中国炼化产业实现碳达峰与碳中和路径及支撑技术！

炼油和石油化工产业简称炼化产业，是国民经济的基础和支柱产业，主要为经济社会发展提供汽、煤、柴油等各种炼油产品，基础化学品和三大合成材料，承担着支撑国民经济发展，保障国家能源安全，保障国家重大战略需求，满足人民日益增长的美好生活需要，满足低碳、零碳能源开发和绿色低碳发展需求等重要的历史责任。

国外炼化产业低碳发展现状和趋势

1.1 发展现状

美国、欧洲、日本等发达国家和地区的炼化产业已迈过快速发展期，碳排放量达到峰值后开始持续下降。美国炼油化工(炼化)产业发展经历了起步期(1862—1940年)、高速发展期(1940—1982年)、结构调整期(1982年后)3个阶段，于2007年实现碳达峰，炼油规模稳定在8.5×10⁸ 吨/年左右。以德国为代表，欧洲炼化产业经历了快速扩张期(1850—1980年)和结构调整期(1980年后)，于1990年实现碳达峰。日本炼化产业经历了快速增长期(1975年前)、产能下降期(1975—1990年)和结构调整期(1990年后)3个阶段，于2012年实现碳达峰，炼油规模稳定在2×10⁸吨/年左右。进入结构调整期至今，发达国家和地区炼化产业碳排放平均下降幅度约为30%，碳排放降低的原因主要包括：炼化产品消费总量的下降，产业技术进步和节能降碳技术推广应用，低碳燃料如天然气在能源消费结构中的占比提升，企业集中度不断提升和企业平均加工规模逐渐增加等，目前已基本实现了产业发展与碳排放脱钩。

1.2 发展趋势

欧洲石化公司对低碳转型态度积极，制定了碳中和目标和推进以化石能源为主的能源结构向可再生能源为主的能源结构转化的措施。英国石油(BP)公司宣布到2050年实现碳中和，积极布局能源转型，计划未来10年内每年在低碳领域投资约50×10⁸ USD；预计2030年，BP公司将开发约50 GW的可再生能源发电装机容量；生物能源产量增加到10×10⁴ bbl/d(1 bbl=159 L)；氢能业务在核心市场的份额增长到10%。壳牌集团宣布在2050年或更早成为净零碳排放的能源企业，计划石油产量每年将下降1%～2%，到2030年将传统燃料的产量减少55%；在可再生能源发电领域增加投资，到2030年新能源发电量新增出售560 GW·h。道达尔能源公司宣布2050年在全球生产业务以及客户所使用的能源产品中实现净零排放，全力推进新能源发电全产业链的系统发展，同时持续推进生物燃料的研发利用以及炼化工厂的“灰氢转绿氢”计划。埃尼集团(Eni)承诺2050年实现净零排放，计划在减少原油产量的同时增加天然气的占比，2030年达到60%；2030年可再生能源发电能力达到30 GW，2050年达到60 GW，生物炼油厂产能在2035年达到6×10⁶ 吨/年；2050年碳捕集和封存(CCS)能力达到50吨CO₂；计划将不断增加可再生能源开发在投资中的占比，由2025年的30%到2030年60%再到2040年80%。

美国石油、石化公司认为石油需求长期向好趋势不会有根本改变，认可研究产业低碳发展路径的必要性，专注能源低碳转型中具有竞争优势的领域，如炼化企业低碳化发展，大力推广生物燃料，发展氢燃料和碳捕集、利用和封存(CCUS)业务。埃克森美孚公司认为油气资源仍是人类长期的能源需求，该公司以每5年设置减排目标的方式推进低碳转型，计划到2028年将碳排放强度减少35%(与2016年相比)。雪佛龙公司认为未来20年世界还需要更多的石油和天然气供应，该公司坚持油气业务为主体，但石油和天然气领域在未来20年内或将不是公司的最大业务。

1.3 启示

从美国、欧洲、日本等发达国家和地区的发展历程看，其能源消费呈现“S”型规律，其石油消费已过峰值，能源消费总量下降带动碳排放总量下降，使经济增长与碳排放脱钩。在其发展过程中，国家政策是推动石化公司能源低碳转型的重要因素，但能源低碳转型是一个漫长的渐进过程，较长时期内仍然难以改变以油气为主的业务结构，总体看目前仍处于低碳转型的起步阶段，炼化产业的低碳发展符合本国或本地区能源低碳发展的特征。中国短期内对油气和石化产品的依赖不会减少，为保障国家能源安全，中国炼化产业应充分借鉴国际石化公司的发展战略，正确处理保障国家能源安全和实现“双碳”目标的关系，采取“油气+清洁能源”发展模式，走具有中国特色的低碳发展道路。

中国炼化产业发展现状、碳排放情况及面临的挑战

2.1 发展现状

产业规模位居世界首位。2022年，中国炼油能力9.2×10⁸ 吨/年，乙烯生产能力4675×10⁴ 吨/年，对二甲苯(PX)生产能力3467×10⁴ 吨/年，均居世界首位。至2021年底，国内千万吨级炼油厂达到36座，单厂平均产能提高至528×10⁴ 吨/年；百万吨级乙烯(以石油为基础原料)企业达到13家，平均规模提高至70×10⁴ 吨/年。

逐步实现了炼化一体化发展。2022年，36座千万吨级炼油厂中的23座实现了炼化一体化发展。一体化主要有“炼油-乙烯”，或“炼油-芳烃”，或“炼油-乙烯-芳烃”3种模式。

炼化技术整体处于国际先进水平。中国已具备采用自主知识产权技术建设千万吨级炼油厂和百万吨级乙烯装置能力，拥有一批具有完全自主知识产权的核心技术和专有技术，部分技术世界领先。

成品油质量达到国际先进水平。中国国ⅥA/B汽柴油标准对组分类指标控制严格，个别指标严于欧Ⅵ汽柴油标准。2023年7月起在全国实施国ⅥB汽柴油标准。

2.2 碳排放情况

根据工信部2011年印发的《石油化工生产企业CO₂排放量计算方法》、国家发改委2014年印发的《中国石油化工企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》、IPCC 2006—2019年等的碳排放核算方法，测算2021年中国炼化产业二氧化碳排放总量约为5.26×10⁸ 吨，其中与能源相关排放量约占总排放量的45%；过程排放主要包括催化烧焦碳排放量约占8.5%和制氢排放量约占22.5%；间接排放量约占总排放量的24%。

2.3 碳达峰和碳中和预测

根据中国经济未来发展趋势，对未来炼化产业的原油加工量、主要化工产品产量进行了预测，如图1所示。考虑总需求量、原料对外依存度、产业政策趋势等因素，给出了不同时间节点下的预测数据。在此基础上，针对未来产业的能源消费特征、主要原料特征和工艺路线等进行了分情景预设，提出了基准、碳中和2个发展情景。

基准情景：炼化产业主要工艺路线不发生重大变化、能源消费结构在当前现状下基本保持稳定、氢气来源不发生明显变化。

碳中和情景：炼化产业消耗的化石燃料将会逐步实现大规模低碳电力替代，氢气将由当前的煤制氢为主逐步转变为绿氢为主，淘汰落后产能增上新产能，废旧塑料回收率达到45%。

如图2所示，基准情景下，中国炼化产业二氧化碳排放量2035年达到峰值，约为7.9×10⁸ 吨/年，比2021年高51%。其中，炼油产业二氧化碳排放量2027年达峰，约为2.6×10⁸ 吨/年；石油化工产业2035年达峰，约为5.6×10⁸吨/年。到2060年时，炼化产业二氧化碳排放量仍将达到4.78×10⁸吨/年，实现碳中和难度较大。

如图3所示，碳中和情景下，中国炼化产业二氧化碳排放量2030年达到峰值，约为6.4×10⁸吨/年，比2021年高约22%。其中炼油产业二氧化碳排放量2027年左右达峰，约为2.4×10⁸ 吨/年；石油化工产业2032年达峰，约为4.4×10⁸ 吨/年。到2060年时，炼化产业二氧化碳排放量仍将达到1.5×10⁸ 吨/年，需要通过CCUS、碳交易和碳汇等措施，最终实现碳中和。

图1 2023—2060年中国炼化产业原油加工量和 主要产品产量预测

图2 2025-2060年基准情景下中国炼化 产业二氧化碳排放量预测情况

图3 2025—2060年碳中和情景下中国炼化 产业二氧化碳排放量预测情况

2.4 实现“双碳”目标面临的严峻挑战

(1)能源消耗高度依赖化石能源。炼油和乙烯能源消耗总量中化石能源的比例均超过90%，消耗的主要能源是为炼化生产过程供热及供电的燃料与电力。

(2)碳减排基数大，碳排放量短期仍将增长。2021年中国炼化产业碳排放量约为5.26×10⁸ 吨/年，约占全国碳排放总量的5%。当前中国石化产品仍不能满足经济社会需求，工业化、城镇化尚未完成，炼化产品需求仍将保持一定幅度增长，碳排放仍将呈现缓慢增长态势。

(3)实现碳中和时间较为紧张。中国从碳达峰到碳中和只有30年时间；欧盟从碳达峰到碳中和有71年时间，美国有45年时间。时间紧、任务重，面临的挑战和任务将更加艰巨。

(4)碳中和技术尚不成熟。尚未形成全面支持从“高碳社会”向“碳中和社会”转型的技术体系。风光电在炼化企业应用的比例由大电网中风光电占比而定，独立开发风光电，较大比例直接接入企业微电网，风光电的随机性会严重影响企业电网安全及炼化过程的安全。大规模开发绿氢替代化石能源制氢，受企业所处环境制约，很多炼化企业不具备条件。发展二氧化碳合成燃料和石化产品技术不成熟，经济性差，实现技术突破和具有经济性难度很大。二氧化碳地下封存，捕集与封存成本高，还受封存的地质条件的严重制约。

中国炼化产业的碳达峰与碳中和目标

3.1 碳达峰目标

结合中国能源禀赋情况和炼化产业发展实际，通过采取节能提高能效、现有炼化装置节能降碳技术改造、增加低碳能源使用量、采用先进炼化技术等措施，逐步降低炼化产业碳排放强度，初步建成绿色低碳循环的现代产业体系，力争2030年前炼化产业整体实现碳达峰，峰值约为6.4×10⁸吨/年。其中，鉴于中国炼油产能现已处于结构调整状态，并且国家明确要求2025年将炼油产能控制在10×10⁸ 吨/年以内，中国炼油产业碳达峰时间可能在2027年左右，而中国乙烯当量需求自给率目前仅为68%，未来仍有发展必要，乙烯产业碳达峰时间可能在2032年左右。

3.2 碳中和目标

实现碳达峰以后，随着降碳、零碳、负碳技术不断成熟和逐步推广应用，以及绿电、绿氢逐步大规模替代化石能源，中国炼化产业碳排放量经过5年左右平台期后会逐步开始下降，理想状态是到2060年时二氧化碳排放量下降到1.5×10⁸ 吨/年左右，需要通过CCUS、碳汇和碳交易等手段，最终实现碳中和。

中国炼化产业实现“双碳”目标的实施路径和支撑技术

为积极稳妥推进中国炼化产业实现碳达峰和碳中和，研究提出了7项实施路径及其需要支撑的技术。

4.1 加大节能减碳改造力度，降低碳排放强度

(1)实施路径。一是开发和推广节能新技术、节能新设备和新材料，对现有炼化装置进行技术改造，持续挖掘节能潜力，不断提高能源利用效率。二是加快淘汰能耗较高的落后产能，对通过改造无法达到能耗标准的小炼油、小乙烯、小芳烃要下决心尽快淘汰。三是按照“宜油则油、宜烯则烯、宜芳则芳、宜材则材”的原则发展“油转化”、“油转特”，多产化工新材料、高档润滑油、高等级沥青和针状焦等高端碳材料，减少石化产品全生命周期碳排放。四是基于“分子/组分炼油”理念，加快开发并推广新型催化材料与催化剂和基于新型催化材料与催化剂的绿色低碳炼化新技术、短流程炼化产品生产技术。五是开发各种“过程强化”的灵活应用技术。

(2)主要支撑技术。推进炼化产业节能减碳，要持续做好下列技术的创新开发和推广应用：炼化一体化新技术、短流程炼油与石化产品生产技术、适应市场需要的产品结构优化技术、工艺过程和系统优化节能技术、“过程强化”的灵活运用技术、实现炼油与化工低碳化的重大改进型及重大变革型的催化材料和催化剂，见图4。

4.2 提高能源转换效率，减少化石能源消耗

(1)实施路径。一是推广燃气轮机、提高工业炉热效率。开发推广适用于炼化企业的高汽/电比燃气轮机技术，开发应用富氧燃烧、蓄热燃烧、催化燃烧等工业炉能效提升技术，有效提高炼化企业化石能源转换效率、降低碳排放。二是采用耦合工业燃料电池的化石能源转化新路径。易获得天然气的企业，在国内熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC)热电联产技术没有商业化前，可引进MCFC、SOFC热电联供技术。天然气供应紧张的企业，可采用低沥青收率的渣油溶剂脱沥青-硬沥青气化-MCFC或SOFC热电联产技术，见图5。三是采用耦合绿电的炼化产业再电气化技术。再电气化是降低化石能源消费的重要手段。炼化产业可实现“电能替代”的设备主要包括：电驱动替代汽轮机驱动、电加热炉替代燃料加热炉、电伴热替代蒸汽伴热等。

(2)主要支撑技术。结合炼化企业用能结构中燃料用量大的实际，要致力开发推广应用提高能源转化效率的技术，如高汽/电比燃气轮机技术，工业炉富氧燃烧、蓄热燃烧、催化燃烧技术，工业燃料电池热电联产技术，见图6。

4.3 发展多能耦合的低碳能源系统，减少用能碳排放

(1)实施路径。一是深度消纳风光绿电。针对风电、太阳能发电具有随机性、间歇性、波动性，不能满足炼化企业必须具有连续稳定的电力系统要求的问题，开展绿电、储能与炼化企业电力系统耦合的智能化调控技术及技术标准研究，为炼化企业发展分布式可再生电力提供技术支持；开展大型电加热工业炉和馏分油蒸汽裂解炉等燃料转电关键技术装备攻关，积极推进可再生能源与炼化企业能源系统耦合发展。二是积极探索与小型核堆的耦合集成。小型核堆有供电供热在一定范围灵活调整的特点，稳定性可靠，契合炼化企业热电系统的要求，通过开展小型核堆与炼化产业能源系统耦合的安全性与经济性研究，制定炼化企业用能与小型核电供能耦合的法规标准，推进炼化企业与小型核电能源系统耦合项目的示范，为推广应用打好基础。三是推进能源系统智能化。充分应用新一代数字化、网络化、智能化技术，推进能源系统智能化建设，匹配能源多能互补智能调控，建成“开放、互联、共享、智慧”的“企业能源耦合互联网”，保障物质流和能量流的安全有序流通、智能整合聚集、高效耦合利用。四是推进多能耦合体应用示范。在炼化企业能源供给系统中最大容量引入风光电，在有条件的企业合理推进绿电-绿氢耦合，促进炼化产业能效提升和绿色低碳转型。

(2)主要支撑技术。主要包括小型核堆与炼化企业用能系统耦合技术及法规标准、电代燃料大型工业炉电气化技术、风光绿电与炼化企业耦合技术、多能耦合低碳能源系统智能调控技术等，见图7。

图4 炼化过程节能减碳的主要支撑技术

图5 沥青气化-MCFC或SOFC热电联产系统示意图

图6 提高能源转换效率的主要支撑技术

Fig.6 Main supporting technologies of improving energy conversion efficiency

图7 多能耦合低碳能源系统的主要支撑技术

Fig.7 Main supporting technologies of the multi-energy coupling low-carbon energy system

4.4 积极发展氢能，推进氢能交通和绿氢炼化

(1)实施路径。一是推进氢能交通。利用绿氢的燃料电池汽车及其他交通运输工具实现了清洁零碳，氢能交通的发展受到广泛重视。据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，燃料电池汽车将占据全球车辆的20%～25%，届时将在车用动力能源消费结构中占显著比例；中国以发展氢能重卡为主要目标，提出2030年燃料电池汽车要达到100万辆。据中国氢能协会预计，2030年要实现碳达峰目标，中国氢气需求量将达到3715×10⁴吨/年，其中绿氢希望占13%左右；2060年要实现碳中和目标，中国氢气需求量将达到1.3×10⁸ 吨/年，其中绿氢规模有望达到1×10⁸ 吨/年。当前炼化产业作为氢能的主要生产企业，在满足自身生产所需氢气的同时，还需要满足交通领域用氢需求，推动交通领域减少碳排放。二是发展绿氢炼化。在风光电供应充足稳定可靠的基础上，炼化企业用绿电制氢替代原有的化合能源制氢，有显著减少碳排放的效果，用绿氢和二氧化碳合成负碳燃料、化学品和材料，将成为支持碳中和的有力措施。

(2)主要支撑技术。包括绿氢制备技术、固体储氢技术、液体储氢技术、液氢技术、管道输氢技术、绿氢炼化技术、绿氢固碳生产负碳燃料和化工产品技术等，见图8。

图8 积极发展氢能、推进氢能交通和绿氢炼化的 主要支撑技术

4.5 发展生物制造，开发生物基运输燃料、化学品与材料

(1)实施路径。一是开发并推广生物基燃料技术。坚持不与民争粮，重点发展以农林废弃物为原料生产纤维素乙醇和生物喷气燃料(又称生物航空煤油)，以动植物油脂为原料生产生物航空煤油和生物柴油，以厨余垃圾为原料生产生物燃气。二是开发并推广生物基化学品。重点发展生物质制乙烯、丙烯、PX、醋酸、丁二酸等可以用作合成生物基材料单体的化学品。三是开发与推广生物基材料。重点发展生物基聚乙烯(PE)、聚丙烯(PP)、聚酯(PET)、聚对苯二甲酸丁二酯(PBT)等合成树脂，黏胶纤维、醋酸纤维、莫代尔纤维等纤维素纤维，生物基稀土顺丁橡胶、稀土异戊橡胶等合成橡胶。

(2)主要支撑技术。包括农林废弃物和厨余垃圾生产生物乙醇、生物航空煤油、生物柴油、生物燃气等生物基燃料和用作生物基聚合物单体的化学品与生物基材料技术，见图9。

图9 生物制造、生物基运输燃料、化学品与材料的主要支撑技术

4.6 推进废弃合成材料回收利用，发展循环经济

(1)实施路径。废旧合成材料资源化利用，主要包括物理回收和化学回收2条路径。物理回收利用通常是将废弃高分子材料收集、清洗后直接加工或改性加工成产品，往往伴随着材料性能的降低和应用领域受限。化学回收利用途径，是通过化学反应将废弃高分子材料转化为油品或单体，废弃高分子材料的回收利用是发展循环经济，实现绿色降碳的重要措施。

(2)主要支撑技术。包括组成复杂的废塑料热解和催化裂解制油技术、聚酯等废弃物化学降解生产单体技术；组成单一的废弃热塑性合成材料如聚乙烯、聚丙烯、聚苯乙烯、聚酯等再利用技术，见图10。

图10 推进废弃合成材料回收利用的主要支撑技术

4.7 开展生物能源与碳捕集和储存(CCUS/BECCS)，实现二氧化碳资源化利用

(1)实施路径。一是推动二氧化碳驱油或地质封存。在二氧化碳排放源和驱油或封存可匹配的地区，灵活利用吸收、吸附、膜分离、低温分馏等方式，对炼化产业不同排放源的二氧化碳进行捕集后，将其管输到油田用于驱油或注入合适地层进行封存。二氧化碳封存要认真进行地下储存的机理、储层地质条件、地表安全性研究，优选大规模存储的地质构造，进行封存工程技术开发。二是推动二氧化碳化工利用。利用二氧化碳可以生产无机产品、各类基础有机化工产品、燃料和高分子材料。从最大量利用二氧化碳出发，利用的重点是可以大规模固碳的产品，如甲醇、乙醇、一氧化碳、生物微藻等。

(2)主要支撑技术。包括低能耗、低成本的二氧化碳捕集、封存技术，产品大宗化的二氧化碳加氢制甲醇、乙醇技术和二氧化碳制一氧化碳技术，见图11。

图11 二氧化碳捕集封存和利用的主要支撑技术

对策建议

(1)根据中国炼化产业发展阶段，制定科学合理的降碳政策。一是炼化产业的主要产品喷气燃料、石油焦、润滑油、高等级道路沥青等和高端石化产品市场需求目前还在以较高速度增长，未来发展速度会逐步趋缓，但在较长时间内还会是增长态势。国家应对炼化产业制定差异化的减碳政策，对符合国家产业政策但碳排放会增加的项目，国务院及各省市要支持发展；对“油转化”、“油转特”项目，要允许合理增加化石能源使用和碳排放指标。二是炼化生产过程的特点决定其能源系统必须连续、稳定、可靠，间歇性、随机性的可再生电力无法满足其要求，只能适度接入。国家要支持炼化企业充分利用周边环境发展风电与光伏发电，鼓励风电、光伏发电适度直接进入企业电网系统，需要上网的，明确规定降低上网费。

(2)制定支持政策，推进现有炼化企业低碳化技术改造。一是提高原油加工深度、提高原油利用率的改造项目，符合国家能源安全的需求，但随着加工深度的提高，能耗与碳排放必然会增加。国家应明确规定对有利于减少原油进口依存度、提高炼油加工深度的项目，可以合理增加能耗和碳排放指标。二是对单位产品能耗和碳排放降低的项目，在能耗和碳排放总量不增加的前提下，允许增加产品生产能力。三是企业淘汰落后产能和实施技术改造后，减少的能耗和碳排放指标，可以在企业内部调剂使用。

(3)鼓励炼油与化工行业开发利用农林废弃物和废弃合成材料。炼化产业利用农林废弃物跨界发展生物制造，利国利民，对产业减碳和发展循环经济有利。但企业实施过程存在投入大、无效益的情况。国家应制定政策给予鼓励。一是生产的燃料核定数量后免征消费税和减征所得税；二是生产的材料减征增值税和免征所得税。

(4)支持炼化企业能源系统与小型核堆耦合的工业示范。炼化企业能源系统与小型核堆供热发电耦合具有十分显著的减碳优势，经济性也可以和天然气供热发电竞争。但目前中国只有建设大型压水反应堆的法规标准，还没有适用于小型核堆和石化用能系统耦合的设计、建设、运维的法规标准，实现小型核堆与炼化企业能源系统耦合在规划、建设、监管等方面存在很多约束。建议组织石化企业和核电企业，开展小型核堆与石化企业能源系统耦合的安全性和经济性研究，根据研究结果制定小型核堆与石化能源系统耦合的法规标准，支持小型核堆与石化用能系统耦合的示范项目，积极探索建立炼化企业与小型核堆耦合的新型低碳能源系统。

(5)支持炼化行业引进工业燃料电池等先进关键技术，加快提升化石能源转化效率。SOFC、MCFC等技术可以做到电-热联供，同样利用化石能源，能源转化效率大幅度增高，在稳定为炼化企业供能的同时可以做到低碳、高效、清洁，虽然国内在工业燃料电池领域有所布局，但其实验装置距离产业化仍有系列技术难题，建议出台有关政策支持炼化产业引进SOFC、MCFC等工业燃料电池等先进关键技术，开展工业燃料电池供电与供能的示范，同时促进国内工业燃料电池的开发和推广应用。

内容来源：中国化工信息周刊

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