【招银研究|行业深度】“双碳”研究之化工降碳篇——迈向零碳的挑战与途径
（以下内容从招商银行《【招银研究|行业深度】“双碳”研究之化工降碳篇——迈向零碳的挑战与途径》研报附件原文摘录）
■ 石化化工碳排放现状：2022年全行业碳排放14亿吨，约占全国碳排放量的12%。其中10个重点子行业碳排放量占比近七成。炼油、甲醇、合成氨是碳排放大户，每年碳排放均超过2亿吨。政策要求行业至2025年实现碳减排1.1亿吨，碳减排压力非常巨大。 ■ 碳排放来源：结构各不相同，制氢是工艺排放大户。炼化行业总碳排放量3.18亿吨，构成来源复杂，工艺排放来自催化裂化与制氢，其他装置以能源消耗为主。煤化工产能规模巨大，碳排放量4.96亿吨，煤气化装置是碳减排重点，主要来自于制氢所需的水煤气变换反应。氯碱碳排放1.42亿吨，全流程电力消耗为主的间接排放超1亿吨。纯碱碳排放0.2亿吨，以蒸汽消耗为主。 ■ 公用工程碳减排：从节能减碳向零碳电力迈进。节能装备推广与能量高效利用是当前最务实的降碳手段，预计到2027年石化化工领域的设备更新投资规模有望增至5000亿元。实现源头减碳需要生产技术的持续革新，轻质化原料的生产运用相当成熟，更为前沿的原油直接裂解制烯烃、合成气一步法制烯烃，则尚处于探索前期。电力脱碳需通过自建光伏与采购绿电相结合，自建光伏已在重点园区陆续推广，完善绿电跨省交易更为关键。最后，推动终端用能电气化改造，实现电能对传统热能的替代，可进一步拓宽绿电应用领域。 ■ 工业过程碳减排：绿氢规模化应用势在必行。规模化推广可再生能源电解水制氢替代传统煤制氢，可从源头解决大部分工艺排放，而石化化工也是绿氢项目最为重要的消纳领域之一。但受限于当前制备成本高、项目运行稳定性差、储运困难以及产业耦合尚未成熟，实现大规模应用还有待时日。而研发新型催化剂抑制催化裂化的焦炭沉积，则可以减少炼油另一关键工艺的碳排放。最后，CCUS将是填补碳中和缺口的最后手段。预计到2025年行业每年仍有1.9亿吨二氧化碳需要通过CCUS实现减排。目前CCUS技术示范成本偏高，仍需加快商业化应用进程和探索制定激励政策。 ■ 业务建议与风险提示。（本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参联系研究院或登录“招银智库”查看）。 原标题：碳达峰碳中和系列研究之化工降碳篇——迈向零碳的挑战与途径 相关报告 《石油炼化行业深度研究之产品篇——“降油增化”趋势下的全面过剩危机》 正文 前言 作为国民经济的基础和支柱行业，石化化工行业主要是为其他生产部门及居民部门提供数以万计的工业原材料和终端消费品，在我国工业体系中占据着重要地位。与此同时，石化化工行业的碳排放总量及强度高，在碳达峰行动中任务繁重艰巨。2022年全行业碳排放14亿吨，约占工业碳排放量的18%、全国碳排放总量的12%。在碳达峰碳中和战略目标下，化工企业不仅将面临降碳改造升级的压力，也将从全社会的绿色转型过程中获得全新的发展机遇。因此，研究石化化工的碳排放来源及减碳实施路径，将有助于银行更为全面和深入地了解相关领域的投资方向，做深做实绿色金融大文章。 中国化工年碳排放量超十亿吨，绿色转型迫在眉睫 1.1 十大重点子行业碳排放量占比近七成，以直接排放为主 工业企业是温室气体排放的核算主体，排放总量的核算主要包括两部分：一是化石燃料燃烧及工业生产过程等环节造成的直接排放；二是净购入电力和热力等造成的间接排放。 图1：工业企业温室气体排放的来源和核算方法资料来源：《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南》，招商银行研究院 石化化工行业产业链纷繁复杂，子行业之间的碳减排压力存在差异。根据石油和化学工业规划院的测算，2021年石化化工10个重点子行业的碳排放量合计9.7亿吨，约占全行业总量的七成。其中，直接排放6.86亿吨，占比为70%；间接排放2.9亿吨，占比为30%。具体来看，炼油、甲醇、合成氨三个子行业的碳排放量均超过2亿吨，往后则分别是电石（1.1亿吨）、煤制油气（6678万吨）、乙烯（5893万吨）。其余如烧碱、PX、煤制乙二醇、纯碱则在3000万吨以下。 图2：2021年中国化工主要子行业碳排放（百万吨）资料来源：石油和化学工业规划院，招商银行研究院 1.2 政策要求石化化工行业至2025年实现碳减排1.1亿吨 上述10个子行业是化工领域实现碳达峰碳中和的重中之重，国家多部委陆续出台了多项文件对其节能降碳改造升级提出工作目标，并进行方向指导。根据发改委《节能降碳改造升级实施指南》，到2025年要求各行业标杆水平以上产能基本达到30%，基准水平以下产能则要基本清零（见附录1）。今年5月，国务院印发了《2024-2025年节能降碳行动方案》，重点任务要求严格石化化工产业政策要求、加快石化化工行业节能降碳改造、推进石化化工工艺流程再造。《方案》明确提出2024-2025年形成节能量约4000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.1亿吨，这意味着未来三年全行业需要降低8%的碳排放。考虑到产能扩张速度尚未明显放缓，行业将面临非常巨大的碳减排压力。 表1：“双碳”目标下关于石化化工行业的相关政策要求资料来源：招商银行研究院 1.3 分析思路：归纳四大类行业，分公用工程和工业过程梳理 总体来看，石化化工行业的碳达峰过程，既需要通过能效提升及工艺改进、使用替代原材料等方式减少直接排放，也需要通过使用绿色电力和热力减少间接排放。而碳中和目标则需要在此基础上，构建循环回收利用的绿色低碳产品，并通过碳捕集、利用和封存技术（CCUS）实现产品全生命周期的净零排放。不过，由于生产工艺和装置的不同，各个子行业的减碳重点方向和实现方式会略有差异。本文首先将10个重点子行业归纳为炼化、煤化工、氯碱和纯碱共四大类，对其碳排放来源、核心装置进行介绍（第二章），然后按照公用工程（即能源消耗，第三章）和工业过程（即工艺排放，第四章）两个方面来分析关键减碳措施及其推广进展，描绘出全行业的碳中和之路。 关于10个重点子行业的归类：（1）炼油、乙烯和PX装置均是大型炼化一体化项目的核心装置，可归为“炼化”大类；（2）国内的合成氨、甲醇、煤制油气、煤制乙二醇的源头装置均为煤气化设备，属于“煤化工”范畴；（3）烧碱是原盐电解生成的两个核心产品之一，另一产品液氯则与电石制得的乙炔反应生产聚氯乙烯（PVC），因此烧碱和电石可归为“氯碱”大类；（4）纯碱单独归为一类。 图3：10个重点子行业的归纳分类及碳排放量资料来源：招商银行研究院 关于公用工程和工业过程：直接碳排放当中的燃料燃烧与间接排放均是因能源消耗而产生的碳排放。化工企业消耗的能源品种主要是电力、蒸汽、燃料气、燃料油等，虽然用途和来源不同，但均属于公用工程的一部分，因此本文将一并分析讨论。直接碳排放中的工业过程则是由装置当中的反应工艺产生，与能源消耗无关。 表2：化工企业公用工程消耗的能源品种及主要用途资料来源：招商银行研究院 碳排放来源：结构各不相同，制氢是工艺排放大户 2.1 炼化：碳排放构成复杂，工艺排放来自催化裂化与制氢 大型炼化一体化项目是一项生产装置复杂多样、个性化程度高的超级工程。从近几年新建项目的公告来看，千万吨级炼厂通常涵盖20-30套装置，可大致分为炼油区和化工区两部分。炼油区以常减压蒸馏装置为龙头，生产成品油、石脑油、PX及其他石油制品（如沥青、石油焦）。化工区则以蒸汽裂解装置为龙头，以炼油区的石脑油为原料生产烯烃，并通过后端配套不同的装置生产各类基础化工原料和三大合成材料。 图4：典型炼化一体化项目的装置简要流程图资料来源：招商银行研究院 炼油区是碳排放重点区域。绝大多数装置的碳排放以能源消耗为主，这是因为装置中的各类加热炉、压缩机、工艺泵等设备需要由能源介质（燃料气、蒸汽、电力等）驱动。工艺排放主要来自催化裂化和制氢装置，前者由催化剂烧焦再生而产生，后者则来自煤气化反应。虽然各家炼厂的装置组合存在差异，但整体看，常减压蒸馏装置、催化裂化装置、连续重整装置、制氢装置是核心碳排放源。根据德勤《石化行业低碳发展白皮书》中引用石科院的建模结果，上述四套装置的碳排放占比高达69.5%。其中，催化裂化占比最高，为26%，往后分别是制氢装置（17.6%）、连续重整（14.1%）、常减压（11.7%）。 图5：炼油主要装置碳排放量占比资料来源：德勤《石化行业低碳发展白皮书》，招商银行研究院 （1）催化裂化：炼厂增产轻质油品最为重要的生产环节。重质馏分（如重柴油、蜡油、减压渣油）在催化剂作用下发生裂化反应，可转变为裂化气、汽油和柴油。反应过程中副产物焦炭会沉积在催化剂表面使其失去活性，因此需采用连续烧焦的方式清除催化剂表面的结焦。烧焦产生的尾气便是炼油环节最大的工艺排放来源，我国每年因催化烧焦产生的碳排放超过5000万吨。 （2）制氢装置：氢气是炼厂里仅次于原油的第二大原料。据IEA报告，2022年全球炼油行业的氢气用量超过4100万吨，刷新了2018年的历史记录。加氢裂化和各类加氢精制是炼油区的氢气消耗大户，前者用于提高成品油产量，后者用于降低油品中的硫、氮等杂质，降低环境污染。IEA预计随着全球政府对石油产品硫含量监管的加强，炼厂对氢气的需求将进一步增长。 炼厂一般以燃料煤、副产干气、天然气、重质燃料油为原料，通过煤气化和变压吸附制取氢气。反应流程与煤化工源头装置并无差别，工艺碳排放主要来自低温甲醇洗工段和酸性气。（在2.2煤化工部分展开介绍） （3）其他装置：常减压、连续重整、加氢、焦化等装置以能源消耗为主。燃料气是其中最主要的能源介质，可占装置能耗的80%以上。燃料气供应至加热炉燃烧可提供500℃以上的高温条件，远高于4.0MPa高压蒸汽的250℃。因此，现阶段高温装置离不开燃料气的助力，提升加热炉热效率对于节能减碳至关重要。 化工区的碳排放相对较小，主要来自蒸汽裂解装置，约占炼化碳排放总量的8%。蒸汽裂解是生产乙烯的最主要路线，生产过程主要包括裂解炉的蒸汽裂解、急冷、裂解气压缩和精馏分离等工序。装置碳排放同样以能源消耗为主，燃料气等直接燃烧约占60%、蒸汽和电力消耗约占30%。 图6：蒸汽裂解制乙烯的工艺流程图资料来源：招商银行研究院 在全行业“降油增化”的趋势下，炼化一体化项目的原油加工深度和装置复杂程度都会较过往的燃料型炼厂有显著提高，这也将显著增加碳排放强度。据石油化工科学研究院的分析，炼化一体化型炼厂的碳排放强度接近于燃料型炼厂的两倍，工艺排放比例也明显增加，这主要是由于催化烧焦及用氢量更大。作为四大重点大类中仅有的尚存产能增长空间的行业，炼化行业的碳减排不仅存在规模扩张的压力，还将面临产品升级导致强度增加的难题。从行业发展的角度来看，炼化可能是全行业碳减排难度最高的。 表3：典型的燃料型和炼化一体化型炼厂的碳排放构成差异资料来源：石油化工科学研究院，招商银行研究院 2.2 煤化工：产能规模巨大，煤气化装置是碳减排重点 煤炭是我国的主体能源，“富煤贫油少气”的资源禀赋也决定了我国会比世界其他国家更多地使用煤炭作为工业原料。国内产能规模最大的两类化工品，甲醇和合成氨都是以煤炭为主要原料，而在海外两者则主要通过天然气制取。煤制路线的碳排放强度是天然气路线的两倍，叠加国内庞大的产能规模，共同促成了煤化工的碳排放量在全行业遥遥领先。 煤气化装置是煤化工的起点，煤气化是指原料煤在高温下与水蒸汽等气化剂反应生成合成气（主要成分为一氧化碳和氢气）的过程。单纯的煤气化反应产生的粗合成气氢碳比较低，为了得到足够的氢源需要进行水煤气变换反应，在此过程中一氧化碳将转变为二氧化碳并在后续的低温甲醇洗工段中脱除。这一工艺排放是煤气化装置的核心排放源。有研究表明，煤气化装置每生产1公斤氢气产生的碳排放量为20.35kg，其中17.97kg来自工艺排放，另外2.38kg来自电力消耗。（煤气化反应过程复杂，既可产出合成气，也为煤气化炉提供高温热量，可统一视为工艺排放） 图7：各类煤化工产品的工艺流程图资料来源：招商银行研究院 经净化后的合成气将根据需要进入不同的装置，如氨合成塔、甲醇合成塔。这些装置的碳排放以能源消耗为主，碳排放强度显著低于煤气化，在全流程的碳排放占比也相对较低。我们重点分析规模最大的合成氨和甲醇。 （1）合成氨：相比其它产品，合成氨的前端工序还涉及氮源。空分设备可以通过压缩、精馏分离出空气中的氮气作为氮源，该设备主要依靠电力驱动，单位制氮电耗约为0.43-0.60 kWh/m3。氢气和氮气混合后进入氨合成塔，在高温高压下发生催化反应生成合成氨。 合成氨反应是一个可逆的放热反应，为使得反应平衡向正方向进行，需要尽可能地提高操作压力并将反应温度控制在合适的范围。前者需要压缩机组，涉及到电力消耗；后者则需要热交换器，移走并回收反应热，可用于预热原料或作为加热工质，提高利用效率。综上，合成氨反应的碳排放以电力消耗为主，有研究表明，每公斤合成氨的电力隐含碳排放量为0.29kg。 （2）甲醇：后端主要包括甲醇合成和甲醇精馏两个工段。与合成氨类似，甲醇合成是需要高温高压的放热反应。能源消耗主要来自压缩机组的电力消耗和精馏分离的蒸汽消耗。同样的，回收反应热可以产生中压蒸汽进入换热网络进行利用。据上海市环境科学研究院测算，工艺排放占煤制甲醇全过程碳排放的60.5%，主要是由于煤气化产生的粗合成气氢碳比较低，需通过变换反应将氢碳比调整为2.0，以满足合成需求。电力和热力消耗集中在后续合成工段，碳排放占比为38.4%。 图8：煤制合成氨全流程各环节碳排放占比资料来源：《基于全生命周期评价的中国制氨路线碳排放、能源效率研究及展望》，招商银行研究院 图9：煤制甲醇全流程的碳排放构成资料来源：《煤制甲醇过程的碳排放核算及减排对策研究》，招商银行研究院 2.3 氯碱：间接排放超过1亿吨，以电力消耗为主 氯碱产业链是国内高耗能行业的代表之一，碳排放主要集中在电力和蒸汽等能源消耗带来的间接排放。电力的使用贯穿了氯碱产业链的全流程，从前端原料电石的生产、核心工序离子膜电解乃至到后端PVC聚合，都离不开电能。按照产品单吨耗电量和产量测算，2021年国内电石、烧碱分别消耗955、933亿度电，折合电力的间接碳排放均超过5000万吨。蒸汽能耗占比相对较低，主要消耗在加热原料、蒸发浓缩、产品干燥等环节。 表4：2021年氯碱行业耗电量及电力碳排放情况测算 注：1、按2021年全国电力平均碳排放因子0.5568kg-CO2/kWh折算；2、烧碱测算数据与图1存在较大出入，石油和化学工业规划院的报告提及烧碱行业的耗电量914亿kWh，但二氧化碳间接排放3200万吨，由此推测其使用的电力碳排放因子较低 资料来源：百川盈孚，招商银行研究院 氯碱产业链的工艺排放集中在电石生产过程，包括石灰石煅烧、电石冶炼等环节，烧碱和PVC生产基本不涉及工艺排放。在电石生产过程中，石灰石和焦炭通过电石炉内热电弧产生的高温进行反应，单吨电石的工艺排放约为1.6吨。据此测算，国内电石生产造成的直接碳排放约4500万吨。 图10：氯碱产业链简要装置流程图及碳排放环节资料来源：招商银行研究院 截至2020年底，我国电石行业能效优于标杆水平的产能仅占3%，烧碱行业能效优于标杆水平的约占15%，两者能效低于基准水平的均占25%，是能效水平最不理想的子行业。因此，下阶段电力系统降碳以及提升用电效率对氯碱行业至关重要。 目前在陕蒙宁新等煤炭资源丰富地已形成大型化、一体化的“煤电盐化”产业集群，企业基本自备电石一体化发展PVC。因此，与其他国家以乙烯法PVC为主不同，在我国电石法PVC产能占比达到75%。两者综合耗电量差距极大，以标杆水平作为参考，电石法PVC全流程的能耗水平至少达1400kg标煤/吨（按每吨PVC需要1.5吨电石测算），而乙烯法PVC的能耗水平为620kg标煤/吨。因此，提高乙烯法PVC的产能占比，减少电石消耗也是行业降碳的重点方向之一。 2.4 纯碱：工艺路线多元，以蒸汽消耗为主 纯碱的主要成分为碳酸钠，是生产玻璃、小苏打、洗涤剂等产品的原料。规模化生产纯碱的工艺主要有氨碱法、联碱法和天然碱法三种。据卓创资讯，我国纯碱产能3880万吨，以联碱法和氨碱法为主，合计占比超80%。联碱法的碳排放主要集中在合成氨厂，纯碱企业制碱环节则相对较少，主要产生于轻（重）灰煅烧环节的蒸汽消耗；氨碱法因涉及石灰窑、蒸氨塔等高耗能装置，碳排放相对更高，同样以蒸汽消耗为主。 图11：我国纯碱生产工艺占比资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 图12：氨碱法与联碱法的反应过程资料来源：《双碳战略下百年纯碱发展机遇与挑战》，招商银行研究院 蒸汽是纯碱生产最主要的能源介质。轻灰煅烧炉、蒸氨塔均需要利用蒸汽作为热源，每台设备的消耗量大概为50吨/小时。根据纯碱龙头企业三友化工发布的温室气体排放核查报告，2020年纯碱分公司以氨碱法生产纯碱218.5万吨，按企业法人边界核算的碳排放总量为230.5万吨。其中，蒸汽等热力消耗占比69%。 工艺排放方面，氨碱法需纯碱企业自备二氧化碳和氨气，目前两者均需要利用石灰窑。石灰石在煅烧过程中，还需要加入焦炭作为燃料为反应提供热量。这两类含碳物质的消耗是产生工艺排放的核心原因。虽然纯碱企业还可以通过热电厂供应的二氧化碳，但蒸氨工段所需的石灰乳（氢氧化钙）仍需由石灰窑煅烧提供。因此，现阶段石灰窑无法取缔，工艺碳排放难以避免。从唐山三友化工纯碱分公司2020年的核算结果来看，石灰石、焦炭在石灰石煅烧过程中的碳排放占比18%（报告中该工序未纳入纯碱生产过程的碳排放）。 表5：2020年唐山三友化工纯碱分公司碳排放总量及构成（万吨） 注：纯碱生产的核算口径不包括石灰石煅烧，氯化钙、小苏打生产工序，故工业过程无碳排放 资料来源：公司官网，招商银行研究院 不同于国内主流的两种合成碱工艺，天然碱法主要以物理过程从天然碱矿或碱湖中将纯碱分离，无需工业盐、石灰石、氨、二氧化碳等原料，环保性、经济性及能耗水平更优。不过，我国天然碱储量仅占全球的0.1%，基本集中在内蒙古、河南两省。虽然《节能降碳改造升级实施指南》提到“加大天然碱矿藏开发利用，提高天然碱产能占比”，但考虑到国内储量不高以及过度开发对环境的潜在影响，预计天然碱难以成为国内纯碱的主流路线。因此，进一步降低氨碱法和联碱法的蒸汽消耗是行业降碳的关键。 综上所述，重点子行业的碳排放结构存在较大差异。炼化行业的公用工程和工业过程碳排放均颇具规模，煤化工因煤制氢以工业过程为主，氯碱和纯碱基本来自公用工程，前者消耗电力，后者消耗蒸汽。汇总来看，由于煤制氢规模巨大，重点子行业的工业过程排放占比达59%，公用工程排放占比41%。 表6：重点子行业碳排放结构汇总估算（百万吨） 注：测算过程将炼油中的催化裂化、制氢全部归为工业过程排放；煤化工的直接排放全部归为工业过程排放 资料来源：招商银行研究院 公用工程碳减排：从节能减碳向零碳电力迈进 3.1 节能装备推广与能量高效利用是当前最务实的降碳手段 对于除煤化工外的大多数子行业，提高装置能效或利用绿色能源替代传统能源，即可实现大部分降碳。在目前前沿技术尚无实现工业化突破的情况下，普及推广重大节能装备与进一步优化全厂的能量利用是最为务实可靠的手段。 重大设备更新同样是政策部门关注的重点。今年工信部连续印发《推动工业领域设备更新实施方案》和《工业重点行业领域设备更新和技术改造指南》，推动石化化工等重点行业改造升级。指南强调以炼化、煤化工、氯碱、纯碱、电石、磷肥、轮胎、精细化工等领域达到设计使用年限或实际投产运行超过20年的主体老旧装置为重点，推动老旧装置绿色化、智能化、安全化改造，加快更新改造老旧、低效、高风险设备。根据工信部统计，2023年全国工业领域设备投资规模达到4.4万亿元。按石化化工行业占当年制造业固定资产投资完成额10%的比例测算，石化化工的设备投资规模为4000亿元。方案表示到2027年，力争实现工业领域设备投资规模较2023年增长25%以上，据此预计到2027年石化化工领域的设备更新投资规模有望增至5000亿元。 对于各个子行业重点用能设备的改造，发改委在《节能降碳改造升级实施指南》给予了相对明确的指导，核心方向就是提高热效率，降低化石燃料使用量以及采用大型化的新设备减少电力和蒸汽消耗。 表7：重点子行业主要节能设备及升级方向资料来源：国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 除了更新关键设备以外，全厂的能量系统的优化是节能减碳的另一大文章。化工厂的能量利用是一个极其复杂的系统工程，用能端涉及不同用热、用电或用汽需求的装置，供能端则有不同品位的能源配套以及反应过程中产生的反应热。因此，如何高效利用能量对节能环保和企业的经济效益至关重要。总体看，换热网络优化、蒸汽动力系统优化以及余热余压利用是主要的升级方向。其中涉及到的夹点分析、资源网络模拟优化等核心技术，在各个子行业的运用大同小异。以最为复杂的大型炼厂为例，通过上述技术升级以及氢气资源的高效利用，可以为一座千万吨级的炼厂每年减碳10.5~18万吨。 图13：千万吨级炼厂能量高效利用的升级方向和实现途径资料来源：德勤《石化行业低碳发展白皮书》，国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 3.2 实现源头减碳需要生产技术的持续革新 利用轻质化原料或调整工艺路线，可以从源头实现低碳生产。轻质化原料指的是生产烯烃（乙烯、丙烯）时使用产品选择性更高的乙烷、丙烷作为原料，从而提高反应效率，降低反应和分离能耗。调整工艺路线则涉及到各个子行业，既包括烯烃领域的原油直接裂解制烯烃、合成气一步法制烯烃，也包括乙烯法PVC、天然碱法生产纯碱等。 轻质化原料的生产运用已相当成熟，且在“双碳”背景下发展非常迅猛。《2030年前碳达峰行动方案》明确提出，“调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化”。现阶段我国11%的乙烯来自乙烷裂解（含混合轻烃），33%的丙烯来自丙烷脱氢（PDH）。其中，PDH已成为丙烯扩能潮的主力。2023年国内PDH产能接近2000万吨，占当年丙烯新增产能的63%。据中石油介绍，长庆80万吨/年乙烷制乙烯项目的综合能耗为398.7kg标油/吨，仅为传统石脑油裂解装置标杆水平的68%。而一套60万吨/年PDH项目的综合能耗则在150kg标油/吨以下，远低于油制或煤化工路线。因此，推广轻质化原料对石化行业的减碳意义重大。 图14：我国烯烃原料结构（2023年）资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 图15：我国PDH产能增长趋势（万吨）资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 原油直接裂解、合成气一步法制烯烃，则是更为前沿的烯烃生产技术，分别代表了石油化工和煤化工的先进生产力。 原油直接裂解制烯烃颠覆了现阶段需要先通过常减压装置分离出石脑油再将其裂解生成烯烃的生产流程，可直接将原油转化为乙烯、丙烯等化工品。原油直接裂解不仅显著提高化工品收率，还跳过了常减压装置、加氢裂化等高能耗设备，大幅降低碳排放。2021年，中石化相继在天津石化和扬子石化成功完成中试实验，成为继埃克森美孚之后全球第二家掌握原油直接裂解技术的企业，正计划建设百万吨级项目。而地炼龙头也开始试水相关技术。2023年，东明石化5万吨/年原油催化裂解制烯烃试验装置实现11个月长周期安全平稳运行。据介绍，该装置能耗降低25%，碳排放减少23%。 合成气一步法制烯烃则是煤制烯烃的新路线。作为碳排放大户，国内甲醇超过一半的需求来自烯烃。因此绕开甲醇生产环节，将合成气直接转化为烯烃，可以降低目标产物的氢碳比（从甲醇的4:1降至烯烃的2:1），从而减少水煤气变换反应及其碳排放。中国科学院大连化物所、清华大学、大连理工大学、中国石化等都开展了相关研究。公开信息显示部分机构已开始进行中试试验，不过目前尚无相关工业化报道。 表8：重点子行业低碳生产技术路线总结资料来源：隆众资讯，招商银行研究院 3.3 自建光伏与采购绿电结合，助力化工企业电力脱碳 电力消耗是间接排放的重要组成部分，目前石化化工领域每年的电力消耗约为5000亿千瓦时，占工业用电量8.8%。按1亿千瓦时绿电可较煤电减少约9.4万吨二氧化碳测算，若全行业50%的电力供应来自可再生能源，则每年可以减碳2.35亿吨。因此，电力系统的脱碳进程至关重要。 目前各地方积极鼓励化工园区自建分布式光伏。以央企和外资为主的上海化学工业区布局进度较快，已建成19个项目，实现总装机41.48MW。另外，福建古雷石化10.53MW分布式光伏发电项目在今年年初正式并网运行，每年可提供超1200万度绿电，在建项目投产后预计总装机量将达到37MW。 不过相对于企业整体用电量而言，自建光伏只是杯水车薪。以科思创为例，公司在上海化学工业区建有最大的光伏项目，年发电量650万度，但也仅占其全年用电量不到1%。因此，企业采购绿电的需求十分旺盛。2023年全年中国核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到611亿千瓦时，分别同比增长7.8倍和10.5倍。相信随着未来绿电跨省跨区交易堵点的打通、配套储能对绿电稳定性的增强，化工企业将成为绿电的主要消纳客户之一。 图16：全国绿电交易量（亿千瓦时）资料来源：中电联，招商银行研究院 目前，跨国化工巨头在绿电推广方面积极性较高。巴斯夫分别与国家电投和中国能建签署了为期25年的绿电采购协议，其中国家电投每年将为巴斯夫湛江一体化基地提供10亿千瓦时的绿电。叠加厂区的光伏屋顶和海上风电场，该项目有望成为国内首个100%使用绿电供应的石化基地。科思创、法液空也有大额采购协议。 表9：跨国化工巨头绿电长期采购合同案例资料来源：落基山研究所，招商银行研究院 3.4 推动终端用能电气化改造，拓宽电能应用领域 大力推广绿电的同时，将传统蒸汽驱动、化石燃料供热的关键设备改造为电驱动、电加热装置，可以充分利用以绿电为核心的现代化能源体系，进一步减少化石能源消耗。 全行业普及推广高温热泵、大功率电热储能锅炉是未来电能替代的重点，可满足绝大多数的中低温度用热场景。目前两者渗透率并不高，行业终端用能电气化比例仅约10%，替代潜力巨大。发改委《锅炉绿色低碳高质量发展行动方案》提出“新建容量在10蒸吨/小时及以下工业锅炉优先选用蓄热式电加热锅炉、冷凝式燃气锅炉”，有序引导改造升级。 图17：化工行业加热环节电能替代技术发展路径资料来源：中国化信·咨询，招商银行研究院 相比之下，高温工艺的设备差异性较大，电能替代难度更高。乙烯裂解炉的电气化改造是行业关注的焦点。2024年4月，由巴斯夫、SABIC、林德气体三方合作开发的全球首座大型电加热蒸汽裂解炉示范装置在德国路德维希港投产。通过使用绿电，该装置可实现850℃的高温反应生产烯烃，有望减少90%的碳排放。巴斯夫下阶段将进一步收集装置运行的相关数据和经验，加快工业化应用推广。 在直接电加热对传统热源替代的过渡阶段，发电过程中同样能产生蒸汽的清洁能源——核能，也被用于化工园区的节能减碳。2024年6月，中核集团“和气一号”核能供汽项目在连云港徐圩新区正式投产。该项目由核电机组蒸汽作为热源，经多级换热，通过两条长达23.36公里的管道，将工业蒸汽直接送达连云港石化基地。作为全国首个工业领域核能供汽工程，每年可为连云港石化基地提供480万吨蒸汽，减少燃烧标准煤40万吨，等效碳减排107万吨。从地理位置看，紧邻红沿河核电站的大连长兴岛石化基地、紧邻大亚湾核电站的惠州大亚湾石化工业区、紧邻漳州核电站（建设中）的古雷石化基地都具备核能供汽的改造潜力，有望实现复制推广。 图18：“和气一号”核能供汽项目蒸汽管道资料来源：新华社，招商银行研究院 工业过程碳减排：绿氢规模化应用势在必行 4.1 绿氢价值凸显，但当前生产运输面临诸多挑战 在化工产业中，氢气被广泛用于合成氨和甲醇等产品，同时也在加氢处理等炼化过程中扮演着关键角色。因此，煤气化制氢无论在炼油还是煤化工行业，都是工艺碳排放最主要的来源。若能规模化推广可再生能源电解水制氢替代传统煤制氢，便可从源头解决大部分工艺排放。 从氢的总体需求来看，虽然国家明确了氢能在我国能源体系中的重要地位，但现阶段其原料属性更为明显。2020年，国内用氢需求总量达到3342万吨，其中合成氨需求占37%，甲醇占19%，炼油占10%。因此，石化化工同样将是未来绿氢的主要消费领域。据香橙会氢能数据库的盘点，截至2024年8月，我国绿氢项目（含在建和远期规划）数量超过500个，预计超过90%的产能将由石化化工领域消纳。 图19：中国氢气来源构成（2020年）资料来源：赛瑞研究，招商银行研究院 图20：中国氢气需求构成（2020年）资料来源：赛瑞研究，招商银行研究院 图21：国内绿氢项目消纳路径对应产能及占比资料来源：香橙会氢能数据库，招商银行研究院 虽然“双碳”背景下，绿氢取代化石能源制氢将成为大势所趋，规划项目众多，但受限于当前制备成本高、项目运行稳定性差、储运困难以及产业耦合尚未成熟，实现大规模应用还有待时日。 首先，电力占据绿氢制备成本的60%-70%，因此可再生能源发电的降本增效进程将直接决定绿氢的经济价值。目前来看，绿氢仅有在内蒙古、新疆等风光资源丰富的地区（电价在0.3元以内）才初步具备经济性。当电价0.2元，绿氢成本约为25元/kg，仍是煤制氢成本的两倍（按煤价800元/吨测算）。因此，当前示范项目基本集中于上述区域。我们预计随着风电光伏度电成本的下降以及电解槽设备制造规模的提升，绿氢成本在2025年有望降至20元/kg附近，略高于煤价1000元/吨的煤制氢成本（含碳税），商业模式开始跑通。据落基山研究所预计，到2050年我国绿氢成本将降至10.5元/kg，其中电力成本下降是核心原因。而在碳税的加持下，绿氢的成本竞争力将超过煤制氢。 图22：煤制氢与绿氢成本对比（元/kg）资料来源：《新能源电解水制氢技术经济性分析》，招商银行研究院 图23：中国未来绿氢成本下降趋势（元/kg）资料来源：落基山研究所，招商银行研究院 其次，如何在安全可靠的前提下高负荷稳定运行是行业面临的共性难题。去年中石化新疆库车示范项目顺利投产，是我国首个万吨级绿氢规模化工业应用，电解槽规模达到全球最大的260MW。不过该项目运营一周年累计产氢仅超过7000吨，为目标产量的35%，引发市场争议。彭博新能源财经分析师将其归因于电解槽的实际运行范围过窄导致效率不达标，项目只能低负荷运行。随后虽然电解槽供应商之一的隆基绿能予以驳斥，但中石化新闻办也表示预计到2025年四季度，库车项目的输氢量才能达到规划目标。可见在当前的技术条件下，实现电解槽系统的高效运行仍需要经历长时间的调试和改进。 最后，由于液化温度低、性质活泼，绿氢的储运成本高、安全性低，这也制约了推广半径。目前主流的高压气态储氢虽然技术较为成熟，但是输运容量和距离有限，安全性也存在隐患。管道输氢、低温液态储氢、有机液态储存等替代性方案的经济性和可靠性仍有待检验。在储运技术成熟之前，绿氢基本只能就近消纳。以中石化新疆库车项目为例，该项目绿氢全部就近供应中国石化塔河炼化公司，以替代现有的天然气制氢装置。不过当前大型炼化一体化项目普遍集中在东部沿海地区，合成氨、甲醇的区域分布也十分广泛，因此对于大部分远离可再生能源富集地的存量装置而言，在未找到安全可靠的长距离运输方案之前，难以通过耦合绿氢实现工艺环节的大规模减碳。 表10：四种储氢方式的优缺点和应用比较资料来源：高工氢电，赛瑞研究，招商银行研究院 管道气态输氢是未来储运的终极方向，长距离运输的经济性最强。但中国输氢管道建设刚刚起步，纯氢管道总长度仅100公里（美国超过2500公里）。由于纯氢管道的前期建设投入大，短期内绿氢规模难以摊薄成本，天然气掺氢管道被视为中短期解决长距离运输的过渡方案。近年来随着国内掺氢示范应用逐步开展。2024年8月，国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目包头-临河输气管道工程通过验收，管道全长258公里，掺氢比例最大10%，年内有望试运行。据中国产业发展促进会氢能分会分析预测，到2030年我国各类输氢管道建成总里程将突破5000公里。 总的来说，绿氢替代势在必行，但规模化应用仍需等待新能源度电成本的进一步下降以及技术和产业的不断成熟。 4.2 研发新型催化剂抑制焦炭沉积，降低催化裂化工艺碳排放 催化裂化是炼油行业最大的工艺排放来源。采用新型分子筛催化剂为核心的低生焦催化裂化技术可以显著降低生焦量，进而减少催化剂再生的碳排放。石油化工科学研究院最新研发的梯级孔重油裂化催化剂已在多套装置实现平稳运行，增加汽油收率的同时焦炭产率降低超8%，可为200万吨/年的催化裂化装置每年实现碳减排超过5万吨。预计在全行业“降油增化”和低碳转型发展的大趋势下，将涌现出更多高活性、低生焦的新型分子筛催化剂，进一步降低催化裂化的工艺碳排放。 4.3 CCUS是填补碳中和缺口的最后手段 作为目前唯一能够实现化石能源大规模低碳化利用的技术选择，二氧化碳的捕集利用与封存（CCUS）被视为是难减排工业部门（如水泥、钢铁、化工）填补碳中和缺口的最后手段。其中，捕捉火电厂或工艺排放的高浓度二氧化碳的传统CCUS技术相对成熟，BECCS和DAC等负排放技术尚处于探索期。据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告2023》，预计到2050年，石化化工行业仍有1.9亿吨/年的二氧化碳需要通过CCUS实现减排。 图24：CCUS技术路线示意图资料来源：《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告2023》，招商银行研究院 从已投运示范项目捕集成本来看，CCUS技术示范成本仍然偏高。除了煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目外，绝大多数行业的捕集成本都在200吨/元以上。与风电、光伏等其他技术相比，CCUS当前的边际减排成本过高，因此短期发展阻力较大。目前部分化工企业开始将工艺排放的二氧化碳捕集后作为原料直接加工，既实现了循环利用，也避免了远途运输。2023年9月，盛虹石化二氧化碳制绿色甲醇项目投产。该装置每年可主动吸收15万吨二氧化碳，结合绿氢转化为10万吨绿色甲醇。预计大型石化园区、煤化工企业将开展更多“变碳为宝”的尝试。总的来看，CCUS仍需加快商业化应用进程和探索制定激励政策，确保其成为碳中和的兜底保障。 业务建议与风险提示 本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参联系研究院或登录“招银智库”查看 附录 1 重点子行业能效标准及工作目标资料来源：国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 -END- 本期作者 王国俊 招商银行研究院 行业研究员 wangguojun32@cmbchina.com 相关报告 《石油炼化行业深度研究之产品篇——“降油增化”趋势下的全面过剩危机》 转载声明： 1、本报告为招商银行研究院已发布报告的公开版本，报告内容均为原创。 2、如需转载，请提前征得本公众号授权。转载时需要保留全文所有内容，请勿对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。 3、转载时请注明出处为“招商银行研究院（ID：zsyhyjy）”，并在“原文链接”中保留原始公众号文章链接。 4、授权方式：请参照文末方式联络招商银行研究院。 注意：未经招商银行事先授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。 招商银行版权所有，保留一切权利。 责任编辑|余然
■ 石化化工碳排放现状：2022年全行业碳排放14亿吨，约占全国碳排放量的12%。其中10个重点子行业碳排放量占比近七成。炼油、甲醇、合成氨是碳排放大户，每年碳排放均超过2亿吨。政策要求行业至2025年实现碳减排1.1亿吨，碳减排压力非常巨大。 ■ 碳排放来源：结构各不相同，制氢是工艺排放大户。炼化行业总碳排放量3.18亿吨，构成来源复杂，工艺排放来自催化裂化与制氢，其他装置以能源消耗为主。煤化工产能规模巨大，碳排放量4.96亿吨，煤气化装置是碳减排重点，主要来自于制氢所需的水煤气变换反应。氯碱碳排放1.42亿吨，全流程电力消耗为主的间接排放超1亿吨。纯碱碳排放0.2亿吨，以蒸汽消耗为主。 ■ 公用工程碳减排：从节能减碳向零碳电力迈进。节能装备推广与能量高效利用是当前最务实的降碳手段，预计到2027年石化化工领域的设备更新投资规模有望增至5000亿元。实现源头减碳需要生产技术的持续革新，轻质化原料的生产运用相当成熟，更为前沿的原油直接裂解制烯烃、合成气一步法制烯烃，则尚处于探索前期。电力脱碳需通过自建光伏与采购绿电相结合，自建光伏已在重点园区陆续推广，完善绿电跨省交易更为关键。最后，推动终端用能电气化改造，实现电能对传统热能的替代，可进一步拓宽绿电应用领域。 ■ 工业过程碳减排：绿氢规模化应用势在必行。规模化推广可再生能源电解水制氢替代传统煤制氢，可从源头解决大部分工艺排放，而石化化工也是绿氢项目最为重要的消纳领域之一。但受限于当前制备成本高、项目运行稳定性差、储运困难以及产业耦合尚未成熟，实现大规模应用还有待时日。而研发新型催化剂抑制催化裂化的焦炭沉积，则可以减少炼油另一关键工艺的碳排放。最后，CCUS将是填补碳中和缺口的最后手段。预计到2025年行业每年仍有1.9亿吨二氧化碳需要通过CCUS实现减排。目前CCUS技术示范成本偏高，仍需加快商业化应用进程和探索制定激励政策。 ■ 业务建议与风险提示。（本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参联系研究院或登录“招银智库”查看）。 原标题：碳达峰碳中和系列研究之化工降碳篇——迈向零碳的挑战与途径 相关报告 《石油炼化行业深度研究之产品篇——“降油增化”趋势下的全面过剩危机》 正文 前言 作为国民经济的基础和支柱行业，石化化工行业主要是为其他生产部门及居民部门提供数以万计的工业原材料和终端消费品，在我国工业体系中占据着重要地位。与此同时，石化化工行业的碳排放总量及强度高，在碳达峰行动中任务繁重艰巨。2022年全行业碳排放14亿吨，约占工业碳排放量的18%、全国碳排放总量的12%。在碳达峰碳中和战略目标下，化工企业不仅将面临降碳改造升级的压力，也将从全社会的绿色转型过程中获得全新的发展机遇。因此，研究石化化工的碳排放来源及减碳实施路径，将有助于银行更为全面和深入地了解相关领域的投资方向，做深做实绿色金融大文章。 中国化工年碳排放量超十亿吨，绿色转型迫在眉睫 1.1 十大重点子行业碳排放量占比近七成，以直接排放为主 工业企业是温室气体排放的核算主体，排放总量的核算主要包括两部分：一是化石燃料燃烧及工业生产过程等环节造成的直接排放；二是净购入电力和热力等造成的间接排放。 图1：工业企业温室气体排放的来源和核算方法资料来源：《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南》，招商银行研究院 石化化工行业产业链纷繁复杂，子行业之间的碳减排压力存在差异。根据石油和化学工业规划院的测算，2021年石化化工10个重点子行业的碳排放量合计9.7亿吨，约占全行业总量的七成。其中，直接排放6.86亿吨，占比为70%；间接排放2.9亿吨，占比为30%。具体来看，炼油、甲醇、合成氨三个子行业的碳排放量均超过2亿吨，往后则分别是电石（1.1亿吨）、煤制油气（6678万吨）、乙烯（5893万吨）。其余如烧碱、PX、煤制乙二醇、纯碱则在3000万吨以下。 图2：2021年中国化工主要子行业碳排放（百万吨）资料来源：石油和化学工业规划院，招商银行研究院 1.2 政策要求石化化工行业至2025年实现碳减排1.1亿吨 上述10个子行业是化工领域实现碳达峰碳中和的重中之重，国家多部委陆续出台了多项文件对其节能降碳改造升级提出工作目标，并进行方向指导。根据发改委《节能降碳改造升级实施指南》，到2025年要求各行业标杆水平以上产能基本达到30%，基准水平以下产能则要基本清零（见附录1）。今年5月，国务院印发了《2024-2025年节能降碳行动方案》，重点任务要求严格石化化工产业政策要求、加快石化化工行业节能降碳改造、推进石化化工工艺流程再造。《方案》明确提出2024-2025年形成节能量约4000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.1亿吨，这意味着未来三年全行业需要降低8%的碳排放。考虑到产能扩张速度尚未明显放缓，行业将面临非常巨大的碳减排压力。 表1：“双碳”目标下关于石化化工行业的相关政策要求资料来源：招商银行研究院 1.3 分析思路：归纳四大类行业，分公用工程和工业过程梳理 总体来看，石化化工行业的碳达峰过程，既需要通过能效提升及工艺改进、使用替代原材料等方式减少直接排放，也需要通过使用绿色电力和热力减少间接排放。而碳中和目标则需要在此基础上，构建循环回收利用的绿色低碳产品，并通过碳捕集、利用和封存技术（CCUS）实现产品全生命周期的净零排放。不过，由于生产工艺和装置的不同，各个子行业的减碳重点方向和实现方式会略有差异。本文首先将10个重点子行业归纳为炼化、煤化工、氯碱和纯碱共四大类，对其碳排放来源、核心装置进行介绍（第二章），然后按照公用工程（即能源消耗，第三章）和工业过程（即工艺排放，第四章）两个方面来分析关键减碳措施及其推广进展，描绘出全行业的碳中和之路。 关于10个重点子行业的归类：（1）炼油、乙烯和PX装置均是大型炼化一体化项目的核心装置，可归为“炼化”大类；（2）国内的合成氨、甲醇、煤制油气、煤制乙二醇的源头装置均为煤气化设备，属于“煤化工”范畴；（3）烧碱是原盐电解生成的两个核心产品之一，另一产品液氯则与电石制得的乙炔反应生产聚氯乙烯（PVC），因此烧碱和电石可归为“氯碱”大类；（4）纯碱单独归为一类。 图3：10个重点子行业的归纳分类及碳排放量资料来源：招商银行研究院 关于公用工程和工业过程：直接碳排放当中的燃料燃烧与间接排放均是因能源消耗而产生的碳排放。化工企业消耗的能源品种主要是电力、蒸汽、燃料气、燃料油等，虽然用途和来源不同，但均属于公用工程的一部分，因此本文将一并分析讨论。直接碳排放中的工业过程则是由装置当中的反应工艺产生，与能源消耗无关。 表2：化工企业公用工程消耗的能源品种及主要用途资料来源：招商银行研究院 碳排放来源：结构各不相同，制氢是工艺排放大户 2.1 炼化：碳排放构成复杂，工艺排放来自催化裂化与制氢 大型炼化一体化项目是一项生产装置复杂多样、个性化程度高的超级工程。从近几年新建项目的公告来看，千万吨级炼厂通常涵盖20-30套装置，可大致分为炼油区和化工区两部分。炼油区以常减压蒸馏装置为龙头，生产成品油、石脑油、PX及其他石油制品（如沥青、石油焦）。化工区则以蒸汽裂解装置为龙头，以炼油区的石脑油为原料生产烯烃，并通过后端配套不同的装置生产各类基础化工原料和三大合成材料。 图4：典型炼化一体化项目的装置简要流程图资料来源：招商银行研究院 炼油区是碳排放重点区域。绝大多数装置的碳排放以能源消耗为主，这是因为装置中的各类加热炉、压缩机、工艺泵等设备需要由能源介质（燃料气、蒸汽、电力等）驱动。工艺排放主要来自催化裂化和制氢装置，前者由催化剂烧焦再生而产生，后者则来自煤气化反应。虽然各家炼厂的装置组合存在差异，但整体看，常减压蒸馏装置、催化裂化装置、连续重整装置、制氢装置是核心碳排放源。根据德勤《石化行业低碳发展白皮书》中引用石科院的建模结果，上述四套装置的碳排放占比高达69.5%。其中，催化裂化占比最高，为26%，往后分别是制氢装置（17.6%）、连续重整（14.1%）、常减压（11.7%）。 图5：炼油主要装置碳排放量占比资料来源：德勤《石化行业低碳发展白皮书》，招商银行研究院 （1）催化裂化：炼厂增产轻质油品最为重要的生产环节。重质馏分（如重柴油、蜡油、减压渣油）在催化剂作用下发生裂化反应，可转变为裂化气、汽油和柴油。反应过程中副产物焦炭会沉积在催化剂表面使其失去活性，因此需采用连续烧焦的方式清除催化剂表面的结焦。烧焦产生的尾气便是炼油环节最大的工艺排放来源，我国每年因催化烧焦产生的碳排放超过5000万吨。 （2）制氢装置：氢气是炼厂里仅次于原油的第二大原料。据IEA报告，2022年全球炼油行业的氢气用量超过4100万吨，刷新了2018年的历史记录。加氢裂化和各类加氢精制是炼油区的氢气消耗大户，前者用于提高成品油产量，后者用于降低油品中的硫、氮等杂质，降低环境污染。IEA预计随着全球政府对石油产品硫含量监管的加强，炼厂对氢气的需求将进一步增长。 炼厂一般以燃料煤、副产干气、天然气、重质燃料油为原料，通过煤气化和变压吸附制取氢气。反应流程与煤化工源头装置并无差别，工艺碳排放主要来自低温甲醇洗工段和酸性气。（在2.2煤化工部分展开介绍） （3）其他装置：常减压、连续重整、加氢、焦化等装置以能源消耗为主。燃料气是其中最主要的能源介质，可占装置能耗的80%以上。燃料气供应至加热炉燃烧可提供500℃以上的高温条件，远高于4.0MPa高压蒸汽的250℃。因此，现阶段高温装置离不开燃料气的助力，提升加热炉热效率对于节能减碳至关重要。 化工区的碳排放相对较小，主要来自蒸汽裂解装置，约占炼化碳排放总量的8%。蒸汽裂解是生产乙烯的最主要路线，生产过程主要包括裂解炉的蒸汽裂解、急冷、裂解气压缩和精馏分离等工序。装置碳排放同样以能源消耗为主，燃料气等直接燃烧约占60%、蒸汽和电力消耗约占30%。 图6：蒸汽裂解制乙烯的工艺流程图资料来源：招商银行研究院 在全行业“降油增化”的趋势下，炼化一体化项目的原油加工深度和装置复杂程度都会较过往的燃料型炼厂有显著提高，这也将显著增加碳排放强度。据石油化工科学研究院的分析，炼化一体化型炼厂的碳排放强度接近于燃料型炼厂的两倍，工艺排放比例也明显增加，这主要是由于催化烧焦及用氢量更大。作为四大重点大类中仅有的尚存产能增长空间的行业，炼化行业的碳减排不仅存在规模扩张的压力，还将面临产品升级导致强度增加的难题。从行业发展的角度来看，炼化可能是全行业碳减排难度最高的。 表3：典型的燃料型和炼化一体化型炼厂的碳排放构成差异资料来源：石油化工科学研究院，招商银行研究院 2.2 煤化工：产能规模巨大，煤气化装置是碳减排重点 煤炭是我国的主体能源，“富煤贫油少气”的资源禀赋也决定了我国会比世界其他国家更多地使用煤炭作为工业原料。国内产能规模最大的两类化工品，甲醇和合成氨都是以煤炭为主要原料，而在海外两者则主要通过天然气制取。煤制路线的碳排放强度是天然气路线的两倍，叠加国内庞大的产能规模，共同促成了煤化工的碳排放量在全行业遥遥领先。 煤气化装置是煤化工的起点，煤气化是指原料煤在高温下与水蒸汽等气化剂反应生成合成气（主要成分为一氧化碳和氢气）的过程。单纯的煤气化反应产生的粗合成气氢碳比较低，为了得到足够的氢源需要进行水煤气变换反应，在此过程中一氧化碳将转变为二氧化碳并在后续的低温甲醇洗工段中脱除。这一工艺排放是煤气化装置的核心排放源。有研究表明，煤气化装置每生产1公斤氢气产生的碳排放量为20.35kg，其中17.97kg来自工艺排放，另外2.38kg来自电力消耗。（煤气化反应过程复杂，既可产出合成气，也为煤气化炉提供高温热量，可统一视为工艺排放） 图7：各类煤化工产品的工艺流程图资料来源：招商银行研究院 经净化后的合成气将根据需要进入不同的装置，如氨合成塔、甲醇合成塔。这些装置的碳排放以能源消耗为主，碳排放强度显著低于煤气化，在全流程的碳排放占比也相对较低。我们重点分析规模最大的合成氨和甲醇。 （1）合成氨：相比其它产品，合成氨的前端工序还涉及氮源。空分设备可以通过压缩、精馏分离出空气中的氮气作为氮源，该设备主要依靠电力驱动，单位制氮电耗约为0.43-0.60 kWh/m3。氢气和氮气混合后进入氨合成塔，在高温高压下发生催化反应生成合成氨。 合成氨反应是一个可逆的放热反应，为使得反应平衡向正方向进行，需要尽可能地提高操作压力并将反应温度控制在合适的范围。前者需要压缩机组，涉及到电力消耗；后者则需要热交换器，移走并回收反应热，可用于预热原料或作为加热工质，提高利用效率。综上，合成氨反应的碳排放以电力消耗为主，有研究表明，每公斤合成氨的电力隐含碳排放量为0.29kg。 （2）甲醇：后端主要包括甲醇合成和甲醇精馏两个工段。与合成氨类似，甲醇合成是需要高温高压的放热反应。能源消耗主要来自压缩机组的电力消耗和精馏分离的蒸汽消耗。同样的，回收反应热可以产生中压蒸汽进入换热网络进行利用。据上海市环境科学研究院测算，工艺排放占煤制甲醇全过程碳排放的60.5%，主要是由于煤气化产生的粗合成气氢碳比较低，需通过变换反应将氢碳比调整为2.0，以满足合成需求。电力和热力消耗集中在后续合成工段，碳排放占比为38.4%。 图8：煤制合成氨全流程各环节碳排放占比资料来源：《基于全生命周期评价的中国制氨路线碳排放、能源效率研究及展望》，招商银行研究院 图9：煤制甲醇全流程的碳排放构成资料来源：《煤制甲醇过程的碳排放核算及减排对策研究》，招商银行研究院 2.3 氯碱：间接排放超过1亿吨，以电力消耗为主 氯碱产业链是国内高耗能行业的代表之一，碳排放主要集中在电力和蒸汽等能源消耗带来的间接排放。电力的使用贯穿了氯碱产业链的全流程，从前端原料电石的生产、核心工序离子膜电解乃至到后端PVC聚合，都离不开电能。按照产品单吨耗电量和产量测算，2021年国内电石、烧碱分别消耗955、933亿度电，折合电力的间接碳排放均超过5000万吨。蒸汽能耗占比相对较低，主要消耗在加热原料、蒸发浓缩、产品干燥等环节。 表4：2021年氯碱行业耗电量及电力碳排放情况测算 注：1、按2021年全国电力平均碳排放因子0.5568kg-CO2/kWh折算；2、烧碱测算数据与图1存在较大出入，石油和化学工业规划院的报告提及烧碱行业的耗电量914亿kWh，但二氧化碳间接排放3200万吨，由此推测其使用的电力碳排放因子较低 资料来源：百川盈孚，招商银行研究院 氯碱产业链的工艺排放集中在电石生产过程，包括石灰石煅烧、电石冶炼等环节，烧碱和PVC生产基本不涉及工艺排放。在电石生产过程中，石灰石和焦炭通过电石炉内热电弧产生的高温进行反应，单吨电石的工艺排放约为1.6吨。据此测算，国内电石生产造成的直接碳排放约4500万吨。 图10：氯碱产业链简要装置流程图及碳排放环节资料来源：招商银行研究院 截至2020年底，我国电石行业能效优于标杆水平的产能仅占3%，烧碱行业能效优于标杆水平的约占15%，两者能效低于基准水平的均占25%，是能效水平最不理想的子行业。因此，下阶段电力系统降碳以及提升用电效率对氯碱行业至关重要。 目前在陕蒙宁新等煤炭资源丰富地已形成大型化、一体化的“煤电盐化”产业集群，企业基本自备电石一体化发展PVC。因此，与其他国家以乙烯法PVC为主不同，在我国电石法PVC产能占比达到75%。两者综合耗电量差距极大，以标杆水平作为参考，电石法PVC全流程的能耗水平至少达1400kg标煤/吨（按每吨PVC需要1.5吨电石测算），而乙烯法PVC的能耗水平为620kg标煤/吨。因此，提高乙烯法PVC的产能占比，减少电石消耗也是行业降碳的重点方向之一。 2.4 纯碱：工艺路线多元，以蒸汽消耗为主 纯碱的主要成分为碳酸钠，是生产玻璃、小苏打、洗涤剂等产品的原料。规模化生产纯碱的工艺主要有氨碱法、联碱法和天然碱法三种。据卓创资讯，我国纯碱产能3880万吨，以联碱法和氨碱法为主，合计占比超80%。联碱法的碳排放主要集中在合成氨厂，纯碱企业制碱环节则相对较少，主要产生于轻（重）灰煅烧环节的蒸汽消耗；氨碱法因涉及石灰窑、蒸氨塔等高耗能装置，碳排放相对更高，同样以蒸汽消耗为主。 图11：我国纯碱生产工艺占比资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 图12：氨碱法与联碱法的反应过程资料来源：《双碳战略下百年纯碱发展机遇与挑战》，招商银行研究院 蒸汽是纯碱生产最主要的能源介质。轻灰煅烧炉、蒸氨塔均需要利用蒸汽作为热源，每台设备的消耗量大概为50吨/小时。根据纯碱龙头企业三友化工发布的温室气体排放核查报告，2020年纯碱分公司以氨碱法生产纯碱218.5万吨，按企业法人边界核算的碳排放总量为230.5万吨。其中，蒸汽等热力消耗占比69%。 工艺排放方面，氨碱法需纯碱企业自备二氧化碳和氨气，目前两者均需要利用石灰窑。石灰石在煅烧过程中，还需要加入焦炭作为燃料为反应提供热量。这两类含碳物质的消耗是产生工艺排放的核心原因。虽然纯碱企业还可以通过热电厂供应的二氧化碳，但蒸氨工段所需的石灰乳（氢氧化钙）仍需由石灰窑煅烧提供。因此，现阶段石灰窑无法取缔，工艺碳排放难以避免。从唐山三友化工纯碱分公司2020年的核算结果来看，石灰石、焦炭在石灰石煅烧过程中的碳排放占比18%（报告中该工序未纳入纯碱生产过程的碳排放）。 表5：2020年唐山三友化工纯碱分公司碳排放总量及构成（万吨） 注：纯碱生产的核算口径不包括石灰石煅烧，氯化钙、小苏打生产工序，故工业过程无碳排放 资料来源：公司官网，招商银行研究院 不同于国内主流的两种合成碱工艺，天然碱法主要以物理过程从天然碱矿或碱湖中将纯碱分离，无需工业盐、石灰石、氨、二氧化碳等原料，环保性、经济性及能耗水平更优。不过，我国天然碱储量仅占全球的0.1%，基本集中在内蒙古、河南两省。虽然《节能降碳改造升级实施指南》提到“加大天然碱矿藏开发利用，提高天然碱产能占比”，但考虑到国内储量不高以及过度开发对环境的潜在影响，预计天然碱难以成为国内纯碱的主流路线。因此，进一步降低氨碱法和联碱法的蒸汽消耗是行业降碳的关键。 综上所述，重点子行业的碳排放结构存在较大差异。炼化行业的公用工程和工业过程碳排放均颇具规模，煤化工因煤制氢以工业过程为主，氯碱和纯碱基本来自公用工程，前者消耗电力，后者消耗蒸汽。汇总来看，由于煤制氢规模巨大，重点子行业的工业过程排放占比达59%，公用工程排放占比41%。 表6：重点子行业碳排放结构汇总估算（百万吨） 注：测算过程将炼油中的催化裂化、制氢全部归为工业过程排放；煤化工的直接排放全部归为工业过程排放 资料来源：招商银行研究院 公用工程碳减排：从节能减碳向零碳电力迈进 3.1 节能装备推广与能量高效利用是当前最务实的降碳手段 对于除煤化工外的大多数子行业，提高装置能效或利用绿色能源替代传统能源，即可实现大部分降碳。在目前前沿技术尚无实现工业化突破的情况下，普及推广重大节能装备与进一步优化全厂的能量利用是最为务实可靠的手段。 重大设备更新同样是政策部门关注的重点。今年工信部连续印发《推动工业领域设备更新实施方案》和《工业重点行业领域设备更新和技术改造指南》，推动石化化工等重点行业改造升级。指南强调以炼化、煤化工、氯碱、纯碱、电石、磷肥、轮胎、精细化工等领域达到设计使用年限或实际投产运行超过20年的主体老旧装置为重点，推动老旧装置绿色化、智能化、安全化改造，加快更新改造老旧、低效、高风险设备。根据工信部统计，2023年全国工业领域设备投资规模达到4.4万亿元。按石化化工行业占当年制造业固定资产投资完成额10%的比例测算，石化化工的设备投资规模为4000亿元。方案表示到2027年，力争实现工业领域设备投资规模较2023年增长25%以上，据此预计到2027年石化化工领域的设备更新投资规模有望增至5000亿元。 对于各个子行业重点用能设备的改造，发改委在《节能降碳改造升级实施指南》给予了相对明确的指导，核心方向就是提高热效率，降低化石燃料使用量以及采用大型化的新设备减少电力和蒸汽消耗。 表7：重点子行业主要节能设备及升级方向资料来源：国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 除了更新关键设备以外，全厂的能量系统的优化是节能减碳的另一大文章。化工厂的能量利用是一个极其复杂的系统工程，用能端涉及不同用热、用电或用汽需求的装置，供能端则有不同品位的能源配套以及反应过程中产生的反应热。因此，如何高效利用能量对节能环保和企业的经济效益至关重要。总体看，换热网络优化、蒸汽动力系统优化以及余热余压利用是主要的升级方向。其中涉及到的夹点分析、资源网络模拟优化等核心技术，在各个子行业的运用大同小异。以最为复杂的大型炼厂为例，通过上述技术升级以及氢气资源的高效利用，可以为一座千万吨级的炼厂每年减碳10.5~18万吨。 图13：千万吨级炼厂能量高效利用的升级方向和实现途径资料来源：德勤《石化行业低碳发展白皮书》，国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 3.2 实现源头减碳需要生产技术的持续革新 利用轻质化原料或调整工艺路线，可以从源头实现低碳生产。轻质化原料指的是生产烯烃（乙烯、丙烯）时使用产品选择性更高的乙烷、丙烷作为原料，从而提高反应效率，降低反应和分离能耗。调整工艺路线则涉及到各个子行业，既包括烯烃领域的原油直接裂解制烯烃、合成气一步法制烯烃，也包括乙烯法PVC、天然碱法生产纯碱等。 轻质化原料的生产运用已相当成熟，且在“双碳”背景下发展非常迅猛。《2030年前碳达峰行动方案》明确提出，“调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化”。现阶段我国11%的乙烯来自乙烷裂解（含混合轻烃），33%的丙烯来自丙烷脱氢（PDH）。其中，PDH已成为丙烯扩能潮的主力。2023年国内PDH产能接近2000万吨，占当年丙烯新增产能的63%。据中石油介绍，长庆80万吨/年乙烷制乙烯项目的综合能耗为398.7kg标油/吨，仅为传统石脑油裂解装置标杆水平的68%。而一套60万吨/年PDH项目的综合能耗则在150kg标油/吨以下，远低于油制或煤化工路线。因此，推广轻质化原料对石化行业的减碳意义重大。 图14：我国烯烃原料结构（2023年）资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 图15：我国PDH产能增长趋势（万吨）资料来源：卓创资讯，招商银行研究院 原油直接裂解、合成气一步法制烯烃，则是更为前沿的烯烃生产技术，分别代表了石油化工和煤化工的先进生产力。 原油直接裂解制烯烃颠覆了现阶段需要先通过常减压装置分离出石脑油再将其裂解生成烯烃的生产流程，可直接将原油转化为乙烯、丙烯等化工品。原油直接裂解不仅显著提高化工品收率，还跳过了常减压装置、加氢裂化等高能耗设备，大幅降低碳排放。2021年，中石化相继在天津石化和扬子石化成功完成中试实验，成为继埃克森美孚之后全球第二家掌握原油直接裂解技术的企业，正计划建设百万吨级项目。而地炼龙头也开始试水相关技术。2023年，东明石化5万吨/年原油催化裂解制烯烃试验装置实现11个月长周期安全平稳运行。据介绍，该装置能耗降低25%，碳排放减少23%。 合成气一步法制烯烃则是煤制烯烃的新路线。作为碳排放大户，国内甲醇超过一半的需求来自烯烃。因此绕开甲醇生产环节，将合成气直接转化为烯烃，可以降低目标产物的氢碳比（从甲醇的4:1降至烯烃的2:1），从而减少水煤气变换反应及其碳排放。中国科学院大连化物所、清华大学、大连理工大学、中国石化等都开展了相关研究。公开信息显示部分机构已开始进行中试试验，不过目前尚无相关工业化报道。 表8：重点子行业低碳生产技术路线总结资料来源：隆众资讯，招商银行研究院 3.3 自建光伏与采购绿电结合，助力化工企业电力脱碳 电力消耗是间接排放的重要组成部分，目前石化化工领域每年的电力消耗约为5000亿千瓦时，占工业用电量8.8%。按1亿千瓦时绿电可较煤电减少约9.4万吨二氧化碳测算，若全行业50%的电力供应来自可再生能源，则每年可以减碳2.35亿吨。因此，电力系统的脱碳进程至关重要。 目前各地方积极鼓励化工园区自建分布式光伏。以央企和外资为主的上海化学工业区布局进度较快，已建成19个项目，实现总装机41.48MW。另外，福建古雷石化10.53MW分布式光伏发电项目在今年年初正式并网运行，每年可提供超1200万度绿电，在建项目投产后预计总装机量将达到37MW。 不过相对于企业整体用电量而言，自建光伏只是杯水车薪。以科思创为例，公司在上海化学工业区建有最大的光伏项目，年发电量650万度，但也仅占其全年用电量不到1%。因此，企业采购绿电的需求十分旺盛。2023年全年中国核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到611亿千瓦时，分别同比增长7.8倍和10.5倍。相信随着未来绿电跨省跨区交易堵点的打通、配套储能对绿电稳定性的增强，化工企业将成为绿电的主要消纳客户之一。 图16：全国绿电交易量（亿千瓦时）资料来源：中电联，招商银行研究院 目前，跨国化工巨头在绿电推广方面积极性较高。巴斯夫分别与国家电投和中国能建签署了为期25年的绿电采购协议，其中国家电投每年将为巴斯夫湛江一体化基地提供10亿千瓦时的绿电。叠加厂区的光伏屋顶和海上风电场，该项目有望成为国内首个100%使用绿电供应的石化基地。科思创、法液空也有大额采购协议。 表9：跨国化工巨头绿电长期采购合同案例资料来源：落基山研究所，招商银行研究院 3.4 推动终端用能电气化改造，拓宽电能应用领域 大力推广绿电的同时，将传统蒸汽驱动、化石燃料供热的关键设备改造为电驱动、电加热装置，可以充分利用以绿电为核心的现代化能源体系，进一步减少化石能源消耗。 全行业普及推广高温热泵、大功率电热储能锅炉是未来电能替代的重点，可满足绝大多数的中低温度用热场景。目前两者渗透率并不高，行业终端用能电气化比例仅约10%，替代潜力巨大。发改委《锅炉绿色低碳高质量发展行动方案》提出“新建容量在10蒸吨/小时及以下工业锅炉优先选用蓄热式电加热锅炉、冷凝式燃气锅炉”，有序引导改造升级。 图17：化工行业加热环节电能替代技术发展路径资料来源：中国化信·咨询，招商银行研究院 相比之下，高温工艺的设备差异性较大，电能替代难度更高。乙烯裂解炉的电气化改造是行业关注的焦点。2024年4月，由巴斯夫、SABIC、林德气体三方合作开发的全球首座大型电加热蒸汽裂解炉示范装置在德国路德维希港投产。通过使用绿电，该装置可实现850℃的高温反应生产烯烃，有望减少90%的碳排放。巴斯夫下阶段将进一步收集装置运行的相关数据和经验，加快工业化应用推广。 在直接电加热对传统热源替代的过渡阶段，发电过程中同样能产生蒸汽的清洁能源——核能，也被用于化工园区的节能减碳。2024年6月，中核集团“和气一号”核能供汽项目在连云港徐圩新区正式投产。该项目由核电机组蒸汽作为热源，经多级换热，通过两条长达23.36公里的管道，将工业蒸汽直接送达连云港石化基地。作为全国首个工业领域核能供汽工程，每年可为连云港石化基地提供480万吨蒸汽，减少燃烧标准煤40万吨，等效碳减排107万吨。从地理位置看，紧邻红沿河核电站的大连长兴岛石化基地、紧邻大亚湾核电站的惠州大亚湾石化工业区、紧邻漳州核电站（建设中）的古雷石化基地都具备核能供汽的改造潜力，有望实现复制推广。 图18：“和气一号”核能供汽项目蒸汽管道资料来源：新华社，招商银行研究院 工业过程碳减排：绿氢规模化应用势在必行 4.1 绿氢价值凸显，但当前生产运输面临诸多挑战 在化工产业中，氢气被广泛用于合成氨和甲醇等产品，同时也在加氢处理等炼化过程中扮演着关键角色。因此，煤气化制氢无论在炼油还是煤化工行业，都是工艺碳排放最主要的来源。若能规模化推广可再生能源电解水制氢替代传统煤制氢，便可从源头解决大部分工艺排放。 从氢的总体需求来看，虽然国家明确了氢能在我国能源体系中的重要地位，但现阶段其原料属性更为明显。2020年，国内用氢需求总量达到3342万吨，其中合成氨需求占37%，甲醇占19%，炼油占10%。因此，石化化工同样将是未来绿氢的主要消费领域。据香橙会氢能数据库的盘点，截至2024年8月，我国绿氢项目（含在建和远期规划）数量超过500个，预计超过90%的产能将由石化化工领域消纳。 图19：中国氢气来源构成（2020年）资料来源：赛瑞研究，招商银行研究院 图20：中国氢气需求构成（2020年）资料来源：赛瑞研究，招商银行研究院 图21：国内绿氢项目消纳路径对应产能及占比资料来源：香橙会氢能数据库，招商银行研究院 虽然“双碳”背景下，绿氢取代化石能源制氢将成为大势所趋，规划项目众多，但受限于当前制备成本高、项目运行稳定性差、储运困难以及产业耦合尚未成熟，实现大规模应用还有待时日。 首先，电力占据绿氢制备成本的60%-70%，因此可再生能源发电的降本增效进程将直接决定绿氢的经济价值。目前来看，绿氢仅有在内蒙古、新疆等风光资源丰富的地区（电价在0.3元以内）才初步具备经济性。当电价0.2元，绿氢成本约为25元/kg，仍是煤制氢成本的两倍（按煤价800元/吨测算）。因此，当前示范项目基本集中于上述区域。我们预计随着风电光伏度电成本的下降以及电解槽设备制造规模的提升，绿氢成本在2025年有望降至20元/kg附近，略高于煤价1000元/吨的煤制氢成本（含碳税），商业模式开始跑通。据落基山研究所预计，到2050年我国绿氢成本将降至10.5元/kg，其中电力成本下降是核心原因。而在碳税的加持下，绿氢的成本竞争力将超过煤制氢。 图22：煤制氢与绿氢成本对比（元/kg）资料来源：《新能源电解水制氢技术经济性分析》，招商银行研究院 图23：中国未来绿氢成本下降趋势（元/kg）资料来源：落基山研究所，招商银行研究院 其次，如何在安全可靠的前提下高负荷稳定运行是行业面临的共性难题。去年中石化新疆库车示范项目顺利投产，是我国首个万吨级绿氢规模化工业应用，电解槽规模达到全球最大的260MW。不过该项目运营一周年累计产氢仅超过7000吨，为目标产量的35%，引发市场争议。彭博新能源财经分析师将其归因于电解槽的实际运行范围过窄导致效率不达标，项目只能低负荷运行。随后虽然电解槽供应商之一的隆基绿能予以驳斥，但中石化新闻办也表示预计到2025年四季度，库车项目的输氢量才能达到规划目标。可见在当前的技术条件下，实现电解槽系统的高效运行仍需要经历长时间的调试和改进。 最后，由于液化温度低、性质活泼，绿氢的储运成本高、安全性低，这也制约了推广半径。目前主流的高压气态储氢虽然技术较为成熟，但是输运容量和距离有限，安全性也存在隐患。管道输氢、低温液态储氢、有机液态储存等替代性方案的经济性和可靠性仍有待检验。在储运技术成熟之前，绿氢基本只能就近消纳。以中石化新疆库车项目为例，该项目绿氢全部就近供应中国石化塔河炼化公司，以替代现有的天然气制氢装置。不过当前大型炼化一体化项目普遍集中在东部沿海地区，合成氨、甲醇的区域分布也十分广泛，因此对于大部分远离可再生能源富集地的存量装置而言，在未找到安全可靠的长距离运输方案之前，难以通过耦合绿氢实现工艺环节的大规模减碳。 表10：四种储氢方式的优缺点和应用比较资料来源：高工氢电，赛瑞研究，招商银行研究院 管道气态输氢是未来储运的终极方向，长距离运输的经济性最强。但中国输氢管道建设刚刚起步，纯氢管道总长度仅100公里（美国超过2500公里）。由于纯氢管道的前期建设投入大，短期内绿氢规模难以摊薄成本，天然气掺氢管道被视为中短期解决长距离运输的过渡方案。近年来随着国内掺氢示范应用逐步开展。2024年8月，国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目包头-临河输气管道工程通过验收，管道全长258公里，掺氢比例最大10%，年内有望试运行。据中国产业发展促进会氢能分会分析预测，到2030年我国各类输氢管道建成总里程将突破5000公里。 总的来说，绿氢替代势在必行，但规模化应用仍需等待新能源度电成本的进一步下降以及技术和产业的不断成熟。 4.2 研发新型催化剂抑制焦炭沉积，降低催化裂化工艺碳排放 催化裂化是炼油行业最大的工艺排放来源。采用新型分子筛催化剂为核心的低生焦催化裂化技术可以显著降低生焦量，进而减少催化剂再生的碳排放。石油化工科学研究院最新研发的梯级孔重油裂化催化剂已在多套装置实现平稳运行，增加汽油收率的同时焦炭产率降低超8%，可为200万吨/年的催化裂化装置每年实现碳减排超过5万吨。预计在全行业“降油增化”和低碳转型发展的大趋势下，将涌现出更多高活性、低生焦的新型分子筛催化剂，进一步降低催化裂化的工艺碳排放。 4.3 CCUS是填补碳中和缺口的最后手段 作为目前唯一能够实现化石能源大规模低碳化利用的技术选择，二氧化碳的捕集利用与封存（CCUS）被视为是难减排工业部门（如水泥、钢铁、化工）填补碳中和缺口的最后手段。其中，捕捉火电厂或工艺排放的高浓度二氧化碳的传统CCUS技术相对成熟，BECCS和DAC等负排放技术尚处于探索期。据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告2023》，预计到2050年，石化化工行业仍有1.9亿吨/年的二氧化碳需要通过CCUS实现减排。 图24：CCUS技术路线示意图资料来源：《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告2023》，招商银行研究院 从已投运示范项目捕集成本来看，CCUS技术示范成本仍然偏高。除了煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目外，绝大多数行业的捕集成本都在200吨/元以上。与风电、光伏等其他技术相比，CCUS当前的边际减排成本过高，因此短期发展阻力较大。目前部分化工企业开始将工艺排放的二氧化碳捕集后作为原料直接加工，既实现了循环利用，也避免了远途运输。2023年9月，盛虹石化二氧化碳制绿色甲醇项目投产。该装置每年可主动吸收15万吨二氧化碳，结合绿氢转化为10万吨绿色甲醇。预计大型石化园区、煤化工企业将开展更多“变碳为宝”的尝试。总的来看，CCUS仍需加快商业化应用进程和探索制定激励政策，确保其成为碳中和的兜底保障。 业务建议与风险提示 本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参联系研究院或登录“招银智库”查看 附录 1 重点子行业能效标准及工作目标资料来源：国家发展改革委《节能降碳改造升级实施指南》，招商银行研究院 -END- 本期作者 王国俊 招商银行研究院 行业研究员 wangguojun32@cmbchina.com 相关报告 《石油炼化行业深度研究之产品篇——“降油增化”趋势下的全面过剩危机》 转载声明： 1、本报告为招商银行研究院已发布报告的公开版本，报告内容均为原创。 2、如需转载，请提前征得本公众号授权。转载时需要保留全文所有内容，请勿对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。 3、转载时请注明出处为“招商银行研究院（ID：zsyhyjy）”，并在“原文链接”中保留原始公众号文章链接。 4、授权方式：请参照文末方式联络招商银行研究院。 注意：未经招商银行事先授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。 招商银行版权所有，保留一切权利。 责任编辑|余然
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