落基山研究所：2022碳中和目標下的中國化工零碳之路（51頁）.pdf

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1、碳中和目標下的中國化工零碳之路2022.04rmi.org / 2碳中和目標下的中國化工零碳之路關于落基山研究所 （RMI）落基山研究所(RMI)， 是一家于1982年創立的專業、 獨立、 以市場為導向的智庫。 我們與政府部門、 企業、 科研機構及創業者協作， 推動全球能源變革， 以創造清潔、 安全、 繁榮的低碳未來。 落基山研究所致力于借助經濟可行的市場化手段， 加速能效提升， 推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。 落基山研究所在北京、 美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、 紐約市、 加州奧克蘭及華盛頓特區設有辦事處。rmi.org / 3碳中和目標下的中國化工零碳之路作者李抒苡， 薛雨軍

2、， 王珮珊*除非另有說明， 所有作者均來自落基山研究所。其他作者李婷聯系方式李抒苡， slirmi.org版權與引用李抒苡, 薛雨軍, 王珮珊, 碳中和目標下的中國化工零碳之路, 落基山研究所, 2022鳴謝本報告作者特別感謝中國石油和化學工業聯合會和能源轉型委員會 （Energy Transitions Commission） 對本報告撰寫提供的洞見觀點與寶貴建議。特別感謝Angela Wright Bennett Foundation、 Bloomberg Philanthropies、 ClimateWorksFoundation、 Quadrature Climate Foundati

3、on、 Sequoia Climate Foundation 和 The William and Flora Hew-lett Foundation對本報告的支持。此外， 我們也向為本研究提供意見和建議的來自企業和研究機構的專家們表示誠摯的感謝。作者與鳴謝rmi.org / 4碳中和目標下的中國化工零碳之路前言 5第一章開啟中國化工零碳之路： 挑戰與優勢 6全球最大化工產品生產和消費國 7中國化工行業零碳轉型的挑戰 9中國化工行業零碳轉型的優勢 10第二章零碳圖景下化工行業供需展望 11合成氨 12甲醇 13乙烯 14第三章化工行業碳減排路徑： 立足資源稟賦， 發展顛覆技術 17技術可行性：

4、化工行業碳減排路徑 18經濟可行性： 零碳解決方案的成本分析 23第四章中國化工零碳之路： 時間、 空間演變和轉型模式 33中國化工零碳轉型時間線 34中國化工零碳產能地理分布 37中國化工零碳轉型模式 43第五章政策建議 48報告參考文獻 51目錄rmi.org / 5碳中和目標下的中國化工零碳之路化工行業i是中國實現碳中和的關鍵行業之一， 全國化工行業的碳排放占工業領域總排放的20%、 占全國二氧化碳總排放的13%。 化工行業也是難減排行業， 其能源和原料難以被電氣化完全替代。此外， 中國初級化工產品產能較新， 也為快速轉型帶來一定挑戰。 在雙碳目標下， 中國已著力構建碳達峰碳中和 “1+

5、N”政策體系ii， 增強頂層部署， 并抓緊明確重點領域、 重點行業以及各地的行動方案。 根據中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見 ， 高耗能高排放項目嚴格落實產能等量或減量置換， 對煤電、 石化、 煤化工等實行產能控制， 未納入國家有關領域產業規劃的， 一律不得新建改擴建煉油項目和新建乙烯項目。 目前， 中國化工企業在積極推進碳中和進程， 例如， 中國石化力爭在國家目標提前十年實現碳中和， 寶豐集團建設全球單廠規模最大太陽能電解水制氫項目以降低煤化工碳排放等等。落基山研究所 （RMI） 是國內最早開展中國零碳圖景研究的機構之一。 早在2019年， 落基山研究所

6、與能源轉型委員會 （ETC） 發布中國2050： 一個全面實現現代化國家的零碳圖景報告， 對中國全經濟體實現零碳進行了情景分析， 力圖為國家長遠戰略目標決策提供技術參考。 2021年9月， 落基山研究所發布 碳中和目標下的中國鋼鐵零碳之路報告， 對鋼鐵行業如何實現零碳轉型和助力碳中和目標， 進行了具體路線圖的分析和搭建。 本報告 碳中和目標下的中國化工零碳之路 同樣是落基山研究所針對重工業零碳轉型的系列研究報告之一， 將針對化工行業， 開展零碳轉型路線圖研究。i 本文中的化工行業是石化和化學工業行業， 包含石油原料產業鏈和非石油原料產業鏈， 是指利用石油、 煤炭等上游原材料進行化學加工的產業。

7、ii “1+N” 即中國加速構建碳達峰、 碳中和的政策體系， 其中， 關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見 即 “” ，是中央層面推進 “雙碳” 工作的系統謀劃和總體部署。 2030年前碳達峰行動方案是碳達峰階段的總體部署， “N” 則包括能源、 工業、 交通運輸、 城鄉建設等分領域分行業碳達峰實施方案， 以及科技支撐、 能源保障、 碳匯能力、 財政金融價格政策、 標準計量體系、 督察考核等保障方案。相比于鋼鐵和水泥的需求增長放緩， 中國化工行業的整體需求隨著社會經濟水平的提升， 需更長的時間達到需求峰值。 與控制需求相比， 生產技術路徑的轉型更為重要。 本報告的研究聚焦化

8、工行業的零碳生產情景。 本報告中， 零碳生產即在化工產品的生產過程中達到二氧化碳的凈零排放 （可利用CCS等末端處理技術） ， 最終產品為零碳化工產品。 在此基礎上， 化工行業應優化原料來源， 促進生產過程和原料的零碳， 與上下游行業共同努力實現全生命周期凈零排放。 低碳生產是零碳生產的過渡路徑，即大幅度降低生產過程中的碳排放。 化工行業需要充分利用多樣的碳減排手段， 從能源和原料角度， 降低甚至消除生產過程中的碳排放， 促進化工行業的碳達峰和碳中和。我們的分析表明， 在碳中和目標下， 中國三大化工產品合成氨、甲醇和乙烯的需求除了受傳統用途驅動外， 還將受新型需求點影響。 此外， 產品結構、

9、原料結構、 能耗結構和生產工藝也將發生巨大變化。 由于供需關系、 技術發展速度、 成本構成等因素的不確定性， 相比深入地研究和確定脫碳時間表， 本研究更聚焦于在假設時間框架下中國化工行業的零碳轉型趨勢、 短中長期安排和技術經濟路線圖， 以期為政策制定、 市場方向等提供參考。前言第一章開啟中國化工零碳之路：挑戰與優勢rmi.org / 7碳中和目標下的中國化工零碳之路化工行業的二氧化碳排放占工業領域總排放的20%、 占全國二氧化碳總排放的13%。1中國是全球最大的化工產品生產和消費國，中國化工行業零碳轉型對全國實現碳中和目標至關重要， 也對全球化工價值鏈低碳轉型意義重大。 中國化工的零碳轉型之路

10、挑戰iii 工業生產部門分為過程工業和產品工業： 過程工業的原料為自然資源， 包括物理變化和化學變化， 如化工行業、 建材行業和冶金行業； 產品工業的原料是工程工業的產品， 以物理變化為主， 產品大多為人類直接使用， 如汽車、 冰箱等的生產。iv 工業增加值是工業企業全部生產活動的總成果扣除了在生產過程中消耗或轉移的物質產品和勞務價值后的余額， 為工業企業生產過程中新增加的價值。和優勢并存。 其中， 挑戰包括持續增加的需求、 高煤炭依賴程度和較年輕的資產。 此外， 中國化工零碳轉型也具備獨特的優勢， 包括較強的新技術部署能力、 以具備零碳轉型意愿和能力的國有化工企業為主導以及規?；?、 集成化發

11、展優勢等。全球最大化工產品生產和消費國化工行業在廣義上為石化和化學工業行業， 即石油原料產業鏈和非石油原料產業鏈。 化工行業屬于工業生產部門中的過程工業iii，即以自然資源為原料， 通過物理和化學反應， 生產用于非零售流通領域的通用大宗產品， 作為產品工業的原料。 化工產品的上游原材料主要包含煤炭、 石油、 天然氣、 原鹽、 石英石等自然資源。 中國因為富煤缺油少氣的資源特點， 煤化工產業相對其他國家占比更大。 化工行業產品眾多， 包含大宗化學品和精細化學品。 大宗化學品的生產規模較大、 利潤水平較低， 處于化工產業鏈上游， 包含烯烴、 芳烴等， 而精細化學品則以大宗化學品為原料深加工而來，

12、規模較小但附加值更高， 用于農藥、 涂料等。中國是全球最大的化工產品生產國， 國際影響力在逐步擴大。 根據歐洲化學工業委員會CEFIC數據， 如圖表1， 2019年中國化工產品產值合人民幣10.4萬億元(1.48萬億歐元)， 占全球的40.6%，預計2030年銷售額將達到全球銷售額的48.6%2。 中國的化工行業近年來一直保持快速增長， 工業增加值iv2015-2020年年均增長率為5.2%3。中國也是全球最大的化工產品消費國， 且保持消費量的快速增長。根據德國化學工業協會VCI數據， 中國2019年化工產品需求消費額折合人民幣10.7萬億元(1.54萬億歐元)， 占全球總消費額的41.6%，

13、比2018年的39.1%增加了3個百分點4。 分產品的全球市場份額也占主導地位， 根據IHS Markit數據， 中國的合成氨、 甲醇和乙烯消費量分別占全球總消費量的約30%、 60%和20%5。 其中乙烯消費量為乙烯單體的表觀消費量， 若涵蓋乙烯產業鏈下游產品， 占比可進一步提高， 如中國低密度聚乙烯(LDPE)消費量的全球占比為34%。圖表1 全球分地區化工產品銷售額和消費額(2019)0.02.04.06.08.010.012.0?/ ()1=7CEFIC, VCIrmi.org / 8碳中和目標下的中國化工零碳之路0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100% (%

14、)IHS Markit整體來看， 中國化工行業的低端產品的產能過剩， 而高端產品的產能短缺。 尿素、 電石、 燒堿、 純堿等傳統化工產品， 產能利用率長期較低， 行業正努力控制低端產品的過剩產能， 從土地供應、 能源技術評價、 環境影響評價等方面優化結構， 利用符合政策要求的先進工藝提升項目整體技術水平和運營效率。 高端聚烯烴、 特種工程塑料、 高端膜材料等高端產品， 對外依存度保持在較高水平， 需要國內產能進一步發展以緩解高端產品的進口壓力與產業鏈安全風險。 總的來說， 多數傳統化工產品產能增速放緩或產能總量下降， 而化工新材料和專用化學品產能持續發展。圖表2 全球分地區主要化工產品消費量(

15、2020)數據來源： IHS Markitrmi.org / 9碳中和目標下的中國化工零碳之路中國化工行業零碳轉型的挑戰化工是難減排的重工業行業之一， 碳排放主要來自反應過程和能源消耗。 中國化工部門碳排放約為每年13億噸， 在全國二氧化碳總排放中的占比為13%， 占工業領域總排放的20%。 此外， 化工行業的非二氧化碳溫室氣體排放也將增加碳當量排放， 如合成氨產業鏈中產生的氧化亞氮和天然氣化工裝置逸散的甲烷等。 作為重點耗能和排放行業之一， 化工行業的企業也有望在未來幾年納入全國碳市場， 成為中國實現碳中和愿景的重點關注領域。中國化工行業零碳轉型的挑戰主要包括：從需求端看， 行業仍處于上升期

16、， 化工產品的總需求整體仍將不斷增加。 總需求方面， 中國人均化工產品消費額為折合人民幣8107元， 而美國的人均化工產品消費額為9584元， 比中國高近20%。 隨著國內經濟水平和國民生活品質的提升， 中國對于化工產品需求總量有較大的增長空間； 對外依存度方面， 高端化工產品自給率不足， 如國內光伏級EVA和茂金屬聚乙烯進口依賴度分別為75%和80%6， 隨著中國化工高精尖技術的突破， 和政策資源對于高端產品供給的鼓勵， 高端化工產品的對外依存度會不斷下降且產能會持續增加。從供給端看， 中國化工生產對煤依賴度高， 而與煤相關的碳強度大大高于其他原料。 中國因為自身的煤炭資源稟賦， 煤化工產業

17、體量很大。 以甲醇產品為例， 中國甲醇產量有75%為煤制， 而全球這個比例僅為35%7， 美國和歐洲均沒有煤制甲醇。 煤炭相比其他的原料有更高的碳元素含量， 生產碳含量相對較少的產品時， 比其他原料碳排放更大。 如生產一噸甲醇， 煤炭路徑的工業過程碳排放約為2.1噸， 天然氣路徑的工業過程排放僅為0.7噸； 而生產一噸合成氨的煤炭路徑和天然氣路徑的工業過程碳排放分別為4.2噸和2.1噸8。 中國龐大的煤化工產業為脫碳增加了難度。此外， 中國化工生產相關資產仍偏年輕化， 快速轉型可能帶來的擱淺資產風險更高。 根據國際能源署IEA數據9， 如圖表3， 中國年齡較新的產能在化工等重工業行業中占據全球

18、總產能的一半以上。 例如， 中國目前合成氨生產設施投產后的平均運行年限僅13年， 甲醇約8年， 乙烯約7年， 近期仍有不少新增產能規劃建設， 而典型的設施投產后的壽命均在30年甚至40年以上。 與其他國家相應生產設施均接近退役時限的情況相比， 中國化工行業在零碳轉型的過程中， 需要同時綜合考慮有計劃地淘汰高碳產能、 在現有設施基礎上進行碳減排改造、 直接上新零碳產能等多種方案組合。因此， 如何妥善處置現有資產， 規劃好轉型的時間線并盡量避免資產擱淺的問題更為棘手。圖表3 全球初級化工產品產能年齡構成(2020)rmi.org / 10碳中和目標下的中國化工零碳之路中國化工行業零碳轉型的優勢v

19、乙烯裝置中最關鍵的三臺離心壓縮機組， 即裂解氣壓縮機、 丙烯壓縮機、 乙烯壓縮機中國化工行業在零碳轉型的挑戰中也孕育著三大機會：首先， 中國具有較強的技術集成水平， 且市場規模大， 擁有快速規?；瘧眯录夹g的能力。 乙烯成套工藝技術是石化產業技術含量最高、 最復雜的技術之一， 而2012-2013年中石油大慶石化60萬噸和中石化武漢石化80萬噸乙烯裝置順利投產， 已標志著國產化大型乙烯成套技術工業化的成功。 此外， 隨著沈鼓、 陜鼓等裝備制造廠技術水平提升， 中國已成為世界上第五個可以制造百萬噸級乙烯生產設備 “三機”v的國家。 在煤化工方面， 繼各類技術突破以來，中國快速實現了2000噸/天

20、大型氣化爐、 大型變換爐、 12萬等級的空分設備、 8萬等級以上的空壓機、 百萬噸煤制油反應器、 60萬噸級甲醇制乙烯 （MTO） 反應器等的規?；黄?。 目前， 可助力脫碳的綠氫、 CCS等技術初步發展。 在未來， 得益于中國快速規?；录夹g的能力， 這些技術有望快速實現成本降低。中國化工行業的主要企業以國有企業為主， 有能力和資源帶動行業的零碳轉型。 美國化學與工程新聞 （C&EN） 發布的2020年全球化工50強名單中， 有5家中國內地企業入選， 其中有3家為國有企業， 即中石化、 中石油和中國中化控股的先正達。 中石化和中石油分別以616億美元和227億美元的銷售額遠遠領先其他中國內地

21、企業， 國有企業占據中國化工市場的主要市場份額。 國有企業是雙碳行動的重點主體， 一方面， 國有企業受國家政策的約束力更強， 另一方面， 也承擔示范和引領的角色。 例如， 國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知指出， 重點領域國有企業特別是中央企業要制定實施企業碳達峰行動方案， 發揮示范引領作用。此外，規?；季峙c產業集成趨勢明顯， 有利于資源、 能源的充分利用和規模經濟發揮。 大型化裝置可以提高能效， 從而降低單位碳排放， 如乙烯30萬噸/年以下的小型裝置能耗限定值為830kgoe/t， 折CO2排放為2.56tCO2/t， 而30萬噸/以上的大型裝置能耗限定值僅為720kgoe/t

22、， 折CO2排放為2.22tCO2/t10。 園區化可充分發揮化工產業聚集的協同效應， 依靠消費區或資源地， 優化電能和熱能利用， 形成產業鏈紐帶并實現標準化運營。 根據中國石油和化學工業聯合化工園區 “十四五” 發展指南及2035中長期發展展望 ， “十四五” 期間中國將重點培育70個具有一流競爭力的化工園區。由于化工行業中產品種類眾多， 上下游鏈條復雜， 本報告主要關注三個代表性產品， 即合成氨、 甲醇和乙烯。 首先， 從碳排放角度看，在中國化工行業的所有子行業中， 目前合成氨、 煉油和甲醇碳排放總量最高11。 考慮到未來成品油需求量增長潛力受限， 煉油產業的產能規模將有收縮的趨勢。 乙烯

23、產業目前當量自給率約為60%， 產能增長潛能大， 未來乙烯產業的碳排放也將隨之增長。 因此合成氨、 甲醇和乙烯將是未來化工行業碳減排的主要關注點。 其次， 從在價值鏈中的地位看， 合成氨、 甲醇和乙烯下游產品眾多且附加值高， 是化工產業的關鍵基礎化學品。 例如， 乙烯是石油化工中最重要的基礎化學品之一， 乙烯產品占石化產品的75%以上12。 乙烯下游的各品類高端塑料也是推動社會全方面發展的重要產品。圖表4 中國化工行業子行業碳排放(2020)0.00.51.01.52.02.5PX ()第二章零碳圖景下化工行業供需展望rmi.org / 12碳中和目標下的中國化工零碳之路化工行業是難減排行業中

24、為數不多的整體需求量仍在增長的部門， 產業鏈較長且產品繁多， 細分產品的供需關系復雜。 本研究認為， 未來合成氨消費量將先降后升， 主要需求來源為農業和工業，長期有作為船用燃料的增長潛能； 甲醇消費量將先升后降， 需求包括乙烯制取、 甲醇燃料和傳統下游， 其中用于乙烯制取穩中有升，甲醇燃料和傳統下游逐步收緊； 乙烯消費量持續增長， 主要由終端產品塑料的龐大市場支撐， 但由于塑料回收技術和體系日益成熟， 原生塑料需求減少， 導致乙烯消費量增速放緩。隨著中國工業化、 城鎮化逐漸步入后期， 鋼鐵、 水泥的需求長期來看將有較明顯的減量趨勢。 而與鋼鐵、 水泥不同， 化工行業零碳轉型的一大挑戰是相關產品

25、需求仍有持續上漲趨勢。 因此， 分析化工零碳轉型的第一步， 是對行業內主要產品的供給和需求進行展望， 深入分析其影響因素， 以及碳中和新約束對產品供求情況的作用。 本章將針對合成氨、 甲醇和乙烯三個主要基礎化工產品的供需情況進行分析展望。合成氨合成氨的供需量主要受下游需求影響， 受進出口影響較小。 合成氨2020年的表觀消費量為6000萬噸， 增速約為2%， 主要消費領域為農業部門和工業部門， 未來， 船運燃料或將成為合成氨的重要需求增長點。農業是合成氨需求的主要來源， 其次是工業需求。 其中， 在農業領域， 合成氨主要用于生產尿素， 進而直接施肥或生產復合肥。在工業中， 合成氨可用于生產三聚

26、氰胺、 脲醛樹脂、 炸藥、 殺蟲劑等。 目前， 合成氨在農業的消費量占總體的約70%， 工業約占30%。 在 “減肥增化” 的背景下， 未來合成氨的農業消費占比將逐漸下降， 而工業方面的需求可呈上漲趨勢。 此外， 在碳中和背景下，除目前已有用途外， 合成氨作為潛在的船運新型燃料， 可能出現新的需求增長點。合成氨在農業方面的需求呈降低趨勢，主要原因是化肥利用效率的提高。 “十三五” 以來， 我國化肥消費總量呈下降趨勢， 提前實現了農業部2015年提出的到2020年化肥使用量零增長行動方案 。 隨著中國人口增長放緩、 漸趨穩定并緩慢下降， 中國的化肥消費量將逐漸平穩并下降。 從利用效率看， 中國目

27、前耕地單位面積化肥使用量約為主要發達國家水平的兩倍， 化肥使用效率較低， 2017年僅為35%， 遠不及美國的52%和歐洲的68%， 充分挖掘效率提升潛力將大大降低化肥需求量。 此外， 受肥效提高、 有機肥替代、 環保治理升級和落后產能加速退出等多重因素影響， 未來農業用合成氨消費將不斷減少。 事實上， 根據國家統計局數據，近五年國內化肥產量已呈現不斷下降趨勢， 年均降幅達6.3%。工業方面， 合成氨的需求有可能上升。 在工業領域， 合成氨的主要產品炸藥、 脲醛樹脂等廣泛應用于采石采礦、 土木建筑等領域。 隨著經濟的發展和國民生活品質的提升， 相應的合成氨工業需求將有一定程度上漲。 但考慮到中

28、國的工業化、 城鎮化逐漸步入后期階段， 相關開發、 土建等需求空間有限， 這部分的合成氨需求也不會出現大規模上漲。未來， 合成氨作為船運等領域的新型能源， 可能爆發新的需求增長點。 作為能源載體， 合成氨具有穩定可靠、 易液化易儲運等特點， 且可利用氫制取并可在必要時轉化為氫， 是克服氫較難實現長距離、 高效、 安全、 低成本運輸等問題的重要介質。 長途大型船運目前正在從高排放的燃料油或柴油逐步轉化為低碳的液化天然氣 （LNG） ， 而在零碳趨勢下， 合成氨將成為長途船運的重要選擇。 根據挪威船級社DNV的預測， 在激進情境下2050年合成氨燃料將占到全球總船用燃料的25%13。 在RMI的零

29、碳情景下， 到2050年， 中國船運50%的能源需求將由合成氨提供。 此外， 合成氨也可直接燃燒或摻入其他燃料用于發電。 例如， 日本最大的電力生產商JERA公司計劃在20242025年實現日本碧南四號燃煤發電廠中摻入20%的合成氨， 2035年前在所有自營燃煤發電廠摻混20%合成氨燃料， 并逐步提高摻混比例， 于2050年前實現100%合成氨熱力發電。合成氨的進口依賴度較低， 長期有出口潛能。 合成氨在常溫下為氣態， 需經加壓或降溫液化以長途船運， 相對于常溫下固態或液態的產品更難進出口。 2020年合成氨進口量120萬噸， 僅占合成氨表觀消費量的2%。 中短期來看， 中國合成氨需求量下降，

30、 將進一步壓縮合成氨的進口量。 長期來看， 合成氨燃料需求將增長， 推動國內合成氨先進產能的發展， 促進合成氨燃料的出口。綜合上述三大領域，RMI對零碳圖景下合成氨的需求進行了測算。 如圖表5所示， 合成氨需求變化將經歷三個階段： 2025年前，合成氨的總需求在6000萬噸左右穩中有降， 其中農業需求受政策影響下降， 工業需求因下游行業發展而增加； 2025年到2035年，主要受氮肥效率大幅提升帶來的合成氨農業需求萎縮影響， 合成氨總需求量下降至2035年的約4600萬噸， 此時， 工業需求量增速放緩， 合成氨作為能源在2030年前后出現試點但并未形成規?；瘧?； 2035年至2050年， 合

31、成氨總需求量由于作為能源的需求擴張而增加， 合成氨作為燃料應用出現規?；虡I化應用； 到2050年， 燃料端應用達到總需求量的50%， 農業端和工業端需求趨于平穩。rmi.org / 13碳中和目標下的中國化工零碳之路甲醇中國甲醇供需情況主要受下游消費影響， 進出口對中國甲醇供需的長期影響有限， 總體供需趨勢為先增后減。 2020年， 中國甲醇的表觀消費量為8170萬噸vi， 增速約為6%。 甲醇的需求側有作為原料甲醇制乙烯 （MTO） 、 傳統下游 （乙酸、 MTBE、 甲醛等） 和作為燃料應用， 占比分別為51%、 34%和15%。 未來制乙烯需求占比不斷擴大， 而傳統下游占比下降， 甲醇

32、燃料需求占比穩中有升。乙酸、 MTBE、 甲醛等的傳統下游需求穩中有降， 且長期降幅將逐步增大。 甲醇的傳統下游為乙酸、 MTBE、 甲醛等， 主要用于建材裝潢、 成品油添加劑等領域。 未來， 在環保、 安監、 雙控的背景下， 傳統下游需求量將受到限制。MTO的增長潛能較大， MTO可以高效利用煤炭資源， 并緩解對進口原油的依賴。 乙烯是重要的石油化工行業基礎化工品， 利用甲醇制乙烯將提高甲醇需求端的經濟效益。 當煤炭價格較低且油價較高時， 煤制甲醇制乙烯的成本優勢大于石腦油制乙烯工藝。 以MTO為主的甲醇新型下游需求占比在2020年從44%增至51%。 未來， 若乙烯需求量隨著下游高端塑料等

33、需求增加而增加， 將向上傳導至甲醇需求上漲。 但由于現階段甲醇制取多以煤炭為原料， 能耗和碳排放問題將限制甲醇制乙烯路徑需求量。vi 根據中國石油和化學工業聯合會和山東隆眾信息技術有限公司組織編寫的 中國石化市場預警報告 （2021） 的數據甲醇燃料是一種較為清潔的液態燃料， 其作為燃料的需求有望有一定增長， 但長期需求有限。 以甲醇代替煤炭作為燃料， 排放的PM2.5將減少80%以上， 氮氧化物減少90%以上14。 “十三五” 期間， 隨著對高效、 清潔燃料的大力推廣和煤改氣等政策的執行， 甲醇燃料得到一定程度的發展， 應用領域包括甲醇汽油、 甲醇汽車、甲醇鍋爐、 甲醇灶臺以及船舶燃料等。

34、2020年， 甲醇燃料消費量為1220萬噸， 占甲醇消費總量的15%。 在電氣化應用受限的領域， 甲醇作為清潔的易儲存燃料可以發揮重要作用， 且在低溫條件下有比電池更穩定的功能表現。 甲醇相對氫有更高的安全穩定性和體積能量密度， 也可作為氫的儲存媒介， 在應用場景中轉化成氫能。此外， 液態燃料屬性也使甲醇的應用通過少量改造， 可以最大化地利用現有基礎設施， 如管道、 油庫、 加油站等。甲醇進口量將隨著國內供需結構的優化而緩步下降。 2020年甲醇進口1300萬噸， 占總表觀消費量的16%， 而出口僅在偶有套利空間時少量發生。 國內計劃產能和在建產能的陸續投產， 將在短期內減少進口依賴度， 中期

35、對產能結構的調整優化使得甲醇進口量趨于穩定， 長期的甲醇需求下降可能進一步壓低甲醇進口量。 甲醇的未來需求量也受到綠色甲醇制取技術發展的影響。 現有的煤炭為主的生產路徑碳排放高， 如果可大規模推廣甲醇的低碳、 零碳生產路徑， 則可從供給端推動需求端發展， 進而擴大甲醇行業的市場規模。圖表5 中國合成氨供需展望0100020003000400050006000700080009000100002020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044204

36、520462047204820492050 (rmi.org / 14碳中和目標下的中國化工零碳之路根據RMI分析， 如圖表6， 甲醇的供需變化將經歷兩個階段： 2030年前， 甲醇的總表觀消費量將持續上漲， 到2030年達約1億噸。 在這一階段， MTO和燃料需求為甲醇需求增長的主要驅動力， 其中，用于MTO的甲醇在2030年可達近5200萬噸， 而其他傳統甲醇下游如甲醚等緩步下降。 2030年至2050年， 甲醇總消費量在峰值年2030年后持續走低， 到2050年降至6950萬噸。 MTO因為下游烯烴產業能耗碳排放限制而略有下降， 傳統甲醇下游需求保持減少趨勢。 而作為燃料， 一方面在電氣

37、化趨勢下， 甲醇鍋爐、 甲醇灶具等逐步淘汰拉低甲醇需求， 另方面， 船運、 路面交通零碳化轉型可能拉高甲醇需求， 綜合來看， 甲醇作為燃料的需求于2035年后基本保持平穩趨勢。乙烯國內乙烯的產量主要由下游需求量和進出口量兩方面驅動， 本研究主要分析下游需求的影響。 由于乙烯不適宜長途運輸， 全球通常以乙烯下游衍生物而不是乙烯的形式進行貿易。 目前， 國內乙烯下游需求中， 聚乙烯、 乙二醇、 苯乙烯均存在較大進口缺口， 2019年進口依賴度約48%、 56%、 26%。 未來國內煤化工制乙烯路徑的發展有可能降低進口依賴。 綜上， 由于進出口情況還會受各國產品成本、 資源可得性、 各類產品供需等多

38、重因素影響， 未來發展趨勢不確定因素較大。 本研究在假設乙烯需求均來自國內自給的情景中， 分析未來供需情況。乙烯是石化工業的基礎原料，其產品占石化產品的75%以上。 2020年， 我國乙烯產量為2160萬噸， 表觀消費量3370萬噸，當量消費量6280萬噸。 聚乙烯是乙烯最大的下游產品， 占比61%，另外， 乙二醇占17%、 苯乙烯占6.5%、 環氧乙烷5%。 未來， 乙烯的下游消費中， 聚乙烯仍將是最大的增長點， 其余領域消費較為平穩。 聚乙烯是被最廣泛應用的塑料品種之一， 本研究從分析塑料的未來需求入手， 探究對乙烯供需的可能影響。塑料是數量龐大且未來需求仍將持續上漲的化工終端產品。 近1

39、0年來， 在經濟發展的大背景下， 全球塑料市場規模穩步增加。 2019年， 全球原生塑料產量達到3.7億噸。 面對需求快速增長， 世界自然基金會預測， 如果在廢塑料處理技術及管理方式上無重大改變及發展， 則至2030年原生塑料產量將在目前基礎上再次提升40%。 中國是全球最大的塑料生產和消費國， 目前每年的塑料表觀消費量超過8000萬噸。 未來， 隨著生活水平提高， 中國對塑料的需求仍將持續上漲。 目前， 中國的年人均塑料消費量為45kg左右15， 約是主要發達國家的一半， 假設到2050年， 中國的人均塑料消費量接近當前部分發達國家的平均消費量， 那么屆時中國塑料消費總量將達到1.2億噸以上

40、。圖表6 中國甲醇供需展望0200040006000800010000120002020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044204520462047204820492050 (rmi.org / 15碳中和目標下的中國化工零碳之路塑料是乙烯需求的主要來源， 其回收利用潛力的充分釋放， 可大大降低對初級原料乙烯的需求。 此外， 生物基等替代原料也可能降低原料乙烯的需求量。 過去5年， 中國每年的塑料回收量在1800萬噸左右， 目前， 按占廢塑

41、料產生量的比例計， 中國的塑料回收利用率為27.8%16。 通過減少低質包裝塑料產能， 限制包裝塑料出口， 提高包裝用廢塑料回收比例， 預計到2030年和2035年廢棄塑料回收利用體系分別增加1000萬噸/年、 1500萬噸/年的回收和處理能力17。 進一步， 通過新型回收利用技術的發展和有效回收模式的形成， 若到2050年， 塑料的回收利用率達到60%， 來自替代原料的塑料制品占到總需求的10%vii， 那么來自乙烯原料的塑料需求將僅占到總需求的55%。 如果考慮改善消費習慣從而延長塑料制品的使用壽命等其他因素， 和照常發展情況相比， 塑料制品對乙烯原料的需求量還將進一步降低。塑料回收利用潛

42、力的釋放主要來自于兩方面， 即由回收體系完善帶動的物理回收viii水平提升， 和由技術進步驅動的化學回收ix市場的擴張。 2030年前， 塑料回收利用潛力的釋放主要來自物理回收水平的提高， 而化學回收在2030年后有望得到較大規模的應vii 能源轉型委員會和Material Economics分析， 到2050年， 全球范圍內來自替代原料的塑料可占到總需求量的10%左右。viii 物理回收指塑料被收集、 分類、 清洗、 磨成薄片， 再分類， 然后熔化成小球， 用于制造新產品的過程。ix 化學回收是指通過一系列的化學過程將廢塑料轉化為塑料單體等組分， 進而制造新的塑料或其它有價值的化工產品的過程

43、。用。 物理回收潛力的釋放主要來自前端回收、 分類和收集系統的完善。 以歐盟為例， 2018年的2910萬噸塑料中， 混合收集的1510萬噸廢塑料只有6%可用于物理回收， 而分類收集的1400萬噸廢塑料有62%可用于物理回收。 化學回收方面， 目前相關關鍵技術和成套技術已經有顯著的進展和突破， 并陸續進入驗證示范階段，未來需要進一步技術突破和產業鏈條完善， 快速實現規?；?。 目前， 巴斯夫、 科思創、 陶氏等領先企業均在塑料化學循環領域進行了系列布局， 在國內， 中石油、 中石化也一直密切關注相關領域。例如， 中石油在 “十四五” 期間， 全面布局相關研究， 包括單一化塑料材料回收利用技術、

44、新型廢塑料優化技術等； 中石化也已全面啟動成套技術開發和工業應用， 同時著手相關產品標準研究。根據RMI分析， 如圖表8所示， 中國乙烯的供需將保持上升趨勢，到2050年， 供需量接近8800萬噸， 與2020年乙烯的表觀消費量相比， 增長了37%。 乙烯供需的上漲主要來自于以塑料為代表的終端產品需求的上漲， 與未充分發揮塑料回收利用潛力的照常發展情況相比， 2050年中國乙烯的供需水平可降低約40%。圖表7 塑料需求量和回收量預測17%0%1%20%1%5%23%12%10%100%83%100%74%100%55%()020406080100120140203020502020rmi.or

45、g / 16碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表8 中國乙烯供需展望(當量)0100020003000400050006000700080009000100002020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044204520462047204820492050 (第三章化工行業碳減排路徑：立足資源稟賦， 發展顛覆技術rmi.org / 18碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表9 石化和化工行業碳減排路徑化工行業碳減排可從消費側和供給側入手， 路徑包括消

46、費減量、產品高端化、 終端替代、 效率提升、 燃料替代、 原料替代和末端處理這七大方面。 從技術方案看， 在化工產品生產中， 可從原料低碳、 燃料低碳和系統節能三個維度考慮碳減排。 從經濟性看， 綠氫、 CCS等顛覆性技術的成本下降將使化工低碳、 零碳生產的成本競爭力將大大提升。 本章將主要以合成氨、 甲醇、 乙烯三大產品為例， 探討中國化工零碳轉型的技術可行性和經濟可行性。技術可行性： 化工行業碳減排路徑化工行業低碳、 零碳轉型應從需求側和供給側兩方面入手， 碳減排抓手包括需求減量、 效率提升、 燃料和原料替代以及末端處理等多個方面。 消費側的碳減排舉措包括消費減量、 產品高端化、 終端替代

47、三類； 供給側的碳減排舉措包括效率提升、 燃料替代、 原料替代和末端處理四大類 （圖表9） 。?CCUS?rmi.org / 19碳中和目標下的中國化工零碳之路消費側碳減排路徑消費側碳減排的重點是減少對能耗密集型產品的依賴度， 一方面是通過提高效率、 回收利用等減少同等服務水平下的需求， 另一方面也包括向更綠色、 環保、 高端的產品或替代產品轉移。 需求側碳減排路徑包括消費減量、 產品高端化、 終端替代等。 消費減量消費減量可以從源頭降低能耗和碳排放， 不同產品的消費減量潛能不同。 與未來能源和社會體系相融合的應用將有更高的需求增長， 如甲醇和合成氨在交通運輸中對傳統燃料的替代； 而在部分傳統

48、領域， 尤其是高耗能高污染行業， 消費減量的潛能更大， 如甲醇下游甲醛制膠板、 合成氨下游尿素制化肥、 乙烯下游制塑料等，都會隨著經濟結構的變化、 循環經濟的深入和生活習慣的改變有一定的下探空間。 提高廢塑料回收率、 增加化肥利用率和優化建筑行業材料都會促進消費減量。 產品高端化產品高端化可有效淘汰落后產能和優化低端產能， 降低行業能耗和碳排放。 中國的化工產業的產量和產能均處世界前列， 但是在高端產品的產業鏈上仍然存在技術受制于發達國家的問題。 以烯烴行業為例， 整體上同質化嚴重， 且主要集中在世界石化產業鏈的中低端， 高端高性能聚烯烴產品關鍵技術短缺18。 國內烯烴產業仍然有較高的當量進口

49、量， 進口產品集中于以茂金屬聚乙烯為代表的高端聚烯烴產品。 聚甲醛等工程塑料產品產業鏈也有很大的深度發展潛質。 終端替代在滿足服務功能的同時， 化工產品在終端應用上可以由更環保的產品提供。 如在材料上， 可以通過生物基材料的發展和推廣進行替代。 根據Nova Institute的報告19， 2020年全球生物基塑料等結構高分子材料的產量為420萬噸， 為化石資源基產量的1%。 生物基結構高分子材料年復合增長率高達8%， 并預計在未來五年持續增長。 中國生物基化學品研究起步較晚， 但在 “十二五” 國家科技支撐計劃中， 生物基材料和生物基化學品被列為研究核心， 下游材料應用和商業模式的發展獲得大

50、力推動。 各省政策要求限制和禁止不可降解塑料的使用， 也將推動可降解生物基材料的推廣20。供給側碳減排路徑供給側碳減排路徑對化工生產提出更高的技術要求。 化工行業的碳排放主要來自反應過程和能源消耗。 不同生產路徑有不同的排放結構， 如煤制甲醇的主要碳排放來源為反應過程， 而乙烷制乙烯的主要碳排放來源為能源消耗。 供給側碳減排主要從反應過程和能源消耗入手， 輔以負碳技術， 以充分實現碳減排。 具體措施包括： 效率提升化工反應大多在高溫高壓催化劑的反應條件下進行， 因此對于能源消耗有較高的要求， 有效管理熱能、 催化劑高效化等都是提高能效的有效方法。 蒸汽再壓縮等熱能管理技術可提高熱能利用效率，

51、新型催化劑的應用可以降低化學反應所需的溫度， 從而減少能源消耗， 降低碳排放。 例如， 林德公司的EDHOX技術可將烯烴蒸汽裂解的反應溫度從870C降低到400C以下， 該技術已在德國開展試點項目21。 燃料替代效率提升是通過減少能源需求量來降低碳排放， 而燃料替代是從燃料本身的角度， 通過降低或者消除單位能源對應的碳排放量，以達到碳減排的目的。 具體地， 可以利用低碳或零碳的清潔能源替代傳統的高排放化石能源， 包括： 電加熱電氣化是替代化石能源的重要手段， 化學反應中的溫度壓力要求大多可通過以電為能源的反應器達到， 例如電裂解爐可以作為制取烯烴的反應器。 巴斯夫、 沙特基礎工業和林德公司正在

52、共同開發推廣電加熱蒸汽裂解爐22， 并計劃2025年實現商業化。 現階段， 電裂解技術發展的瓶頸主要來自電網、 設備、 電加熱效率等。 使用綠電進行電加熱對該技術環境屬性的提升至關重要， 目前中國的電力結構以煤電為主，電力的碳排放較高。 隨著新能源推廣和綠電市場化交易提升， 零碳電力將可為化工脫碳提供重要的綠色能源。 生物質生物質資源包含秸稈、 畜禽糞便、 林業廢棄物等， 工業利用的生物質燃料多為生物質天然氣或生物質液體燃料。 生物質燃料以燃燒的形式供熱， 與傳統的化工加熱爐差異較小。 目前生物質燃料技術較為成熟， 但是經濟性和資源可得性受限。 為了緩解原料資源性問題， 以?？松梨跒榇淼墓?/p>

53、司和科研機構， 投資研發以非糧食為原料的第二代生物質燃料23。 國內的生物質發展前景、 以及是否有充足的生物質燃料用于化工行業， 取決于未來的政策指引、 市場情況和第二代生物質燃料的技術進展。rmi.org / 20碳中和目標下的中國化工零碳之路 氫能氫能是理想的清潔能源， 燃燒后僅生成水， 且可滿足特定化學反應需要的較高溫度。 陶氏化學與生態催化技術公司和西南研究院就 “氫氣燃燒與節能乙烯生產的集成” 進行合作。 未來氫能在化工的能源應用主要集中在溫度需求較高、 電爐很難高效率運行的場景， 或在氫氣資源條件較好的情況下作為加熱燃料的主要能源或靈活性能源。 原料替代原料替代可以降低反應過程的碳

54、排放。 提高化工產品轉化率為現階段的主要方式， 例如利用乙烷制取乙烯可大幅提高乙烯產品的收率。 長期來看， 零碳來源的資源將成為化工生產的主要原料， 在不能完全實現原料零碳的情況下， 通過調配原料比例， 也可以最大限度減少反應過程的碳排放。 綠氫和Power-to-X （PtX）綠氫的應用可以有效地解決傳統化石能源原料碳氫比偏高的問題。 以煤化工為例， 煤炭與水通過水煤氣變換反應生產合成氣制取甲醇， 由于原料煤碳組分偏高， 部分碳以二氧化碳形式排放。 如果利用綠氫將這部分碳加以利用， 將會最大化降低化工反應過程的碳排放。 而PtX技術則大幅降低對化石資源的依賴， 利用空氣中或者工業捕捉的二氧化

55、碳， 與綠氫結合制取化工產品。 綠氫和PtX都已有相關的試點， 如何通過技術革新和政策指引降低成本， 將成為未來發展的關鍵。 生物質生物質的化工原料利用多以乙醇為中間體， 制取乙烯等高附加值化學品。 生物質制乙醇的技術成熟， 在部分資源豐富的國家地區經濟性尚可， 且乙醇制乙烯轉化率高。 中國生物質資源較為匱乏， 且未來發展路徑尚不明晰， 大規模獲取生物質原料存在難度， 生物質制化工品的成本可能長期處于較高水平。 末端處理對于經過原料、 能源等不同維度的碳減排仍然剩余的碳排放， 負碳技術將成為支撐全面脫碳的末端處理手段。 CCS （碳捕集與封存） 將捕集的二氧化碳處理壓縮并注入地下的油氣田或咸水

56、層，并永久封存在地下。 為提高經濟性， 中短期的CCS可以與成熟油氣田EOR （提高采收率） 相結合， 而長期應以咸水層封存為主以提高封存量?？傮w來看， 在化工生產中， 可從原料替代、 燃料替代和系統節能三個維度考慮碳減排。 其中， 作為原料的碳源應從化石燃料逐步過渡到生物質、 沼氣和二氧化碳， 氫源應從來自煤制氫、 天然氣制氫等逐步過渡到生物質、 沼氣、 可再生能源制氫等。 即便是仍采用化石燃料原料， 也可逐漸選擇碳強度較低的原料。 例如， 在乙烯生產中， 條件允許時， 原料可從煤炭、 石腦油逐步向輕烴過渡。 在燃料方面， 可電氣化的過程應盡量電氣化， 并從化石能源逐步轉變到可再生電力。 在

57、系統節能方面， 充分利用熱能管理和催化劑技術等降低反應的能源需求， 從而降低整體系統的碳排放。 圖表10和圖表11以甲醇和乙烯為例， 列出了可能的轉型路徑。在甲醇的原料方面， 碳源可從以煤為代表的化石燃料逐步轉向生物質、 沼氣和二氧化碳。 其中， 在過渡時期， 二氧化碳可來自工業尾氣等非可再生途徑， 以減少部分的碳排放。 然而， 長期來看， 若要保證原料的 “零碳” 屬性， 二氧化碳應來自空氣捕獲或生物質、沼氣燃燒等來源。 氫源的變化可以從水煤氣變換過渡到生物質、沼氣和可再生能源電解水等來源。 在能源利用方面， 化石燃料可逐步過渡到電氣化， 在化石燃料仍在使用時， 可以逐步配備CCS來處理燃燒

58、帶來的碳排放。對于乙烯生產， 原料端將碳源和氫源從煤炭、 石腦油逐步轉變到輕烴、 生物質和綠氫加二氧化碳， 能源端從化石能源逐步轉變到電加熱裂解爐， 并在過程中利用熱能管理和催化劑技術等提高能效。 國內烯烴生產按原料不同可分為國內油氣、 國內煤炭和進口資源這三個模式。 根據不同模式的特點， 發展適宜的轉型路徑， 將副產甲烷作為原料提高產品轉化率， 促進乙烯產業鏈完成從高碳生產到低碳生產再到零碳生產的跨越。2050年前， 可推動化工生產碳減排技術的成熟度均能達到可大規模部署的水平， 且根據不同技術的成熟度水平， 可判斷該技術發展和應用的時間。 從技術成熟度看， 以回收利用為代表的需求減量和以工藝

59、優化、 管理改善為代表的能效提升在中短期內具有較高的可行性。 這類技術截至目前已經釋放了較大的碳減排潛力， 但仍可進一步提升。 然而， 不管是需求減量還是能效提升， 都無法實現接近零碳。 而燃料電氣化、 綠氫利用、 生物質利用、 碳捕集利用與封存等顛覆性技術雖然碳減排潛力更大， 但技術成熟度相對較低。 總體而言， 化工行業可用的脫碳技術基本在2035年左右達到可商業化應用。 圖表12和圖表13列出了相關碳減排技術成熟度的曲線和展望。此外， 隨著技術水平的進步， 將有更多解決方案推動化工行業加速轉型。 根據國際能源署 （IEA） 評測， 更快創新情景下 （2050年實現凈零排放） ， 所需的一半

60、碳減排量將來自于今天仍未進入商用階段的技術， 在重工業和遠距離運輸領域中， 未商用技術占據更高比例24。rmi.org / 21碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表11 乙烯低碳、 零碳轉型技術路線圖表10 甲醇低碳、 零碳轉型技術路線rmi.org / 22碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表13 化工行業碳減排技術成熟度展望圖表12 化工行業碳減排技術成熟度曲線/202020252030203520402045205020552060/MSWCCS9125 (2021)89EcoCatalytic202079FCDh25%202279 1.3/202167EOR20217 (2023)89Ne

61、w Hope Energy 71.5/2023/2489+201847CO2EXIDECO2202079Perstorp 20/2025Power-to-X (DAC)rmi.org / 23碳中和目標下的中國化工零碳之路經濟可行性： 零碳解決方案的成本分析x 第一代捕集技術指現階段已能進行大規模示范的技術， 如胺基吸收劑、 物理溶劑、 富氧燃燒等。xi 第二代捕集技術指技術成熟后能耗和成本可比成熟后的第一代技術大幅降低的新技術， 如新型膜分離技術、 新型吸收技術、 新型吸附技術、增壓富氧燃燒技術等。從經濟性看， 由于未來綠氫、 CCS等顛覆性技術的成本有望大幅下降 （圖表14） ， 化工低碳

62、、 零碳生產的成本競爭力將大大提升。低碳、 零碳生產路徑的成本主要取決于燃料和原料成本， 相比之下， 設備等的資本投入所起的作用較小， 除非需要進行大范圍的改造。 此外， 由于資源稟賦和市場現狀不同， 各種零碳生產路徑的成本競爭力在各地區間也有所差異。綠氫是化工零碳生產的重要原料， 其成本的降低主要來自可再生發電成本的急劇下降、 制氫設備成本的降低和轉化效率的提升。電力成本占綠氫成本較高， 可高達60%70%， 未來零碳電力成本的下降將大大推動綠氫成本的下降。 目前， 在中國綠電資源充足的地區的制氫成本約為16.0元/kg， 根據RMI分析， 到2050年，綠氫成本大概是10.5元/kg， 而

63、在可再生能源廉價、 技術完備、 管理高效、 政府支持等的情況下， 綠氫交付價格可以進一步壓縮，如印度的Reliance Industry公司聲明可降低綠氫成本至1美元/kg （6.3元/kg） 。 設備方面， 目前電解槽成本在2000元/kW左右。 隨著中國的電解槽技術愈加成熟和規?；黾?， 電解槽成本未來很大的下降空間， 彭博新能源財經 （BNEF） 評估的中國電解槽價格在300美元/kW （1880元/kW） ， 國外的電解槽相關公司也正加速加強電解槽經濟性， 如印度的Ambani公司， 澳大利亞的Fortescue Future Industries公司等。 到2050年， 電解槽成本可

64、降至670元/kW以下。 從轉化效率看， 2050年制氫用電量可低至45kWh/kg氫氣， 較目前水平降低約20%。 制氫裝置的優化進程有高于預期的可能性， 如澳大利亞Hysata公司的技術可將轉化效率提升至41.5kWh/kg。 綠色氫氣的成本將取決于是利用就地可再生能源或電網電力。 電力市場改革可能給電價的未來走勢帶來不確定性， 成本模型中的電價和氫氣價格是全國平均水平?；どa中產生的CO2濃度較高， 為相對低成本的CCS應用創造了絕佳條件。 未來， 隨著技術的迭代和規模效應的凸顯， CCS的成本也將持續下降。 到2035年， 第一代捕集技術x成本將較目前降低15%25%， 隨著第二代捕

65、集技術xi實現商業化應用， 其成本將比第一代技術降低5%10%。 到2040年， 隨著CCS集群初步建成，第二代捕集技術將比當前降低40%50%。25到2050年， 相應的成本還將進一步降低。在中國， 由于生物質資源相對有限， 盡管未來生物質大規模利用趨勢有望降低基于生物質的零碳化工生產的成本， 但和其他零碳技術相比， 生物質扮演的角色有限， 僅可能在生物質資源尤其優越的地區得到較大規模應用。本章節將分別針對合成氨、 甲醇和乙烯三種主要的初級化工產品，分析不同零碳生產路徑的成本經濟性。rmi.org / 24碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表14 中國未來綠氫成本下降趨勢圖表15 中國未來CC

66、S成本下降趨勢05010015020025030035040020202030204020502060CCS (/)20202050 (/)0510152025303540數據來源： 生態環境部環境規劃院、 中國科學院武漢巖土力學研究所、 中國21世紀議程管理中心rmi.org / 25碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表16 零碳合成氨生產成本隨時間的變化模型假設： 電解槽成本： 2020年2000元/kW， 2030年1330元/kW， 2050年670元/kW； 電價： 2020年530元/MWh， 2030年330元/MWh， 2050年200元/MWh； 制氫電耗： 2020年55kW

67、h/kg， 2030年51kWh/kg， 2050年46kWh/kg； 碳價： 2020年0元/t， 2030年130元/t， 2050年270元/t； CCS成本： 取高濃度CO2成本2020年350元/t， 2030年230元/t， 2050年110元/t?；诰G氫的合成氨生產成本對綠氫成本的敏感性較高， 而綠氫成本高度依賴于零碳電價。 圖表17給出了不同綠氫終端價格下， 零碳合成氨的生產成本。 到2050年， 若不考慮碳價， 在約9元/kg氫氣終端價格下， 綠氫合成氨的成本和煤制合成氨達到平價； 若計入碳價， 該條件為15元/kg。 圖表18給出了假設在就地直接利用可再生能源電力制氫時，

68、 不同零碳電價下的零碳合成氨的生產成本。 到2050年， 若不考慮碳價， 在電價低于0.13元/kWh時， 綠氫合成氨的成本將低于煤制合成氨； 若計入碳價， 該條件為0.24元/kWh。 合成氨未來， 應用煤+CCS或綠氫是零碳合成氨生產的最有經濟性的手段。 即使在目前， 在可再生能源條件較為優越時， 綠氫合成氨已經能在成本上和傳統的煤制合成氨競爭。 國際能源署在2019年的一項研究指出， 通過有效利用風光資源， 中國綠氫合成氨的成本可低至約2870元/噸和煤制合成氨的約2380-2560元/噸差距不大。26由于原料差異 （如煤、 天然氣等） 及其價格波動， 目前合成氨成本也較為敏感。 未來，

69、 一方面， 碳價將削弱基于化石能源的合成氨的成本經濟性； 另一方面， CCS和綠氫成本的加速下降將使零碳生產路徑更有競爭力。圖表16給出了未來各種零碳生產路徑下的合成氨成本比較。 長遠來看， 在未來潛在碳價下， 零碳生產路徑將可能比傳統的基于化石能源的生產路徑更具經濟性。 假設2050年碳價水平為250元/噸不論是應用CCS或綠氫合成氨， 都比傳統煤制合成氨更有經濟性。 而目前國際上對碳價的預估遠遠高于這個水平， 例如， 高盛認為要有效降低碳排放， 需要高達630美元/噸的碳價27， 而Wood Mackenzie則認為， 要符合控制溫升在1.5內的目標， 碳價需達到1000元/噸28。 由于

70、中國生物質資源相對短缺， 生物質成本較高， 利用生物質制合成氨的成本在未來也將保持在高位。 除非當地有低價且可持續供應的生物質資源， 否則其在合成氨脫碳中的貢獻有限。短期內， 傳統煤制合成氨應用CCS是較為經濟的脫碳手段。 目前，應用CCS的合成氨生產成本約3570元/噸， 零碳生產溢價為60%左右。 到2030年， 成本下降到3090元/噸， 2050年2660元/噸。 假設2030年碳價為130元/噸應用CCS的合成氨生產成本將僅比支付碳價高12%； 假設2050年碳價250元/噸到2050年， 應用CCS的合成氨生產成本將比支付碳價低19%。 由于CCS用于合成氨生產的成本整體較低， 目

71、前仍在用的煤制合成氨設備可在短期內就配備CCS。雖然短期內CCS是普遍較便宜的選擇， 但在綠氫價格極速下降的情況下， 利用綠氫生產合成氨在遠期可能實現更低的成本。 到2050年， 從平均水平看， 若終端氫氣價格為12元/kg， 綠氫合成氨的成本為2820元/噸， 比碳價在250元/噸水平的煤制合成氨的成本低15%。 而在未來更高碳價的預期下， 綠氫合成氨將更有成本競爭力。 此外， 在可再生能源條件較好、 零碳電價較低的區域， 綠氫合成氨的成本性將更突出， 有望低于應用CCS的合成氨生產， 甚至低于不外加CCS的化石能源制合成氨的成本。010002000300040005000600070002

72、02020302050 (/)+CCSPtXrmi.org / 26碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表17 不同綠氫終端價格下零碳合成氨生產成本 （2050情景）圖表18 不同零碳電價下零碳合成氨生產成本 （就地制氫） （2050情景）從應用CCS和綠氫合成氨兩個生產路徑的比較看， 當氫氣終端價格低于約11元/kg時， 綠氫合成氨將比應用CCS更有成本競爭力。如果考慮可再生電力就地制氫， 當電價在0.17元/kWh以下時， 綠氫合成氨成本更低。 通過比較這些成本條件， 可以識別適合CCS或綠氫合成氨試點的早期機會， 也有助于不同區域的合成氨生產選擇最具成本競爭力的零碳生產路徑。 甲醇甲醇的零碳

73、生產路徑按原料劃分， 可分為仍依賴化石能源 （主要是煤） 的路徑和采用新型替代原料的路徑。 其中， 前者由于產品中的碳依然來自化石能源， 有可能在全生命周期結束時依然排放到大氣中。 要實現生產過程和原料碳中和， 這部分碳仍需用碳匯的手段進行抵消。01000200030004000500060007000800005101520253035(/)/kg H2+CCSPtX2020 2030 2050 rmi.org / 27碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表19 零碳甲醇生產成本隨時間的變化在上述分類中， 前者包括傳統的煤制甲醇結合CCS， 以及傳統煤制甲醇耦合綠氫以避免過程排放兩種。 這兩種生

74、產路徑可以在很大程度上避免反應過程中的碳排放。 采用新型替代原料的路徑主要包括基于綠氫的Power-to-X制甲醇， 以及生物質制甲醇兩種。 其中， Power-to-X路徑除綠氫外， 還需要二氧化碳作為原料， 若二氧化碳來自空氣碳捕獲或生物質來源， 則甲醇可認為是生產過程和原料均零碳； 若二氧化碳來自工業尾氣， 那么這部分碳在產品生命周期結束時仍然可能排放到大氣中， 因此僅有生產過程零碳。與合成氨的情況類似， 在短期內， 在傳統的煤制甲醇中應用CCS是短期內最有經濟性的零碳生產路徑。 圖表19顯示了不同零碳生產路徑的成本隨時間的變化情況。 2020年， 即使應用CCS帶來的綠色溢價超過70%

75、， 但成本仍大大低于其他零碳生產路徑。 到2030年， 即使在較低的碳價下， 應用CCS的綠色溢價也僅不到15%。 到2050年， 應用CCS將比支付碳價更有成本競爭力。 CCS所具有的競爭力來自兩方面， 其一是煤化工生產中的二氧化碳濃度非常高， 甚至接近100%， 從而碳捕集成本優勢明顯； 其二是中國甲醇生產具有高度煤炭依賴的傳統， 應用CCS意味著最大可能地利用當前的產能和資產， 避免了大動作轉型帶來的不確定性。然而， 長期來看， 由于綠氫成本將極速降低， 不論是在傳統煤化工中耦合綠氫， 還是直接應用綠氫Power-to-X生產甲醇， 都有可能獲得理想的成本經濟性。 對于Power-to-

76、X， 與構成中沒有碳的合成氨不同在于， 二氧化碳原料成本也將影響甲醇成本。 然而， 本研究計算表明， 相較于二氧化碳成本， 綠氫成本仍然是決定Power-to-X制甲醇成本的瓶頸因素， 工業副產氫可作為過渡解決方案。 以2050年為例， 即使二氧化碳成本仍高達630元/噸， 相當于直接空氣碳捕獲的成本， 在綠氫成本低至10元/kg的情況下， 綠氫成本在零碳甲醇生產成本中仍占到60%左右。 到2050年， 若終端氫氣價格為10元/kg， 綠氫Power-to-X制甲醇的成本為約3260元/噸， 此時， 相較傳統煤制甲醇加碳價的成本， 綠色溢價為20%左右。 如果能獲取更低成本的氫氣， Power

77、-to-X的成本經濟性將更為突出。傳統煤制甲醇耦合綠氫的成本同樣高度依賴于綠氫成本。 該路徑雖然仍依賴煤， 但為得到可避免過程碳排放碳氫比的合成氣， 需要補充作為原料的綠氫。 到2050年， 用這一路徑生產的甲醇成本約為2000元/噸。 雖然成本經濟性較高， 但從全生命周期看， 由于碳組分仍來自煤， 在甲醇終端消費或處置中仍可能帶來碳排放。生物質制甲醇的成本在短期內比基于綠氫的路徑成本更低， 但由于國內生物質資源較短缺， 原料成本高， 長期來看， 生物質制甲醇在甲醇零碳轉型中的作用有限。圖表20和圖表21分別展示了在不同的終端氫氣價格和電價 （就地制氫） 下， 不同零碳甲醇生產路徑的成本對比情

78、況。 2050年，在250元/噸的碳價下，終端氫氣價格低于約7.6元/kg時， 綠氫Power-to-X制甲醇將比傳統煤制甲醇具備更好的經濟性。 而當終端氫氣價格低于約5.0元/kg時， 基于綠氫的零碳甲醇生產成本將低于煤制甲醇應用CCS。 若考慮就地可再生電力制氫的情況， 使得基于綠氫的零碳甲醇生產路徑比煤制甲醇、 煤制甲醇加上碳價應用CCS更具成本力的平價條件分別是電價低于約0.14元/kWh和約0.10元/kWh。020004000600080001000012000202020302050 (/)+CCS+PtXrmi.org / 28碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表20 不同綠氫終

79、端價格下零碳甲醇生產成本 （2050情景）圖表21 不同零碳電價下零碳甲醇生產成本 （就地制氫） （2050情景） 乙烯目前， 制乙烯的原料主要包含煤、 石腦油和輕烴， 原料的成本為總體成本的重要構成， 其中煤炭路徑的原料成本約占總成本的25%， 石腦油路徑約占75%， 而輕烴路徑約占39%29。 煤炭、 石腦油和輕烴價格對乙烯制取的經濟性起重要作用， 也影響不同原料的競爭格局。 2020年國際油價下跌， 石腦油價格隨之下降， 煤炭路線在低油價環境下受到擠壓。 油價每下降10美元， 油制烯烴成本下降約800元/噸。 煤制烯烴的可盈利臨界油價在45美元/桶（280元/桶） 左右， 低成本煤化工可

80、將臨界油價壓至40美元/桶（250元/桶） 以下30。相比煤化工， 石油化工的原料反應過程碳排放較少， 碳排放多來自為達到反應溫度的燃料燃燒。 零碳乙烯可分別使用石腦油、 輕烴、綠色甲醇、 生物質和二氧化碳、 水為原料。 石腦油和輕烴路徑所需溫度較高， 前者多依賴副產物燃燒， 后者還需副產物以外的化石燃料補充。 由此產生的二氧化碳應加CCS進行處理。 電裂解爐技術可有效替代石腦油和輕烴路徑中的化石燃料燃燒， 在電價較低時有較強的成本優勢， 且設備投入僅略高于傳統裂解爐。 電裂解爐能量傳遞效率更高， 但如何利用電能高效經濟地達到800以上高溫， 仍為規?；瘧眯枰鉀Q的問題。 甲醇制乙烯 （MT

81、O） 已較為成熟， 目前甲醇價格占總成本的70%以上。 MTO的反應溫度為約400， 用電裂解爐替代難度更低但在零碳情景下， 原料甲醇0200040006000800010000120000.000.100.200.300.400.500.600.70(/)(/kWh) + + CCS + PtX2020 2030 2050 020004000600080001000005101520253035(/)(/kg H2) + + CCS + PtX2020 2030 2050 rmi.org / 29碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表22 零碳乙烯生產成本隨時間的變化需來自零碳路徑。 生物質制乙

82、烯可選用多種原料， 較為常用的是生物乙醇， 但此方案成本較高且原料有限。 Power-to-X技術一項顛覆性技術， 利用二氧化碳和氫氣直接制取乙烯， 仍處于較早期。圖表22展示了零碳乙烯生產路徑成本的變化趨勢。 石腦油和輕烴路徑的成本下降主要來源于熱能管理技術的成熟、 電價的降低和石腦油原料成本的壓縮。 低碳發展大趨勢將拉低石油需求， 而供應對需求有適應滯后性， 因此油價會處于較低水平。 石腦油作為石油產業鏈的產品， 會受到油價的影響而在低位徘徊， 石腦油原料的價格下降為石腦油路徑的發展提供空間。 輕烴制取乙烯轉化率高， 但由于資源受限， 未來輕烴價格將不斷走高。 但由于技術發展和電價等成本的

83、降低， 輕烴路徑仍然保持較快的成本下降速度。上述兩個路徑需要與CCS或者電裂解相結合， 成本均有望大幅下降。 其中電裂解爐應用成本下降趨勢明顯， 例如， 未來30年， 輕烴+電裂解爐路徑制乙烯成本將從8900元/噸下降到4800元/噸， 降幅將近50%。到2050年， 化石原料路徑耦合CCS或電裂解的成本將達到5000元/噸左右， 但如果考慮范圍三排放， 石腦油和輕烴路徑的成本競爭力將會被削弱。 此外， 原油直接制乙烯路線近年來發展迅速， 該路線可以不經過原油精煉， 免去石腦油等中間原料的轉換， 從原油直接制取乙烯， 縮短生產流程且降低能耗。 但因為原油成分各不相同， 所涉及工藝、 產品轉率等

84、也有差異， 原油制取乙烯的成本波動范圍大且較難估計?；诰G色甲醇的乙烯生產成本下降潛力較大， 原因主要是綠氫成本的下降帶來的綠色甲醇成本的下降。 Power-to-X技術的突破逐步成熟也會帶來成本的削減。 綠氫PtX和綠色甲醇MTO路徑成本有望在2050年下降到7000元/噸左右， 和化石能源路徑相比已有競爭力。 生物質原料的限制和較高電量需求會使生物質制乙烯成本較高， 2050年仍接近10000元/噸。 長期看來， 生物質技術很難為乙烯生產提供大量產能。圖表23分析了2050年不同路徑乙烯生產成本對于綠氫價格的敏感性。 綠氫PtX和綠色甲醇MTO路徑對于綠氫價格敏感較高， 獲得較低成本的綠氫

85、是取得較優成本競爭力的關鍵。 圖表24分析了2050年零碳乙烯生產成本對電價的敏感性。 其中涉及綠氫和生物質的路徑對用電量需求較高， 因此對價格也更加敏感， 而石腦油或輕烴路徑對電價敏感度低。 當電價在0.30元/kWh以下時， 綠色甲醇MTO路徑有較高的成本優勢， 而在電價為0.30元/kWh以上時， 石腦油和輕烴路徑的優勢更加明顯。 綠氫PtX路徑只有在電價極低的地區才有成本競爭力， 而生物乙醇路徑在不同電價下的競爭力均相對有限。0500010000150002000025000202020302050 (/)+CCS+CCS+MTOPtXrmi.org / 30碳中和目標下的中國化工零碳

86、之路圖表23 不同綠氫終端價格下零碳乙烯生產成本 （2050情景）圖表24 不同零碳電價下零碳乙烯生產成本 （就地制氫） （2050情景）0500010000150002000025000300000.000.100.200.300.400.500.600.70/(/kWh)+CCS+CCS+MTOPtX2020 2030 2050 05000100001500020000250003000005101520253035/(/kg H2)+CCS+CCS+MTOPtX2020 2030 2050 rmi.org / 31碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表25 合成氨減排成本 （2050情景）圖

87、表26 甲醇減排成本 （2050情景） 減排成本圖表25-27展示了2050年合成氨、 甲醇和乙烯的零碳生產路徑的單位碳排放減排成本。 CCS和電裂解的碳減排成本在200元/噸左右。 生物質路徑的碳減排成本保持在較高水平。 對于使用綠氫的路徑， 綠氫交付價格不同時， 減排成本差異較大。 本研究分別計算了綠氫價格在20元/kg、 10元/kg和5元/kg時的減排成本， 當綠氫價格足夠低時， 減排成本甚至為負值。 未來， 當碳價高于相應減排成本時， 采用零碳生產路徑將比傳統路徑更具經濟性。綠氫PtX生物質煤 + CCS綠氫價格： 20元/kg綠氫價格： 10元/kg綠氫價格： 5元/kg綠氫價格敏

88、感性碳減排成本(元/噸碳排放）CSS生物質綠氫PtX甲醇碳減排成本 （2050年）綠氫PtX生物質煤 + CCS綠氫價格敏感性綠氫價格： 20元/kg綠氫價格： 10元/kg綠氫價格： 5元/kg煤炭耦合綠氫碳減排成本(元/噸碳排放）CSS生物質綠氫PtX原料耦合合成氨碳減排成本 （2050年）rmi.org / 32碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表27 乙烯減排成本 （2050情景）乙烯碳減排成本 （2050年）碳減排成本(元/噸碳排放）CSS生物質綠氫PtX綠色甲醇MTO電裂解綠氫PtX生物乙醇石腦油 + CCS綠氫價格敏感性綠氫價格： 20元/kg綠氫價格： 10元/kg綠氫價格： 5

89、元/kg綠色甲醇MTO輕烴 + CCS石腦油 + 電裂解輕烴 + 電裂解第四章中國化工零碳之路：時間、 空間演變和轉型模式rmi.org / 34碳中和目標下的中國化工零碳之路本章分別以合成氨、 甲醇和乙烯為代表， 分別分析零碳轉型過程中這些產品生產路徑在短期、 中期和長期內滲透率的變化， 展現中國化工行業逐步實現零碳的發展情況。 本章也將結合既有化工生產流程、 零碳資源分布、 成本性等多項因素， 闡述分地區的重點零碳行動， 及可能的最終零碳產能布局構想。 此外， 結合行業特點，本章也對未來中國化工零碳轉型的大基地模式、 分布式生產模式和與進口競爭模式可能的特點和關鍵行動進行討論。中國化工零碳

90、轉型時間線化工行業零碳轉型的舉措包括產業結構優化、 能源結構調整 （含原料結構調整、 燃料結構調整） 、 節能技術改造、 資源循環利用、末端捕集封存等。 由于不同措施技術水平、 成本經濟性以及和發展階段匹配性等因素的不同， 需要綜合考慮， 采取最佳的行動時間和力度。 原料調整是中國化工零碳轉型的最主要碳減排抓手之一， 本研究將主要從原料調整的角度出發， 探討中國化工零碳轉型的時間線， 并對各時點上其他舉措應如何實施進行分析。在零碳情景下， 中國化工行業的轉型之路將呈現以下幾個主要特征。 首先， 當前以煤為主要原料的 “一家獨大” 的生產模式將逐漸轉變為多種原料并重， 且由于Power-to-X

91、路徑的逐漸擴張， 綠氫將取代煤成為最重要的原料。 其次， 由于現有的基于化石能源的資產較年輕， 中短期內需規?；卦谝延匈Y產上添加CCS， 而基于綠氫路徑的規?；l展將更多發生在中長期。 此外， 在退出落后產能和碳排放約束雙重條件下， 即使基于化石能源的生產路徑可配備CCS， 但整體來看， 基于煤、 氣等的資產仍然會有較大規模的退出。 本研究分別對合成氨、 甲醇和乙烯零碳轉型過程中不同生產路徑滲透率和規模變化情況進行分析。 合成氨零碳情景下， 在農業用途需求整體下降、 工業用途需求緩慢上升、能源用途需求顯著擴張三大趨勢的整體作用下， 國內合成氨的總需求量從目前到2050年間將呈現先下降后上升的

92、 “U型” 曲線。 從生產路徑看， 基于煤的產能將持續退出， 在運行的煤基產能配備CCS的比例逐漸提升， 基于綠氫的PtX產能逐漸擴張， 并在2040年后更快速規?；?。2020年， 以煤為原料的合成氨占77%， 天然氣占21%， 焦爐氣占2%。 到2030年， 以煤為原料的合成氨比例降至70%， 10年間共計1200萬噸的煤制合成氨產量退出， 有20%的合成氨將來自迅速發展的PtX路徑； 此外， 在以化石燃料為原料的生產中， 30%以上需配備CCS。 到2040年， 煤基產能進一步退出， 10年間減少500萬噸產量， 且在剩余的化石能源為基礎的產能中， 配備CCS的比例達到60%以上， PtX

93、進一步擴大規模， 達到總合成氨生產的近40%。 到2050年， PtX成為合成氨的最大來源， 占比達70%， 剩余合成氨需求基本由煤制合成氨滿足， 但所有煤制合成氨均需要配備CCS。由于天然氣制合成氨的經濟性整體偏低， 且國家目前已禁止新建或擴建天然氣制合成氨產能， 到2040年后， 隨著在運行資產基本壽命到期， 國內將不再存在天然氣制合成氨的生產路徑。 甲醇在零碳情景下， 中國的甲醇產量將在2030年左右達峰， 達到1億噸， 此后逐漸下降至2050年的6950萬噸， 較目前的水平低約15%。 相應地， 從生產路徑看， 在2020年到2030年的產量提升階段， 增加的產量主要來自PtX等零碳生

94、產路徑， 但由于規劃的慣性， 仍有部分增量由煤化工提供， 但需要配備CCS或耦合綠氫以最大程度降低碳排放。 在2030年到2050年的產量下降階段， 基于煤的產能將快速退出， 尤其是無配備CCS或耦合綠氫的資產， 將全部退出。2020年， 煤制甲醇占中國甲醇產量的75%， 其余12%來自天然氣， 13%來自焦爐氣。 到2030年， 除現有原料生產路徑外， PtX、生物質等新型生產路徑也占到一定比例。 其中， 來自PtX的甲醇產量占到總量的20%， 達到2000萬噸， 生物質制甲醇由于可持續供應的原料較為短缺且成本較高， 僅占到總量1%。 煤化工耦合綠氫、 煤化工加CCS得到一定規模的發展， 在

95、所有基于煤的產能中，有30%40%耦合綠氫或配備CCS。 到2040年， PtX和生物質路徑規模進一步擴大， PtX制甲醇產量占總量達40%， 生物質制甲醇比例達500萬噸， 占5%。 煤制甲醇中， 耦合綠氫或配備CCS的產能占到一半以上， 余下未實行碳減排措施的產能將快速退出，產量較2030年減少2200萬噸以上。 到2050年， PtX制甲醇總量達到60%， 生物質制甲醇規模也進一步擴大到10%， 煤基生產路徑占比縮小至30%， 且均耦合綠氫或配備CCS。 基于煤的甲醇生產規模將降至2020年水平的1/3左右。 乙烯目前， 中國制乙烯的主要原料基于石油 （主要為石腦油） ， 比例達71%，

96、 煤制烯烴和甲醇制烯烴 （MTO） 共計19%， 此外有10%左右乙烯來自乙烷等輕烴路線。 中國乙烯的零碳轉型路徑將呈現以下特征。 首先， 原料將從以石油基為主向多種原料并存轉變。 一方面， 原料輕質化由于帶來大量能效提升潛力， 將大大有利于碳減排， 因此輕烴原料路線可能有一定增長。 石腦油原料路線由于計劃投產的慣性， 在短期內仍有一定增長， 但中長期看占比逐漸下降。 另一方面， 甲醇制烯烴路線也將得到一定發展， 甲醇原料可來自多種生產路徑， 且中長期看， 甲醇原料均來自零碳路徑。 同時， 以化石能源為原料的生產路徑中， CCS的比例逐漸提升。 此外， 生物質制乙烯以及rmi.org / 35

97、碳中和目標下的中國化工零碳之路PtX直接制乙烯等新型零碳生產路徑， 也將在長期扮演一定角色。到2030年， 原料輕質化進一步發展， 以輕烴為原料的乙烯產量占到總量的14%。 MTO路徑占17%， 相應地， 基于石油的乙烯生產比例降至55%左右。 總體來看， 到2030年， 基于化石能源的乙烯生產中， 有30%配備CCS。 到2040年， 輕烴路線有少量增長， MTO路線中的60%以上均為零碳甲醇制乙烯。 基于石油的乙烯生產比例降至60%。 基于化石能源的產能中， CCS的滲透率超過60%。 到2050年， 輕烴路線達14%， MTO路線保持在20%左右且全部來自零碳甲醇， 油基路線進一步降至5

98、5%。 從2020年到2050年， 生物質制乙烯也將逐步發展， 盡管由于成本偏高且原料緊缺， 規模相對較小。 除此外， Power-to-X直接制乙烯等新型路徑也會有一定發展， 但由于技術較為早期， 總體的量并不大。圖表28 零碳情景下中國化工行業轉型路線圖2 20 02 20 02 20 03 30 02 20 04 40 0年年2 20 05 50 02 20 06 60 0?30%50%?/?40%50%60%1/3?CCUS30%CCUS60%CCUS100%CCUS80%60%40%60%rmi.org / 36碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表29 零碳情景下中國化工行業三大產品原

99、料結構0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2020203020402050?+CCUS0%20%40%60%80%100%2020203020402050+CCS+CCSPtX0%20%40%60%80%100%2020203020402050+CCS+CCSPtX0%20%40%60%80%100%2020203020402050+CCS+CCSMTOMTO?rmi.org / 37碳中和目標下的中國化工零碳之路中國化工零碳產能地理分布xii 即寧夏寧東能源化工基地、 內蒙古鄂爾多斯市、 陜西榆林市一帶， 由于其在地理上構成一個幾何 “三角” 地帶， 統稱能源

100、“金三角” 地區?；ち闾忌a路徑依賴于各類零碳技術和資源， 包括零碳電力、 CCS封存地、 生物質資源等。 從技術可行性、 成本經濟性和資源可得性三個角度綜合考慮， 化工零碳生產的產能更可能趨近于上述三類零碳資源條件優越的地區。 相應地， 從供給側看， 化工生產的分布將可能從趨近化石能源向趨近零碳資源轉變。 當然， 產能的分布也將在一定程度上取決于市場的分布。 中國化工產能分布特征目前， 國內的化工產能分布有明顯近化石能源資源的區位特征。具體表現在， 中國的煤化工生產主要集中在大型煤化工基地， 呈現以能源化工 “金三角”xii為核心、 以新疆和青海為補充、 以東部沿海為外延的產業發展格局 （

101、圖表30左） 。 國內的石油化工同樣具有明顯的基地化發展特征， 中國七大世界級石化產業基地包括大連長興島、 河北曹妃甸、 江蘇連云港、 浙江寧波、 上海漕涇、 廣東惠州和福建漳州古雷， 全部投射沿海重點開發地區， 同時立足于海上原油進口的重要通道 （圖表30右） 。 從三種主要的基礎化工產品的產能分布看， 主要的合成氨和甲醇的產能均靠近煤炭資源， 分布于大型煤炭基地及其附近， 而石腦油和乙烯的產能多沿海分布于中國七大石化基地 （圖表31） 。圖表30 中國煤化工和石油化工基地分布數據來源： 煤炭科學研究總院， 平安證券研究所數據來源： 石化產業規劃布局方案?rmi.org / 38碳中和目標下

102、的中國化工零碳之路對于合成氨、 甲醇和乙烯， 除以煤和石油為原料外， 還有天然氣、焦爐氣等其他原料。 這些產能也有分布于大型基地之外的地區，但是， 未來重點的脫碳區域仍然是以煤和石油為原料的區域。 以甲醇為例， 目前國內甲醇生產的原料包括煤、 天然氣、 焦爐氣等，其中煤制甲醇占75%以上。 按原料的不同， 產能聚集區域也存在差異。 在未來， 由于資源限制， 即使沒有零碳轉型壓力， 天然氣和焦爐氣制甲醇也將被逐漸淘汰 （圖表32） 。 例如， 對于天然氣制甲醇， 目前國家已禁止新建或擴建相關項目， 且由于天然氣需要管道運輸， 只有原料資源就近時， 才會有成本優勢。 而對于焦爐氣制甲醇， 未來也存

103、在原料供應短缺的問題。 因此， 在分析中國甲醇產能地理分布時， 主要分析的是煤制甲醇產能分布的變化， 以及新型生產路徑產能會在哪些區域分布。圖表31 中國主要化工產品產能分布圖表32 國內甲醇產能分布及趨勢 (2019)100200300400 (2017)5010020050010100200300 (2019)80060070060180250300140100190350290201920189.410-20504000?rmi.org / 39碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表33 風能和太陽能資源在中國的地理分布 零碳資源的地理分布中國零碳電力資源分布主要集中在西部和北部地區。 其中

104、 “三北”地區 （東北、 西北和華北） 風能資源占中國風能資源的90%以上，西部和北部地區太陽能資源占總體的80%以上。31此外， 由于大量的棄風棄光現象， 西部和北部多數省份已經引入了降低可再生能源成本的價格機制。 除了西部和北部， 西南地區也有豐富的水力資源和良好的議價機制。 中國80%左右的水能資源分布在西南部地區，西藏、 四川、 云南和青海等地的水力資源條件優越。 對于東部沿海地區， 盡管目前的電價較高， 但未來， 由于海上風電的進一步發展和電力市場改革的推進， 零碳電力價格也有可能進一步降低。中國的CCS地質封存潛力約為1.21-4.13萬億噸， 適合進行碳捕集和封存的地點主要集中在

105、東北、 西北、 華北南部、 四川盆地等具有大量咸水層以及油田、 煤層氣田、 常規天然氣田和頁巖氣田等地質條件的地區 （圖表34） 。 國內油田主要集中在松遼盆地、 渤海灣盆地、 鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地， 通過CO2強化石油開采技術（CO2-EOR） 可實現51億噸CO2封存量。 氣藏主要分布于鄂爾多斯盆地、 四川盆地、 渤海灣盆地和塔里木盆地， 利用枯竭氣藏可以封存約153億噸CO2， 通過CO2強化天然氣開采技術 （CO2-EGR） 可封存約90億噸CO2。 中國深部咸水層的CO2封存容量約為2.4萬億噸， 其分布與含油氣盆地分布基本相同。 其中， 松遼盆地、 塔里木盆地和渤海灣盆地約占總

106、封存量的一半。 蘇北盆地和鄂爾多斯盆地深部咸水層也具有較大封存潛力。32looaaoriasiorSolargis705-20100數據來源： 國家發改委能源研究所； IEA.(2011).Development Roadmap for China s Wind Power 2050 （左） ； Solargis數據庫 （右）70米高度陸上風能分布 （左） 和5-20米水深近岸區域100米高度的海上風能分布 （中）中國太陽能資源分布rmi.org / 40碳中和目標下的中國化工零碳之路總體來說， 中國的生物質資源較為緊缺， 其應用場景出要是缺少其他脫碳手段的領域 （如航空） ， 或本地具有成本

107、較低的可持續生物質資源供給的情況。 從全國看， 生物質資源分布不均。 中國一半以上的生物質資源集中在四川、 河南、 山東、 安徽、 河北、 江蘇、 湖南、 湖北、 浙江等9個省， 西北地區和其他省區資源相對較少。 在生物質資源較豐富的地區， 隨著大規模、 集中化、 自動化農林牧業發展趨勢帶來的生物質原料成本的下降， 有可能產生一些本地化的基于生物質的化工生產。圖表34 中國適合二氧化碳封存的地點數據來源： KAPSARC數據來源： 生態環境部環境規劃院、 中國科學院武漢巖土力學研究所、 中國21世紀議程管理中心圖表35 中國CCUS項目分布rmi.org / 41碳中和目標下的中國化工零碳之路

108、圖表36 中國典型零碳甲醇產能區域及其可能的產能類型 零碳化工產能潛在地理分布零碳化工產能的地理分布的約束因素既包括了目前產能分布慣性、已有基地規劃， 也包括各種零碳資源的分布等。 對這些因素進行綜合分析， 本研究得出了未來中國零碳化工產能的潛在地理分布。 以甲醇的零碳產能為例 （圖表36） ， 總體來說， 該分布呈現以下特征：在以西北 “金三角” 地區為代表的煤化工基地， 由于同時具備較優的可再生能源和碳封存地， 未來可同時發展煤化工耦合綠氫、煤化工應用CCS以及基于綠氫的Power-to-X甲醇生產。 這一地區仍有相當規模的煤基化工的原因在于： 首先， 豐富的煤炭資源使得煤基化工成本競爭力

109、突出， 即使加上零碳手段的應用， 仍有可能具備較強的經濟性； 其次， 國內甲醇產能平均投產應用年限僅在8年左右， 而典型壽命一般可達30年， 因此在未來20年左右，基于避免擱淺資產的考慮， 這部分產能仍然可能在用； 此外， 盡管煤依然是重要的化工生產資源， 通過綠氫的耦合或CCS的應用，可以基本上消除生產過程碳排放， 煤更多是作為原料， 碳組分將作為產品的組分， 而非以二氧化碳的形式進入大氣中。 因此， 在未來尤其是中短期內， 煤化工結合零碳技術是這一區域的典型特征。 同時， 由于可再生能源資源優勢， 這一地區也可能發展出分布式的Power-to-X產能。在云南、 四川、 重慶等西南地區， 由

110、于其水力資源優勢以及目前相對較高的化石能源制甲醇成本， 未來可成為基于綠氫的Power-to-X制甲醇的典型區域。 得益于天然氣資源帶來的經濟性， 西南地區是目前國內天然氣制甲醇較為集中的地區。 但是， 總體而言， 由于需要管道運輸等一系列配套， 天然氣制甲醇經濟性整體較差， 且國內目前已禁止新建或擴建天然氣制甲醇項目。 因此， 該地區現有的化石能源制甲醇經濟性優勢不明顯。 與之相對， 西南地區有豐富的水力資源， 可再生能源制氫成本低， 即便是目前， 在條件優越的地區， 綠氫Power-to-X制化工產品已經有可能和傳統路徑競爭。具有較優煤炭資源同時地處沿海的區域， 以山東為代表， 其潛在的零

111、碳生產方式具有較大不確定性。 一方面， 這一區域靠近渤海灣較好的碳封存地點。 同時， 又可能得益于較好的海上風電資源，然而， 由于沿海地區為用電大區， 較好的海上風電資源是否意味著較低零碳電力成本仍有不確定性。 此外， 沿海區位又該地區零碳化工產品面臨進口產品的競爭， 尤其對于甲醇而言， 其一大下游消費是用于制烯烴， 因此， 若零碳甲醇生產成本較高， 當地也可能選擇進口甲醇作為制烯烴的原料， 而不是在當地進行碳排放主要集中的甲醇生產環節。對于生物質資源較豐富的省份， 只有可能出現規模相對較小的甲醇產能。 這主要是因為， 國內生物質資源總量整體偏少， 難以形成大規模、 可持續的生物質供給； 此外

112、， 生物質原料的運輸成本較高， 因此更有可能僅在生物質資源地附近形成產能集中。需要注意的是， 以上討論的均是較為典型的零碳甲醇產能分布， 并沒有窮盡所有可能。 對于其他區域， 零碳甲醇產能分布同樣可以依照現有產能慣性、 零碳資源情況等因素進行綜合考慮。 此外， 零碳甲醇產能的分布還和下游需求地以及運輸成本等因素有關。 本研究尚未對此進行進一步展開的討論。50100200500 CCS CCS 2017rmi.org / 42碳中和目標下的中國化工零碳之路類似地， 圖表37顯示了中國典型的零碳合成氨產能區域以及相應的產能發展類型。 其中， 原來煤制合成氨產能較多的地區， 由于同時距離碳封存地較勁

113、， 未來轉型路徑可以是煤制合成氨加CCS。在具有較優可再生能源資源的區域， 未來將會是綠氫制合成氨的主要集中地。 與甲醇不同點在于， 合成氨受進出口影響相對較少，因為目前其下游主要是農業用化肥， 具有較本地化的特征。 然而未來， 正如第二章中提到， 若合成氨未來作為燃料的作用愈加凸顯， 合成氨也會更多的涉及進出口問題。 整體來看， 中國綠氫成本優勢明顯， 因此合成氨成本優勢也相應的較為突出， 因此國內零碳合成氨產能將較少受到國外進口合成氨的影響。對于乙烯生產， 由于油基原料高度依賴進口， 仍以油基為原料但加上零碳措施的產能地理分布預計不會和目前有太大差異。 而基于零碳資源的乙烯生產主要是以甲醇

114、為中間產品， 乙烯產地靠近甲醇產地甚至一體化， 將帶來更好的經濟效益， 因此產能分布可參考甲醇的零碳產能分布。 在此， 本研究未對乙烯的零碳產能地理分布作進一步的探討。針對西部可再生能源豐富而東部相對缺乏的情況， 未來國家在能源宏觀部署上可能會加大 “西電東送” 等調節區域能源稟賦不平衡的手段， 增加橫跨東西部的能源基礎設施的建設。 西部的可再生能源可以以電力的形式通過特高壓電線， 或以氫氣的形式通過管道運送到東部， 東部的化工企業利用西部低價穩定的電能或氫能， 促進沿海已有設備的節能改造和低碳轉型， 避免東部化工企業因控制碳排放而造成的生產設備資產擱淺。100200300400 +CCS +

115、CCS 2019圖表37 中國典型零碳合成氨產能區域及其可能的產能類型rmi.org / 43碳中和目標下的中國化工零碳之路中國化工零碳轉型模式未來， 中國的化工零碳生產可能出現三種模式， 即 （1） 依托基地的大規模、 集中式生產模式； （2） 規模相對較小的分布式生產模式； 和 （3） 與進口化工產品競爭的模式。 不同零碳生產模式在轉型過程中， 需要解決一系列的實際問題。 本章節將對各個轉型模式中的關鍵挑戰和行動方案進行討論。 大基地模式在依托基地的大規模、 集中式化工零碳生產中， 由于大規模綠氫應用的土地限制、 可再生能源就地制氫的非連續性等問題， 以及CCS適宜地的分布、 規模等限制，

116、 實際轉型中， 需要多種路徑結合， 形成綜合性的解決方案。以大型煤化工基地的零碳轉型為例， 若以煤為原料并耦合綠氫實現過程零碳排放， 需要同時滿足以下條件， 即： （1） 大量的綠氫需求； （2） 不間斷生產。 而要滿足上述兩個條件， 需要同時考慮當地可再生能源裝機所占土地面積、 由于可再生能源就地制氫間歇性導致的就地儲氫需求、 可能的網電補充制氫等情況。 若以CCS作為零碳解決方案， 則需要考慮化工產地與封存地的距離， 以及封存地的碳封存規模限制等。 此外， 由于各種限制， 還可能同時需要基于綠氫和基于CCS的零碳生產路徑。本研究討論以下三種模式， 以分析不同條件之間的約束， 試圖為實際轉型

117、中的模式選擇提供參考。 實際情況可能是三種模式中的一種， 或者是不同模式的混合。 三種模式分別為： （1） “就地制氫+CCS” 模式； （2） “就地制氫+氫儲運” 模式； 以及 （3） “就地制氫+網電制氫” 模式。 三種模式的特征如圖表38所示。就地制氫+CCS 就地制氫+氫儲運就地制氫+網電制氫 利用當地可再生能源資源制綠氫， 并作為補充氫源耦合煤化工生產 由于土地限制， 就地制氫規模有限， 剩余傳統煤化工生產配備碳捕集 就地制氫耦合煤化工生產具有間歇性， 原有生產路徑保證連續生產 利用當地可再生能源資源制綠氫， 并作為補充氫源耦合煤化工生產 由于土地限制， 就地制氫規模有限， 剩余所

118、需綠氫由異地補足， 需配備氫儲運設施 就地制氫具有間歇性， 需配備足夠儲氫設施保證連續生產 利用當地可再生能源資源制綠氫，并作為補充氫源耦合煤化工生產 由于土地限制， 就地制氫規模有限，剩余所需綠氫由網電電解水提供 就地制氫有間歇性， 為保證連續生產， 缺口由網電補足圖表38 化工零碳生產大基地模式的三類典型模式以下， 以零碳甲醇生產為例， 進一步討論大基地模式中的三類典型模式。在 “就地制氫+CCS” 模式中， 完全利用就地制氫方式來調整粗合成氣碳氫比面臨可再生能源裝機所需的土地面積限制， 對于無法耦合綠氫的甲醇生產過程， 需配備碳捕集來實現零碳。 如圖表39（左） 所示， 按整個基地年產1

119、500萬噸xiii甲醇計， 就地制氫所需的土地面積和對CCS規模的需求呈反向相關關系。 可用于就地制xiii 按目前內蒙古和寧夏甲醇總產量共計接近1500萬噸/年類比， 假設大基地內甲醇產量與該水平相當。xiv 根據全球碳捕集與封存研究院 全球碳捕集與封存現狀2020 ， 目前運行中的CCS設施每年可捕集和永久封存約4000萬噸二氧化碳。xv 目前， 國內百萬噸以上甲醇生產裝置產能占比為40%左右， 受準入規模和配套產業的影響， 這一比例還將繼續增長， 因此假設100萬噸/年為典型的單廠甲醇規模。氫的土地面積越大， 另外需要的CCS規模越小。 假設基地內就地制氫可用的最大土地面積為350km2

120、（約為寧東基地面積的10%） ， 那么該基地還需要CCS規模約為2200萬噸/年， 相當于目前全球運行中的CCS設施每年可捕集和永久封存量的55%xiv。 如圖表39 （右）所示， 按單個甲醇廠年產100萬噸甲醇xv計， 如果單個廠可以利用的就地制氫土地面積為40km2（約為寧東能源化工基地核心區面積的5%） ， 那么其所需CCS容量大約為100萬噸/年， 而目前國內試點項目最大大概為幾十萬噸級別。rmi.org / 44碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表39 零碳甲醇生產所需就地制氫土地面積和CCS容量的關系在 “就地制氫+氫儲運” 模式中， 同樣由于土地限制， 所需綠氫無法全部就地制取，

121、所缺少的綠氫可以在異地制取然后運輸到化工基地。 同時， 由于可再生能源的間歇性， 為實現連續生產， 需要在可再生能源出力時過量制氫， 并配合氫的儲運以供可再生能源不出力時使用。 同樣地， 圖表40展示了按區域年產1500萬噸甲醇和按單廠年產100萬噸甲醇計， 就地制氫所需土地面積和氫儲運需求之間的關系。 對于區域， 如果就地制氫土地面積上限為350km2，那么該區域的氫儲運需求約為3400噸/天。 對于單個廠 ， 在就地制氫土地為40km2時， 氫儲運需求為150噸/天， 按大型槽車可儲運5噸氫氣/天算， 當日單廠需要30車次。圖表40 零碳甲醇生產所需就地制氫土地面積和氫儲運需求的關系010

122、00200030004000500060000200400600800100012001400/km21500050100150200250300350020406080100/km210005001000150020002500300035000200400600800100012001400CCS/km21500050100150200250020406080100CCS/km2100按整個基地年產1500萬噸甲醇計按單廠年產100萬噸甲醇計按整個基地年產1500萬噸甲醇計按單廠年產100萬噸甲醇計rmi.org / 45碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表41 零碳甲醇生產所需就地制氫土地

123、面積和網電需求的關系在“就地制氫+網電制氫”模式中， 就地制氫受制于土地面積限制， 為保證所需綠氫量以及保障連續生產， 需要配合網電制氫。圖表41展示了就地制氫所需土地面積額和額外網電需求之間的關系。 對于年產1500萬噸甲醇的基地， 就地制氫土地面積為350km2時， 額外需要用于制氫的網電約56TWh/年。 對于年產100萬噸甲醇的單個廠， 就地制氫土地面積40km2時， 每年額外需要網電約2600GWh。同時， 由于就地制氫的可再生電力成本通常較低， 網電成本較高，制氫用電中， 網電的比例增加， 會導致綠氫成本增加， 從而使零碳甲醇成本上升。 圖表42展示了制氫用電中網電占比和平均氫氣成

124、本、 平均甲醇成本之間的關系。 網電制氫占比每提升5%， 氫氣成本將上漲4%， 甲醇成本將上漲1.3%。020406080050010001500TWh/km20100020003000400050006000020406080100GWh/km2按整個基地年產1500萬噸甲醇計按單廠年產100萬噸甲醇計rmi.org / 46碳中和目標下的中國化工零碳之路圖表42 網電制氫占比和平均甲醇成本、 平均氫氣成本間的關系模型假設： 就地制氫電價0.095元/kWh， 網電制氫電價0.190元/kWh， 制氫用電46kWh/kg。氫氣成本和甲醇成本上漲幅度0246810120500100015002

125、00025000%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%100%/?0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%100%氫氣成本和甲醇成本rmi.org / 47碳中和目標下的中國化工零碳之路案例： 河南安陽二氧化碳加氫制甲醇試點位于河南安陽的利用二氧化碳和氫氣制甲醇聯產LNG項目由吉利科技集團有限公司、 河南省順成集團煤焦有限公司、 麥芬隆 （上海） 環境工程技術有限公司、 河南省順聚能源科

126、技有限公司、 安陽順峰化工貿易有限公司共同出資建設。項目引進冰島CRI的二氧化碳加氫制甲醇技術， 建成后將是國內第一套二氧化碳加氫制綠色甲醇工業化生產裝置， 并且是目前世界上規模最大的二氧化碳加氫制綠色甲醇工業化生產裝置。項目利用順成集團產生的焦爐煤氣作為原料， 以工業廢氣中捕集的CO2為主要碳源和H2反應合成甲醇， 可有效實現碳減排。 每年可綜合利用焦爐煤氣3.6億Nm3， 生產甲醇11萬噸，聯產LNG7萬噸/年。 每年直接減排二氧化碳16萬噸， 間接減排55萬噸。目前， 以大基地為依托是國內化工生產的典型模式。 在零碳轉型過程中， 作為過渡手段， 基于化石能源的化工大基地將逐步引入和擴大綠

127、氫和CCS的應用。 而由于上述討論的各種實際約束的存在，在零碳情景中， 不論對于依托大基地模式的一個區域還是單個廠 ，實際的零碳生產模式很可能是 “就地制氫+CCS” 、 “就地制氫+氫儲運” 以及 “就地制氫+網電制氫” 的融合。 具體依實際情況而定，本章對各個約束因素的討論可以為實際轉型中在資源配置方面的思考提出了參考。 分布式模式基于綠氫的Power-to-X路徑是典型的分布式零碳化工生產模式。由于不像大基地模式那樣依賴化石能源資源， 分布式的零碳化工生產的選址和規模都更加靈活。 而條件較好的可再生能源分布區域是這種分布式零碳化工布局的首選。 在實際轉型中， 需要分別考慮氫源和碳源如何獲

128、得。在零碳情景中， 分布式化工生產的氫源主要是來自可再生能源電解水的綠氫。 如果這部分可再生能源是光伏或風電， 那么和大基地模式類似， 實際生產中需要考慮到土地面積的約束。 但由于分布式模式中， 生產規模相對較小， 土地面積的約束較弱。 因此基于綠氫的Power-to-X路徑更具經濟性時， 就可能得到較好的發展。目前， 在國內西南地區已有基于水電的試點， 如四川涼山州雷波縣2018年啟動規劃的水電制氫制合成氨項目， 第一期完成20萬噸/年的可再生能源制氫制合成氨示范， 后續還繼續擴大項目產能。 另外， 如果還要實現連續不間斷的生產， 實際操作中還需要考慮和網電制氫的配合， 或相關氫儲運設施的配

129、備等。在碳源方面， 在轉型過渡期可由鄰近的工業尾氣CO2提供。 鄰近工業尾氣CO2提供化工生產的碳源是CO2利用的重要手段。 例如， 鋼鐵廠 、 水泥廠以及許多化工生產過程均會產生CO2尾氣， 可以作為化工生產的原料。 以40萬噸/年甲醇廠為例， 假設CO2原料效率為80%， 每年需要的CO2原料約69萬噸， 按鋼鐵和水泥生產碳排放因子分別為2.01tCO2/t和0.88tCO2/t計， 年產34萬噸的鋼鐵廠或年產78萬噸的水泥廠即可滿足此部分碳源。 在各行業零碳轉型的過程中， 通過行業間耦合實現的CO2利用可大大降低碳排放。 然而，長期來看， 要完全實現零碳， 生物質利用尾氣或者空氣直接碳捕

130、獲可以作為Power-to-X化工生產中的CO2來源。除了Power-to-X外， 以生物質為原料的化工生產也將是分布式的模式。 原因在于， 生物質原料來源分散， 收集運輸成本較高， 因此更可能本地供應， 規模效應有限。 以甲醇生產為例， 未來， 基于生物質的零碳甲醇生產的單廠的規模預計在10-20萬噸/年的范圍。而目前， 75%以上的甲醇廠的產能均在40萬噸/年以上， 且規?；厔菰絹碓矫黠@。 可見， 基于生物質的甲醇生產將形成較小規模、分布式的發展模式。 與進口產品競爭模式全球的零碳轉型趨勢和中國碳中和目標下， 各國零碳轉型的比較優勢和時間表的差異， 可能會改變國產和進口化工產品的競爭格局

131、。 目前， 由于靠近消費市場和原料進口方便等原因， 中國的沿海地區是化工產品的主要產地之一。 未來， 在零碳轉型的約束下， 一方面， 國內化工生產可能會向可再生能源、 碳封存地等零碳資源轉移； 另一方面， 由于零碳化工產品仍有一定綠色溢價， 中國也有可能轉向進口化工產品而非國內生產。 即便國內生產和國外進口產品均受零碳約束， 由于國外一些化工產品產地可能擁有更優的零碳生產條件， 國內的零碳化工產品也會面臨進口產品的競爭。此外， 除了直接進口終端產品外， 中國也可能綜合考慮成本經濟性、 各生產環節碳排放等因素， 選擇進口價值鏈上某一環節的產品作為原料， 在國內生產終端產品， 避免生產中的高碳環節

132、。第五章政策建議rmi.org / 49碳中和目標下的中國化工零碳之路在碳中和目標下， 中國化工行業要在未來最多40年相對較短的時間內實現低碳甚至零碳轉型， 勢必需要政策引導甚至驅動， 充分調動各相關方協同行動。 針對綠色溢價問題， 政策應從一 “推” 一 “拉” 的角度， 內部化傳統高碳路徑的碳排放成本， 同時促進零碳路徑成本降低。 政策應推動重要相關方參與， 注重鼓勵頭部企業， 同時注重需求側激勵， 以及國際市場的有效利用。 此外， 還應重點關注化石能源的妥當利用和終端產品循環利用等關鍵問題。具體建議如下：促進國有企業等大型頭部企業創新， 針對性地開展關鍵技術、 設備的研發和示范。 化工行

133、業產業鏈長且產品繁多， 子行業相對獨立但產品間卻又相互關聯， 設備和技術保障尤為重要。 中國化工行業經多年發展， 已形成以大基地為主體，國有企業引領行業發展的特色模式， 產業化技術、 大型化設備和規?；a能走在世界前沿。 政府應高效指導國有企業和頭部民營企業， 對行業關鍵技術和設備有針對性地進行扶持， 并加強跨界應用。 如支持傳統煤化工耦合新型綠氫制甲醇等試點， 加深化工行業電氣化， 鼓勵電裂解爐試點， 推動催化劑技術發展，支持相關技術 “首臺套” 推廣 ， 通過政策保障和財政補貼等手段消除企業對于發展前沿技術風險的擔憂。推動終端產品循環、 高效利用，通過需求減量倒逼供給側落后產能的淘汰。目前

134、， 部分終端產品仍存在粗放、 低效利用的情況， 而利用效率的提高可減少初級化工產品的需求， 實現排放減量。 例如， 目前中國化肥施用效率處于較低水平， 且消費總量較高， 反向傳導至上游合成氨產業導致產能過剩。 在政策上， 應完善標準化管理， 指導化工消費合理控量， 緩解供給端的供應風險和減排壓力。 同時， 應推廣化工產品的循環利用， 例如， 大力促進塑料回收利用， 包括完善物理回收的管理體系， 支持化學回收技術突破等。充分利用好國際市場外部環境， 在綜合考慮供應鏈安全的前提下， 分階段動態調整原料進出口政策， 助力國內化工生產碳減排。 氣候變化是全球性問題， 而國際合作可充分發揮不同國家的比較

135、優勢。 在供應鏈安全的前提下， 應綜合中國化工行業價值鏈特點和國際產業鏈資源情況， 動態調節進出口產品結構。 短期內， 可注重原料輕量化碳減排， 進口輕烴原料， 緩解國內由于重質原料占比高帶來的高排放問題。 中期可探索從有豐富可再生能源的國家進口綠氫， 以突破中短期內成本較高對國內氫源利用的限制。 長期看可進一步有效管控初級化工產品產能和結構， 擴大高端產品產能規模， 進口低端產品并出口高端產品。 此外，積極推動全球技術交流， 引入適應中國行業結構的先進技術， 有機整合已有技術和引進技術的優勢， 強化行業技術良性發展。rmi.org / 50碳中和目標下的中國化工零碳之路加大對碳減排技術的支持

136、力度， 降低其成本， 同時利用碳市場等政策手段， 內部化傳統技術的碳排放成本。 通過鼓勵低碳路徑與抑制高碳路徑雙輪驅動， 逐步降低低碳、 零碳化工生產的綠色溢價。 正如報告第三章分析， 零碳化工生產具有多種路徑， 但目前與傳統生產路徑相比， 成本經濟性較差。 政策方面， 一方面可利用補貼、 稅收減免、 優惠電價等方式， 鼓勵綠氫等顛覆性技術的應用， 降低低碳、 零碳路徑成本； 另一方面， 加快將石化和化工行業納入全國碳市場， 將傳統生產路徑的碳排放成本內化入生產成本中。 通過壓低低碳、 零碳化工產品的綠色溢價， 促進低碳、 零碳化工價值鏈系統建設成熟。引導煤化工產業對煤炭的利用逐步向 “一可作

137、兩不作” 轉型， 即作為提供碳元素的原料， 不作燃料， 不作制氫反應劑。 中國的資源特性為 “富煤貧油少氣” ，總體來看， 煤炭仍將為化工產品的供應安全提供支撐。 政策應理性管控煤化工，避免過度激進控制。 在原料屬性方面， “作化工產品原料” 。 中央經濟工作會議指出， 原料用能不納入能源消費總量控制， 政策上應保障煤作為原料為化工產品提供碳元素， 支持產業升級和技術進步， 提高煤作為原料的轉化率， 降低過程排放。 在能源屬性方面， “不作燃料” 。 推動對化工裝置尤其是高溫反應設備的供熱系統改造升級， 擺脫燃料端對煤炭的過度依賴， 鼓勵新能源發展。 此外， 優先利用清潔方式制氫， 煤炭 “不

138、作制氫反應劑” ， 將灰氫有序替換為綠氫。 長期看， 為達到全面零碳， 還可將化工產品范圍三排放納入考核范圍， 在保障供應前提下， 科學有序地推廣零碳生產路徑， 實現直接、 間接和上下游全面脫碳。建立行業標準， 完善消費端零碳產品認證體系， 利用稅收減免等方式培育零碳化工產品的需求市場。 化工行業的終端產品涉及經濟和生活的各個方面， 從消費者的衣物， 到汽車廠商的車輛內飾， 再到航空航天的高端塑料等， 需求端參與者涵蓋面繁多。 應建立起低碳、 零碳化工產品的行業標準和碳排放核算認證體系， 鼓勵各級政府和國有企業采購， 并逐漸擴大應用范圍。 此外， 還可以大型化工消費企業為切入點， 逐步將低碳或

139、零碳化工產品的消費習慣滲透到個人消費者層面。 例如， 鼓勵食品包裝類公司建立自身全產業鏈脫碳管理體系， 并逐漸影響終端消費者， 有序構建全社會對于低碳、 零碳化工產品的需求和消費習慣。推動綠氫的全產業鏈建設， 使得工業應用端與綠氫的制取、 儲運等環節互相促進、 不斷成熟。 綠氫是未來化工行業碳減排的必要抓手， 而化工也是現階段氫氣利用最大的下游行業， 應利用化工對氫氣的龐大需求量， 緩解氫氣制取儲運等其他環節主要參與者對資產擱淺的擔憂， 并優化需求端結構， 打通氫能產業鏈的各個環節。 可在短期逐步將化工的灰氫過渡到工業副產氫， 化工用氫的供給端逐步降低就地煤制氫氣比例， 推進煉化、 煤化工與綠

140、氫等產業耦合示范， 形成完整氫氣供應、 儲運、 應用的產業鏈， 并在中長期有序增長供應端的綠氫比例。報告參考文獻1 石油和化學工業規劃院數據2 The European Chemical Industry a Vital Part of Europe s Future, 歐洲化學工業委員會Cefic, 20213 我國石化化工行業 “十三五” 回顧和 “十四五” 高質量發展, 石油和化學工業規劃院, 20214 Chemiewirtschaft in Zahle, 德國化學工業協會VCI, 2021, https:/www.vci.de/die-branche/zahlen-berichte/

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