碳约束下的突围：石化行业如何破局碳双控？

　　当前，我国正全力推进从能耗双控向碳排放双控的全面转型。这一战略调整标志着我国能源管理和碳减排机制朝着精准化、系统化方向大步迈进，将为经济社会发展全面绿色转型筑牢制度根基。碳排放双控背景下，石化化工行业面临哪些机遇与挑战?又该如何突围?在4月29日举行的双碳与绿色发展论坛上，与会专家们给出了答案。

战略转型

从能耗双控迈向碳排放双控

　　在“双碳”目标引领下，我国正加速构建绿色低碳发展新格局。“十四五”以来，全国能耗总量超预期快速增长。2023年全国能源消费总量为57.2亿吨标煤，比上年上涨3.1亿吨标准煤，涨幅为5.7%。2024年约为59.6亿吨标煤，比上年上涨2.4亿吨标准煤，涨幅为4.2%。其中，非化石能源消费增长15.3%，明显高于全国能源消费增速。

　　随着我国生态文明制度体系建设进入以降碳为重点战略方向的关键时期，推动能耗双控逐步转向碳排放双控成为党中央全面深化改革、适应新发展阶段需求的重大战略决策。能耗双控，即对能源消费总量和能源消费强度实施控制，旨在减少能源消耗对环境的影响，同时提高能源利用效率。而碳排放双控，则聚焦于碳排放总量控制和碳排放强度控制。

　　能耗双控向碳排放双控的战略转型，意味着我国能源管理体系迎来深刻变革。通过制度创新、市场激励与技术创新协同发力，我国正逐步形成覆盖重点行业、多维标准、全层级制度的“双碳”治理体系，为高质量发展注入绿色动能。

　　▲ 图为心连心化学工业集团绿色厂区

　　双碳与绿色发展论坛上，国家发改委能源研究所能源效率中心副主任符冠云介绍说，“十四五”以来，我国能源消费增长迅猛。值得关注的是，新能源消费激增的同时，传统煤炭消费也显著回升。同时，随着石化化工行业产业升级进程持续推进，能源使用方式正从燃料向原料持续转变。谈及能耗双控向碳排放双控全面转向的原因，国家发改委能源研究所能源效率中心副主任符冠云谈到，“若仍沿用能耗双控逻辑来限制总量，煤炭和新能源可能会同时受限，这显然与时代发展和能源转型的趋势背道而驰。而且，能耗双控是对能源消费总量的控制，也会限制原料用能，进而阻碍产业升级。”

　　据了解，2021年12月,中央经济工作会议首次提出,需要创造条件尽早实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变。党的二十大报告则围绕能耗双控和碳排放双控提出关键方向。报告提出：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。完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。符冠云表示，这一要求增加了一定的弹性，由过去的“考核”转向增加事前、事中的监管;同时，也显示出由全面控能转向重点控制化石能源消费、放开非化石能源和原料用能，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。

　　作为国民经济支柱产业和传统高碳行业，石化化工行业在这一转型过程中既面临严峻挑战，也迎来前所未有的发展机遇。符冠云在论坛上做主旨报告时表示，在碳排放双控背景下，我国石化化工行业低碳转型呈现四大趋势：一是基本面持续向好。随着我国产业升级与消费升级，新材料需求将持续增长。尤其是针对近期备受关注的关税问题，符冠云指出，贸易战只会改变贸易流向，不会改变需求总量，中国产业优势仍在。

　　二是承压期渐近尾声。“十四五”以来，石化化工行业能耗高速增长主要集中在沿海地区，目前这一趋势已出现转折。尽管能耗仍在增长，但高速增长期即将结束，未来将进入稳定增长阶段。当前，乙烯、丙烯、PX等主要产品自给率已基本达到合理水平，行业从超高速增长转向稳步增长，为低碳转型创造了条件。

　　三是硬约束日益临近。为实现2030年碳排放较2005年下降60%~65%的碳减排目标，全国及工业领域将迎来较为严格的碳排放双控目标约束，石化化工行业目标同样趋严。同时，碳交易市场扩围、国际贸易壁垒等因素，将影响行业发展基本面与比较优势。

　　四是多手段先行先试。石化化工行业聚集了原料用能、高温热等诸多减排难点，且设备投资锁定期长，技术创新尤为重要。“十五五”期间，行业需通过多手段先行先试，避免“锁定效应”，提前谋划低碳创新格局。尽管客观上能源需求和碳排放可能增长，但可通过减少浪费、优化进出口、循环再生、工艺优化、节能提效、使用低碳能源等手段，最终实现2060年碳中和目标。

制度协同

碳市场与双控制度联动发力

　　从能耗双控到碳排放双控，我国绿色转型的制度框架已迈入精细化、专业化阶段。在此背景下，碳排放双控制度与全国碳市场的协同效应日益凸显。

　　2024年，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》明确，到2025年，碳排放统计核算体系进一步完善，一批行业企业碳排放核算相关标准和产品碳足迹标准出台实施，国家温室气体排放因子数据库基本建成并定期更新，相关计量、统计、监测能力得到提升，为“十五五”时期在全国范围实施碳排放双控奠定基础。

　　与此同时，全国碳市场持续扩围。今年3月26日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》。此次扩围后，将新增1500家重点排放单位，覆盖全国二氧化碳排放总量占比提升至60%以上。

　　符冠云谈到，碳市场的建设主要有三个目的：一是锚定预期，即国家深度脱碳的战略预期。二是降成本，由于不同行业、领域的减碳成本存在差异，因此企业可自主选择自行减碳或通过购买碳配额等方式履约，其核心是为企业设置最低履约成本的机制。三是促进技术研发。符冠云表示，碳市场收益的很大一部分将用于支持技术研发，推动技术持续进步以降低减碳成本，形成循环。“国家综合考虑碳达峰、碳中和的总体要求，以及行业绿色发展现状、转型紧迫性等因素，目前已将电力等行业纳入碳市场，下一步石化、化工等高排放行业也将逐步纳入，以此扩大碳市场覆盖范围，完善中国碳定价的整体机制。”符冠云表示。

　　此外，值得关注的是，全国温室气体自愿减排交易市场(CCER)在经历七年暂停后于2024年1月重启，并于2025年3月完成首批项目签发，标志着我国碳市场进入“强制+自愿”双轮驱动的新阶段。

　　据了解，CCER作为全国碳市场的重要补充，允许企业通过购买自愿减排量抵销不超过5%的碳排放配额。2024年1月重启后，生态环境部发布首批6个方法学，涵盖海上风电、光热发电、造林碳汇等领域，并设立严格的审批机制以确保减排量的真实性和唯一性。

　　本次论坛上，天津排放权交易所创新业务部总监韩翠莲在进行主旨报告时指出，CCER的运行机制是企业根据所属行业的控排目标及产品生产情况，获得相应的碳排放配额。自今年起，履约周期调整为一年一履约，趋于常态化运行。每个履约周期结束后，企业需将实际碳排放量与配额比对：若实际排放量低于配额，表明其控排水平或生产先进性高于行业平均，剩余配额可出售以获取减排收益;若实际排放量高于配额，则需从市场购买配额，以完成与排放量等额的配额上缴履约。

　　“企业除购买配额外，还可购买部分‘温室气体减排量’(即CCER减排量，依据《碳市场交易管理办法》规定)”。韩翠莲向记者表示，这一设计目的有二：一是控成本，减排成本低的企业可优先减排并出售配额，成本高的企业可通过购买配额降低履约成本;二是促技术，CCER机制基于项目制，先进减排技术通过项目开发CCER，部分减排量流入配额市场，另一部分可用于企业或个人自愿减排与注销(如自愿碳中和声明、供应链低碳要求等场景)。此举推动强制碳市场与自愿碳市场协同发展，使CCER减排量成为强制市场的重要补充及碳市场交易流通的关键指标。

　　可以说，CCER是推动低碳技术发展的市场化引擎。谈及具体到石化、化工行业，哪些低碳技术可通过CCER项目实现经济价值，韩翠莲表示，从碳资产开发角度，可将石化、化工行业减排技术分为三类。第一类是减少温室气体排放，如节能改造(如绿色照明)和非二氧化碳气体回收(石油石化行业常见的甲烷、氧化亚氮等直接排放)。这类技术基于企业现有运行边界，纳入全国碳市场后属于配额管控范围。例如，企业原本年排放100万吨，经节能改造后排放90万吨，配额仍为100万吨，节省的10万吨配额可直接进入市场交易。因此，这类技术并非不能开发CCER项目，而是无需开发，通过配额履约即可实现经济价值。

　　第二类是避免温室气体排放(零排放)，典型如可再生能源(风电、光伏等)和制冷剂替代。目前常规可再生能源技术(如风电、光伏)已成熟，不再具备CCER开发的先进性，但光热、海上风电等仍处于技术示范阶段，需碳市场资金支持，可谨慎评估开发潜力。

　　第三类是可再生能源延伸利用，以“可再生能源制氢”为例，用绿氢替代传统工艺(如蓝氢)，可作为CCER减排项目。未来控排行业的减排量核算将从“企业整体”转向“装置/设施单位产品排放强度”，独立运行的绿色能源项目(如绿氢装置)具备开发可行性。

　　韩翠莲还指出，石油石化行业独具优势的生物替代技术值得重点关注。生物基材料在生长过程中吸收二氧化碳，若转化为非燃料产品(如生物基塑料)，碳将长期固定在产品中，形成“负碳效应”，属于富碳技术，是碳市场重点支持方向，也是行业转型的关键领域。此外，基于自然的“增汇技术”(如造林、森林经营等)同样具有碳汇开发潜力。

节能路径

多措并举推动绿色低碳发展

　　近年来，相关部委密集出台多套节能降碳政策，持续加大节能工作力度。对于石化化工行业来说，去年5月发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》尤为重要。该方案提出，到2025年底，原油一次加工能力控制在10亿吨以内，炼油、乙烯、合成氨、电石行业能效标杆水平产能占比超30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出，同时两年内形成4000万吨标准煤节能量。此外，该方案还提出三方面措施：一是严格产业政策要求，禁止新建用汞的聚氯乙烯产能，新建和改扩建煤化工项目须达能效基准水平和环保绩效A级水平，全面淘汰200万吨以下减压装置;二是加快节能降碳改造，推进能量系统优化、高低压蒸汽梯级利用、余热余压充分利用，推广大型高效压缩机、气化炉等先进设备;三是推进工艺流程再造，包括新一代离子膜电解槽工艺、可再生能源替代及可再生能源制氢技术应用等。

　　符冠云认为，当前石化、化工行业相关项目的布局对未来影响深远。“能源需求和碳排放可能增长，但我们可以通过减少浪费、优化进出口结构、推动循环再生、工艺优化、节能提效、使用低碳能源等一系列手段，最终实现2060年的减排目标。”他表示，这一总体思路中孕育着巨大的机会与可能。

　　记者了解到，当前，石化化工行业过剩的大宗通用产品增长放缓，而与新兴产业贴合、关乎民生改进的新型材料增长较快。这要求企业立足市场需求调整产业结构，延长产业链并提升附加值。

　　从具体路径来看，首先，新能源与绿色化工的融合发展为行业开辟了全新增长空间。符冠云表示，近年来，绿色氢氨醇项目在我国可再生能源富集地区备受关注，国际机构也看好其前景。但需注意，在供给充足的前提下，研判有效需求至关重要。符冠云指出，若缺乏有效需求，可能导致产能过剩，绿色产品也需与传统“灰色产品”竞争性价比，这一点需高度关注。

　　“传统煤化工或天然气制氢项目，全流程产能配置固定且匹配度高。但风光制氢受上游风光资源波动性、间歇性和随机性影响，存在‘头大尾小’的特性。”本次论坛上，东华工程科技股份有限公司副总工程师李全伟特别围绕风光制氢氨醇技术进行了交流。他提示企业，风光制氢氨醇项目最上游的风光装机规模需预留峰值容量，而中下游的制氢、合成氨、甲醇等环节若按峰值规模配置，将导致投资过高。因此，需在项目规划阶段科学界定各环节装置的经济规模，平衡风光波动性与产能利用率的矛盾。此外，李全伟还谈到，为适应风光发电的波动性，需研发可快速响应电源波动的制氢设备和灵活调控的控制回路。装置投产后，波动性电源引发的连锁反应将进一步放大控制难度。这些都是需要深入研究的问题。

　　▲ 俯瞰绿色工厂——中海化学富岛有限公司

　　其次，在原料优化方面，我国石化化工行业大有可为。符冠云表示，我国化学品原料结构明显偏煤，结构优化空间巨大，节能潜力巨大。此外，生产系统流程再造的数字化、智能化节能降碳潜力，也有待深入挖掘，这些将从根本上改变能耗结构。

　　中国寰球工程有限公司北京分公司工艺室副主任张晶谈到，石化行业作为节能减碳重点领域，未来将纳入碳排放交易市场。随着全球碳价趋同，我国碳排放成本持续上升，低碳烯烃生产路线将凭借“低碳红利”强化成本优势，而高碳路线需承担额外成本，在竞争中处于不利地位。

　　此外，电气化是行业绿色转型的关键。符冠云表示，电气化重点解决工业用热替代问题。从不同行业用热分布看，重工业高温热需求占比高，低碳解决方案有限。化工行业用热需求最大，其中低温热占比不足30%，但电气化仍有应用空间，例如污水处理等辅助系统可通过热泵、电加热满足需求。而在高温热方面，随着技术不断进步，也有望实现新的突破。

　　论坛上，张晶介绍了电气化助力石化化工行业绿色低碳转型的相关情况。他表示，供热占工业碳排放60%以上，推动工业电气化、用绿电/绿氢替代煤炭、石油等化石能源，是石化化工行业减少二氧化碳排放的关键路径。我国电气化发展总体处于中期阶段，工业用电终端用能比重与整体电气化率基本一致，约为26.2%。但黑色金属、建材、化工、有色金属4个重点排放行业平均电气化率仅17.8%，其中化工行业为15.9%，仍存在较大发展空间。