“双碳”形势下能源化工企业绿色低碳转型进展

摘要：综合评述了世界能源化工企业应对碳达峰碳中和、做低碳绿色转型的进展，我国碳达峰、碳中和任务极为紧迫和艰巨。指出能源结构转型是“双碳”达标的核心任务。分六大方面阐述了能源化工行业绿色低碳转型正在进行的工作：世界能源化工公司主业转型分成两大阵营；大力发展新能源产业；政府从源头控制“两高”能源化工企业发展；传统石油化工企业的节能减排和绿色化；碳回收利用和封存（CCUS）；化工基地和园区的减碳举措。

1 “双碳”目标任务紧迫

1.1 全球气候变化正在向灾难性发展

世界工业化发展以来，全球气候温升现象明显，2016年平均气温比工业化前已升高1.2˚C；到2019年又创新高，2019年9月是连续417个气温高于平均水平的月份。如果不采取有力措施，2100年全球气温将上升3.7～4.8˚C，全球气候变化正在向灾难性发展。

1997年《京都议定书》要求各国共同努力将温度升高控制在2˚C以下，在此基础上，2016年《巴黎协议》再次提高要求——争取把温升控制在1.5˚C 以下，这意味着需要把大气中的CO2含量控制在450ppm（1ppm=10-6，下同）以下，也就是全球总排温室气体量不得超过10000亿t（2015年大气中CO2含量为404ppm，目前已达到417ppm）。2021年缔约方第26次会议（COP26）在格拉斯哥举行,又进一步完善了《巴黎协议》的实施细则。这些都是具有法律约束力的、经各国议会批准的国际公约。

迄今为止，全球还剩下不到5000亿t可排放的指标,也就是说，工业发达国家在他们工业化时期已经用掉了一半以上的温室气体排放指标，待发展中国家启动工业化时所剩的指标和时间都不多了。从历史累积角度来看，美国人均历史累积排放达1105.4t，欧盟542t，世界人均173t，中国71t。为了体现公平原则，巴黎协议中各国的责任不同，提出了共同但有区别的责任原则，欧美等发达国家应当率先减排并开展绝对量化减排，并为发展中国家提供资金支持。

目前全球工业CO2排放量320亿t/a，其中水泥、钢铁、化工等行业占70%。按此速度，IEA（国际能源署）估计2060年CO2排放量会达到100亿t/a，而按《巴黎协定》要求应下降到47亿t/a；据联合国环境规划署2021年10月《2021年排放差距报告》：按照目前的减排计划，世界将进入“到本世纪末升温至少2.7℃的灾难性轨道上”。近几年极端天气明显增加，气候灾难已经开始逐步显现。人类再不抓紧减少温室气体排放，威胁人类生存的灾难就会不可避免地来临。

2020年10 月，127 个国家签署了《巴黎协定》，碳中和成为世界各国的共同行动。习近平主席2020年9月22日在第七十五届联合国大会上宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，从而使“双碳”成为我国向世界承诺的重要目标。

1.2 中国碳减排任务重大紧迫

由于中国经济高速发展，从2009年起就成为世界第一耗能大国，而我国的能源结构禀赋是“多煤、缺油、少气”，煤炭占能源供应的60%左右，而煤炭正是含碳量最高的能源，其单位热值含碳量是石油的1.3倍、天然气的1.7倍。再加上我国产业结构存在高能耗、高排放和低能效并存的问题，我国钢铁产量占世界54%，水泥产量也占世界一半以上，化工和炼油产值分别为世界第一和第二（碳排放约占工业的20%），这些都是我国碳排放大户。

美国是累计碳排放量最大的国家，累计排放量超过5090亿t，占全球总量的20.3%；中国是近年年度碳排放量最高的国家，2020年排放量近100亿t，占世界当年排放总量的1/4左右。美国由于早就实现了能源转型，2007年就实现了碳达峰。而对于中国来说，要在2030年实现碳达峰的难度就大得多：达峰时间只剩9年，是世界上时间最短的；我国以煤-化石为主的能源结构短期难以改变，世界煤炭占能源消费的比例为27%，而我国为56%；在减排同时经济发展不能下降，“2035年实现经济总量和人均收入翻一番”的发展任务还需要完成；我国能效低的状况要有根本改变也需要时间；而且我国绿色低碳技术的创新能力也有待提高。

2 能源结构转型是实现“双碳”目标关键

2.1 降低能量消耗、减少化石能源消费是大势所趋

从全球来看，排碳量高的本质问题是能源结构以化石能源（特别是煤）为主的特点造成的。自20世纪80年代以来，国际社会就从高碳能源的煤、石油向低碳能源的天然气和可再生能源转移，如图1所示。化石能源将从现在的占比超过80%一直向下降，煤炭在19世纪已经达峰，天然气估计要到2035年左右达到峰。

与此同时，可再生能源从2010年起会高速增长，其中光伏发电增长最快，风能次之，氢能也会逐步增加。由于我国的资源禀赋特点，到21世纪我国能源结构仍以煤炭为主，一直占总量的60%以上，直到2018年还占总量的58%。而世界能源结构中平均煤炭只占27%，一些工业发达国家已经低于15%，如美国的煤炭只占14%，欧盟占15%，详见表1。

IEA统计数据显示，2016年全球煤炭、石油、天然气三大传统化石能源占一次能源生产总量的比例高达81.4%，仍居于绝对的核心和主导地位。石油需求峰值可能提前到2035—2036年。据IEA、中国石化经济技术研究院研究预测，2030年我国石油需求将达到峰值（7.14亿t）。

《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》显示，在我国碳排放构成中，跟能源活动相关的温室气体排放量占到总排放量的77.7%。2018 年， 中国与能源相关的CO2排放量达9.43×109t，在世界能源相关碳排放总量中占比为27.8%。跨入21世纪，随着我国经济快速发展，能源消费增长速度惊人，2000—2010年十年间我国能源消费翻了一番还多，到2018年已达到48.6亿t标煤/a。这么多的能耗最后都转化成CO2排放，其中最大头是燃煤热电厂发电的排放量，而我国约80%的发电都是燃煤电厂，煤电占全球煤电量的50.2%；热电部门占总碳排放的61%，化工行业约占10%。

2.2 从化石能源向可再生能源转换是当前发展趋势

发展可再生能源是世界大势所趋，风电成本从1980年到2013年下降了90%,现已与煤电相当；光伏发电从2010年到2017年成本下降了73%；世界的投资均大幅度向再生能源倾斜，仅2017年统计，向再生能源的投资是其他各种能源投资总和的2倍以上。

2019年各国再生能源发电装机量（包含水力发电占58%）已经可以提供全球发电量的27.3%，位居前四名的是：中国装机量789GW；美国 282GW；巴西144GW；印度137GW。其中欧盟的可再生能源在发电中所占的比重强劲增长，从2009年的19%增长到2019年的35%左右。

2019年美国出现两件大事，并因此被称为能源转型已经从量变进入质变的拐点：一是美国的再生能源发电量第一次超过了煤电；二是最大的风力发电公司新时代能源公司（NextEra Energy）市值超过了最大的传统能源巨头埃克森美孚（ExxonMobil）,虽然后者的经营额和利润分别是前者的13倍和4倍。金融资本市场着眼于对未来的预期，10年来埃克森美孚的股票价值跌了50%，而新时代能源公司的股票却上升了430%。2010年全球市值最大的前十大公司中，能源公司占据4席。可是到了2019年，全球市值最大的前十大公司均已换成了科技信息公司，过去著名的石油公司已不见身影。

我国按照2030年碳达峰的要求，国务院2021年10月发布“碳达峰十大行动”规划，2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上；水电开发方面，“十四五”“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万kW左右，西南地区以水电为主的可再生能源体系基本建立；积极安全有序发展核电，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆。考虑到我国2021年有一段时候拉闸限电与绿电表现差强人意有关，东北三省风电装机量达到3500万kW。根据国家电网调度中心信息，夏季高峰时期风电只出力3.4万kW，而秋季冷空气过后，发电量明显下降。针对缺乏储电功能的痛点，本次行动要求积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。到2025年新型储能装机容量达到3000万kW以上，2030年抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿kW左右。

3 双碳战略下能源化工企业的转型升级策略

能源化工行业是温室气体排放的大户，在“碳达峰碳中和”形势下，面临两个方面的压力：首先是政府和监管部门的压力，例如，日本政府金融厅就要求上市公司必须公布应对气候变化的战略和公司的减排目标，因为金融厅和东京证券交易所判断，企业如若不能阐明自身经营对自然灾害造成的风险和应对策略，就很难吸引海外资金。其实西方各大能源化工公司早已这么做，但美国最大的油气公司埃克森美孚还是被移出了道琼斯工业平均指数。另一方面，社会上来自各个方面的舆论压力也在逐年增加。例如，2019年荷兰“绿色和平”与“地球之友”等7个环保团体联合对荷兰皇家壳牌公司（SHELL）提起诉讼，认为其油气生产过程加剧全球变暖与极端气候发生，其营运方式违反企业的谨慎责任以及欧洲人权公约。西方一些世界顶级的著名大学如剑桥大学、牛津大学、康耐尔大学等和研发机构已经开始拒绝来自化石能源公司的捐助。

面对这种形势，国际上各大能源化工公司纷纷行动起来，本文对于世界主要能源化工企业正在进行的绿色低碳转型战略和策略做一个粗略梳理。

3.1 能源产业主业转型

从世界著名石油天然气公司在主业上是否转型来看，大致可以分为两大阵营：以英国石油公司BP为代表的主业转型派，主要在欧洲；和以美国Exxonmobil为代表的主业仍旧保持油气生产不变，逐步加大绿色低碳转型力度的一派，主要在美国和中国。

3.1.1 减油增电，向可再生能源提供商转化

欧洲有些石油公司从公司名称上就进行了“去石油”的更名与转型，如2018年3月，西欧最大的国有石油公司——挪威国家石油公司（Statoil）改名为艾奎诺（Equinor）；丹麦石油天然气公司（Danish Oil and Natural Gas）更名为Orsted A/S，新名称与丹麦电磁学创始人Orsted的名字相关，寓意着公司将开启由传统油气向电力迈进的新征程；2021年卡塔尔石油公司（Qatar Petroleum）正式更名为卡塔尔能源公司（Qatar Energy）。

英国石油公司BP可以说是主业转型路线的代表，为了达到2050年实现碳排放“净零”目标，公司决定2030年前停止新石油勘探开发，使石油和天然气等化石能源产量下降40%；大力提升可再生能源发电装机容量，从2019年的2.5GW提高到2030年的50GW，目前BP是陆上风力发电最大的能源公司；提高生物燃料的产量，将日产量从目前的22000bbl/d提升到2030年的1 亿bbl/d；提供电力从2020年的214MWh提升到2030年的500MWh；要求将上游油气生产产生的碳排放到2030年前减少35%～40%；将低碳领域的每年投资增加到50亿美元，相当于目前投入的10倍。

Total公司也是大力投资新能源的代表之一，在光伏发电和储能方面国际领先。公司2019年再生能源产能已达3GW，2020年产能翻了一番以上，达7GW，计划2025年要达到35GW，2030年达到100GW。

这里应强调可再生能源应该与电力一起抓，因为风电/光伏电都是分散式间歇性能源，不是所有地方都可以低成本地连接上国家/中央电网，需要就地直接供给地方工厂或居民使用，所以，只抓可再生能源发电而不管如何供电是行不通的。

3.1.2 减油增气、增化工，大力降低单位能耗的碳排放强度

包括中国在内的国际上九大权威机构对2040年前全球能源消费增长预测，天然气和可再生能源并列为两个主要增长部门，有的认为可再生能源略快一点；有的认为天然气略快。

美国ExxonMobil公司可以作为主业仍定位为“国际油气公司”的代表，他们认为：虽然减少碳排放很重要，但石油天然气仍将是人类不可或缺最重要的能源资源，未来20年人类需要石油天然气的总量（绝对数量）还会增加，所以保证石油天然气供应仍然是公司的主业。但公司30年来一直致力于CCUS技术研发，捕集能力达到900万tCO2/a，并自称是世界上第一个已经捕集了1.2亿tCO2的公司，成为这种技术的世界领先者。公司还在2018年成立了“低碳解决方案部”，已经在世界各地完成20多个CCS（碳捕集和封存）项目，大规模回收排放的CO2。与此同时，大力发展低碳能源LNG，抢购海外天然气田，制成液化天然气LNG，使公司的LNG产量达到8600万t/a，占世界LNG产量的25%；发展生物柴油，用生物柴油海船重负荷运输的碳排放只有现在通常用石油柴油的一半。

壳牌公司预测：到2030年之前世界化石能源绝对产量还会增长，但总量占比会下降；石油产量到2040年会达峰值，但天然气还会继续增长，到2050年所占比例会和可再生能源相当；因此，要大力扩大天然气业务。该公司于2016年并购了巴西BG集团，每年投入资金要使天然气供应能量比例由50%提高到75%，并扩大LNG业务，在目前13个运行厂4100万t/a的基础上争取成为世界最大的LNG供应商。目前壳牌已经是世界上能源结构中天然气占比最高的公司，今后将继续领先。而炼油业务则从15年前51个生产基地2.2亿t/a炼量，收缩到2020年15个厂1.5亿t/a炼量。

我国中国石化、中国石油和中国海油是国有公司，担任着为国民经济发展提供燃料的重任，也属于“主业不变”的类型，其主业虽然是化石能源，但却尽可能增加低碳的天然气比重。中国石油（CNPC）在这方面已经迈出一步，在其供应的能源产品结构中，天然气占比已从1999年的9%提高到2021年的48%，即从一个以生产石油为主的公司变成了提供石油和天然气各占一半的公司。

我国的炼油化工公司还需要消减过剩大宗产品产能，提高化工产品的精细化率。一方面，2019年我国炼油能力为8.7亿t，原油加工量为 6.5亿t，74%的开工率明显低于世界平均水平（83%），这表明产能过剩现象较为严重；另一方面，高端化工新材料和精细化工品又需要大量进口，其中高密度聚乙烯、工程塑料、电子化学品、高性能纤维、高端膜材料的对外依存度居高不下。我国化学工业的精细化工率只有40%~50%，而化工强国都在60%~70%，所以加快推进产业结构高端化进程，促进产业结构在产业链高端上延伸，培育战略性新兴产业集群，是全行业实现高质量发展面临的紧迫任务。

能源化工公司增加化工业务的另一条路线就是原油直接生产化工产品的技术。目前传统炼油厂化学品收率只有8%左右；炼化一体化型化学品收率可达18%；化工型达50%。世界各国都在对此加紧研究，进展很快。美国ExxonMobil公司拥有第一代技术，早在2014年就在新加坡建成了100万t/a的乙烯装置，用原油绕开炼油厂直接通给改造过的专用乙烯裂解炉，可比传统石脑油裂解每吨乙烯多赚100~200美元。沙特阿拉伯阿美/SABIC公司2017年宣布投资200亿美元建设原油直接制化工品（COTC）项目，用沙特轻质原油为原料直接加入加氢裂化装置，将高沸点组分转化为低沸点组分，然后经过蒸馏分出重组分油去深度催化裂化；轻组分再去蒸汽裂解产乙烯/丙烯等。这条路线产品结构中丙烯为主，据说也比传统炼油厂生产的乙烯每吨成本低200美元，但投资成本比较大,预计2025年可以投产。中石化ＳＥＧ 洛阳技术研发中心已经在设计第四代原油直接生产化工产品的技术，利用双提升管开发了原油直接催化裂解制化学品(ＣＯＴＯＣ)技术。原油经闪蒸塔进行切割后分为轻组分和重组分，重组分进入到重油提升管中进行催化裂化反应，生成的催化汽油随轻组分一同进入第二提升管进行催化裂解反应，该技术化学品收率预计可达７０％左右。国内清华大学化工系从21世纪初就开发了下行床催化裂解技术，也在济南炼油厂做过15万t/a工业试验，据说双烯+BTX的收率可达58%，但一直没有大型商业化生产。

3.2 大力发展新能源产业

新能源产业包括：煤炭清洁高效利用、非常规天然气开发利用、风电、太阳能光电、生物质能、氢能源与燃料电池、地热能和能源互联网与综合能源服务产业等。

3.2.1 太阳能光伏发电

2020年我国光伏新增并网装机容量48.2GW，同比增长60%，累计并网装机容量253GW，新增和累计装机容量均为全球第一。2020年我国光伏发电量260GkWh ，约占全国全年总发电量的3.5% 。光伏累计发电量近 930GkWh，折合标煤2.9 亿t，减排CO 2 7.4亿t。在这个方面我们有成熟的技术，中石化已在规划利用全国加油站的优势，改造加油站自行发电储电，为将来电动汽车充电。

道达尔（Total）公司在光伏发电和储能方面国际领先，2019年再生能源产能已达3GW，2020年产能翻了一番以上，达7GW。公司计划2025年要达到35GW，2030年达到100GW。

3.2.2 风力发电

这个领域，特别是海上风电是当前世界上发展最快的领域，每年以20%的速率增长。BP是目前陆上风力发电最大的能源公司，有15个陆上风电场，装机量达2GW。Equinor 公司是海上风电场的领军者，在欧洲率先建造了4个大型海上风电场。2020年BP与Equinor 公司合作，投资11亿美元（占股比50%）在美国东海岸建2个风力发电场，1个在纽约州发电2GW；1个在麻省2.4GW。其长远目标是：2020年装机能力214GW，2025年达350GW，2030年装机能力500GW。

我国具有成熟的风电技术，2021年风电装机量达到329GW，世界领先；美国第二，风电装机量为133GW。2018年起中海油正在大力推进海上风电，第一个风电项目是竹根沙海上风电，年发电8.65亿度电。

3.2.3 生物质能产业

生物质作为能源的思路如图2 所示，可以直接将生物质送去发电厂；也可以进一步加工成生物柴油或燃料乙醇。从发表论文的热门程度看，现代生物质能源技术路线与发展政策的研究是当前的大热门课题，特别是在中国发表的论文数量已经超过美国，成为这一课题发表论文数量的第一大国。生物质资源总量有限，据统计，包括农业秸秆牲畜粪便、城市垃圾、林业采伐剩余物生物质和废弃食用油脂，可供利用的资源总量约为3.26亿 tce/a 。由于生物质资源的高度分散，收集输送都存在困难，实际应用的水平仅仅是一小部分。以燃料乙醇为例，美国和巴西的燃料乙醇产量约占全球的８０％，分别占据第一和第二位，主要生产原料分别为玉米和甘蔗；中国的燃料乙醇产量位居全球第三，全世界加在一起不到1亿t/a。

SHELL是最大的生物燃料供应商，2020年销量已达到750万t/a，占其终端产品的1%。公司正在荷兰鹿特丹港兴建82万t/a生物柴油工厂，2024年投产，2025年产能可达200万t/a。道达尔2020年在全球生产的生物柴油销量已达到300万t/a。

由此可知，比起化石燃料一个厂每年就几千万吨的产量，生物燃料还处于起步阶段，在能源消费市场上所占比例很低。

3.2.4 氢能

在世界向低碳能源系统转型中，氢能扮演越来越重要的角色，其优势在于：（1）是最清洁的能源，在使用中碳排放为零；（2）是可以存储和运输的能源，既可以直接液化，也可以与有机化合物结合液化，然后运输至目的地再释放出来；（3）其制造原料来源丰富，制造方法多样且成本正逐步下降，如果今后实施排碳税，则竞争优势更加明显；（4）它可以在那些不容易电气化的地方起到补偿作用，如航运、工业的高温过程（钢铁、水泥和石油化工）等；（5）氢能在重载荷运输方面有特殊优势，如重载货车上替代化石燃料柴油、在航空航天中作为推进燃料等。从大格局来看，氢可以支撑100%可再生能源经济，即“氢经济”。

氢能可以分为三类：绿色氢能，用可再生能源电解水而得到（零碳排放）；蓝色氢能，用化石能源（如天然气或煤）转化制得，但制造中已经用CCUS技术捕集回收CO2；灰色氢能，用化石能源转化制得，但没有用CCUS技术。据BP公司预测，到2035年3种氢能会发展到提供5 EJ/a的能力（3种氢能各占1/3）；世界到2050年将达到25 EJ/a的能力(95%为前2种氢能，5%为灰氢能)；工业用能中氢能将占到10%，他们预计这部分氢能主要会由中国和工业发达国家提供。根据中国氢能联盟预测，到2030年我国氢气需求量在终端能源体系中的占比将达到5％，2050年将达到10％，产业链年产值预计将达到12万亿元。我国工信部2016年发布《节能与新能源汽车技术路线图》中要求：2020年发展氢能汽车5万辆；2030年达100万辆。目前日本走在了前面，日本千代田化工开发的以甲基环己烷为有机媒介体储蓄氢能工艺路线，已经在文莱建设商业化的示范装置。用甲苯催化加氢生成甲基环己烷作为液态氢载体，运到使用地再使甲基环己烷脱氢释放出氢气，2020年已经从文莱向日本提供210t氢气。

氢能的制造原料多种多样，制造方法也很多，是现在开展研究的热门课题，方法还会不断增加。根据文献调查了世界上发表的300多篇文献资料，归纳出各种氢能制造方法、原料和技术的情况,如表2所示,从工艺类型上大致分为四大类：电解法、生物降解法、热解法和化学法，其中以热解法和电解法比较成熟。

如果从成本上看，则煤气化经水煤气变换制H2最便宜，只有1.2～1.5 美元/Kg，比天然气、生物质制氢（2~3美元/Kg）和风电或光电电解水（7~9美元/Kg）都要便宜得多。当然前者制得的是灰氢，而电解水制得的是绿氢。而如果从环保性能角度来评价，则用风电或光电电解水法最佳。

世界各大能源化工公司已纷纷行动起来，把氢能作为将来的业务方向之一。如英国ＢＰ公司计划到２０３０ 年氢能业务在核心市场的份额增长到１０％，２０２０ 年公司已与Lightsource、沃旭能源等达成绿氢生产合作项目。壳牌现阶段在德国和美国加州有５０多个加氢零售点,计划到２０３０ 年前“绿氢”生产能力达到400万kW，并宣布将在荷兰北部建设发电量3~4GW的风力发电站，所产的电力用来电解水制氢，力争产氢量达到100万t/a。

我国氢气产量2020年达2500万t/a，其中煤制氢占62%，天然气制氢占19%，工业附产气提纯占18%，电解水制氢占1%。产量虽大，但绝大部分都是用于化工生产而非作为能源。中国石化近期宣布将把氢能作为公司新能源主要方向，“十四五”期间将规划建设1000座加氢站或油氢合建站，打造成“中国第一大氢能公司”，力争比国家承诺提前10年实现碳中和。2021年4月宁夏宝丰能源集团投资14亿元建成了包括200MW光伏发电装置和30台单台产能1000m3/h的碱性水电解槽制氢装置，年产绿氢2.4亿m³的绿氢示范项目，为煤化工产业与绿氢耦合探索迈出关键一步。2021年11月中国石油宣布在新疆库车开工建设万吨级光伏制氢示范项目，包括 300MW 光伏发电装置、生产 2 万t/a（即2.24亿m3/a）绿氢的电解水装置及储氢输氢装置，生产的绿氢用于炼化装置，测算每年可减少 CO 2 排放 48.5 万t，该项目预计2023年建成投产 。

3.3 政府从源头控制“两高”能源化工企业发展

3.3.1 出台政策，严控高能耗、高排放的能源化工企业产能

为了及时完成“碳达峰”的指标，政府必须从源头控制高能耗、高排放（“两高”）能源化工企业的发展。2021年5月生态环境部发布“关于加强高能耗、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见”，同时各省市下达“十四五”规划能源增量指标量化控制新增耗能项目，对“两高”形成高压态势。各地方政府纷纷开始排查梳理“两高”项目。在建项目要延长产业链，增大附加值，降低单位GDP能耗；已投产项目要节能降碳排放升级改造；没有减排潜力的要考虑关停。例如，榆林确立了高碳城市低碳化发展新思路，对“十四五”规划进行系统优化完善，在规划中已主动压减了40多个总投资7000多亿元的“两高一资”项目。

国家大力淘汰过剩落后产能，严格控制新建改扩建炼油、乙烯、对二甲苯等项目，重点行业要能效对标。2019年我国炼油产能已达到8.9亿t/a，“十四五”在建多个炼化一体化项目，到2025年产能将达9.8亿t/a，但由于电动车、可再生能源发展，成品油过剩加剧，到2025年前必须淘汰高能耗的小炼油产能5000万t/a。

3.3.2 煤化工产业要向高端化、多元化、低碳化转型

我国是世界产煤大国，传统上我国的煤制合成氨、焦炭、电石、尿素产能均为全球第一。由于我国石油和天然气紧缺，而煤相对便宜，所以从上世纪末，特别是21世纪以来，我国自主研发了一系列以煤为原料生产石油化工产品技术，并逐步形成了一个新的现代煤化工产业，如表3所示。这个产业2019年消耗1.09亿t煤原料，消耗3.7亿t水，排放CO2达1.32亿t（占全国总排放量的1.4%），SO2 2800万t（占全国3.4%）。

由于原料资源易得，当国际原油价格高企时有较大盈利空间，所以各个有煤资源的省份投资积极性高，煤化工行业发展迅速。但这是一个单位投资强度大、能耗高、CO2排放量大的行业，必须按照2021年出台的《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》，对煤电、石化、煤化工等行业进行严格的产能控制。因此，在“双碳”压力形势下，煤化工只有走绿色低碳转型之路才可以获得生存和发展，于是出现了不少文献探讨煤化工进一步转型发展的可能性。例如，使其能量来源逐渐向煤炭与绿氢能源协同耦合的洁净综合能源方式转变，并为煤制清洁燃料和化学品提供充足“绿氢”原料；通过新型催化技术或新的反应路径，简化工艺过程，提高产品收率，降低能耗物耗，使现代煤化工节能减排提升到新的高度。煤化工生产化学品，必须要通过氧的参与，但是不管是生产聚烯烃，还是生产成品油，都需要再去掉氧。碳加氢和碳去氧工艺都非常复杂，必然会造成大量的能源损耗，产生大量的CO2。因此，如果省去去氧环节，直接把氧作为产品的组成部分，研发生产含氧化合物 （如醇醚类化学品）和可降解塑料（如聚乙醇酸），将会较大幅度降低碳排放，形成煤化工绿色发展的独特优势。

3.3.3 启动碳排放市场，使“排放有成本，减排有收益”

政府方面控制碳排放除了行政命令外，还有经济刺激手段，即启动碳税和市场刺激。2020年12月生态环境部命令19号“碳排放权交易管理办法（试行）”发布，试点行业：先以电力行业试点，随后冶金、有色、建材、石油、化工等八大高能耗行业全覆盖；试点地区：北京、上海、天津、深圳、重庆、湖北、广东、福建；交易规模：按总排碳量100亿t/a的30%，约30亿t/a。第一年试运行下来，到2021年底，碳交易市场累计成交4.45亿t，交易额104亿元；最高价格时可达53元/t CO2（欧盟碳市场价已达52欧元/t）；试点地区GDP增长1%引起的CO2排放与非试点地区相比减少了 1.9%。

3.4 传统石油化工企业的节能减排和绿色化发展

3.4.1 节能减排潜力巨大，但落实困难

节能减排总是发展中国家能源生产和消费中的第一任务。2019年各国单位国内生产总值消耗的能耗比较见表4，从中可以看出我国确实太落后，节约空间很大。所以，今年两会通过的《政府工作报告》中提出，“十四五”时期，单位国内生产总值消耗和CO2排放分别下降13.5%和18%，这要求按约束性指标管理。

虽然差距明显，大家也都明白节能的重要性，但是要真正做到落实却不容易。“十三五”规划中要求单位国内生产总值能耗下降15%的指标并未完成，因此节能减排并不是单纯技术问题，而是管理问题。靠经济效益推动生产的今天，节能减排形成的那一点效益远不能引起各级领导的重视。相反，牺牲节能减排指标造成的损失却不难从别的地方补回来（例如产量加大、产值提高），所以，节能减排要真正做到落实实非易事，必须作为一个政治任务抓管才行。

3.4.2 大力推进用电加热取代传统蒸汽和加热炉

随着能源低碳化向绿电发展，需求侧也要向低碳化的电加热发展。虽然目前电加热的成本几乎是传统蒸汽加热的4~5倍，但是这仅是单纯直接比较，没有考虑蒸汽加热的管网泄露、腐蚀、维修管理费用比电加热高得多。从低碳经济角度长远来看，其优势会逐步加大，因风电、光电等使电价下降、加上零碳排放，从而取代蒸汽加热。两种加热方式比较见表5。

欧洲加热和冷却能耗约占全欧年度总能耗的50%，是深度低碳化的主要矛盾。为此，尽量改用可再生能源来加热，可以大大减少碳排放，例如用生物能源加热可减少碳排60%~70%；用太阳能系统仅2015年就减排CO2 630万~790万t/a。此外用城市垃圾和地热发电也是今后大力发展的方向。

Linde和SABIC 联合打造电加热乙烯裂解炉，油品和蒸汽在850℃反应生成乙烯、丙烯和芳烃。常规用化石燃料燃烧加热产生大量CO2等烟气，改用电加热可以将CO2排放降低90%。

3.4.3 企业要抓紧摸清生产过程碳足迹，以便针对性地采取措施切实减排

目前世界平均单位能耗的碳排放强度为74g CO2/MJ，到2050年的“净碳足迹”（Net Carbon Footprint）时要达到41g CO2/MJ。因为壳牌自身单位能耗的碳排放强度高于平均值，达到83g CO2/MJ，所以公司要求每个部门必须核算自己的碳足迹，到2030年必须下降20%；到2050年下降50%，降到43g CO2/MJ。

例如，某炼油厂的碳排放来源主要来自加热炉和火炬的燃料燃烧、催化裂化的催化剂烧焦过程，此外就是炼厂加氢所生产氢的过程，这3个方面占总排碳的80%以上，将来先进的炼油厂就要消灭火炬，用电加热取代目前烧燃料的加热炉，并优化氢生产流程。

3.5 碳捕集、利用和封存

碳捕集、利用和封存（Carbon Capture Utilization and Storage, CCUS）是实现碳中和不可缺少的技术,不仅现在各大高排放的行业减排需要，将来实现碳中和更是不可或缺。2021年格拉斯哥COP26会议上强调了CCUS的重要性，要求全球投入运行的捕集碳能力从目前的37 Mt CO2/a，到2050年前应提高到5600 CO2 Mt/a，这样才有望到21世纪末气温温升≤2°C，为此大约需要投入资金6500亿~13000亿美元。到了2040年之后，CCUS会逐步成为主要的减碳手段，如图3所示。根据IEA 的预测，到2050年 CCUS对世界碳减排贡献大约为14%，其成本下降空间也很大，到2060年全流程回收CO2成本从现在的300~500元/t下降到140~410元/t；所以这个技术市场空间是很大的，这将形成以化工为主的新行业。欧洲加热和冷却能耗约占全欧年度总能耗的50%，是深度低碳化的主要矛盾。为此，尽量改用可再生能源来加热，可以大大减少碳排放，例如用生物能源加热可减少碳排60%~70%；用太阳能系统仅2015年就减排CO2 630万~790万t/a。此外用城市垃圾和地热发电也是今后大力发展的方向。

Linde和SABIC 联合打造电加热乙烯裂解炉，油品和蒸汽在850℃反应生成乙烯、丙烯和芳烃。常规用化石燃料燃烧加热产生大量CO2等烟气，改用电加热可以将CO2排放降低90%。

3.4.3 企业要抓紧摸清生产过程碳足迹，以便针对性地采取措施切实减排

目前世界平均单位能耗的碳排放强度为74g CO2/MJ，到2050年的“净碳足迹”（Net Carbon Footprint）时要达到41g CO2/MJ。因为壳牌自身单位能耗的碳排放强度高于平均值，达到83g CO2/MJ，所以公司要求每个部门必须核算自己的碳足迹，到2030年必须下降20%；到2050年下降50%，降到43g CO2/MJ。

例如，某炼油厂的碳排放来源主要来自加热炉和火炬的燃料燃烧、催化裂化的催化剂烧焦过程，此外就是炼厂加氢所生产氢的过程，这3个方面占总排碳的80%以上，将来先进的炼油厂就要消灭火炬，用电加热取代目前烧燃料的加热炉，并优化氢生产流程。

3.5 碳捕集、利用和封存

碳捕集、利用和封存（Carbon Capture Utilization and Storage, CCUS）是实现碳中和不可缺少的技术,不仅现在各大高排放的行业减排需要，将来实现碳中和更是不可或缺。2021年格拉斯哥COP26会议上强调了CCUS的重要性，要求全球投入运行的捕集碳能力从目前的37 Mt CO2/a，到2050年前应提高到5600 CO2 Mt/a，这样才有望到21世纪末气温温升≤2°C，为此大约需要投入资金6500亿~13000亿美元。到了2040年之后，CCUS会逐步成为主要的减碳手段，如图3所示。根据IEA 的预测，到2050年 CCUS对世界碳减排贡献大约为14%，其成本下降空间也很大，到2060年全流程回收CO2成本从现在的300~500元/t下降到140~410元/t；所以这个技术市场空间是很大的，这将形成以化工为主的新行业。

3.5.1 捕集是最耗费成本的环节

我国煤电行业是走在碳捕集回收前面的行业，早就有了十几个试点项目，加起来CO2处理量近100万t/a，但不能说很成功。因为CO2的捕集成本不过关，处理每1t CO2需要300～500元。捕集CO2所消耗的能量，直接把1个100万KW的超超临界电厂的效率打回亚临界电厂，将使终端电用户电价提高20%左右，所以捕集技术尚未在煤电厂普遍推广。

CO2捕集的方法按照对燃料和燃烧产物采用措施的地位，可以分为燃烧前捕集、纯氧燃烧和燃烧后捕集3种，目前主要采用燃烧后捕集。碳捕集所采用的各种技术方法如图4所示。在这些方法当中研究最成熟、当前应用最多的还是化学吸收法，近些年的进步在于研制出加速吸收传质的催化剂和添加助剂，这样可以使传质加快，从而使设备投资下降、回收效率提高。此外，利用多孔有机聚合物替代传统的活性炭、沸石作吸附剂具有吸附选择性高、吸附容量大等优越性，我国在这个新方向上的研究有不少进展。

3.5.2 CO2利用是化工大有作为的新领域

CO2利用是一个很大的产业，预计利用的CO2可达3亿t/a，CO2基产品的经营额每年可达0.8万~1.1万亿美元，这当中最大的行业首推石油和化工。首先应该提倡负碳化工产业，负碳化学品是指以温室气体为原料生产的各种化学品，它兼具减碳和提供有价值化学品的功能，是一种前景广阔的朝阳产业。例如，CO2与环氧乙烷反应制作碳酸乙烯酯类产品,奥克集团与中科院过程所合作，2万t/a中试2018年已通过鉴定，正在设计30万t/a工业化装置；用细菌（藻类）光合作用将CO2转化为醋酸，太阳能-化学能转化率达3%以上；焦炭还原CO2 成为CO，进而通过生物发酵制成甲醇，甲醇是碳一化学平台化合物，可以向后生成一系列化工产业链，等等。CO2与天然气（甲烷）经水蒸气变换反应制合成气联合生产甲醇，是一种成熟的技术，已经可以用ASPEN-HYSYS进行优化设计。此外，要发展塑料等废品回收利用产业，我国是世界最大的塑料生产国，产量占全球的30%，2019年，中国塑料制品产量8184.2万t，产生废塑料6300万t。这里凝聚了大量的碳足迹，如果加以回收利用，进入循环经济轨道，对绿色减碳大有帮助,2020年废塑料的回收率只有30%。2019年1月16日BASF、ExxonMobil、DOW和SHELLA等近30家跨国石油和化学公司在伦敦共同成立终止塑料废弃物联盟（The Alliance to End Plastic Waste，AEPW）。2021 年 4 月，我国生态环境部发布《废塑料污染控制技术规范（征求意见稿）》，对化学再生的废塑料类别、生产工艺和规格做出明确规定。通常废塑料回收后经过热裂解生成热解油，再卖给石化企业去蒸汽裂解生产乙烯/丙烯。裂解法回收废塑料生产1t塑料，产生1.7t碳排放，相比化石路线生产塑料，1t塑料循环利用可减少3.6～5.6t碳排放。

CO2与制燃料电解水产出的绿氢合成甲醇燃料被称为“电制燃料技术”，这条工艺路线已经在冰岛建成了4000t/a的示范工厂，甲醇可以直接掺入汽油作车用燃料,也可用于甲醇基车用燃料电池作动力。

CO2还可用作工质。由锅炉、加热炉、窑炉和燃气透平尾气余热回收，可以用CO2作为工质形成的朗琴循环进行热电联产，欧盟在2020年要求其热效率达到30%。用CO2热泵循环系统已可以提供120°C热空气或165°C蒸汽，从而可以部分取代传统的高碳排放的燃煤锅炉蒸汽系统。

油田附近的石化企业将捕集到的CO2送到油田用于驱油，以提高油田的产率，这就是俗称提高原油回收Enhanced oil recovery (EOR)技术。例如，2021年7月中石化启动的齐鲁石化-胜利油田百万吨级的碳捕集、驱油与封存的一体化应用。

3.5.3 CO2注入深海洋封存是未来方向

CO2的地质性封存大致可分三类：废弃油气田封存、未开采煤层、盐水蓄水层封存。从上世纪末以来就开始投入这方面的探索，中国吉林、加拿大Saskatchewan和美国犹他州最早启动试点项目，规模上从每年注入CO2 10万t到200万t不等，这些都是EOR类型的项目。与此同时，还有一批更小型的注入CO2到废气田驱甲烷的项目投入。到本世纪初有一批CO2注入盐水蓄水层封存的项目启动，大部分在美国和澳大利亚。

CO2注入深海洋封存是将来的方向。海洋是地球上最大的碳阱，其存储的CO2含量是大气层的50倍。如果将CO2注入3km以下的海洋深度，CO2就会液化，因其比重高于海水，所以会自动沉入海底，至少会在海底保持几百年。

3.6 化工基地和园区的减碳举措

工业园区是工业企业的载体，低碳化、绿色化、循环经济化等思想都要靠工业园区来实现。根据中国石化联合会统计，到2020年底全国重点化工园区616家，其中国家级48家，产值超千亿元的17家。入园企业已超过1.5万家，产值占总量的50%以上。2018年国务院颁布的《石化产业规划布局方案》明确要求，今后新建的装置必须在规范的石化基地或园区以内，园区外的危化品企业必须搬迁入园区以内，所以化工园区已经成为化学工业的主战场，因此，化工基地和园区就应当承担起绿色低碳化的相应任务。

3.6.1 带头实现能源结构低碳化改造的要求

我国承诺在2030年以前实现“非化石能源占一次能源的消费比重达到25%左右”的要求，除了热电行业以外，能源化工这样的“双高”行业首当其冲，这必须在各基地和园区体现出来，不能等国家统一执行。国外先进的化工园区从2个方面体现“低碳绿色”：一是要最大化采用可再生能源，例如光伏发电、风力发电、生物质气体（Biogas）等，园区中留有专门给可再生能源装置的预留位置，做到至少是部分能源要自行解决，这也是绿色化的标志之一；另一方面，园区内产生的废弃物尽可能要自行消解处理，园区内设置了发达的静脉产业，例如法国里昂的Salaise-Sablons EIP 一共22家企业，不到1000名员工，就包括2家静脉企业，这2家处理废物的企业员工占园区总员工数的30%左右。这些都值得我们学习。

3.6.2 工业园区能源基础设施存在“三高”症状

所谓“三高”指的是：（1）据统计，工业园区主要靠燃煤机组供热供电（占装机容量的87%），这意味着比全国平均水平还要落后（全国工业燃煤占能源比为56%）；（2）小机组多（≤ 50MW），这些机组的能效和排碳指标比大型火力发电厂差得多；（3）水电汽供应等基础设施温室气体的排放量在园区中占比高达75%以上，是园区中碳排放主要来源。既然化工园区已经成为整个行业的“主战场”，而这里的水、电、汽供应的基础设施处于如此落后的水准，将会对碳达峰碳中和拖“后腿”。如果烧煤锅炉通过蒸汽朗肯循环发电，其能效只有35%；天然气通过燃气透平及废热锅炉热电联产，其效率可达50％～55%；而如果采用冷热电联产（CCHP），其效率更可以达到70%。天然气CCHP生产单位热量的CO2 排放只是燃煤锅炉蒸汽发电供热的1/4。

3.6.3 园区应全面推行低碳发展举措并开展碳达峰示范园区建设

中国石化联合会提出，绿色园区的可再生能源占比2025年必须达到15%；2030年必须超过25%；也就是园区有责任率先实现碳达峰。为此必须科学核算园区碳排放量，摸清家底（可以考虑用全生命周期LCA方法），并应该立即选择基础条件好的园区开展碳达峰示范园区建设，在示范园区积极采用CCUS技术，建设零碳、负碳产业园区，这方面应该利用化工园区科技、产业和人才聚集的优势，为全国其他行业树立样板。在园区的跨企业能量网络集成、水网络集成利用方面，可以吸收高等院校的过程系统工程PSE专家参与。PSE在跨企业物料流、热能和水的集成技术方面提出了不少方法和工具，但是深入考察世界上实际运营的生态工业园区就发现，在实施以上３个方面跨企业集成交换合作的案例并不多。虽然这种集成交换理论上会带来资源利用率提高、排废减少、成本降低，但会造成园区内生产网络的复杂化及管理问题，企业成员之间管网交叉运行，一旦某一企业出了问题需要暂时停车或调整，势必引起相关联的企业跟着停车或调整。但这些装置属于不同的业主法人，管理调度起来会十分复杂，这就是园区运行的操作弹性脆弱（Vulnerability）问题。

此外，还要加紧研发不用燃煤锅炉的低碳蒸汽管网系统（例如电加热蒸汽管网），积极部署利用廉价光能、风能和储能系统产生的电力，形成电热联供的园区能源基础设施系统。

4 结束语

当前面临的实现碳达峰碳中和目标时间紧、任务重，对于化工行业来说尤为如此，必须立即行动起来。能源大转型是世界性潮流，能源化工公司必须抓住机遇，占领先机，这是历史赋予我们的责任与任务，关乎我国的形象和子孙后代利益，不容忽视。化学工业在这一挑战中处于一种特殊的角色地位：一方面要完成自身“由大变强”的转型；另一方面还要发挥化学的优势和机遇，特别在减碳方面化学工业负有特殊的历史任务，创造各种各样的CCUS 技术，建立低碳、零碳和负碳示范企业和园区，为其他行业树立样板。