COP28是具有历史意义的重要里程碑
COP 是Conference of the Parties（缔约方大会）的缩写。1992年联合国大会正式通过《联合国气候变化框架公约》（Framework Convention on Climate Change ，UNFCCC），1994年有197国家签字，为了贯彻执行挽救地球气候变化的措施，签约国每年开一次COP世界大会。
其中最具历史意义的有：1997 年COP3在日本京都签订了《京都议定书》，首次以法规形式确定限定温室气体排放。规定工业发达国家必须在2008―2012年期间减排5.2%；从2012年起发展中国家也需要承担减排义务。2015年COP21在巴黎签订了《巴黎协定》，规定到本世纪末必须把全球气温升高控制在2℃以下，尽量低于1.5℃。否则，地球气候将向着不可控制的升温进展，终将变得不适于人类居住。
2023年11月30日至12月12日在阿联酋迪拜举行的COP28是具有历史意义的里程碑。因为它通过气候变化《巴黎协议》以来全球大盘点，取得了一系列共识；另一方面，通过了一系列措施来促进温室气体的排放控制，对全球气温变化起到悬崖勒马的作用。
通过全球大盘点发现：目前全球碳排放达546亿吨/年；温度升高速度并未减慢，反而加快，已经接近比工业革命前上升1.4℃。按此速度2035年将达1.7℃，意味着《巴黎协定》失败，如图1所示。科学表明，导致这种状况的“元凶”是化石能源大量使用。因此，COP28一致同意制定《转型脱离化石燃料路线图》。为了扭转这种发展趋势，2030年应当将全球可再生能源装机容量扩大至现有三倍，即装机超过11000GW；全球平均能源利用效率应该提高一倍；加快淘汰没有加装CCUS的煤电厂。
此外，到2030年加速减少甲烷排放，因为1个单位的甲烷排放增温潜力值是CO2的25倍。全球50家油气大型公司已签约承诺大幅度减排CH4，意味着减少80%~90%甲烷排放量。
全世界前十大碳排放大国占世界总碳排放量的75%，依次是中国（95亿吨/年）、美国（51亿吨/年）、俄罗斯（41亿吨/年）、沙特阿拉伯（18亿吨/年）、澳大利亚（15亿吨/年）、印度尼西亚、印度、加拿大、伊朗和伊拉克。中国气候变化事务特使解振华代表中国已经参与气候谈判16年了，他坦言：“我感到最困难的就是这次COP28”。中国是世界上最大的能源消费国，也是最大的温室气体排放国，受到的压力与承担的责任可想而知。
此外，COP28还完善了《国际碳交易机制》。过去自愿碳市场信用交易完全是民间诚信机制，今后要受到政府的监管。
气候金融融资也在COP28会上进一步兑现。2009年的COP15会议上，发达国家曾承诺每年融资1000亿美元帮助发展中国家实现减碳，但后来并未兑现。这次成立了专门支持易受气候变化影响的发展中国家的《损失与损害基金》，由世界银行托管，2023年11月立即开始运行。15个国家，包括欧盟和美国已承诺为此基金提供8亿美元启动费。此外，对已经运行的《绿色气候基金》有8个国家为其增资35亿美元。世界银行也宣布2024—2025年每年增资90亿美元，为气候相关项目立项。
能源转型必须加快步伐
1.燃煤火电厂必须加速淘汰
COP28专门提出了尽快关闭没有装备碳扑集的燃煤火电厂，因为这是形成高碳排放的一大来源。以中国为代表的发展中国家所用电力主要是燃煤火电厂提供的，中国的燃煤火电厂提供大约67%的电力（见表1），也是世界最多的。我国在“十三五计划”就提出大力发展可再生能源，力图尽快替代燃煤发电。2023年中国可再生能源总装机量达14.5亿kW（1450GW），占比超50%，历史性超过煤电装机量；占全球的近40%，世界第一。但是火电仍然是主力，占比超过60%。
电力系统是一个超大规模动态能量平衡系统，生产组织模式是“源随荷动”。为了保持平衡，灵活性调峰电源装机量至少要达到总装机量的10%~15％。但中国这个以火力发电为主的国家，6％都不到。而风电、光接入后，新能源“靠天吃饭”，只能单边“源随荷动”（弃风弃光，减少出力），导致一度弃风弃光严重。因此，电力行业有人说“煤电是电网安全的“底牌”。特别是2021年拉闸限电事件之后，煤电有回升之势。2022年俄乌战争使得欧盟能源紧张，已经停运的煤电厂也部分恢复运行，使燃煤发电达到新高。
当前煤电为主的电力系统灵活性调峰能力严重不足，无法消纳快速增长的可再生能源提供的电力。因此，一方面要严控新煤电装机量；另一方面，要加紧煤电厂运行灵活性改造，使之可以降低负荷到30%运行；第三方面，要快速发展储能系统，使电网的运行弹性加大，更好地发挥风电、光电等可再生能源的效率。
2.加速发展可再生能源，克服其装机量和发电量的巨大差距
根据国际能源总署（IEA）的预测，世界可再生能源的发展可以依次达到以下几个里程碑：
●2024年，全球风电加光伏电发电量将超过核电量；
●2025年，全球可再生能源发电量超过煤火力发电，成为最大发电来源；
●2025—2026年，风电和光伏发电分别对应超过核电；
●2028年，可再生能源发电量在全球占42%，其中风电及光电均增加一倍，达到25%。这一年中国占世界可再生能源发电运营的60%，预计可以提前6年完成其2030年的计划，占世界2030年要求完成可再生能源计划装机量的一半以上。
但是，在领先全球可再生能源发展的同时，我国也要面对一大难题：克服可再生能源装机量和其实际发电量的巨大差距。由图1可以看到，比较2022年全国发电装机量和实际发电量的构成，从发电机组装机量上看，煤火力发电已经不到一半了，但实际发电量火力发电仍然处于主导地位，占到60%。出现这个问题的原因，一方面是由于风电、光伏电本质上要“靠天吃饭”，不可能每天24小时运行，发电效率不高；另一方面，储能设备没有跟上去，这种波动性很高的可再生能源接入电网，若没有储能设备支撑调峰，很难保证电网的稳定供电。
储能技术是智能电网的必要组成部分，渗透于电力系统发、输、变、配、用的各个环节。可削峰填谷，减少发电功率调整，提高传统发电效率，降低燃料成本，提高电网安全性。近年来，国家相继出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（试行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《电力辅助服务管理办法》《关于加强储能标准化工作的实施方案》等一系列政策文件，促使新型储能发展进入了快车道。
储能产业是处于发展初级阶段的新兴产业，也是发展极迅速的产业，世界目前已经运行的储能系统2021年只达到27GW，但到2030年预计会发展到411GW，即9年增长了15倍。截至2022年底，我国已投运新型储能项目装机规模达8.70GW，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长10%以上（见图2）。全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%。国家发展改革委2021年出台的《关于加快新型储能发展的指导意见》指出，到2025年新型储能装机规模达30GW以上。
能源化工企业的低碳绿色发展对策
现在不论国际还是国内的大型上市能源化工企业，每年都在公布的年报中专门列出一章《公司应对气候变化的措施和业绩》，COP28开会以来不少公司立即做出了调整。下面我们可以梳理出一些对策：
1.积极向新能源提供商转型
由于天然气是相对低碳的燃料，一般认为是走向零碳的过渡燃料，在化石燃料中应是最后退出历史舞台的。所以中国石油天然气公司和壳牌（SHELL）公司将“提气减油（稳油）”当成战略转型的重要策略。中国石油天然气集团公司加大了对天然气和致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气的开发，使其商业供气覆盖了全国31个省市及香港，并加大了LNG的引进，使2022年销售量达到2071亿M3/年，占全国的66.8%。也使得其提供的能源结构中天然气的油气当量超过石油，达到52.5%。
英荷壳牌公司也大力扩大天然气业务，一方面并购了南美大天然气公司巴西BG集团；另一方面，每年投入资金要使天然气供应能量比例由50%提高到75%，并扩大LNG业务，在目前13个运行厂4100万吨/年基础上争取成为世界最大LNG供应商。
氢能一方面可以作为储能材料与风电/光伏电耦合，提高电网安全和效率；一方面又是将来碳中和时期的主要能源，是21世纪最具战略性的能源。所以世界各大能源化工公司或多或少地均在发展自己的氢能产业。例如BP于2021年宣布将在英国北部建设1GW氢气工厂，等用当地天然气转化；壳牌也宣布，将在荷兰北部建设3G~4GW的风力发电厂，所产电力全部用来水电解制氢，预计年产量可达100万吨。雄心最大的当属中国石化集团，立志要成为中国最大的氢能供应商。2022年其兆瓦级200标准立方米/时质子交换制氢装置在燕山石化投产；已经成立9家燃料电池供氢中心，能力为1.9万立方米/时；加氢站98座，总能力达45吨/日，成为全球拥有加氢站最多的公司。
以可再生能源替代化石能源，英国BP公司可以作为典型。大力提升可再生能源发电装机容量，从2019年的2.5GW提高到2023年的6.2GW，计划2030年达到50GW。目前BP公司是推导最大的陆上风力发电能源公司。挪威国家石油公司是海上风力发电公司，2020年海上风力发电装机量已达1.1GW。美国的Exxon-Mobil公司2023年在德州和新墨西哥州签订了0.475GW装机量的风能合同。中国石化公司利用油田和大量加油站建设光伏发电站，仅2022年就建了1199座，共完成了2452座，发电装机能力达88兆瓦。利用生物质制航空煤油，是航空业减碳主要措施之一。中石化国内第一个认证的镇海石化10万吨/年生物航煤已投产。
2.全面实现电气化
石油化工企业中大量采用蒸汽加热，而燃烧化石燃料产生蒸汽正是排碳的主要来源之一。采用电力来代替燃煤（或燃油/气）发生蒸汽是大势所趋，这一方面为了碳减排；另一方面由于风电和光电等绿电成本正在迅速下降。
德国巴斯夫（BASF）提出，丢掉传统的锅炉房，改用e-Boiler即电锅炉解决全厂蒸汽的供应问题。BASF和美国埃克森均在推动将精馏塔的再沸器改用热泵技术，用电力替代蒸汽加热。埃克森美孚2023年实现了精馏电气化，23台电力热泵上线运行。用e-Boiler丢掉传统的锅炉房的经验对我国极有推广价值，因为我国的大型石化企业特别是各地的工业园区，都有自己配套的锅炉蒸汽及背压汽轮机发电热电联产系统。这些系统比起国家电网来自大型超超高压发电系统排碳指标落后得多，是石化企业碳排放的主要痛点。如果都能采用电气化丢掉传统的锅炉房，将会对整个石化行业温室气体减排做出重要贡献。
使用清洁低碳排放的电网电力是挪威国家石油公司实现欧洲本土第一、二类温室气体碳中和的主要措施。为实现2030年减少40%的温室气体目标，挪威国家石油公司拟采取提高能效、数字化和使用电网电力或直接使用风电等措施，预计投入50亿～60亿美元。油田直接使用可再生电力也是挪威国家石油公司减排温室气体的主要手段。例如，2019年该公司在北海Johan Sverdrup油田使用电网电力后，每年可以减少碳排放46万吨CO2当量；正在Gulfakes和Snorre油田进行的海上浮式风电直供项目，建成后两个油田35%的电力将来自浮式风电直供，每年直接减排20万吨。
蒸汽裂解制乙烯炉也是大量消耗蒸汽的设备，是石化行业减碳改革的重点。美国陶氏公司（DOW）与生态技术公司、西南研究院合作氢气燃烧与节能乙烯生产集成项目，用集成流化床氢气燃烧技术取代传统蒸汽裂解制乙烯，可以减碳排放80%。
3.研发新加工工艺和产品取代传统重碳加工工艺
针对各石化企业常见的加氢、裂解制烯烃和芳烃等重碳加工工艺，应加大科研开发力度，尽量采用新的低碳工艺过程，并开发低碳型新产品。这也是各大公司都在着力推进的项目，这方面R&D投入费用往往占整个研发费用的40%~50%。例如，BASF每年投入近一半研发经费用于开发建筑用隔热保温材料和汽车轻量化材料、高性能电池材料和风电材料，2022年推出异氰酸脂（MDI）世界首个零碳排放材料。
我国工信部、发改委等六部门联合印发《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，要求围绕新一代信息技术、生物技术、新能源、高端装备等战略性新兴产业，增加有机氟硅、聚氨酯、聚酰胺等材料品种规格，加快发展高端聚烯烃、电子化学品、工业特种气体、高性能橡塑材料、高性能纤维、生物基材料、专用润滑油脂等产品。积极布局形状记忆高分子材料、金属-有机框架材料、金属元素高效分离介质、反应-分离一体化膜装置等新产品开发，发挥碳固定碳消纳优势，协同推进产业链碳减排。加快原油直接裂解制乙烯、合成气一步法制烯烃、智能连续化微反应制备化工产品等节能降碳技术开发应用。
煤化工是一个具有“中国特色”的行业，但又是一个单位投资强度大、能耗高、CO2排放量大的行业。必须按照2021年出台的《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》，对煤电、石化、煤化工等行业进行严格的产能控制。因此，在“双碳”压力形势下，煤化工只有走绿色低碳转型之路才可以获得生存和发展。例如，使其能量来源逐渐向煤炭与绿氢能源协同耦合的洁净综合能源方式转变，并为煤制清洁燃料和高端精细化学品提供充足的“绿氢”原料；通过新型催化技术或新的反应路径，简化工艺过程，提高产品收率，降低能耗物耗，将现代煤化工节能减排提升到新的高度。
另一方面，我国作为世界最大的制造业国家，长期把重碳产品出口给外国，而将相应的排碳留给自己，这显然是极不合理的。所以拟制定高碳产品目录，稳妥调控部分高碳产品出口。
4.严格控制甲烷排放
自从COP28宣布到2030年之前必须加速减少甲烷排放，各大能源化工公司都在《年报》中单列出一节，报告本公司的严控甲烷对策。
总体来看，我国大型国营能源化工公司虽然已经取得明显进步，但相比欧美同行还是存在差距。例如，中国石化2018年回收甲烷226兆立方米/年，2022年提高到834兆立方米/年，但未看到甲烷排放强度下降的长远目标。中国石油则提出甲烷排放强度，目前为0.4%，2025年要比2019年下降50%，达到0.25%；2035年要达到0.2%。而壳牌提出2025年公司的甲烷排放强度要达到0.2%，这就意味着比我们提前十年达标。此外，巴斯夫、英国石油等也是同样的标准。
5.大力开展碳捕集、利用和储存
CO2利用是一个很大的产业，预计利用的CO2可达３亿吨/年，CO2基产业的经营额每年可达0.8万~1.1万亿美元。负碳化学品是指以温室气体为原料生产的各种化学品，它兼具减碳和提供有价值化学品的功能，是一种前景广阔的朝阳产业。
在能源化工行业中，美国埃克森美孚的CCUS技术是最成熟的，这家公司致力于这个领域已经有30年了。据称，其捕集能力达到900万吨CO2/年，并自称是世界上第一个已经捕集了１.２亿吨CO2的公司。早在2018年，埃克森美孚就成立了“低碳解决方案部”，已经在世界各地完成20多个CCS项目，大规模回收排放的CO2。最近又策划在美国高尔夫Gulf海湾启动一个存储CO2 500万吨/年的大项目，已经有CFI公司（氨/氢制造商）、Linde公司和Nucor公司加入。
我国的CCUS行业到2022年捕集利用CO2 273万吨，其中用于驱油和地下封存158万吨，其次制成化学产品碳酸二甲酯（DMC）51万吨、聚碳酸亚丙酯（PPC）2万吨、碳酸饮料20万吨和制冷剂2万吨。中国石化、中国石油、中国能源集团均已建或在建捕集和用于驱油和封存的CO2项目，也有更多的民营企业启动了捕集CO2制化学品的负碳产业。虽然从理论上看，这些负碳产业应该是前景大好的阳光产业，但从经济上看并非成本都具有市场竞争力。近年来似乎只有DMC和PPC产品比较成功，而CO2制甲醇项目吨甲醇成本高达3476元，而市场均价只有2336元/吨，可以说项目开工就处于亏损状态。这里关键是CO2捕集成本高。最近，中国石化的国内首套50000标准立方米/天膜分离烟道气CO2捕集示范装置投运，有望降低捕集成本。
6.强化塑料回收利用等循环经济措施
塑料工业目前消耗全球8%的石油，碳排放占总量的4%左右，所以塑料回收利用是碳减排的重要环节。联合国环境署在2018年报告中指出，全球制造的90亿吨塑料产品中，被回收利用的仅9%，12%被焚烧，其余79%被填埋或残留在人类环境中。欧盟在2018年塑料包装制品的回收率已经达到41%，并且规定了2025年要达到65%、2030年达到70%的目标。同时，欧盟还提出2025年全部塑料制品回收率达到50%、2030年达到55%的目标。
中国是塑料制品的生产和消费大国，2020年我国的塑料产量达7603.20万吨。随着国家对塑料污染的日益重视，废塑料制品的回收率逐步提高。2011年我国废塑料回收率不到10%，2020年则达到了30%。2021年7月国家发改委印发《“十四五”循环经济发展规划》，其中塑料回收也是循环经济的重要环节。
塑料回收有不同层次的要求，有机物化学回收范畴最宽泛，而其中的进入循环经济的回收利用的要求最高（见图3）。2019年我国共产生废塑料6300万吨，回收量只有1890万吨，回收率仅30%。根据能源转型委员会研究，2050年我国塑料需求中52%可以由回收再生的塑料来提供，所以塑料回收利用空间还很大。
我国从事废塑料回收利用类企业有1万多家，但大多为小微型企业，规模化和集团化企业较少，回收利用率不高，因此再生料市场供应不稳定。但整体上我国废塑料回收利用行业已经形成集约化的回收交易市场和加工集散地，并且正在向交易市场化和加工规模化方向发展。例如，广东金发科技股份有限公司设立可持续发展产品部，专业从事环保高性能再生塑料的研发、生产和销售。目前建有清远和邳州两大南北生产基地，其环保高性能再生塑料加工能力达40万吨/年，各类废塑料资源的高质化处理能力达10万吨/年。其致力于解决海洋塑料垃圾问题，已成为全球首家获得TV莱茵趋海再生塑料含量验证的化工新材料企业，趋海塑料再生料已应用到汽车、家电和纺织品等众多领域。
中国石化石油化工研究院开发了废塑料热解油加氢，然后送入蒸汽裂解炉，生成乙烯、丙烯、丁二烯等高价值聚合单体，综合收率可以达到41.9%。这条工艺路线规模化生产后，可实现塑料闭合循环经济，也可以降低烯烃生产成本。
结束语
COP28世界大会进行了减碳挽救气候变化的全球大盘点，再一次警告人类正走到了再生或坟墓的十字路口。各大能源化工企业既是大耗能的排碳大户，也是碳捕集和利用、存储，乃至负碳产业的主要创新和实践者，义不容辞地应承担起重要责任。最近的进展表明，只要世界各国团结合作，人类挽救自身免于气候灾难性变化的前景还是乐观的。