我国石化产业碳排放比例高，产业仍处于增长期，有增碳需求，实现“双碳”目标面临重大挑战，必须明确发展思路，积极稳妥推动产业低碳转型和高质量发展。当前，石化产业面临交通领域替代能源快速发展、化工品需求仍将增长、氢能载体作用凸显、“双碳”政策持续发力等形势，需要在推动产业升级、开展节能降碳、推进清洁替代、突出创新引领、加强保障措施等方面持续发力。本文通过对产业结构调整、实施绿氢炼化、与CCUS融合发展等关键路径进行分析和研判，提出碳中和目标下可能的路径组合和趋势展望，分析不同阶段石化产业的发展特征并提出建议，供参考借鉴。
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。根据研究，我国炼油20%以上产能未达基准水平，乙烯、对二甲苯有20%~30%产能未达基准水平，仍有较大节能潜力。随着低碳化布局推进，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。
流程低碳化。炼化工艺总流程不仅决定企业竞争力，而且是石化产业绿色低碳转型的关键。相关研究表明，石化企业碳排放强度对技术路线的敏感度高于对规模的敏感度，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。
原料低碳化。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，原料轻质化减排效果显著。此外，采用乙烷为原料裂解生产乙烯的路线%，和传统石油基制乙烯路线。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。
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年生物燃料消费将达500万吨，2060年将达1000万吨，对石化产业来说是很好的转型机遇。
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%。据预测，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的影响。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。中国石化石科院开发的废塑料化学循环技术可针对不同废塑料原料灵活选择不同的预处理技术路线%。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。
“双碳”目标下，随着绿电制绿氢技术不断发展，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。绿氢炼化的内涵有四个方面：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；三是对工艺流程进行适应绿电绿氢的改造；四是利用氢的属性生产更少碳足迹的产品。
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，远期将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12亿千瓦大关，占全国发电总装机容量的比重超过47%；预计到2030年和2060年，我国可再生能源装机规模将分别达到26亿千瓦和77亿千瓦，占全国发电总装机容量的比重将分别达68%和96%。
电价是制约绿氢发展的关键，根据研究，目前电价在绿氢总成本中占比70%~85%。未来随着绿氢生产规模化和绿电电价下降，预计2030年前绿氢有望与灰氢平价，经济性逐步显现。据国际可再生能源署预测，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。
做好核能技术储备。2021年，我国核电装机容量达5326万千瓦，占总装机容量的2.2%，发电量4071.4亿千瓦时，占总发电量的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，积极发展模块化小堆，如高温气冷堆等。 利澳线路测速，2030年核电规划装机容量达1.08亿千瓦，2060年达2.5亿千瓦。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。
推动热电业务转型。实施绿氢炼化的重要保障是推动传统热电业务转型。为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，传统煤电未来将大幅压减。预计2025年前，主要通过“凝改背”“通流改造”等措施进行达标改造，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。
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幅降低单位产值的能耗，节约能源；发展电能是新能源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，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%。随着绿电发电量增加，推进电气化改造是有效利用绿电的重要前提。
以CCUS为主的负碳手段是实现碳中和的重要保障。碳捕集和石化行业的关联度高，需要提早谋划、稳步发展。截至2022年底，我国已投运及规划建设的CCUS示范项目接近百个，已投运项目捕集能力约400万吨/年。因捕集过程能耗高，捕集成本约占总成本的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及小试阶段，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。
融合发展应聚焦三个方面：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、化工新材料等领域利用技术进展，推动二氧化碳资源化利用；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，为打造二氧化碳全产业链作出积极探索与实践。
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放成本，2040年后绿氢制甲醇路线经济性将逐步显现。炼厂干气资源丰富，目前主要用于装置工艺燃料，碳排放较高。未来随着企业装置电气化改造，燃料气自用量将逐步下降，但炼厂气市场需求有限，需要提前谋划增值利用方式。我国石化产业碳中和路径展望！
