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发布：2026-02-01 · 事件：2026-02-01

中国石化开始全面统一买电了。 中国石化 电力 市场 共 34 0 0 字 ｜ 建议阅读时间 3 分钟 文 | 木兰 5月12日，中国石化公布了集中统一电力交易的阶段性成果。 23个省区市，71家用电企业，油田和炼化企业一季度交易电价同比平均降低11.5%。 11.5%，不是小数。如果把它放到中国石化几百亿千瓦时的用电体量上去乘，就意味着是数十亿元的 成本变化。 每度电少付一分钱，影响都是以亿为单位计算。

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中国石化开始全面统一买电了。 中国石化    电力      市场 共 34 0 0 字 ｜ 建议阅读时间  3   分钟 文 | 木兰 5月12日，中国石化公布了集中统一电力交易的阶段性成果。 23个省区市，71家用电企业，油田和炼化企业一季度交易电价同比平均降低11.5%。 11.5%，不是小数。如果把它放到中国石化几百亿千瓦时的用电体量上去乘，就意味着是数十亿元的 成本变化。 每度电少付一分钱，影响都是以亿为单位计算。 现在，中国石化要把分散在全国 23个省、71家企业各自为战的用电采购权，统一到一个叫碳科公司的专业平台上，集中议价，统一操作、跨省优化。 这套动作背后， 其实是一个大型工业企业开始主动适应中国电力市场的新变化。 电力成本正在从相对稳定，逐渐转向动态波动。 电正在从单纯的能源变成一种 需要主动管理和动态优化的资源，甚至开始具备一定的资产运营属性。 而这个判断正深刻改变着当今能源行业的竞争规则。 01 电力市场来了 中国石化为什么现在必须做这件事？ 因为电力市场本身已经发生了根本性变化。 2026年2月份，国务院印发《 关于完善全国统一电力市场体系的实施意见 》。《意见》 提出， 到 2030年基本建成全国统一电力市场体系， 除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量70%左右。到2035年，电能量、调节、环境、容量等多维价值都要由市场反映。 换句话说， 电不再只是一个相对稳定的公共供给品，它会越来越多地按时段、地区、供需和绿色属性定价。 风电光伏装机越大，发电越受天气和时段影响。中午光伏大发时，电可能便宜。晚高峰用电集中时，电可能变贵。 过去，用电企业 关心全年平均电价，未来 则 要关心每天、每小时、每类电源的价格。 在众多的用电企业中，炼化企业很特殊。 举个简单的例子。 乙烯裂解炉是石化行业的心脏装置。它的反应温度要维持在 800摄氏度以上，从冷炉点火升温到正常出料，需要整整三天时间。一旦升温过程中出现严重电力异常，装置可能被迫中断升温甚至重新组织开工，损失巨大。 芳烃装置、PX装置也是同样的脾气，连续运行三到五年才会大修停炉，中间容不得任何意外。一次非计划停车，轻则装置停车检修、产品收率受损，重则连锁反应，损失动辄数千万元。 问题在于， 新能源发电的出力特征与连续工业体系存在天然差异。 光伏看太阳，风电看风向。晴天中午光伏大量发电，电网上的电可能多到供大于求， 部分现货市场曾出现接近零电价甚至阶段性负电价现象 ，部分时段甚至出现发电侧主动让利消纳的情况。到了傍晚，光伏出力骤降，用电高峰压上来，电价在短时间内出现明显波动的情况，已经越来越常见。 这种剧烈的日内波动，在过去火电主导的年代几乎不会发生。 这是两种运行节奏截然不同的系统，开始进入同一个市场框架 。新能源装机越高，电价波动就越频繁，炼化企业面对的不确定性就越大。 中国石化虽未公开集团总用电规模，但其在可持续发展报告中披露 2025年外购电量已达396亿千瓦时。考虑到炼化、化工、油田、自备电厂等因素，业内普遍认为其整体用电规模已属于国内最大的工业负荷体系之一。 对于这样一个数百亿千瓦时级别的工业负荷而言，即便综合购电成本出现几分钱波动，理论上都可能对应数亿元级成本变化 。 《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》 明确提出，电力市场的省间壁垒将 逐步打破 。 这就意味着电力开始越来越多地以市场化方式跨区域流动和定价 。 此时，继续 让下属企业分散买电、被动接受价格，代价会越来越高。 对于中国石化来说，全面推进电力市场交易已经成为必须解决的问题。 02 管碳的公司，为啥开始买电？ 中国石化的解决方案是， 让碳科公司成为电力交易的主体 。 这家公司全 称是 中石化碳产业科技股份有限公司， 2022年9月在南京江北新区成立，注册资本25亿元。它 起初 的定位是国内首个碳全产业链科技公司，聚焦 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术的产业化 。 也就说，这个公司一开始 管的是碳， 并 不是电。但随着电力市场化改革提速，碳科公司的职能开始一点点 扩展 。 这是 因为管碳最终绕不开管电。 一度煤电背后，大约是 800克二氧化碳的排放； 风电、光伏的碳排放则明显更低 。 当碳市场把这个差距货币化，当欧盟碳边境调节机制（ CBAM）把它变成出口关税，用什么电来生产，就直接决定了产品能不能卖进欧洲市场，以及卖进去之后的成本是多少。 在这里， 电力采购和碳资产管理，本质上是同一件事的两个维度。 中国石化官方披露， 2026年一季度，碳科公司作为唯一操作主体，完成了横跨23个省、71家企业的统一购电签约。 把分散在全国的炼厂、油田、化工基地的用电需求聚合在一起，中国石化就从 71个各自为战的小买家， 变成了一个 大集团体量 的用电主体，坐在发电集团对面谈判时，分量完全不同。 海南炼化的经历，是这套体系最生动的注脚。 海南炼化有百万吨乙烯项目，年度电费超过 20亿元。2025年，电力市场经历了一段剧烈波动，留给交易团队的窗口期只有两天半。 碳科公司后台的数据系统实时追踪着全省现货电价走势、气象数据和新能源出力预测，交易员通过数十次策略模拟演练，在那两天半里把大部分年度用量锁定 在较低成交区间 。最终核算， 2025年一年降本1.24亿元。 这 件事的意义可 不 只是省了多少钱。 在这个过程中，海南炼化团队还发现系统运行费存在异常，推动了全省相关费用的公开透明化改革。 2024年9月，海南省系统运行费（用电企业承担的电网运行成本，通常按用电量摊付）首次转负，让全省工商业用户少支出超过4亿元。这是一家炼化企业从“规则接受者”变成“规则参与者”的过程。 在同一个市场中， 主动参与规则形成的企业，往往拥有更强的成本控制能力 。 03 聚合3万座加油站，能做什么？ 电力交易做到一定 程度， 中国石化手里握着的东西开始显现出另一种价值。 在电网调度的角度看，中国石化在全国拥有超过 3万座加能站， 站上的充电桩是天然的分布式可调负荷。 中国石化旗下的江苏石油已经完成了虚拟电厂运营主体的资质注册，把加能站的空调、充电桩群控、办公照明等柔性负荷聚合起来，参与电网的可调负荷辅助服务交易，日均调节负荷达到 1720千瓦。 这个数字本身不大，但它指向的方向很清楚。炼厂的空压机、油田的注水泵、加能站的充电桩，这些散落在全国的工业负荷，正在被组织成一个可以统一调度的资源网络。 虚拟电厂不是一个浮在空中的概念。当电网需要在高峰期削减负荷时，有能力响应这个信号的企业，可以获得补偿收益；当电价跌入谷底，比如光伏大量出力的中午，能够在这个时段增加用电的企业，等于以低价买入了稀缺资源。 传统意义上的成本中心，正在变成一种可以参与市场交易的调节资产。 过去，炼厂只是电网的用电终端；现在，这些负荷本身也开始成为电力系统的一部分。 中国石化真正特殊的地方，就在于它既拥有连续工业负荷，又拥有遍布全国的终端网络。炼厂、油田、加能站、充电站同时存在于一个体系内，这种结构天然适合形成源网荷储协同。 04 绿电开始影响竞争力 与此同时， 2026年1月，欧盟碳边境调节机制正式进入执行阶段，进口商需要为相关商品的内含碳排放承担合规责任。 对中国石化这类出口欧洲化工品的企业来说， 这意味着同样一批产品，用绿电生产的和用煤电生产的，在欧洲市场上面对的是不同的关税压力。 用什么电来生产，开始直接影响产品的出口竞争力。 这个压力倒逼出了一系列动作。中国石化主导了金坛储气库与三峡能源的 5年期绿电长协，锁定长期绿色电力来源，是国内为数不多的多年期绿电锁价案例之一。 中国石化集团累计采购绿电已超过 30亿千瓦时。 但光伏发电有个特点，中午出力最多，恰恰是工厂最不缺电的时段，买来的廉价电如果不加以转化，就白白浪费掉了。 这道题在新疆库车找到了一个答案。 库车项目配套了 300兆瓦光伏，专门搭配电解槽制绿氢。每天中午，光伏大量发电、电价跌入谷底，电解槽满负荷运转，把廉价的绿电就地转化为绿氢，再通过管道输送进塔河炼化，替代原来用天然气制氢的工艺。 这个项目年产绿氢约 2万吨，相当于炼厂把光伏间歇性出力的“短板”，用制氢这道工序接住了，装置充当了电网的调节器，同时产出了有市场价值的绿色原料。 碳科公司正在把这些原本分散的环节，比如电力交易、绿电采购、绿证管理、碳配额运营等，纳入同一套账本。 这个平台以后很可能不只是一个买电中心，而更像中国石化的新型能源运营中枢。 过去，中国石化是电网最大的工业用户之一；现在，它正让炼厂、油田和遍布全国的加能站，逐渐变成电网的调节节点。消耗能源的系统，也开始参与能源平衡。 这背后并不轻松。炼化体系追求稳定连续，电力市场却充满波动与实时变化。把两种运行方式放进同一个体系，需要改变的，不只是交易方式，更是对能源的理解。 这种能力一旦建立，企业竞争力 也 会被重新定义。电力运营能力、绿电比例和碳足迹，正在逐渐进入大型炼化企业的竞争维度。 资源决定起点，系统运营决定长期空间。 中国石化正在把过去的后勤管理，逐渐变成新的核心能力。 往期文章推荐 中国油气行业又一个里程碑：俄罗斯的气可以速通上海了！ 什么是油田数字化？看完这篇漫画，终于懂了 又一重磅石油利器揭秘：华为的“油田大管家”来了 神安管道图鉴：中国最长煤层气管道是如何建成的？