在“双碳”战略目标纵深推进与全球能源格局深度调整的背景下，我国炼化产业已进入“创新驱动+结构优化”的高质量发展新阶段，面临成品油需求达峰、化工新材料需求快速增长、能效与碳排放约束持续收紧的多重挑战。传统以单个单元、单装置为核心的局部优化改造模式，存在“局部最优、但非全局最优”的技术陷阱，已无法适配产业系统性降碳、全链条增值的转型需求。本文基于过程系统工程理论与热力学第二定律㶲分析方法，以“尊重分子结构与热力学行为”为核心原则，构建了“单元操作-单装置-产业链集群-公辅设施”四层协同优化体系，系统阐述了炼化一体化项目工艺、能量与碳排放全局协同优化的技术路径，明确了分子炼油与组分精准转化的底层支撑作用。结合工业应用实践，验证了全局协同优化在提升化工品转化率、降低综合能耗与碳排放强度方面的显著成效。最后从能源替代、电气化、原料绿色化、循环经济、数字赋能、跨行业耦合等角度展望了行业技术发展趋势，为炼化行业绿色低碳转型升级提供理论与实践参考。
引言
炼化产业是现代工业体系的重要基础，是连接能源、化工、材料、交通和消费终端的关键产业链条。长期以来，我国炼化产业在保障能源供应、支撑工业发展和提升国民经济韧性方面发挥了重要作用。然而，随着“双碳”目标持续推进，传统炼化项目的增长逻辑正在发生根本性变化。过去依赖高投入、高能耗、高排放扩张的粗放发展路径，已经难以适应新的政策环境、市场环境和技术环境。
当前，炼化企业面临的压力主要体现在三个方面：一是双碳约束正在从政策要求走向贸易规则和产业竞争规则的深度重塑，特别是碳标签、碳关税和跨境碳管理机制正在影响产品国际竞争力；二是炼化产业链条中，原油、天然气、乙烯、芳烃、合成树脂等关键产品的供需关系正在由“数量扩张”转向“结构升级”，高端化、专用化和差异化竞争成为主流；三是能源体系正在加速向低碳化、清洁化和灵活化演进，传统的公用工程体系已不能满足未来复杂工艺需求与低碳目标的同时实现。
在此背景下，炼化一体化项目转型升级的意义，不只是“节能减排”层面的技术改造，而是关于企业竞争力重构、产业链价值重塑和高质量发展的战略选择。尤其是炼化一体化项目，具有原料来源多元、工艺耦合复杂、设备体系庞大、热能与物料网络密集的特点，其转型升级必须强调“系统性、协同性、全链条性”和“以结构优化为核心”的原则。
炼化产业发展背景与转型压力
1.全球炼化产业格局深度重塑
炼化产业的发展与世界能源体系、工业产业链和全球贸易格局密切相关。当前，全球炼化产业正经历深刻的结构性调整。北美依托页岩气低成本优势、中东凭借原料成本与下游一体化优势，已成为全球炼化产业的重要增长极。与此同时，跨国公司加速并购整合与战略收缩——ADNOC以147亿欧元收购科思创，陶氏公司关停欧洲三大高成本工厂，英力士退出中国两大合资项目。全球炼油产能重心持续东移，东半球占比已超55%，2025年全球炼油产能利用率仅为83%，其中欧洲仅78%，亚太地区为87%。全球炼化产能向低成本、一体化方向集中的趋势愈发显著。
市场需求端同样呈现显著的结构性分化。化工原料需求增速（6.5%）是成品油需求增速（0.8%）的8倍，供需矛盾正向高端化、专用化领域转移。2025年全球乙烯消费量达1.92亿吨，亚洲消费占比高达89%；全球合成树脂消费量3.1亿吨，亚洲消费占72%。这一趋势深刻表明，“减油增化”已成为全球炼厂转型的核心方向。与此同时，全球碳规日趋严格，已有14个国家和地区推行强制性碳标签，欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年1月1日正式实施，并计划逐步扩展至有机化学品、塑料等领域，全球贸易竞争规则正在被低碳标准重构。
从能源消费与碳排放看，2025年全球能源需求增长1.3%，增速较2024年的2.0%显著放缓，光伏、天然气领跑能源需求增长，其中光伏贡献了超25%的一次能源需求增量，低碳能源合计贡献近60%的需求增长。2025年全球与能源相关的CO2总排放量达380亿吨，创历史新高；中国CO2排放占全球比重为33.4%，较2024年的33.7%略有下降，但总量控制压力依然较大。
2.我国炼化产业发展现状与核心矛盾
我国已成为全球最大的石化化工产品生产国和消费国。2025年石化化工行业增加值占工业的13.7%，炼油、乙烯、合成树脂等20多类基础化学品产能居世界首位。当前国内炼油年产能达9.8亿吨/年，乙烯产能6270万吨/年，产业规模占据全球石化市场46%的份额。然而，亮眼数据之下，行业隐忧持续凸显：营收利润率已连续四年走低，产能过剩下行业亏损压力常态化。
从产业结构看，我国炼化行业面临“低端产能过剩、高端供给不足”的核心矛盾。2025年行业营业收入15.67万亿元，同比下降3.0%；利润总额7020.9亿元，同比下降9.6%。与此同时，原油对外依存度高达72.7%，能源环境刚性约束日益加剧。炼化行业碳排放占全国工业碳排放总量约15%，其中燃料燃烧及工艺过程相关碳排放占比超过80%。
更具挑战性的是需求端的结构性逆转。成品油需求提前达峰，2024年汽油和柴油产量较2023年降低4%，2025年维持下降。2025年国内新能源汽车销量突破1650万辆，新能源车渗透率达47.9%，2026年5月渗透率达到62.9%，预计2030年渗透率将超过70%。新能源汽车对成品油的替代效应正在加速显现，彻底扭转了传统炼化的需求底盘。此外，我国炼化行业能源强度为世界平均水平的1.58倍，碳排放强度为世界平均水平的1.82倍，节能降碳空间巨大。
3.“双碳”目标下的政策约束与转型要求
2026年是中国“双碳”工作从“试点探索”迈入“全面攻坚”新阶段的关键之年。4月，中共中央办公厅、国务院办公厅密集印发三份重磅文件——《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》《碳达峰碳中和综合评价考核办法》《美丽中国建设成效考核办法》，构建起“目标传导—制度约束—考核问责”的完整闭环。其中，《碳达峰碳中和综合评价考核办法》首次将石油消费总量与碳排放总量、碳排放强度等指标一同列为刚性约束，并直接与地方政府政绩挂钩。
7月初，国务院正式印发《“十五五”碳达峰行动方案》，明确2030年单位GDP二氧化碳排放较2025年下降17%、非化石能源消费占比达25%等核心目标。考核逻辑从“十四五”阶段的能耗双控全面转向碳排放总量和强度双控。方案同时提出，“十五五”期间将建设100个左右国家级零碳园区和500个左右零碳工厂。
在行业层面，2026年6月，国家发展改革委等五部门联合发布《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》（发改环资〔2026〕698号），以钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、甲醇、煤电等9个行业为重点，利用3年时间全面实施节能降碳改造。到2028年底，炼油、乙烯等行业达到能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，能效基准水平以下产能基本清零。按此估算，2026—2028年共需完成约1.92亿吨/年炼油、1300万吨/年乙烯产能的改造。
与此同时，七部门联合印发《加力推进石化化工行业老旧装置更新改造行动方案（2026—2029年）》，要求到2029年全面完成2025年已确定的改造任务，企业需“一企一策”制定实施方案。全国碳市场方面，炼油、乙烯已确定率先纳入，碳配额分配将采用基准线法，单位产品碳排放强度成为核心指标。
炼化行业正面临产能过剩、需求萎缩、碳压激增、结构失衡的四重困境，炼化产业目前已处于由“量的扩张”向“质的提升”转型的关键阶段。未来一段时间，炼化行业的核心任务将不再是单纯追求产能规模，而是围绕高质量供给、绿色制造、循环经济和低碳竞争力持续提升。炼化企业必须把战略重心从“增量扩产”转向“存量优化、增量升级、结构重塑和链条协同”，以实现产能、效益、碳排放和产业链价值的多重优化。
全厂工艺、能量与碳排放协同优化的战略必要性
1.破解产业结构性矛盾的核心路径
我国炼化产业长期存在“炼油与化工分割、装置独立运行、资源分级利用不足”的问题，导致优质原料降级使用、副产物高值化率低、产品结构与市场需求脱节。一方面，成品油消费已达峰值，传统燃料型炼厂效益持续承压；另一方面，高端化工新材料需求快速增长，优质烯烃、芳烃原料供给不足，产业链附加值提升受限。
全厂协同优化通过打破炼油、烯烃、芳烃三大板块的技术与管理壁垒，对原油各组分进行精准表征与定向分配，实现“减油增化、宜烯则烯、宜芳则芳、宜材则材”，从根本上优化产品结构，提升化工品转化率与高端产品占比，破解“低端过剩、高端不足”的结构性矛盾。
2.突破传统局部优化瓶颈的根本方向
传统炼化优化多以单个设备、单套装置为对象，通过设备更新、参数调整实现局部能效提升，但存在明显的边际效益递减规律。随着节能改造的持续推进，单点优化的空间逐步收窄，进一步降本减碳的难度持续加大。
全厂协同优化跳出单装置局限，从过程系统工程视角出发，打通物料流、能量流、碳流的全链条协同，通过装置间热出料、副产物循环互供、能量梯级匹配、氢网全局调度等方式，挖掘系统层面的节能降碳潜力，实现从“1+1=2”到“1+1>2”的系统增值，是炼化行业节能降碳从“量变”走向“质变”的核心方向。
3.化解碳排放从“软约束”到“硬成本”的有效途径
在全球碳规制日趋严格、CBAM逐步落地的背景下，产品碳足迹已成为国际市场竞争的核心要素之一。2026年起，全国全面实施碳排放总量和强度双控制度，所有工业企业、园区全部纳入碳排放管控体系。碳排放管理已由“数据统计职能”上升为“资产管理核心”。碳配额分配采用基准线法后，单位产品碳排放强度直接决定企业的碳配额获取量——排放强度高于基准线的企业需要从市场购买碳配额，而低于基准线的企业则可以出售盈余配额获利。
对于炼化企业而言，这意味着碳排放不再是“社会责任”层面的考量，而是直接影响企业盈亏的“刚性成本约束”。随着碳价上行，这一差距将直接转化为现实的成本差异。
4.落实能量与碳排放系统整体内在关联的必然措施
炼化企业的工艺过程、能量利用与碳排放三者之间存在深刻的内在关联。工艺路线决定反应路径和产品结构，进而决定单位产品的能耗基准；能量系统的效率决定了化石燃料的消耗量，直接决定了燃烧环节的CO2排放；而碳排放的最终水平，又是工艺选择与能量效率的综合体现。
更重要的是，三者之间存在复杂的“此消彼长”关系。例如，加氢裂化深度增加虽可提升化工原料收率，但氢气消耗量随之增加，制氢环节的碳排放可能抵消下游的减碳效益；CCUS技术虽可捕集CO2，但捕集能耗占系统总能耗的20%~40%，可能大幅降低系统的能源效率；过度追求常减压装置换热终温提升，会造成下游装置进料加热负荷大幅增加，全流程能耗不降反升；盲目推进工艺电气化，若电能来自化石能源发电，全链条 效反而低于燃气炉，陷入“高能源效率、低㶲效率”的技术陷阱。因此，炼化企业的节能降碳必须从工艺、能源、碳排放三个维度构建全链条协同优化体系，而非孤立地解决单一问题。
5.统筹能效与㶲效的双重约束的基础准则
在能量优化中，必须同时关注“能效”（能量的数量利用率）和“㶲效”（能量的质量利用率）两个维度。能效关注“用了多少能量”，㶲效关注“用对了多少能量”。两者不可偏废——片面追求能效可能陷入“高能源效率、低㶲效”的技术陷阱。以电气化为例：电加热炉的能源效率高于燃气加热炉，倘若电能来自化石能源煤电（煤电的㶲效率仅约36%），则全链条的㶲效率反而低于燃气炉。这意味着，能量优化必须结合一次能源结构进行全链条评估，单纯追求终端用能设备的能效提升，可能掩盖上游能量转换环节的巨大㶲损失。
全厂协同优化从分子结构和热力学本质出发，以分子炼油、㶲分析为核心工具，统筹物料和能源的高、中、低全品位梯级利用，实现物料高值化利用、工艺装置与公辅设施的匹配，从源头提升原料产品方案、减少不可逆损失与高品位能源浪费，是系统性提质增效、降低能耗与碳排放强度的根本路径。在碳排放双控的刚性约束下，炼化企业必须从“单点优化”走向“全局协同”，从“能效优先”走向“能效与㶲效统筹”，从“工艺独立优化”走向“工艺-能量-碳排一体化优化”。这不是技术路线的选择题，而是企业生存发展的必答题。协同优化通过提升原料利用率、降低公用工程消耗、延伸高端产业链，能够显著降低产品生产成本，提升企业盈利水平，在行业周期性波动中增强抗风险能力。
炼化全厂工艺-能量-碳排放协同优化技术路径
炼化一体化项目的协同优化是一项系统工程，需要从分子层面、单元操作、单装置、全厂上下游装置及公辅设施等多个层面系统推进。其核心方法论可以概括为：尊重分子结构和热力学行为，以先进工艺和装备应用为手段，实施全局性系统优化，而非单点或局部优化。
炼化全厂协同优化应遵循以下基本原则：
一是分子优先原则：最大程度尊重原油原生分子结构，分子结构变动越少、化学键变动越小，能量效率越高、加工成本越低，优先通过分离实现原料优选，而非“破坏式”加工。
二是全局最优原则：不以单单元、单装置最优为目标，而以全厂综合效益、总能耗、总碳排放最优为核心，兼顾局部与整体、短期与长期。
三是梯级利用原则：按照能量品位高低逐级匹配对应需求，高品位能优先满足高品位需求，低品位余热满足低品位热阱，杜绝“大材小用”的能量浪费。
四是系统耦合原则：统筹工艺装置与公用工程设施，实现燃料、蒸汽、氢气、余热、碳源的全局系统性优化。
五是前瞻适配原则：整体方案兼顾短期和中长期发展的连贯性、一致性，同时适配未来能源结构转型与碳管控要求。
1.分子炼油：从“馏分加工”到“分子管理”的理念革命
传统炼化加工以馏分（石脑油、柴油、蜡油等）为基本单元，不同分子结构的组分在同一馏分中“一锅煮”式加工。然而，链烷烃、环烷烃、芳香烃在不同工艺装置中的可反应性差别巨大，例如，芳香烃在催化裂化装置中不会开环，在乙烯裂解装置中也不会生成烯烃，反而更倾向于生焦。如采用无视“分子差异”的加工模式，必然导致大量分子“跑龙套”或付出超额的加工代价。
分子炼油的核心思想是：最大可能尊重原油原生分子结构，分子结构变动越少，化学键变动越小，能量效率越高，加工成本越低。其技术路径是通过精准分离实现原料优选和分子结构浓缩，提高反应效率和过程选择性。
在具体实施层面，分子炼油理念体现在以下关键技术方向：
石脑油分子级精准分离。通过分子级分离技术，将全馏分石脑油中的正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳烃进行精准切割分离。高纯度正构烷烃（含量≥98%）优先作为乙烯蒸汽裂解装置原料，乙烯收率较传统全馏分石脑油裂解提升15个百分点以上；环烷烃与芳烃组分进入连续重整装置，提升芳烃产率。
柴油吸附分离。通过模拟移动床吸附分离等工艺，将直馏柴油、加氢裂化柴油中的芳烃与非芳烃组分高效分离。非芳烃组分（正构+异构烷烃含量≥95%）作为优质裂解原料直供乙烯蒸汽裂解装置，其乙烯+丙烯双烯收率较传统石脑油进料提升10至15个百分点。芳烃组分则进入芳烃产业链提质增值，实现柴油组分“宜烯则烯、宜芳则芳”的分子级分质利用。
组分炼油技术体系。基于分子管理理论，对原油各组分进行精准表征与定向分配，实现“宜烯则烯、宜芳则芳、宜材则材”。这一理念贯穿从原油预处理到最终产品的全流程，是协同优化的方法论基础。
2.单元操作优化：热力学驱动的精准施策
协同优化的第二层面聚焦于单元操作的热力学效率提升。不同类型的单元操作具有不同的㶲效率特征和优化方向。
精馏过程是炼化企业能耗最高的单元操作之一。其理论最小功由Gibbs自由能变化决定，但实际能耗远大于理论最小值，㶲损失主要来自三个方面：传热不可逆性（温差ΔT≠0）、混合不可逆性（浓度梯度）和流体摩擦（压降ΔP）。针对这些损失来源，可采用多效精馏（减小传热温差，节能30%~50%）和间壁塔（消除混合熵增，节能20%~40%）等技术进行优化。
换热过程的核心优化工具是夹点分析。夹点分析遵循三条黄金法则：无跨夹点传热、夹点之上禁用冷公用工程、夹点之下禁用热公用工程。违反这些法则将导致冷热公用工程同步浪费，能耗飙升。夹点分析的热力学本质是：夹点将系统划分为热端和冷端两个独立的热力学子系统，跨夹点传热相当于高㶲热量被低品位利用，产生额外㶲损失。
燃烧过程的㶲效率理论上可达100%（因为燃料的化学㶲全部转化为热量），但实际燃烧过程中因传热温差、烟气带走热量等因素，㶲效率远低于理论值。优化方向包括提高燃烧温度、强化辐射传热、回收烟气余热等。
3.单装置优化：物料与能量的内部协同
单装置优化是在分子管理和单元操作优化的基础上，实现装置内部的物料平衡与能量平衡协同。例如。加氢裂化装置的主要优化逻辑包括：优化反应温度、氢油比、催化剂装填方案，匹配原料性质与目标产品结构；反应热梯级回收用于原料预热、分馏塔再沸，减少公用工程消耗；加氢生成油热出料直供下游分馏/精制装置，消除冷却-再加热能耗；催化裂化装置的优化则侧重于：优化反应深度与稳定塔操作，实现干气、液化气组分的精准分离与高值化利用；优化液化气中丙烯、异丁烯、正丁烯的精细分离，定向供给下游聚丙烯、环氧丙烷、丁二烯装置；优化再生器操作，降低再生烟气余热损失；重整装置的优化聚焦于：优化进料性质、馏程、硫氮杂质含量，提升重整反应转化率与芳烃产率；重整生成油热出料直供芳烃抽提装置；重整副产高纯度氢气梯级供给炼厂加氢装置。
4.全厂上下游协同：打破装置壁垒的系统集成
全厂协同优化是炼化一体化项目的核心优势所在，其本质是打破装置与装置之间、板块与板块之间的壁垒，实现物料、能量、碳排放的全局优化。
重油转化装置集群协同是炼厂“减油增化”的关键环节。通过统筹延迟焦化、催化裂化、加氢裂化、渣油加氢（固定床、浆态床或沸腾床）、溶剂脱沥青等装置，构建“分质预处理—加氢转化—轻质化加工—尾渣资源化”的全链条重油加工路线。
烯烃产业链全流程协同打通炼厂原料端—加工端—烯烃装置端—下游高端聚烯烃端的全链条。统筹炼厂全流程优质烯烃原料——石脑油分子分离后的高纯度正构烷烃、柴油吸附分离后的非芳烃组分、加氢裂化尾油、炼厂液化气等——按不同烯烃产品的原料需求精准分配加工路径，避免优质裂解料降级调入成品油。
芳烃产业链全流程协同打通炼厂原油预处理—加氢裂化—重整—芳烃联合—下游高端新材料的全流程。从常减压源头优化重石脑油窄馏分精准切割，提升芳烃潜含量；统筹乙烯裂解汽油加氢精制后返回芳烃装置，以及芳烃副产乙烷气、轻汽油供料乙烯装置，实现芳烃、烯烃原料的高质利用。
炼油-烯烃-芳烃三者一体化协同是协同优化的最高层次。其核心是“全局统筹、全链协同、价值最优”——以全炼厂为整体，打破三大板块边界，实现原料、能量、碳排、产品的全局优化。
5.能量系统全局优化：从“单点节能”到“系统集成”
能量系统的全局优化是全厂协同优化的核心支撑。其技术体系包括：
先进工艺和装备的应用。通过先进工艺和装备的应用，从跟不上提升资源、能量的利用效率，降低装置或全厂的碳排放。
换热网络集成优化。基于夹点分析，对全厂换热网络进行系统重构，确定最小公用工程消耗目标，优化换热器网络结构。
蒸汽动力系统优化。整合蒸汽产、输、用全链条，实现多压力等级蒸汽的高效梯级利用。优先采用背压式汽轮机驱动压缩机、风机，消除减温减压造成的㶲损失。
低温余热利用。遵循“温度对口、梯级利用”原则，将低品位余热用于除氧水加热、伴热、制冷等场景或温位升级，提升低品质热量利用效率。
氢气系统全局优化。通过氢夹点分析与数学规划模型结合，实现氢气资源的梯级利用和网络优化。高纯度氢高值用、低纯度氢梯级用，避免氢气纯度过剩造成的制氢能耗与放空损失。
6.公辅设施匹配：支撑系统的协同优化
公辅设施（蒸汽、电力、循环水、氮气、仪表风等）虽不直接参与工艺反应，但其能耗和碳排放占全厂总量的相当比例。公辅设施的协同优化包括：
蒸汽系统与工艺装置的匹配。优化蒸汽管网的压力等级配置，匹配不同装置对蒸汽参数的需求；通过热电厂与工艺装置的蒸汽互供，实现蒸汽的产用平衡。
电力系统与用电负荷的匹配。优化电力变压器的运行方式，降低输配电损耗；适配绿电直供，优化电气设备的运行参数。
循环水系统优化。优化循环水供水温度与流量分配，匹配各装置冷却需求；采用高效凉水塔和变频泵，降低循环水系统能耗。
此外，燃料、氢气、蒸汽、电力等为有机统一整体，例如提升电气化率，除影响供配电外，还会影响蒸汽平衡、燃气平衡等，应进行一体化系统性优化。
工业应用实践与成效
1.油品分质利用技术的规模化应用
以柴油吸附分离为代表的典型油品分质利用技术已实现多场景工业落地，截至目前已有8个项目落地并均已投产，最大单套生产能力达200万吨/年，覆盖柴油吸附分离、重芳烃分离、费托油分离等多个场景。
2.CCUS工程的产业化实践
在碳捕集领域，已累计建成投产多套CO2捕集工程，碳源覆盖中石油、中石化、中海油、新疆广汇等多家企业，应用场景包括驱油、食品级、工业级、制化肥、制甲醇等。
3.千万吨级炼化厂全厂协同优化案例
针对某千万吨级炼化一体化项目，通过实施“炼油-烯烃-芳烃”三者一体化协同优化，构建了全流程物料互供、能量梯级利用、氢气全局调度的优化体系。项目实施后，可实现原油综合商品率提升至94.5%，化工品转化率从30%提升至58%，双烯收率提升10个百分点，BTX收率提升12个百分点，全流程综合能耗降低16%。
4.零碳工厂建设的探索实践
结合零碳工厂建设要求，以分子炼油与组分分质利用为核心，构建了“原料分质利用+能量梯级回收+绿电绿氢替代+CCUS耦合”的零碳工厂优化方案。方案通过柴油吸附分离、正异构分离、重芳烃轻质化、油浆制导电炭黑等技术，实现原油组分的全价值利用；同时整合全厂烟气碳源，配套碳捕集装置，结合绿电、绿氢替代，系统性降低工厂碳排放。以某炼厂零碳改造方案为例，通过原料分质利用优化和碳资源合理利用，成品油收率可降低至25%，并经碳捕集对CO2进行资源化利用实现大幅降低烟气CO2排放量，同时产出苯、二甲苯、烯烃、化肥（碳利用）等高附加值产品，实现了降碳与增值的协同。该方案为炼化企业减油增化和零碳工厂建设提供了清晰的技术路径。
炼化行业技术发展趋势
1.能源替代与电气化：重构炼化能量底座
绿氢耦合应用是炼化行业减碳的核心路径之一。利用风电、光伏等可再生能源电解水制氢替代炼厂灰氢可直接减少制氢环节约70%的CO2排放。国家能源局发布的《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》明确提出，推动煤制油气、炼油产业和新能源深度融合，鼓励相关项目开展绿电、绿氢规模化替代，逐步降低化石燃料制氢用量。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步提出，2030年可再生能源制氢规模达到200万吨。加氢裂化、加氢精制、脱硫等工艺的氢源替代将成为“十五五”期间的重要方向。
绿电驱动工艺电气化同样在加速推进。电加热炉替代燃气加热炉、电动压缩机/泵替代蒸汽透平驱动、电锅炉替代燃气锅炉等技术路径日趋成熟。在碳排放双控的约束下，用能端电气化改造与绿电采购的组合将成为企业降低范围二碳排放的主要手段。
核能耦合作为前瞻性方向也受到政策关注。《新型能源体系建设“十五五”规划》明确提出“推进核电与石化行业耦合发展试点”。探索小型模块化核反应堆（SMR）与炼化装置的集成，利用核能提供高温工艺热和电力，可进一步减少化石能源依赖。
2.原料绿色化与循环经济：拓展碳源边界
生物质原料替代正在从技术验证走向规模化应用。生物质油共炼（将废弃油脂、微藻油等与原油共炼生产航煤/柴油）、生物乙醇制乙烯（替代石脑油裂解路线）、非粮生物基材料（以秸秆、木质素为原料生产PLA、PHA等可降解材料）等技术路径的全生命周期碳减排可达50%~90%。
废塑料化学回收是循环经济的重要方向。通过热解油化将废塑料转化为裂解油作为炼厂原料，或通过解聚技术实现PET到单体的再生循环，可实现“塑料—油品—塑料”的闭环。
分子炼油与灵活加工技术持续深化。炼油模式正加快由“燃料型”向“原料型、材料型”转变，炼油理念向组分炼油、分子炼油转变，炼油原料由传统石油向石油基原料与其他原料共炼转变。原油直接制化学品（COTC）技术虽面临选择性、收率及后续分离能耗高等问题，但仍是行业关注的前沿方向。
3.跨行业耦合：打破产业边界的协同降碳
跨行业耦合是炼化行业绿色低碳转型的重要趋势，其核心逻辑是通过不同行业间的物质流、能量流和碳流互通，实现资源的高效利用和碳排放的协同削减。
CCUS的跨行业协同是最具代表性的方向。CCUS正成为水泥、钢铁、化工、炼油、发电等难以减排行业实现脱碳的重要途径。目前我国规划和运行的CCUS示范项目总数已超120个，覆盖电力、油气、化工、水泥、钢铁等行业。炼化企业捕集的CO2可用于驱油提高油田采收率、用于化工产品制造（如加氢制甲醇）或供应给建材行业用于矿化利用。部分城市已出台政策，鼓励CCUS企业在津冀区域火电、钢铁、化工、石化、水泥等重点行业建设大规模、全流程示范应用工程。
钢化联产是跨行业耦合的先行典范。晋南钢铁率先打破产业壁垒，全国首创钢化联产耦合发展新模式，构建“钢—焦—化—氢+绿电”全闭环低碳产业链。钢铁行业的副产煤气（焦炉煤气、高炉煤气、转炉煤气）可作为化工生产的原料，化工副产的氢气可作为钢铁生产的还原剂，实现产业跨界耦合。该模式为炼化与其他高耗能行业的协同降碳提供了可借鉴的范式。此外，油煤共炼亦将成为产业耦合的典型应用场景。
炼化与新能源的深度融合是政策明确支持的方向。《新型能源体系建设“十五五”规划》要求“加快炼油行业节能降碳改造，稳步提升石化行业绿电绿氢使用比例”。《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》提出“积极发展绿色氢氨醇等一体化项目，推进工业副产氢、绿氢应用”。风光氢氨醇一体化基地的建设，标志着氢氨醇从技术储备正式进入规模化示范与产业推广阶段。
炼化与算力产业的协同是新兴方向。《“十五五”碳达峰行动方案》首次将算力设施绿色低碳转型纳入核心任务，强化算力设施与可再生能源协同布局的“算电协同”模式。炼化企业可利用副产氢气为数据中心提供备用电源，也可利用算力基础设施消纳绿电，实现产业间的能量与碳流协同。
跨行业能量梯级利用同样值得关注。《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》明确强调“加强企业间能量交换与梯级利用”“支持优化集成等跨行业耦合增效”。炼化企业的余热可为周边工业园区、居民区提供供暖热源；钢铁、水泥行业的高温烟气余热也可为炼化装置提供预热热量。这种跨行业的能量梯级利用，将显著提升区域能源利用效率。
4.智能化：从“经验驱动”到“数据驱动”
人工智能与数字孪生技术正在深刻改变炼化行业的运营模式。实时优化（RTO）控制系统可动态调整装置操作参数以降低能耗；数字孪生工厂可模拟不同低碳运行方案下的全流程碳排放，辅助优化决策。随着AI技术的发展，“AI for Science”正在重构科研范式，人工智能与能源化工行业的深度融合将引发效率革命和创新浪潮。
在碳管理领域，智能化能碳管理平台的建设已成为零碳园区和零碳工厂的标配。通过物联网、大数据技术实现全厂用能负荷监控、预测与调配，为碳排放核算、源网匹配调节、多能协同互补提供支撑。
结论
“双碳”目标下，中国炼化产业正站在历史性的转型关口。全球产业格局重塑、国内产能过剩加剧、成品油需求提前达峰、碳排放双控刚性约束——多重压力叠加之下，炼化行业的发展逻辑已从“规模扩张”彻底转向“存量提质”。传统单点、局部的优化模式已无法适配高质量发展要求，以尊重分子结构与热力学行为为核心，构建“单元操作-单装置-产业链集群-公辅设施”四层协同的全厂/全园区优化体系，是炼化企业破解结构性矛盾、提升能效碳效、增强核心竞争力的根本路径。
分子炼油与组分精准转化是协同优化的底层支撑，㶲分析与夹点分析是热力学优化的核心方法，全链条物料互供与能量梯级利用是系统增值的关键来源。工业实践已充分验证，全厂协同优化能够显著提升化工品转化率、降低综合能耗与碳排放强度，实现经济效益与环境效益的协同提升。
未来，随着新能源耦合、循环经济、数字智能等技术的持续突破，炼化产业将向“多元化原料+清洁能源+绿色工艺+循环经济+数字赋能”的方向深度演进，逐步构建绿色低碳、高端高效的现代炼化产业体系。