化工企业碳达峰、碳中和路径研究

索超，马捷，赵宁，王韧骋，朱睿哲，王黎，何佳馨

(1.中化创新（北京）科技研究院有限公司，北京 100005；
2.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120)

化工行业是我国国民经济的基础和重要支柱产业，同时也是二氧化碳等温室气体排放的主要行业。化工企业减少温室气体排放，对于落实“双碳”战略、实现高质量发展具有重要意义。本文以某化工企业为例，开展碳排放建模与减排路径研究，为化工行业碳达峰、碳中和提供参考。

研究样本企业的化工产品主要有合成氨、尿素、纯碱、醋酸，以煤气化炉为核心装备生产各类基础化工产品，碳排放总量大，排放强度高。

1.1 能源消费现状

根据《综合能耗计算通则》，研究对象的能源消耗主要为煤炭、电力、柴油。将所有消耗的能源折算为标准煤进行对比，煤炭消费量占比最高。其中，无烟煤、烟煤占比分别占能源消耗总量的47.75%和47.33%，其余为焦炭、电力等。近几年能源结构基本稳定。

从主要产品能耗指标来看，以2020年为基准年，研究对象的无烟煤制合成氨单位产品综合能耗为1 437 kgce/t，烟煤制合成氨单位产品综合能耗为1 192 kgce/t，尿素单位产品综合能耗为118 kgce/t。据氨合成、尿素产品单位能源消耗限额相关国家标准，无烟煤氨合成产品能源消耗限额限定值为1 700 kgce/t，先进值为1 320 kgce/t，研究对象能耗指标未达到国家先进值标准要求。烟煤制合成氨产品能源消耗限额限定值为1 680 kgce/t，先进值1 500 kgce/t，研究对象的能耗指标达到国家先进值标准。二氧化碳压缩机汽轮机驱动尿素产品单位能源消耗限额限定值180 kgce/t，先进值为135 kgce/t，研究对象能耗指标已达到国家先进值标准要求。

1.2 碳排放现状与特征

本次研究对象的碳排放边界为企业厂区，排放范围包括化石燃料燃烧产生的CO2排放、工业生产过程产生的CO2排放、净购入电力的CO2排放，不涉及CO2回收利用。从产品维度来看，合成氨的排放源包括能源作为原材料的排放、消耗电力和热力的排放；
甲醇的排放源包括能源作为原材料的排放、消耗电力和热力的排放；
尿素的排放源主要为消耗电力和热力的排放；
纯碱的排放源主要为消耗电力和热力的排放。

据《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，企业的温室气体排放总量等于企业边界内化石燃料燃烧排放、工业过程的排放、净购入使用电力产生的排放、净购入使用热力产生的排放之和减去回收的二氧化碳排放，如式（1）所示。

式中：

EGHG——为报告主体化工行业的二氧化碳排放总量，单位为吨CO2当量（tCO2e）；

ECO2_燃烧——为企业边界内化石燃料燃烧产生的CO2排放，单位为吨二氧化碳（tCO2）；

EGHG_过程——为企业边界内工业生产过程产生的各种温室气体CO2当量排放（tCO2e）；

RCO2_回收——为企业回收且外供的CO2量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；

ECO2_净电——为企业净购入电力消费引起的CO2排放（tCO2）；

ECO2_净热——为企业净购入热力消费引起的CO2排放（tCO2）。

核算研究对象总排放量，并分析碳排放结构。排放量最大的三类排放源依次是工业生产过程、化石燃料燃烧和净购入电力，分别占总排放量的44%、35%和21%，煤炭的使用成为最大二氧化碳排放源。

从排放源来看，以直接排放为主，其中工业生产过程排放是最主要的排放源，达到排放总量的44%，占比相对稳定。在工业生产过程的排放中，以含碳原材料产生的排放为主。由于企业在实际生产过程中，对各项产品、副产品、废弃物的含碳量数据监测难以全面覆盖，因此工业生产过程排放存在被高估的可能。间接排放为净购入电力排放，占总排放量的21%，企业使用锅炉自产蒸汽，因此无净购入热力排放。

1.3 减排潜力分析

从主要产品的碳排放指标来看，以2020年为基准年，无烟煤制合成氨单位产品排放为3.47 tCO2e/tNH3，烟煤制合成氨单位产品排放为3.01 tCO2e/tNH3，尿素单位产品排放为0.24 tCO2e/t，甲醇单位产品排放为2.04 tCO2e/t。目前我国已公布合成氨、尿素、甲醇单位产品碳排放限额国家标准的征求意见稿，煤制合成氨、尿素、甲醇的单位产品碳排放先进值分别为2.294 tCO2e/tNH3、0.214 tCO2e/t和1.726 tCO2e/t。研究对象的无烟煤制合成氨产品碳排放未达到限额值，烟煤制合成氨产品碳排放达到限额值但未达到先进值，尿素产品碳排放达到限额值，但未达到先进值，甲醇产品碳排放达到限额值，但未达到先进值。研究对象单位产品排放与先进值存在一定差距，具备减碳潜力。

研究对象可采取的减排措施有低碳技术（能效提升）、零碳技术、负碳技术三大类。低碳技术方面，循环水系统节能改造、放空尾气回收、尾水余能回收、高耗能电机替换、等温变换节能技术、真空滤碱节能技术等措施可实现有效减排；
零碳技术方面，分布式光伏、电解水制氢是目前较为成熟的技术；
负碳技术方面，合成氨工艺高浓度CO2捕集、林业碳汇开发是未来可采取的措施。

近年来，国内外学者对碳排放峰值的预测及相关研究日益完善。针对碳排放建模和峰值预测主要有以下几种思路：

（1）研究碳排放总量与经济发展、能源结构的内在关系，尤其是经济增长带来的能源活动。

（2）运用指数分解法、STIRPAT等计量模型对影响能源消费及其碳排放的主要驱动因素进行分解，找到关键的影响因子。

（3）在国家、区域和行业层面，开展能源相关的碳排放核算，通常使用自下而上、自上而下或混合模型等能源-碳排放模型进行核算。

国外对于碳排放峰值的研究主要体现在能源消费、碳排放量与经济增长关系的研究及减少碳排放量政策的研究。国内碳排放峰值研究主要集中在对国家及省、市层面能源系统模拟，以及碳排放的达峰时间和峰值的预测和研究，也有不少学者对交通、工业、建筑等主要耗能行业的发展阶段与减排潜力进行分析，研究方法与模型呈多元化趋势。

2.1 碳排放情景

碳达峰情景的关键要素是碳排放变化趋势，该趋势总体上由两个变量决定，一是发展规模，二是发展的碳强度。从企业层面来看，发展规模由发展刚性需求（企业规划的发展速度、新增装置、改扩建装置、产业政策、产能退出等）决定的，而发展碳强度则由发展特质（产品结构、能源结构、能耗水平、技术水平、节能减排技术应用等）决定。本次研究根据以上思路建立碳排放模型。

2.1.1 模型构建

LEAP模型（Long-range Energy Alternatives Pl anning System）是一个基于情景分析的、自下而上的能源-环境核算工具，由斯德哥尔摩环境研究所与美国波士顿大学共同开发，LEAP模型可以对各行业进行能源需求、碳排放和减排成本效益分析。本次研究借鉴区域尺度碳达峰研究经验，优化和应用于高耗能、高排放化工企业碳排放峰值预测。企业的碳排放结构与区域尺度有所区别，但核算逻辑一致，都采用排放因子方法。LEAP软件可以根据研究需求，灵活构建模型结构和数据结构，考虑到化工生产企业工业过程排放的复杂性，本次研究选择LEAP模型开展建模分析。

根据研究对象的碳排放特征，设置“化石燃料燃烧排放”、“净购入电力消费引起的排放”、“净购入热力引起的排放”三类能源需求，以及“工业生产过程排放”这一非能源需求。并对“煤炭燃烧”、“柴油燃烧”排放源分别配置相应的排放因子。影响企业碳排放水平的主要因素是发展规模和碳排放强度，本次研究建立了产品产量、单位产品能源实物量消耗强度与碳排放的关联，企业发展规模、发展速度、装置产能、装置开工率最终体现为产量变化。产品结构、能源结构、能耗水平、技术水平、节能减排技术应用等因素的作用效果反映在单位产品能源消耗强度上。本次研究采用煤炭、柴油、电力能源强度实物量，以精准体现各类减排措施的效果。

2.1.2 情景设置

本次研究首先根据产品产量变化构建基准情景，分别设置能效提升、零碳技术、碳捕集利用与封存技术、管理降碳等多个节能低碳子情景，并组合各子情景，优选出适合研究对象的节能情景、低碳情景。

基准情景是基于企业的各项发展规划，继续提高发展质量，产品结构、装置能耗水平基本不变；
能效提升子情景是指实施电网谐波治理、循环水系统节能改造、电网无功补偿、尾水余能回收等节能技术措施，实现能效提升的情景；
零碳技术子情景是指积极推广零碳技术的一种排放情景，如：新增光伏、风电装机，推广电解水制氢，实现零碳原料替代等；
碳捕集利用与封存技术子情景是指实践二氧化碳捕集利用与封存技术，如：合成氨工艺高浓度CO2捕集驱油、CO2制干冰项目等；
管理降碳子情景是指企业建立完善的监测体系、加强主要用电设备定期监测、淘汰落后设备、完善能源管理制度、加强厂区定期巡检力度、加强对标管理、规范燃料参数实测等措施的情景；
综合减排情景是指将各类节能降碳子情景组合，各类节能降碳措施共同作用后的排放情景，在子情景组合过程中，将会出现适合企业发展的、达到国家及主管部门“双碳”目标要求的碳达峰情景。

在模型中建立不同情景，并设置各类产品的产量、单位产品消耗燃料、单位产品消耗电力、排放影响系数，如表1所示。

表1 尿素产品发展活动水平和能耗强度参数

2.2 碳排放模拟结果

2.2.1 总量目标

结合国家“双碳”战略目标背景，基于研究对象的发展规划数据，本次研究选定低碳发展情景作为研究对象的达峰情景。在此情景下，到2028年，二氧化碳排放达到峰值，较2020年上升2.54%。2029～2035年为碳排放平台期，这一阶段的碳排放缓慢降低。到2035年，温室气体排放较峰值降低约12.90%。

2.2.2 碳排放结构

从排放源占比情况来看（图1），工业过程排放及燃煤燃烧排放是主要的两类排放源，2020-2035年平均占比分别为48.86%及30.43%。各类排放源因产量变化、能效提升、零碳低碳技术推广应用、管理提升而发生波动。碳排放随着产品产量的增加而快速提升，在达到峰值后，因负碳技术的推广应用而逐渐下降。

本次研究设置了能效提升、管理降碳、零碳技术、碳捕集利用与封存四类措施，各类措施相对于基准情景的减排效果不同（图2），其中作用最大的为能效提升措施，平均贡献率为70%左右，其次为管理降碳，平均贡献率约为18%。由于成本、规模及技术成熟度等原因，碳捕集及零碳技术在2035年之前还无法成为降碳的主力措施。

根据研究对象的碳排放特征，将碳排放分为三个阶段，分别为碳达峰期（2021～2028年）、碳排放平台期（2029～2035年）、碳中和期（2035～2060年）。针对不同阶段的碳排放特征，分别制定行动路径。

3.1 碳达峰期

这一阶段，研究对象的产品结构处于逐步优化调整、个别产品增产的状态，根据排放特征和碳排放模拟结果，以下措施在产生节能收益的同时，也将有效降低碳排放。预计采取措施后，相对基准情景，累计减少23%的二氧化碳排放。

（1）科学建设产业链，调整产品结构。以延链、补链、强链为原则，适度新增煤化工项目。针对研究对象现有产品类型单一、附加值低等问题，研发高附加值的核心技术产品，进一步延伸产业链条，通过多链耦合，打造网状结构的循环产业体系。以煤炭深加工为基础，扩大醋酸业务，稳定提升尿素、复合肥，探索进入电子湿化学品领域。建设电子化学品生产车间，例如电子级氨水、电子级硝酸和电子级醋酸等。在此基础上拓展其他更多种类的湿电子化学品。

（2）淘汰落后工艺，推广先进煤气化节能技术。淘汰能耗较高的造气炉、合成塔及配套的净化系统，对于能耗较低的装置进行工艺、安全节能优化升级。企业可通过基于相变移热的等温变换、新型节能可控移热变换、ZY型等温变换等技术降低消耗，提高变换反应的变换效率。通过应用模块化梯级回热式清洁燃煤气化等技术，优化换热过程，实现煤气的梯级余热回收利用与干法降温。

（3）抓好煤化工用能优化，加大新技术、新工艺、新装备、新型高效催化剂的应用示范，有效控制项目碳排放。全面开展生产工艺流程系统能耗计算与评估工作，评估生产工艺流程设计是否经济合理、对比节能减排情况。定期实施换热设备超声在线防垢、除垢处理，结合升膜多效蒸发技术，提高设备换热效率，实现蒸汽热量的梯级利用。对压缩空气含水量高的供气系统，应用多模式节能型低露点干燥技术，改善压缩空气品质，从而降低能耗。通过介孔绝热材料等节能技术应用，提高管道或设备隔热保温性能，减少热损失。着重开展电机、循环水系统、中央空调等重点用能设备节能改造。利用闲置土地及厂房屋顶等资源建设新能源发电项目，以“绿电”替代50%的电网购电。

（4）充分利用工艺余热余压，循环使用热能。基于非稳态余热回收及饱和蒸汽发电、工业循环水余压能量闭环回收利用、微型燃气轮机能源梯级利用等节能技术，回收烟气等非稳态余热资源和其他工艺反应余热余压，用于发电、供热，减少能量转换损耗，提高系统综合能源效率。

（5）加强碳资产管理，建立碳排放管理体系。以碳盘查为抓手，夯实碳排放管理基础。建立碳排放管理体系，提高碳排放管理效率。全面建立碳账簿，统计企业排放资源、配额和减排资产，分析碳结构，掌握碳排放全景数据，在碳账簿中记录排放权的增加、减少，碳资产出售或回购、碳金融衍生工具的增减变动情况，以适应快速变化的碳金融市场。

3.2 碳排放平台期

研究对象2028年碳达峰后进入平台期，在碳排放平台期，新增项目均需通过煤炭等量或减量替代方式开展。预计采取以下措施后，相对基准情景，累计减少18%的二氧化碳排放。

（1）继续推广节能降碳技术。探索应用边际减排成本相对较高的技术，如：多喷嘴对置式水煤浆气化、ORC螺杆膨胀机低品位余热发电等技术。甲醇车间可基于煤气化多联产燃气轮机发电等技术，回收氢气作为燃气轮机燃料进行发电。此外，还可结合富含CO的气态二次能源综合利用技术，实现CO的有效分离提纯，并用于化工生产，实现固碳。

（2）持续优化用能结构，强化能源信息化管控。充分利用闲置土地及厂房屋顶等资源建设新能源发电项目，以“绿电”替代化工企业全部电网购电。针对化工园区用能，通过新能源微电网节能技术、多能互补的微网技术等，实现微电网系统的高能效管理。积极开展能耗数据采集、能效分析管理与诊断优化、工厂动力设备新型故障诊断，搭建工业企业综合能源管控平台、在线能耗监测智慧管理平台。建设企业能源可视化管理系统，实现多级用能监管，提升企业用能效率。推广磁悬浮中央空调机房节能改造、中央空调节能优化管理控制系统，实现空调系统全自动化、高效运行。

3.3 碳中和期

2060年，研究对象实现碳中和目标。预计通过以下措施，共减少88%的碳排放，剩余碳排放将通过历年储备的林业碳汇、生物质能-碳捕集与封存（BECCS）等负碳项目去除。

（1）煤炭清洁高效转化利用。将煤炭资源作为重要的工业原材料，基于煤炭转化技术，打造原料与应急能源领域的新型煤炭行业。聚焦煤化工耦合“绿电”、“绿氢”、“绿氧”路径及煤制烯烃、煤制尿素、煤制活性炭等煤炭转化关键技术，实现产品差异化，提升产品深加工附加值。

（2）氢能核心技术创新和重大科技专项攻关。积极探索新能源电解水制氢、制氧耦合现代煤化工模式，实现合成氨、纯碱、醋酸产业低碳、零碳排放。布局一批具备开发条件的氢能供应链项目，针对风电、光伏、水电波动性特点，推进“风光储氢”综合能源项目，探索可再生能源在非电领域应用。2036～2060年，企业的合成氨、甲醇生产工艺中所需氢气，逐步由“绿氢”替代煤制氢，减少大量的碳排放。

（3）推广应用二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）。开展烟气CO2捕集回收利用示范项目，以CO2为原料，融合煤气制甲醇联产合成氨、制取尿素；
融合煤气提取LNG，驰放气联产合成氨、制取尿素；
利用煤气净化系统副产的氨水，吸收烟气中的CO2，制取碳酸氢铵，供农业使用。应用二氧化碳重整循环CCUS技术，特别是液体燃料、烯烃和可降解塑料等化工原料或产品的CCUS技术。现有甲醇工序碳排放强度远高于以CO2为原料制甲醇的碳排放强度，因此，为减少碳排放，应以CO2制甲醇逐步替代煤制甲醇。

（1）从排放源来看，研究对象以直接排放为主，间接排放为净购入电力排放。煤炭消费量占能源消耗总量的比例最高，煤炭成为最大二氧化碳排放源。碳排放量最大的依次是工业生产过程、化石燃料燃烧和净购入电力，分别占排放总量的44%、35%和21%。

（2）影响企业碳排放水平的主要因素是发展规模和碳排放强度，本次研究建立了以产品产量、单位产品能源消耗强度为核心参数的模型，充分表征研究对象的碳排放特征。

（3）本次研究根据研究对象现状及发展规划构建了基准情景，并搭建能效提升、零碳技术、碳捕集利用与封存技术、管理降碳的子情景，组合各子情景，优选出节能情景、低碳情景。在低碳情景下，到2028年，研究对象二氧化碳排放达到峰值，较2020年上升2.54%。2029～2035年为碳排放平台期，2035年，温室气体排放较峰值降低约12.90%。

（4）从模拟结果来看，工业过程排放及燃煤燃烧排放是未来主要的两类排放源。从各类减排措施来看，减排效果最大的为能效提升措施，平均贡献率为70%左右，其次为管理降碳，平均贡献率约为18%。由于成本、规模及技术成熟度等原因，碳捕集及零碳技术在2035年之前还无法成为降碳的主要措施。

（5）针对研究对象不同阶段的碳排放特征，根据不同措施的技术成熟度、成本经济性以及和企业发展阶段匹配性等因素，分阶段制定行动路径。可采取的举措包括产品结构优化、能源结构调整（原料结构和燃料结构）、节能技术应用、资源循环利用、末端捕集封存利用、碳资产管理与自愿减排项目开发等。