2020年9月22日，国家主席习近平宣布，中国将力争于2030年前实现碳达峰，并于2060年前实现碳中和。这是我国向世界承诺必须完成的任务，也是我国既十分必要又十分艰难的任务。当前，对于能源化工企业而言，能源结构转型是其实现“双碳”目标的关键。在此形势下，提出能源化工企业对碳中和的六大对策。
碳达峰、碳中和任务紧迫
由于大气层承载的温室气体越来越多，全球气候温升现象明显，2016年平均气温比工业化前已升高1.2℃；到2019年又创新高，2019年9月是连续417个气温高于平均水平的月份。如果不采取有力措施，2100年全球气温将上升3.7~4.8℃，生态灾难将不可挽回。在1997年《京都议定书》要求各国共同努力将温度升高控制在2℃以下的基础上，2016年《巴黎协议》再次提高要求——争取把温升控制在1.5℃ 以下。该目标意味着需要把大气中的CO2含量控制在450×10-6以下，也就是全球总排温室气体量不得超过1万亿吨。但迄今为止，全球已经排放了5150亿吨，这就是说，还剩下不到5000亿吨可排放的指标。也就是说，工业发达国家在工业化时期已经用掉了一半以上的温室气体排放指标，待发展中国家启动工业化时所剩的指标和时间都不多了。例如，欧盟国家碳达峰时间为1979年，美国和加拿大为2007年，日本为2013年。因为他们都先后进入了GDP以第三产业（服务业）为主的后工业化社会，排碳量大幅度下降。而我国还处于工业化与信息化融合发展的进程中，制造业还是国民经济的主角，要实现2030年碳达峰目标还是相当紧张的。
另外，我国的能源结构禀赋是“多煤、缺油、少气”，煤炭占能源供应的60%左右。而煤炭正是含碳量最高的能源，它的单位热值含碳量是石油的1.3倍，是天然气的1.7倍。再加上我国产业结构存在高能耗、高排放和低能效并存的问题，近几年我国经济的快速发展带来的CO2排放，2017年比2000年提高了160%，达到了92.3亿吨，占世界总排放量的40%，而且还在继续增加中。如果再不采取有力的手段和措施，将无法在2030年达到碳达峰的任务。
能源结构转型是实现“双碳”目标的关键
从全球来看，排碳量高的本质问题是能源结构以化石能源（特别是煤）为主的特点造成的。自20世纪80年代以来，国际社会就从高碳能源的煤、石油向低碳能源的天然气和可再生能源转移，如图1所示。化石能源将从现在的占比80%多一直向下降，煤炭在19世纪已经达峰，石油估计要到2035年左右达到峰值，而天然气会更晚一些。与此同时，可再生能源从2010年起会高速增长，其中光伏发电增长最快，风能次之，氢能也会逐步增加。而我国的能源结构到21世纪还是以煤炭为主，这是由于我国的资源禀赋造成的，煤炭一直占总量的60%以上，直到2018年还占总量的58%。而能源结构世界平均煤炭只占27%，一些工业发达国家都已经低到15%以下了，如美国的煤炭只占14%，欧盟占15%，这种差异可以从表1中可以看出。
跨入21世纪，随着我国经济的快速发展，能源消费增长速度惊人。2000—2010年十年间，我国能源消费翻了一番还多，从2000年的14.7亿吨标煤/年增长到2010年的36.1亿吨标煤/年，平均年增速9.4%。到2018年已达到48.6亿吨标煤/年。这么多的能耗最后都转化成CO2的排放，其中燃煤热电厂发电的排放量最多，而我国约80%的发电都是燃煤电厂，煤电占全球煤电量的50.2%。全球每发一个千瓦小时电力平均排放450g CO2,而我国《十三五规划》要求大型发电集团的指标是550g CO2/kW，而实际2020年达到的的指标是600g CO2/kW。
横向来比较，除了中国、印度、韩国、澳大利亚、南非、波兰等少数国家千瓦小时电力平均排放还在500g CO2/kW以上外，世界大部分国家都已经控制在500g CO2/kW以下了。再加上我国钢铁产量占世界54%，水泥产量也占世界一半以上，石油化工排放量居第四位，都为我国成为最大的碳排放国做了“贡献”。
能源转型是世界大势所趋，风电的成本从1980年到2013年下降了90%,现在已经与煤电相当了。而光伏发电从2010年到2017年成本就下降了73%。世界的投资均大幅度向再生能源倾斜，仅2017年的统计就显示，向再生能源的投资是其他各种能源投资总合的两倍以上。中国在这方面在世界上处于领先地位，据全球再生能源咨询机构REN21发布的Renewable 2020 Global Status Report显示，2019年各国再生能源发电装机量（包含水力发电占58%）已经可以提供全球发电量的27.3%，其中前四名是：中国装机量789GW；美国 282GW；巴西144GW；印度137GW。
有人说能源转型已经从量变进入质变的拐点，因为2019年美国出现两件大事：一是再生能源发电量第一次超过了煤电；第二是最大的风力发电公司新时代能源公司（NextEra Energy Inc.）市值超过了最大的传统能源巨头埃克森美孚（ExxonMobil）。虽然后者的经营额和利润分别是前者的13倍和4倍，但是金融资本市场股市着眼的是对未来的预期。十年来，ExxonMobil的股票价值跌了50%，而新时代能源公司的股票却上升了430%。
我国排放率高的另一个原因是能源强度较高，也就是万元GDP能耗高、能效低。虽然我国能源强度一直在逐步下降，从2015年的0.662 吨标煤/万元下降到2020年的0.402吨标煤/万元，主要是由于第三产业比例提高较多，中国服务行业每个增量的单位能耗比工业低13倍。但横向对比各国的能源强度，我国较世界平均水平仍有较大差距。若采用汇率法，我国能源强度是世界平均水平的1.8倍，分别是美国的2.5倍、欧盟的3.3倍、日本的4.3倍，比起工业发达国家差距很大。
2020年12月，在联合国气候峰会上习近平主席代表中国承诺：到2030年，中国单位国内生产总值CO2排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。对比表1中2018年的数据，可看出我国所面临任务的艰巨性。
能源化工企业应对碳中和的六大对策
能源化工企业既是主要化石能源的提供者，又是大量耗能的温室气体的排放者。所以能源化工企业面临着两方面的压力：一方面是政府监管部门的压力；另一方面是社会舆论的压力。金融行业是极其敏感的，对于那些损害全球气候而没有前途的企业是不会客气的。尽管西方各大能源化工公司早已纷纷制定和公布应对“双碳”目标的对策，但美国最大的油气公司ExxonMobil还是被移出了道琼斯工业平均指数。另外，社会上各方面的舆论压力也在逐年增加。例如，社会上已将某些公司排放大量温室气体看成了“不光彩的事业”，一些世界顶级的著名大学和研发机构将拒绝来自化石能源公司的捐助，例如剑桥大学、牛津大学、康耐尔大学、布朗大学、乔治敦大学等已经决定不再接受化石能源公司的捐款，哈佛大学和耶鲁大学也宣布逐步减少接受化石能源公司的捐款。
针对以上问题，能源化工企业在碳中和的大趋势下，可采取以下六大对策：
一是节能减排，提高能源利用效率。
目前，“节能第一”的原则仍然适用于我国当前国情。表2为2019年各国单位国内生产总值消耗的能耗比较。从表2可以看到，产出单位GDP所消耗的能量，我国比工业发达国家高150%，即使按世界平均值我国也高出50%。所以我们企业的节能空间很大。所以，今年两会通过的《政府工作报告》提出，“十四五”时期，单位国内生产总值消耗和CO2排放分别下降13.5%和18%，这要求按约束性指标管理。
尽管差距明显，大家也都明白节能的重要性，但是要真正落实却并排易事，《十三五规划》中要求单位国内生产总值能耗下降15%的指标并没有完成。所以，节能减排并不是技术问题，而是管理问题，靠经济效益推动生产的今天，节能减排所形成的微薄效益远不能引起各级领导的重视。相反，牺牲节能减排指标造成的损失却不难从别的地方补回来（例如产量加大产值提高）。所以，节能减排到今天已经不能靠号召，而必须作为一个政治任务来抓来管才行。
二是减少石油能源燃料产出，将石油尽可能变成化工产品，并尽可能向下游精细化工转型。
随着电动汽车的大力推广和燃油汽车限令年份越来越靠近，石油通过炼油厂变成汽油、柴油和煤油的工艺加工路线正在成为“昨日黄花”。而将石油当成化工原料加工成化工产品的路线，才是当今适应“双碳目标”的热门选择。
目前传统炼油厂化学品收率只有8%左右；炼化一体化型炼厂化学品收率可达18%；化工型达50%；而原油直接生产化学品收率可达70%。美国的埃克森美孚公司早在2014年就在新加坡建成了年产100万吨的乙烯装置，原油绕开炼油厂直接供给乙烯裂解炉（当然是改造过的专用裂解炉）。实践证明，该路线可以比传统石脑油裂解每吨乙烯多赚100~200美元。沙特阿拉伯的阿美/基础工业（Sabic）2017年宣布投资200亿美元建设原油直接制化工品（COTC）项目，用沙特轻质原油为原料直接加入加氢裂化装置，将高沸点组分转化为低沸点组分；然后经过蒸馏分出重组分油去深度催化裂化；轻组分再去蒸汽裂解产乙烯/丙烯等。这条路线产品结构中以丙烯为主，据说也比传统炼油厂—乙烯厂产乙烯成本低200美元/吨乙烯，但投资成本却比较大。预计2025年可以投产。国内清华大学化工系从21世纪初就开发了下行床催化裂解技术，也在济南炼油厂做过15万吨/年工业试验，据说双烯+BTX的单程收率可达58%，但一直没有大型商业化生产。
我国作为世界第一化工大国，“大而不强”的关键在于产品结构层次低下，偏于原料性的大宗化学品而且结构类同，而下游精细化工和新型化工材料产品则需要大量进口。我国化学工业的精细化工率只有50%左右，而发达工业国家均在60%~70%。我国每年消费化工新材料3800万吨，自给率只有71%。以电子化学品为例，我国是全球最大的半导体市场，占世界的35%，2019年进口金额达到3050亿美元，自给率只有30%左右，远超第二位的石油进口。所以化工行业结构性重构也是今后高质量发展的根本出路。
三是通过煤化工将煤化石燃料转化为氢燃料。
在世界向低碳能源系统转型中，氢能扮演着越来越重要的角色。其优势在于：首先它是最清洁的能源，在使用中碳排放为零；其次，它也是可以存储和运输的能源，既可以直接液化，又可以与有机化合物结合液化，然后运输至目的地再释放出来；第三，制造成本正逐步下降，如果今后实施排碳税，则竞争优势更加明显； 第四，它可以在那些不容易电气化的地方起到补偿作用，如航运、工业的高温过程（钢铁、水泥和石油化工）等。
氢能可以分为三类：绿色氢能——用可再生能源电解水而得到的（零碳排放）；兰色氢能——用化石能源（如天然气或煤）转化制得的，但制造中已经来用CCUS技术捕集回收CO2；灰色氢能——用化石能源转化制得，但没有用CCUS技术。据英国BP公司预测，到2035年三种氢能会发展到提供5 EJ/a的能力（三种氢能各占1/3）；据BP公司预测，世界到2050年将达到25 EJ/a的能力（95%为前二种氢能，5%为灰色氢能)。而工业用能中氢能将占到10%。他们预计这部分氢能主要会由中国和工业发达国家提供。我国工信部2016年发布的《节能与新能源汽车技术路线图》要求：2020年发展氢能汽车5万辆；2030年达100万辆。就目前来看，似乎日本走在前面了。日本千代田化工开发的以甲基环己烷为有机媒介体储蓄氢能工艺路线，已经在文莱建设商业化的示范装置。该装置用甲苯催化加氢生成甲基环己烷，成为液态氢载体，运到使用地再让甲基环己烷脱氢释放出氢气。2020年已经从文莱向日本提供210吨氢气。
表3为各种制氢路线的成本比较，从中可以得知，煤气化方法是成本最有竞争力的工艺路线。我国是世界上煤化工研发和工业化投入最大的国家，自主开发的技术世界领先，工业化的规模也是世界独一无二。目前大连恒力石化为2000万吨/年炼油配套制芳烃的煤制氢装置规模达50万立方米/小时，是最大规模的制氢装置。在石油价格低落，煤化工行业盈利困难的背景下，转向氢能产业应该是不错的方向，其中首先是煤制天然气和煤制油行业。
当然，发展氢能也不限于煤化工企业。据说现在已经有20多个省份、50多个城市和地区出台了氢能发展规划和激励扶植政策。最近中国石化董事长张玉卓宣布：中石化将把氢能作为公司新能源主要方向，“十四五”期间将规划建设1000座加氢站或油氢合建站。打造成“中国第一大氢能公司”，力争比国家承诺提前十年实现碳中和。
四是化工基地和园区要带头来用可再生能源供电，逐步告别煤电。
由于风电和光伏电源都具有分散性和不稳定性的特点，不是所有地方都可以低成本地连接上国家/中央电网，需要就地直接供给地方工厂或居民使用。所以，要求每个化工企业都自行采用可再生能源是有困难的。因此，只抓可再生能源发电而不管如何供电是行不通的，可再生能源应该与电力一起抓。目前，大型化工园区已经完全具备采用可再生能源的条件，已有不少大型园区建设了自备集中供电热的火力发电站，投资和占地面积都不小。
根据国务院批准的《石化产业规划布局方案》，我国正集聚建设上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷、大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港七大世界级石化基地。根据中国石油和化工联合会化工园区工作委员会统计，截至2020年底，全国化工园区（包括石化为主导园区）共616家，入园规模以上化工企业15000家，占全国石油和化工企业的50%以上。2018年国务院新修订的《石化产业规划布局方案》明确要求，新建的石化装置必须在规范的石化基地或石化园区内，园区外的危化品企业都要搬迁入园。以上这些基地和园区都应该带头在2030年前实现“非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”的要求。如果这些有组织、有领导的基地和园区都不能提前做到，离散的化工企业则更没有希望了。
欧洲新设计的生态工业园区都要求最大化采用可再生能源，例如光伏发电、风力发电、生物质气体（Biogas）等，至少是部分能源要用可再生能源自行解决，这也是绿色化的标志之一。但截至目前，我国在“绿色化工园区的评价指标体系”上仍停留在安全和环境保护层面，尚未包括“碳减排”指标，已明显落后于时代要求。
五是大力攻关碳捕集、存储和利用技术，推动CCUS成长为一个化工行业。
2050—2060年要最终实现碳中和或碳零排放，离不开CO2的捕集、存储和利用技术。除非完全不用化石燃料，否则化石燃料燃烧总会产生CO2。根据全球碳捕集与封存研究所（GCCSI）预测，2050年全球碳捕集量将达到50亿吨。
目前，CCUS也是高碳排放企业减排的一种重要手段。例如， ExxonMobil 三十年来一直致力于CCUS技术的研发，ExxonMobil表示其是世界上第一个已经捕集了1.2亿吨CO2的公司，所以成为了这项技术的世界领先者，其碳捕集能力已达900万吨CO2/年。其于2018年成立的“低碳解决方案部”，已在世界各地做了20多个CCUS项目，大规模地回收排放CO2。但是，对于我国能源化工企业来说，CCUS还不是一个现成的技术。在CCUS方面，我国的煤电行业是走在前面的，早已形成了十几个试点项目，加起来CO2处理量近100万吨/年，但不能说很成功。因为CO2的捕集成本不过关，处理每吨CO2需要300~500元。捕集CO2所消耗的能量，直接把一个100万kW的超超临界电厂的效率打回亚临界电厂，将使终端电用户电价提高20%左右，所以捕集技术尚没有在煤电厂普遍推广。
燃烧后CCUS的成本约为40~58美元/吨CO2，其中80%是捕集；12%是转化；8%是封存，所以关键是突破低成本的捕集技术。在碳捕集方面，比较有前景的方法有：用金属有机骨架吸附剂的化学吸附法；用离子液体的吸收法；高压CO2膜分离法和用MEA溶剂吸收烟气中CO2法等。在CO2资源化利用方面，分为物理利用和化学利用：物理利用包括作为油田气回注到地下提高采油率，以及在食品和医药行业、溶剂萃取中应用；化学利用又可分为用于合成小分子化合物（如甲醇、水杨酸、尿素等）和合成高分子材料（共聚反应）。
总之，CCUS是一个全世界都绕不过去的技术，我国又同时是世界上最大的用煤大国和化工大国，有责任加紧攻关突破经济成本卡口，使之尽快实现大规模推广使用，并在不远的将来形成绿色行业，为全人类命运共同体做出贡献。
六是传统能源化工企业要加快向低碳绿色工艺和高附加值新产品转型升级，实现高质量发展。
首先要从认识上明确，未来长达9年的“碳达峰”期并非允许碳排放的“冲刺”时期，将来碳达峰的峰值越高，那么后期要达到碳中和的任务就越艰巨。所以，从现在起就要在加快经济发展的同时，注意降低单位产值的排碳量。目前，一些地方政府为了实现“节能减排双控”目标，已经规定不达标的企业关停大吉，但这种政绩上的急功近利并不可取。
要实现绿色低碳高质量发展，首先要做好基础工作，完善生产过程中的碳排放指标的计算方法，明确自身企业全生产流程各个环节的碳排放量。例如，英荷壳牌公司要求每个部门都要核算自己的“净碳足迹”（Net Carbon Footprint），目前世界平均单位能耗的碳排放强度为74克CO2/兆焦耳，到2050年碳中和时要求降到43克CO2/兆焦耳，而壳牌目前高达83克CO2/兆焦耳。为此，壳牌要求到2030年下降20%，到2050年下降50%从而实现碳中和达标。
西北地区的能源大省和“重碳行业”也要及早换个思路，不能沿着依靠化石能源来发展经济的老路子走，将石油和煤制造成燃料油、乙烯、丙烯和乙二醇等大宗基础化学品，在低端进行重复建设，而要最大限度地将化石燃料转变为化工原料，并向产业链的下游高端新化工材料和精细化工产品移动，按照碳中和的远景来进行布局。