石化行业碳中和路径呈现清晰的阶段性特征。2035年前，重点通过推广高效换热器等成熟技术和现有工艺优化实现减排，贡献约0.4亿吨减排量（占比16%），同时炼油电气化改造、乙烯电裂解和绿氢制备化学品技术逐步发展。2035至2050年，清洁能源替代和工艺革新成为主导，绿氢替代、电气化改造和CCUS技术实现规模化应用，其减排贡献分别达到18%、16%和21%。2050至2060年，行业进入深度脱碳阶段，在全面电气化和规模化耦合绿氢的基础上，原油直接制化学品（减排占比9%）与大规模CCUS（减排占比23%）等颠覆性技术成为主流。

一、能效提升技术

以高效换热器为核心的能效提升技术产业链在我国已较为完整，但部分高端控制系统和特殊材料仍依赖进口。此类技术虽能显著提升能效，但面临初期投资高、对老旧装置改造压力大等挑战。

高效换热器：采用先进传热元件和结构设计，如超大型板壳式换热器，传热效率可比传统管壳式提高2-3倍。大庆石化开发的“壳程旋流+异型管组合型高效换热器”以及广泛应用的多孔表面高通量管技术，均实现了更强的换热能力。天津石化的监测平台和青岛炼化采用缠绕管换热器（年节煤1万吨）是成功范例。

蒸汽动力系统优化：通过全厂蒸汽平衡配置优化和废热回收，提升蒸汽利用效率。

热泵技术：利用高温热泵技术，可回收高达80%的余热，制取160摄氏度的高温蒸汽。

二、乙烯电裂解技术

该技术以电加热裂解炉替代传统燃料加热，具有高效节能和低碳灵活的特点。挑战在于初期投资高、电力需求大且缺乏自主知识产权技术。巴斯夫在德国建设的全球首座大型电加热蒸汽裂解炉（使用可再生能源，可减排90%以上二氧化碳）是重要示范。

三、绿氢制备化学品技术

该技术利用绿氢与二氧化碳合成甲醇、烯烃等化学品，能大幅降低碳排放（如吨甲醇碳排放可降至0.5吨以下）。技术瓶颈在于成本、催化剂性能（如直接制烯烃催化剂寿命仅数百小时）和基础设施。我国规划绿氢产能已超1100万吨/年。新疆库车万吨级光伏绿氢项目（年减排48.5万吨）、宁东氢碳减排示范区（年减排20.2万吨）及赤峰绿色氢氨项目是代表性工程。

四、电气化改造技术

以电驱动替代蒸汽驱动是降低能耗和碳排放的关键方向，但面临技术装备成熟度、安全性和改造成本的挑战。独山子石化塔里木二期乙烯项目的全电气化乙烯三机组、胜利油田和江汉油田的电驱压裂规模化应用（实现二氧化碳零排放、效率提升）是积极实践。

五、原油直接制化学品技术

原油直接催化裂解制化学品（UPC）技术流程短、效率高，可降低原油消耗约30%，能耗降低5%-10%，碳排放减少25%-35%。但其对设备、操作及催化剂要求高，初期投资大。山东东明石化与中国石油大学（华东）联合开发的UPC技术是典型示范。

六、CCUS技术

CCUS是实现碳循环利用的核心技术，当前主要用于驱油或作为化工原料。其发展受制于成本、商业模式不清晰、政策激励不足以及转化技术和效率的挑战。

甲烷-二氧化碳干重整：可生产适用于费托合成等的合成气，兼具经济与环保效益。

零碳能源耦合转化：如核能耦合二氧化碳加氢制汽油，但成本竞争力取决于电价。

二氧化碳直接转化：尚处实验室阶段，经济竞争力弱。

中国石化百万吨级CCUS项目（年减排百万吨）、中科院大连化物所的二氧化碳制甲醇技术，以及碳酸酯溶剂项目（年消纳10万吨二氧化碳）是重要产业化探索。