碳中和目标下石油与化学工业绿色低碳发展路径分析

黄晟，王静宇，李振宇

（1 燕山大学公共管理学院，河北 秦皇岛 066004；2 多弗国际控股集团有限公司，北京 100124）

2020 年9 月22 日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上首次宣布“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。该目标的提出在充分展现大国责任担当的同时，也为中国石油与化学工业转型升级、低碳发展带来了挑战与机遇。据BP《2021 世界能源统计》数据显示，2020 年中国二氧化碳排放总量位居世界第一，减排压力巨大。2020 年中国石油与化学工业CO总排放量约为14.81 亿吨，约占全国CO排放总量16%，要实现“双碳”目标任务紧迫。石油与化工行业规模大、能耗高，碳排放强度高，有可能在“十四五”期间被纳入全国碳市场。石油与化工行业必须以碳达峰、碳中和的目标倒逼自身碳减排意识的增强，积极参与碳排放权交易市场的建设，区域能源结合开发低碳节能工艺，促使行业朝着产品高端、工艺低碳的路径前行。

1 典型国家及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施

1.1 欧盟国家及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施

1.1.1 欧盟碳排放交易系统

2005 年，欧盟碳排放交易系统（EU-ETS）建立，该系统是欧盟在成本效益的基础上减少受监管部门温室气体排放的关键工具，覆盖了约40%的欧盟排放。欧盟碳排放交易体系的成功构建离不开能源行业的鼎力支持，其中石油与化工领域的诸多企业，如荷兰壳牌、德国巴斯夫等，都是欧盟碳排放交易系统的积极参与者与推动者。

欧盟碳排放交易系统经历了数次改革，目前正处于第四个交易阶段。第一阶段是2005—2007年，在这一阶段，覆盖范围仅包括二氧化碳排放权的交易，履约行业仅涵盖电力部门和能源密集型工业部门，包括钢铁厂、炼油厂和散装有机化学品的生产等。第二阶段是2008—2012 年，该阶段将航空行业纳入交易体系，同时受控气体除二氧化碳外，一些国家列入了硝酸生产过程中产生的氮氧化物排放。欧盟碳排放交易体系还将冰岛、列支敦士登和挪威纳入其中。第三阶段是2013—2020年，在此阶段，欧盟碳排放交易系统对石油与化工产品生产、铝及硝酸等的碳排放予以重点关注，并为其设定每生产单位的排放上限。第四阶段是2021—2030 年，根据欧盟委员会发布的《2030 年气候计划》，该系统的覆盖范围将扩大到海事部门的碳排放，可能还包括公路运输和建筑部门；同时创建了多元的低碳融资体系，助力电力和工业部门应对低碳转型的挑战。

1.1.2 欧盟典型石油与化学工业的碳减排措施

在二氧化碳减排方面，欧盟大部分的能源公司均陆续发布“碳中和”的目标以及实施措施，通过发展新能源业务，加强技术创新及开发碳捕集、利用与封存技术等落实碳减排量。典型的企业有荷兰壳牌、法国道达尔和德国巴斯夫。

2020 年4 月，荷兰壳牌宣布在2050 年成为净零排放的能源企业。该公司致力于实现产品生产过程的净零排放，降低出售产品的碳排放强度。具体来说，以2016 年数据为标准，壳牌计划到2030 年销售的能源产品的碳排放强度降低20%，到2035年降低45%，直至2050 年，实现完全净零排放。除此之外，荷兰壳牌还为低碳转型目标出台了完善明确的规划，确定了减排方式及优先级。壳牌计划降低公司常规燃料的产量，分离和重整炼油和化工业务，建设竞争性能源化工一体化园区。该公司一直积极发展各类新能源业务，包括生物能源、氢能、风能和太阳能等，在巴西创立了一家合资公司Raizen，可以把甘蔗废料转化为生物燃料；在荷兰、美国等国家建设多个风电场，并积极探索太阳能技术。此外，壳牌重视发展碳捕集与存储（CCS）技术，计划投资1亿美金，用于种植碳中和林、湿地修复等项目，通过自然方式存储其他业务中无法避免与降低的碳排放。

德国巴斯夫秉持可持续发展的理念，提出了气候保护的目标：以2018 年为基准，到2030 年继续减少25%的碳排放，到2050 年，达到二氧化碳接近零排放。巴斯夫还坚持通过革命性技术创新，比如电加热蒸汽裂解技术和天然气制氢技术等节能减排。利用可再生资源电力代替天然气等化石燃料以及创新商业模式也是巴斯夫实现净零排放的重要方式。2021年10月19日，由巴斯夫倡议，携手价值链上下游伙伴共同创建的“可持续发展共建联盟”（Sustainability Covalence）正式成立。该联盟致力于通过合作，推动各个关键行业低碳发展，推广循环经济，为国家实现“双碳”目标及全球气候保护贡献力量。

道达尔自2015年开始实施低碳战略，致力于降低企业全价值链的二氧化碳排放。为实现2050 年“净零排放”的目标，道达尔分别在提升能源使用效率、降低能源排放量和发展碳汇三方面采取多种措施提升产品质量，降低碳排放。2019年末，道达尔同Engie、AWS 等10 个跨国集团组成国际联盟，共同致力于开发氢能、生物燃气等新型能源。此外，道达尔还致力于发展碳汇相关技术：一方面成立道达尔基金会，提倡重新造林实现天然固碳，投资森林保护和恢复退化土地项目。另一方面则大力发展碳捕获、利用与封存技术（CCUS），CCUS 技术研发的投入成本已占道达尔总研发预算的10%。

1.2 美国及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施

1.2.1 区域型碳排放交易系统

尽管美国没有承担《京都议定书》规定的强制减排义务，但部分地方政府和企业自下而上地探索区域层面的碳排放交易体系，如区域温室气体行动（RGGI）、西部气候倡议（WCI）、美国芝加哥气候交易所（CCX）等。

区域温室气体行动（RGGI）是美国第一个强制性的温室气体排放交易系统，涵盖电力行业的二氧化碳排放，该系统于2009 年开始在美国东北部及大西洋沿岸中部10 个州运行。西部气候倡议（WCI）于2007 年2 月由美国西部七个州和加拿大中西部四个省签署。此倡议创立了一个涵盖诸多行业的综合性碳市场，并将减排交易气体的覆盖范围从单纯的二氧化碳扩展至六种温室气体。此外，WCI还将减排交易所产生的部分利润用于本辖区的公益事业，例如创新低碳技术和提高能源效率等。芝加哥气候交易所（CCX）成立于2003 年，是全球第一个具有法律约束力、基于国际规则的温室气体交易平台。该交易平台会员众多，涉及行业广泛，覆盖的减排交易项目包括二氧化碳（CO）、甲烷（CH）、一氧化二氮（NO）、氢氟碳化合物（HFCs）、全氟化合物（PFCs）和六氟化硫（SF）六种温室气体。

1.2.2 美国典型石油与化学工业的碳减排措施

相较于欧洲的能源企业，美国的雪佛龙、埃克森美孚等尽管也在积极部署低碳发展战略，但仍主张把油气作为业务发展的核心，实现碳中和的目标行动相对保守。除此之外，与直接投资低碳能源相比，美国公司更倾向于通过发展碳捕捉与封存技术、生物燃料技术等来限制二氧化碳排放。

在全世界各国持续推动能源转型、降低碳排放的背景下，埃克森美孚明确提出到2035 年实现全行业领先的温室气体排放绩效，但没有发布零碳目标和计划。埃克森美孚坚持通过淘汰落后低效产能、优化炼化业务结构；开发应用热电联产装置、优化工艺流程；瞄准二氧化碳捕集技术、发展负碳产业；扩大开放合作、加强科技创新，发展新能源项目等提升能源效率和节能减排能力。

2021年10月11日，雪佛龙公司承诺到2050年实现净零排放。与埃克森美孚公司类似，雪佛龙坚持以“去碳化”为主的低碳发展路径，短期内采取相对保守的能源转型策略。雪佛龙希望通过发展具备一定竞争优势的新能源产业，投资生物燃料技术、地热和可再生能源发电技术、碳捕捉与封存技术来解决碳排放强度问题。雪佛龙宣布计划与斯伦贝谢新能源公司、微软公司和清洁能源系统公司在加利福尼亚州门多塔启动一个具有引领性的生物能源与碳捕获和封存（BECCS）项目，旨在产生碳负电。BECCS 项目将农业废弃生物质转化为可再生合成气体，合成气在燃烧室中与氧气混合用来发电，并通过地下深层地质构造封存在此过程中99%的碳排放。

1.3 中国及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施

1.3.1 中国碳排放权交易市场

中国碳排放权交易市场的建设经历了从局部试点到全国统一发展的阶段。国家发展和改革委员会于2011 年10 月发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，准许在北京、上海、天津、重庆、广东、湖北和深圳进行碳排放权交易试点建设，截至2014年6月，获批的7个试点全部正式成立碳交易市场。2017 年，国家发展和改革委员会印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》的声明，标志着全国碳交易体系建设正式启动。2021 年7 月16 日，全国统一的碳排放权交易市场正式上线交易，第一个履约周期纳入发电行业重点排放单位2162 家，覆盖约45 亿吨二氧化碳排放量。

2021年10月，《中共中央国务院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《2030 年前碳达峰行动方案》的发布，预示着中国碳达峰、碳中和“1+”政策体系的建设与完善。2021 年10 月27 日，在第26 届联合国气候变化大会于英国格拉斯哥召开之前，国务院新闻办发表《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书，加强了全世界对中国气候行动的了解，分享了应对气候变化的中国智慧与中国方案，对于世界各国共建公平合理、合作共赢的全球气候治理体系具有重大意义。

1.3.2 中国典型石油与化学工业企业的碳减排措施

长期以来，各大能源化工企业深入践行习近平生态文明思想，大力发展清洁能源，开发二氧化碳捕集、利用与封存技术，为建设美丽中国、实现“双碳”目标做出了卓越贡献。

中国石油天然气集团有限公司（简称“中石油”）将“绿色低碳”纳入公司发展战略，明确了“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的战略部署。长期以来，中石油大力实施“稳油增气”策略，推动了天然气产量快速增长；积极推进可再生能源布局，加大地热资源的规模开发和综合利用；高度重视科技创新，持续推进科技减排，发展碳捕集、利用与封存技术；此外，还致力于通过林业碳汇等推动产业低碳发展。2020 年，中石油全年植树281.1 万株，并在大庆油田马鞍山建成首个“碳中和”林。

石油与化工行业是我国开展碳达峰、碳中和行动和建设碳排放权交易市场的重点领域。2021年3月29 日，中国石油化工集团有限公司（简称“中石化”）宣布将以净零排放为终极目标，力争比国家承诺提前十年实现碳中和。该公司将氢能视为公司新能源业务的主攻方向，计划在国家“十四五”期间建设一千座加氢站或油氢合建站，创设“中国第一大氢能公司”。中石化未来将致力于开发绿氢炼化产品，提升原料利用的低碳化比例；积极参与全球甲烷减排倡议，多方面减少温室气体的排放；大力发展循环经济，降低产品全生命周期碳足迹；建设齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS示范项目，为国家实现“双碳”目标、应对气候变化贡献力量。

1.4 国外经验与中国实践的差异与启示

通过对欧盟、美国和中国及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施进行横向比较可以发现，如表1所示，在国家层面，欧盟、美国和中国都建立了碳排放权交易市场，但碳排放权交易市场建设的完善程度存在一定的差异。比如，在行业覆盖范围上，目前电力是参与中国碳排放交易系统的核心部门，而包括石油与化工在内的其他碳排放源较大的行业都被排除在外，因此碳排放权交易系统在实现碳减排的目标方面发挥的作用有限。相比之下，在欧盟及美国，大多数能源密集型行业，包括工业和电力，都被纳入了碳排放交易计划。在企业层面，大多数的能源公司都把开发利用可再生能源，加快太阳能、风能、氢能等新能源产业的应用与推广；研发规模化的碳捕集、利用与封存技术作为节能减排的重要手段，但在实现碳中和的目标行动上有所不同。

表1 典型国家及其石油与化学工业面对“双碳”目标采取的措施

从欧盟和美国的经验可知，建设一个包含更多行业的全国性、完整的碳排放权交易市场是现实之需。中国碳排放权交易市场覆盖更多的碳排放产业和部门有利于构建一个更加稳定有效的碳减排环境，是中国实现碳中和目标的有效方式。石油与化工行业是高耗能、高污染、高排放的“三高”行业，在低碳发展中扮演着不可或缺的角色，作为碳排放的大户，有可能在“十四五”期间被纳入全国碳市场。中国承诺从碳达峰到碳中和的时间低于欧盟国家，再加上我国缺油少气、相对富煤的资源禀赋，决定了中国石油与化工行业必须结合能源分布情况和石油与化工产品的碳排放情况，探究一条符合中国国情的低碳发展道路。

2 典型石油与化工产品生产的工艺现状及碳排放

2.1 乙烯生产的工艺现状及碳排放

乙烯是石油与化学工业的基础原料，被称为“石化工业之母”，其产量、生产规模和生产技术水平是衡量一个国家石油与化工行业发展的重要指标。2020 年，中国乙烯产量达2160 万吨，同比增长5.2%。迄今为止，世界上主要的乙烯生产是以石油或油田轻烃为原料的，生产工艺有乙烷或石脑油通过管式炉蒸汽裂解制乙烯、重油催化裂解制乙烯、原油直接裂解制乙烯等；非石油工艺路线的乙烯生产主要采用煤（甲醇）制烯烃。其他工艺，如石脑油催化裂解制乙烯、生物乙醇制乙烯、合成气制乙烯、甲烷直接制乙烯等还处于研究或试验阶段。由于我国“贫油、少气、富煤”的资源禀赋，我国目前主要的乙烯生产路线有两种，即以石油为原料的蒸汽裂解制乙烯和以煤为原料的煤（甲醇）制乙烯，目前新建单系列产能规模分别约为100 万吨/年和60 万吨/年。2020 年我国乙烯产能已达到3518 万吨/年，预计“十四五”末将达到7350 万吨/年，其中，煤（甲醇）制烯烃装置在2019年已投产24套，产能1360万吨/年。

2.1.1 石油路线乙烯工艺现状

蒸汽裂解制乙烯技术的原料适应范围广阔，乙烷、液化气、轻烃、石脑油、柴油等均可，原料成本在总成本中的占比高达60%～80%，以石脑油为原料的、典型的裂解产品为乙烯30%左右、丙烯15%左右，是目前乙烯、丙烯生产的主要工艺。

对于一套乙烯蒸汽裂解装置来说，裂解炉技术和可操作性是基石。大型化、缩短停留时间、提高裂解深度、增强裂解原料变化的操作弹性已变成裂解炉技术发展的主要趋势。最近几年，各大乙烯技术专利商在炉膛设计、炉管结构、抑制结焦技术等方面均取得了卓越的进展。已建的最大石脑油裂解炉能力为20 万吨/年，最大的乙烷裂解炉能力为23.5 万吨/年。分离过程是乙烯生产的核心环节，目前全球范围内乙烯分离技术主要有三大类，即顺序分离技术、前脱乙烷前加氢技术和前脱丙烷前加氢技术。经过多年的研发创新，管式炉蒸汽裂解工艺已经非常成熟，现有的乙烯生产装置主要是通过各种先进技术和工艺流程的组合调整，进行工艺整体优化。未来蒸汽裂解生产乙烯的技术仍是朝着低能耗、低成本、提高裂解炉对原料的适应性和延长运转周期的方向发展。

2.1.2 非石油路线乙烯工艺现状

在非石油路线制乙烯方面，我国广泛采取的工艺流程是煤经合成气和甲醇制烯烃。煤（甲醇）制烯烃可以替代石油产品，减少石油对外依存度，同时在较高油价下具有明显经济性。代表性的工艺技术有四种，即UOP/Hydro的甲醇制烯烃（MTO）技术、Lurgi 的甲醇制丙烯（MTP）技术、中国科学院大连化学物理研究所的DMTO工艺和中国石化上海石油化工研究院的S-MTO 工艺，四大工艺技术均已实现工业化应用。其中，2012年期间，中原石化60 万吨/年甲醇制烯烃装置首次成功应用了S-MTO 工艺，此装置运行结果表明，对甲醇原料计双烯收率达到32.7%，产品总收率达到40.9%，甲醇转化率达到99.9%。

2.1.3 乙烯生产的能耗和碳排放核算

由于煤和石油具有不同的元素组成，煤制乙烯与石脑油裂解制乙烯也具有不同的能耗和二氧化碳排放量。当煤被用作生产烯烃的原料时，与石油或天然气相比，煤的碳氢比更高。煤炭的组成基本为碳、无机物灰分和少量稠环芳烃，含氢很低，以煤为原料生产乙烯必然伴随着氢/碳原子比的调整，氢的来源只能是通过水蒸气造气，工艺方式为高温煤炭与水蒸气发生化学反应，生成氢气、一氧化碳，并且产生大量的二氧化碳；而石油组成中氢多碳少，氢/碳原子比为1.6～2.0或更高，其转化过程主要通过长链烃、芳烃和环烃等催化裂化、裂解、重排等获得目的产物，需要加氢的量大为减少，排放的二氧化碳相应就低很多。如表2所示，煤制乙烯的能耗为5.7t 标煤/t；石脑油制烯烃的能耗为620kg标油/t，即0.88t标煤/t。煤制乙烯的能耗远远大于石脑油制乙烯。此外，煤制烯烃生产过程中单位产品CO排放量约为11t，是石脑油制烯烃的5～10倍。

表2 烯烃生产的能耗和碳排放对比

2021 年11 月，为指导各地科学有序做好高耗能行业节能降碳技术改造，有效遏制“两高”项目盲目发展，国家发展和改革委员会等部门发布关于《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》的通知，对炼油、煤制烯烃（乙烯和丙烯）、乙烯（石脑烃类）等重点领域的能耗情况进行了明确的规定，如表3所示。通过对石脑油制烯烃和煤制烯烃两种方式的能耗和基准水平进行对比发现，煤制烯烃项目的能耗远高于行业基准水平。对于煤制烯烃项目，一般认为在油价50美元/桶以上具有良好经济效益，但如果考虑碳排放的成本，是否继续大规模发展、如何优质发展则成为碳减排大背景下的关键问题，也是我国石油与化学工业科学发展面临的重大课题。

表3 石油与化学工业重点产品能效标杆水平和基准水平

2.2 成品油生产的工艺现状及碳排放

2.2.1 石油路线成品油工艺现状

不同炼油厂因原油资源定位、产品结构定位和产能规模等方面存在差异，加工过程中的单位能耗和二氧化碳排放量也存在差别。成品油生产调和的典型工艺流程如图1所示，成品油生产调合涉及到多种组分和炼油厂几乎所有的装置，图中心部分为直接参与调合装置，左下角部分为间接参与调合装置。

图1 参与成品油生产调合的装置流程

2.2.2 煤制油路线工艺现状

煤制油工艺分为直接液化和间接液化。直接液化是将煤制成油煤浆，在450℃和10～30MPa 下催化加氢，得到液化油，然后进一步加工变成柴油、汽油和化工产品。神华集团在2008 年于内蒙古鄂尔多斯建成108 万吨/年煤直接液化装置，该工程是全球第一套商业化示范项目，标志着中国成为全球第一个掌握百万吨级直接液化工程关键技术的国家，使中国煤制油技术实现了里程碑式的跨越。

间接液化是将煤气化、净化制成合成气，然后经费托（F-T） 合成工艺，在反应压力为2.0～3.0MPa，反应温度低于350℃和催化剂的条件下制合成油及石化产品。2016 年12 月28 日，神华宁煤集团在宁东能源化工基地举行了400万吨/年煤炭间接液化项目产出油品庆祝仪式，该项目采用GSP干煤粉加压气化技术和铁基高温浆态床费托合成技术，是全世界单套装置规模最大的煤制油项目。

2.2.3 成品油生产的能耗和碳排放核算

目前，按照国家对油品生产制定的能耗标准，中石化、中石油等大型国有企业炼油单位产品能耗限定值采用单位能量因数能耗指标进行核算，限定为不大于11.5kg 标油/(t·能量因数)；新建炼油企业炼油单位产品能耗准入值采用炼油(单位)综合能耗和单位能量因数能耗两个指标进行限制，其中炼油(单位)综合能耗不大于63kg 标油/t，单位能量因数能耗不大于8.0kg 标油/(t·能量因数)。将其与表3中的炼油产品能效标杆水平和基准水平进行比较发现，现有炼油企业的单位能量因数能耗标准同样远高于行业基准水平。

此外，通过对成品油生产的工艺进行分析发现，如表4所示，石油制成品油行业平均水平综合能 耗 为2491MJ/t，约59.6kg 标 油/t （1kg 标 油=41.8MJ）；煤间接液化的能耗水平为4t标煤/t，约为2800kg 标油/t。可以看出，煤间接液化的能耗较大，二氧化碳排放量较多。煤化工因为原料本身的“缺陷”及工艺流程更为复杂，所以能耗和碳排放情况比油气路径更高。但是，在可再生能源尚未完全替代化石能源之前，从我国的国情出发，为了突破大量进口原油和国际油价的限制，发展煤制油技术仍是我国能源战略方针的重要方向。

表4 成品油生产的能耗和碳排放对比

2.3 中国能源的消费分布及碳排放情况

2.3.1 能源消费情况及碳排放情况

2019年全球能源消费144×10t油当量，其中石油资源占33%、煤炭资源占27%、天然气资源占24%、新能源占16%。可以看出，化石燃料仍是世界的主流消费能源，但在不同的国家，化石能源的消费结构有所差异。美国和欧盟目前的燃料组合有一些相似之处，石油和天然气占能源供应的大部分，而煤炭和可再生能源的份额要小得多。而中国和印度则与之相反，中国和印度目前煤炭能源占一次能源的55%～60%。

2020 年，全球煤炭消费量下降了6.2EJ（1EJ=10J），即4.2%。消费量降幅最大的国家包括美国和印度。其中，美国煤炭消费量下降了2.1EJ，印度下降了1.1EJ，而中国和马来西亚的消费量分别增加了0.5EJ和0.2EJ。

二氧化碳增加的主要原因是化石燃料的消费。据统计，长期以来，中国的煤炭消费是二氧化碳排放的第一大来源，如图2所示。2019年中国煤炭消费所排放的二氧化碳量约占总排放量的75%，而石油、天然气和其他消费所排放的二氧化碳量分别约占总排放量的13%、5%和7%。其中，石油与化学工业的碳排放量不容小觑。

图2 2012—2019年中国能源相关的二氧化碳排放量统计

2.3.2 能源分布情况

中国的能源受地理形势、禀赋程度的影响，形成了独特的分布格局。图3为中国主要能源储量地区的分布情况。其中，煤炭资源是伴随着地质史上几次大的聚煤期形成的，储量丰富，分布广泛，大致形成了以山西、陕西、河南、内蒙古、新疆、河北为主的北部富煤地区和以贵州、四川、云南为主的南部富煤地区。石油资源集中分布在渤海湾盆地、松辽盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、珠江口盆地、柴达木盆地和东海陆架盆地，即中国的东北、华北和西北地区。中国的天然气产区，主要为青海、四川、陕西、甘肃、宁夏、新疆以及东南海域，其中除东南海域外，其余大多都处在西北的偏远地区。2021 年10 月23 日，自然资源部发布的《中国矿产资源报告（2021）》显示，截至2020 年底，中国煤炭、石油、天然气矿产储量已达1622.88亿吨、36.19亿吨、62665.78亿立方米。

图3 中国主要能源矿产储量地区分布

太阳能、风能等新能源分布存在时空差异性，西北地区是太阳能资源丰富区。风能是一种可持续的、无处不在的、无污染的可再生资源。中国幅员辽阔，风能资源丰富，总存储容量为32.26×10W，实际可开发量为2.53×10W。风能资源丰富的地区主要是新疆、东北大部分地区、沿海地区和青藏高原中部。

2.3.3 区域碳排放与能源分布对比分析

本文整理了2019 年中国30 个省份的二氧化碳排放情况（图4）和石油与化学工业的产值情况（图5、表5），依据中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局和中国国家标准化管理委员会于2017 年6 月30 日联合发布的《国民经济行业分类（GB/T 4754—2017）》，石油与化学工业的产值统计包括化学原料和化学制品制造业，石油、煤炭及其他燃料加工业，医药制造业，化学纤维制造业和橡胶及塑料制造业五大类，数据结果仅作分析使用。如图4所示，通过对比发现，二氧化碳排放量前十的省份是山东（937.12Mt）、河北（914.20Mt）、江 苏（804.59Mt）、内 蒙 古（794.28Mt）、广 东（585.81Mt）、山西（566.48Mt）、辽宁（533.39Mt）、河 南（460.63Mt）、 新 疆（455.28Mt）、 安 徽（408.06Mt），而其中新疆、内蒙古、山西、河南等是我国著名的煤炭大省，探明煤炭资源量超过1000 亿吨，化石能源较为丰富，为石油与化学工业的发展提供了丰富的物质基础。除此之外，由表5 和图5 可知，二氧化碳排放量较高的省份，其石油与化学工业的产值在全国也位居中上游。山东石油与化学工业的产值为1278.85 亿元，江苏石油与化学工业的产值为1029.1亿元，广东石油与化学工业的产值为740.52 亿元，在各省排名中位居前三位。不可否认的是，尽管石油与化学工业的碳排放总量无法和电力、钢铁等碳排放巨头相提并论，但是相关产品的碳排放强度还是较为突出的，能源的储量情况和石油与化工产品的生产情况在一定程度上影响着各个省份的碳排放。

图4 2019年中国30个省份的碳排放情况

图5 2019年中国30个省份的石油与化学工业总产值

表5 2019年中国30个省份的石油与化学工业产值 单位：亿元

如表6 所示，通过对中石油、中石化、中海油、中国神华四大能源化工企业的产品结构和万元产值综合能耗进行对比可以发现，中国神华的万元产值综合能耗远远高于中海油和中石化，碳排放强度也较为突出。能源结构布局绿色合理的企业其万元产值综合能耗较低，碳排放情况也更为乐观。

表6 2020年重点能源化工企业的产品结构、综合能耗及温室气体排放情况

煤化工工艺上天生的“缺陷”无法改变，但龙头企业可以采取充足的应对措施来推动产业结构优化与落后产能淘汰，实施节能减排。因此，石油与化工行业要坚持绿色低碳的发展原则，重视资源保护，努力提高能源和材料的使用效率，最大程度减少资源消耗和二氧化碳排放。二氧化碳减排的重点是重点排放区域，重点排放区域同时也是乙烯、成品油等石油与化工产品的生产区域，以区域为重点开展技术攻关，进行工艺流程优化和产品优化是石油与化学工业可持续发展的重要方向。

3 石油与化学工业低碳发展的路径

3.1 探索产业高端和工艺降碳的新技术

3.1.1 采用更加原子经济性的工艺技术

工艺技术的更新换代，带来了更加原子经济性的新工艺。采用更加原子经济性的工艺技术是碳资源高效利用、精细化学品清洁合成的重要基础，是石油与化工行业可持续发展的重要保证。石油与化学工业可以通过缩短工艺流程、降低能源消耗提高资源的清洁高效转化水平来杜绝或者减少副产物和污染物的排放。例如，原油直接裂解制乙烯，相比石脑油裂解制乙烯，缩短了工艺流程，降低了能耗；石脑油催化裂解制乙烯，降低了反应温度，提升了双烯产率；中国科学院大连化学物理研究所基于“纳米限域催化”新概念，实现了煤经合成气一步高效生产乙烯、丙烯等低碳烯烃，从基本原理上淘汰了长期以来煤转化过程使用的费托（F-T）合成工艺，省略了既耗水又耗能的水煤气变换和水——氢循环路线，降低了反应温度，缩短了工艺流程，同时极大拓展了烯烃原料来源（如生物质、低价值碳源也可以很方便地转化为合成气），是一种碳足迹更低的乙烯生产工艺。包信和院士及其团队提出的“纳米限域催化”研究成果，也获得2020年度国家自然科学奖一等奖。

另外，大力发展合成气高选择性转化制含氧化合物技术，也是石油与化学工业降低二氧化碳排放的原子经济性的生产方式。煤化工生产化学品，必须要通过氧的参与，但是不管是生产聚烯烃，还是生产成品油，都还需要再去掉氧。碳加氢和碳去氧工艺都非常复杂，必然会造成大量的能源损耗，排放大量的二氧化碳。因此，如果省去去氧环节，充分发挥煤化工的特点，扬长避短，把氧作为产品的组成部分，研发生产含氧化合物（如醇醚类化学品）和可降解塑料（如聚乙醇酸），那么将会较大幅度降低碳排放，形成煤化工绿色发展的独特优势。2021年7月6日，中国石化贵州50万吨/年PGA项目一期工程开工，就是现代煤化工绿色清洁、高质量发展的引领性工程。

3.1.2 区域能源结合优化原料配比

据统计，我国的煤炭、天然气、风能等资源大多分布在西北、东北和东南海域，分布较为集中，为产业耦合发展降碳提供了前提条件。石油与化学工业应正视乙烯、成品油等产品生产的高耗能、高碳排的工艺属性，结合我国的基本国情和能源分布情况，通过加强科技创新和引进国内国际的新技术、新工艺，打破源头减排和节能增效的桎梏，开拓二氧化碳资源化利用的新路径，走出一条高碳产业低碳发展、资源循环利用的发展道路。同时，积极发展高端化、高附加值产品，增强竞争力。

在煤化工领域，可以通过改造煤化工的生产工艺流程，节能降耗、减少二氧化碳排放。一方面，煤化工可高效利用我国能源分布的地理优势，大力发展合成气技术，煤与富含氢气的能源共同气化以调整合成气中的碳氢比例。煤炭资源碳多氢少，天然气资源氢多碳少，采用煤和天然气联合造气工艺，可以充分利用两种原料的特点，实现碳氢互补平衡，大幅提高资源利用效率，控制能量消耗与二氧化碳的排放。当然，考虑到我国天然气供给方面的严峻形势及石油与化学工业的基本经济效益，为解决天然气的来源问题，在西北西南地区，我国可以结合“一带一路”发展战略，积极开拓国际市场，在富含天然气资源的国家，投资建设相应的石油与化学工业基地和完备的石油与化学工业装置，优先生产一些单价相对较低的天然气化工产品，使得开采出来的天然气资源能够转变为甲醇等便于运输和利用的产物，而后运送到煤化工基地，从而和煤炭原料结合，优化碳氢配比，降低工艺过程的CO排放。在石油与化工领域，加强技术创新，突破高端材料技术瓶颈是实现石油与化工行业低碳发展的有效途径。目前，多个国家正在探索和研究开发一步法制取乙烯的技术。此外，石油化工和绿氢化工耦合发展也是重要的节能减碳方式。

3.1.3 石油与化学工业与绿氢能源耦合发展降碳

随着世界向低碳能源体系转型，氢扮演着越来越重要的角色，氢能成为全世界及我国经济低碳发展的重要方向，以“绿色、零碳”为特征的氢能正在成为引发全球能源结构和产业结构调整的重要方式。氢气可以直接使用，也可以与（生物）碳或氮结合使用，以便于运输。快速和净零的氢气生产以绿色和蓝色氢气为主，绿色氢是通过电解利用可再生能源制造的；蓝色氢是从天然气（或煤）中提取出来的，置换出来的碳被捕获并储存起来（CCUS）。

石油化工、煤化工与绿氢等低碳能源有机结合，是石油与化学工业高效生产石油与化工产品的重要理想路径。将可再生能源制氢技术与煤气化工艺耦合制造石油与化工产品，可以代替传统的水煤气变换工艺，消除二氧化碳直接排放的源头，实现产品工艺生产过程的碳氢平衡，大幅提高煤炭利用的能源效率，显著降低碳排放量。宁夏宝丰集团创新打造的“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”就是现代煤化工与绿氢能源耦合应用的经典案例。该项目用绿氢代替煤炭原料、绿氧代替煤炭燃料生产石油与化工产品，生产1t烯烃消耗的甲醇降为2.7t，能源转化率比行业平均水平提高了18%，引领了行业绿色高质量发展。未来氢能产业进入成熟期，可再生能源制氢成本下降并可以大规模应用时，将可再生能源制氢用于石油与化工产品生产领域，可以促进石油与化学工业“绿色零碳”发展，为石油与化学工业绿色赋能。中国西北部地区煤炭、太阳能和风电资源储量丰富，适宜煤化工与绿氢化工产业耦合发展。

3.2 建立绿色集成化工园区

区域化、基地化趋势始终伴随着美国石油与化工行业的发展，资源丰富、物流便利、市场广阔是美国化工园区建设的关键因素。集中建设、统一供应服务，不仅降低了治理环境污染的成本，而且能高效地利用资源、物流等。因此，打造绿色集成化工园区是避免石油与化工行业粗放式发展，实现产业转型升级的必经之路。绿色集成化工园区作为石油与化工行业发展的重要载体，是指在园区建设的源头就贯彻绿色、环保、安全、智能的理念，应用循环经济技术，以园区为平台打造生态循环、集约高效、系统智能的产业链条和产业体系，以便最大限度地降低产品生产的单位能耗、减少污染物排放。绿色集成化工园区并非是石油与化工企业简单的组织聚集，而是一个复杂的、相互联系、相辅相成的有机系统。化工园区的建设要遵循产业可持续发展、资源可持续利用、生态环境可持续平衡、人员自身可持续发展、社区可持续发展五项建构原则，综合部署化工园区原料产品项目、公用工程物流、安全消防应急、环境保护生态、智能智慧数据、管理服务科创“六位一体”的发展体系，促进化工园区的可持续发展。

首先，化工园区的产业规划是具有高度前瞻性、科学性和战略性的宏伟蓝图，指明了化工园区建设的性质、规模等。在最初的化工园区规划选址阶段，应按照协同、合作、共享的一体化设计理念，以提高效率和绿色生产为基础，结合化工园区建设的特点，充分考虑原料、产品、市场之间的关系，合理谋划能源供应、产品生产、设施建设、物流运输等方面的布局，以实现公共工程设施的资源共享，提升化工园区产业的关联度，降低园区资源的使用成本，推动化工园区产业的协同发展。其次，在化工园区的综合一体化管理控制方面，要致力于减少产品在全生命周期内对环境的影响，严格遵循源头规划引导、中期绿色生产、末期综合治理的基本原则，对项目准入、生产技术等实施严格的监督管控。要守住入园项目第一道门槛，从根本上运用循环经济的理念，优先发展工艺流程节能减排、生产过程集成优化、项目规模合理规范、技术设计先进科学的石油与化工产品。此外，要加强园区的环保设施建设，构建安全节能的污染物治理体系。园区可以通过对“废水、废气、废渣”进行统一集中处理，最大限度降低污染物排放水平和治理成本。最后，搭建智能化的绿色化工园区平台，建构规划、生产、管理、环保、安全、应急六位一体的有机系统是实现化工园区高质量发展的必然选择。以互联网技术为支撑，围绕安全生产、环境保护、应急联动、运输管理、办公运营、服务保障等领域，建设园区科技创新平台、应急管理和风险评估中心，通过数据整合与平台搭建进行智慧管理，可以有效降低石油与化学工业生产的风险，减少化工园区对环境的污染破坏，提高石油与化工产品的绿色竞争力，实现园区资源配置的优化，促进石油与化工行业绿色、安全、高效的发展。

3.3 加大可再生能源的综合利用

不可否认，石油与化工行业节能减排的推进不能脱离我国的基本国情，低碳社会的发展也不能以牺牲经济发展为代价，实现这一目标的重要方式是加大可再生能源的综合利用。大力开发利用可再生能源，减少化石能源消费，优化能源结构，部署清洁高效、绿色低碳的能源体系，是中国减少二氧化碳排放，实施碳中和行动的重要途径，也是中国应对气候变化威胁的主要手段。可再生能源——包括风能、太阳能、地热能和生物能源等，是能源发展的主力军，可以助力石油与化工行业实现低碳减排。其中，风能和太阳能正是研究人员关注的焦点。2020 年间，全球风能和太阳能发电增加了238GW，中国的风能和太阳能发电量增长约占全球的一半，其中风电容量（72GW）的扩张尤其引人注目。这得益于中国对新的风能和太阳能发电能力的开发和投资的大幅增加，有助于降低全球风能和太阳能的成本，促进可再生能源在能源消费中的稳定增长。石油与化学工业从高碳化石能源向绿色低碳可再生能源转型是发展的现实之需，在条件允许的区域，通过煤化工与风电、光伏发电、水电等耦合，直接使用可再生能源发电或可再生能源发电——电解水制氢，以替代或部分替代燃煤发电和煤制氢，可以大幅提升石油与化学工业的绿色低碳化水平。此外，基于我国能源分布的独特优势，国家可以建设可再生能源基地，比如在西北地区建立以太阳能资源利用为主的西北可再生能源利用基地，在东南沿海建立以海上风电为主的东南沿海可再生能源利用基地等，充分利用我国的地理优势，构建石油与化学工业低碳发展的基石。

3.4 发展碳捕集、利用与封存技术

碳捕集、 利用与封存（carbon capture utilization and storage，简称CCUS）技术是当前多个国家重点研发的温室气体减排技术，也是中国减少碳排放、保障能源安全和实现碳中和的重要手段。在石油与化工行业，可以充分利用生产过程副产高浓度二氧化碳的特点，加大二氧化碳利用与封存技术的前沿性研发，建设二氧化碳捕集、利用与封存的完整工业链条。在二氧化碳捕集环节，要把提高二氧化碳捕集效率及规模，降低捕集成本作为研究的重点，通过吸收法、吸附法、膜分离法等手段，将各类混合气体中的二氧化碳进行富集，为二氧化碳的利用和封存做好准备。在二氧化碳利用阶段，可以把捕集的高浓度CO作为基础原料，进一步加工应用于日常生活及石油与化工产品的生产活动中。在日常生活方面，二氧化碳可用于生产碳酸饮料、啤酒以及粮食的保鲜储藏等，比如，华能集团北京高碑店热电厂的碳捕集示范项目，每年可以捕集3000t CO，其中，可用于精细生产的食品级CO经过加工再利用，能够满足北京碳酸饮料市场的需求。在工业方面，着重在二氧化碳制芳烃、二氧化碳制甲醇、二氧化碳制乙醇、二氧化碳制乙二醇、二氧化碳制成品油、二氧化碳制烯烃等方面开展联合技术攻关，开发世界前瞻技术，为行业探索二氧化碳资源化利用的现实路径，促进资源的循环利用。二氧化碳封存与埋藏技术是实现二氧化碳大规模减排的重要方式。在石油与化工产品的生产流程中，将捕集的不易利用的CO运输到开采完的枯竭油田、气田、废弃煤矿和地下深部咸水层，利用技术手段将其长时间与大气隔离，不仅可以埋藏和封存二氧化碳，还可以进行驱油和驱气，提高油气的开采率。例如，2021年7月5日，中石化启动的齐鲁石化-胜利油田百万吨级的碳捕集、利用与封存（CCUS）项目可实现二氧化碳捕集、驱油与封存的一体化应用。预计未来15 年，胜利油田将累计向油层中注入二氧化碳1068万吨，实现增油227万吨。另外，中国海洋资源丰富，二氧化碳海底封存潜力巨大，我国要高度重视海洋技术的创新发展，突破制约海洋资源利用的科技瓶颈，在渤海、东海、南海等地进行二氧化碳的海洋封存。

3.5 加强甲烷等非二氧化碳温室气体的管控

甲烷是仅次于二氧化碳的全球第二大温室气体，其二十年水平的全球增温潜势（GWP）是二氧化碳的84 倍，一百年水平的全球增温潜势（GWP）是二氧化碳的28倍，减少甲烷等非二氧化碳温室气体的排放是应对气候变化的重要手段，也是实现碳中和的有效途径。出台明确的政策法规是控制甲烷等温室气体排放的前提，应尽快完善甲烷减排的法律法规和引导性政策，拟定甲烷减排的规章制度，组织编制石油与化学工业甲烷减排的体系规划，制定石油与化学工业甲烷排放的技术标准，比如修订煤层气、煤矿瓦斯的排放标准等，约束石油与化工行业的甲烷减排。完备的监管体系建设是控制甲烷等温室气体排放的保障，建议建立完善的甲烷监测评估体系和甲烷排放核算体系，充分利用无人机、遥感等技术开展甲烷排放监测工作，确保监测结果的真实性、准确性和全面性；重视对甲烷固定排放源的监管，减少油气开采加工、运输储存等环节的甲烷泄漏。先进的减排技术创新是控制甲烷等温室气体排放的核心。排放监测技术的落后会制约甲烷减排行动的落实，目前欧洲的TROPOMI 和Prisma 卫星都能监测甲烷的排放，加强甲烷排放监测技术的研发，扩大甲烷减排技术的应用规模，建立常态化的泄漏检测修复机制，实施总量控制、在线监测、源头减排、实时预警、全面协调的甲烷减排措施有助于石油与化工行业高质量发展。

4 推动石油与化学工业碳减排的对策

4.1 国家政策层面

中国始终高度重视应对气候变化，是气候行动的积极推动者和坚定践行者。为了尽快实现碳达峰、碳中和的目标，中国必须从政策层面规范、引导、支持石油与化工行业绿色可持续发展，加快推进碳排放权交易体系的覆盖范围，将更多高耗能、高排放的行业纳入碳排放权交易市场。预计石油与化工行业有可能在“十四五”期间被纳入到全国碳排放权交易市场。碳排放交易的有序开展，离不开法律制度的保障，每个碳排放权交易系统都必须建立在强有力的法律基础之上。欧盟碳排放交易系统的成功得益于其交易体系的设计和相关强制性法律法规的约束。在欧洲，欧盟碳排放交易系统是欧洲环境立法的一部分，欧盟委员会负责执行欧盟碳排放交易系统立法，并有权对违反规定的成员国实施处罚。中国应根据国际市场的发展趋势，学习发达国家的成熟经验，尽快出台相对完整的碳排放交易法。以全国碳市场的法律法规和政策为导向，加强政策跟踪，进一步明晰国务院各部门、地方主管部门、石油与化工行业的任务分工，充分调动各方积极落实各项管理任务职责。具体有效的奖惩措施是减排和污染监管的关键，在石油与化学工业碳减排处罚措施的设计上，建议对未履行减排义务的排放企业处以一定的罚款，使碳减排成为石油与化工行业低碳运行的“刚性约束”。应出台环境友好型自然资源税法，以增强绿色投资，确保石油与化工产品的清洁生产。

4.2 社会文化层面

为应对碳达峰、碳中和目标带来的巨大挑战，石油与化工行业要坚持以建设富强、民主、文明、和谐的社会主义现代化国家为己任，以落实创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念为方向推进石油与化工行业的文化建设。“我们既要绿水青山,也要金山银山。宁要绿水青山，不要金山银山，而且绿水青山就是金山银山”。这是全球生态文明建设的中国智慧，可以为世界各国携手创造生态文明的美好未来、推动构建人类命运共同体做出贡献。因此，社会要营造绿色低碳发展、产业结合创新的氛围；高校、企业和科研单位要协同攻克“卡脖子”技术，引领石油与化学工业的发展；石油与化工行业要秉持绿色化工、节能提效、智慧低碳的理念，主动落实生态文明措施，创新商业运营模式和生产方式，安全高质生产，树立敢于担责、开拓创新的企业形象。

4.3 科技创新层面

加强科技创新，开展关键和前沿技术研究是引领石油与化学工业发展、促进石油与化学工业碳减排的第一动力。“十四五”时期是加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系的关键五年，是实现碳达峰目标的窗口期，要紧跟碳达峰碳中和的目标和进程，加快构建人与自然和谐发展的石油与化学工业建设新局面。伴随着5G 技术、人工智能技术的高速推广，石油与化工行业必将迎来更深层次的变革发展，掌握新兴前沿技术的国家企业必然会处于市场竞争的优势地位。因此，石油与化工行业要抓住能源转型的关键期开拓创新，充分响应国家政策法规的要求，把创新作为未来发展的核心驱动力，持续推进数字化、智能化体系的建设完善，把提质增效的基点牢固建立在技术创新上。大力推进利用数字技术为产业赋能，加快成熟石油化工技术的孵化，加强可再生能源利用技术的推广，积极研发生物质制造技术、废弃化学品循环利用技术、CO资源化利用技术等，加强碳捕集、利用与封存技术的科技攻关，建设零碳、负碳产业集聚区。通过系统集成、流程优化、资源综合利用等途径，提升石油与化工行业的整体技术水平，大幅降低行业能耗和二氧化碳排放，为消费者提供更多清洁低碳的能源。

5 结语

碳达峰、碳中和目标的提出给石油与化工行业带来了新的机遇与挑战，创建清洁低碳、安全智能的生产体系是大势所趋。从乙烯、成品油等终端产品的工艺比较中可以看出，石油与化工行业是一个高耗能、高碳排的行业。要想真正改变当前高耗能、高碳排的状况，必须把石油与化学工业的建设看作一个有机的整体，把减排、经济、效益放在石油与化学工业生产的第一位。我国独特的能源分布情况为实现资源的综合利用提供了条件，二氧化碳减排的工作重点是重点排放区域，重点排放区域同时也是乙烯、成品油等产品的生产区域，以区域为重点进行优化，包括工艺流程优化、产品优化、建立绿色集成化工园区等。另一方面，还要从创新和技术上着手，大力发展可再生能源利用技术，碳捕集、利用与封存技术，甲烷减排监测技术等。石油与化工行业要在借鉴发达国家二氧化碳减排措施的基础上，立足本国国情，加强核心技术攻关，将政策扶持、科技创新和产业发展有效结合，以便在新一轮能源革命和产业转型升级中处于优势地位。