我国石化产业碳中和路径展望

戴宝华，赵 祺

(中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029)

“双碳”目标提出力争2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和,是立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求,是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。党的二十大报告指出,实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革,要求立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实施碳达峰行动,积极稳妥推进碳达峰碳中和。

2021年我国石化产业碳排放总量约占全国排放量的5%[1],减碳责任重大,但考虑到以化石能源作为主要原料和燃料的特点,石化产业如期实现“双碳”目标的时间紧、任务重,需要明确方向和思路,对重点路径进行研判,积极稳妥推动产业低碳转型和高质量发展。

1 石化产业实现“双碳”目标面临的形势

1.1 “双碳”目标下交通领域替代能源快速发展

我国现已成为全球最大的新能源汽车市场。2022年我国新能源车渗透率已达28%,提前3年实现了“十四五”规划目标。根据中国石化经济技术研究院有限公司预测[2],2030年前我国将经历燃油车保有量达峰、电动车与燃油车平价阶段,2030年新能源汽车渗透率预计达到50%,开启电动交通时代。电动革命对石化产业的冲击巨大,随着新能源汽车销量的稳步提升,成品油被替代规模不断增加,预计2025年被替代比例达23%,2030年将达到30%。

1.2 化工品需求增长带来能耗增加

石化产业是国民经济支柱产业,未来随着我国城镇化率的提高、人均GDP的提升、新业态新经济的兴起,化工产品需求仍将持续增长。根据相关预测[3-4],2025年我国乙烯、对二甲苯(PX)产能将分别达到2020年的1.8倍和2.1倍;人均乙烯当量消费峰值预计2035—2040年出现,约为当前的2倍;人均纤维消费量峰值预计2035年前后出现,约为当前的1.5倍。此外,随着“双循环”新发展格局的构建、科技创新引领作用的凸显和新能源汽车等新行业的发展,化工新材料和专用化学品产业将成为石化产业发展和转型的主要驱动力,石化产业链将向高端化、精细化、专用化等方向延伸,进一步延链补链强链。根据相关预测[5-6],“十四五”期间化工新材料产品增长率为6%～8%、高端塑料产品增长率约为8%。由于化工品生产能耗普遍较高,化工产能的增加和高端化精细化等发展趋势将进一步增加石化产业能耗总量,亟需通过用能结构电气化、供能结构清洁化等路径推动能耗与碳排放脱钩。

1.3 氢能将在能源转型过程中发挥重要作用

氢能作为一种清洁、高效、安全的二次能源,有高能量密度、可存储且无碳的特征,还能与多种能源耦合,为消除可再生能源波动提供储能手段。在能源转型过程中,氢能是最佳的碳中和能源载体。2022年3月,国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》,将氢能确定为未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体,氢能产业也被确定为战略性新兴产业,具有广阔的发展前景。

世界能源理事会按氢气来源将氢气分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”3类。灰氢由化石能源制氢获得,蓝氢由灰氢配套CCS装置获得,绿氢由可再生能源制氢获得。在碳中和推进过程中,随着绿氢生产技术不断进步和规模化应用,绿氢逐步具备经济性,其作为零碳能源的重要性显现。根据中国石化经济技术研究院有限公司分析预测[7],绿氢产业目前尚处于市场导入期,以建设示范项目为主;2030年预计氢能产值达到1万亿元,加氢站绿氢供氢比有望增至10%;2050年后,灰氢基本退出氢能终端消费;2060年绿氢在氢能供应中占比预计达到75%～80%。

1.4 “双碳”政策推动石化产业绿色低碳转型

节能降碳政策持续影响石化产业。随着《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》和《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》两个重要政策文件的出台,碳达峰碳中和工作的总体部署和阶段性目标已明确,“1+N”的政策体系逐渐建立和完善。对于石化产业,围绕总量控制和产能提质,也相继作出明确要求。

炼油能力红线已划定,产能质量提升加速。《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》、《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案(2021—2025年)》及《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》等文件明确提出:到2025年,国内原油一次加工能力控制在1.0 Gt以内;要求推动2.0 Mt/a以下炼油装置、300 kt/a以下乙烯装置淘汰退出;并对石化行业能效标杆水平和基准水平作出规定,要求到2025年,炼油、乙烯达到标杆水平的产能比例超过30%。

新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。将原料用能从能源消费总量控制中移除,客观反映了行业发展诉求和能源利用情况,有利于石化产业低碳转型和健康发展。“双碳”目标下,化石能源消费将受到严格控制。随着能耗“双控”向碳排放“双控”转变,原料用能与燃料用能分别管控。但这并不意味原料用能的完全放开,新增原料用煤等指标仍将受到严格控制。

2 石化产业实现“双碳”目标的思路

在上述发展形势下,石化产业实现“双碳”目标和高质量发展有4个重要方向:一是通过淘汰落后产能、升级产品、丰富原料、节能减排等实现产能升级与结构优化,这是产业自身实现高质量发展的必由之路;二是通过供能绿色化、用能低碳化等实现能源体系低碳发展,“双碳”目标为构建新型能源体系提供了强大支撑;三是以增量带动存量,关注产业自身新旧产能的协同优化,“双碳”既对增量产能产生约束,也为产能提质提供了动力;四是加强与其他产业的支持与融合,“双碳”问题不是某个产业的问题,需要加强上下游产业间协同,共同实现高质量发展。

石化产业实现“双碳”目标的思路有五个方面。一是推动产业升级,主要包括:稳妥推进炼油和化工产能整合优化;加快推进“油转化”进程;推动氢能发展;构建CCUS产业链;积极布局生物燃料、废旧塑料回收等产能。二是大力开展节能降碳,主要包括:推广应用节能降碳技术,提高能源利用效率、降低过程碳排放;推进电气化改造;面向碳中和开展炼油流程再造。三是推进清洁替代,主要包括:有序推进能源清洁化,压减现有化石能源供热电氢规模;结合需求适度发展可再生能源发电;探索利用核能供应热电氢。四是突出创新引领,主要包括:加大重点方向科技攻关力度;加快形成工业示范;加快提升技术的经济可行性。五是加强保障措施,主要包括:积极参与碳市场,保证碳履约;充分发挥资本金融作用,加强碳资产管理;加大碳汇资产储备。

3 石化产业实现“双碳”目标的重要路径

3.1 适应能源转型需要,推进产业结构调整

3.1.1布局低碳化

“双碳”目标下,石化产业产能整合进程加速,布局低碳化将成为高质量发展的重要路径。通过稳妥推进落后产能淘汰、发展具有竞争力的先进产能、改造提升存量产能等举措,石化产业将逐步完成布局低碳化。一要通过上大压小、淘汰落后等措施,有序推动炼油和化工产能整合;二要通过推广应用当前较为成熟且具备经济性的节能降碳技术,对存量产能进行全面提质挖潜。根据中国石化经济技术研究院有限公司研究,我国炼油产能20%以上产能未达基准水平,乙烯、PX有20%～30%产能未达基准水平,仍有较大节能潜力。布局低碳化路径推进下,石化产业平均能耗将持续下降,预计2030年能耗强度较2020年下降30%左右,2060年下降50%以上。

3.1.2流程低碳化

炼化工艺总流程不仅决定企业竞争力,同时也是石化产业绿色低碳转型的关键。相关研究表明[8],石化企业碳排放强度对技术路线敏感度高于规模敏感度,打造优良的低碳流程基因可以从根本上降低企业碳排放,所以推动石化产业流程低碳化是实现“双碳”目标的必由之路。

随着市场需求变化,炼化总流程将向炼化一体化、短加工流程、生产特色产品、能源高效利用和实现低碳排放等方向转变。对于存量产能,可采用加氢/催化裂解组合技术路线增产化工品,重构总流程。对于新建产能,按照“一体化、集约化、大型化、高端化、清洁化”的设计思路,采用短流程路线如原油直接裂解/催化裂解,在原油资源匹配方面考虑适度轻质化,实现原油资源高效利用。

3.1.3原料低碳化

乙烯原料轻质化有利于降低碳排放。美国页岩气革命影响下,世界低碳烯烃原料向轻质化和多元化方向发展,目前轻烃在原料中占比超过一半。我国轻烃原料占比也在不断增长,但仍明显低于世界平均水平。乙烯原料轻质化有利于提高烯烃收率,从而降低单位产品碳排放。基于对全国十余套在运乙烯装置的碳排放数据分析,百万吨级石脑油蒸汽裂解装置采用轻烃为原料比采用石脑油为原料的单位碳排放低20%以上,原料轻质化的减排效果显著。此外,采用乙烷为原料裂解生产乙烯的路线乙烯收率可提高至70%,和传统石油基制乙烯路线相比,其能耗下降约1/3。未来,石化产业应结合资源供应变化统筹优化优质轻烃资源,推动烯烃原料向轻质化、多元化方向发展[9]。

发展生物燃料产能有利于实现能源多元化供应。生物燃料技术相对成熟,但当前生产成本较高,制约了产能发展,预计随着碳价走高,2030年生物燃料消费达到5.0 Mt,2060年达10.0 Mt,对于石化产业是很好的转型机遇。

废旧塑料回收再利用是循环经济的重要组成部分。我国废旧塑料体量庞大,但当前回收率仅15%。根据中国石化经济技术研究院有限公司预测[4],2060年我国将建立全产业链回收体系,回收率有望提升至40%以上,将对一次塑料产能产生深远影响。目前主要的回收方式包括物理回收和化学回收,化学回收具有更广泛的原料来源和产品应用场景,更具发展前景。中石化石油化工科学研究院有限公司开发的废塑料化学循环技术[10]可针对不同废塑料原料灵活选择不同的预处理技术路线,热解油收率大于80%。从全生命周期角度来看,废旧塑料回收利用路径减碳效果明显,但当前经济性不佳,需要更强的政策支撑。石化产业应结合技术进步和经济成本合理发展再生塑料产能,推动原料多元化,降低原油对外依存度。

3.2 推进绿氢绿电耦合,实施绿氢炼化工程

“双碳”目标下,随着绿电电解水制绿氢的不断发展,未来氢能与电能的关联性将不断增强。绿氢与绿电协同耦合替代化石能源、重构炼化业务能源供给体系(简称“绿氢炼化”)将成为实现“双碳”目标的重要解决方案。绿氢炼化的内涵有4个方面:一是在氢气生产环节,绿氢逐步替代灰氢、蓝氢;二是利用绿电绿氢能源属性,减少用能环节碳排放;三是工艺流程进行适应绿电绿氢的改造;四是利用氢的物质属性生产更少碳足迹的产品[11]。

3.2.1绿电成本下降推动绿氢发展

实施绿氢炼化的重要保障和必要前提是稳步推动可再生能源利用。新能源发电量渗透率近、中期将稳步提高,远期加快提升并成为发电量主体。2022年底,我国可再生能源装机规模已突破1.2 TW大关,占全国发电总装机容量的比重超过47%[12];预计到2030年和2060年,我国可再生能源装机规模将分别达到2.6 TW和7.7 TW,占全国发电总装机容量的比重将分别达到68%和96%[12]。

根据彭博新能源财经数据[13],随着技术进步和规模化发展,预计2030年陆上风电成本将降至0.2元/(kW·h),海上风电成本降至0.35元/(kW·h),光伏发电成本将由2020年的0.36元/(kW·h)降至0.26元/(kW·h),未来还有进一步下降空间。

电价是制约绿氢发展的关键,根据中国石化经济技术研究院有限公司研究,目前电价在绿氢总成本中占比为70%～85%。当电价为0.4元/(kW·h)时,碱性电解技术生产绿氢成本约为30元/kg,质子交换膜电解技术生产绿氢成本为40元/kg。未来随着绿氢生产规模化和绿电电价的下降,预计2030年前绿氢有望与灰氢平价,经济性逐步显现;根据国际可再生能源署预测[14],2050年全球绿氢平均成本将比目前下降80%左右,绿氢将进入大规模应用和快速发展时期。

3.2.2做好核能技术储备

2021年,我国核电装机容量达到53.26 GW,占总装机容量的2.2%,发电量407.14 TW·h,占我国总发电量的5.02%。目前我国核电已形成“三代为主、四代为辅”的发展格局。但由于核电技术安全投入大,度电成本高,核电乏燃料处理体系仍不完善,公众对安全性的担忧持续存在,影响了核电的建设发展。我国对核电的发展思路是在确保安全前提下适度发展核电,积极发展模块化小堆如高温气冷堆等。2030年规划装机容量达108 GW,2060年达250 GW。建议近期持续追踪技术进展,做好技术储备,跟进示范项目成果。中长期实施核能制氢、供热、供电多联产项目。

3.2.3推动热电业务转型

实施绿氢炼化的另一重要保障是推动传统热电业务转型。为了满足生产环节热电需求,石化产业利用化石燃料自产热力,大多以汽定电,生产热电产生大量的碳排放。此外,石化产业热电业务单机规模小、能耗高、设备老化严重,且受政策限制,新建燃煤锅炉难度大,传统煤电未来面临大幅压减。预计2025年前,主要通过“凝改背”、“通流改造”等措施实现达标改造,实现CCS示范;2030年前,对设计寿命到期的燃煤锅炉全部实行燃气升级改造,燃气锅炉比例提高;2060年前,化石燃料仅按供热负荷的20%～30%作为保运和调峰保障资源。

3.2.4不断提高工艺装置电气化率,实现用能结构变革

电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径。电能替代其他能源可大大降低单位产值的能耗,节约能源;发展电能是新能源的广泛应用和建立可持续发展能源系统的必然结果。在电气化加速情景下[15],电能占终端能源消费比重将稳步提升;2030年、2060年我国电气化率将分别提高到35.7%、66.4%。随着绿电发电量的增加,推进电气化改造是有效利用绿电的重要前提。

2020年石化行业用电占终端能源消费的比例仅有17%左右,低于26.5%的全国平均水平,有较大提升空间。碳达峰阶段,透平驱动改电驱动为主要手段;碳中和阶段的重点措施是加速推广电加热替代。随着电裂解炉技术的突破,乙烯用能结构或迎来变革,加之绿电比例不断提高,生产乙烯碳排放和能耗脱钩成为可能。

3.3 推进CCUS与石化产业融合发展

以CCUS为主的负碳手段是实现碳中和的重要保障。根据生态环境部环境规划院研究[16],碳中和目标下,我国CCUS减排需求2025年预计24 Mt/a,2030年增至近100 Mt/a,2050年预计超过2 Gt/a,市场前景广阔。碳捕集和石化行业的关联度高,需要提早谋划、稳步发展。截止2022年底,我国已经投运及规划建设的CCUS示范项目接近百个,已投运项目捕集能力约4.0 Mt/a。因捕集过程的高能耗,捕集成本占总成本的70%～80%。当前第一代碳捕集技术发展渐趋成熟,而第二代技术仍处于实验室研发或小试阶段,技术成熟后其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低30%以上,2035年前后有望大规模推广应用,CCUS与石化产业融合发展可能性增强。

融合发展应当聚焦3个方面:一是聚焦石化产业高碳浓度生产环节,在排放端部署碳捕集项目;二是聚焦二氧化碳利用,密切关注地质、生物、化工新材料等领域技术进展,推动二氧化碳的资源化利用;三是衔接好上游捕集和下游利用,同步推进储运、输送等配套能力建设。

2023年7月11日,“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运,打通二氧化碳捕集、驱油与封存一体化流程,为推进 CCUS 规模化发展提供了应用示范案例。中国石化成立碳科公司,为打造碳全产业链作出积极的探索与实践。

结合绿氢产能发展预期,石化产业利用二氧化碳和绿氢制甲醇路线可能是碳利用关键路线之一。当前,高昂的绿氢成本是主要限制因素。考虑到未来煤制甲醇增加碳排成本,2040年后绿氢甲醇路线经济性逐步显现[2]。炼油厂干气资源丰富,目前主要用于装置工艺燃料,带来较高的碳排放。未来随着企业装置电气化改造,自用燃料气数量将逐步下降,但炼厂气市场需求有限,需要提前谋划其增值利用。

4 实现“双碳”目标的阶段性特征

按照不同发展特征,可以将实现“双碳”目标的时间进程划分为碳达峰、快速减排和碳中和三个阶段。

2020—2030年为碳达峰阶段。在上述路径展望下,本阶段发展特征为:①大力推进节能和过程降碳路径;②积极发展先进产能,实施产能置换;③能源清洁替代起步。本阶段较基准碳排放减排约14%。其中,电气化是贡献最大的路径,本阶段以电驱动替代蒸汽透平为主;产能优化贡献突出,反映出该阶段产能提质增效加速,万元产值综合能耗较2020年下降约30%;绿电绿氢初具规模,对化石能源的替代效果显现。

2030—2050年为快速减排阶段。在上述路径展望下,本阶段发展特征为:①“油转化”进程加速;②新技术完成工业示范;③碳价走高,各技术具备经济性加速推广。本阶段较基准碳排放减排约40%。其中,电气化仍是贡献度最大的路径,本阶段电气化率持续提升;绿电绿氢规模稳步提升,自用绿电比例至2050年增加至50%以上;CCUS重要性显现,年负碳规模逐步增加;持续开展产能优化与节能改造,万元产值综合能耗每5年下降约8百分点。

2050—2060年为碳中和阶段。在上述路径展望下,本阶段发展特征为:①颠覆性技术获得推广应用;②完成低碳产业转型;③实现碳中和。本阶段较基准碳排放减排约80%。其中,随着二氧化碳化工利用和地质封存规模的发展,CCUS成为本阶段贡献最大的路径,预计年负碳规模达千万吨以上;随着电加热技术的突破,电气化在本阶段仍有较大发展潜力;自用绿电比例提升至80%,自用氢气需求全部由副产氢和绿氢满足,绿电绿氢定位转向服务社会;本阶段核能得到利用;持续开展产能优化与节能改造。

5 结束语

根据上述研究,石化产业落实高质量发展要求、推动“双碳”目标实现,仍有以下问题需要重视和研究:

(1)大力推进低碳路径,着力提升存量资产竞争力。推动落后产能淘汰,严格约束新建产能指标,加快发展高端材料高附加值产能;尽快推广换热网络优化、蒸汽动力优化等节能措施,加强系统能量优化,优先通过节能挖潜提升产能质量。到2030年,确保炼油、乙烯达到能效标杆水平的产能比例超过50%。

(2)稳妥发展零碳路径,打造绿氢炼化范本。尽快推进绿氢相关技术成果转化;围绕化石能源压减、规模化发展绿氢带来的电力缺口,同时考虑降低碳市场履约风险,结合可再生能源发电成本推进绿氢炼化,建立多能融合供应系统;加强对企业现有变电站和供电系统升级改造的相关研究,保障电力系统安全运行,稳步提升电气化率;关注小型核能技术进展,做好技术储备,为供热清洁化前瞻性规划解决方案。

(3)加强负碳路径兜底保障作用,推动一体化布局。推广示范经验,综合考虑规模与成本,强化产业布局,打造碳全产业链;加强二氧化碳资源化利用技术研发与工业示范;加强碳汇储备,结合产业实际合理争取配额。值得关注的是,CCUS的产业规模将直接决定碳中和任务的完成与否,需结合外部因素变化和相关技术进展开展滚动研究,充分做好论证工作。

(4)强化协同创新,推动产业合作。充分发挥创新引领,全力攻坚绿色低碳技术、新能源关键技术和末端排放治理技术,推动关键技术成果转化落地;强化存量产能和新增产能的协同作用,推动石化产业延链补链强链;探索与新兴产业融合发展,上游加强与新能源电力、小型核能、塑料回收等产业融合,下游探索与电池、碳利用等产业融合,但要关注产业差异,着力打破管理模式、标准体系等方面的行业壁垒,增强可持续发展动能。