CONTENTS 目录

2024 年 第 9 卷 第 4 期

热点透视

专家观点

1 “双碳 ” 背景下润滑剂的降碳作用 /

张建荣

7 氢基能源产业发展现状及趋势 /

田泽普，孟云龙

热点剖析

14 加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因

分析及发展建议 / 曹田田

21 “双碳 ” 背景下河南省地热开发现状和发展

趋势研究 / 王茜

低碳技术

碳市场与碳管理

27 夯实碳排放双控管理基础，探索石化产品

碳效分级标准 / 张远，王胜春，杨菲

32 完善碳交易法律制度，助推碳市场健康

发展 / 张玉琪

CO2 捕获、封存与利用技术

38 多孔生物炭的制备、改性及碳捕获机理和

应用前景研究 / 张晨

主管单位 :

中国石油化工集团有限公司

主办单位 :

中国石化集团经济技术研究院有限公司

编委会名单

主 任 : 马永生

副主任 : 赵日峰 张 涌 朱建民

孙焕泉 俞仁明 李成峰

戴宝华

委 员 :（按姓氏笔画排序）

王北星 王丽娟 王国清

卞凤鸣 孔德金 吕亮功

朱 兵 乔 凯 向文武

邬智勇 孙丽丽 吴海君

吴德荣 张建平 张新明

陈广卫 陈清林 周 国

周成平 周红军 洪剑桥

聂 红 傅 军 焦 阳

主 编 : 罗大清

常务副主编 : 王北星

责任编辑 : 马俊睿

Green Petroleum & Petrochemicals 双月刊 出版日期：2024 年 8 月 20 日

声 明

本刊已被 CNKI 中国期刊全文数据库收录，其作者文章著作

权使用费与本刊稿酬一次性给付。如作者不同意文章被收录，请

在来稿时向本刊声明，本刊将做适当处理。未经本刊许可，不得

转载或复制本刊文章，本刊将保留追诉的权利。

绿色技术

清洁能源

52 电动汽车续航突破 2000 公里背景下充电站

发展趋势分析 / 张振

清洁生产

58 高速、高负荷径流透平在煤化工行业的

应用 / 王晓宇

过程优化

64 炼厂氢气系统优化改造及成效分析 /

王晓玲

68 隔壁塔在戊烷发泡剂分离过程的应用研究 /

苏佳林，刘琼，王韧韧

73 环己酮装置脱氢加热炉系统改造探究 /

但加飞，周卫

79 煤制氢装置气化炉协同处置 “三泥 ”探讨 /

张成

编辑出版：《石油石化绿色低碳》编辑部

地址：北京朝阳区安外小关街 24 号

邮编：100029

电话：(010)52826306 52826187

传真：（010)52826200

网址：http://wzsh.cbpt.cnki.net

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国内发行：北京报刊发行局

国内订阅：全国各地邮局

邮发代号：80-399

国外发行：中国国际图书贸易集团有限公司

国外发行代号：BM 9368

国际标准连续出版物号：ISSN 2096－126X

国内统一连续出版物号：CN 10－1378/TE

广告发布登记号：京朝工商广登字 20170204 号

国内定价：30.00 元

国外定价：50.00 元

双月刊 第 9卷 第 4期 总第 52 期

ISSN 2096-126X

CN 10-1378/TE

主　　　 管：中国石油化工集团有限公司

主　　　 办：中国石化集团经济技术研究院有限公司

主　　　 编：罗大清

常务副主编：王北星

编 辑 出 版：《石油石化绿色低碳》编辑部

编辑部地址：北京朝阳区安外小关街 24 号

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电 话：(010)52826306 52826187

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Editor-in-Chief: Luo Daqing

Permanent Vice Editor-in-Chief: Wang Beixing

Publisher: Editorial Department of Green Petroleum &

Petrochemicals

Address: No.24, Anwai Xiaoguan Avenue, Chaoyang

District, Beijing, China

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石油石化绿色低碳第九卷第四期

二二四年

石油石化

绿色低碳

中国标准连续出版物号： 定价：30.00 元

GREEN Petroleum & Petrochemicals

石油石化绿色低碳

SHIYOU SHIHUA L SE DITAN

ISSN 2096-126X

CN 10-1378/TE 邮发代号：80-399 国外发行代号：BM 9368 中国石化集团经济技术研究院有限公司主办

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《中国核心期刊（遴选）数据库》收录 《中文科技期刊数据库》收录

美国化学文摘社 (CA) 收录

2024 Vol.9 4

▲

“双碳”背景下润滑剂的降碳作用

▲

氢基能源产业发展现状及趋势

▲

加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因分析及发展建议

▲

“双碳”背景下河南省地热开发现状和发展趋势研究

CONTENTS Green Petroleum & Petrochemicals Bimonthly Vol.9, No.4, Aug. 20, 2024

Hotspot

· Expert View ·

1 Roles of Lubricants on Carbon Reduction under the Background of Carbon Peaking and

Carbon Neutrality /Zhang Jianrong

7 Development Status and Trends of Hydrogen-based Energy Industry /

Tian Zepu，Meng Yunlong

· Hotspot Analysis ·

14 Cause Analysis and Development Suggestion of the Diaphragm Rupture of Hydrogen

Compressor in Hydrogen Refueling Stations /Cao Tiantian

21 Research on the Current Situation and Development Trends of Geothermal in Henan

Province under the Background of \"Carbon Peaking and Carbon Neutrality\" /Wang Xi

Low-carbon Technology

· Carbon Market/Management ·

27 Consolidate the Management Foundation of Carbon Emissions Dual Control, and Explore

the Classification Standard of Carbon Efficiency for Petrochemical Products /

Zhang Yuan，Wang Shengchun，Yang Fei

32 Improving the Legal System of Carbon Trading to Promote the Healthy Development of the

Carbon Market /Zhang Yuqi

· CCUS (Carbon Capture/Utilization and Storage) ·

38 The Preparation and Development of Porous Biochar Materials for Carbon Capture /

Zhang Chen

Green Technology

· Clean Energy ·

52 Analysis of the Development Trend of Charging Stations in the Context of Electric Vehicle

Range Exceeding 2000 Kilometers /Zhang Zhen

· Clean Production ·

58 Application of High-speed & High-load Radial Flow Turbine in Coal Chemical Industry /

Wang Xiaoyu

· Process Optimization ·

64 Optimization and Improvement of Hydrogen System in Refinery and Effect Analysis /

Wang Xiaoling

68 Simulation of a Dividing Wall Column Process for Separating Pentane Foaming Agent /

Su Jialin，Liu Qing，Wang Renren

73 Study on Revamp of Cyclohexanone Dehydrogenation Heating Furnace System /

Dan Jiafei，Zhou Wei

79 Discussion on Co-Disposal of \"Three Muds\" in Coal-to-Hydrogen Gasification /Zhang Cheng

摘  要：双碳目标对润滑剂行业影响深远。润滑剂行业可为制造和使用绿色低碳能源的装备提供润滑支撑，

可助力其它行业减少温室气体排放。目前尚需研究开发燃油经济性试验评定标准方法和相应的具有

节能降碳性能的润滑剂产品。从润滑剂全产业链来看，在不同的经济发展阶段，有很多路径来使润

滑剂的生产原料基础油和添加剂低碳化，以物理方式为主的润滑剂生产过程可通过使用低碳能源来

降低碳排放。润滑剂行业应加强整个供应链绿色低碳研究，开展各种润滑剂碳足迹研究，以创新驱

动该传统行业向绿色低碳化的新质生产力方向发展。

关键词：碳中和 绿色低碳 节能降碳 新能源 润滑剂 产业链

“双碳”背景下润滑剂的降碳作用

张建荣

（中石化石油化工科学研究院有限公司，北京 100083）

收稿日期：2024-06-03

作者简介：张建荣，教授级高级工程师，硕士生导师。1990 年硕士研究生毕业于石油化工科学研究院，1998 年 9 月至 1999

年 3 月于美国西南研究院做访问学者。2012 年被聘为中国石化集团高级专家，2016 年获国务院政府特殊津贴，多次获省部级

科技进步奖，担任全国石油产品和润滑剂标准化技术技术委员会副秘书长，发表文章数十篇，申报专利数十件。

通讯联系人：张建荣，zhangjr.ripp@sinopec.com。

Roles of Lubricants on Carbon Reduction under the Background of

Carbon Peaking and Carbon Neutrality

Zhang Jianrong

（SINOPEC Research Institute of Petroleum Processing Co., Ltd.，Beijing 100083，China）

Abstract: Carbon peaking amd carbon neutrality goals will have a great impact on the lubricants industry. The

lubricants industry can provide lubrication support for the manufacturing and use of green and low-carbon energy,

which can help other industries reduce greenhouse gas emissions. It is still necessary to study and develop the fuel

economy test evaluation standard method and the corresponding lubricant products with energy saving and carbon

reduction performance. From the perspective of the whole industry chain of lubricant production, there are many

ways to reduce the carbon emissions of base oils and additives in different stages of economic development. The

physical process-based lubricant production process can reduce carbon emissions through the use of low-carbon

energy. The lubricant industry should strengthen green and low-carbon research throughout the entire supply chain,

strengthen studies on the carbon footprint of various lubricants, and drive this traditional industry to develop in the

direction of green and low-carbon new quality productivity with innovation.

Keywords: carbon neutral；green；energy saving and carbon reduction；new energy；lubricants；industrial chain

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 专家观点 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张建荣 .“双碳”背景下润滑剂的降碳作用 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：1-6.

- 2 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

2020年，中国宣布了双碳目标—“二氧化碳

排放力争于2030年达到峰值，努力争取2060年前

实现碳中和”。我国双碳“1+N”政策体系随之启动。

2021年10月24日发布《中共中央国务院关于完整

准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的

意见》；10月26日国务院发布的《2030年前碳达峰

行动方案》，包括能源、工业、交通运输、城乡建

设等分领域分行业碳达峰实施方案以及科技支撑、

能源保障、碳汇能力、财政金融价格政策、标准计

量体系、督察考核等保障方案先后出台，一系列文

件构建起目标明确、分工合理、措施有力、衔接有

序的碳达峰碳中和政策体系。随后，政策往更加具

体和可操作方向发展，2023年7月中央深改委第二

次会议要求能耗双控逐步转向碳排放双控。

近期，有些发达国家和组织在双碳和新能源目

标等方面出现了一些倒退的说法和做法，但我国的

双碳目标不会因外界的一些变化而改变。首先，全

球科学界和政界基本达成共识，需控制二氧化碳排

放来维持地球生态系统；其次，出于我国能源安全

的需要，传统化石能源石油天然气甚至煤炭均需进

口，碳中和本质是从资源依赖走向技术依赖的过

程，发展和创新并举才能让能源结构真正改变，能

源饭碗才能真正掌握在自己手里；再次，化石能源

从开采到使用除了排放温室气体外还会带来污染气

体排放等问题，低碳绿色能源的使用是建立美丽中

国的需要；最后，双碳目标的达成会创造出大量市

场需求和全新产业链，尽管对传统产业会有较大冲

击，但我国因布局早、行动实已占据优势。

润滑剂所采用的基础油大多来源于石油，因此

与传统能源石油密切相关。在目前双碳目标已明确

的情况下，润滑剂领域如何生存？向何处发展？如

何为双碳目标作出贡献？该文从润滑剂对绿色低碳

能源装备的支撑、本身的节能降碳性能和全产业链

低碳化三方面探讨答案。

1 润滑剂对绿色低碳能源装备的支撑

双碳目标的确立将给能源供给侧和需求端带

来一场革命，对与此密切相关的润滑剂行业也会产

生巨大影响。负面影响最大的润滑油品种是内燃机

油，目前包括汽油机油和柴油机油的内燃机油消费量

约占润滑油消费总量的三分之一。可以预计，随着新

能源汽车市场份额大幅提高，内燃机油需求量将显

著下降。只要世界还在转，就需要润滑。双碳革命

会使一些润滑剂品种需求减少甚至消亡，但也会带

来一些新的需求。

1.1 为生产绿色低碳能源的装备提供润滑

绿色低碳能源包括风电、光伏、水电、生物

质发电、地热电、核电等，这些能源的制储运等环

节中的多种装备均需要润滑剂或相关油液。部分油

液为新品种，更多是随设备技术升级，对润滑剂提

出新的性能要求。以风电设备为例，为追求发电效

率，目前单个风力发电机组功率已提高到20 MW，

其风轮直径也扩至260米。叶片长虽使发电效率提

高，对设备的其它性能要求也相应提高；尤其是发

电机组的齿轮箱，已成为制约风电公司运转和发展

的一个重要因素。

图1所示为德国LWK（Landwirtschaftskammer

Schleswig –Holstein）和WMEP（Wissenschaftliches

Mess –und Evaluierungsprogramm）机构统计[1]的风

电各部位年度失效率与对应停机时间数据。由图 1

可知，齿轮箱体故障引致风电非计划性停机时间最

长，经济损失也最大。

长时间运转的齿轮皆易发生微点蚀，其形成过

程使齿轮表面材料流失、形貌改变，导致噪声、振

动以及齿轮精度缺失，甚至进一步引发点蚀和剥落

等疲劳问题致齿轮失效 [2-3]。影响微点蚀的因素很

多，包括齿轮材质和加工、运转工况、润滑剂等[4]。

图1 风电各部位年失效率与对应停机时间统计

失效率 / 年 失效停机时间 /（次 / 天）

0.75 0.5 0.25 0 2 4 6 8 10 12 14 16

电力系统

电力控制

其他

液压系统

偏航装置

轮毂

制动器

叶片

箱体

发电机

传动链

失效率（LWK） 失效率（WMEP）

停机时间（LWK） 停机时间（WMEP）

风电机部位

2024 年.第 4 期 张建荣．“双碳”背景下润滑剂的降碳作用 - 3 -

通过润滑剂抗微点蚀性能的改善可提高齿轮箱使用

寿命。微点蚀虽为老问题，但随风电设备标准提

高，已对风电齿轮箱润滑油构成更高要求。润滑剂

行业需据此更严苛性能，从微点蚀的模拟试验、基

础油和添加剂的影响等多方面开展研究，从而为风

力发电提供支撑。

1.2 为使用绿色低碳能源的装备提供润滑

从化石能源向绿色低碳能源的转变会导致能源

使用终端的装备产生巨大变化。对润滑剂影响最大

的是交通运输行业，原内燃机汽车被电动汽车等新

能源车辆取代，车辆动力的变化对车用润滑油和润

滑脂的品种和性能都提出了许多新要求。如电动汽

车不再需要内燃机油这个润滑油行业消费量最大的

老品种，却增加了电驱动用润滑油这个新品种。目

前电动车电驱动系统向集成化方向发展，电机、减

速器一体化，电机转速可达15 000 r/min以上，最大

扭矩可达300 N·m以上，温度上限达150 ℃，所用

润滑油处于高速、高温、高载、电场、接触电机材

料等多种复杂环境。与传统的车辆齿轮油和自动变

速箱油相比，电动车电驱动用润滑油在润滑性、抗

铜腐蚀性、电绝缘性、电机冷却性、抗泡性、热稳

定性和传动效率等方面都有新的性能要求。目前业

内尚无公认的电动车电驱动用润滑油产品标准，也

无公认的使用性能标准试验方法，需要润滑油行业

和装备行业共同开展研究；同时润滑油行业需开发

有别于传统润滑油的新型油品。

2 润滑剂的节能降碳性能

润滑剂的降碳作用除对绿色低碳能源装备构

成支撑外，其本身也可以开发出节能降碳性能。广

义来说，就是能让使用设备减少温室气体排放的性

能；狭义来说，就是通过减少摩擦从而降低设备能

耗的性能。以下从狭义方面来进行分析说明。润

滑剂品种很多，到目前为止最重视其节能降碳性

能的是内燃机油，尤其是汽油机油。据研究报道，

摩擦消耗了内燃机指示功率的22%[5]，因此多年来

汽车和石油行业共同研究通过低摩擦汽油机油来

提高乘用车的燃油经济性，研究表明也是成本最

低的方式 [6]，见图 2。图中显示了各种节油方法，

x 轴表示每种方法实现的油耗减少量，y 轴将这种

减少量标准化为实施成本。可以看出，大多数策略

在标准化后，每花费一美元，油耗减少量都低于

0.04%。低摩擦润滑油在标准化成本后，其效率是

后者的四倍。

从摩擦学原理出发，要开发低摩擦发动机润

滑油，需使润滑油在不同发动机工况下均能保持较

低的摩擦系数。发动机有多个摩擦副，在Stribeck

曲线上标识了各关键部件润滑方式区域[7]，见图3。

从图中可看出，要使发动机润滑油摩擦系数降低，

需使各摩擦副的润滑尽量在混合润滑的合适区域，

润滑油先降低黏度来减少润滑油内摩擦力，使流体

动压润滑方式向混合润滑（部分流体润滑和部分边

界润滑）发展。黏度也不能降得太低，否则边界润

滑比例过大也会使摩擦系数上升。图3是根据基础

油特性加入添加剂后会改变的边界润滑部分曲线。

添加剂会在摩擦表面形成吸附或化学反应膜，不同

膜的摩擦系数不同，因此汽油机油中还需加入减摩

图2 提高汽车燃油经济性的成本比较

降本率，

%

低摩擦润滑剂

发动机摩擦降低

油耗降低，%

可变凸轮相位 停缸技术

缸内直喷

0.18

0.16

0.14

0.12

0.10

0.08

0.06

0.04

0.02

0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0

图3 发动机关键接触点的Stribeck 曲线

（η：润滑油黏度，V：滑动速度，P：单位面积载荷）

发动机轴承

活塞裙部

活塞环

气门机构

边界润滑 混合润滑

摩擦系数

流体动压润滑

ηV

P

1.0

0.1

0.1

0.01

- 4 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

添加剂。另为在低黏度下使各摩擦副磨损可控，需

提高汽油机油抗磨性能，同时摩擦副材料也需满足

相应设计要求。

开发具有燃油经济性的润滑剂需先建立公认的

燃油经济性标准评定试验方法。美国材料与试验协

会（ASTM）最早在1983年就开发出采用整车的试

验方法（五车试验法），1988年又出台了发动机试

验方法程序Ⅵ，之后发展成不断升级的程序Ⅵ系列

标准，目前最新的是程序ⅥF，用于最新的汽油机

油规格GF–6。

目前柴油机油领域着力研究建立燃油经济性评

定方法，但尚未出台。传动油和润滑脂等领域的燃

油经济性试验方法均处于研究阶段，尚无公认的标

准试验方法。因此开发出公认具有节能降碳性能的

产品，仍有许多研究工作要做。

3 润滑剂全产业链低碳化

目前我国润滑剂消费量约为800万吨/年左右。

润滑剂作为石油产品，其本身也应全产业链低碳

化，甚至零碳化，从而降低润滑剂产品碳排放量。

3.1 低碳原料

润滑剂主要包括润滑油和润滑脂，均由基础

油和添加剂两大部分组成，润滑脂中的稠化剂也可

视为广义上的添加剂。目前所用基础油主要是由炼

油企业以石油为原料采用各种工艺加工而成的矿物

油；也有一些合成烃油，如聚α – 烯烃（PAO）、烷

基萘、多烷基环戊烷等，基本由石油或其它化石原

料制取；量大一些的其它合成油如合成酯类油，也

主要由化石原料制取；目前通过费托法合成的基础

油也有增加趋势，所用原料基本来自煤和天然气两

种化石原料。添加剂品种比基础油多很多，其原料

来源复杂，但化石原料仍是主要来源之一；由动植

物油制取的添加剂即脂肪酸类用量稍大，用做润滑

油润滑性能改善添加剂和润滑脂稠化剂原料。因

此，主要的润滑剂基本由化石原料制取。采用低碳

原料，目前看有如下主要技术路径。

3.1.1 基础油

基础油在润滑剂中的质量百分数超90%，是润

滑剂降碳的主要对象。目前由石油制取的矿物油是

基础油主体，故先从炼油行业分析。炼油行业低碳

发展路径包括炼厂节能、资源利用效率提升、绿氢

炼化、炼厂智能化等技术的开发和使用，也包括废

塑料化学循环、生物质能源、二氧化碳资源化等循

环经济技术的开发和应用[8]。这些措施是炼厂在不

同时期生产低碳基础油的主要路径。

目前烃基基础油是基础油主体，除矿物基础

油外，用量较大的烃基基础油还包括费托合成油和

PAO。费托（Fischer – Tropsch）工艺包括一系列生

成多种烃类的化学反应，其中生产烷烃反应方程式

如下所示：（2n+1）H2+nCO→CnH（2n+2）+nH2O，

n通常是10～20，生成的烷烃大多数为直链，适合

作柴油燃料；重质组分可通过加氢异构工艺制备黏

度指数高和低温性能好的优质润滑油基础油。费托

工艺的产品除烷烃外，有少量烯烃生成，其中有一

定比例的 α – 烯烃。目前生产费托合成油的合成气

原料主要来自煤、天然气和石油等化石原料；将来

可用低碳的可再生原料取代，如生物质[9]，也可通

过CCUS 技术制备合成气 [10]。聚 α – 烯烃合成油生

产原料通常是1 – 癸烯，也可采用其它来源的10个

碳左右的α – 烯烃混合物，但合成油的综合性略差。

1 – 癸烯目前多来自于乙烯聚合，乙烯由石油、天

然气或煤制成。将来可由下面多种方式制备的原料

来生产低碳 PAO：（1）目前普遍被接受的烯烃复

分解机理是 Chauvin 等 [11]在 1971 年提出的金属卡

宾催化烯烃复分解反应机理，可由油酸制1 – 癸烯；

（2）采用可再生原料生成的合成气通过费托制备α–

烯烃；（3）各种绿色低碳乙烯制备技术，如通过

CCUS制备的绿色甲醇制备乙烯，绿色乙烯再齐聚

制1 – 癸烯。

木质纤维素的生物质平台化合物如烷基呋喃、

糠醛、5– 羟甲基糠醛和其他羰基化合物通过C–C偶

联可进行碳链增长，即通过羟基烷基化、共轭加成和

羟醛缩合等途径实现碳链增长，得到的含氧中间体

经加氢脱氧后转化为支链化的烃类基础油[12]。

合成油类型中，酯类合成基础油消费量仅次于

烃基合成油，这两类合成基础的复合使用可在添加

剂的溶解性能和橡胶材料相容性等方面相互取长补

短。酯类合成基础油包括双酯、多元醇酯和复酯。

双酯通常是以二元酸与一元醇或一元酸与二元醇通

过酯化反应制得，常用的有癸二酸、壬二酸、己二

酸的2 – 乙基己酯或C8～C10醇酯、C7～C9直链酸聚

乙二醇酯。多元醇酯通常以多元醇和一元酸通过酯

2024 年.第 4 期 张建荣．“双碳”背景下润滑剂的降碳作用 - 5 -

化反应制得，常用的有C5～C9脂肪酸的三羟甲基丙

烷酯和季戊四醇酯。复酯通常是以二元酸和二元醇

通过酯化反应生成长链分子，再由一元醇或一元酸

在端基酯化终止反应而得，复酯的平均分子量一般

为800～1 500。目前酯类合成油的原料酸和醇来自

石油和动植物油脂，后续根据合成酯基础油低碳化

的需要可提高动植物油比例，或进一步采用其它低

碳化来源的酸和醇。

可通过可再生的动植物油脂制备交内脂。交

内酯由脂肪酸的低聚反应制得，不仅具有高黏度指

数、低蒸发损失和高生物降解率，还具有优异的热

氧化安定性和水解稳定性[13]。脂肪酸的低聚反应一

般分为缩合反应和加成反应。缩合反应中，一种脂

肪酸中的羟基与另一种脂肪酸的羧基反应，生成带

羟基的脂肪酸酯[14]。加成反应中，一个羧酸分子的

羧基进攻另一个羧酸分子的双键而加成生成脂肪酸

聚合物[15]。

3.1.2 添加剂

润滑油中添加剂种类繁多，市场上销售的许多

添加剂都含有比例不同的基础油，纯添加剂在润滑

油中占比小于10%。不同润滑油品种中的添加剂含

量不同。以油品消费量最大的内燃机油、液压油和

齿轮油三大类为例，内燃机油中添加剂占比最大，

其中功能型添加剂在最新配方中可达15%左右，还

有调制基础油性能的黏度指数改进剂和降凝剂；液

压油中添加剂含量相对较低，低至 1%左右；齿轮

油居中，车辆齿轮油中功能剂在 5%左右，工业齿

轮油减半。其中用量较大的烷基苯磺酸钙、烷基苯

磺酸镁、硫化烷基酚钙等内燃机油清净剂的制备都

需要α-烯烃，这些α-烯烃可用前面提到的多种绿色

低碳原料制备。各种添加剂中的烷基绝大部分都可

用前述各种方法制备。来自动植物油中的脂肪酸可

直接制备减摩剂、抗磨剂、防锈剂等，也可利用脂

肪酸中的碳碳双键和羧基的易反应特点来制备多种

添加剂。

3.2 低碳生产过程

润滑油主要采用调合工艺，使用装置包括罐

式和管道调合设备，调合过程包括原料进料、加

热、搅拌等。润滑脂的生产工艺比润滑油稍复杂一

些，生产过程包括稠化剂制备、分散、冷却和后处

理等。总体来说，润滑油和润滑脂生产工艺相对简

单。在生产过程中降低碳排放主要是提高生产效率

和优化过程控制；另采用工厂自产的离网绿电也是

降碳的一个重要途径。

3.3 废润滑剂再循环

目前废润滑剂的再循环主要是废润滑油的再

生。再生工艺技术包括酸洗法、溶剂精制法、吸附

法、加氢精制法、膜分离法等[16-17]。我国目前已建

立一些废润滑油管理制度体系和相关标准规范，但

存在对非工业源废润滑油监管不到位、部分标准规

范制定年代久远等问题，还需注意回收管理、环境

保护、经济成本等方面。同时，根据目前再生润滑

油的质量和业内认可度，需进一步提升质量和采用

定向使用方式。

3.4 小结

从以上论述来看，在不同的经济发展阶段有很

多方法来降低润滑剂的生产原料基础油和添加剂的

“含碳量”；以物理方式为主的润滑剂生产过程所产

生的碳排放和污染物排放也较一般石化企业低。润

滑剂行业应加强整个供应链绿色低碳研究，制定相

关核查核算标准，强化各种润滑剂碳足迹核算，以

促进行业健康发展。

4 结语

随着全球对环保和可持续发展的重视，市场对

绿色、低碳润滑剂需求将大幅增加。企业倾向于选

择能够降低碳排放、提高能效的润滑剂产品，以满

足自身环保需求和提升市场竞争力。目前，绿色、

低碳润滑剂品类和性能还需进一步研究开发。

润滑剂能减少设备温室气体排放。目前汽油机

油在燃油经济性试验评定方法的建立、产品的开发

和推广应用等方面走在前列。其它润滑剂需研究建

立公认的燃油经济性试验评定标准方法，再开发出

大家公认的具有节能降碳性能的产品。

从润滑剂生产全产业链来看，在不同的经济发

展阶段，有很多方法来使润滑剂的生产原料基础油

和添加剂低碳化，以物理过程为主的润滑剂生产过

程可通过使用低碳能源来降低碳排放。

润滑剂行业应加强整个供应链绿色低碳研究，

制定相关核查核算标准，加强各种润滑剂碳足迹

研究，以创新驱动这个传统行业向绿色低碳化的新

质生产力方向发展。

- 6 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

参考文献

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（3）：282-289.

八面来风

BioBTX 公司推动废弃物转化为芳烃

荷兰初创公司BioBTX表示，在筹集到8 000万欧元（约8 700万美元）资金后，将在2026年底前利

用废弃塑料和生物材料生产芳烃。该公司计划在荷兰Groningen建造一座工厂，可将约2万吨/年的混合

塑料废弃物转化为苯、甲苯和二甲苯等化合物。该公司未来还可能建设规模更大的工厂，废弃物处理

量约20万吨/年。BioBTX公司的技术包括将生物质和塑料蒸发成烃类的热解工艺和使用沸石催化剂将

链状烃转化成芳烃的催化工艺。

（阮并元）

摘  要：氢基能源是以氢气为核心构建的能源体系，包括可再生能源制取绿氢、绿色甲醇、绿氨等，具有清

洁零碳、灵活高效、来源丰富的特点，对于推动全球能源转型和减少温室气体排放具有重要意义。

该文围绕中国氢基能源产业链的发展现状及趋势进行了阐述，分析了电解水制氢、绿色甲醇、绿

色合成氨3种氢基能源发展的政策与市场背景，梳理了当前我国氢基能源产业发展的规模、技术现

状，研判氢基能源发展阶段与未来趋势，为氢基能源产业的发展提供借鉴和参考。

关键词：氢基能源 绿氢 绿氨 绿色甲醇 规模 技术

氢基能源产业发展现状及趋势

田泽普 1

，孟云龙 2

（1. 中国国际工程咨询有限公司，北京 100048；

2. 北京能景科技咨询有限公司，北京 102611）

收稿日期：2024-06-12

作者简介：田泽普，博士研究生，高级工程师。2017 年毕业于北京大学石油地质专业，目前从事氢能行业政策研究、项目评估、

产业咨询工作。

通讯联系人：孟云龙，硕士研究生，工程师。2023 年毕业于中国石油大学（华东）材料科学与工程专业，目前从事氢能行业

的产业研究及咨询工作。mengyl@enerscen.com。

Development Status and Trends of Hydrogen-based Energy Industry

Tian Zepu1

，Meng Yunlong2

（1. China International Engineering Consulting Co., Ltd.，Beijing 100048；

2. Beijing EnerScen Technology Consulting Co., Ltd.，Beijing 102611）

Abstract: Hydrogen-based energy is a core energy system built around hydrogen, including renewable energy

production of green hydrogen, green methanol, green ammonia, and others. It features characteristics of clean, zerocarbon, flexibility, high efficiency, and abundant sources. It holds significant importance for advancing global energy

transition and reducing greenhouse gas emissions. The article provides a review of the current status and trends of

China's hydrogen-based energy industry, analyzing the policies and market backgrounds of green hydrogen, green

methanol, and green ammonia. It outlines the scale and technological status of China's hydrogen-based energy

industry development, assesses its development stages and future trends, aiming to provide insights and references

for the industry's growth.

Keywords: Hydrogen-based energy；green hydrogen；green ammonia；green methanol；scale；technology

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 专家观点 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：田泽普，孟云龙 . 氢基能源产业发展现状及趋势 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：7-13.

- 8 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

氢因其具有的能源、原料、介质三重属性，构

成了包括氢、甲醇、合成氨等的各类氢基能源。在

全球产业低碳、绿色发展大背景下，氢基能源成为

多个行业绿色转型的重要载体。当前，政策指引、

技术进步、需求拉动三点成为影响中国氢基能源整

体产业发展的重要驱动力。绿色氢气供应、绿醇需

求、绿氨需求这“一生产二应用”的三个维度，在

短期内将构成氢基能源的重要支撑。分析其发展阶

段和前景可“一叶知秋”，带来更多对氢基能源发

展的思考。

1 电解水制氢：为规模应用奠定基础

1.1 政策：鼓励类政策将破除绿色生产障碍

2023年国内部分城市和地区提出诸多先行先试

政策，支持绿氢产业发展。

一是破除优化绿氢生产和使用的限制政策。

2023年6月发布的《河北省氢能产业安全管理办法》

明确提出“化工企业的氢能生产，应取得危险化学

品安全生产许可[1]；绿氢生产不需取得危险化学品

安全生产许可”。这是国内首个对可再生能源制氢

在危化品许可方面有所放松的政策。该文件中也提

到了“允许在化工园区外建设电解水制氢（太阳

能、风能等可再生能源）等绿氢生产项目和制氢加

氢一体站。”2023年，广东、辽宁大连、安徽六安、

新疆阿勒泰地区布尔津县等地的氢能相关政策均提

出“允许在非化工园区建设制氢加氢一体站”[2]。

二是提供补贴支持绿氢生产。2023 年，多地

市针对绿氢生产项目提出补贴政策，以按照绿氢销

售量直接补贴等方式为主。如内蒙古鄂尔多斯、新

疆克拉玛依提出对当地氢气产能大于 5 000 吨 / 年

的风光制氢一体化项目主体，按实际售氢量进行

1 500～4 000元/吨的退坡补贴[3]；广东深圳则采取

对电解水制氢加氢一体站减免电费等补贴措施。

1.2 规模：中国电解水制氢产能及电解槽需求量翻

倍增长

2023年电解水制氢新增产能（建成项目）约3.7

万吨/年，同比增长约181%；截至2023年底，累计

产能达约7.2万吨/年。绿氢项目产能的持续建设，

推动电解槽需求量（在建项目）进一步扩张。2023

年，中国制氢电解槽需求量约 1.42 GW（不含出

口），同比增长约128%。2019—2025年中国绿氢产

图1 2019—2025年中国绿氢产能变化

数据来源：中咨氢能中心，能景研究

注：2021—2022 年的产能为统计值，2024、2025 年产能为积极情境下的预测。产能 /（万吨 /年）

60

50

40

30

20

10

0

2021 2022 2023 2024E 2025E

绿氢新增

绿氢累计

年份

能变化情况详见图1。

到 2023 年底，中国电解水制氢产能约 63% 集

中在西北新疆、宁夏两省；同时约 80% 采用光伏

制氢，主要受中国石化库车光伏制氢等示范项目带

动。电解水制氢项目产能的落地受各地区可再生能

源丰沛水平、技术成熟度、减碳需求、消纳潜力等

因素影响。

短期来看，三北地区将成为电解水制氢产能主

要聚集地，风电制氢或风光一体化制氢占比将逐渐

升高。新疆、宁夏、内蒙古等地是光伏资源或风能

资源最丰富地区，光伏及风电可利用小时数高，对

氢气综合成本的快速降低具有重要作用；此外，这

些地方分布有油气加工、甲醇生产等一系列用氢装

置，可对绿氢的大规模工业应用进行技术验证并对

绿氢实现有效消纳。

长期来看，东部沿海或将成为中国绿氢产能主

要来源之一，而风电制氢为东部主要模式。东部沿海

各省陆上及海上风电技术可开发量超过4 000 GW[4-5]，

占东部可再生能源可开发量7成左右；在全国炼化、

甲醇等用氢场景中，东部地区氢气需求占总量50%

以上；东部沿海港口众多，其氢基能源国际贸易也

将率先起步。

1.3 技术：产业链不断完善，相关指标提升

当前中国与绿氢定义相关的强制性标准等尚未

出台 [6]，大型绿氢项目仍以并网、半离网等为主。

现阶段市场对电解槽更看重制氢能耗等经济性、示

范性指标。

2023年中国碱性电解槽进入技术迭代阶段。零

2024 年.第 4 期 - 9 -

部件性能进展方面，部分国产化新型合金催化剂、

复合隔膜开始在国内电解槽厂家试用。结合部分厂

家研发进展，国产催化剂或隔膜等或可实现批量供

应，1至2年内在性能上迭代更新至国际前沿水平。

国内主流的中压柱形碱性电解槽结构进展方面，单

槽制氢量继续增大，2023年有约10款2 000 Nm3

/h

单槽制氢电解槽推出，且推出3 000 Nm3

/h电解槽。

低压方形碱性电解槽路线进展方面，2023年中国推

出至少三款低压方形碱性电解槽，其中单槽制氢量

最高达到3 000 Nm3

/h。

国内碱性电解槽性能指标不断突破。一是额

定制氢电耗降低，电流密度升高。两者主要与制氢

催化剂活性、隔膜电阻等因素有关。2023 年，主

要厂家产品的额定制氢电耗平均约为4.3 kW·h/Nm3

H2，电流密度约 3 200 A/m2

@1.8V。结合技术发

展，预测到 2025 年，碱性电解槽制氢平均电耗有

望降至约4.1 kW·h/Nm3

H2，同时电流密度升至4 000

A/m2

@1.8V。二是负荷调节范围更宽。电解槽负载

功率范围主要受隔膜零部件、电解槽结构、工程

系统设计等方面影响。2023 年，主要厂家的产品

负荷调节范围约为 25%～110%。受益于国内电解

槽产品设计迭代升级与制氢项目工程应用经验积

累，到 2025 年碱性电解槽负荷调节范围有望达到

15%～110%。小型阵列式碱性电解槽方案中，并联

的子模块电解槽达到40台，系统制氢量达到4 000

Nm3

/h。2021—2025年中国碱性电解槽制氢电耗及

电流密度发展趋势见图2。

国内PEM电解槽技术水平也逐步提升。一是零

部件供应链逐渐形成，国产质子交换膜、催化剂技

术等逐渐实现量产；同时2023年以来燃料电池零部

件企业逐渐涉足PEM电解槽领域，开始探索燃料电

池极板、膜电极等向PEM电解槽的转化应用。二是

2023 年新公开的 PEM 电解槽产品在制氢电耗、电

流密度等方面均有所提升，这主要得益于电解槽设

计经验的积累以及催化剂的逐步优化等。三是贵金

属用量逐渐降低。2023年中国PEM电解槽贵金属用

量仍较高，阳极部分贵金属铱的负载量约1 mg/cm2

。

同时实验室内低铱催化剂技术，如核壳结构、原位

制备等新型合成理念逐渐实现产业转化。到 2025

年，根据对技术转化进展的预判、各厂家披露的新

型催化剂量产规划等因素，中国贵金属铱的用量或

可降至约0.3 mg/cm2

。2021—2025年中国PEM电解

槽制氢电耗及电流密度发展趋势详见图3。

田泽普，孟云龙．氢基能源产业发展现状及趋势

图2 2021—2025年中国碱性电解槽制氢电耗及电流

密度发展趋势

数据来源：中咨氢能中心，能景研究

注：基于中国碱性电解槽市场前十企业披露数据平均总结。

制氢额定电耗 /（kW·h/Nm3

）

电流密度 /（A/m2@1.8V）

5.0

4.8

4.6

4.4

4.2

4.0

3.8

3.6

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

2021 2022 2023 2024 2025

制氢额定电耗

电流密度

时间

图3 2021—2025年中国PEM电解槽制氢电耗及

电流密度发展趋势

数据来源：中咨氢能中心，能景研究

注：基于中国 PEM 电解槽市场前十企业披露数据平均总结。

制氢额定电耗 /（kW·h/Nm3

）

电流密度 /（A/m2@1.8V）

4.6

4.5

4.4

4.3

4.2

4.1

4.0

3.9

3.8

3.7

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0

2021 2022 2023 2024E 2025E

制氢额定电耗

电流密度

时间

1.4 成本：技术驱动，成本不断降低

电解水制氢成本由电解槽折旧成本、电力成

本、人工管理费用、电解液材料成本等组成，其中

电力成本与电解槽折旧成本占主要部分。折旧成本

与电解槽系统成本、工作时长等有关，电力成本与

电价和电解槽电耗等相关。以如下工作场景为例进

行核算：在一台5 MW碱性电解槽工作6小时/日、

电解槽价格700万元、寿命15年、电价（直接连接

的光伏、风电）为0.2元/kW·h等计算条件下，电解

槽设备折旧成本约占总成本的31%，电力成本约占

51%，人力、耗材等成本占18%。

- 10 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

电解水制氢的降本路径逐渐明确。根据已建

成的中国石化新疆库车绿氢等示范项目经验，现

阶段采用光伏直接连接制氢情况下，绿氢生产成

本在16～25元/kg之间。其重要影响因素主要有电

解槽工作时长、电力成本两大部分。工程及装备

技术经验的发展将进一步推动绿氢成本降低，其

关键一是整体系统的设计水平提升，利用储能、电

网等综合解决方案提高电解槽及整体系统的工作时

长和利用水平，降低折旧成本；二是装备技术进

步，制氢电源、电解槽、光伏/ 风电装备等效率提

升，推动发电成本降低以及制氢综合电耗降低。

2 绿氢制甲醇：增量及存量市场均存机遇

2.1 政策：减碳政策推动甲醇生产绿色转型并带来

绿色甲醇需求

国内就推动甲醇生产的绿色转型频繁出台政

策。我国传统甲醇产能中煤制甲醇占80%左右，其

余为天然气与煤焦炉气制甲醇。近年来在“双控”

（能耗总量及强度）方针下，甲醇新建产能尤其煤

制甲醇受中央及地方严格限制。一是设置了煤制甲

醇新建装置规格下限。国家发改委从《产业结构

调整指导目录（2019年本）》开始，明文限制新建

100 万吨 / 年以下煤制甲醇生产装置，抬高了煤制

甲醇新建投资成本。二是严卡煤耗、能耗指标。山

东等省份规定，新建煤制甲醇产能必须对本省煤制

甲醇已有煤耗等进行等量或减量替代（总量只减不

增）。三是碳排放指标监管或将收紧。2023年7月中

央深改委通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放

双控的意见》文件，由以煤耗为指标的“能耗双控”

进一步拓展到以碳排为指标的“碳排双控”，对甲

醇生产的碳资源利用水准提出更高要求。与国家及

各地方对传统甲醇生产多方面限制相对应的是，以

碳捕集、绿氢、生物质等为原料的新甲醇工艺路径

成为鼓励对象，如《产业结构调整指导目录（2024

年本）》将“电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色

甲醇”列入鼓励类条目。

2023 年国际航运领域的减碳政策带动了绿色

甲醇的国内外市场需求。2023 年 7 月，国际海事

组织升级航运业减碳目标：“到2040年全球碳排放

较2008年至少降低70%”，并正式开展船舶碳排放

强度评级[7]。2024年，欧盟也开始正式对境内停泊

船舶征收碳配额[8]。据此，大规模近零排氢基能源

（绿色甲醇与绿氨）替代传统燃料成为最具潜力的

实现路径。多重因素驱动下，国际各大航运龙头开

始订造甲醇及氨燃料船舶。2023年新订造船舶中甲

醇船舶吨位占比达到 13%、首艘氨燃料船舶下单，

这为国际绿氢及氢基能源的消纳带来明确需求。国

际绿色甲醇相关标准规定详见表1。

表 1 国际绿色甲醇相关标准规定

项目 欧盟 RED1） 国际绿氢组织GHS 2.02）

碳排放 ≤0.56 kgCO2/kg 甲醇 ≤0.3 kgCO2/kg 甲醇

碳来源 生物质、化石燃料来源尾气

（减碳量不可重复计算）

生物质来源；

直接空气捕获；

不可避免的工业排放；

支付过碳税的碳排放

绿氢

来源

完全可再生电力制氢；

绿电比例超过 90% 的网电制氢

非绿电使用量不超过

5%，电力及生产过程碳

排≤1 kgCO2/kg

注：1）RED 为是欧盟推出的可再生能源指令；

2）GHS 为国际绿氢组织推出的国际绿氢标准。下同。

2023年甲醇船舶已成为国际航运领域主流替代

燃料船舶路线之一。根据克拉克森数据，2023年全

球共下单甲醇燃料船130艘，同比增长202.3%。从

2023年订单比例来看，全部燃料船型新增订单中甲

醇船舶约占 13%（按船舶吨位，下同）；替代燃料

船型新增订单中甲醇船舶约占28%，仅次于LNG燃

料船（56%）[9]。

2.2 规模：稳步增长

截至 2023 年底，国内已建成及在建绿色低碳

甲醇项目11项，绿色低碳甲醇总产能约36.6万吨/

年。多数项目规模为10万吨级以下水平，正处于技

术及商业示范阶段。绿色低碳甲醇呈多技术路径并

行发展格局，煤化工耦合绿氢、二氧化碳加氢、生

物质耦合绿氢、生物质直接气化制甲醇4种技术路

线，前3者均需额外增加绿氢[10-12]。据能景研究预

测，基于低碳产业政策、碳达峰目标、市场、技术

进步等因素，预计到2025年中国低碳甲醇总产能或

可超过80万吨/年。2021—2025年中国低碳甲醇产

能（不含耦合煤化工制甲醇）详见图4。

2.3 技术：三类绿色低碳甲醇技术带来绿氢需求

绿氢的规模化供应可行性得到验证，技术优

化方向更加明确。制氢环节，绿氢规模化制备管理

技术逐步升级。2023 年首次实现百兆瓦级制氢电

解槽项目示范运行；在项目投运基础上，如何实现

2024 年.第 4 期 - 11 -

量、成本等有较大差异。2023年开工的中能建松原

绿色氢氨醇一体化项目采用的“生物质气化制CO2

＋绿氢”工艺或是碳排放最低、甲醇产量最高的技

术路线之一。

（3）二氧化碳加氢制甲醇（绿氢或灰氢＋CO2）

技术方面，“二氧化碳加氢催化”、“碳捕集”两项

核心技术逐步突破。从2023年建成的2项万吨级二

氧化碳加氢制甲醇项目来看，“碳捕集”技术已实

现国产化，同时国内各研究机构将“降本”作为

“碳捕集”技术下一步研发重心之一；“二氧化碳加

氢催化”技术均源自冰岛CRI公司，国内来自大连

化物所的国产“二氧化碳加氢催化”技术正在规划

进行万吨级示范。2023年中国煤制甲醇及氢基低碳

甲醇主流技术路径详见图5。

图5 2023年中国煤制甲醇及氢基低碳甲醇

主流技术路径

绿氢 +CO2

煤

绿氢 + 煤

绿氢 +

生物质

煤气化 缺 H2

合成气

CO变换

制 H2

富 H2

合成气 甲醇

煤气化 缺 H2

合成气

富 H2

合成气 甲醇

绿氧 绿氢

生物质

气化

缺 H2

合成气

富 H2

合成气 甲醇

绿氧 绿氢

碳捕集

CO2

催化

反应 甲醇

绿氢

图4 2021—2025年中国低碳甲醇产能

（不含耦合煤化工制甲醇）

数据来源：中咨氢能中心，能景研究

注：本图未统计绿氢耦合煤化工制甲醇项目及未耦合绿氢的生物质制甲醇项

目；二氧化碳加氢制甲醇的碳源主要指工业尾气碳捕集来源的二氧化碳，包

含生物质电厂尾气，氢气来源包括绿氢及工业副产氢。

产能 /（吨 /年）

80

70

60

50

40

30

20

10

0

2021 2022 2023 2024E 2025E

二氧化碳加氢制甲醇

绿氢耦合生物质制甲醇

时间

能量管理系统的进一步优化与整合、搭建更高效的

安全控制系统等，以实现制氢电解槽与波动性风光

电力的高效匹配，做到氧中氢或氢中氧浓度的及时

监控及制氢系统自动化响应，或成为制氢侧技术要

点。氢储运环节，高效供氢网络系统设计逐步优

化。2023年首次实现“储氢罐—输氢管道”相结合

的炼化场景绿氢供应技术模式。扩展到甲醇合成场

景，在风光制氢不稳定与甲醇生产连续性用氢之间

存在矛盾的背景下，设计涵盖电解槽BOP系统（氢

纯化、电控等）、储氢系统、输氢管道系统等高度

集成的一体化、低能耗、自动化控制管理技术，或

是重点核心技术。

绿色低碳甲醇合成技术开启实践，核心装备、

催化剂等进入工业级应用阶段。

（1）绿氢耦合煤制甲醇（绿氢＋煤）技术方面，

低成本、高效的原有甲醇装置改造技术逐步推进。

一是控制及监测系统的改造，对水煤气变换、绿氢

储罐及管道供应等添设管理系统；二是智能管理策

略升级，由原有的煤制氢“氢/ 碳平衡”监测自动

控制升级为“煤制氢＋绿氢”“氢/碳平衡”监测及

自动控制。

（2）绿氢耦合生物质制甲醇（绿氢＋生物质）

技术方面，新型反应路径、新型气化炉设计即将进

入示范阶段。生物质气化技术复杂多样，不同生物

质气化工艺（含气化剂、温度、压力等多维考虑）、

绿氢补充比例等条件下，甲醇生产的产量、碳排放

田泽普，孟云龙．氢基能源产业发展现状及趋势

2.4 成本：与原料及工艺紧密相关

使用绿氢制甲醇的成本，一是取决于碳原料的

种类来源，二是看具体工艺对碳原料与绿氢的用量

要求。

（1）对于绿氢耦合煤制甲醇，煤价、绿氢替

代灰氢比例决定了甲醇成本，据估算其成本约在

1 700～3 500元/吨之间。

（2）对于绿氢耦合生物质制甲醇，生物质种类

及采收成本、生物质加工工艺及绿氢用量对成本均

- 12 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

有影响，据估算其生产成本在3 500～5 000元/吨之

间。在部分生物质收储困难的地点或季节，成本或

超过5 000元/吨。

（3）对于二氧化碳加氢制甲醇，工艺及原料需

求相对确定，起决定因素的是二氧化碳捕集成本和

绿氢成本，据测算采用工业尾气碳捕集并耦合绿氢

的生产成本约4 000～5 000元/吨。

3 绿色合成氨：各类应用开始探索

3.1 政策：低碳船舶应用推进合成氨新增市场

合成氨是国内能耗、碳排放标准最严格的化

工领域之一，绿氨是重点鼓励方向。合成氨生产以

煤制氨为主，其产能占合成氨总产能的 8 成左右。

十三五以来，合成氨领域展开了大规模产能升级与

落后产能淘汰。根据2024年5月27日发改委等5部

门发布的《合成氨行业节能降碳专项行动计划》，

到2025年底，能效基准水平以下产能完成技术改造

或淘汰退出，并推动以可再生能源替代煤制氢，提

高绿氢利用比例。各地方对于传统合成氨的生产也

有严格限制，对绿氨则持积极鼓励态度。如内蒙古

明确规定不再审批合成氨项目，除确有必要建设的

绿氨以及焦炉煤气综合利用制合成氨项目；《产业

结构调整指导目录（2024年本）》将绿氨列为鼓励

类条目。

2023年国际氨燃料船舶开始进入订造阶段，带

动绿氨国内外市场需求。中国以及日、韩的多家船

舶企业，如中国船舶、日本造船等均在布局氨燃料船

舶技术，在氨燃料供应、氨内燃机等方面的技术基本

打通。2023年比利时海事集团向中船集团旗下北海造

船订造了8艘氨燃料动力21万吨散货船，为全球大

型氨燃料动力船舶领域首个订单，计划于2025年起

陆续交付。国际绿氨相关标准规定详见表2。

表 2 国际绿氨相关标准规定

项目 欧盟 RED II 国际绿氢组织 GHS 2.0

氢来源

离网制氢；

并网需要证明没有采用

网电制氢

满足碳排标准等

氨生产—

储运碳排放 约≤0.5 kgCO2/kg 氨 ≤0.3 kgCO2/kg 氨

3.2 规模：项目开工数量不断增多

截至2023年底，国内至少已有13项绿氨项目

开工，对应已披露绿氨产能约79万吨/年，大多计

划于 2024、2025 年建成。以中小型项目为主，多

在20万吨/年以下，如1.6万吨/年的中能建张掖绿

氢合成氨一体化示范项目。基于低碳产业政策、市

场、技术进步等因素预测，中国绿氨总产能到2025

年或可超过 110 万吨 / 年，到 2030 年或可达到约

1 300 万吨 / 年。不同规模绿氨项目数量占比（至

2023年底建成、在建及规划项目）见图6。

图6 不同规模绿氨项目数量占比

（截至2023年底建成、在建及规划项目）

29%

59%

10% 2%

İ10з੘ᒤ

10～50з੘ᒤ

50～100з੘ᒤ

˃100з੘ᒤ

3.3 技术：生产工艺简单，但新增应用场景仍需探索

工业合成氨生产采用Harber-Bosch工艺，化学

方程式为3H2+N2→2NH3，相对简单。而氢气来自

天然气制氢或煤制氢，工艺复杂；氮气来自空气分

离，工艺简单。由于合成氨对氢气来源无特殊需

求，完全可以使用绿氢替代工艺复杂的煤炭与天然

气制氢，同时近乎实现零碳排放[13]。若采用绿氢替

代煤制氢与天然气制氢步骤，可实现除供热环节外

几乎零碳排放。

绿氨生产碳源依赖低，工艺简单，可实现规模

上的优先匹配。一方面，绿氨生产可做到摆脱对煤

炭产地的依赖，向绿氢产能中心聚集。与绿色甲醇

生产仍需煤炭做碳源不同（现阶段空气捕捉二氧化

碳成本过高），绿氨的生产原料只需绿氢与来自空

气的低成本氮气，不再需要大量煤炭。因此绿氨生

产完全可以离开煤炭基地，转而围绕绿氢产能中心

实施。另一方面，绿氨生产工艺更加简单，有利于

就地消纳。除去复杂的煤制氢与天然气制氢工艺后，

绿氨生产主要包含氮气空分与氮氢反应等环节，装置

简单，占地空间小，可搭配电解水制氢基地建设，实

现分布式制氢制氨，做到绿氢实时消纳。而绿色甲

醇还需要复杂的CO生产或碳捕捉装置，不利于随

制氢基地分布式建设。

国内绿氨消纳场景仍处于探索阶段。相对于

2024 年.第 4 期 - 13 -

较易实现的绿氨生产，国内对绿氨下游消纳场景的

探索仍相对有限，体现在氨能利用技术不成熟与应

用面狭窄两方面。技术方面，氨燃机、氨燃料电池

等技术仍不成熟，相关示范应用很少；且氨燃料直

接利用或作为氢能载体的技术路线不确定，限制绿

氨推广。应用方面，尽管国内已有中国船舶集团研

发氨燃料动力船舶、富大紫金研发氢氨燃料电池客

车等绿氨利用的探索，但总体上集中在船舶航运领

域，汽车、重卡等领域尚未启动探索，难以形成更

加普适化的绿氨能源模式。

3.4 成本：取决于风光电力成本

绿氨生产工艺简单，主要成本来自制氢及供热

等过程的电力消耗、电解槽及合成氨系统折旧成本

等。其中，电力成本占据最大部分，在风、光直供

电场景电价0.1～0.25元/kW·h情况下，据测算电力

成本占绿氨生产成本的60%～80%。现阶段，根据

大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目等披露的数

据，国内绿氨的生产成本在2 600～3 500元/吨左

右，与各地区风、光资源的丰沛程度有直接关系。

4 结语

氢基能源在政策指引和市场需求拉动下，产

业规模逐渐增长，技术体系快速发展并带动经济性

不断提升，良好前景正逐渐显现。氢基能源作为构

建未来新型能源体系的重要一环，在国内外节能政

策与减碳政策推动下，利用价值及需求方向逐渐

显现。绿氢、绿氢制甲醇、绿氨作为氢基能源的

三个领域，均已成为国内重点鼓励发展方向。同

时，2023年起，国内氢基能源示范项目加快布局，

在项目开展数量、项目规模上均不断突破，实现项

目经验的逐步积累，也推动制氢装备、系统设计等

技术的快速产业化与迭代升级。目前，国内氢基能

源产业已进入产业化初期，示范项目与装备、工程

技术的相互验证推动，以及新型核心材料、装备等

技术的突破，将是现阶段发展的主旋律，推动氢

基能源成本经济性的不断提升及产业生态的逐步

构建。

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现代化工，2023，43（03）：209-212．

[13] 王明华．不同应用场景下新能源制氢合成绿氨经济性

分析[J]．现代化工，2023，43（11）：1-4+9．

田泽普，孟云龙．氢基能源产业发展现状及趋势

摘  要：氢能是一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，推动氢能在交通运输领域的发展，对于构建清

洁、可持续发展的交通能源体系具有重要意义。作为重要的氢能基础供应设施，加氢站建设正处于

加速期。隔膜式压缩机是加氢站内核心设备，随着运行周期增长，已接连发生多起膜片破裂事件。

该文对加氢站常用氢气压缩机进行了对比分析，重点围绕某加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂事件

分析了产生原因，给出了加氢站升级措施，最后针对当前加氢站安全稳定运行和高质量发展面临的

关键共性问题提出了相关发展建议。

关键词：氢能 加氢站 隔膜压缩机 膜片破裂 液驱压缩机 氢气泄露

加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因

分析及发展建议

曹田田

（中国石化销售股份有限公司，北京 100728）

收稿日期：2024-06-23

作者简介：曹田田，博士研究生，高级工程师。2018 年毕业于清华大学化学工程与技术专业，目前主要从事新能源相关工作。

通讯联系人：曹田田，caott65855@sinopec.com。

基金项目：国家重点研发计划课题（项目编号：2022YFB400**00）

Cause Analysis and Development Suggestion of the Diaphragm Rupture

of Hydrogen Compressor in Hydrogen Refueling Stations

Cao Tiantian

（SINOPEC Sales Co., Ltd.，Beijing 100728，China）

Abstract: Hydrogen energy is a clean, efficient, safe and sustainable secondary energy. Promoting the development and

utilization of hydrogen energy in the field of transportation is of great significance for building a clean and sustainable

transportation energy system. As an important basic hydrogen energy supply facility, the construction of hydrogen

refueling stations is in the accelerating period. The diaphragm compressor is the core equipment in hydrogen refueling

stations. With the long cycle operation, many diaphragm rupture events have occurred. This paper compares and

analyzes two commonly used hydrogen compressors in hydrogen refueling stations. The causes of diaphragm rupture of

diaphragm compressor in a hydrogen refueling station are further analyzed, and the upgrading measures for hydrogen

refueling stations are given. Finally, relevant development suggestions are put forward for the key common problems in

the safe, stable operation and high-quality development of hydrogen refueling stations.

Keywords: hydrogen energy；hydrogen refueling stations；diaphragm compressor；diaphragm rupture；liquiddriven compressors；hydrogen leakage

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 热点剖析 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：曹田田 . 加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因分析及发展建议 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：14-20.

2024 年.第 4 期 曹田田．加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因分析及发展建议 - 15 -

氢能作为未来清洁能源体系的重要组成部分，

是交通领域实现绿色低碳转型的重要能源载体，是

落实能耗双控向碳排放双控转变、推进双碳目标落

地的重要保障，在构建现代化产业体系、保障能

源安全、形成新质生产力等方面具有重要意义[1-5]。

随着政策的持续推动、技术的迭代升级、示范应用

的不断扩大，目前氢能交通产业已从产业导入期

进入提速关键期 [6-8]。近年来燃料电池汽车累计销

量呈现快速增长趋势，如图1所示。截至2024年6

月，燃料电池汽车累计销量为20 740辆，已应用于

公交、轻客、轻卡、冷藏车、重卡、工程车等多种

车型[9]。

图3 加氢站工艺原理

高压氢

放散

制冷

系统

长管拖车 卸氢系统 45 MPa

增压系统

高压氢

放散

45 MPa

储氢系统

45 MPa

加注系统

90 MPa

加注系统

70 MPa

氢能汽车

制冷

系统

90 MPa

增压系统

90 MPa

储氢系统

35 MPa

氢能汽车

氮气系统

图1 中国燃料电池汽车累计销量及增长率

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0

销量 /辆

增长率，

%

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024/06 2016

年份

639

1 911

3 438

7 352

6 175

8 938

18 096

12 305

20 740

199%

80% 80%

燃料电池汽车累计销量

燃料电池汽车增长率

19% 22% 38% 47%

加氢站作为氢能交通领域重要的基础供能设

施，近年来也在稳步发展，如图2所示[10]。据香橙

会统计数据，截至2024年6月，中国累计建成加氢

站426座，成为全球加氢站最多的国家。尽管加氢

站建设取得较大进展，但其长周期安全稳定运行却

面临诸多挑战，特别是因站内关键设备故障导致的

全站停运时有发生。

加氢站设备主要包括卸气柱、顺序控制盘、氢

气压缩机、储氢瓶组、加氢机、控制系统等，工艺

原理如图3所示[11]。其中氢气压缩机是加氢站的核

心设备，作用是将长管拖车提供的低压氢气增压至

目标压力（45.0 MPa甚至87.5 MPa），并储存在高

压储氢容器或直接进行加注，其安全稳定运行直接

影响加氢站的运营。

1 压缩机主要类型及对比分析

加氢站用压缩机主要分为隔膜式和液驱式两

大类，其他还有气驱式和离子液体式。气驱式压缩

图2 中国加氢站数量及增长率

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

数量 /个

增长率，

%

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024/06 2016

年份

10 19 36 51

118

218

324

407

426

90% 89%

42%

131%

85%

49%

26%

加氢站数量

加氢站增长率

- 16 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

图4 隔膜式氢气压缩机及三层膜片结构示意

三层膜片结构

油滤

注射油泵

排量可调

流量视镜

旁通阀

润滑油池

压缩机机身

液压油单向阀

压力开关

安全阀

放空阀

压缩端

压力表 排气阀 进气阀 油压安全阀

泄漏检测系统

油侧密封

油侧膜片

气侧膜片

气侧密封

带泄漏通道的中间膜片 定位销

泄漏检测密封

泄漏检测孔

机由于排量限制和技术迭代已逐步退出市场；离子

液体压缩机价格昂贵、专利技术信息封闭，使用案

例较少 [12]。隔膜式压缩机进入市场较早，因此国

内加氢站普遍采用隔膜式压缩机，市场占有率超过

60%。2018年液驱压缩机首次在加氢站领域使用，

经过近年发展市场份额正逐年递增。

隔膜式氢气压缩机的工作原理如图4所示。由

曲轴连杆的机械传动装置将电机提供的动力传导

至液压油，进而推动膜片往复运动实现氢气的压

缩[13-15]。其优势包括如下四点：一是通过一组薄膜

片将液压油系统与气体压缩系统物理隔绝，实现气

体完全不受污染，从而满足燃料电池汽车对高纯氢

气的质量要求；二是压缩比相对较大，可实现低压

进气高压出气，便于从长管拖车中卸出更多氢气，

提升整站经济性；三是密封性能好，适合压缩危险

性较高的气体；四是隔膜式压缩机采用电机直接驱

动，用电效率相对较高。然而，隔膜式氢气压缩机

结构复杂，也存在诸多问题。首先是采购成本较高，

核心部件、零件未能完全国产化，特别是作为核心

运动件的隔膜片价格较高，且属于易损件（质保寿

命4 000 h，实际运行时间通常更短），维护成本高；

其次，为尽可能降低高压氢气对隔膜片的氢脆作用，

需严格控制氢气压缩温度及氢气气源质量；最后，

隔膜压缩机稳定运行的前提是进、出气口条件相对

稳定，因此不适合频繁启停。

液驱式压缩机是通过液驱系统推动两端活塞

进行运动，使活塞与端盖之间封闭的氢气增压，其

工作原理如图5所示。与隔膜式压缩机相比，其优

势在于以下三点：一是允许压缩比在一定范围内变

化，使用工况更加灵活；二是系统结构相对简单，

维修的工作量、空间、费用要求均相对较低；三是

绝热条件下，排气温度较低，冷却氢气所需的冷量

相对较少[16-17]。其缺点在于以下三点：一是密封圈

材质要求较高，寿命较短，同时氢气与液压油之间

通过活塞环隔离，长期使用后活塞环难免磨损，微

量渗漏情况下油分子可能粘附在连杆上，通过连杆

传导至气体压缩间，短时间影响燃料电池性能，长

时间影响燃料电池寿命；二是电机不是直接驱动气

体，相对用电量稍大；三是液驱式压缩机为了确保

密封效果，对缸体、活塞的加工、装配工艺、精度

要求高，能耗提升空间不大。隔膜压缩机与液驱压

缩机的技术经济性对比如表1所示。

2 隔膜压缩机膜片破裂原因分析——以某加氢站

膜片破裂事故为例

2.1 事件简单回顾

某加氢站在日常运营中出现2号加氢枪流速过

慢情况。经现场排查，加氢枪过滤器有明显水珠，

2024 年.第 4 期 曹田田．加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因分析及发展建议 - 17 -

表 1 隔膜压缩机与液驱压缩机技术经济性对比

隔膜压缩机 液驱压缩机

理论排量（1）/Nm3 460～1 000 480～1 000

设备投资（2）/ 万元 进口：140～150

国产：100～110

进口：130～140

国产：100～110

年维护费用（3）/ 万元 7～8 4～5

电机功率 / kW 55～110 45～90

进气压力 / MPa 3～20 ≥2

工作噪音 / dB 67～70 70～75

带载水平 / 启停频率 不能带载启机；需设置循环系统，减少频繁启停 可带载启机、频繁启 / 停（适用于临时性充装）

泄露预警 采用密闭结构，可使用压力传感器实时检测及

自动化报警

微量泄露依靠人员定期检查，

泄露量大时能自动化报警

设备基础 需建造专用基础工程 基础工程只需满足强度

注：（1）12.5 MPa 进气压力；（2）按 500 kg/12 h 排量；（3）日加氢量 250 kg 以上，不含大修。

图5 某型号液驱式压缩机结构示意

活塞运行方向

油

缸

平衡通气管

液压油入口 液压油出口

隔离密封

隔离腔

气泄漏检测

油泄漏检测

气泄漏检测

二级排气

一级排气 二级进气 活塞杆气密封

一级进气

如图6（a）所示。排除过滤器水汽堵塞的原因后，

故障仍未解除。通过查看压缩机状况发现，曲轴箱

内油液处于视窗以下位置，且2级机头油气泄漏探

测系统（LDS）膜片泄漏数值偏高，如图6（b）所

示。随后发现压缩机出口管路内存在油渍，最终排

查出故障来源于压缩机隔膜片。拆除膜头后确认该

加氢站1号45 MPa隔膜压缩机2级膜头的三层膜片

发生破裂，液压油进入整个管路系统。经现场管路

清洗、膜片更换、检验测试等抢修后，该45 MPa隔

膜压缩机于6日后实现正式运转，10日后全站恢复

正常运行。

2.2 事件原因深层次分析

隔膜压缩机膜片破裂的原因有很多，与膜片 图6 现场故障排查

（a）过滤器水珠现象 （b）LDS 膜片泄漏数值偏高

- 18 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

析过程如下。

2.2.1 排除材料不合格原因

委托第三方检测机构对膜片化学元素、金相

和机械性能等进行分析，结果如表2、表3、表4所

示。分析表明膜片主要由镍、铁、铬、钼等元素组

成，显微组织为奥氏体加碳化物，气侧和油侧膜片

均采用INCONEL 718材质，排除了压缩机膜片材料

表 2 化学分析结果 %（w）

元素 C Si Mn P S Cr Ni Al Mo Co Ti Cu B Fe

含量 0.056 0.067 0.25 0.008 3 ＜ 0.003 0 18.03 52.16 0.54 3.04 0.35 1.06 0.056 ＜ 0.005 余量

表 3 室温拉伸试验结果

项目 试验温度 /℃ 抗拉强度 Rm/MPa 规定塑性延伸强度 Rp0.2/MPa 断后伸长率 A，% 断面收缩率 Z，%

数值 23 1 430 1 263 32.0 –

表 4 维氏硬度检验结果

检测次数 1 2 3 平均值

结果 464 HV0.5/46.5HRC 472 HV0.5/47.1HRC 469 HV0.5/46.8HRC 468 HV0.5/46.8HRC

材料、膜腔结构、液压油流道、气路流道、加工工

艺、启停控制、油气压力伴随关系控制、工作腔温

度控制等都有关系[18-19]。另外对压缩机膜片等核心

部件工作状态的监测水平以及联锁措施会直接影响

事件等级。根据事件发生的相关记录数据、膜片材

料化学元素和膜片性能分析、设备厂商原因分析、

集成商原因分析、专家意见，并经过技术论证，分

图7 膜片破裂示意

（a）油测膜片 （b）中间侧膜片 （c）气测膜片

存在批次差异、膜片材质不合格的原因。

2.2.2 颗粒物直接导致膜片破裂

通过对三层膜片的破裂位置及破裂程度分析，

如图7所示，膜片的破裂泄漏主要有两道泄漏通道。

压缩机自动补油系统液压油中的颗粒物（可能来源

于膜片运行过程与配油盘碰撞疲劳产生的细小颗粒

物或曲轴箱运行产生的机械碎屑等）造成油侧膜片

边缘位置出现微孔破裂，产生第一泄漏通道，表现

特征为孔径小，泄漏量小；少量介质进入到三层膜

片中间间隙内，造成三层膜片运行时不能紧密贴

合，油侧膜片加剧撞击配油盘，进而加剧膜片疲劳

程度，导致三层膜片中间位置出现长缝破裂，产生

第二泄漏通道，表现特征为裂纹大，泄漏量大，破

裂程度由油侧向气侧逐渐严重，并有明显的油侧向

气侧凹陷痕迹。

2.2.3 氢气泄漏报警连锁响应不及时

压缩机膜片破裂、液压油进入氢气管路系统

时，压缩机泄漏检测系统未及时报警连锁停机，主

要是三层膜片相对贴合运行，破裂时高压液压油直

接进入气侧膜腔，收集槽中泄露的介质压力未达到

报警条件（15 PSI）。随着液压油减少、压力降低，

氢气通过气侧膜片裂缝进入中间膜片的收集槽，才

最终引起泄漏报警，此过程需要一段时间。

2.2.4 液压油窜入工艺设备及管道

工艺系统中未安装过滤阻断保护装置压缩机液

压油进入氢气管道中后，随高压气流进入压缩机后

端的相关输氢管道及低压储氢容器。

2.2.5 报警信息处置不当

应急处置不及时，压缩机报警信息仅为“1#

压

缩机故障”，报警信息描述不明确，无法判断故障

原因；报警信息等级为“提示”，分级不合理，降

低了联锁控制等级；此外站控系统日常报警信息非

常多，未引起相关人员的重视和及时合理处置，仅

按提示报警类处置规程做了简单复位操作。

3 加氢站升级措施

针对该事件，结合后续的故障排查、测试分析

2024 年.第 4 期 曹田田．加氢站隔膜式氢气压缩机膜片破裂原因分析及发展建议 - 19 -

以及另一起膜片破裂事件，从隔膜压缩机运行工艺

出发，提出加氢站安全管理措施。

3.1 降低膜片故障率、提高膜片使用寿命

一是优化加氢工艺，降低二级膜头油侧压力，

并尽可能提高液压油与膜片的瞬时接触面积，调整

储氢瓶组充气逻辑，验证增设背压阀、随动阀可能

性，减少气侧压力骤变幅度和次数；二是加强对氢

气和液压油的检测分析，委托专业的第三方定期检

测氢气、液压油颗粒物，升级过滤装置（建议选用

玻璃纤维过滤器），严格按照操作规范定期更换液

压油，防止颗粒物进入压缩机缸体。

3.2 强化氢气泄漏连锁报警功能

联合相关设计单位和压缩机厂家，更改LDS系

统设置，增设压力变送器，实时检测压力值；同时

提升监测灵敏度（泄漏值达到 7.5 PSI 时即预警），

确保在泄漏的第一时间做出响应，落实“不泄漏、

早发现、防积聚”的处置原则。

3.3 防止液压油窜入管路系统

在压缩机出口处增设阻油装置和压差感应预警

装置，阻油装置后端的压力与压缩机橇排气的压力

差达到1.5 MPa并持续5 s后联锁压缩机停机。膜片

出现三层击穿现象时，若LDS泄漏监测无法第一时

间做出响应，系统应具备本质安全防护措施，防止

油腔内的液压油经膜片破裂位置泄漏至气腔，进而

进入管路系统，造成大面积污染。

3.4 落实并强化安全管理制度

加强对施工方、设备集成商的管理。施工方要

严格按照设备厂商要求安装压缩机；设备集成商要

进一步优化站控系统，务必报警突出、分级明确、

权限优化，满足安全管理要求。加强对加氢站一线

操作人员的培训。请经验丰富的加氢站长授课和现

场指导，并将加氢站压缩机故障案例和处置方法制

作成册，建立《作业指导书》、危害识别卡、HSE

观察卡的“一书两卡”制度。

4 加氢站高质量发展的相关建议

通过该事件，发现当前加氢站的建设和运营面

临共性问题亟待解决。

4.1 加快关键设备及部件的国产化开发以及工艺流

程的优化

目前隔膜压缩机的关键部件仍需进口，安全

稳定运行时间、设备经济性等无法完全满足加氢站

要求；且优质集成商数量偏少，大多由设备复杂程

度较低的加氢机厂家向上集成设备复杂度较高的压

缩机厂家，专业技术水平有限。建议加速国产化开

发45 MPa甚至90 MPa高压力等级隔膜压缩机，在

此基础上重点关注膜片（膜片实际使用寿命应增至

4 000 h以上）等关键部件性能；同时集成商应提升

集成水平，研究各装备运行工艺，提高加氢站整站

工艺水平。

图8 加氢站站控系统标准化内容

系统维护流程

系统管理标准

系统架构标准化

通讯协议标准化

数据接口标准化

控制逻辑模块化

安全标准规定

工艺流程安全规定

系统操作安全规定

应急处理标准化

防爆处理标准化

系统性能与指标标准化

流程控制模块

供配电模块

设备监控

数据采集模块

系统验收

维护与升级标准化

加氢站站控系统标准化

- 20 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

4.2 培养加氢站专业化人才及队伍

目前加氢站设备维保主要依赖集成商的维保团

队，部分团队缺乏设备制造厂家的专业指导，很多

加氢站已成为集成商培训维修人员的试验场，维保

缺乏系统性、规范性、标准性。建议加大对专业人

才的培养力度，务必使加氢站工作人员熟悉掌握理

论知识及相关技能。

4.3 建立标准化站控系统和统一风险监控平台

目前加氢站站控系统差异较大，PLC各控制程

序兼容性差，通讯方式多样；同时安全联锁控制策

略也不同，运营风险加大。建议加氢站运营商建立

标准化的站控系统，规范行业乱象，同时加快部署

集中监控的风险平台，提升加氢站运营安全性。

5 结语

加氢站作为交通运输领域氢能产业的关键基础

设施正迎来发展机遇期。目前加氢站用隔膜式氢气

压缩机存在一定的稳定安全运行风险。通过分析某

加氢站膜片破裂事件，发现加氢站普遍存在膜片在

高压氢环境下服役寿命较低、LDS监测系统响应速

度慢、油/氢管路反窜及报警信息分级不明等问题。

针对上述问题，该文提出了安全建议及预防措施，

同时根据当前加氢站的建设和运营面临的共性问题

提出相关建议，以期促进加氢站整个行业的高质量

发展。

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摘  要：近年来，随着实现碳中和政策的持续推进，清洁供暖趋势日益明显。该文分析了河南浅层地热能

资源分布情况。整体来看，省内可利用的浅层地热能储量为3.2×1015 kJ/a，具有良好的开发利用条

件；中深层地热能主要以砂岩热储和岩溶型热储为主，按照4 000 m以浅计算，中深层地热资源可

采资源量110.8×108

GJ。目前河南浅层地热能开发方式以商业、公共建筑为主，中深层地热能利用

方式由早期的温泉开发转变为地热供暖。但由于地热勘察资料的综合利用及管理机制不明，制约了

河南地热能高质量发展。建议开发利用过程中，在行政管理流程、运营监管政策方面做好优化，加

快地热能开发，对改善大气环境、促进能源生产和革命具有重要意义。

关键词：碳中和 河南 地热能 中深层 发展前景

“双碳”背景下河南省地热开发现状和

发展趋势研究

王茜

（中石化新星（北京）新能源研究院有限公司，北京 100080）

收稿日期：2024-02-18

作者简介：王茜，硕士研究生，工程师。2016 年毕业于俄罗斯国立石油天然气大学石油与天然气专业。目前从事地热资源

评价工作。

通讯联系人：王茜，672669639@qq.com。

Research on the Current Situation and Development Trends of Geothermal in

Henan Province under the Background of \"Carbon Peaking and Carbon Neutrality\"

Wang Xi

（SINOPEC Star (Beijing)New Energy Research Institute Co., Ltd.，Beijing 100080，China）

Abstract: In recent years, the trend of clean heating has become more and more obvious with the continuous promotion

of policies to achieve carbon neutrality. This paper analyzes the distribution of shallow geothermal energy resources

in various cities in Henan Province. Overall, the entire region of Henan Province can be utilized shallow geothermal

energy reserves of 3.2×1015 kJ/a, with good conditions for development and utilization; middle and deep geothermal

energy is mainly sandstone thermal storage and karst-type thermal storage is dominated by the calculation of the

shallow 4,000m, the middle and deep geothermal resources can be extracted resources 110.8× 108 GJ. At present,

the development of shallow geothermal energy in Henan Province is mainly for commercial and public buildings,

and the utilization of middle and deep geothermal energy has been changed from early hot spring development

to geothermal heating. However, due to the current comprehensive utilization of geothermal exploration data and

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 热点剖析 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：王茜 .“双碳”背景下河南省地热开发现状和发展趋势研究 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：21-26+72.

- 22 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

目前，国内外自然环境恶化加剧，极端天气频

发，2020年，中国在联合国大会上提出二氧化碳排

放量力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年

前实现碳中和目标。

地热能作为清洁能源，其勘探开发及利用对于

国家能源安全、能源结构优化调整、节能减排、环

境保护等方面具有重要意义 [1-2]。在双碳背景下，

河南通过选择地热资源较为丰富的地区，对以往

集中供热覆盖不到的城乡接合部、重点城镇和新

型农村社区等区域，大力推动地热供暖项目建设。

2021年，与中国石化签订战略合作协议；2022年4

月，明确建设郑州、开封等地在内的4个千万平方

米中深层地热能供暖规模化利用示范区，同年8月

发布《“十四五”节能减排综合工作方案》，要求因

地制宜推动清洁供暖，加快可再生能源在城镇供热

的规模化应用；2023年4月，发布《新能源和可再

生能源发展“十四五”规划》，推动地热能集中供

暖纳入城镇供热管网规划 [3-6]。该文通过对河南地

热能开发和利用现状的分析研究，提出远期地热

工作的规划建议。

1 河南地热能潜力及利用现状

1.1 浅层地热能资源评价

河南浅层地热资源在全省内均有分布。根据

城市所处地貌不同，可划分为冲积平原型、内陆

河谷盆地型和山前冲洪积倾斜平原型三种 [7]。冲

积平原型城市的地下水最为丰富，包括郑州、开

封、新乡、濮阳、许昌、漯河、商丘、周口、驻马

店；内陆河谷盆地型城市的地下富水性次之，包括

洛阳、三门峡、南阳、信阳、济源；平顶山、焦

作、鹤壁、安阳为山前冲洪积倾斜平原型城市。各

城市浅层地热井单井出水量大小不等，分布范围为

1 000～3 000 m3

/d，其中黄河冲积平原区富水性

最高。各地市恒温层深度 20～27 m，温度 15.5～

17 ℃；可开发利用的浅层（＜200 m）地温场温度

分布区间为15.9～19.33 ℃。

其中适合地下水源热泵开发的地热资源热储

层的计算边界为浅层含水层底界。采用热储法计算

其资源量[8]，结果表明其热储层资源量与含水层厚

度、储层岩石颗粒粒径大小等参数相关。含水层厚

度大的郑州、洛阳、南阳等地区可利用资源相对

丰富；含水层厚度小、压实作用较好的周口、信

阳、商丘等地区可利用资源量较小。据统计，地下

水源热泵浅层地热能利用的适宜和较适宜区总面积

4 616 km2

，可动用浅层地热能储量2.8×1015 kJ/a，

折合标煤9.7×107

t/a，实际利用后可减排二氧化碳

22.9×107

t/a。

适用于地埋管开发热储层计算的边界条件为

200 m以浅的第四系与新近系中的蓬松地层底界。利

用单孔换热效率计算其资源量，与换热孔周围地层

的热导率、土壤厚度相关。据统计，地埋管浅层地

热能利用的适宜和较适宜区总面积为5 266 km2

，可

动用的浅层地热能储量为3.2×1015 kJ/a，折合标煤

1.1×108

t/a，实际利用后可减排二氧化碳2.7×108

t/a。

总体而言，河南具有较丰富的浅层地热资源和

优越的开发利用条件。

1.2 中深层地热能资源分布

河南在地质构造位置上囊括了华北地台、秦

岭褶皱带两个性质不同的大地构造单元，北部位于

渤海湾盆地南部，西南部处于南华北盆地。河南主

要发育两大热储类型—砂岩孔隙型和岩溶型[9]，凸

起区以寒武—奥陶系岩溶热储开发最为有利，凹陷

区以新近系和古近系砂岩热储最有利于开发。其中

豫东北的内黄隆起、豫中的太康隆起、豫南的长山

隆起、三门峡盆地高部位等地热带岩溶热储开发有

利；豫东北的东濮坳陷、豫中的开封坳陷、周口坳

陷、豫南的南襄盆地等地热带砂岩热储十分发育，

河南省地质构造如图1所示。

management mechanism is unknown, restricting the high quality development of geothermal energy in Henan Province.

It is recommended to optimize the administrative management process and operation regulatory policies during the

development and utilization process. Clean heating is a people's livelihood project, a project of the people's heart, and is

of great significance to improve the atmospheric environment and promote energy production and revolution.

Keywords: carbon neutrality；Henan Province；geothermal energy；medium and deep geothermal energy；

development prospect

2024 年.第 4 期 王茜．“双碳”背景下河南省地热开发现状和发展趋势研究 - 23 -

图1 河南地质构造

全省大地热流均值53.97 MW/m2

，主要分布如

图2所示。主要特点为沉积盆地内热流值相对较高，

为60～70 MW/m2

；隆起区和山前地带除局部地段

外，低热流值相对较低，为40～50 MW/m2 [10]。

溶热储有利区热储顶面埋深500～2 500 m，地热水

水温30～75 ℃。以温度大于50 ℃为有利区域，优

选豫东北开封、新乡、濮阳、周口等多个城市地热

开发。运用热储法初步估算河南4 000 m以浅，中

深层地热资源可采资源量110.8×108

GJ，折合标煤

37 891×104

t。

构造解释、大地热流值分布规律和已有地热井

温度特征等资料证实，河南地热资源主要分布在深

大断裂和构造发育区域。河南中深层地热能热储特

征如表1所示。

表 1 河南中深层地热能热储特征

地区 热储类型 热储顶面埋深 /m 水温 /℃

郑州 新近系砂岩 800 40～50

开封

新近系砂岩 1 500 70～85

奥陶系 2 000 65～75

濮阳

新近系砂岩 1 400 45～52

奥陶系 1 600 52～60

许昌 奥陶系 500 30～35

洛阳 古近系砂岩 1 000 45～50

焦作 新近系 – 古近系砂岩 1 000 45～50

漯河 新近系砂岩 1 000 50

三门峡

新近系 – 古近系砂岩 1 000 45～55

奥陶系 1 200 45～50

商丘 新近系砂岩 1 000 30～40

新乡 新近系 – 古近系砂岩 800～1 500 40～70

周口 新近系砂岩 1 000 45～55

南阳

新近系 – 古近系砂岩 800～1 200 45～55

元古界岩溶热储 600 35～40

总体来看，全省沉积盆地沉积厚度深、分布

广，蕴藏着丰富的地热水资源。中深层热储埋深一

般在1 000～4 000 m。其中新近系砂岩孔隙型热储

顶面埋深800～2 000 m，地热水水温40～90 ℃；岩

1.3 地热能利用形式及现状

1.3.1 浅层地热能利用现状

河南内浅层地热能开发利用采用较多的方法是

地下水源热泵，部分为地埋管利用；整体以商业、

公共建筑为主；以分散、多配套生活热水供应为特

征。据统计河南浅层地热能供暖面积约3 550万平

方米[7]。但目前河南浅层地热能的勘查和开发利用

还多局限于城市，大多数县城和广大农村还是空

白，尤其是平原区城镇及农村缺乏能源资源；多数

图2 河南省大地热流分布

数据来源：河南省地热、矿泉水资源调查评价报告

- 24 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

地区经济还相对落后，近年来煤、电、气等能源价

格的上涨，对农村人民群众的生活影响会更大。

水源热泵浅层地热能利用，如荥阳鑫苑小区浅

层地热能供暖制冷项目，采用“同井抽回两用”系

统，解决回灌困难和占地问题，单井可供1.6万平方

米，全年运营费用47.5万元。相对于“天然气/电供

热＋空调制冷”模式，运行费用降低30万元以上。

地埋管浅层地热能利用，如郑州黄河迎宾馆地

埋管地热能利用项目，供暖/制冷面积约7×104

m2

。

2013 年一期、2021 年二期共钻凿 750 孔，孔深为

150 m、直径180 mm，与原空气源热泵相比年节约

电费80万元；成为全国领先的示范工程。

1.3.2 中深层地热能利用现状

在河南中深层地热开发利用场景中，20世纪70

年代前集中于温泉开发，如汝州温泉、鲁山温泉、

商城汤泉、陕县温塘等。由于地下水含有丰富矿物

质，在医疗、养生等方面良益颇多。近年来，在国

家高度重视北方清洁取暖的背景下，中深层地热能

开发利用因其清洁性、经济性和灵活性，受到越来

越多重视，主要用于县区地热供暖，少部分高温异

常区域用于温泉洗浴[11-12]。

中深层地热供暖与近年来国家推行的其他清

洁能源供暖方式相比，虽一次性投资高，但运行成

本在清洁能源供暖中最低，居民长期稳定取暖更有

保障，有利于项目长期可持续性经营；与燃气供暖

相比，地热能供暖无需在天然气持续高位的阶段

进口、储存、调峰，有利于稳定供热及保障能源安

全，优势明显。不同供暖方式供暖成本分析见表2。

表 2 不同供暖方式供暖成本分析

取暖方式 优点 缺点 单位面积投资 /

（元 /m2

）

运行成本 /

（元 /m2

）

煤改电 适用范围广；

根据原料不同，部分可再生

电网改造投入大；

使用成本高 70 45

煤改气 应用范围广，适用性强 使用成本高季节性波动明显；

天然气互联互通及储气库建设投资大 34 40

煤改地热

就地取材、安全环保；

分布式供热配置灵活；

经济可持续

无稳定的补贴政策；

管理不规范，流程不畅 120～150 10～15

由于地热行业属于重资产，前期投入大，仅网

侧投资高达120～150元/m2

，投资门槛较高。但在

双碳背景下，河南政府敏锐意识到中深层地热发展

的必要性，各地市积极出台补贴政策。濮阳借助纳

入第二批中央财政支持的北方地区冬季清洁供暖试

点城市的契机，制定了《濮阳市冬季清洁取暖实施

方案（2018—2020年）》，对中深层地热供暖项目给

予40元/m2

的补贴政策，这也是国内第一个将清洁

供暖补贴用于地热供暖的案例。开封则按照“煤改

电、煤改气”同等补贴政策支持地热供暖，在《关

于印发开封市2018年电供暖、气供暖实施方案的通

知》中，明确给予水源热泵地热供暖35元/m2

的清

洁能源补贴支持。郑州于2023年发布《关于可再生

能源供热建设项目享受城市基础设施配套费资金支

持的意见》，为地热项目提供55元/m2

的配套费。上

述政策的出台促使河南中深层地热能供暖的迅速发

展，同时供暖企业利用“取热不取水”、“同层回灌”

技术先后在濮阳、开封、郑州、周口等多个地区推

进地热供暖项目，实现濮阳地区、周口地区、开封

地区等集中连片式的地热开发，有效助力了地区的

节能减排。目前河南地热企业主要存在于豫东北地

区，分为央企独资开发、央企与地方投资平台合资

合作、地热企业独资开发几种类型。

濮阳地热供暖开发起步较早，利用地震+非震+

钻井资料，完成区域地热资源精细评价。清丰县全

县、范县东部整体采用地热供暖，以奥陶系岩溶热储

为主，水温50～58 ℃，水量大于100 m3

/h；南乐县地

热与生物质发电供暖互相补充，以奥陶系岩溶热储

为主，水温50～55 ℃，水量约80 m3

/h。目前濮阳区

域共建成地热供暖约400万平方米，不仅为人民群众

谋福利，也获得了河南主要政府部门的高度肯定。

开封市中深层地热集中在开封市区及兰考县，

特别是兰考县借助农村能源革命试点契机，大力发

展地热供暖。该地区热储层以新近系砂岩为主，水

温70～80 ℃，水量120 m3

/h。全县实现地热供暖面

积400万平方米以上，成为砂岩热储回灌可持续开

2024 年.第 4 期 王茜．“双碳”背景下河南省地热开发现状和发展趋势研究 - 25 -

程中部门矛盾不断。业界曾一度呼吁将水热资源开发

利用审批权力交由自然资源部门管理，水资源管理

部门配合。但根据2021年国务院颁布的《地下水管

理条例》，地热依然倾向于水行政和矿产管理部门

齐抓共管，且更加强调水行政管理部门的作用。

2.3 资源税的实施严重影响企业运行效益

河南人大于2020年颁布关于资源税[14]的相关

规定，确定地热水实施从量计征原则。对于采灌平

衡型，按原矿 1 元 /m3

的税率征收；消耗型，按原

矿12元/m3

的税率征收。该资源税对不同开发方式

的地热水影响较大。以中深层地热供暖为例，水温

50～80 ℃，水量60～120 m3

/h，常规井深2 000 m，

供暖费按照19元/m2

，配套费按照40元/m2

，一采

一回两口地热井，小区供暖面积10万平方米，地热

水资源税的收取使得运营成本增加1.5～3.5元/m2

供

暖季不等。详见图5。

发示范区，如图4所示。

图5 水资源税在不同条件下增加的

单位供暖面积运营成本

120 110 100 90 80 70 60

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

运营成本增量 /（元 /m2

）

水量 /（m3

/h）

50 ℃ 60 ℃

70 ℃ 80 ℃

2.4 地热开发回灌认证与回灌监测体系未建立

在一些早期地热能开发较发达的区域如天津、

陕西等，因缺乏科学高效回灌方案，地下水水位已

有明显的下降趋势。在当前双碳目标下，即使政府

和各企业均对回灌工作重视程度有所提高，但对于

孔渗条件较差的砂岩热储，回灌压力高，回灌难度

大；往往需要加压回灌，增加运行成本，部分企业

为了节省成本，存在地热水外排的隐患[15]。

3 河南地热能开发建议

河南的资源环境、政策环境都对地热能的发展

相当友好，使之取得了一定的成果，其前景仍有较

图4 兰考县供暖区域示意

郑州中深层地热主要作为热电联产供暖的热源

补充。郑州作为省会城市，地热供暖发展相对起步

晚，但发展速度快。目前地热供暖项目主要分布于

经开区、白沙—绿博，惠济区等区域，实现地热供

暖面积近460万平方米。

2 河南地热能发展的制约因素

2.1 资源认识程度不够

据河南省地质局资料，截止至2023年12月，地

勘事业单位已完成的地热地质工作程度基本以调查、

普查为主，但是由于单位性质，资料共享难度较大。

除此之外，目前地热企业勘查成本全部由企业

承担，严重影响企业效益，导致一些中小企业放弃资

源勘查，造成了河南整体中深层地热勘查程度较低。

2.2 利用主管部门不明确

中深层地热开发的特点是水热一体，同时供暖

行业亦是民生工程，这种特殊的热供应形式决定了

地热行业必须接受省、市、县的自然资源、水利、

规划、能源、环保、住建等多部门的交叉管理导致

管理分工不明、衔接断层和低效率[13]。

长期以来，地热资源由于不同部门对水资源和

地热矿产管理的政策要求存在分歧，在矿业权审批过

- 26 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

业确实存在地热水不回灌的情况。应尽快建立河南

地热能检测中心，由能源主管部门直接监管，要求

所有地热开发井，包括生产井和回灌井都需安装带

有数据远传功能的流量计，打造地热能利用检测系

统，确保地热能科学利用。

4 结语

河南大部分地区属于强制供暖区，地热供暖

在一定程度上解决了目前供暖季空气污染问题。该

文通过对河南浅层和中深层地热能的分布情况和开

发现状进行研究，找出制约河南目前地热开发中出

现的问题，针对河南在地热能利用领域提出开发建

议，提高地热能利用率，保障地热田能够科学的持

续利用，确保河南在双碳目标下实现地热产业高质

量发展。

参考文献

[1] 李娜，杨景胜，陈嘉茹．“双碳”背景下能源行业的

机遇和挑战[J]．中国国土资源经济，2021，34（12）：

63-69．

[2] 史帅航，过瑞，陈迪，等．双碳目标下地热资源开发

利用的创新思路探析[J]．化工矿产地质，2022（002）：

044.

[3] 李文，孔祥军，袁利娟，等．中国地热资源概况及开

发利用建议[J]．中国矿业，2020，29（S1）：22-26．

[4] 陈墨香，汪集旸．中国地热研究的回顾和展望[J]．地

球物理学报，1994，（S1）：320-338．

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状与问题研究[J]．探矿工程（岩土钻掘工程)，2010，

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[7] 赵云章．河南省城市浅层地热能 [M]．地质出版社，

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[8] GB/T 11615-2010《地热资源地质勘查规范》[S]．

[9] 黄光寿，郭丽丽，黄凯．河南省地热资源综合评价[J].

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[10] 王继华．河南省地热、矿泉水资源调查评价报告．河

南省，河南省地质环境监测院，2008-10-21．

[11] 倪昆，卢磊．河南省地热资源概况及开发利用区划探

大潜力。但地热能作为新能源具有特殊性，相比绿

电等新能源，地热能在行政管理流程、运营监管政

策上仍有较大提升空间。针对下步开发利用，提出

如下建议。

3.1 明确河南地热能资源发展布局

当前河南地热资源普查已基本完成，但根据地

质构造、大地热流等相关资料，地热资源优势区域

的资源详查工作尚未开展。政府地勘部门应通过自

然资源、能源部门设立勘察基金，企业与地质事业

单位同样可承担财政勘察项目，激励企业开发地热

能；鼓励有勘查投入的企业，具有地热能的优先开

发权；建立地热能成果共享机制，政府、事业单位

和重点企业畅通地质资料沟通，尽快完成资源优势

区域的详查工作，夯实地热发展根基，尤其是加大

高温地热资源和干热岩的勘查力度，以资源为基础

探索地热发电，引领行业发展。

3.2 多样化河南地热利用开发方式

当前河南已实现濮阳、开封等豫东北区域的

地热规模化开发，可依托现有的开发基础及最新的

开发技术，实现能源转型。如在南北交界处推广浅

层地热能利用，充分发挥地下蓄能作用，实现建筑

冬天供热、夏天制冷，有效缓解用电高峰的用能压

力；形成“地热＋”、燃气、电能的综合利用新模

式，逐步探索地热能工业化利用；开展高端花卉种

植、水产养殖等项目，助力农村经济快速发展。

3.3 健全全省地热能行业标准

当前全国地热勘探开发标准已成体系，但河

南仍是空白地带，省内企业准入缺乏统一的门槛设

定，能力和实力参差不齐。建议依托地热国家标委

会，不断完善技术标准化管理，加速推进形成完整

的地热开发利用企业标准，提高企业门槛，保障科

学开发资源，保证民生供暖平稳运行。

3.4 制定差异化地热税收政策

目前各地地热能管理条例存在较大差异[16]。由

于中深层地热能供暖方式为“取热不取水”，地下

水在开发利用过程中并无消耗。建议对于完全回灌

的地热供暖项目免除水资源税；对于地热种植、养

殖项目地热水直接利用量的考虑进行适当征税；对

于温泉旅游类地热水执行现有税收标准。

3.5 建立全省地热水利用监管体系

当前由于地热水回灌监管环节的缺失，部分企 （下转第 72 页）

摘  要：党的二十大报告提出要进一步完善能耗调控机制，并逐步过渡到碳排放总量和强度双控制度。全面

实行碳排放双控制度，将对数据分析工作提出更为严苛的要求。为确保这一转变的顺利实施，政府

和企业均需加强相应基础能力建设。某石化公司研发的石化行业碳效管理指标体系，可为引导石化

企业深入贯彻碳排放双控理念提供参考借鉴，具有重要探索意义。

关键词：碳效 碳排放双控 能耗双控 碳标签 行业标准

夯实碳排放双控管理基础，

探索石化产品碳效分级标准

张远，1

，王胜春 1

，杨菲 2

（1. 中国石化集团经济技术研究院有限公司，中国石化咨询有限责任公司，北京 100029；

2. 中国海油集团能源经济研究院，北京 100013）

收稿日期：2024-04-03

作者简介：张远，硕士研究生，经济师。2018 年毕业于北京大学经济学专业。长期从事资本金融、证券投资和产融协同等方

面研究工作。

通讯联系人：张远，zhangy2.edri@sinopec.com。

基金项目：2023 年中国石化科技部课题（项目编号：156161365483771**42）

Consolidate the Management Foundation of Carbon Emissions Dual Control,

and Explore the Classification Standard of Carbon Efficiency for Petrochemical Products

Zhang Yuan1

，Wang Shengchun1

，Yang Fei2

（1. SINOPEC Economics & Development Research Institute Company Limited，

China Petrochemical Consulting Company Limited，Beijing 100029，China；

2. CNOOC Energy Economics Institute，Beijing 100013，China）

Abstract: The report of the 20th National Congress of the Communist Party of China pointed out that the mechanism

for regulating total energy consumption and intensity should be further improved, and a dual control system for

carbon emissions and intensity should be gradually transitioned. Given that the current dual control mechanism

for energy consumption has failed to effectively distinguish between different types of energy usage in the process

of limiting fossil energy consumption, it has had a constraining effect on the development of renewable energy.

Therefore, achieving a gradual shift from dual control of energy consumption to dual control of carbon emissions

is more in line with the actual needs of current social development. The comprehensive implementation of the

dual control system for carbon emissions will put forward more stringent requirements for data analysis work. To

ensure the smooth implementation of this transformation, both the government and enterprises need to strengthen

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 碳市场与碳管理 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张远，王胜春，杨菲 . 夯实碳排放双控管理基础，探索石化产品碳效分级标准 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：27-31+51.

- 28 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

1 由能耗双控转向碳排放双控的必然性

1.1 能耗双控的历史背景

1980 年，我国发布《关于逐步建立综合能耗

考核制度的通知》，自此能耗考核制度得以确立。

“十四五”时期，我国进一步将能耗管理方式从单

一的强度控制提升为强度与总量的双重控制。经逐

步演进与完善，已形成一套相对稳定且成熟的体

系，可基于各地区和行业所处发展阶段，设定能源

消费总量和强度控制指标[1]。

1.2 我国石油化工产业能耗现状

当前，我国炼油工业呈现出综合化、大型化、

规模化和集群化发展态势；但与欧美先进水平相

比，我国炼油企业能耗水平仍偏高。统计表明，发

达国家炼油先进综合能耗约为53 kgoe/t，而我国炼

油综合能耗平均水平在70～80 kgoe/t，石油化工行

业节能降耗水平仍有提升空间[2]。

1.3 能耗双控的管理局限性

能耗双控作为一种能源管理策略，虽在控制

能源消耗方面发挥积极作用，但也存在一些不足之

处。其中尤为突出的问题是能耗总量控制的范畴过

于宽泛——不仅涵盖传统化石能源消费，还囊括核

能以及可再生能源等非化石能源。如图1所示，这

种宽泛的总量管控模式在一定程度上对可再生能源

的开发利用构成限制，进而对可再生能源资源丰富

地区的经济发展造成明显制约。因此，有必要重新

corresponding basic capacity building. In this regard, the carbon efficiency management indicator system developed

by Sinopec EDRI provides important reference and exploration for guiding petrochemical enterprises to deeply

implement the dual control management concept of carbon emissions, and has significant practical importance.

Keywords: carbon efficiency；dual control of carbon emissions；dual control of energy consumption；carbon

label；industry standards

审视并优化以往的能耗总量与强度控制策略，以促

进可再生能源合理利用和地区可持续发展。

1.4 碳排放双控理念的提出

2021 年 12 月召开的中央经济工作会议重点聚

焦碳达峰碳中和目标实现，并创新性地提出“新增

可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”。

2023年7月中央全面深化改革委员会第二次会议审

议并通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控

的意见》，明确逐步转向碳排放总量和强度双控制

度的战略方向，这标志着我国在能源管理和环境保

护领域迈出坚实一步。

1.5 转型的必要性

从上述政策导向看，碳排放双控制度与现有

能耗双控制度既有显著区别，又有内在联系。碳排

放总量控制即对特定时间段（通常为一年）某区域

内产生的碳排放总量进行限制，确保不超限；碳排

放强度控制原则是通过设定一定时间段内经济增长

与碳排放比率的上限，推动经济增长与碳排放量脱

钩。由此可见，碳排放双控不仅关注化石能源消费

控制，还鼓励可再生能源发展，并为地方政府推动

绿色发展提供更大空间。通过碳排放双控，可以在

保障能源安全的同时，引导产业结构优化升级，促

进绿色转型和清洁能源利用，从而实现经济高质量

发展。因此，从能耗双控向碳排放双控的转变，必

将有助于推动我国实现碳达峰、碳中和目标，是促

进经济可持续发展的内在要求和必然趋势[3]。

2 能耗双控和碳排放双控两种制度仍将长期并存

从能耗双控向碳排放双控的转变，是从一维转

向多维、从单项控制转向系统控制的漫长过程。从

国家发展战略角度，需考虑如何压减化石能源消费

总量，如何快速发展风、光、生物质等清洁能源，

如何提高能效，以及如何增加碳汇碳吸收等，涉及

多方面的产业革命和技术升级。因此，能耗双控转

图1 典型的能耗双控管理体系 向碳排放双控是一次挑战极大的系统性变革，必须

预算体系

报送体系

政策体系

数据分析

能耗双控管理

预警体系

评价体系 信用管理

指标交易

2024 年.第 4 期 张远，等．夯实碳排放双控管理基础， 探索石化产品碳效分级标准 - 29 -

“先立后破”，全面通盘考虑。

从技术角度看，温室气体排放源广泛、测算口

径不一，包括但不限于化石能源燃烧产生的二氧化

碳，工业反应过程（如水泥石灰化学分解）释放的

二氧化碳，农林业生产活动（如水稻种植和牛羊养

殖）释放的甲烷，化肥使用中产生的氧化亚氮，制

冷剂逸散产生的氟碳化合物，以及森林砍伐引起的

碳汇逆转等等 [4]。相较于能耗数据获得的便捷性，

温室气体排放的在线监测系统无论技术、成本还是

覆盖范围都难以作为统计主要手段，仍需通过核算

进行碳排放统计，相关数据的完整性、精确性和时

效性距实现碳排放双控的理念要求仍有较大差距，

需要各行业科技专家通过长时间努力，才能建立起

较为完善的全口径碳排放双控数据基础。

因此，从能耗双控转向碳排放双控将是一个缓

慢过渡的过程，不可能一蹴而就。分析认为，未来

较长时期（5～10年）内，能耗双控和碳排放双控

两种制度仍将保持并存状态。

3 碳排放双控面临的主要难点

碳排放双控在执行中最大的难点，是如何全

面、准确、便捷、及时地获取碳排放数据。根据国

际惯例，MRV（Monitoring，Reporting，Verification）

是碳市场监管的核心要求，也是碳排放双控数据管

理的核心准则。“十三五”时期，我国各级部门碳

排放强度的考核主要采用统计部门提供能源统计数

据、主管部门各自测算的方式进行。然而，在此期

间相继发生CCER（国家核证自愿碳减排量）注册

平台临时关闭和国家碳市场扩容进度迟缓的情况。

究其原因，都是数据失真造成的被动局面。不难看

出，要全面实行碳排放双控，必然对数据管理提出

更高要求，数据颗粒度需全面满足MRV 的黄金标

准。因此，要想加速从能耗双控向碳排放双控转变

进程，核心就是要实现MRV体系构建并完善[5]。

要突破这一瓶颈，监管部门和企业都必须做好

相应基础能力建设，其中关键是要提升生产企业碳

排放数据核算基础能力。为支撑碳排放双控实施，

并与碳达峰、碳中和目标相匹配，各级政府监管部

门需在现有能源统计基础上，进一步建立和提升碳

排放统计能力，提高基础数据质量，建立一套完整

的碳排放数据指标体系，实现同类地区、同类企

业、同类产品数据的可信与可比。

4 石化行业在碳排放双控方面的积极探索

2023 年生态环境部两次召开石化行业纳入全

国碳市场专项研究工作会议，石化行业纳入全国碳

市场步伐加快。作为国民经济生产原材料的基础保

障，根据统计数据，2022年我国石化行业碳排放量

14亿吨，约占工业碳排放量18%、全国碳排放总量

12%。因此，对石化行业碳足迹管控机制进行深度

研究，是工业部门全口径碳足迹评估的重要基础[6]。

目前，石化联合会正在组建石油化工行业碳

排放统计核算工作组，针对行业碳排放统计核算体

系制定核算方法和标准，开发碳排放监测方法技术

标准体系。由于石油化工企业产业链长，产品种类

多，单厂模型复杂，与电力等企业相比产品标准化

程度较低，因此横向建立行业碳排放强度基准的难

度较大。石化企业要想尽快实现由“能耗双控”向

“碳排放双控”的管理转型，需自上而下建立一系

列与“单位GDP碳排放强度”相关的碳排双控标准

化指标体系，以产品考核机制为引领，打造企业转

型的内生驱动力 [7]。中国石化以经济技术研究院、

石油化工科学研究院等为代表的科研机构，近年针

对基于碳排放双控要求的考核指标体系，做出一系

列有益的尝试和探索[8]。

炼化全流程碳管理依托VISPRO系统平台，形

成“从摇篮到大门”的产品维度碳流核算与分析数

据基础。该系统可有效帮助炼化企业摸清家底，把

握月度及年度碳排放变化，掌握碳资产盈亏，支撑

交易及履约策略，规范碳排放数据管理，执行监测

计划，整理上报数据，并完成碳排放信息披露。目

前，该项研究工作已取得阶段性成果，其中石油化

工绿色低碳技术评价体系已依照相关学术规范申报

团体标准[9]。

5 建立石化产品碳效分级标准

某研究院在VISPRO系统平台基础上，进一步

以碳排放双控思路为指引，耦合企业财务数据，研

发了以产品碳效、产品单位排放的产量、创收、创

利等为代表的一系列产品维度的精细化碳效指标。

通过该指标体系，可大幅细化石化产业链碳排放双

控基础数据的颗粒度，实现各种常见石化产品和同

- 30 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

类装置的横向可比，有助于我国石化产业尽快实现

从能耗双控向碳排放双控的管理转型。

5.1 产品碳效

5.1.1 定义

统计周期内，企业生产某一特定石化产品过程

中，每形成一单位产品产值所排放的二氧化碳量。

5.1.2 计算方法

Ip＝ Ep

Vp

式中：Ip为产品碳效，tCO2/万元；Ep为产品碳

排放（即核算边界内某产品原料获取过程和生产过

程中的二氧化碳排放）总量，tCO2；Vp为产品总产

值（即产品含税价格×产品产量），万元。

5.1.3 指标意义

量化某企业特定石化产品的碳排放强度，继而

评估该产品在同类产品中的碳效水平。指标越小，

产品碳效水平越高。

5.1.4 衍生指标

（1）产品碳效百分比排名：将某产品碳效与全

行业同类产品的碳效分布情况相比较，所得到的百

分比排名。

（2）产品碳效等级：将某产品碳效与全行业同

类产品的平均碳效相比较，所得到的分类等级（由

高到低分为ABCD档）。

5.2 产品单位排放产量

5.2.1 定义

统计周期内，企业生产某一特定石化产品过程

中，每排放一单位二氧化碳所形成的产品数量。

5.2.2 计算方法

Cp＝ Mp

Ep

式中：Cp为产品单位排放产量，t产品 /tCO2；

Mp为产品产能（即核算边界内某产品的实际产量），

t产品；Ep为产品碳排放（即核算边界内某产品原料

获取过程和生产过程中的二氧化碳排放总量），tCO2。

5.2.3 指标意义

用于衡量单位碳排放条件下，石化产品生产装

置的运行效率。该指标越大，证明该石化产品应对

碳排放管控的产量弹性越高。

5.2.4 衍生指标

（1）产品单位排放产量百分比排名：将某产品

单位排放产量与全行业同类产品单位排放产量分布

情况相比较，所得到的百分比排名。

（2）产品单位排放产量等级：将某产品单位排

放产量与全行业同类产品的平均单位排放产量相比

较，所得到的分类等级（由高到低分为ABCD档）。

5.3 产品单位排放创收

5.3.1 指标定义

统计周期内，企业生产某一特定石化产品过程

中，每排放一单位二氧化碳所形成的营业收入。

5.3.2 计算方法

Rp＝ Vp

Ep

式中：Rp为产品单位排放创收，万元/tCO2；Vp

为产品产值（视同某产品带来的营业收入），万元；

Ep为产品碳排放（即核算边界内某产品原料获取过

程和生产过程中的二氧化碳排放总量），tCO2。

5.3.3 实践意义

用于衡量单位碳排放条件下，石化产品销售收

入的大小。该指标越大，证明该石化产品应对碳排

放管控的收入弹性越高。

5.3.4 衍生指标

（1）产品单位排放创收百分比排名：将某产品

单位排放创收与全行业同类产品的单位排放创收分

布情况相比较，所得到的百分比排名。

（2）产品单位排放创收等级：将某产品单位排

放创收与全行业同类产品的平均单位排放创收相比

较，所得到的分类等级（由高到低分为ABCD档）。

5.4 产品单位排放创利

5.4.1 定义

统计周期内，企业生产某一特定石化产品过程

中，每排放一单位二氧化碳所形成的营业利润。

5.4.2 计算公式

Gp＝ Op

Ep

式中：Gp为产品单位排放创利，万元 /tCO2；

Op为产品营业利润（即企业从某特定产品生产经营

活动中取得的分摊营业利润），万元；Ep为产品碳

排放（即核算边界内某产品原料获取过程和生产过

程中的二氧化碳排放总量），tCO2。

5.4.3 指标意义

用于衡量单位碳排放条件下，石化产品创造的

2024 年.第 4 期 张远，等．夯实碳排放双控管理基础， 探索石化产品碳效分级标准 - 31 -

营业利润大小。该指标越大，证明该产品应对碳排

放管控的利润弹性越高。

5.4.4 衍生指标

（1）产品单位排放创利百分比排名：将某产品

单位排放创利，与全行业同类产品单位排放创利分

布情况相比较，所得百分比排名。

（2）产品单位排放创利等级：将某产品单位

排放创利，与全行业同类产品的平均单位排放创利

相比较，所得到的分类等级（由高到低分为ABCD

档）。

6 结语与展望

基于上述碳效指标体系，相关研究人员将持续

深入推进以下工作。

6.1 完善指标口径，健全数据基础

在全球低碳发展宏伟愿景下，石化行业面临

日益增长的减污降碳压力。依据碳排放双控指导理

念，石化行业在现有碳排放强度数据基础上，应进

一步完善并设计一套高度标准化、可执行的指标口

径，以建立行业数据库，确保碳排放数据的可信度

和可比性。作为能源密集型行业及工业重要组成部

分，中国的石化行业必须与时俱进，积极推动产品

碳足迹数据标准化和规范化。在微观层面，这些数

据可用于指导企业产品优化与生产经营活动；在宏

观层面，则有助于国家、行业、地区层面建立精确、

客观、可信的碳效基准，为未来碳配额分配工作提

供指导。该数据基础对于石化行业碳排放管理具有

重要支撑作用，具备较高研究价值和应用前景。

6.2 形成石化行业“碳效分级标准”

石化产品碳效分级标准的制定和使用，对于企

业减排行为具有重要的指导意义，且必将形成显著

的减排效果。参照与碳效分级标准相类似的能效分

级标准（Energy Efficiency Index）体系在家电行业

的应用经验，该机制普遍适用于各个品类的常见家

用电器，已被证明是在降低能耗方面投入产出比最

佳途径，在带来巨大的环境效益同时，也为消费者

提供了积极回报。据国家发展改革委统计数据，自

2012年至今，我国通过在家电行业建立能效标准体

系、推广能源标识应用，平均每年节约用电超过 1

700亿千瓦时，相当于每年减排二氧化碳近1亿吨。

基于能效分级在家电行业的成功经验，未来

五到十年内，石化行业也应当通过研究论证与优化

完善，实现普遍适用于绝大部分大宗石化产品的碳

效分级。可以初步按照从A到D分别对应优秀、良

好、有减排潜力、减排潜力较大四种节能减排管理

水平，建立逐渐细化分级标准。同时，通过对标国

内现有炼化装置运行能耗及碳排放数据分级方法和

标准，围绕石化行业碳减排目标、重点碳减排对象

等管理需求，制定分级规范，形成有一定行业影响

力的团体标准。

6.3 推动石化产品碳标签认证

基于碳效指标体系，探索开发适用于我国石

化产业的产品碳效分级标准，并逐渐形成成熟的石

化产品碳标签认证方法。通过对代表性石化产品碳

效的深入研究，更加全面探讨碳标签在石油产品领

域的应用前景，推动石化产品碳标签认证工作深入

开展。我国石化及下游相关应用产品大量出口至美

国、欧盟、东南亚、澳大利亚、南美洲等国家和地

区，随着碳标签在国外市场日益普及，石化企业应

当密切关注相关国家和地区碳标签政策动态，积极

推动出口产品碳标签认证，此举有助于我国碳标签

与国际接轨，更有助于提升在国内及行业层面的话

语权。

6.4 探索指标体系应用场景

以碳标签为抓手的指标体系，通过在石化产

品原材料采购、生产、运输、使用、处置等场景中

应用，可有效带动上下游企业降低碳排放，从而建

立全产业链低碳生产体系。从全球视角看，英国率

先提出碳标签概念，并构建一整套产品碳足迹评价

标准；随后美国、欧盟等主要发达国家和地区纷纷

跟进推广，使得碳标签在农产品、生活用品、电子

产品等多个领域得到广泛应用。例如，百事集团旗

下的沃克尔薯片公司，通过碳标签体系标记土豆在

种植、采购、运输、生产、销售等环节的碳排放量，

以此优化采购流程，使得单位薯片的生产能耗下降

了33%；苹果公司则通过产业链碳标签工具开展低

碳管理，2019年参与供应商能效项目的工厂达到92

家，减少77.9万吨碳排放量。根据碳标签推广经验，

可以预见这一机制在全球石化行业中也将逐步普及。

尤其值得注意的是，欧盟碳边境调节机制（又

称 CBAM 碳关税）已于 2023 年 10 月启动试运行，

（下转第 51 页）

摘  要：为进一步落实双碳目标，2024年我国出台《碳排放权交易管理暂行条例》并重启CCER市场，全国

碳交易驶入快车道。4月碳配额价格首次破百，碳价持续上升释放利好信号。碳交易发展稳健，未

来良好有序的碳交易依赖于法治保障。目前我国有关碳交易的法律制度不完善，譬如存在碳排放权

界定模糊、内容涵盖狭窄、免费配额分配过高和技术滞后等问题，持续阻塞碳价上升，进一步影响

碳交易市场功能正常发挥。文章针对上述问题提出优化路径，完善碳交易市场法律规范，为碳市场

健康发展保驾护航。

关键词：双碳目标 全国碳交易 法治保障 法律制度 阻塞碳价 优化路径

完善碳交易法律制度，助推碳市场健康发展

张玉琪

（广西师范大学，广西桂林 541006）

收稿日期：2024-04-24

作者简介：张玉琪，硕士研究生。现就读于广西师范大学法律专业，从事法律专业知识产权方面的研究。

通讯联系人：张玉琪，751532528@qq.com。

Improving the Legal System of Carbon Trading to Promote

the Healthy Development of the Carbon Market

Zhang Yuqi

（Guangxi Normal University，Guilin，Guangxi 541006，China）

Abstract: In order to further implement the carbon peaking and carbon neutrality goal, China issued the Interim

Regulations on Carbon Emission Trading Management and restarted the CCER market in 2024, and the national

carbon trading entered the fast lane. In April of the same year, the carbon quota price broke 100 for the first time, and

the continuous rise of the carbon price released a good signal. The stable development of carbon trading and the good

and orderly carbon trading in the future depended on the legal guarantee. At present, China's legal system on carbon

trading is not perfect, such as the vague definition of carbon emission rights, narrow content, excessive allocation

of free quotas, and lagging technology, etc. The above problems will continue to block the rise of carbon prices and

further affect the normal function of the carbon trading market. In view of the above problems, this paper proposes an

optimization path to improve the legal norms of the carbon trading market, and ensure the healthy development of the

carbon market.

Keywords: carbon peaking and carbon neutrality target；national carbon trading；legal protection；legal system；

blocking carbon prices；optimization path

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 碳市场与碳管理 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张玉琪 . 完善碳交易法律制度，助推碳市场健康发展 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：32-37.

2024 年.第 4 期 张玉琪．完善碳交易法律制度，助推碳市场健康发展 - 33 -

双碳目标，即习近平主席代表中国对世界作出

的我国将力争于“2030年前碳排放达到峰值，2060

年前实现碳中和”的承诺，也是党中央、国务院作

出的应对全球气候变化与我国经济社会发展全面绿

色转型的战略部署。为有效落实双碳目标，7 个地

方试点碳市场陆续上线交易。

碳市场交易是指卖方通过减排行为节省碳排放

额度，并将该额度出售给缺乏碳排放额度的买方。

碳交易具有金融和环保双重性质，其标的物是政

府发放的碳排放额度。碳排放交易作为落实双碳

目标的重大制度创新，其顺利实施依赖于有力的法

治保障。

1 我国碳交易市场推进及相关法规现状

1.1 我国碳市场推进现状

全国碳市场自2021年7月上线交易，作为全球

涵盖最多温室气体排放量的碳市场，推行初期减排

工作获得明显成效，具体表现在2021年煤炭占能源

消费比例下降至56.0%，非化石能源消费占能源消

费比例达到16.6%，单位GDP二氧化碳排放较2005

年累计下降 50.8%[1]。碳交易有效推动经济绿色发

展，同时具有良好的金融价值及政策兼容性，因此

受到政府高度重视。

碳市场初步推行时期，为避免操之过急使企业

减排压力大，我国推行较为宽松的政策，先以部分

城市作为试点，后推行全国碳交易市场。较宽松的

政策也导致碳交易呈明显潮汐现象，碳交易市场只

有 11 月至 12 月履约期交易量和价格上升，同时碳

配额价格较低，截至2023年年底碳价一直未能突破

100元。

近几年我国经济回温，政府顺势力推低碳战略

方针，增加森林碳汇，积极出台相关法规，碳交易

上升至更高层次阶段。2024年全国碳交易量虽未明

显放大，但配额价格持续稳步提升，4月24日、25

日连续两天收盘价破百，且上涨期间并非在履约

期，由此向外释放政策性信号。碳价走势有两个主

导因素，一是近期全国碳市场行业扩容的信号释

放，免费配额呈收紧趋势，控排企业囤积配额意愿

的增强，导致市场需求大于市场供给，最终体现为

碳价快速升温；另一方面，随着全国碳市场建设稳

步推进，碳定价功能逐步完善，价格机制的作用开

始显现。碳价破百标志着我国碳交易市场正形成有

中国特色的碳定价机制，进入一个充满活力的新时

期，同时也体现政府继续深化企业能源转型改革的

决心。

2024 年 1 月 22 日自愿减排市场 CCER 正式启

动，也是助推配额价格上涨的重要因素。作为碳交

易市场的补充，CCER受限严格，抵消比例不超过

5%[2]，使用次序位于森林碳汇和农业碳汇之后，但

蕴含巨大潜力。就短期来看，企业可以通过CCER

抵消，以此避免无法清缴配额付出高额罚金，另帮

助企业转化减排成果，获得减排收益，有效激励企

业和组织减排。长远来看，CCER可以挖掘企业绿

色价值，丰富绿色金融产品种类。

1.2 全国碳交易法律制度框架

近几年政府不断出台有关碳交易相关法律，中

国碳配额交易制度体系（ETS）得以完善，碳交易

行为和监管措施也得以规范。

2021年我国碳交易法律制度形成“1＋N”政策

体系[3]。同年2月由生态环境部颁布并施行《碳排

放权交易管理办法（试行）》和碳排放权登记、交

易、结算3个管理规则，明确规范登记、报告审查、

配额分配、碳市场交易、配额清缴、监督等流程[4]。

2023年2月17日，最高人民法院发布了《最高

人民法院关于完整准确全面贯彻新发展理念 为积极

稳妥推进碳达峰碳中和提供司法服务的意见》。作

为最高法出台的第一部关于碳中和的规范性文件，

涵盖四部分内容，包括贯彻最严密法治、维护碳市

场交易秩序、推动产业结构绿色低碳转型和坚持生

态修复优先、固碳增汇协同推进。《意见》严厉打

击企业“漂绿”不法乱象，持续深化双碳交易司法

改革。

2024年形成“1＋1＋N”的制度体系，最顶层

的“1”指的是5月1日施行的《碳排放权交易管理

暂行条例》（下称《暂行条例》）。《暂行条例》统

领碳交易法律体系，奠定碳交易法律制度框架的基

础。第二个“1”指的是生态环境部2020年底颁布

的《碳排放权交易管理办法（试行）》，《管理办法》

对全国碳市场交易流程进行细化。“N”指的是碳

交易流程的规范性文件，包括指南、规章、工作报

告等[5]。

作为应对气候变化第一部行政法规，《暂行条

- 34 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

例》一是细化处罚措施，包括改正、处罚、责令停

产整治等，偏重于打击不合规交易行为；其二严格

监管机构和责任，避免相关单位互相推诿责任；其

三细化相关交易流程，保障相关数据公正性。交易

主体为避免后期履约成本过高，同时也受到《条例》

震慑，提前购买配额，导致今年4月非履约期配额价

格上涨。《暂行条例》施行标志碳交易法律条文立法

层级进一步提升，为后续法律出台指明方向。

2 碳交易法律制度存在短板，碳交易法律体系不

完善

西方资本国家气候变化法的特色是法条规定

细致，可操作性强；我国较多环保条文倾向于倡导

性、原则性的指导[6]，可操作性低。环保条文较宽

泛是由于我国经济尚处于发展阶段，既要考虑节能

减排，也要照顾经济蓬勃发展，不可避免地陷入经

济、环保两手抓的困境[7]。

《民法典》《环境保护法》《大气污染防治法》

在法律层面上包含碳交易有关的规定[8]，主要是倡

导性和原则性条文，在实践方面可操作性弱。有关

专门法律偏向于将碳交易作为普通现货市场管理，

对于扩充行业覆盖面、创新金融衍生产品、推进有

偿配额等方面缺乏相关规定。

2.1 碳排放权界定模糊

法律规范关于碳排放权界定混乱。有的地方性

法律将碳排放权表述为“权益”，以配额作为碳排

放权的数据载体，例如《北京市碳排放权交易管理

办法（试行）》规定碳排放权为单位排放温室气体

的权益。也有法律将碳排放权定义为“配额”，权

利和权利载体混淆为一体，例如《暂行条例》规定

“碳排放配额，是指分配给重点排放单位规定时期

内的二氧化碳等温室气体的排放额度”，表明碳排

放配额分配之前源于行政权力行使[8]。当然大多数

法律避免对“碳排放权”定性，更多是以配额来界

定“碳排放权”。那么碳排放权在交易过程中应该

受到私法还是公法规范？若是界定为私法属性，则

有将公共资源归为私人所有的逻辑瑕疵[9]，若是仅

界定为公法属性，那么碳排放权就彻底沦为公法规

范下履约型产物。

但立法的意义在于厘清主体、权利义务及性

质，为正确的解决纠纷以及确认权责归属提供指

引，若“碳排放权”长期定义缺失，那么主体在行

使权力过程中“有法可依”从何谈起，交易主体在

行使交易行为时，也会因对碳排放权法律归属问题

产生多角度看法，导致交易纠纷，打击交易积极性。

2.2 碳交易法律制度涵盖内容狭窄，远期阻碍碳价

上升

由环境库兹涅茨曲线可知经济与二氧化碳排放

为倒“U”型关系[7]：发达国家通过推动行业经济

绿色转型，碳排放已逐步降低[10]；但中国依然处于

碳排放量与经济发展的正相关阶段。碳市场建设初

期，我国通过试点碳市场摸索经验，谨慎打造碳交

易法律制度框架，政府于 2024 年建成“1＋1＋N”

的法律制度体系，最顶层的“1”即《碳排放权交

易管理暂行条例》，尚缺乏配套的法律细则，导致

ETS并不完善，从而出现一系列问题。

2.2.1 交易产品、方式较单一

市场利益和交易流动性可以激发碳金融产品

多元创新，防范化解碳价变动风险。欧盟的碳市场

由拍卖市场、现货市场以及衍生品市场三部分组

成 [11]。我国碳交易标的物主要为碳配额现货

（CEA）基本产品，交易产品单一。《暂行条例》规

定“碳排放权交易产品包括碳排放配额和经国务院

批准的其他现货交易产品”，表示我国碳交易标的

物同时涵盖配额和以配额为基础的金融衍生产品。

实际情况是配额有关的质押、抵押、回购等相关衍

生金融产品推广力度小、流动性低，更多起到创新

示范作用。主要原因是我国法律对现货交易流程及

罚则规定较为详尽，缺乏增加碳期货规定[11]。

2.2.2 参与主体较少

总结往期试点碳市场经验，碳市场覆盖行业越

多，开放程度越高，交易流动性就越强。欧盟碳市

场在四个阶段不断扩大行业参与主体。《碳排放权

交易管理办法（试行）》规定：“温室气体排放单

位符合下列条件的，应当列入温室气体重点排放单

位（以下简称重点排放单位）名录：（一）属于全

国碳排放权交易市场覆盖行业；（二）年度温室气

体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量”。全国碳市场

重点排放单位主要集中在电力行业，约占全国二氧

化碳排放量百分之三十[12]，缺乏引导其他行业进入

的法律规定。《碳排放权交易管理暂行条例》提出：

“重点排放单位消费非化石能源电力的，按照国家

2024 年.第 4 期 张玉琪．完善碳交易法律制度，助推碳市场健康发展 - 35 -

有关规定对其碳排放配额和温室气体排放量予以相

应调整”，缺乏相关调整细则。另外我国建材、石

化、航空、钢铁等排放量较多的耗能行业细分领域

繁多、差异较大，且地区间经济结构和行业特点也

有差异，缺乏一套涵盖全国所有行业的配额分配制

度及配套碳排放监管核查制度（MRV）[13]。

2.2.3 未制定有偿分配条文

全国碳市场交易以免费配额为主，除了北京、

湖北碳排放交易市场免费分配，其余六个试点市场

配额分配主要是免费和拍卖相结合，以免费分配为

主，有偿分配制度的法律规定相对缺乏。免费配额

分配过多导致碳交易市场供大于求，碳价上升受

阻。欧盟市场价格保持在每吨60欧元左右，数倍我

国配额价格[14-16]，因为有偿分配可以起到价格发现

功能，保证碳价上升于合理空间。

2.2.4 监管责任不明晰

司法实践中指导案例较少，企业主对于将碳排

放权作为资产持怀疑态度，打击企业参与积极性。

在国际碳交易中，中国常出现“失语”情况[6]，难

以与国际碳交易市场做好接轨，原因是我国并没有

形成一套完善的监管法律制度，话语权较低。

2.3 碳交易配套设施建设制度滞后

我国法律缺乏对配套设施技术和人才培养的重

视，培养碳交易人才方面法律规范存在空白，导致

企业内部缺乏合格的碳管理人才。

另外全国重点排放单位并未统一核算标准，碳

市场能力建设需求动态分析、碳市场及时供给能力

不够，配套的二氧化碳碳排放检测技术滞后，并

且不同控排企业数据检测设施、管理、能力等差异

大，导致检测数据并不准确，数据公布较滞后。

3 碳交易市场的法治改革道路

3.1 灵活定性碳排放交易权

学术界对碳排放权属性问题有二种观点：一

种是“非权利说”，主张碳排放不宜视为某种权利，

更适合作为政府部门下发给碳排放单位的配额；二

是“权利说”，具体可细化为一元论和二元论。一

元论主张非私即公，两个属性不可兼具；二元论则

主张碳排放权兼具公私属性 [17]。根据《京都协议

书》“公平但有区别”的原则，应强调碳排放权法

律属性为发展权。发达国家相对于发展中国家对气

候变化领域影响更甚，因此发达国家应该起到减排

责任带头作用，发展中国家可以根据其经济发展状

况制定适合自己的ETS。

1956年，《对私人的公共补贴》详细阐述双阶

理论，即公共利益的实现划分为决定阶段和履行阶

段。ETS可以融入双阶理论，即碳配额分配之前来

源于国家分配，属于行政行为，宜受公法约束。《暂

行条例》明确减排主体无法清缴配额的处罚，表明

碳排放权交易受行政法约束。其次配额流通于市场

中后交易主体为企业，交易方式类似于商品流通，

配额流通过程中应用私法进行约束[17]。我国关于碳

排放权的定义可结合双阶理论，根据不同阶段强调

其不同属性，承认其双重属性。

3.2 填补法律空缺，构建一体化碳交易法律体系

3.2.1 增加碳金融衍生品制度，打造碳交易二级

市场

将商业银行、券商等金融机构以及合规碳资

产公司纳入碳交易市场主体范畴，配合金融监管出

台相关金融机构的行为规范，鼓励更多投资者进入

ETS，丰富碳交易市场的交易方式。其次，增添碳

金融衍生品相关条文，扭转履约性质的碳现货交易

市场现状，将碳价变动的风险转化为投资收益。同

时注意审慎引入碳期货，以“碳市场是减排政策工

具”为核心，避免碳交易市场过度金融化[18]。

3.2.2 为难脱碳企业设立单独标准

部分被证明难以脱碳的企业，比如化工、建筑

等企业，先通过试点城市单独设立一套相匹配的碳

排放交易系统，降低企业短期内过度减排压力，同

时设立政府补贴鼓励企业绿色转型。其次以“成熟

一个，纳入一个”为原则，根据企业脱碳由易到难

顺序，通过立法将企业逐步纳入碳交易主体中。

3.2.3 “国情需要＋国际经验”模式引入有偿分配

欧盟碳市场有偿分配占比已从最初的5%增至

目前的57%，并计划2026—2034年取消免费分配比

例，完全实现有偿分配，仅德国采用固定价格（计

划2026年实现拍卖）。美国发布的区域温室气体减

排计划也已明确百分之百采用配额拍卖形式[19]。欧

盟和美国均是从免费分配碳配额逐步过渡到免费分

配与拍卖并存，而后逐步扩大拍卖比例，同时保持

不同地区之间差异[20]。德国碳排放交易的国家收入

会用于政府气候和转型基金，以及援助工业及家庭

- 36 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

可再生能源的开发和利用。根据欧盟碳市场和试点

碳市场的经验，分配拍卖机制是配额分配的最终走

向，《暂行条例》也释放未来将扩大有偿分配比例

的政策信号。

一是国家可以借鉴欧盟碳排放权交易体系（EU

ETS）四阶段收紧免费配额经验，根据我国经济发

展情况适时收紧免费配额比例，做好与有偿配额的

衔接；二是立法层面通过出台地方性法规，融入欧

盟碳排放交易市场先进经验，循序渐进进行本土化

改革，形成一套适合中国国情的碳排放交易制度，

逐步扩大至全国范围；三是设置拍卖价格最低标

准，避免背离碳价；四是在法律中设立拍卖收入所

应用的基础设施标准，将拍卖收入重新分配于投资

碳密集型行业减排设施，实现资源合理分配，加速

行业的绿色化、数字化转型进程，最后动态调整免

费配额比例，根据企业减排情况和技术水平，实验

个性化奖惩[21]；五是设置全国配额总量适度。如配

额总量过紧，企业减排压力过大，会影响重工业为

主的地区经济发展。如配额分配过多，碳价难以上

升，我国碳市场履约性交易的现状仍无法改变；且

碳配额冗余过多企业也会获得不匹配收益，影响市

场公平环境。应优先设置碳配额总量计算标准，配

合地方性法规规定各省碳配额计算标准，先由省级

分管部门初步计算试点地区碳配额量，再将各省分

配总量予以叠加，形成全国配额分配总量[22]；同时

借鉴欧盟递减因子等以量化法对总量逐步收紧[23]。

3.2.4 坚持全流程管理，明晰监管责任

碳交易机构除了作为碳交易平台，还赋有一定

职权[24]，宜细化监管法律条文，设立碳交易监管机

构职能部门。其次完善政府部门监督机制，包括现

场抽查、调查以及信息统计，维护碳交易过程公正。

另需制定配套的司法实践规范，完善司法监督

机制。提高监管部门、执法部门、司法部门的协同

性。可以将企业“洗绿”“漂绿”等不法行为纳入

公益诉讼范畴中，开拓司法介入渠道。以案释法，

增大普法宣传力度，提高主体维权意识。引入民众

建议，拓宽民众立法渠道。

3.2.5 以《条例》为核心制定新制度，配套制定

相关法律法规

根据欧盟碳市场经验，配额跨期存储和预支

可防范碳价波动的风险，《2021、2022年度全国碳

排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行

业）》规定，配额缺口率在10%及以上的企业可预

支2023年配额预支量，应低于年度配额缺口量一半。

应尽快推出关于配额预支和跨期结转的细则[25]。

3.3 增强人才和配套设施建设，丰富信息披露制度

内容

通过加强技术手段保证信息披露的透明和公

正。我国通过全国碳市场管理平台，第二个履约周

期对300多万个参数数据进行自动识别校验，及时

发现并解决 7.2 万余个数据异常问题。未来应当建

立专业的环境数据检测系统来实时检测和公布数

据[26]。另可利用大数据技术提高检测企业排放情况

的精确度，精准管理重点排放企业，发现并解决排

放源头。此外还需投入一定资本，培养高技术型人

才，借助新型人工智能，建立更准确的碳排放计量

模型[27]。

4 结语

碳市场作为双碳目标实现的重要手段，其顺利

施行必须依靠完善的法律制度。我国政府于目前建

立“1＋1＋N”的碳交易法律制度体系需加快顶层

设计，保障碳交易有法可依，保护交易主体权益。

碳交易市场难点在于经营，达到经济与环保并驾齐

驱，最终实现“双碳目标”，碳交易法治建设任重

而道远。未来仍需推进前瞻性法律政策的出台，建

立国内国际碳交易市场联系的桥梁。纵观欧盟碳市

场发展经验，将区域试点碳市场的经验成果扩大至

全国碳市场。相信我国碳交易市场建设更加成熟完

善，早日实现社会经济绿色转型，为全球减排提供

支撑。

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八面来风

新催化剂提高二氧化碳制甲醇转化率

据报道，美国橡树岭国家实验室（ORNL）研究人员通过在催化剂载体材料中引入氢化物，将二氧

化碳催化加氢反应中甲醇产量提高了2倍。研究人员表示，高收率是由于表面氢化物直接参与了反应，

以及在含氢化物的催化剂中，界面电子性质有所改变。

研究人员设计了一种催化剂，利用钙钛矿（钛酸钡）负载的铜纳米颗粒将二氧化碳转化为甲醇。

选择钛酸钡作载体，是因为其是少数几种可以与氢阴离子（氢化物）结合形成稳定氢化物的材料之一。

通常氢化物对空气和水有较强的反应性。此外，研究人员假设加入的氢阴离子可能将影响催化剂与载

体界面上铜原子的电子特性。

（王加欣）

摘  要：生物质在高温、无氧（或低氧）条件下进行裂解与碳化得到生物油、合成气与生物炭，该过程可有

效减少生物质的焚烧，从而降低CO2排放。由于可塑性强、孔径结构复杂、环境危害小，生物炭材

料作为生物质能衍生物已被广泛应用于土壤改良、水污染治理与固碳等领域。该文研究了一种作为

新型化工领域材料的生物炭应用于CO2固体吸附剂领域的可行性与捕获机理，为实现双碳目标提供

潜在路径。研究分析认为，由于生物炭自身的环保性与可持续性，该吸附剂在捕获CO2失活后可以

进行土壤改良或应用于其他相关环保领域，该特点是其他CO2吸附剂无法比拟的。因此，生物炭作

为一种具有CO2吸附潜力、稳定性高、持续性强的生物材料，为未来中国深入发展CCUS领域增加

材料选择性，为企业实现绿色循环生产提供思路。

关键词：生物质 生物炭 CO2 CCUS 机理研究 碳捕获 直接空气捕获

多孔生物炭的制备、

改性及碳捕获机理和应用前景研究

张晨

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，中国石化咨询有限责任公司，北京 100029）

收稿日期：2023-09-11

作者简介：张晨，博士研究生，工程师。2023 年毕业于英国贝尔法斯特女王大学化学工程专业。现主要从事国际石油市场研究、

国际原油价格预测和化工原料市场等研究工作。

通讯联系人：张晨，zhangchen.edri@sinopec.com。

The Preparation and Development of Porous Biochar Materials for Carbon Capture

Zhang Chen

（SINOPEC Economics & Development Research Institute Company Limited，

China Petrochemical Consulting Company Limited，Beijing 100029，China）

Abstract: Biomass materials can produce the bio-oil, synthesisgas, and biochar materials according to the pyrolysis

and carbonization processes under the high-temperature and anaerobic atmosphere. Biochar has a high and stable

carbon content, and can reduce the carbon emissions. Due to the novelties of easy-modification, complex textural

structure, and environmentally friendly, biochar materials derived by biomass has been widely applied in soil

amendment, polluted water treatment, carbon fixation and other fields. As one of the new chemical engineering

adsorbents, biochar shows the potential to accelerate the achievement of carbon neutrality. Moreover, because of

the sustainability, biochar adsorbent could further used in soil improvement or other applications after capturing

CO2. Therefore, biochar as a kind of carbon capture adsorbent, it has impressive prospective due to the reliable CO2

capture capacity and stability.

Keywords: biomass；biochar；carbon dioxide；CCUS；mechanism study；carbon capture；direct air capture

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >>CO2 捕获、封存与利用技术<<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张晨 . 多孔生物炭的制备、改性及碳捕获机理和应用前景研究 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：38-51.

2024 年.第 4 期 张晨．多孔生物炭的制备、 改性及碳捕获机理和应用前景研究 - 39 -

随着人类和社会活动不断发展，全球气候变

暖加速，冰川融化、海平面上升等极端天气事件频

发。联合国制定了《联合国气候变化框架公约》以

阻止全球变暖。减少CO2排放和降低大气中CO2浓

度是缓解温室效应的主要途径。全球CO2浓度长期

稳定在270～290 mg/kg。工业文明致化石能源大量

应用造成 CO2排放量急剧上升，根据 NOAA 全球

监测实验室年度报告，近年来全球碳排放量急剧攀

升，详见图1，导致全球变暖温度接近1 ℃，2023

年全球平均大气CO2浓度为419.3 mg/kg，创历史新

高。与此同时，空气中甲烷和氮氧化物的含量分别

是1750年的262%和123%。

生物质不仅可储存太阳能，还是一种可转化为

传统固体、液体和气体燃料的可再生碳源；煤炭、

石油和天然气等能源基本由生物质转化而来。与此

同时，生物质能因其普遍性、丰富性和可再生性而

广受认可。生物炭是在厌氧或缺氧条件下对生物质

进行热处理而得到的一种固体碳材料，已被广泛应

用于土壤改良、土壤修复、污水处理、农作物生产、

碳捕获等领域。生物质热解和碳化形成的生物炭

含碳量高且稳定，可减少生物质燃烧和自然降解产

生的碳排放（负碳）。生物炭的生产原料丰富且价

格低廉，包括农业废弃物（秸秆、果壳、粪便等）、

林业废弃物（枝叶、锯末、树皮等）和城市废弃物

（生活垃圾、污泥等），将这些固体废弃物制备成生

物炭可有效实现固体废弃物的资源化利用。该文

章综述了生物炭的制备、改性方法、改性机理及吸

附CO2的潜在机理，并对该领域前景做出展望。

图1 全球碳排量与大气相关指标趋势[1]

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

1800 1850 1900

年份 年份

1950 2000

碳排放 /（百万吨 /年）

总计

石油

煤炭

天然气

水泥生产

1920 1940 1960 1980 2000 2020

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

–0.2

445

420

395

370

345

320

295

温度 /℃

CO2浓度 /（mg/kg）

全球变暖温度

空气中 CO2 浓度

南极冰芯 CO2 浓度

（a）按类型划分的全球碳排放量 （b）全球气温、大气 CO2 浓度变化情况

1 生物炭材料的制备与活化

生物炭的制备通常通过生物质热解实现。热解

是一种不含氧的热处理方式。热解根据温度和时间

的不同分为缓慢热解、快速热解和闪蒸热解。较低

的煅烧温度、升温速率以及较长的热解停留时间

（缓慢热解）更有利于碳的保留，而中、高温和较

短的热解停留时间（快速热解和闪蒸热解）通常有

利于液相（生物油）和气相（合成气）的产生。热

解过程生成的固态、液态和气态产品都可应用于各

类生物能源领域。

1.1 生物炭的制备

由于生物质本身结构不均匀，热解后产生的

炭在物理和化学结构上各不相同[2]。通过改变热解

过程中的温度、加热速率、时间和压力可以得到

不同的热解产物，从而产生不同比例和成分的生物

炭、生物油和合成气。如图2所示，在生物质热解

过程中存在脱水干燥、物质分解及碳化造孔三个阶

段，可根据生物质主要成分的不同选择合适的热解

温度。中温缓慢热解更易保留碳组分，快速热解则

更容易获得液体生物油。生物炭一般通过缓慢热解

产生，过程中比表面积、孔径和灰分含量等物理性

质也可以控制。以1～100 ℃/min的加热速率进行长

时间缓慢热解。此外，缓慢热解也被称为烧炭法，

因为在适当的温度下长时间缓慢热解可获得最多的

生物炭材料。由于热解过程中不可避免地会产生生

物油和气体副产品，目前生物炭的最高产量约为

50%。因此，提高生物炭质量和产量的关键在于找

到更合适的热解条件和热解材料。

- 40 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

1.2 生物炭的活化

生物质热解后必须对生物炭进行活化以提高生

物炭在各种应用中的活性。物理（水蒸气、CO2等）

和化学（强碱、强酸、熔融盐等）法活化是生物炭

活化的主要手段。物理和化学活化方法可以改变生

物炭样品的比表面积、孔隙大小、孔径和表面官能

团，具体取决于所使用的生物炭原料和每种活化方

法的优势。

1.2.1 水蒸气活化

水蒸汽活化是生物炭活化最常用的方法之一。

通常情况下，可在100 ℃以上的温度下产生气态蒸汽

并将其引入活化系统。水蒸汽活化的温度条件一般

在550 ℃以上，此法工艺简单，对环境友好。蒸汽

活化过程中，引入的水分子进入生物炭的内部结构，

与不稳定的炭发生反应产生 CO 等气体，同时产生

的化合物也可能如公式（1）～（4）所示：

C＋H2O→CO＋H2 （1）

CO＋H2O ←→ CO2＋H2 （2）

C＋CO2←→ 2CO （3）

CO＋3H2→CH4＋H2O （4）

根据潜在机理，该过程包括碳—蒸汽化学反

应、水汽转换以及通过H2O、CO2和H2的碳气化[3]。

生物炭中的碳被吹扫气体（通常为N2和Ar）以CO2

和CO的形式从生物炭中清除，同时在蒸汽活化后

生成孔隙结构。孔隙结构的变化可以通过孔隙体积、

孔隙大小和比表面积等不同方式反映出来，并且通

过改变活化温度、活化时间和水蒸气流速来改善生

物炭的表面形态。

水蒸汽活化适用绝大多数生物炭。表1说明了

从不同生物质，包括木质纤维素生物质（如松树[4-5]、

橄榄[6]、甘蔗渣[7]、小麦[9]、柳树、椰子[10]）和粪

肥颗粒[9]生物质中得到的蒸汽活化生物炭样品的特

性。不过，水蒸汽活化生物炭的表面特性，尤其

是比表面积SBET与初始原料密切相关。木质原料产

生的生物炭本身具有相对较高的比表面积，而由

废弃粪便产生的生物炭通常表面性质较差，在吸附

CO2、污水废弃物等方面可能没有更显著的优势。

相同活化时间内，同一生物炭的表面积随着活化温

度的升高而增大，这是因为活化过程是一个吸热反

应（ΔH＜0），温度越高，反应越剧烈，更有利于

生物炭孔隙的形成。此外，活化停留时间也是一个

重要影响因素。理论上活化时间越长，碳与水蒸气

的反应就越充分，但Demiral[6]的研究表明，过长的

活化时间会导致多孔结构的破坏，从而降低比表面

积。因此，水蒸气活化生物炭过程需考虑多重因素

并找到适宜条件。

1.2.2 CO2 活化

生物炭可在高温下直接与 CO2反应生成 CO，

见式（5），并形成活化孔隙。通常需要高于850 ℃的

活化温度，且CO2由于分子直径比水分子大而更难

进入生物炭的孔隙进行反应。因此，生物炭的CO2

活化需要更长时间才能达到预期的表面改性效果。

C＋CO2←→2CO （5）

有些学者认为CO2活化生物炭时产生的CO会

抑制氧原子从生物炭表面脱离，从而吸附活性位

点阻止活化[11]。CO2活化后生物炭也会形成丰富的

形态。如前文所述，活化生物炭的表面积与生物

质的种类有很大关系，其范围在80～2 000 m2

/g之

间 [12-16]。随着活化时间的延长，松木生物炭的表

面积变得越来越大 [15]。此外，随着活化温度的升

图2 典型木质纤维素生物质中存在的三种生物聚合物的热分解过程[2]

200～320 ℃：中温热解使燃料更易燃烧或汽化 450～600 ℃：快速热解使生物油转化为生物柴油

脱水干燥 0～100 ℃ 木质素 250～530 ℃左右

半纤维素分解 200～350 ℃

纤维素分解 250～400 ℃

生物质碳化与多孔活化

温度一般需高于 600 ℃

100 ℃ 200 ℃ 300 ℃ 400 ℃ 500 ℃ 600 ℃

2024 年.第 4 期 张晨．多孔生物炭的制备、 改性及碳捕获机理和应用前景研究 - 41 -

表 1 生物炭物理活化（水蒸气和 CO2）后性能表征

活化条件 表面结构

引用

生物质 活化剂 活化温度 /℃ 活化时间 /min SBET（/ m2

/g） V/（cm3

/g） Dave（/ nm）

松木屑

水蒸气

900 60 627 0.77 3.00 [3]

550 120 581 0.25 2.24 [4]

芒草 500 60 322 – – [5]

橄榄渣

750 30 523 0.275 7 –

[6]

800 30 679 0.319 7 –

850 30 714 0.392 7 –

900 30 947 0.491 6 –

900 45 1 106 0.606 7 –

900 60 915 0.469 5 –

苣苔属植物

300 120 1.22 0.003 5.42

[7]

700 120 7.10 0.038 8.39

粪肥颗粒

300 60 1.5 – –

[8]

500 60 10 – –

700 60 5.1 – –

小麦秸秆

500 60 3.3 – –

700 60 5.8 – –

800 78 246 0.158 7 –

柳枝 800 78 472 0.336 1 – [9]

椰壳 800 78 509 0.576 5 –

小麦秸秆

CO2

800 60 455 0.196 – [10]

甘蔗渣 800 60 80.5 0.046 8 11.60 [12]

橡木屑

800 60 786 0.336 9 –

[13]

900 60 807 0.344 8 –

玉米芯 850 60 755 0.384 0 2.02 [14]

松木屑 800

30 650 0.30 2.72

[15]

60 779 0.41 2.68

90 834 0.42 2.67

120 906 0.46 2.67

纤维素

800 60 506 0.263 7 2.08

[16]

850 60 854 0.374 2 17.53

900 60 1 058 0.497 1 18.45

950 60 2 185 0.963 5 17.63

高，纤维素生成的生物炭的比表面积也大幅增加[16]。

不过，与水蒸气活化不同，CO2过度活化不会导致

表面坍塌，这可能是因为CO2的反应活性略低于水

蒸气。

- 42 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

1.2.3 强碱活化

常用的碱为氢氧化物（如KOH、NaOH）和碳

酸盐（如K2CO3、Na2CO3），其含氧官能团可与生

物炭发生氧化还原反应。在高温（450～900 ℃）反

应之前，通常需要通过物理混合或浸渍方法使生物

炭样品在室温下与碱性制剂完全接触。不稳定的碳

会在反应过程中被腐蚀并形成多孔结构。此外，金

属氧化物和气体（如K2O和CO2）也有可能发生二

次活化。在碱性活化过程中可能会出现以下反应：

6KOH＋2C→2K＋3H2＋2K2CO3 （6）

K2CO3→K2O＋CO2 （7）

K2CO3＋2C→2K＋3CO （8）

K2O＋C→2K＋CO （9）

C＋CO2→2CO （10）

C＋4KOH→ 4K＋2H2O＋CO2 （11）

C＋H2O→CO＋H2 （12）

生物炭被强碱活化的机理尚未明确。正如上

述反应所示，在整个活化过程中可能会发生许多化

学反应，这就决定了活化系统的复杂性。同时，经

金属氢氧化物活化的生物炭已被认为可产生有利于

CO2

[5]和水污染物吸附的微孔[19-20]，这使得该活化方

法具有广泛的适用性。选择活化条件对制备特定的

多孔生物炭至关重要，据Ding[31]报道，KOH活性

多孔生物炭的质构特性取决于活化条件。与物理活

化趋势一样，活化温度越高，比表面积越大。但在

高化学活化条件下比表面积和孔体积会缩小，这是

因为引入过量的化学剂会导致物理塌缩。

在工业规模的化学活化中，KOH活化是最常用

的活化方法之一。多孔生物炭的制备可通过浸渍沉

降和高温活化进行批量操作，需考虑化学试剂的类

型和浓度以及活化温度。由于反应强度高，活化过

程还容易造成设备腐蚀，化学活化后必须使用大量

的酸和水进行冲洗，以去除多余的金属氧化物并露

出多孔结构。此过程产生的废气和废水排放容易造

成二次环境污染。因此，这一过程的成本和环境污

染都是无法估量的[27]。

1.2.4 强酸活化

酸性活化法的优点在于活化温度比其他活化方

法低，一般可保持在400～600 ℃。同时，使用酸

性剂活化后，生物炭的孔隙结构非常丰富。特别是

生物炭表面含有更多的酸性表面官能团，这对废水

处理和废气处理等应用非常有利。到目前为止，尽

管有使用硫酸活化生物炭的例子[32]，但磷酸活化法

是酸性活化的主要措施。例如，用40%的磷酸溶液

处理桉树生物炭后，其表面积可从253.25 m2

/g增至

1 265.56 m2

/g[26]。与其他活化过程一样，酸的浸渍

比例和活化温度也会对生物炭样品的质地特性产生

影响。然而，目前还没有具体的机制来解释磷酸对

生物炭的活化过程。一种普适理论认为，在浸渍过

程中，磷酸作为活化剂进入生物炭前驱体，在高温

的作用下使孔隙得以产生并扩张[33]。

1.2.5 熔融盐活化

用熔融盐活化生物炭是目前应用较为广泛的

方法之一。熔融盐可在中低温下从固态熔化成液

态，将生物炭完全包裹，并在高温下芳香化，形成

丰富的微孔结构[28]。一般来说，该方法包括以下步

骤[29]，（1）将碳质样品和固态盐完全混合；（2）混

合物在特定温度（高于盐的熔点）和惰性气氛下

煅烧，以保证熔融盐极大地包裹生物炭；（3）冷

却后通过稀酸/ 碱溶液或水去除盐份。因为氯化锌

（ZnCl2）熔点（280～310 ℃）相对低于其他盐类，

被广泛用作生物炭熔融盐活化剂。此外，在生物

炭活化系统中引入氯化锌可降低生物炭的活化温

度，有利于在多孔生物炭生成过程中节约能源。据

Olivares-Marin报道，用氯化锌活化的高活性生物炭

需要掌握活化温度和引入比例[30]。一般来说，适中

的温度更适合氯化锌生成多孔生物炭；在熔融盐浓

度较高的情况下，孔径结构会得到改善。尽管氯化

锌在冷凝后可以回收利用，但这一过程十分繁琐且

对人类环境有危害。

2 生物炭捕获 CO2

生物炭作为CO2吸附剂，其特性对CO2的捕获

和封存都有影响；理化性质均受上述制备与活化过

程的影响。目前已知的对生物炭捕获CO2有影响的

性质包括生物质种类、孔径结构、比表面积、表面

官能团等因素。

为了确定生物质类型对 CO2吸附性能的影响，

Cao等人选择了多种生物质材料进行测试，包括秸

秆类和木质类生物质[35]。这些生物质在600 ℃下缓

慢热解形成生物炭。结果表明，生物质的类型决定

了生物炭的理化性质。在木质生物炭中发现了大量

2024 年.第 4 期 张晨．多孔生物炭的制备、 改性及碳捕获机理和应用前景研究 - 43 -

狭窄的微孔，微孔孔径在0.72～1 nm之间。含碳量

高（82.99%～84.70%）的木质生物炭具有复杂的孔

隙结构，因此比秸秆类生物炭（0.72～0.94 mmol/

g）具有更高的CO2吸附能力（0.94～1.04 mmol/g）。

此外，由于大豆秸秆生物炭的碱度较高，其表面官

能团较多，这使得该生物炭的CO2捕集能力非常突

出。总之，生物炭的微孔和碱性官能团有利于CO2

的吸附，而木质生物炭更适合作为CO2吸附剂。

虽然生物质的选择对生物炭材料的CO2吸附能

力有利，但生物炭的活化也是作为CO2吸附剂的必

要条件。生物炭的活化已在 1.2 部分中作了详细描

述，KOH活化被认为是将生物炭用作CO2吸附剂的

最有前途的活化方法之一[36]。表2总结了用化学方

法活化的生物炭材料，与物理活化方法相比，这

些材料具有更高的比表面积和微孔体积。值得注

意的是，使用ASAP测得的捕获能力只是作为吸附

能力的标准，并不作为实际的CO2吸附能力。生物

炭作为吸附剂吸附CO2的机理也值得探讨，这直接

关系到从微观角度解决生物炭吸附CO2的原理。

2.1 生物炭吸附 CO2 机理

由于生物炭中存在微孔、介孔和大孔的多孔

结构，物理吸附是公认的生物炭吸附CO2的主要方

式 [37]，如图 3（a）所示。生物炭表面特有的物理

吸附作用主要由分子间作用力产生的范德华力主

导[38]。此外，表面特性（如比表面积）增加了捕获

CO2的分散性和诱导性；同时，CO2分子的强烈四

表 2 生物炭化学活化（强碱、强酸、熔融盐）后性能表征

活化条件 表面结构

引用

生物质 活化剂 活化剂与

生物质比例 活化温度 /℃ 活化时间 /min SBET（/ m2

/g） V/（cm3

/g） Dave/nm

植物、食品残渣混合物

KOH 1:1 850 120 841.3 0.36 4.3

[17]

CO2+KOH 1:1 850 120 667.4 0.29 4.3

玉米秸秆 KOH 4.5:1 800 60 2 183.8 – – [18]

杉树 KOH 4:1 700 60 1 050 0.67 25.6 [19]

马尾藻 KOH

1:1 400

120

5.8 0.03 21.08

[20]

1:1 600 220.0 0.17 31.81

1:1 800 291.8 0.24 30.76

2:1 800 22.8 0.13 148.78

4:1 800 7.1 0.03 229.78

松树 NaOH 2:1 800 120 959.9 – – [21]

咖啡渣 NaOH 2:1 800 120 655.4 0.456 8.5 [22]

胡桃木屑 NaOH 2.5:1 600 120 873 – – [23]

松树 H3PO4

0.5:1 600

120

965

– – [24]

1:1 600 1 238

2:1 600 1 547

2:1 500 1 203

2:1 400 749

桉树 H3PO4 2.5:1 500 60 1 265.56 1.31 3.91 [25]

棉花壳 Na2CO3/

K2CO3

1:1

800 120

350 0.21 –

[26]

10:1 621 0.37 –

小麦秸秆 LiCl/KCl 10:1 750 120 1 067 0.60 – [27]

- 44 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

极矩与生物炭表面相互作用[39]。

孔隙填充也是 CO2 的另一种主要物理吸附机

制[40]，这说明CO2分子倾向于被困在超微孔、微孔

和小介孔中[41-43]。

根据孔隙率、表面积和吸附能可以进一步了

解物理吸附过程。Martin等人[44]认为，碳质材料的

CO2吸附主要涉及微孔，微孔的范围在2 nm以下，

包括燃烧后条件（1 bar，298 K）和燃烧前条件（20

bar，298 K）。此外，丰富的中孔和微孔有利于生

物炭吸附 CO2过程中的聚集 [45]和运输作用 [46]。尽

管比表面积对生物炭CO2吸附性能的影响不如微孔

明显，高比表面积对CO2吸附的影响目前也不容忽

视。随着生物炭表面积的增加，更多的碱性官能团

可通过物理吸附作用吸附酸性CO2分子。虽然这种

活化条件 表面结构

引用

生物质 活化剂 活化剂与

生物质比例 活化温度 /℃ 活化时间 /min SBET（/ m2

/g） V/（cm3

/g） Dave/nm

樱桃核 ZnCl2

3:1

400

120

1 472 0.80

– [28]

500 1 566 0.84

600 1 345 0.72

700 1 004 0.54

1:1

500

567 0.30

2:1 1 086 0.59

3:1 1 566 0.84

4:1 1 971 1.12

石榴籽 ZnCl2 0.5:1

600

60

709.4 0.329 14.0

[29]

800 856.0 0.393 15.8

续表

图3 生物炭结构及潜在吸附作用机理

大孔

介孔

微孔 生物炭 微孔

微孔

微孔进行

物理吸附

含氮官能团

路易斯酸碱

作用

含氧官能团

路易斯酸碱

作用

芳香性

范德华力

CO2

NH2-

NH2-

-OH

-C=O

化学吸附

物理吸附

氢键

CO2

羧基

羟基

氨基

（a）生物炭的形态和表面官能团

（b）生物炭吸附 CO2 的三类主要方式

（c）生物炭吸附 CO2 的潜在机理 [10]

2024 年.第 4 期 张晨．多孔生物炭的制备、 改性及碳捕获机理和应用前景研究 - 45 -

吸附的发生离不开碳酸盐生成的化学反应，但也不

能忽视。

众所周知，物理吸附和化学吸附在形成化学键

时都会产生结合能。Pires 等人 [47]使用热重力测量

法和差示扫描量热法（TG-DSC）验证了生物炭的

吸附过程主要是物理吸附。由于在这一过程中检测

到的吸附热量变化在7.47～32.19 kJ/mol之间，通常

情况下物理吸附的吸附热量为5～40 kJ/mol[48]，而相

反，化学吸附形成的热量变化可高达800 kJ/mol[49]。

因此，从热量的变化可以看出，生物炭吸附CO2的

整个过程以物理吸附为主。

CO2 是一种性质稳定的非极性线性分子 [50]，

CO2的化学捕获依赖于亲电碳原子的亲核性能[51]，

如图3（b）和（c）所示。因此，CO2吸附剂上具有

亲核性质的官能团有助于提高化学吸附性能。通常

情况下，伯胺和仲胺比叔胺官能团对CO2的反应性

更强[52]。根据图4所示，不同条件下CO2与胺基的

相互作用，叔胺基团对水分效应更为敏感，这意味

着三取代氨基甲酸酯只能在CO2和H2O的作用下生

成。相比之下，在干燥和潮湿的环境下，伯胺和仲

胺官能团都能捕获CO2。

如图 5 所示，Li 研究木屑（sawdust）与污泥

图4 干燥和潮湿条件下CO2与胺的相互作用，用于说明潜在的化学吸附机理[49]

（sewage sludge）混合生物质（SxWy，x和y代表

不同质量分数）在不同温度下生成的生物炭的漫

反射红外傅立叶变换光谱（DRIFTS）分析确定了

CO2 吸附过程中的表面官能团种类。图中生物炭

吸附 CO2的原位DRIFTS光谱检测到2 334 cm-1至

2 380 cm-1的吸收峰，钙吸收峰属于物理吸附CO2的

不对称伸缩，表明过程中存在物理吸附[53]。但更重

要的是，检测发现了羧化反应的部分痕迹，即CO2

插入到烯烃、芳香烃或烷烃的C-H中合成羧酸，显

示了CO2化学吸附的存在[54]。此外，在1 222 cm-1

处观察到了C-N伸缩，表明含氮化合物的加入增强

了CO2的化学吸附[55]。

此外，在活化过程中使用含氮试剂共同活化

生物炭，也可获得氮掺杂多孔生物炭，基本上衍生

生物炭的高含氮量是基于富氮生物质前体[56]。当引

入氮元素时，部分碳原子被氮原子取代，生物炭的

表面共轭、电子分布和电中性都会发生变化[57]。例

如，Wang等人[58]选择壳聚糖为原料，通过一步活化

法生产含氮活性炭，生成的生物炭含氮量在4.9%以

上。生物质中的含氮基团大多以无机氮官能团（如

NH4-N、NO2-N）[59]和有机氮官能团（如吡啶-N、吡

咯-N、季铵-N、吡啶-N-氧化物、石墨-N、胺-N、

酰胺-N、腈-N等）的形式存在[60]。热解后，富氮成

分可能转化为吡啶-N、吡咯-N和季铵盐-N[61]。此

外，氨、有机胺化合物和含胺聚合物是在生物炭中

引入氮含量的主要化学物质。以黑刺槐为前驱体

生成的掺氨生物炭在25 ℃和1 bar条件下的CO2吸

附能力为5.05 mmol/g。此外，相同测试条件下用

IAST法计算的生物炭CO2/N2选择性为30.75，而且

经过十次吸附–脱附循环后，CO2捕获能力可完全

恢复。尿素是一种很有前途的提高生物炭中氮掺杂

度的药剂[62]，经尿素活化的富氮生物炭也说明了其

- 46 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

对CO2化学吸附能力的提高。

2.2 影响生物炭捕获 CO2 活性的因素

影响生物炭捕获CO2的因素可分为自身因素和

外部因素，这些因素决定了生物炭能否用作CO2吸

附剂。生物炭的活化可归因于其自身的结构因素，

由于许多CO2捕集实验都是在实验室水平上进行的，

因此很少考虑外部因素，这也导致对环境因素对CO2

在生物炭上的吸附效率和寿命的影响缺乏研究。

研究表明，在相对湿度较高条件下，由于多孔

材料对水分子有高亲和力，生物炭对CO2的吸附能力

可能会降低[63]。具有疏水和非极性特性的生物炭可通

过限制水分子来提高CO2捕获能力[64]。

水蒸气的吸附等温线表现出明显的 S 型特征，

可分为三个区域：水分子在低压下形成单层、高压

下连续形成多层和毛细管冷凝效应。CO2/H2O混合

物组分的吸附行为中，低温下水汽分子吸附占主导

地位，其吸附等温线与纯组分的吸附等温线接近，

这大大减少了CO2在生物炭材料上的吸附位点。当

H2O的吸附接近饱和时，CO2的吸附量通常会减少

一个数量级。低H/C和O/C比表明生物炭具有较高

的芳香性和化学稳定性[65]。由于挥发性有机化合物

的损失以及脱氢和脱氧反应的增加导致形成芳香结

构，生物炭极性降低，同时疏水性增加[66]。O/C与

H/C的摩尔比随着热解温度的升高而降低。

除了吸附湿度外，吸附温度、颗粒污染和气体

流速都是影响生物炭吸附 CO2的外部因素。目前，

使用生物炭进行变温吸附是最主要的吸附手段，因

为气体分子在较高温度下更活跃，许多研究将吸附

条件设定为0或25 ℃的环境温度。但更高的温度不

利于CO2的吸附和捕获。颗粒污染也是许多国家当

前面临的环境问题，工业烟气中的污染物会导致生

物炭孔径堵塞或有毒气体使吸附剂失活。因此，气

体污染也是研究生物炭作为CO2吸附剂可持续性的

一个重要研究对象。在气体流速方面，Farrauto等

人[67]发现低浓度CO2的吸附受传质限制，可通过提

高流速来改善，因此，设计反应器时需考虑流速这

一重要因素。

2.3 生物炭在直接空气捕获的应用

直接空气捕集（Direct air capture，DAC）是

一种回收已排放CO2的技术，可处理运输、农业和

建筑业等分布源排放的 CO2。为了减缓气候变化，

Lackner[68]于1999年提出了DAC技术，研究人员对

图5 25 ℃下生物炭吸附CO2时的原位DRIFTS（600～3 000/cm）[56]

吸光度（a. u.）

吸光度（a. u.）

吸光度（a. u.）

波长 /cm 波长 /cm 波长 /cm

1 000 1 000 1 000

676 1 357 1 018 1 222 1 444 1 5781 850 1 416 2 356 2 380 713 1 358 1 510 1 744 2 377 2 662

1 500 2 000 2 500 1 500 2 000 2 500 1 500 2 000 2 500

15 min

15 min

15 min

0 min 0 min 0 min

（a）S3W7-600K （b）S3W7-700K （c）S3W7-800K吸光度（a. u.）吸光度（a. u.）

吸光度（a. u.）

波长 /cm 波长 /cm 波长 /cm

1 000 1 000 1 000

1 517 1 632 1 025 1 248 667

1 744 2 362 2 345

723 1 349 1 7441 510 1 019 1 220 982

1 500 2 000 2 500 1 500 2 000 2 500 1 500 2 000 2 500

15 min 15 min

15 min

0 min

0 min 0 min

（d）S5W5-600K （e）S5W5-700K （f）S5W5-800K