调查）和加征关税。 美国之后，欧盟也随之跟风。4月，欧盟委员会通过新《欧洲太阳能宪章》，旨在保护欧洲光伏制造业。即主要通过非市场竞争手段支撑的执法管理对冲外部（主要指美国和中国）光伏产品价格优势，并将其纳入相关产品的采购监管全过程。关于非市场竞争手段的内涵，《欧洲太阳能宪章》等官方文件并未明确说明。政策执行者可以据此“尚方宝剑”对外来产品进行限制，名正言顺地为“双反”举措进行铺垫。 虽然我国新能源制造业产品性价比高，但欧洲对其加征关税客观上会增加欧洲消费者的能源成本，影响我国新能源装备在欧洲的销量。此外，在美国，我国的新能源装备出口同样被双反调查和加征关税，税率甚至更高。 作为新能源装备制造业大国，在产品出口欧美地区受阻形势下，我国开辟新市场及通道已成为必然。不妨换个思路，考虑将海外市场的重点放在人口稠密的发展中国家。近年来，发展中国家推进碳中和的力度很大，屡经电力短缺“洗礼”的东南亚地区国家，以及发展新能源愿望强烈的中东地区产油国都是重要的战略选择对象。 稳定油气合作基础并探索能源合作新模式 中国与中东地区国家的能源合作是双方经贸合作的重中之重。基于碳中和目标考虑，宜在稳定双方油气合作的基础上，探索“油气+新能源”合作模式，推进能源合作更上新台阶。 目前，我国新能源产业规模较大、产业链相对齐全，应守住来之不易的发展基础与优势，继续在储能、智能电网、绿氢、虚拟电厂等领域加大技术研发与产业示范实践力度，持续提升新能源产业发展水平，形成新能源产业的中国经验、中国模式。此外，我国应重视与国际能源领域的交流，讲好中国能源发展故事，擦亮中国能源品牌。我国新能源产业发展不断取得进步，将对世界各国产生重要影响，为未来的技术及产业输出奠定坚实基础。 我国正处于落实“一带一路”倡议的重要时期，应加大对中东地区新能源发展动向的关注和研究力度，立足当前已有的我国企业在中东地区的新能源投资项目，由点及面，层层推进，形成新能源产业规模效应。近中期，我国能源企业可以考虑与沙特、阿联酋和阿曼等行动比较积极的国家企业成为合作伙伴，利用外交、行业协会、商会交流等平台为海外投资和新能源装备出口创造条件，打造中国与中东地区国家新能源合作的标杆。 我国能源企业应在油气合作的基础上推进新能源合作，并通过新能源合作进一步强化油气合作，实现互惠互利。鉴于我国油气需求长期处于高位的现实，保持与中东地区国家稳定的油气投资和贸易关系非常必要，有利于形成我国与中东地区国家以能源为纽带的利益共同体，有利于稳定我国海外油气供应渠道、提升我国能源安全保障水平。在战略高度上，“油气+新能源”合作模式是我国与中东地区国家油气上下游一体化合作后的能源发展新探索与新考量，是丰富和发展我国与中东地区能源合作新内涵的重要举措。 原载 2024年8月16日《中国石化报》第6版 责任编辑 孙薇薇 经贸能源合作将是中欧 “变竞为合”的重点 毛若冰（中国石化经济技术研究院） 5月5日~10日，习近平主席受邀对法国、匈牙利、塞尔维亚进行国事访问，是2024年首次外访，也是时隔5年再度访欧，受到3个国家超高规格接待，取得了丰硕成果。此行彰显了全球地缘变局下中欧关系的强劲韧性和战略空间，“变竞为合”将成为未来中欧重点着力方向。 提升与欧洲重点国家双边关系的战略层级 中法关系方面，加强全球事务协作，挖掘互利合作潜力。2024年正值中法建交60周年，两国领导人围绕中东局势、人工智能和全球治理、加强生物多样性与海洋合作等议题签署了4个联合声明，并在绿色发展和生态转型、环保、航空、农业、标准化合作等领域达成18项合作协议。中法呼吁在巴黎奥运会期间全球停火休战，同意加强人工智能的全球治理，通过包容性对话降低相关风险，提高发展中国家的人工智能水平。中方表示，希望法国向中国出口更多高技术、高附加值产品，拓展绿色能源、智能制造、生物医药、人工智能等新兴领域合作范围。法方表示，希望同中方进一步密切双边经济关系和多边战略协作关系，将对中国保持市场开放，不会针对中国企业搞歧视性政策，欢迎更多高技术企业赴法投资合作。值得一提的是，法国总统马克龙不仅安排了最高规格的接待仪式，而且特别安排了深度小范围会谈，体现了法国对中国的高度重视。 中匈关系方面，双边关系提质升级，加强发展战略对接。中匈视彼此为优先合作伙伴，宣布将两国关系提升为“新时代全天候全面战略伙伴关系”，加强共建“一带一路”倡议和匈方“向东开放”政策对接，有序推进清洁能源、人工智能、移动通信、核能与核技术等领域合作，深化数字经济、绿色发展合作，积极推进匈塞铁路匈牙利段项目建设，进一步深化中欧陆海快线通关便利化合作。双方鼓励两国金融机构为贸易投资合作提供融资支持，继续合作发行绿色主权熊猫债。中方将鼓励中国企业赴匈投资，支持中国金融机构在匈牙利设立分支机构。匈方欢迎中国企业赴匈投资，承诺提供良好的投资经营环境。 中塞关系方面，升级两国关系，深化全方位合作。两国宣布深化和提升全面战略伙伴关系，构建新时代中塞命运共同体，将以共建“一带一路”进入高质量发展新阶段为契机，落实中塞自由贸易协定，加强交通基础设施、互联互通、清洁能源、产业投资、农业、经贸合作区等领域的务实合作，扩大利用中欧班列，商定因地制宜共同发展新质生产力，积极促进技术转移、联合研究、共建科研平台等方面取得更多务实成果，支持塞尔维亚人民币清算行尽快开业。 中欧加强经贸能源合作有战略意义 国际格局层面，中欧拓展战略运筹空间，共同应对国际形势剧烈变化。 我国可对冲美欧同盟强化风险。在地缘冲突下，欧盟加强与美国的政策联动，不断出台针对我国的不利措施，而法国、匈牙利、塞尔维亚对华关系较友好，以寻求独立自主著称，是可以积极争取的重要对象。法国作为欧洲大陆的领头羊，在欧盟享有较高话语权，并与中国同为联合国安理会常任理事国和G20成员国；总理欧尔班治下的匈牙利内外政策较为“特立独行”，将在下半年担任欧盟轮值主席国；塞尔维亚所处的巴尔干半岛扼守进出欧洲的交通咽喉，有着重要的地缘政治经济价值。因此，我国加强与重点欧洲国家的合作，有助于增加欧盟对华政策制定过程中的积极因素。 法国可增强政策自主性。法国希望通过扮演东西方的桥梁纽带彰显战略价值，向中国突出其特殊作用，拓宽与发展中国家的合作空间，成为欧洲战略自主的领导者，并借此巩固世界大国的地位。 合作应对国际形势动荡。欧洲议会选举将在6月举行，马克龙希望借助对华合作稳固其所在政党在法国和欧盟的地位。同时，美国大选前景不明，双方需提前布局，以管控国际形势动荡风险。 经贸合作层面，欧洲对华经贸合作需求上升，“变竞为合”将是中欧关系的重点。 欧洲逐渐意识到对华经济脱钩并不现实。当前欧洲经济持续低迷，工业竞争力严重下滑。据国际货币基金组织（IMF）最新预测，2024年欧元区GDP将增长0.8%（较1月预测下调0.1个百分点），2025年将增长1.5%（下调0.2个百分点），其中法国未来两年GDP将分别增长0.7%和1.4%。因此，如何吸引来自中国的投资、稳固在华市场成为欧洲经济复苏的重要因素。马克龙接受法国媒体采访时表示，不建议与中国保持距离，“我们需要中国人”。据《华尔街日报》消息，由于担心强化投资审查可能削弱经济复苏势头，德国可能弱化或搁置拟议的《外国投资审查法》。 欧洲多国欢迎中国企业投资。法国财政部部长勒梅尔表示，法国欢迎所有工业项目，欢迎比亚迪在法国投资建厂。中匈两国共同认为，匈牙利具备成为“东西方经济和技术交汇地的优势条件”，匈牙利对引进中国投资比较积极。塞尔维亚希望围绕发展新质生产力促进投资合作，建设高科技产业合作项目。 中欧需以合作缓和竞争矛盾。随着中欧高端制造业竞争矛盾上升，如何加强对欧洲的利益捆绑、推动利益共享、深化产业链融合，将是未来一段时期我国对欧洲战略的重点考量。 能源合作层面，中欧能源合作仍有提质增效空间，绿色清洁转型具备合作潜力。 中欧能源合作不断扩充内涵。中国石化董事长马永生出访法国，同道达尔能源签署了战略合作框架协议，将共同挖掘油气勘探开发、天然气和液化天然气（LNG）、炼油化工、工程贸易及新能源等全产业链的合作机会，以及可持续航空燃料，绿氢，碳捕集、利用与封存（CCUS）等低碳能源领域的合作机会。近年来，欧洲能源转型提速，在绿色新政的压力下，欧洲化工公司淘汰落后产能、开发清洁技术、布局新能源，转向生产高附加值化学品，目前欧洲在特种化学品、消费化学品等高端材料方面拥有全球领先地位，而我国在特种工程塑料、高端纺织表面活性剂、部分特种聚合物等领域高度依赖进口，将为中欧高端技术合作提供可能。 中法绿色合作潜力巨大。中法企业围绕新能源合作签署了多项协议，如中核集团与法国电力公司升级合作关系，联合发布《核能支持低碳发展前瞻性研究》白皮书。万帮数字能源与法国施耐德电气公司组建合资新能源公司，将共同开拓欧洲新能源市场，并就欧洲充电、储能等相关业务签署框架协议。远景科技与法国苏伊士集团签署合作项目协议，将在锂电池回收、绿色能源与碳管理数字平台等领域开展合作；与法孚集团将在欧洲开发风电、绿氢、绿氨等新能源项目。考虑到法国以核能为主体的能源体系，且在风光发电、氢能发展方面较积极，中法在核能、氢能、可再生能源、能效等领域有较大合作空间。 中欧推进绿色产业链合作。当前中国电动汽车企业正加快出海步伐。2023年12月，比亚迪宣布在匈牙利建新能源乘用车生产基地，成为中国电动汽车企业在欧盟的首个汽车工厂，预计3年内建成投运。意大利工业部部长乌尔索表示，正与比亚迪、奇瑞和长城汽车谈判，希望至少吸引一家中国车企投资设厂。这也反映出部分欧洲国家希望通过本地化生产引进中国新能源汽车先进技术，在新能源汽车崛起的时代浪潮下掌握主动权。 积极挖掘能源合作潜力 系统谋划投资欧洲布局，增强国际竞争合力。建议中国能源公司从传统能源与新能源领域对欧洲整体合作优势和需求出发，系统谋划投资、贸易、工程、技术等方面的合作机会，增强对欧洲的利益捆绑，突出我方优势，避免恶性竞争，放大竞争合力。针对电动汽车领域，由于匈牙利作为欧盟成员国可低门槛进入欧盟市场，塞尔维亚拥有丰富的锂矿资源，两国相邻且关系友好，建议以匈牙利电动汽车本地制造为示范，加强与匈牙利和塞尔维亚的新能源项目的协同合作，探索在法国、意大利等国家建设车厂的可行性，逐步在欧洲打造锂电池研发生产、经销商网络、零部件供应等配套体系，增强中国企业新能源投资产业链供应链的协同效应。 挖掘中法能源合作潜力，加强第三方市场合作。针对油气勘探开发、炼油化工等传统领域，中国能源企业应与道达尔能源等法国公司围绕可持续航空燃料、LNG等增加项目合作机会。考虑到法国在非洲、东南亚、南太平洋拥有影响力，建议在以上地区开展第三方市场合作，加强全球战略协作。 加强新能源技术合作，探索打造中欧示范项目。针对新能源领域，在核能、氢能、可再生能源、能效等方面，中国能源企业应增加与法国等欧洲重点国家的技术合作交流，探索建立各种形式的创新联合体，在CCUS、绿氢等前沿领域加强联合攻关，完善技术储备，探索打造具有示范效应的典型项目。 原载 2024年5月17日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 中非合作将为高质量共建“一带一路”注入新动能 毛若冰（中国石化石油勘探开发研究院） 9月4日~6日，2024年中非合作论坛北京峰会成功举行，53个非洲国家代表团、非洲联盟（以下简称“非盟”）委员会主席法基、联合国秘书长古特雷斯参会。这是我国近年来举办的规模最大、外国领导人出席最多的主场外交活动。 中非合作论坛于2000年成立，有54个成员国，覆盖28亿人口（约占世界总人口的1/3），20多年来逐渐成为深化中非合作的重要平台。 此次峰会推动中非战略互信达到新高度，不仅将引领全球南方团结合作，而且标志着中非经贸合作进入高质量发展新阶段，为中非能源合作拓展了广阔空间。 中非携手共筑高水平命运共同体 峰会通过《关于共筑新时代全天候中非命运共同体的北京宣言》《中非合作论坛—北京行动计划（2025—2027）》《中非关于在全球发展倡议框架内深化合作的联合声明》《关于加强中非绿色可持续发展合作的倡议》等多项成果文件。与此同时，习近平主席提出携手推进现代化“十大伙伴行动”，围绕贸易繁荣、产业链合作、互联互通、绿色发展等领域加强合作，承诺未来3年提供3600亿元人民币的资金支持。 在战略关系方面，中非关系达到空前高度。峰会期间，中国同30个非洲国家建立或提升了战略伙伴关系，与53个非洲建交国实现战略伙伴关系全覆盖；将中非关系整体定位提升至新时代全天候命运共同体，中国承诺始终做非洲现代化道路的同行者。 在共建“一带一路”方面，加强发展战略对接。中非同意推动高质量共建“一带一路”与非盟《2063年议程》、联合国《2030年可持续发展议程》、非洲各国发展战略紧密对接。中方愿同非盟和非洲次区域组织加强合作，积极参与落实非洲基础设施发展计划（PIDA）、非洲工业化发展加速计划（AIDA）等，支持非洲经济一体化和互联互通，深化并加快中非跨国跨区域关键基础设施项目合作。 在贸易合作方面，推动中非贸易便利化。中国支持非洲加强贸易一体化、非洲大陆自贸区建设、泛非支付结算系统推广使用，并决定给予33个非洲最不发达国家100%税目产品零关税待遇，是实施这一措施的首个发展中大国和世界主要经济体。 在投资合作方面，鼓励中国企业增加对非投资。中国承诺支持非洲本地价值链建设、制造业发展和关键矿产深加工，在非洲5个区域打造中非产业合作增长圈，建设中非经贸深度合作先行区，携手加快发展新质生产力，共同强化科技创新和成果转化，带动非洲将资源优势转化为经济优势。 在能源合作方面，支持非洲绿色产业发展。中国尊重非洲国家根据国情选择能源转型路径，支持非洲国家利用光伏、水电、风能等可再生能源、扩大低碳项目的投资规模，助力非洲国家优化能源结构，发展绿氢和核能。 中非合作助力共建“一带一路”再升级 在全球治理层面，围绕现代化达成广泛共识，引领全球南方团结合作。 51位非洲国家元首、政府首脑，以及两位总统代表出席了此次峰会，这表明与我国建交的所有非洲国家均派遣了高级代表团，彰显了非洲各国对中国一直以来坚持不干涉非洲国家内政、不在对非援助中附加条件等原则的高度肯定，以及对深化中非合作的高度期待。 峰会期间，中非围绕探索现代化发展路径展开深入交流，习近平主席提出中非携手推进现代化“六大主张”，即要实现公正合理、开放共赢、人民至上、多元包容、生态友好、和平安全的现代化，得到与会非洲领导人的广泛认同，形成中非双方的政治共识。特别是中国式现代化的理论与实践，为非洲国家独立自主探索非西方模式的现代化道路提供了重要启示，双方基于治国理政经验交流而形成的思想共鸣，将从更深层面为中非合作提供支撑。 中非共同倡导平等有序的世界多极化和普惠包容的经济全球化，呼吁对联合国安理会、世界银行、国际货币基金组织等国际机构进行必要改革；并以携手现代化为指引，在政治、经济、文化、安全等领域推动战略对接和共同发展。这不仅呼应了广大发展中国家提升在全球治理中的影响力的共同心声，而且准确把握了全球南方国家共同面临的现代化难题和发展诉求，中非合作将在全球范围内起到良好的示范作用，激发各地区发展中国家参与高质量共建“一带一路”的意愿。 在经贸合作层面，推动规则标准“软联通”，拓展中非经贸合作新空间。 中方表示愿根据非方意愿，协助制定经济社会发展规划，助力非洲提升国家治理水平；结合非洲国家国情，协助制定工业发展战略；加强能源发展战略对接，支持在非盟《2063年议程》框架下的非洲大陆电力系统总体规划。这意味着，中非合作机制升级到战略规划层面，有助于凸显中方的优势和特点，以中非产业优势互补为基础，挖掘更大的合作潜力。 中国承诺支持中非因地制宜开展产业合作，支持非洲经济特区、工业园区和自贸区建设，扩大对非贸易供应链、绿色产业链、中高技术制造业、能源电力、数字基建等领域投资规模，鼓励中国企业同非洲企业构建利益共同体，打响非洲制造品牌，挖掘其内生发展潜力。随着经济一体化不断推进，非洲的市场潜力和内生活力将不断增强，有助于中非经贸合作提质升级，从原材料和工业制成品的简单互换向产业链、供应链协同发展转变。 中方表示将与非洲国家签署或升级双边投资保护协定和避免双重征税协定，愿与有意愿的非洲国家商签共同发展经济伙伴关系框架协定。非方承诺改善非洲营商和投资环境，探索合适的伙伴关系模式。与此同时，双方同意加强金融合作，增加本币结算比重和多元外汇储备，鼓励在非洲开发银行支持下建立新的非洲评级机构。这标志着，中非合作正从基础设施“硬联通”进入规则标准“软联通”的新阶段，有助于从法律制度层面维护投资者正当利益，为中国企业在非洲营造稳定、公平、便利的营商环境。 在能源合作层面，维护矿产供应链稳定，推动能源合作向绿色低碳转型。 中非共同反对碳边境调节机制等绿色壁垒，强调全球经济增长与能源安全、能源供应密切相关，应以公正、有序、公平方式实现能源转型。中方表示，将支持非洲国家完善能源政策，提升非洲地区能源可及性和可负担性。总体而言，中国与非洲各国同为发展中国家，在维护全球能源供应链稳定、有序推动能源转型等方面有共同利益，为双方协调能源政策提供了坚实支撑。 中非提出建立安全稳定的关键矿产供应链，通过发展冶炼技术推动非洲矿产品增值，扩大矿产品冶炼、加工等上下游产业和配套基础设施建设规模，探索在非洲开展矿产品深加工项目。在非洲各国寻求加快工业化进程、推动经济多元化的背景下，传统油气行业作为资源国的经济支柱，也面临转型升级的挑战。这意味着，中国在非洲投资合作的传统油气项目一方面需要提高能效、减少碳排放；另一方面需要拓链延链，以本地和区域消费需求为基础，进一步向炼化等中下游延伸发展。 新能源作为战略性新兴产业，被非洲国家视为产业转型和经济发展的关键。中非鼓励中国-非盟能源伙伴关系发挥积极作用，在非洲建设低碳示范区，探索绿色可持续的能源合作方式。中方承诺在非洲建设30个清洁能源项目，以我国在太阳能、风能利用的经验和优势为基础，鼓励建立合资企业，扩大投资规模，参与电网等能源设施升级改造，提高绿色产品供应能力。 中国能源公司应强化“先锋队”作用 随着中非战略合作关系掀开新篇章，中国能源公司应充分发挥自身优势，在对非能源合作中强化“先锋队”作用，将非洲国家视为国际化经营的重要合作伙伴，挖掘市场潜力，把握投资合作机遇，为深化中非经贸合作作出更大贡献。 中国能源公司应以非盟即将启动《2063年议程》第二个十年规划为契机，推动共建“一带一路”纳入中国—非盟战略对话议程，探索建立更多合作对接机制，从规划和战略层面抓住中国与非洲能源合作的机会；深化与非洲次区域组织合作，加强跨区域基础设施建设和互联互通；积极推进产能合作，延长能源产业链合作，扩大投资规模，加强联合研发，推动技术转移。 当前许多非洲国家有较大的债务压力，中国能源公司应加强对投资项目的风险全周期管理机制，构建涵盖风险识别、风险评估、风险应对、风险报告和风险监控的境外风险管理体系，特别是关注项目所在国的主权信用风险和债务风险，避免项目融资出现期限错配等问题。此外，中国能源公司应坚持在非洲投资合作的开放性，探索与欧洲企业等加强合作，分散风险。在共建“一带一路”框架下，中国能源公司还应强化规则标准对接和互认，积极参与非洲标准制定，推动非洲国家在法律制度层面保护中国企业正当利益。 综合考虑地缘政治风险、工业发展水平、市场辐射能力和对华关系，中国能源公司应明确区域市场中心和辐射枢纽，如埃及为北非和跨区域枢纽，肯尼亚为东非区域枢纽，并发挥中东地区对非洲的辐射效应。此外，中国能源公司还应抓住阿尔及利亚、尼日利亚、安哥拉等油气资源国释放的油气项目合作机会，挖掘莫桑比克、肯尼亚等国家的天然气出口潜力；把握2035年前非洲成品油，以及乙烯、对二甲苯（PX）等化工产品供需缺口不断扩大的特点，积极发展跨区域贸易。 中国能源公司还应加强与非洲国家的能源政策协调，拓展中非能源合作领域，提升可持续性和“绿色”水平。比如，围绕光伏、水电、风能、地热、氢能等产业，推动与非洲企业合资合作，积极参与电网升级改造和区域互联互通等项目，挖掘非洲锂、钴、镍等新能源矿产开发潜力，打造非洲能源转型供应链和产业链。此外，建立中国能源企业非洲发展联盟，基于技术和产业链优势，推动新能源和传统油气投资协同互促，放大对非洲能源投资的整体合力。 原载 2024年9月13日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 中安关系达到战略新高度  能源合作将向纵深化发展 许冠英（中国石化经济技术研究院） 3月14~17日，安哥拉总统洛伦索对我国进行国事访问，其间两国元首宣布将中安关系提升为全面战略合作伙伴关系，双方还签署了《关于共同加快编制共建“一带一路”合作规划的谅解备忘录》《关于绿色、生态和低碳发展合作的谅解备忘录》《关于经济发展领域交流合作的谅解备忘录》等12份合作文件。 洛伦索此次访华的目的是进一步深化两国在传统油气、矿产和农业三大领域的高质量合作，寻求共建“一带一路”和安哥拉《2023~2027国家发展计划》的高质量对接，进而实现本国经济多元化发展、提高工业化竞争力。根据中安发表的《中华人民共和国和安哥拉共和国关于建立全面战略合作伙伴关系的联合声明》，未来两国在能源领域将通过中安共建“一带一路”合作工作协调机制，在产业发展、基础设施建设、绿色可持续发展等方面开展合作交流。同时，安方承诺将进一步改善营商环境，切实履行去年底签署的《中华人民共和国政府和安哥拉共和国政府关于促进和相互保护投资的协定》，为中国企业在安哥拉的经营提供切实保障。 安哥拉的能源实力 安哥拉拥有丰富的油气资源，根据挪威能源咨询公司Rystad的统计数据，截至2022年底，该国石油剩余可采储量为36亿桶，储采比为8.5年；天然气剩余可采储量为850亿立方米，储采比为13.8年，是非洲第6大油气资源国、第3大石油生产国。安哥拉的油气资源主要分布在海域，其中陆上占比为4%、浅水占比为16%、深水和超深水占比为80%。 近年来，油气投资不足使得安哥拉油气勘探活动明显降温，并以开发老油田为主。Rystad统计数据显示，安哥拉油气投资额从2000年的18亿美元增至2011年的峰值213亿美元，随后受油价暴跌、疫情、美联储加息影响，2020年油气投资额降至30亿美元左右。虽然2021~2023年油气投资呈缓慢复苏态势，但投资额仍不足50亿美元。 由于新发现不足、老油田衰减，根据Rystad的统计数据，安哥拉石油产量已从2008年峰值的192万桶/日降至2022年的114万桶/日；天然气产量已从2019年峰值的2129万立方米/日降至2022年的1687万立方米/日。虽然安哥拉国家石油、天然气和生物燃料局（ANPG）2019~2023年已授予超过27个区块，但正在开发的石油产量将主要替代已衰减的老油田产量，因此预计2023~2027年安哥拉石油产量总体仍将维持在100万桶/日左右。此外，3个浮式液化天然气生产储卸装置去年已获批，预计安哥拉天然气产量将出现反弹，2027年将达到1978万立方米/日。 近年来，安哥拉的成品油需求持续上升。根据标普全球的统计数据，已从2020年的10.8万桶/日增至2022年的12.5万桶/日，与疫情前基本持平，其中车用汽油及工业用汽柴油的需求占比分别为21%和44%。洛伦索新任期内将全面推进落实《2023~2027国家发展计划》，电力、工业、交通等领域发展将持续提升成品油需求，预计到2030年成品油需求将升至15.7万桶/日，年均增长率为2.9%。 此外，为了满足国内成品油需求，安哥拉克服疫情、融资等难题，相继启动了索约、卡宾达和洛比托炼油项目，总投资预计将超过124亿美元，并有望在《2023~2027国家发展计划》实施期间相继投产。这意味着安哥拉炼油能力将呈指数级增长，至42.5万桶/日，不仅能摘掉“成品油进口国”的帽子，而且可以向周边国家出口石油产品，将成为国家经济多元化、减少进口成本的重要推动力。目前，安哥拉仅有一个罗安达炼厂，炼油能力为6.5万桶/日。 3月16日，安哥拉国家石油公司在北京举办的安哥拉油气高峰论坛上披露，拟将目前在建的洛比托炼厂打造成石化综合体项目，预计将加装110万吨/年的乙烯裂解装置，一期项目完成后每年可生产聚乙烯110万吨、聚丙烯60万吨、聚苯乙烯20万吨；二期项目完成后每年可生产苯、甲苯和二甲苯共计155万吨。此外，计划在索约地区新建一座以天然气为原料的化肥厂，实现每年生产120万吨尿素的目标。目前，这两个项目还处于前期工程设计和融资阶段。 目前，安哥拉国油已完全掌握安哥拉的成品油仓储业务，截至2023年10月，安哥拉的成品油仓储总容量为63.6万立方米。为配合炼化项目发展，安哥拉国油在丹德海运码头建了合计78.2万立方米的仓储设施，预计2024年一期工程完成后，将新增58.2万立方米的仓储能力。此外，在卢班戈、宽扎、马兰热等地区分别规划了1.6万、4.55万和13.3万立方米的仓储项目，虽然尚处于早期规划阶段，但彰显出安哥拉政府积极推进经济多元化和工业化的决心。 与此同时，安哥拉也在积极寻求能源转型。到2030年，安哥拉人口将从2022年的3560万增至4490万，开发可再生能源以满足不断增长的能源需求是保障国家发展的必然选择。安哥拉拥有丰富的太阳能、水能和风能等可再生能源资源，目前开发利用时机已成熟。Global Data统计数据显示，安哥拉太阳能年均辐射量为1534~2483千瓦·时/平方米，适用于集中式开发的装机容量潜力约55吉瓦，预计到2035年平均开发成本将为2.74美分/（千瓦·时），经济性较好；风能资源主要分布在大西洋沿岸和西南部地区，80米高平均风速达6米/秒，集中式开发的装机容量潜力约3.9吉瓦，但尚处于起步阶段。此外，安哥拉水电装机容量已达到3.7吉瓦，而且有望进一步扩大。 安哥拉投资机遇与挑战并存 经济学人智库预测，2024~2028年，安哥拉的营商环境将在82个国家中排名第78位，这表明安哥拉仍存在债务风险突出、基础设施薄弱、行政效率不高、工作签证申请难、人才资源缺乏等问题。但近年来安哥拉政府推出了《私人投资法》和《竞争法》，推动贸易投资便利化，简化投资管理审批程序，完善和规范税收体制，逐步放松外汇管制，为外国投资者营造良好的经营环境。比如在能源领域，安哥拉政府正逐步取消汽油补贴，引导安哥拉国油有序放松在炼化、销售等环节的垄断地位，并鼓励外资积极参与。 此外，安哥拉退出欧佩克的行为也可能引发连锁反应。2023年12月21日，安哥拉矿产资源、石油和天然气部部长阿泽维多宣布，2024年1月1日起，安哥拉决定退出欧佩克。一方面，此举是对欧佩克产量政策的直接反击，表达了一个资源丰富国家在全球经济舞台上寻求更大自主权的决心。另一方面，退出行为可能给全球石油市场注入新的不确定因素，导致其他产油国效仿，增产石油发展经济，或使得全球石油供应增加、国际油价下跌，投资者将更倾向于投资开采成本较低的地区。根据美国国际贸易管理局的统计数据，安哥拉石油开采平均成本为40美元/桶，这意味着该国未来可能面临增产有限和成本压力的双重难题，或阻碍投资者投资新区块的热情。 中安能源合作前景广阔 中安合作是南南合作、发展中国家合作的典范，两国可互惠互利、合作共赢。中国始终秉持“真实亲诚”理念，与安哥拉发展合作不附加任何政治条件，并根据安哥拉需要及时伸出援手，促成了“石油换贷款”的“安哥拉模式”，为安哥拉将丰富的油气资源转化为经济发展的核心支柱提供了强大支持。 2002年以来，安哥拉政局保持稳定，正加紧推进经济多元化，营造良好的营商环境，大规模吸引外资。中国可运用投资、技术和市场等综合优势，对接安哥拉发展需求，深化拓展合作领域，帮助安哥拉摆脱单一的经济模式，聚焦油气勘探开发、炼油化工、石油贸易、新能源、基础设施等板块，实现全产业链战略对接合作。 在油气勘探开发板块，安哥拉有望迎来新的投资建设热潮。根据安哥拉国家石油、天然气和生物燃料局的统计数据，在2019~2025年新一轮许可证发放期内，将公开拍卖65个油气区块（含陆上和海上），目前正在拍卖和即将拍卖的油气区块分别为12个和26个，其中包括13个可永久性出让的特许区域。随着安哥拉持续释放油气勘探开发潜力，将为中国能源企业开展油气投资和工程服务提供新机遇。 在炼油化工板块，中安携手合作建设石油化工行业的前景广阔。2023年，安哥拉国油与中国石油华东设计院和中国化学工程集团就建设洛比托炼厂通力合作，编制了银行可担保可行性研究报告，签署了具有融资模式的设计采购施工总承包合同。此外，与中国机械设备工程股份有限公司签订了服务合同，对索约炼厂进行岩土工程研究。中国企业在推动安哥拉石油工业发展、拓展非洲炼化市场方面具有优势。 在石油贸易板块，安哥拉将持续巩固传统优势领域。2023年，中国对安哥拉的进口总额达到1332.82亿元，其中包括1307.38亿元的原油，占进口总额的98.09%；在中国2023年的原油进口国名单中，安哥拉排在第8位，原油进口量为3002.81万吨，占总进口量的5.32%，与2022年总体持平。 在新能源板块，中安将推动能源合作向绿色领域拓展。安哥拉电力生产和供应严重短缺，根据安哥拉“2025安哥拉能源”战略规划，到2025年，电力普及率将提高至60%，包括风能、太阳能等可再生能源将成为进一步扩大该国发电量的关键。中国能源企业可从助力发展中国家完成能源转型大业的高度，统筹业务协同发展，寻找在安哥拉发展太阳能发电、生物燃料、绿氢项目的机会。 在基础设施板块，中国将助力安哥拉成为联通非洲的次区域枢纽。根据安哥拉中长期发展战略，未来将打造集成式码头和物流基地，新建原油加工与储存区、油田物流与供应中心、集成化海运码头，对管道、仓储、道路交通的建设需求日益增长。中国企业应积极关注并参与安哥拉的基础设施建设，这不仅具有经济意义，而且具有政治意义。 原载 2024年4月12日《中国石化报》第5版 责任编辑 孙薇薇 中国印尼油气合作空间广阔 张忠民 褚王涛 吴高奎（中国石化石油勘探开发研究院） 印度尼西亚是“21世纪海上丝绸之路”的首倡之地，也是共建“一带一路”的先行区。近年来，在两国元首战略引领下，中印尼关系保持强劲发展势头，开启了共建中印尼命运共同体的新阶段。油气是印尼的战略性支柱产业，也是两国经贸投资合作的重要内容，2023年印尼海上油气勘探的重大发现重塑了对该地区油气资源潜力的认知，给印尼油气行业的发展注入了新动力，也给中国企业拓展与印尼的油气合作带来了更多机遇。 中印尼关系迈进共建命运共同体新阶段 中印尼关系全面快速发展，合作平台日趋完善。2013年10月，习近平主席访问印尼并提出共同建设21世纪海上丝绸之路，两国关系提升为全面战略伙伴关系。2022年11月，两国元首就共建中印尼命运共同体达成重要共识，开启两国关系新篇章。2023年1月，《区域全面经济伙伴关系协定》对印尼正式生效。两国政府全方位、高层次、机制化合作平台的建立，有力推动了我国共建“一带一路”倡议与印尼“全球海洋支点”构想的持续深入对接，形成了政治、经济、人文、海上合作“四轮驱动”新格局。 中印尼两国同处发展振兴的关键阶段，合作空间广阔。中国和印尼同为重要发展中国家和新兴经济体，双方优势互补，互利共赢。中国在2013年首次成为印尼最大贸易伙伴，并保持至今，2023年中印尼贸易额达1394亿美元。中国是印尼第二大外资来源国，印尼是中国在东盟第二大投资目的地，2023年中国在印尼投资额达74亿美元。中印尼命运共同体建设成果丰硕，雅万高铁成为两国高质量合作的金字招牌。目前，两国正在合力打造“区域综合经济走廊”和“两国双园”等新旗舰项目，能源是双方合作的重点领域。 油气仍将长期是印尼战略性支柱产业 印尼是亚太油气合作区重要油气资源国。据标普全球统计，截至2023年底，印尼有128个含油气盆地，在107个盆地中获得1583个油气发现，其中油田911个、气田672个；拥有探明及概算（2P）石油可采储量317.9亿桶、凝析油35.9亿桶、天然气269.8万亿立方英尺，合计803.5亿桶油当量。按照陆上和海上划分，陆上油气田1070个，2P石油可采储量247.1亿桶、凝析油20.6亿桶、天然气111.5万亿立方英尺，合计453.4亿桶油当量，占比56.4%；海上油气田513个，2P石油可采储量70.8亿桶、天然气158.3万亿立方英尺和凝析油15.4亿桶，合计350.1亿桶油当量，占比43.6%。此外，印尼非常规油气资源较为丰富，在库泰、巴黎托、北苏门答腊、中苏门答腊、南苏门答腊等盆地具有较好资源潜力。据标普全球统计，截至2023年底，印尼页岩油资源量约255亿桶、可采资源量约12亿桶，页岩气资源量为437万亿立方英尺、可采资源量约37万亿立方英尺。印尼国家石油公司是全球著名油气企业，2023年位列《财富》杂志公布的全球500强第141位，营业收入848.88亿美元，利润38.06亿美元，是唯一进入该榜单的印尼企业。 印尼向可再生能源转型过程中仍将高度依赖石油天然气。根据印尼国家能源委员会2023年的数据，印尼目前的能源结构仍以煤炭（40.46%）、石油（30.18%）、天然气（16.28%）为主，清洁能源占比只有13.09%。印尼政府承诺在2060年实现净零排放，在能源转型路径上选择通过主动减碳维护其油气产业的生存和发展空间，油气产业在其能源转型过程中仍具有战略重要性。在2023年《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会上，沙特和阿联酋发起《石油和天然气脱碳宪章》，印尼国家石油公司是签署该宪章的50家公司之一，承诺2030年前基本消除甲烷排放和常规火炬燃烧，通过碳捕集、利用与封存（CCUS）技术与新能源产业融合来应对碳减排压力。 印尼经济发展和强劲内需需要油气产业支撑。印尼是东盟国家中油气资源最丰富的国家，油气产业在经济发展和财政收入中占据重要地位。印尼是世界第四人口大国，中青年人口比例超过60%。根据世界银行2023年的数据，印尼以其人均国民总收入达到4580美元的标准，被正式列为“中上收入国家”。受城市化进程加快助推，印尼2030年的中产阶层人群数量预计将达1.4亿人，占总人口的近50%。亚洲开发银行2024年5月预计，强劲的个人消费和投资将推动印尼2024年、2025年两年的国内生产总值（GDP）增长5.0%。2023年，印尼原油消费约7031万吨，超过一半需求依赖进口；印尼天然气消费约454亿立方米，近10年保持了年均0.7%的增速。因此，印尼的能源安全离不开油气产业的做稳做强。 印尼政府提出宏大的油气产业发展目标。2023年，印尼油气实际产量分别为63.8万桶/日和58.7亿立方英尺/日。印尼政府计划到2030年将油气产量提高至约1.5亿吨油当量，其中原油产量提高至约5000万吨，天然气产量提高至1亿吨油当量，对油气发展寄予厚望。 勘探大发现为印尼油气发展注入新动力 印尼亟待扭转油气探明储量下滑的势头。较长一段时间以来，印尼油气勘探活跃程度较低，油气探明储量呈现明显下滑趋势。据英国能源研究院最新发布的《世界能源统计年鉴2024》显示，印尼的已探明石油储量从2000年的51亿桶下降至2020年的24亿桶，使得印尼在2004年从原油净出口国转向净进口国，2009年暂停欧佩克成员国身份，2016年短暂恢复后暂停至今；印尼天然气探明储量从2000年的2.7万亿立方米下降至2020年的1.3万亿立方米，受此影响，对印尼将成为天然气净进口国的预测屡见不鲜。 重新活跃的勘探活动助推重大油气发现。近年来，受印尼政府政策激励，石油公司加大了对印尼的油气勘探力度，成效显著。2023年，埃尼公司在加里曼丹岛东缘库泰陆缘裂谷盆地作业的一口深水勘探井获得油气发现，预计天然气地质资源量5万亿立方英尺、凝析油地质资源量4亿桶，位列当年全球油气勘探发现第二位。阿联酋穆巴达拉发展公司在苏门答腊岛北部北苏门答腊弧后盆地作业的一口深水勘探井获得油气发现，预计天然气地质资源量有望超过6万亿立方英尺，位列当年全球油气勘探发现第四位。 印尼再次成为全球油气勘探的热点国家。油气勘探大发现坚定了石油公司在该区域勘探油气资源的信心，除了印尼国家石油公司和印尼本土独立石油公司以外，埃尼公司、bp、日本国际石油开发帝石控股公司、马来西亚国家石油公司等石油公司也在积极布局印尼油气资产。以埃尼公司为例，其以印尼库泰盆地为布局重点，拥有的油气区块权益面积从2022年的8455平方千米大幅增加至2023年的14651平方千米。 中印尼油气合作前景可期 随着中国和印尼全方位战略合作的深化，双方在能源合作方面将迎来广阔的前景。中国企业要充分认识印尼油气合作出现的新形势，明确战略定位，及时把握机遇、统筹谋划，协同推进能源领域的全面 合作。 要加强印尼油气资源战略选区的基础研究力度，优选勘探实力强、勘探业绩好的合作伙伴，积极布局勘探阵地，大力开展联合地质研究、联合前沿勘探等方面合作；密切关注天然气、液化天然气（LNG）等低碳资产机会，在确保下游市场空间、合理销售价格的前提下，优先选择能够利用现有基础设施降低天然气供应成本的项目，稳步提高印尼油气资产结构中的天然气比重；发挥在非常规油气勘探开发方面的技术优势，加强研究、尽早布局印尼非常规油气合作，争当作业者，将技术能力转化为市场份额和经济效益；印尼国家石油公司的很多成熟油田尚处于一次采油阶段，发挥在提高采收率方面的技术能力，优先探讨加强提高石油采收率工程承包服务合作；顺应印尼油气产业的减碳需求，探索CCUS合作机会；以印尼为支点，辐射东南亚油气合作，统筹谋划“十五五”亚太油气合作区布局的新局面。 积极营造互利共赢的印尼油气合作大环境，要主动参与中印尼政府间能源合作机制的构建，助力深化政府间的政策沟通、规划对接、技术交流、联合研究，形成服务国家战略、依靠国家战略的良好局面；主动邀请印尼能矿部、油气上游监管机构、国家石油公司的管理和专家团队访华，展示油气勘探开发技术实力和成果，增加其对中国企业的信任；加强企业的品牌建设，扩大在印尼当地的“朋友圈”，积极树立良好的品牌形象；加强中国企业之间的合作交流，不断提升中国企业参与印尼油气合作的整体竞争力和抗风险能力。 原载 2024年7月26日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰 中国阿联酋天然气合作迎来新机遇 张忠民 褚王涛 郭荣涛（中国石化石油勘探开发研究院） 2024年是中国和阿联酋建交40周年。不久前，两国政府发布联合声明，强调要确保能源安全和可持续的重要性，并表示愿在天然气等领域加强合作。阿联酋位于陆海丝绸之路的交汇点，是我国第五大原油进口来源国。在全球绿色转型的浪潮下，近年来阿联酋将天然气作为实现碳减排的关键路径，大力推动国内天然气自给自足和液化天然气（LNG）出口，积极布局全球天然气资产，为中国企业拓展与阿联酋的天然气合作带来了新的机遇。 天然气成为阿联酋绿色转型的重要过渡能源 阿联酋能源安全和经济发展需要天然气。2023年7月，阿联酋政府更新了《国家能源战略2050》，在增加2050年实现碳中和战略目标的同时，明确提出2050年天然气在能源消费结构中占比38%的目标，为其天然气产业发展提供了根本遵循。同年，阿联酋举办《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会（COP28），并联合沙特发布《石油和天然气脱碳宪章》，通过主动加速脱碳来保障传统油气产业的发展空间。此外，天然气制蓝氢被列入阿联酋《2050年国家氢能战略》，计划到2031年蓝氢年产能达到40万吨。 阿联酋具备大力发展天然气的资源基础。据英国能源研究院《世界能源统计年鉴2024》数据显示，截至2020年底，阿联酋拥有天然气探明储量5.94万亿立方米，占全球天然气探明储量的3.16%，位列全球第八位；天然气储采比达107年，未来增产具备良好的资源基础。近年来，阿联酋正在加大勘探力度。2020年，阿联酋在横跨阿布扎比和迪拜酋长国区域发现80万亿立方英尺的浅层天然气。2022年，埃尼公司先后宣布在其作业的阿联酋海域获得两个重要的天然气发现，总地质储量约为2.5至3.5万亿立方英尺，这是阿联酋首个海上天然气发现，证实了其海域天然气的资源潜力。 阿联酋将发展天然气产业作为战略重点。尽管天然气储量丰富，但阿联酋同样是天然气消费大国，目前阿联酋的天然气生产仍然无法实现本国市场的自给自足。《世界能源统计年鉴2024》数据显示，2023年阿联酋天然气消费668.88亿立方米、天然气生产555.61亿立方米，仍然是天然气净进口国。因此，阿联酋将大力发展天然气作为未来能源发展战略的重要组成部分，计划2030年实现天然气自给自足，并希望通过发展LNG出口巩固阿联酋作为全球可靠能源供应商的市场地位。目前，阿联酋仅拥有一个LNG出口项目，该项目于1977年投入运营，LNG出口能力为600万吨/年，阿布扎比国家石油公司、三井公司、bp公司以及道达尔能源分别持有70%、15%、10%和5%的权益。此外，阿联酋还在积极布局全球天然气业务，为天然气业务的国际化经营奠定坚实基础。 阿联酋多措并举推动天然气产业全面发展 加大国内天然气开发力度。2023年10月，阿布扎比国家石油公司宣布开发Hail和Ghasha海上超酸性天然气项目的最终投资决定，有望实现年产能100亿立方米，接近2023年阿联酋国内天然气供给缺口，在实现天然气自给自足战略目标上迈出了重要一步。尽管该项目具有“小权益、大投资、非作业者”的特征，但仍吸引了外国石油公司的积极参与，除阿布扎比国家石油公司持有55%权益以外，埃尼公司、泰国国家石油公司、奥地利能源集团OMV以及俄罗斯卢克石油分别持有25%、10%、5%和5%的权益。 推动国内液化天然气出口。2024年，阿布扎比国家石油公司持有100%权益的鲁韦斯LNG项目完成最终投资决定，计划2028年投入运营。该项目位于阿布扎比鲁韦斯工业城，计划建设两条LNG生产线，合计LNG出口能力960万吨/年，完全建成后阿联酋的LNG出口能力将提高至1560万吨/年，还可为国内天然气提供约150亿立方米/年的原料气市场空间。2023年12月至2024年8月，阿布扎比国家石油公司先后与中国新奥天然气、德国SEFE公司、德国EnBW公司以及日本大阪燃气公司签署了累计340万吨/年的LNG长期供应协议。 开展全球天然气战略布局。阿布扎比国家石油公司正在加快打造全球天然气核心资产组合的步伐。2023年8月，公司宣布收购阿塞拜疆阿布歇隆气田30%的股份，实现在里海地区的战略布局；2024年2月，公司宣布与bp公司按照49%∶51%的比例组建埃及合资公司，共同在埃及东地中海进行天然气勘探开发；2024年5月，公司宣布收购NextDecade公司位于美国得克萨斯州里奥格兰德LNG一期项目11.7%的权益，开拓在美国墨西哥湾的业务；同月，宣布收购葡萄牙高浦能源公司（Galp）在莫桑比克鲁伍马盆地4区块10%的权益，布局东非海域油气业务。 中国企业应把握机遇拓展与阿天然气合作 积极把握阿联酋天然气产业发展机遇。阿联酋天然气产业正处于快速发展期，中国企业应及时把握时机，拓展与阿联酋在天然气领域的战略合作。密切关注LNG一体化合作机会，在确保下游市场空间、合理销售价格的前提下，发挥国内市场优势促进LNG贸易合作，并以下游带动上游，寻求天然气勘探开发、LNG液化出口终端的项目合作机会。优选勘探实力强、业绩好的合作伙伴，择机加大阿联酋海域勘探布局力度。发挥国内非常规天然气勘探开发技术优势，探索布局阿联酋非常规天然气合作领域，争当作业者。加强天然气勘探开发服务及工程建设领域的合作，研究天然气化工、天然气制蓝氢蓝氨等领域的合作可行性。 加强与阿联酋天然气合作的顶层设计。中国企业应主动参与中阿政府间的能源合作机制，加强与阿联酋方面的沟通联系，通过签署合作备忘录等形式表达合作意愿，展示国内天然气勘探开发技术实力与成果，营造积极友好的合作氛围。研究制定一体化发展战略规划，有效发挥中国企业的优势，特别是发挥国内市场优势和国内上游特有的技术优势，结合阿联酋天然气发展诉求，争取最佳合作效果。研究借鉴阿联酋全球天然气战略布局的有益做法，将阿布扎比国家石油公司作为战略合作伙伴，寻求在第三国的天然气业务合作布局。 加大天然气基础研究和科技攻关力度。中国企业应加大对阿联酋天然气资源战略选区基础研究的力度，摸清天然气资源基础、富集规律和勘探开发潜力，为筛选评价天然气项目机会奠定基础。面向阿联酋非常规天然气、酸性天然气领域，结合国内上游已有勘探开发技术，有针对性地开展科技攻关，将技术能力转化为市场份额和经济效益。面向阿联酋海域天然气领域，优先培育海域天然气项目评价决策以及技术商务管理能力，稳步培育作业者能力。 原载 2024年8月23日《中国石化报》第7版 责任编辑 王海峰