展望1  绿氢经济性的持续提升将增强绿氢炼化的竞争力    

    绿氢应用的关键瓶颈是其经济性较差，目前绿氢平均价格比煤制氢高约10元/千克。随着可再生能源成本下降、电解槽技术迭代、产业规模化发展及基础设施完善，绿氢经济性将显著提升，从而增强绿氢炼化的竞争力。

    新能源制氢相关设备价格降低推动绿氢成本下降。2025年我国碱性电解槽系统主流价格区间在700~1300元/千瓦，均价约为1000元/千瓦，比上年下降约16.7%；质子交换膜（PEM）电解槽系统均价约为4500元/千瓦，下降约25%。电力成本在制氢成本中占较高比重，“三北”地区依托低价绿电与高设备利用率实现降本，但并网配套费用、土地及融资等非技术成本压力逐渐显现。

    我国氢能基础设施正在加快规划建设，规划长距离纯氢管道超20条，长度超5500公里，已建成投运长度超350公里。氢能储输基础设施支撑终端应用能力不断提升，可有效解决绿氢资源和市场地理位置错配问题，绿氢“制储输用”全产业链成本将持续下降。

    展望2 激励政策的正向推动和环保约束的

    反向压力促进加速耦合

    随着碳达峰目标节点临近和常规减排措施潜力已深入发掘，绿色能源的生产与应用成为炼化产业绿色转型的重要方向。

    自2019年3月第一次将氢能发展纳入政府工作报告以来，我国出台的氢能政策不断加码，经过嵌入能源与汽车规划（2015~2020年）、纳入“十四五”规划与碳达峰行动方案（2021年）、国家级中长期专项规划落地（2022~2024年）、标准体系与综合应用场景的建立（2025~2026年），已经构建起发展氢能的“产业战略定位-法律保障-行业引导（标准和应用场景）-金融支持”四位一体的政策体系，为绿氢产业规范化、规模化发展提供了制度支撑。

    2026年8月13日，生态环境部副部长李高在国新办“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会上宣布，“十五五”时期全国碳排放权交易市场将在发电、钢铁、水泥、铝冶炼四个行业基础上扩大到石化、化工等高排放行业，实现对全国约80%二氧化碳排放的有效管控。该项政策的推出将强化碳价对石化行业绿色发展的引导促进作用。该政策对炼化企业碳成本和绿氢炼化竞争力的影响不仅取决于碳市场价格的波动，免费碳配额比例的变动和免配额履约缺口率等因素也起到重要作用。

    目前全球气候治理进入“规则主导”新阶段。欧盟碳边境调节机制（CBAM）成为主要经济体平衡气候目标与产业竞争力的核心政策工具，作为全球首个正式落地的跨境碳关税制度已于2026年正式实施。CBAM通过建立统一的跨境碳核算标准，推动全球碳定价体系协同，对全球供应链的影响已从终端产品向上游能源供给端传导，迫使各国在全球低碳转型进程中重新调整经济与能源策略。对我国而言，CBAM一方面对企业造成了成本压力，另一方面也为企业构建“绿电-绿氢-高附加值产品”完整产业链、打通欧盟市场通道提供了机遇。

    展望3 CCUS等绿色技术短期内不具有竞争力

    中国石化经济技术研究院的研究认为：近期我国CCUS（碳捕集、利用与封存）全流程成本仍将维持较高水平，燃煤发电-陆上封存全流程成本在40～120美元/吨，燃气发电-陆上封存全流程成本在80～180美元/吨。除了成本问题，可利用资源也制约二氧化碳封存大规模应用。我国油藏地质特征比北美地区复杂，其技术经济性、封存潜力、长期安全性等存在较大不确定性，驱油与封存技术需要进一步发展。

    二氧化碳资源化利用领域，化工利用整体处于中试阶段，生物利用工业化示范不足，近期还难以大规模实施。

    CCUS技术作为负碳技术，预计未来在技术成熟和资源充足的前提下将成为炼化企业碳中和的托底手段。

    展望4 必须加强耦合技术攻关和示范项目总结推广

    目前，炼油化工与绿色能源耦合大部分技术仍处于示范阶段，需要产学研结合进行关键技术的研究和应用。

    主要包括重要设备（国产特大容量正压外壳型电动机、新型电加热炉、大型模块化预装式变电站）电气化技术、高效绿氢制备技术（大规模低能耗碱性电解槽及PEM、AEM、SOEC等新型电解制氢技术）、安全可控的氢气储输技术、绿氧应用技术、绿氨及绿色甲醇产输用技术、炼化企业多能耦合技术、高效低成本燃料电池和氢氨燃气轮机技术等。

    对于库车绿氢炼化等典型示范项目，在进一步提高项目运营水平、不断降低绿氢生产成本的基础上，及时总结绿氢生产和建设经验及绿氢与炼化企业耦合替代灰氢的应用经验，形成一套可复制推广的绿电制绿氢、储氢及绿氢与炼化企业耦合的全产业链系列标准，为绿氢在炼化领域推广和应用提供有效解决方案和实施路径。