我国石化行业发展面临新形势
2021年我国炼油能力达到9.4亿吨/年，乙烯能力为4153万吨/年，炼油和乙烯能力均稳居世界第二位。据统计，2021年1—10月，我国加工原油加工量为5.9亿吨，同比减少4.8%；乙烯产量为2320.1万吨，同比增加20.8%。
1.国家“碳达峰、碳中和”政策
2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会宣布，我国“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”。
2020年12月12日，习近平主席在世界气候雄心峰会上再次宣布，到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比例将达到25%左右，森林蓄积量比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
2.国家发改委《完善能源消费强度和总量双控制度方案》
2021年9月11日，国家发改委下发了《国家发展改革委完善能源消费强度和总量双控制度方案(发改环资〔2021〕1310号)》，在总体目标中，提出到2025年能耗双控制度更加健全，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高。
3.国家发改委等部门《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》
国家发改委下发《国家发展改革委等部门关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》（发改产业〔2021〕1464号）指出，2025年炼油单位能量因数能耗基准水平为8.5千克标准油/吨·因数，标杆水平为7.5千克标准油/吨·因数；乙烯单位产品能耗基准水平为640千克标油/吨；标杆水平为590千克标油/吨。
4.我国能源结构情况
2020年，我国一次能源消费总量达到35.13亿吨油当量，占全球能源消费总量的26.1%。从能源消费总体结构看，近十年我国化石能源在一次能源消费比重由2011年的92.0%下降至2020年的84.3%，与2020年的全球(83.1%)、美国(81.7%)、日本(87.0%)基本相当，略高于德国(75.6%)。但我国能源消费仍有56.6%来源于煤炭，所占比例远高于全球平均水平(27.2%)、数倍于美国(10.5%)和德国(15.2%)。2020年，作为清洁能源的天然气，我国消费比重仅占8.2%，与2011年相比略有增加，但仍远低于美国、日本和德国。近十年，我国可再生能源消费比重由1.0%增至5.4%，与德国（18.2%）尚有较大差距，但已接近全球平均水平(5.7%)。
5.我国炼化产业碳排放总量较大，实现碳中和时间紧、任务重
根据有关统计数据，2019年我国炼化产业（原油加工及石油制品制造、有机化学原料制造）综合能源消费量约为2.93亿吨标煤，约占全国能源消费总量的６%。初步测算，我国炼化产业二氧化碳排放总量约为4.7亿吨，约占全国总排放量的５%。如果不加大减排力度，预计到2030年我国炼化产业二氧化碳排放还将增加50%左右。之后，用30年走完发达国家50～70年的碳中和之路，我国炼化产业需要付出更加艰苦的努力。
我国石化行业转型发展分析
为落实国家碳达峰碳中和、能耗双控等方面的政策，借鉴国外的经验，结合我国石化行业的特点，建议加强炼化产能控制、使用低碳能源、推进电气化、做好企业战略转型、调整炼化产业结构、加强低碳关键核心研发、探索二氧化碳化工利用、积极发展绿氢和研发CCUS技术等措施，以实现我国石化行业高质量的绿色低碳发展。
1.加强炼化产能控制
“十四五”期间，我国炼化产能将保持持续扩张趋势。预计2025年，我国炼油产能将达到9.89亿吨/年，乙烯产能达到6332万吨/年，ＰＸ产能达到5411万吨/年。行业产能的持续增加，使炼化产业的碳排放仍处于增长期，未来将面临巨大的碳减排压力。
炼化产业要继续加大淘汰落后产能步伐，通过建立产能市场化调控机制，严格控制行业新增产能。首先，要确保新增产能的先进性，通过完善炼化产业准入许可条件，大幅提高新建产能的安全、节能、环保准入门槛；要求新项目按照国内领先、国际先进标准进行前瞻性设计，产品结构清洁化、高端化。此外，建立市场化退出机制，通过完善以产能规模为唯一标准的产能调控方式，提高环保、能耗等约束标准，推进淘汰高能耗、高污染、低效益的老旧工艺和落后产能。
2.使用低碳能源
根据国家统计年鉴，2019年我国能源消费总量48.6亿吨标煤，其中化石能源占比高达84.7%。而炼化产业能耗中，化石能源占比高于上述比例。因此，减少化石能源占比，提高电能占比，可有效减少碳排放。
稳妥推进行业“煤改气”“煤改电”，减少炼化产业用电中的煤电比例，将煤炭消费控制在合理区间，降低碳排放强度。
按照我国《可再生能源发展“十三五”规划》目标，2020年风电项目电价与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价与电网销售电价相当，在部分资源条件较好的地区，这一目标已经基本实现。2019年5月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合公布了第一批风电、光伏发电平价上网项目。
中国石油2017年开始试点加油站屋顶分布式光伏项目，目前累计建成光伏发电装机规模35兆瓦。并从2020年开始了全面布局光伏产业，例如在玉门等地发展光伏示范项目。
中国石化光伏发电业务起步于2016年，主要为企业内部利用闲置土地或加油站屋顶开展的“自发自用”分布式光伏发电项目，以及外部市场集中式光伏发电项目。“十三五”规划目标装机容量为500×103 kW，实际只完成了22%。目前已建成投产的有陕西白水集中式农光互补项目（20×103 kW），以及35个加油站屋顶分布式光伏项目，累计建成光伏发电装机规模85×103 kW，年发电量近1×108 kWh。
随着风电技术的进步，海上风电的发展前景日益明朗，我国海上风电市场快速崛起。2018年全国新增装机436台，新增装机容量达到1655×103 kW，同比增长42.7%；累计装机达到4445×103 kW。海上风电产业与海上油气作业具有较高的业务契合度、相似的供应链和技术需求，具备海上油气作业能力的石油公司可以发挥优势，结合国家支持政策，积极参与海上风电项目。中国海油2018年底开始进军海上风电业务，首个风电项目——竹根沙海上风电项目年发电8.65×108 kWh。
应结合当地资源条件和企业自身用电需求，积极发展风电和光伏发电等新能源业务，支撑绿氢业务规模化发展。
3．推进电气化
由于能源供给侧向绿色电力转变，所以需求侧的脱碳首先意味着终端电气化。根据国网能源研究院 2019年12月的研究成果，终端电气化率在2050年将达到50%以上。
未来应重点关注高效电转蒸汽、大规模电制氢、高温电加热工艺等技术，研发核心技术装备并推广应用。
加大电力替代化石燃料比例。推广终端电气化技术，电能的终端利用效率通常在90%以上，推进电气化有助于提高终端用能效率。采用电加热工艺炉新技术，有效降低二氧化碳排放，目前巴斯夫、沙特基础工业与林德公司正携手打造全球首座电加热蒸汽裂解炉。裂解反应通常在850℃的温度下进行，需要大量的能量才能将碳氢化合物分解为烯烃和芳烃。目前，这些能量是通过化石燃料燃烧达到的，电热加蒸汽裂解炉使用来自可再生能源的电力，具有将二氧化碳排放量减少多达90%的潜力。
4．做好企业战略转型
大公司在“双碳”目标下，积极做好战略转型。中国石油天然气股份有限公司确定了“清洁替代、战略接替、绿色转型”的三步走总体部署，开发风、光、地热资源，推动风、光、电融合发展，向油、气、热、电、氢综合能源公司转型；大力推动CCUS等碳移除技术的发展等。中国石油化工股份有限公司将氢能作为主要发展方向，打造中国第一氢能公司，加快向“油、气、氢、电、服”综合能源服务商转型，并与新能源公司深度合作，利用各自优势共同发展新能源业务等。中国海洋石油集团有限公司宣布实施绿色油田＋海上风能战略，成立中海油融风能源有限公司，布局海上风电业务等。
5.调整炼化产业结构
一是大力提高能效，加强全过程节能工作，淘汰落后产能，大幅降低资源能源消耗强度，有效控制化石能源，深入做好单厂炼油转化的方案研究，优化总流程和重点设备用能（例如，加热炉）及公用工程等措施，加强炼化一体化企业的整合优化，为碳减排提供支撑。
二是开发高性能塑料、橡胶和纤维新品种、新牌号，以及各种高功能性膜材料、电子化学品、生物基材料等，引导产业结构调整与升级。例如，特种聚烯烃、改性橡胶、热塑性弹性体、新型精细化学品、生物高分子材料等。
有关研究表明，每回收再生１吨塑料制品，可以相应减少0.36吨的二氧化碳排放，因此再生资源回收利用将成为碳减排的重要路径之一。2019年我国产生废塑料6300万吨，回收量1890万吨，回收率仅30%。根据能源转型委员会研究，2050年，中国的塑料需求中52%可由回收再利用的二次塑料提供，因此应加大塑料的回收力度。
6.加强低碳关键核心技术研发
结合炼化产业生产特点，深度降碳技术主要包括：全厂能源系统优化技术，减少过程能耗，强化全厂能量回收；开发高收率加工转化合成技术，提高催化剂转化率和选择性，简化生产过程，降低能耗和排放；开发高效聚合及材料后加工技术，使合成材料满足直接加工应用要求，减少后加工环节的加工能耗；开发新型高效分离技术，简化有机原料副产物的原料精制工序，提升混合烯烃等资源的利用价值；开发高效、低成本的废弃石油化工产品和催化剂等回收及循环利用技术，减少原料消耗和环境污染，降低生产环节碳排放；大力推进石化智能工厂建设、工业物联网建设，推进工程设计数字化、供应链管理智能化，提高能源综合利用水平，助力碳减排；加强企业数据库建设和工业大数据分析能力建设，分析工艺、物流、能耗等领域数据，挖掘节能减排潜力。
7.探索二氧化碳化工利用
二氧化碳化工应用就是利用化学法将二氧化碳转化为目标产物。目前，已经实现了二氧化碳较大规模化学利用的技术主要有用二氧化碳生产甲醇、尿素、碳酸二甲脂等。
（1）二氧化碳加氢制甲醇
二氧化碳加氢合成甲醇是二氧化碳高效利用的一个有效途径。同时，甲醇作为高附加值的基础有机化工原料其用途也十分广泛。目前全球比较成熟的工业化二氧化碳加氢制甲醇项目是冰岛碳循环利用公司（Carbon Recycling International，CRI）开发的ETL技术。该公司与加拿大联合投资500万美元的世界上第一座甲醇厂已在冰岛实现商业投产，该套二氧化碳和氢气合成甲醇装置2012年产能为1300吨/年，2014年扩展到4000吨/年。
近期，由厦门大学、中国科学院大连化学物理研究所等单位组成的研究团队在二氧化碳催化加氢制甲醇研究中也取得进展。
（2）二氧化碳与甲醇制备碳酸二甲脂
二氧化碳、甲醇、环氧乙烷三者反应可制备碳酸二甲脂（DMC），副产乙二醇。近几年，二氧化碳和甲醇直接合成DMC（相当于尿素醇解法的净反应）是DMC合成领域研究的重点。该方法可以实现二氧化碳的直接利用，主要副产物为水。
碳酸二甲酯分子可通过羰基化、甲基化、甲酯化及酯交换等反应，用于生产多种化工产品。同时，碳酸二甲酯还广泛用于溶剂、汽油添加剂、表面活性剂和抗氧化剂等方面。
用二氧化碳与甲醇合成碳酸二甲酯，不仅能有效减少二氧化碳的排放，而且可有效利用下游产能过剩的甲醇产品。
（3）二氧化碳与氨制备尿素
二氧化碳与氨反应可生成尿素是成熟技术，该反应即可以减少二氧化碳排放，又解决了部分单位副产氨的去路问题。
（4）二氧化碳物理应用
二氧化碳作为食品添加剂在饮料、啤酒生产等方面有很多应用。另外，还可以将其制成干冰，干冰的冷却能力约为水的２倍。其最大特点是升华冷却时不留痕迹，无毒无害，广泛用于食品的保存和运输等环节的冷却。
（5）二氧化碳生物应用
二氧化碳可以用于农产品增产等技术。当前，二氧化碳的生物利用技术还处于起步阶段，其研究主要集中在将二氧化碳作为气肥和微藻固碳上。其中，微藻固碳后的藻类主要应用于食品、能源、饲料和肥料等的生产。
8.积极发展绿氢
各种制氢技术在蓬勃发展。据相关资料统计，以天然气制氢，每产生1kg氢气会排放10kg二氧化碳。而使用绿色能源电解水制氢则无二氧化碳产生。预计2025年风电、光电成本都会降到0.25～0.30元之间，届时电解水制氢的成本将与化石能源制氢无明显差异。
绿氢炼化指以绿氢为基础，重塑炼化业务传统产品链、服务链和价值链，逐步推动炼化企业在氢能生产端，以可再生能源等非化石能源制氢获得更多绿氢。例如，可再生能源发电，电水解制氢。
在氢能应用端，以绿氢替代高碳排放化石能源燃料或原料，生产更多绿色低碳燃料和化学品，帮助炼化企业实现净零排放目标。例如，可再生能源发电、电水解制氢。可以进一步生产：一是原料氢；二是燃料氢；三是通过F-T合成润滑油；四是甲烷化生产天然气；五是合成氨，氨合成制合成氨；六是甲醇合成生产乙烯和丙烯；七是羰基加氢生产乙二醇等。
9.探索氨分解制氢
氨是富氢载体，价格低廉，氨分解制氢体系的单位质量氢质量分数理论值是17.65%（电解水11.1%），而且氨环境友好，不会排放温室气体。氨分解制氢是液氨在800~850℃下，在镍基催化剂作用下，将氨分解成含氢75%、含氮25%的混合气（或电解氨制取氢气），经过变压吸附等工艺可得高纯度氢气，整个过程没有二氧化碳产生。
10.研发CCUS技术
CCUS技术被认为可在难以减排领域发挥重大作用。近期，随着各大油气公司纷纷发布“双碳”目标，CCUS技术的研发和应用成为碳减排举措之一。国外BP、道达尔、沙特阿美、埃克森美孚等公司均宣布投资CCUS技术，国内炼化行业也在持续推进以二氧化碳、生物质能等为原料直接制备化学品技术、传统炼化厂＋CCUS全产业链技术产业化应用等。目前，CCUS核心技术大部分不同程度地处于理论研究、实验室研究、工业示范和小范围商业性运作阶段，成本和能耗较高、经济性较差。未来需要进一步发展低成本二氧化碳捕集分离技术，完善二氧化碳输送、油田驱油及盐水层埋存等技术。二氧化碳化工利用技术近年来在合成甲醇、微藻制油、电催化还原、光催化转化等方面持续加大研发，未来可通过二氧化碳捕集利用与新能源耦合来进一步提升技术经济可行性。
加大CCUS技术的科技投入。面对大规模碳储存需求，我国在地质封存机理、潜力评价、漏失规律等方面还认识不足，深层地质空间评价和封存理论及有效选址有待进一步深入研究。尤其是在规模化应用领域目前还存在二氧化碳埋存多相流运移-化学反应等耦合机理不清，低成本二氧化碳捕集与长距离输送存在瓶颈，封存过程中的立体式监测网络尚未成熟等问题。
因此，建议开展多学科交叉、融合研究，探索物理/化学吸收、吸附剂吸收、膜分离等二氧化碳捕集回收技术路径，发展和完善石油石化行业碳足迹、碳移除、碳循环、碳中和理论，加大二氧化碳高效捕集新技术、废物与碳协同地下回注及封存等关键技术攻关力度，为构建成熟的碳捕集与封存（CCS）商业化运行模式提供技术支持，助力“双碳”目标如期实现。