前言
化工行业是中国实现碳中和的关键行业之一，全国化工行业的碳排放占工业领域总排放的20%、占全国二氧化碳总排放的13%。化工行业也是难减排行业，其能源和原料难以被电气化完全替代。此外，中国初级化工产品产能较新，也为快速转型带来一定挑战。在双碳目标下，中国已着力构建碳达峰碳中和“1+N”政策体系，增强顶层部署，并抓紧明确重点领域、重点行业以及各地的行动方案。根据《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》，高耗能高排放项目严格落实产能等量或减量置换，对煤电、石化、煤化工等实行产能控制，未纳入国家有关领域产业规划的，一律不得新建改扩建炼油项目和新建乙烯项目。目前，中国化工企业在积极推进碳中和进程，例如，中国石化力争在国家目标提前十年实现碳中和，宝丰集团建设全球单厂规模最大太阳能电解水制氢项目以降低煤化工碳排放等等。落基山研究所（RMI）是国内最早开展中国零碳图景研究的机构之一。早在2019年，落基山研究所与能源转型委员会（ETC）发布《中国2050：一个全面实现现代化国家的零碳图景》报告，对中国全经济体实现零碳进行了情景分析，力图为国家长远战略目标决策提供技术参考。2021年9月，落基山研究所发布《碳中和目标下的中国钢铁零碳之路》报告，对钢铁行业如何实现零碳转型和助力碳中和目标，进行了具体路线图的分析和搭建。本报告《碳中和目标下的中国化工零碳之路》同样是落基山研究所针对重工业零碳转型的系列研究报告之一，将针对化工行业，开展零碳转型路线图研究。
相比于钢铁和水泥的需求增长放缓，中国化工行业的整体需求随着社会经济水平的提升，需更长的时间达到需求峰值。与控制需求相比，生产技术路径的转型更为重要。本报告的研究聚焦化工行业的零碳生产情景。本报告中，零碳生产即在化工产品的生产过程中达到二氧化碳的净零排放（可利用CCS等末端处理技术），最终产品为零碳化工产品。在此基础上，化工行业应优化原料来源，促进生产过程和原料的零碳，与上下游行业共同努力实现全生命周期净零排放。低碳生产是零碳生产的过渡路径，即大幅度降低生产过程中的碳排放。化工行业需要充分利用多样的碳减排手段，从能源和原料角度，降低甚至消除生产过程中的碳排放，促进化工行业的碳达峰和碳中和。我们的分析表明，在碳中和目标下，中国三大化工产品合成氨、甲醇和乙烯的需求除了受传统用途驱动外，还将受新型需求点影响。此外，产品结构、原料结构、能耗结构和生产工艺也将发生巨大变化。由于供需关系、技术发展速度、成本构成等因素的不确定性，相比深入地研究和确定脱碳时间表，本研究更聚焦于在假设时间框架下中国化工行业的零碳转型趋势、短中长期安排和技术经济路线图，以期为政策制定、市场方向等提供参考。
一、开启中国化工零碳之路：挑战与优势
化工行业的二氧化碳排放占工业领域总排放的20%、占全国二氧化碳总排放的13%。中国是全球最大的化工产品生产和消费国，中国化工行业零碳转型对全国实现碳中和目标至关重要，也对全球化工价值链低碳转型意义重大。中国化工的零碳转型之路挑战和优势并存。其中，挑战包括持续增加的需求、高煤炭依赖程度和较年轻的资产。此外，中国化工零碳转型也具备独特的优势，包括较强的新技术部署能力、以具备零碳转型意愿和能力的国有化工企业为主导以及规模化、集成化发展优势等。
（一）中国化工行业零碳转型的挑战
化工是难减排的重工业行业之一，碳排放主要来自反应过程和能源消耗。中国化工部门碳排放约为每年13亿吨，在全国二氧化碳总排放中的占比为13%，占工业领域总排放的20%。此外，化工行业的非二氧化碳温室气体排放也将增加碳当量排放，如合成氨产业链中产生的氧化亚氮和天然气化工装置逸散的甲烷等。作为重点耗能和排放行业之一，化工行业的企业也有望在未来几年纳入全国碳市场，成为中国实现碳中和愿景的重点关注领域。中国化工行业零碳转型的挑战主要包括：
1）从需求端看，行业仍处于上升期，化工产品的总需求整体仍将不断增加。
2）从供给端看，中国化工生产对煤依赖度高，而与煤相关的碳强度大大高于其他原料。
3）中国化工生产相关资产仍偏年轻化，快速转型可能带来的搁浅资产风险更高。
（二）中国化工行业零碳转型的优势
中国化工行业在零碳转型的挑战中也孕育着三大机会：
1）中国具有较强的技术集成水平，且市场规模大，拥有快速规模化应用新技术的能力。
2）中国化工行业的主要企业以国有企业为主，有能力和资源带动行业的零碳转型。
3）规模化布局与产业集成趋势明显，有利于资源、能源的充分利用和规模经济发挥。
二、零碳图景下化工行业供需展望
化工行业是难减排行业中为数不多的整体需求量仍在增长的部门，产业链较长且产品繁多，细分产品的供需关系复杂。本研究认为，未来合成氨消费量将先降后升，主要需求来源为农业和工业，长期有作为船用燃料的增长潜能；甲醇消费量将先升后降，需求包括乙烯制取、甲醇燃料和传统下游，其中用于乙烯制取稳中有升，甲醇燃料和传统下游逐步收紧；乙烯消费量持续增长，主要由终端产品塑料的庞大市场支撑，但由于塑料回收技术和体系日益成熟，原生塑料需求减少，导致乙烯消费量增速放缓。
随着中国工业化、城镇化逐渐步入后期，钢铁、水泥的需求长期来看将有较明显的减量趋势。而与钢铁、水泥不同，化工行业零碳转型的一大挑战是相关产品需求仍有持续上涨趋势。因此，分析化工零碳转型的第一步，是对行业内主要产品的供给和需求进行展望，深入分析其影响因素，以及碳中和新约束对产品供求情况的作用。本章将针对合成氨、甲醇和乙烯三个主要基础化工产品的供需情况进行分析展望。
（一）合成氨
合成氨的供需量主要受下游需求影响，受进出口影响较小。合成氨2020年的表观消费量为6000万吨，增速约为2%，主要消费领域为农业部门和工业部门，未来，船运燃料或将成为合成氨的重要需求增长点。
农业是合成氨需求的主要来源，其次是工业需求。其中，在农业领域，合成氨主要用于生产尿素，进而直接施肥或生产复合肥。在工业中，合成氨可用于生产三聚氰胺、脲醛树脂、炸药、杀虫剂等。目前，合成氨在农业的消费量占总体的约70%，工业约占30%。在“减肥增化”的背景下，未来合成氨的农业消费占比将逐渐下降，而工业方面的需求可呈上涨趋势。此外，在碳中和背景下，除目前已有用途外，合成氨作为潜在的船运新型燃料，可能出现新的需求增长点。
合成氨在农业方面的需求呈降低趋势，主要原因是化肥利用效率的提高。“十三五”以来，我国化肥消费总量呈下降趋势，提前实现了农业部2015年提出的《到2020年化肥使用量零增长行动方案》。随着中国人口增长放缓、渐趋稳定并缓慢下降，中国的化肥消费量将逐渐平稳并下降。
工业方面，合成氨的需求有可能上升。在工业领域，合成氨的主要产品炸药、脲醛树脂等广泛应用于采石采矿、土木建筑等领域。随着经济的发展和国民生活品质的提升，相应的合成氨工业需求将有一定程度上涨。但考虑到中国的工业化、城镇化逐渐步入后期阶段，相关开发、土建等需求空间有限，这部分的合成氨需求也不会出现大规模上涨。
未来，合成氨作为船运等领域的新型能源，可能爆发新的需求增长点。作为能源载体，合成氨具有稳定可靠、易液化易储运等特点，且可利用氢制取并可在必要时转化为氢，是克服氢较难实现长距离、高效、安全、低成本运输等问题的重要介质。
（二）甲醇
中国甲醇供需情况主要受下游消费影响，进出口对中国甲醇供需的长期影响有限，总体供需趋势为先增后减。2020年，中国甲醇的表观消费量为8170万吨，增速约为6%。甲醇的需求侧有作为原料甲醇制乙烯（MTO）、传统下游（乙酸、MTBE、甲醛等）和作为燃料应用，占比分别为51%、34%和15%。未来制乙烯需求占比不断扩大，而传统下游占比下降，甲醇燃料需求占比稳中有升。
乙酸、MTBE、甲醛等的传统下游需求稳中有降，且长期降幅将逐步增大。甲醇的传统下游为乙酸、MTBE、甲醛等，主要用于建材装潢、成品油添加剂等领域。未来，在环保、安监、双控的背景下，传统下游需求量将受到限制。
MTO的增长潜能较大，MTO可以高效利用煤炭资源，并缓解对进口原油的依赖。乙烯是重要的石油化工行业基础化工品，利用甲醇制乙烯将提高甲醇需求端的经济效益。当煤炭价格较低且油价较高时，煤制甲醇制乙烯的成本优势大于石脑油制乙烯工艺。以MTO为主的甲醇新型下游需求占比在2020年从44%增至51%。未来，若乙烯需求量随着下游高端塑料等需求增加而增加，将向上传导至甲醇需求上涨。但由于现阶段甲醇制取多以煤炭为原料，能耗和碳排放问题将限制甲醇制乙烯路径需求量。
甲醇燃料是一种较为清洁的液态燃料，其作为燃料的需求有望有一定增长，但长期需求有限。以甲醇代替煤炭作为燃料，排放的PM2.5将减少80%以上，氮氧化物减少90%以上。“十三五”期间，随着对高效、清洁燃料的大力推广和煤改气等政策的执行，甲醇燃料得到一定程度的发展，应用领域包括甲醇汽油、甲醇汽车、甲醇锅炉、甲醇灶台以及船舶燃料等。2020年，甲醇燃料消费量为1220万吨，占甲醇消费总量的15%。
甲醇进口量将随着国内供需结构的优化而缓步下降。2020年甲醇进口1300万吨，占总表观消费量的16%，而出口仅在偶有套利空间时少量发生。国内计划产能和在建产能的陆续投产，将在短期内减少进口依赖度，中期对产能结构的调整优化使得甲醇进口量趋于稳定，长期的甲醇需求下降可能进一步压低甲醇进口量。甲醇的未来需求量也受到绿色甲醇制取技术发展的影响。现有的煤炭为主的生产路径碳排放高，如果可大规模推广甲醇的低碳、零碳生产路径，则可从供给端推动需求端发展，进而扩大甲醇行业的市场规模。
（三）乙烯
国内乙烯的产量主要由下游需求量和进出口量两方面驱动，本研究主要分析下游需求的影响。由于乙烯不适宜长途运输，全球通常以乙烯下游衍生物而不是乙烯的形式进行贸易。目前，国内乙烯下游需求中，聚乙烯、乙二醇、苯乙烯均存在较大进口缺口，2019年进口依赖度约48%、56%、26%。未来国内煤化工制乙烯路径的发展有可能降低进口依赖。综上，由于进出口情况还会受各国产品成本、资源可得性、各类产品供需等多重因素影响，未来发展趋势不确定因素较大。本研究在假设乙烯需求均来自国内自给的情景中，分析未来供需情况。
乙烯是石化工业的基础原料，其产品占石化产品的75%以上。2020年，我国乙烯产量为2160万吨，表观消费量3370万吨，当量消费量6280万吨。聚乙烯是乙烯最大的下游产品，占比61%，另外，乙二醇占17%、苯乙烯占6.5%、环氧乙烷5%。未来，乙烯的下游消费中，聚乙烯仍将是最大的增长点，其余领域消费较为平稳。聚乙烯是被最广泛应用的塑料品种之一，本研究从分析塑料的未来需求入手，探究对乙烯供需的可能影响。
塑料是数量庞大且未来需求仍将持续上涨的化工终端产品。近10年来，在经济发展的大背景下，全球塑料市场规模稳步增加。2019年，全球原生塑料产量达到3.7亿吨。面对需求快速增长，世界自然基金会预测，如果在废塑料处理技术及管理方式上无重大改变及发展，则至2030年原生塑料产量将在目前基础上再次提升40%。中国是全球最大的塑料生产和消费国，目前每年的塑料表观消费量超过8000万吨。未来，随着生活水平提高，中国对塑料的需求仍将持续上涨。目前，中国的年人均塑料消费量为45kg左右，约是主要发达国家的一半，假设到2050年，中国的人均塑料消费量接近当前部分发达国家的平均消费量，那么届时中国塑料消费总量将达到1.2亿吨以上。
塑料是乙烯需求的主要来源，其回收利用潜力的充分释放，可大大降低对初级原料乙烯的需求。此外，生物基等替代原料也可能降低原料乙烯的需求量。过去5年，中国每年的塑料回收量在1800万吨左右，目前，按占废塑料产生量的比例计，中国的塑料回收利用率为27.8%16。通过减少低质包装塑料产能，限制包装塑料出口，提高包装用废塑料回收比例，预计到2030年和2035年废弃塑料回收利用体系分别增加1000万吨/年、1500万吨/年的回收和处理能力。
塑料回收利用潜力的释放主要来自于两方面，即由回收体系完善带动的物理回收水平提升，和由技术进步驱动的化学回收市场的扩张。2030年前，塑料回收利用潜力的释放主要来自物理回收水平的提高，而化学回收在2030年后有望得到较大规模的应用。物理回收潜力的释放主要来自前端回收、分类和收集系统的完善。以欧盟为例，2018年的2910万吨塑料中，混合收集的1510万吨废塑料只有6%可用于物理回收，而分类收集的1400万吨废塑料有62%可用于物理回收。化学回收方面，目前相关关键技术和成套技术已经有显著的进展和突破，并陆续进入验证示范阶段，未来需要进一步技术突破和产业链条完善，快速实现规模化。
三、化工行业碳减排路径：立足资源禀赋，发展颠覆技术
化工行业碳减排可从消费侧和供给侧入手，路径包括消费减量、产品高端化、终端替代、效率提升、燃料替代、原料替代和末端处理这七大方面。从技术方案看，在化工产品生产中，可从原料低碳、燃料低碳和系统节能三个维度考虑碳减排。从经济性看，绿氢、CCS等颠覆性技术的成本下降将使化工低碳、零碳生产的成本竞争力将大大提升。本章将主要以合成氨、甲醇、乙烯三大产品为例，探讨中国化工零碳转型的技术可行性和经济可行性。
（一）技术可行性：化工行业碳减排路径
化工行业低碳、零碳转型应从需求侧和供给侧两方面入手，碳减排抓手包括需求减量、效率提升、燃料和原料替代以及末端处理等多个方面。消费侧的碳减排举措包括消费减量、产品高端化、终端替代三类；供给侧的碳减排举措包括效率提升、燃料替代、原料替代和末端处理四大类（图表9）。
1.消费侧碳减排路径
消费侧碳减排的重点是减少对能耗密集型产品的依赖度，一方面是通过提高效率、回收利用等减少同等服务水平下的需求，另一方面也包括向更绿色、环保、高端的产品或替代产品转移。需求侧碳减排路径包括消费减量、产品高端化、终端替代等。
●消费减量：消费减量可以从源头降低能耗和碳排放，不同产品的消费减量潜能不同
●产品高端化：产品高端化可有效淘汰落后产能和优化低端产能，降低行业能耗和碳排放。
●终端替代：在满足服务功能的同时，化工产品在终端应用上可以由更环保的产品提供。
2.供给侧碳减排路径
供给侧碳减排路径对化工生产提出更高的技术要求。化工行业的碳排放主要来自反应过程和能源消耗。不同生产路径有不同的排放结构，如煤制甲醇的主要碳排放来源为反应过程，而乙烷制乙烯的主要碳排放来源为能源消耗。供给侧碳减排主要从反应过程和能源消耗入手，辅以负碳技术，以充分实现碳减排。具体措施包括：
●效率提升
化工反应大多在高温高压催化剂的反应条件下进行，因此对于能源消耗有较高的要求，有效管理热能、催化剂高效化等都是提高能效的有效方法。
●燃料替代
效率提升是通过减少能源需求量来降低碳排放，而燃料替代是从燃料本身的角度，通过降低或者消除单位能源对应的碳排放量，以达到碳减排的目的。包括：
a.电加热：电气化是替代化石能源的重要手段，化学反应中的温度压力要求大多可通过以电为能源的反应器达到，例如电裂解炉可以作为制取烯烃的反应器。
b.生物质：生物质资源包含秸秆、畜禽粪便、林业废弃物等，工业利用的生物质燃料多为生物质天然气或生物质液体燃料。
c.氢能：氢能是理想的清洁能源，燃烧后仅生成水，且可满足特定化学反应需要的较高温度。
●原料替代
原料替代可以降低反应过程的碳排放。提高化工产品转化率为现阶段的主要方式，例如利用乙烷制取乙烯可大幅提高乙烯产品的收率。长期来看，零碳来源的资源将成为化工生产的主要原料，在不能完全实现原料零碳的情况下，通过调配原料比例，也可以最大限度减少反应过程的碳排放。
a.绿氢和Power-to-X（PtX）：绿氢的应用可以有效地解决传统化石能源原料碳氢比偏高的问题。
b.生物质：生物质的化工原料利用多以乙醇为中间体，制取乙烯等高附加值化学品。
●末端处理
对于经过原料、能源等不同维度的碳减排仍然剩余的碳排放，负碳技术将成为支撑全面脱碳的末端处理手段。CCS（碳捕集与封存）将捕集的二氧化碳处理压缩并注入地下的油气田或咸水层，并永久封存在地下。为提高经济性，中短期的CCS可以与成熟油气田EOR（提高采收率）相结合，而长期应以咸水层封存为主以提高封存量。
（二）经济可行性：零碳解决方案的成本分析
从经济性看，由于未来绿氢、CCS等颠覆性技术的成本有望大幅下降（图表14），化工低碳、零碳生产的成本竞争力将大大提升。低碳、零碳生产路径的成本主要取决于燃料和原料成本，相比之下，设备等的资本投入所起的作用较小，除非需要进行大范围的改造。此外，由于资源禀赋和市场现状不同，各种零碳生产路径的成本竞争力在各地区间也有所差异。
绿氢是化工零碳生产的重要原料，其成本的降低主要来自可再生发电成本的急剧下降、制氢设备成本的降低和转化效率的提升。化工生产中产生的CO₂浓度较高，为相对低成本的CCS应用创造了绝佳条件。
在中国，由于生物质资源相对有限，尽管未来生物质大规模利用趋势有望降低基于生物质的零碳化工生产的成本，但和其他零碳技术相比，生物质扮演的角色有限，仅可能在生物质资源尤其优越的地区得到较大规模应用。本章节将分别针对合成氨、甲醇和乙烯三种主要的初级化工产品，分析不同零碳生产路径的成本经济性。
1.合成氨
未来，应用煤+CCS或绿氢是零碳合成氨生产的最有经济性的手段。即使在目前，在可再生能源条件较为优越时，绿氢合成氨已经能在成本上和传统的煤制合成氨竞争。国际能源署在2019年的一项研究指出，通过有效利用风光资源，中国绿氢合成氨的成本可低至约2870元/吨和煤制合成氨的约2380-2560元/吨差距不大。由于原料差异（如煤、天然气等）及其价格波动，目前合成氨成本也较为敏感。未来，一方面，碳价将削弱基于化石能源的合成氨的成本经济性；另一方面，CCS和绿氢成本的加速下降将使零碳生产路径更有竞争力。
2.甲醇
甲醇的零碳生产路径按原料划分，可分为仍依赖化石能源（主要是煤）的路径和采用新型替代原料的路径。其中，前者由于产品中的碳依然来自化石能源，有可能在全生命周期结束时依然排放到大气中。要实现生产过程和原料碳中和，这部分碳仍需用碳汇的手段进行抵消。
在上述分类中，前者包括传统的煤制甲醇结合CCS，以及传统煤制 甲醇耦合绿氢以避免过程排放两种。这两种生产路径可以在很大 程度上避免反应过程中的碳排放。采用新型替代原料的路径主要 包括基于绿氢的 Power-to-X制甲醇，以及生物质制甲醇两种。其 中，Power-to-X路径除绿氢外，还需要二氧化碳作为原料，若二氧化碳来自空气碳捕获或生物质来源，则甲醇可认为是生产过程和原料均零碳；若二氧化碳来自工业尾气，那么这部分碳在产品生命 周期结束时仍然可能排放到大气中，因此仅有生产过程零碳。与合成氨的情况类似，在短期内，在传统的煤制甲醇中应用CCS是短期内最有经济性的零碳生产路径。
传统煤制甲醇耦合绿氢的成本同样高度依赖于绿氢成本。该路径虽然仍依赖煤，但为得到可避免过程碳排放碳氢比的合成气，需要补充作为原料的绿氢。到2050年，用这一路径生产的甲醇成本约为2000元/吨。虽然成本经济性较高，但从全生命周期看，由于碳组分仍来自煤，在甲醇终端消费或处置中仍可能带来碳排放。
生物质制甲醇的成本在短期内比基于绿氢的路径成本更低，但由于国内生物质资源较短缺，原料成本高，长期来看，生物质制甲醇在甲醇零碳转型中的作用有限。
3.乙烯
目前，制乙烯的原料主要包含煤、石脑油和轻烃，原料的成本为总体成本的重要构成，其中煤炭路径的原料成本约占总成本的25%，石脑油路径约占75%，而轻烃路径约占39%。煤炭、石脑油和轻烃价格对乙烯制取的经济性起重要作用，也影响不同原料的竞争格局。2020年国际油价下跌，石油价格随之下降，煤炭路线在低油价环境下受到挤压。油价每下降10美元，油制烯烃成本下降约800元/吨。煤制烯烃的可盈利临界油价在45美元/桶（280元/桶）左右，低成本煤化工可将临界油价压至40美元/桶（250元/桶）以下。
相比煤化工，石油化工的原料反应过程碳排放较少，碳排放多来自为达到反应温度的燃料燃烧。零碳乙烯可分别使用石脑油、轻烃、绿色甲醇、生物质和二氧化碳、水为原料。石脑油和轻烃路径所需温度较高，前者多依赖副产物燃烧，后者还需副产物以外的化石燃料补充。由此产生的二氧化碳应加CCS进行处理。电裂解炉技术可有效替代石脑油和轻烃路径中的化石燃料燃烧，在电价较低时有较强的成本优势，且设备投入仅略高于传统裂解炉。电裂解炉能量传递效率更高，但如何利用电能高效经济地达到800℃以上高温，仍为规模化应用需要解决的问题。甲醇制乙烯（MTO）已较为成熟，目前甲醇价格占总成本的70%以上。MTO的反应温度为约400℃，用电裂解炉替代难度更低但在零碳情景下，原料甲醇需来自零碳路径。生物质制乙烯可选用多种原料，较为常用的是生物乙醇，但此方案成本较高且原料有限。Power-to-X技术一项颠覆性技术，利用二氧化碳和氢气直接制取乙烯，仍处于较早期。
四、中国化工零碳之路：时间、空间演变和转型模式
本章分别以合成氨、甲醇和乙烯为代表，分别分析零碳转型过程中这些产品生产路径在短期、中期和长期内渗透率的变化，展现中国化工行业逐步实现零碳的发展情况。本章也将结合既有化工生产流程、零碳资源分布、成本性等多项因素，阐述分地区的重点零碳行动，及可能的最终零碳产能布局构想。此外，结合行业特点，本章也对未来中国化工零碳转型的大基地模式、分布式生产模式和与进口竞争模式可能的特点和关键行动进行讨论。
（一）中国化工零碳转型时间线
化工行业零碳转型的举措包括产业结构优化、能源结构调整（含原料结构调整、燃料结构调整）、节能技术改造、资源循环利用、末端捕集封存等。由于不同措施技术水平、成本经济性以及和发展阶段匹配性等因素的不同，需要综合考虑，采取最佳的行动时间和力度。原料调整是中国化工零碳转型的最主要碳减排抓手之一，本研究将主要从原料调整的角度出发，探讨中国化工零碳转型的时间线，并对各时点上其他举措应如何实施进行分析。在零碳情景下，中国化工行业的转型之路将呈现以下几个主要特征：
1）当前以煤为主要原料的“一家独大”的生产模式将逐渐转变为多种原料并重，且由于Power-to-X路径的逐渐扩张，绿氢将取代煤成为最重要的原料。
2）由于现有的基于化石能源的资产较年轻，中短期内需规模化地在已有资产上添加CCS，而基于绿氢路径的规模化发展将更多发生在中长期。
3）在退出落后产能和碳排放约束双重条件下，即使基于化石能源的生产路径可配备CCS，但整体来看，基于煤、气等的资产仍然会有较大规模的退出。
本研究分别对合成氨、甲醇和乙烯零碳转型过程中不同生产路径渗透率和规模变化情况进行分析。
1.合成氨
零碳情景下，在农业用途需求整体下降、工业用途需求缓慢上升、能源用途需求显著扩张三大趋势的整体作用下，国内合成氨的总需求量从目前到2050年间将呈现先下降后上升的“U型”曲线。从生产路径看，基于煤的产能将持续退出，在运行的煤基产能配备CCS的比例逐渐提升，基于绿氢的PtX产能逐渐扩张，并在2040年后更快速规模化。
2.甲醇
在零碳情景下，中国的甲醇产量将在2030年左右达峰，达到1亿吨，此后逐渐下降至2050年的6950万吨，较目前的水平低约15%。相应地，从生产路径看，在2020年到2030年的产量提升阶段，增加的产量主要来自PtX等零碳生产路径，但由于规划的惯性，仍有部分增量由煤化工提供，但需要配备CCS或耦合绿氢以最大程度降低碳排放。在2030年到2050年的产量下降阶段，基于煤的产能将快速退出，尤其是无配备CCS或耦合绿氢的资产，将全部退出。
3.乙烯
目前，中国制乙烯的主要原料基于石油（主要为石脑油），比例达71%，煤制烯烃和甲醇制烯烃（MTO）共计19%，此外有10%左右乙烯来自乙烷等轻烃路线。中国乙烯的零碳转型路径将呈现以下特征。首先，原料将从以石油基为主向多种原料并存转变。一方面，原料轻质化由于带来大量能效提升潜力，将大大有利于碳减排，因此轻烃原料路线可能有一定增长。石脑油原料路线由于计划投产的惯性，在短期内仍有一定增长，但中长期看占比逐渐下降。另一方面，甲醇制烯烃路线也将得到一定发展，甲醇原料可来自多种生产路径，且中长期看，甲醇原料均来自零碳路径。同时，以化石能源为原料的生产路径中，CCS的比例逐渐提升。此外，生物质制乙烯以及PtX直接制乙烯等新型零碳生产路径，也将在长期扮演一定角色。
（二）中国化工零碳产能地理分布
化工零碳生产路径依赖于各类零碳技术和资源，包括零碳电力、CCS封存地、生物质资源等。从技术可行性、成本经济性和资源可得性三个角度综合考虑，化工零碳生产的产能更可能趋近于上述三类零碳资源条件优越的地区。相应地，从供给侧看，化工生产的分布将可能从趋近化石能源向趋近零碳资源转变。当然，产能的分布也将在一定程度上取决于市场的分布。
1.中国化工产能分布特征
目前，国内的化工产能分布有明显近化石能源资源的区位特征。具体表现在，中国的煤化工生产主要集中在大型煤化工基地，呈现以能源化工“金三角”为核心、以新疆和青海为补充、以东部沿海为外延的产业发展格局（图表30左）。国内的石油化工同样具有明显的基地化发展特征，中国七大世界级石化产业基地包括大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、浙江宁波、上海漕泾、广东惠州和福建漳州古雷，全部投射沿海重点开发地区，同时立足于海上原油进口的重要通道（图表30右）。从三种主要的基础化工产品的产能分布看，主要的合成氨和甲醇的产能均靠近煤炭资源，分布于大型煤炭基地及其附近，而石脑油和乙烯的产能多沿海分布于中国七大石化基地（图表31）。
对于合成氨、甲醇和乙烯，除以煤和石油为原料外，还有天然气、焦炉气等其他原料。这些产能也有分布于大型基地之外的地区，但是，未来重点的脱碳区域仍然是以煤和石油为原料的区域。以甲醇为例，目前国内甲醇生产的原料包括煤、天然气、焦炉气等，其中煤制甲醇占75%以上。按原料的不同，产能聚集区域也存在差异。在未来，由于资源限制，即使没有零碳转型压力，天然气和焦炉气制甲醇也将被逐渐淘汰（图表32）。
●零碳资源的地理分布
中国零碳电力资源分布主要集中在西部和北部地区。其中“三北”地区（东北、西北和华北）风能资源占中国风能资源的90%以上，西部和北部地区太阳能资源占总体的80%以上。此外，由于大量的弃风弃光现象，西部和北部多数省份已经引入了降低可再生能源成本的价格机制。除了西部和北部，西南地区也有丰富的水力资源和良好的议价机制。中国80%左右的水能资源分布在西南部地区，西藏、四川、云南和青海等地的水力资源条件优越。对于东部沿海地区，尽管目前的电价较高，但未来，由于海上风电的进一步发展和电力市场改革的推进，零碳电力价格也有可能进一步降低。
中国的CCS地质封存潜力约为1.21-4.13万亿吨，适合进行碳捕集和封存的地点主要集中在东北、西北、华北南部、四川盆地等具有大量咸水层以及油田、煤层气田、常规天然气田和页岩气田等地质条件的地区（图表34）。国内油田主要集中在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地，通过CO2强化石油开采技术（CO2-EOR）可实现51亿吨CO2封存量。气藏主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地，利用枯竭气藏可以封存约153亿吨CO2，通过CO2强化天然气开采技术（CO2-EGR）可封存约90亿吨CO2。中国深部咸水层的CO2封存容量约为2.4万亿吨，其分布与含油气盆地分布基本相同。其中，松辽盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地约占总封存量的一半。苏北盆地和鄂尔多斯盆地深部咸水层也具有较大封存潜力。
总体来说，中国的生物质资源较为紧缺，其应用场景主要是缺少其他脱碳手段的领域（如航空），或本地具有成本较低的可持续生物质资源供给的情况。从全国看，生物质资源分布不均。中国一半以上的生物质资源集中在四川、河南、山东、安徽、河北、江苏、湖南、湖北、浙江等9个省，西北地区和其他省区资源相对较少。在生物质资源较丰富的地区，随着大规模、集中化、自动化农林牧业发展趋势带来的生物质原料成本的下降，有可能产生一些本地化的基于生物质的化工生产。
●零碳化工产能潜在地理分布
零碳化工产能的地理分布的约束因素既包括了目前产能分布惯性、已有基地规划，也包括各种零碳资源的分布等。对这些因素进行综合分析，本研究得出了未来中国零碳化工产能的潜在地理分布。以甲醇的零碳产能为例（图表36），总体来说，该分布呈现以下特征：
1）在以西北“金三角”地区为代表的煤化工基地，由于同时具备较优的可再生能源和碳封存地，未来可同时发展煤化工耦合绿氢、煤化工应用CCS以及基于绿氢的Power-to-X甲醇生产。
2）在云南、四川、重庆等西南地区，由于其水力资源优势以及目前相对较高的化石能源制甲醇成本，未来可成为基于绿氢的Powerto-X制甲醇的典型区域。
3）具有较优煤炭资源同时地处沿海的区域，以山东为代表，其潜在的零碳生产方式具有较大不确定性。
4）对于生物质资源较丰富的省份，只有可能出现规模相对较小的甲醇产能。这主要是因为，国内生物质资源总量整体偏少，难以形成大规模、可持续的生物质供给；此外，生物质原料的运输成本较高，因此更有可能仅在生物质资源地附近形成产能集中。
（三）中国化工零碳转型模式
未来，中国的化工零碳生产可能出现三种模式，即依托基地的大规模、集中式生产模式；规模相对较小的分布式生产模式以及与进口化工产品竞争的模式。不同零碳生产模式在转型过程中，需要解决一系列的实际问题。本章节将对各个转型模式中的关键挑战和行动方案进行讨论。
1.大基地模式
在依托基地的大规模、集中式化工零碳生产中，由于大规模绿氢应用的土地限制、可再生能源就地制氢的非连续性等问题，以及CCS适宜地的分布、规模等限制，实际转型中，需要多种路径结合，形成综合性的解决方案。
2.分布式模式
基于绿氢的Power-to-X路径是典型的分布式零碳化工生产模式。由于不像大基地模式那样依赖化石能源资源，分布式的零碳化工生产的选址和规模都更加灵活。而条件较好的可再生能源分布区域是这种分布式零碳化工布局的首选。在实际转型中，需要分别考虑氢源和碳源如何获得。
3.与进口产品竞争模式
全球的零碳转型趋势和中国碳中和目标下，各国零碳转型的比较优势和时间表的差异，可能会改变国产和进口化工产品的竞争格局。目前，由于靠近消费市场和原料进口方便等原因，中国的沿海地区是化工产品的主要产地之一。未来，在零碳转型的约束下，一方面，国内化工生产可能会向可再生能源、碳封存地等零碳资源转移；另一方面，由于零碳化工产品仍有一定绿色溢价，中国也有可能转向进口化工产品而非国内生产。即便国内生产和国外进口产品均受零碳约束，由于国外一些化工产品产地可能拥有更优的零碳生产条件，国内的零碳化工产品也会面临进口产品的竞争。此外，除了直接进口终端产品外，中国也可能综合考虑成本经济性、各生产环节碳排放等因素，选择进口价值链上某一环节的产品作为原料，在国内生产终端产品，避免生产中的高碳环节。
五、政策建议
在碳中和目标下，中国化工行业要在未来最多40年相对较短的时间内实现低碳甚至零碳转型，势必需要政策引导甚至驱动，充分调动各相关方协同行动。针对绿色溢价问题，政策应从一“推”一“拉”的角度，内部化传统高碳路径的碳排放成本，同时促进零碳路径成本降低。政策应推动重要相关方参与，注重鼓励头部企业，同时注重需求侧激励，以及国际市场的有效利用。此外，还应重点关注化石能源的妥当利用和终端产品循环利用等关键问题。具体建议如下：
1.促进国有企业等大型头部企业创新，针对性地开展关键技术、设备的研发和示范。化工行业产业链长且产品繁多，子行业相对独立但产品间却又相互关联，设备和技术保障尤为重要。中国化工行业经多年发展，已形成以大基地为主体，国有企业引领行业发展的特色模式，产业化技术、大型化设备和规模化产能走在世界前沿。政府应高效指导国有企业和头部民营企业，对行业关键技术和设备有针对性地进行扶持，并加强跨界应用。如支持传统煤化工耦合新型绿氢制甲醇等试点，加深化工行业电气化，鼓励电裂解炉试点，推动催化剂技术发展，支持相关技术“首台套”推广，通过政策保障和财政补贴等手段消除企业对于发展前沿技术风险的担忧。
2.推动终端产品循环、高效利用，通过需求减量倒逼供给侧落后产能的淘汰。目前，部分终端产品仍存在粗放、低效利用的情况，而利用效率的提高可减少初级化工产品的需求，实现排放减量。例如，目前中国化肥施用效率处于较低水平，且消费总量较高，反向传导至上游合成氨产业导致产能过剩。在政策上，应完善标准化管理，指导化工消费合理控量，缓解供给端的供应风险和减排压力。同时，应推广化工产品的循环利用，例如，大力促进塑料回收利用，包括完善物理回收的管理体系，支持化学回收技术突破等。
3.充分利用好国际市场外部环境，在综合考虑供应链安全的前提下，分阶段动态调整原料进出口政策，助力国内化工生产碳减排。气候变化是全球性问题，而国际合作可充分发挥不同国家的比较优势。在供应链安全的前提下，应综合中国化工行业价值链特点和国际产业链资源情况，动态调节进出口产品结构。短期内，可注重原料轻量化碳减排，进口轻烃原料，缓解国内由于重质原料占比高带来的高排放问题。中期可探索从有丰富可再生能源的国家进口绿氢，以突破中短期内成本较高对国内氢源利用的限制。长期看可进一步有效管控初级化工产品产能和结构，扩大高端产品产能规模，进口低端产品并出口高端产品。此外，积极推动全球技术交流，引入适应中国行业结构的先进技术，有机整合已有技术和引进技术的优势，强化行业技术良性发展。
4.加大对碳减排技术的支持力度，降低其成本，同时利用碳市场等政策手段，内部化传统技术的碳排放成本。通过鼓励低碳路径与抑制高碳路径双轮驱动，逐步降低低碳、零碳化工生产的绿色溢价。正如报告第三章分析，零碳化工生产具有多种路径，但目前与传统生产路径相比，成本经济性较差。政策方面，一方面可利用补贴、税收减免、优惠电价等方式，鼓励绿氢等颠覆性技术的应用，降低低碳、零碳路径成本；另一方面，加快将石化和化工行业纳入全国碳市场，将传统生产路径的碳排放成本内化入生产成本中。通过压低低碳、零碳化工产品的绿色溢价，促进低碳、零碳化工价值链系统建设成熟。
5.引导煤化工产业对煤炭的利用逐步向“一可作两不作”转型，即作为提供碳元素的原料，不作燃料，不作制氢反应剂。中国的资源特性为“富煤贫油少气”，总体来看，煤炭仍将为化工产品的供应安全提供支撑。政策应理性管控煤化工，避免过度激进控制。在原料属性方面，“作化工产品原料”。中央经济工作会议指出，原料用能不纳入能源消费总量控制，政策上应保障煤作为原料为化工产品提供碳元素，支持产业升级和技术进步，提高煤作为原料的转化率，降低过程排放。在能源属性方面，“不作燃料”。推动对化工装置尤其是高温反应设备的供热系统改造升级，摆脱燃料端对煤炭的过度依赖，鼓励新能源发展。此外，优先利用清洁方式制氢，煤炭“不作制氢反应剂”，将灰氢有序替换为绿氢。长期看，为达到全面零碳，还可将化工产品范围三排放纳入考核范围，在保障供应前提下，科学有序地推广零碳生产路径，实现直接、间接和上下游全面脱碳。
6.建立行业标准，完善消费端零碳产品认证体系，利用税收减免等方式培育零碳化工产品的需求市场。化工行业的终端产品涉及经济和生活的各个方面，从消费者的衣物，到汽车厂商的车辆内饰，再到航空航天的高端塑料等，需求端参与者涵盖面繁多。应建立起低碳、零碳化工产品的行业标准和碳排放核算认证体系，鼓励各级政府和国有企业采购，并逐渐扩大应用范围。此外，还可以大型化工消费企业为切入点，逐步将低碳或零碳化工产品的消费习惯渗透到个人消费者层面。
7.推动绿氢的全产业链建设，使得工业应用端与绿氢的制取、储运等环节互相促进、不断成熟。绿氢是未来化工行业碳减排的必要抓手，而化工也是现阶段氢气利用最大的下游行业，应利用化工对氢气的庞大需求量，缓解氢气制取储运等其他环节主要参与者对资产搁浅的担忧，并优化需求端结构，打通氢能产业链的各个环节。可在短期逐步将化工的灰氢过渡到工业副产氢，化工用氢的供给端逐步降低就地煤制氢气比例，推进炼化、煤化工与绿氢等产业耦合示范，形成完整氢气供应、储运、应用的产业链，并在中长期有序增长供应端的绿氢比例。
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