碳中和背景下的化工行业

碳中和无疑是近期资本市场关注度最高的话题之一。实际上，我国减碳目标的提出与落地并非突然袭击，而是经历了不断的推进过程。“达峰”不是一蹴而就，“中和”更非一日之寒。2009年我国就首次提出2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%的量化目标。从强度目标到总量目标，从达峰再到净零，减排目标向更高难度的演进见证了我国在应对气候变化上长期且持续的投入。2020年9月，总书记在第75届联合国大会一般性辩论上提出我国力争2030年碳达峰，2060年前实现碳中和的目标。这不仅是中国肩负大国责任实现应对气候变化雄心目标并引领全球气候治理的庄严承诺，更加会对国内产业的发展趋势及投资逻辑产生深远的影响。碳中和对包括新能源在内的新兴产业的利好简单易懂，但对于传统行业的影响却难以一概而论，尤其是对化工这种传统意义上的高耗能行业，市场将其解读为又一轮的供给侧改革，但“改革”的对象究竟是谁？尤其是近期内蒙古宣布除部分豁免项目外“十四五”期间不再新批现代煤化工项目，更加剧了市场对化工行业尤其是煤化工行业未来的担忧。我们认为，化工行业碳排放的特点可以总结为：1）排放总量有限但强度突出。2）煤化工过程排放的压力较大，但提前布局提效和减排的龙头企业具有充足的生存空间以及发展主动权。

化工碳排放特点及核算方法

目前我国二氧化碳年排放量达到100亿吨，化工行业（石油加工及炼焦业与化学原料和化学制品制造业）的碳排放量不到5亿吨，远小于电力、钢铁、水泥等排放大头，也就是说从总量看化工并非首当其冲的行业。但从强度看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业平均水平；且不同区域由于经济结构、能源结构及发展水平的不同，面临差异化的压力，使得化工行业在部分地区可能会面临来自碳排放的发展桎梏。

2.1 排放总量有限

首先，从全社会碳排放总量看，19年全球二氧化碳排放总量达342亿吨，我国排放量达98亿吨。我国碳排放占比随着中国的经济发展同步提升，尤其是加入WTO之后排放量增速出现拐点，通过深度参与国际分工承接了全球碳排放的转移。过去十年，全球碳排放量复合增速为1.4%，而国内增速为2.5%，快于全球平均水平。目前我国占全球排放量近30%，已成为全球碳排放量最大的国家。我国在全面建成小康社会、消除贫困的壮举和成就有目共睹，然而碳排放的议题一直是中国与西方发达国家在未来发展权问题上角力的重点。在这一背景下，我国主动提出达峰和净零，把握气候治理主动权的必要性和前瞻性就显而易见了。

从碳排放产生的机理可将排放大致分为两类：能源相关排放和工业过程排放。前者比较好理解，主要就是化石能源直接燃烧造成的碳排放，根据核算边界的不同也会包含购入电力、热力的排放；后者则与能源消耗无关，而是特定的化学反应产生的排放，比如水泥玻璃生产过程中石灰石分解散逸、金属冶炼、合成气变换制氢等，其中水泥生产的过程排放占我国总工业过程排放的75%左右。

那么从我国碳排放的一次来源看，煤炭占据了75%的份额，其次是石油、过程排放以及天然气。而一次能源消费结构来看，煤炭占比仅为58%，说明煤炭单位排放强度也高于一次能源的平均水平。我国“富煤少油缺气”的资源现状以及煤炭的高单位排放量，导致了煤炭下游行业成为我国减碳工作的关注重点。

我们基于学术界具有较高权威性的CEADS数据库对国内分部门排放结构进行分析，原始数据包含47个国民经济行业，17项化石能源燃烧排放和1项过程排放。值得一提的是，对于过程排放，CEADS数据库仅考虑水泥生产相关的排放，而化石能源投入转化带来的过程排放则主要计入了能源相关。从产生碳排放的终端部门来看，17年我国工业部门（不含电力和热力部门）的碳排放量为36.7亿吨，占总排放量的39%，是继电力和热力领域外的第二大碳排放行业。进一步在工业部门内部，化工（石油加工及炼焦业+化学原料和化学制品制造业）的碳排放量约为4亿吨，仅占到工业总排放量的10.2%，占国内总排放量的4%。工业领域中的碳排放主要还是来自于非金属矿物及黑色金属冶炼，直接占到了工业碳排放总量的78%，国内碳排放总量的30%。

同时结合碳排放的能源结构和消费下游来看，煤炭消费作为碳排放的主力，其能源消费的73%用于电力和钢铁用途，化工消费仅占8%。而化工在原油和天然气下游消费结构中的占比分别是49%和10%。因此，从全国维度下的排放总量及占比看，化工行业的排放贡献非常有限。

2.2 排放强度突出

虽然从全国维度看，化工行业的碳排放总量贡献不大，但在区域层面由于地区经济结构、能源结构及发展水平的不同依然面临差异化的压力。尤其是作为煤炭大省的内蒙古今年2月受到了国家发改委对未能完成能耗总量和强度“双控”考核的通报批评。我们根据部分省市统计年鉴中工业以及其细分化工行业的规模以上收入与能源消耗，简单测算了每万元收入对应的能源消耗以及碳排放。利用各省市煤炭、原油、天然气的消费占比计算出单位能源消费的碳排放量，以建立从能源消耗数据到碳排放量的转换。我们根据最新公布的分省（区、市）万元地区生产总值能耗降低率指标，选取了其中表现最差的三个省市（内蒙古、宁夏、辽宁）以及表现最好的三个省市（北京、河北、甘肃），并与全国测算数据进行比较。首先从行业的单位排放量来看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业的平均水平。其次地区差异上，对于万元能源消耗指标表现较差的省市，单位收入的碳排放代价也明显较高。所以从排放强度看，化工行业减排还是面临一定的挑战，并且在地区上的差异化非常明显。

2.3 化工产品碳排放测算方法

总体而言，化工行业排放存在着总量有限但强度突出的特点。而且由于化工行业产品种类繁多，厘清产生碳排放的核心工艺对于识别未来的风险和机遇就非常重要。那么第一步就是明确化工行业碳排放的来源和核算方式。我国碳排放清单的建立是基于和算法而非在线监测，与IPCC的国际标准一致。根据我国官方的碳排放核算指南，化工生产中的碳排放来源主要可以细分为五个方面，分别是燃料燃烧排放、废气的火炬燃烧排放、工业生产过程排放、CO2回收利用量、净购入电力和热力隐含的CO2排放。本文我们将燃料燃烧排放和净购入电力和热力隐含排放归为公用工程排放，工业生产过程排放单列，废气的火炬燃烧排放和CO2回收利用量（除合成尿素消耗外）暂不考虑。

2.3.1 公用工程排放

化工企业的公用工程排放主要就是能源相关排放。生产过程中能源消耗可以是一次能源和二次能源。不同的燃料在燃烧过程中的碳排放量不尽相同。电力属于二次能源，但因为产生电力的过程仍然需要发电厂的燃料燃烧，在核算指南中，电力也拥有碳排放系数，本文中我们以北京2020年新标准0.604吨CO2/MWh计算。一般我们将燃料燃烧排放、电/热力隐含的碳排放、火炬燃烧排放统称为公用工程排放，本文中我们重点计算燃料燃烧和电/热力隐含的碳排放。

2.3.2 工业过程排放

过程碳排放测算是利用物质质量守恒原则，IPCC发布的《2006年IPCC国家温室气体清单指南》就假设了过程排放中所有损失的C元素都转换为CO2排出，原料与产物（包括次级产物）的碳含量差值就是该产品生产过程中CO2过程排放。过程排放和公用工程排放共同组成了化工制备中的所有碳排放。

此外，由于海外多以油气路线为主，工艺成熟且拥有完备的过程排放数据，因此我们可以直接利用IPCC和欧盟公布的油气路线排放因子来直接进行计算。对于我国的重要煤化工路线，我们将补充较为详细的碳排放量计算过程。

典型化工产品的碳排放量测算

在本章节中，我们将较为详细地对重要的几类能化产品的单位碳排放量进行计算，以梳理主要化工生产流程中碳排放的主要来源以及具有较高环境代价的化工产品。在前期《炼化一体化正在解体，未来油煤气化工谁能胜出？》报告中，我们从碳原子经济性的角度比较了油煤气三条能源化工路线，在此我们进一步以这个视角分析各路线碳排放的强度及考虑放成本后的经济性。三条路径主要是在C1和C2领域有一定的竞争性；C3中主要是丙烯，与C2乙烯类似就不再单列。对于碳排放的两个核心来源，能源相关的排放未来能通过动力替代大幅缩减甚至归零，但过程排放因为反应机理和转化效率的因素则各有千秋。碳氢转化带来的碳排放是能化产品生产流程中最重要的过程排放。

3.1 如何理解能源化工的过程排放

由于煤炭主要由碳元素组成，氢碳摩尔比仅约0.2~1，需要牺牲一部分C来从其他原料中置换出氢，碳转换率比不上油气。从具体反应过程来看，煤炭是通过煤气化过程转换为煤气再进行后续的制备任务。在理想的水煤气制备反应中，一份C和水生成了一份CO和氢气。然而这个反应过程是强吸热反应，在实际煤气化过程中并不会单独存在，而是必须配合另外的碳氧化放热反应来给这一过程供热。这些放热反应消耗了C，却并没有从水分子中置换出等比例的氢气，从而导致了最终产物的碳氢比例大于1，甚至还生成了一些CO2。此外，以重要的化工中间产品甲醇为例，其原料的碳氢比例低至0.5，对氢气的消耗明显大于CO。因此，煤气化过程后往往会加一步变换反应来调节CO和氢气的比例。在这个过程中，消耗了一份CO和水分子，生成了一份氢气和CO2。这些煤化工路线中的主要CO2过程排放来源。另一方面，油的氢碳比为1.6-2，天然气的氢碳比则都在2以上，含氢量皆显著高于煤炭。以天然气的C1化工为例，由于甲烷本身氢碳比达到4，从最核心的反应方程式看，其第一步蒸汽重整制合成气过程产生的H2与CO的比例高达3倍，远大于煤化工路线中1倍，因此下游产品的过程排放量也会相对较低。

3.2 C1产业链

C1产业链我们列举甲醇、合成氨及相应下游短流程产品。

3.2.1 甲醇

煤制甲醇主要由两个工艺流程组成，分别是煤气化和甲醇生产。每份甲醇合成大致需要1份CO和2份H2，即氢碳比为2。而代表性的先进煤气化工艺水煤浆和粉煤气化的粗煤气中，氢碳比的分别在1和0.5以下，所以必须通过变换过程来补氢。可以看出，如果将粗煤气中的碳氢比调成变换气中的1份CO和2份H2，无论是水煤浆还是粉煤气化，都会产生1.5-1.6份左右的CO2排放，我们简化以1份甲醇带来1.55份的CO2排放计算，即煤制甲醇过程排放为2.13吨CO2/吨甲醇。

燃烧排放方面，主要由提供蒸汽的燃煤工业锅炉、提供电力的燃煤电站锅炉、火炬排放等。国内某22.4万吨/年煤制甲醇项目，年燃料煤消耗19.44万吨，以排放系数1.9003吨CO2/吨煤计算，其燃料燃烧单位排放量约为1.65吨CO2/吨甲醇。电力部分，以0.21MWh/吨甲醇计算，每吨甲醇CO2排放量为0.13吨CO2/吨甲醇。煤制甲醇的公用工程碳排放量约为1.78吨/吨甲醇，煤制甲醇的总CO2排放量约为3.91吨/吨甲醇。

气头路线的过程排放量可参考IPCC发布的排放因子0.67吨CO2/吨甲醇，加上根据相关环评工程数据得出0.92吨CO2/吨的公用工程排放量（以天然气作为燃料），气头路线甲醇的总排放量为1.59吨CO2/吨。

3.2.2 合成氨

合成氨需要洁净的1：3氮氢混合气进行合成。在煤化工合成氨路线中，氢气来自于煤的气化过程并经过变换过程以及各种净化方法后得到，而氮气则可以直接从空气中液化分离制得。氨气不含碳，含碳的副产品粉煤灰是产成品中主要的含碳物质。

过程排放方面，每份氨气要消耗1.5份H2，假设每份H2都是通过煤气变换反应以1份CO2排放得来的，即每份合成氨产生1.5份CO2，则每吨氨气的CO2排放量为3.88吨，这是理想的理论排放值。根据文献中50万吨年产量合成氨项目的工艺数据计算和质量守恒计算，吨氨的单位过程排放为4.22吨CO2，，相当于每份合成氨产生1.6份CO2，比理论值稍大。公用工程碳排放方面，该项目燃料煤的每年消耗量为44.9万吨，其含碳量由低位发热量19.570GJ/吨与单位热值含碳量26.18×10-3吨/GJ可得0.5126吨C/吨燃料煤，碳氧化率为93%，则总CO2排放量为78.48万吨，即单吨合成氨的燃料燃烧排放1.57吨CO2。项目年购电量为21.7万MWh，计算得到单吨合成氨的电力隐含排放量为0.26吨CO2。热力部分，该企业蒸汽均为燃料燃烧得到，故不再另外计算。基于实际工程数据，煤制合成氨的单位碳排放约为6.05吨CO2/吨氨。

除了煤炭原料外，天然气也是合成氨的重要路线之一。IPCC给出的天然气制氨的过程排放量为2.10吨CO2/吨氨。相当于每份合成氨带来0.81份的CO2。我们根据相关资料算得公用工程排放为1.0吨CO2/吨氨，总排放量3.10吨CO2/吨氨，气头合成氨的碳排放优势明显。

3.2.3 尿素

合成氨企业大多通过回收CO2来制备尿素。每份尿素会消耗2份氨气和1份CO2，气头合成氨制过程中生成0.81×2份CO2，扣除消耗的1份CO2，气头尿素的过程碳排放量实际只有0.46吨CO2/吨尿素。公用工程的碳排放要同时考虑合成氨工序以及尿素工序，气头路线公用工程排放为1.06吨CO2/吨尿素，气头路线尿素总排放量约为1.52吨CO2/吨尿素。同理计算煤头尿素总排放量约为3.00吨CO2/吨尿素。

3.2.4 醋酸

甲醇羰基化制备的醋酸也是甲醇的重要下游产品。全球40%的醋酸由该法生产，生成的每份醋酸消耗1份甲醇和1份CO。同时，甲醇羰基化工序的公用工程碳排放量约为0.36吨CO2/吨醋酸。煤头与气头甲醇路线下的单位质量醋酸总排放量约为2.45和1.21吨CO2/吨醋酸。

3.2.5 二甲酸甲酰胺（DMF）

二甲胺羰基化是制备DMF原子经济性较高的路线（不会产生水之类的副产物），也是目前国外常用的合成方法。在该过程中，生成1份DMF需要消耗1份二甲胺和1份CO，二甲胺则可以通过甲醇氨化反应制的，即每份二甲胺消耗2份甲醇与1份氨气。结合煤化工路线中产生CO2的氨气（1.6份CO2）和甲醇（1.55×2份）的CO2份数相加，制备每份DMF将排出4.7份CO2，即其过程排放量为2.85吨CO2/吨DMF。公用工程方面，我们根据某年产10万吨DMF项目的公用工程消耗计算，以甲醇和氨气为原料从制备二甲胺工序开始，单吨DMF蒸汽用量9吨，耗电量600kWh，再加上煤制甲醇与氨气的工序，煤化工原料路线的公用工程碳排放量总计为5.43吨CO2/吨DMF，单位总碳排放量为7.69吨CO2/吨DMF。气头路线的排放差异在于甲醇和氨气制备过程，同理计算气头单位总碳排放量为5.56吨CO2/吨DMF。

3.3 C2产业链

C2产业链主要列举乙烯、乙二醇及PVC。

3.3.1 乙烯

烯烃是甲醇的重要下游产品，主要有三条制备路线，分别是煤炭（甲醇）、石脑油和乙烷裂解和丙烷脱氢。在此着重讨论煤头MTO和石脑油、乙烷裂解路径。MTO的甲醇质量单耗按约2.8左右计，单吨煤制甲醇CO2工艺排放量为2.13吨，则单吨乙烯的过程排放量为5.97吨CO2/吨乙烯。丙烯与乙烯单位吨碳排放量基本一致。另外根据开滦集团60万吨煤烯烃项目（含煤气化过程）和宝丰宁夏三期的公用工程消耗计算，单吨煤制烯烃公用工程排放量为4.06吨，故煤制烯烃总排放量为10.03吨CO2/吨烯烃。

依据IPCC，石脑油裂解制乙烯的过程排放为1.73吨CO2/吨乙烯，乙烷裂解过程排放为0.95吨CO2/吨乙烯，基于国内项目测算的公用工程排放为0.94吨CO2/吨乙烯，故油头和气头裂解路径制乙烯的总排放分别为2.67和1.89吨CO2/吨乙烯。天然气中5%-10%的乙烷提供了气头裂解乙烯的主要原料，我国乙烷裂解制乙烯路线占比并不大，2019年仅占到乙烯总产能的2.4%，油头和煤头产能分别是73.1%和24.5%。

3.3.2 乙二醇

煤制乙二醇路线即草酸酯法制乙二醇，甲醇是中间产品。由于最后一步草酸二甲酯加氢会生出两个甲醇，因此生产甲醇隐含的CO2排放并不计算在内。根据草酸酯法的两步反应式，1份乙二醇需要消耗4份氢气，对应于煤化工变换反应的4份CO2排出，则煤炭原料下的乙二醇过程排放量为2.84吨CO2/吨乙二醇。

公用工程排放方面，从甲醇为原料走草酸酯路线制备的乙二醇消耗低压蒸汽5.2吨/吨乙二醇，以低压蒸汽折标系数0.1kgce/kg计算，每吨乙二醇蒸汽用煤的碳排放为1.44吨CO2/吨乙二醇。每吨电力消耗692KWh，即每吨乙二醇排放0.42吨CO2。则煤制乙二醇公用工程排放CO2约为1.86吨，煤制乙二醇的CO2总排放量为4.70吨/吨乙二醇。

油气制备乙二醇的路线中，普遍以乙烯为原料，通过乙烯氧化制环氧乙烷和环氧乙烷水合成乙二醇。其过程排放仍然以乙烯制备为主。基于IPCC的乙烯排放因子，油头、气头乙二醇过程排放为0.97和0.53吨CO2/吨乙二醇，而公用工程为1.31吨CO2/吨乙二醇，故油头、气头乙二醇总排放量分别为2.28和1.84吨CO2/吨乙二醇。

3.3.3 聚氯乙烯（PVC）

PVC的制备路线主要有煤头电石法和乙烯法。在电石法中，石油焦的制备、煅烧石灰石（碳酸钙）和用碳还原CaO这三个过程都会产生CO2。电石法的过程碳排放量为2.23吨CO2/吨PVC，公用工程碳排放量为5.14吨CO2/吨PVC，总排放量7.4吨CO2/吨PVC。乙烯法又可以分为煤基乙烯法和油气裂解乙烯法，它们的碳排放差异主要来自于制备乙烯过程。两个路线的总排放量分别根据相关文献以及IPCC的气头路线氯乙烯排放因子计算，煤头乙烯法为8.46吨CO2/吨PVC，气头约为2.25吨CO2/吨PVC。

3.4 如何理解能化产品的排放压力

不可否认的是，虽然化工行业排放总量占比不高，但是中游能化产品的碳排放强度还是较为突出。以单位收入排放的维度看，主要的能化产品排放强度基本都高于宏观数据所统计的化工行业平均排放水平。我们认为这其中很重要的原因来源于传统排放的统计和测算工作多集中在能源消费相关，而过程排放并不是关注的重点，尤其是对于化工这种流程长且产品门类极为复杂的行业更加难以做到完美覆盖。然而从能化产品全流程的排放看，过程排放往往能达到50%以上。而且随着未来可再生能源替代的逐步推进，能源相关排放还会大大缩减，那么过程排放将是决定产品碳排放压力的核心因素。所以客观来看，煤化工因为煤炭自身碳氢组分的原因自然会带来比油气路径更高的过程排放，另外也是因为转步骤更多流程更长带来了相应较高的能源相关排放。我们过去的报告曾经从生产成本的角度分析认为煤化工凭借中国的煤炭资源禀赋和持续的技术投入，在C1、C2领域有着极强的成本竞争力，但如果将碳排放的成本内部化，则有可能改变路径竞争性的格局。比如煤质烯烃全流程的CO2总排放达到10吨CO2/吨烯烃，其中过程排放就达到了6吨CO2/吨烯烃，以目前欧盟40欧元/吨CO2测算，碳排放的成本加成达到2800元/吨，占产品单价的30%以上，即使仅考虑过程排放，排放成本也占到近20%；煤头尿素的全流程碳排放成本占比甚至可达到产品价格的55%。从这个角度看，煤化工因为原料本身的“缺陷”，仿佛自带高排放的“原罪”，这也能部分解释前期市场上为何煤化工龙头明显杀跌。那么煤化工是不是开篇所说的“改革”的对象呢？我们认为，产业升级的必要性毋庸置疑，但绝不是一棒子打死。

首先，从产业结构看，C1产品主要是国内自给自足，其中合成氨、尿素与农业生产、粮食安全息息相关，煤头产能的经济性难以被取代，其供需结构经历前几年的环保主导供给侧改革已经修复至平衡甚至趋紧的状态；C2产品核心的烯烃进口依赖度还处于较高的水平，原料的供应安全需要牢牢把握在自己手里，所以煤头流程有更多的战略意义。而且总书记近期提出，我国碳中和目标的实现过程中，要“处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系”。我们认为，政策的推进是坚定但具备弹性的，绝不是一刀切。而且即使供给走向压缩，先进企业在这一过程中已具备很强的先发优势。

第二，煤头工艺上天生的“缺陷”无法改变，但我们认为龙头企业有充足的应对措施。即使过去没有“碳中和”的框架，龙头企业实际上也在不断地建立自己降耗减排的能力基础和产业布局。而随着达峰和中和的政策下压，它们也能有充足的生存空间并且把发展的主动权掌握在自己手里。从技术上看，能化产品过程排放的问题实际上就是碳原子利用率，即原料利用和转化率的问题；虽然从反应机理上难以短期逆转，但通过提升包括合成气等物料的利用效率，就能够降低无谓的碳原子损失，而这些则来自于企业长期在工程、技术上的积累以及对化学合成的深入理解。这一点在我们前期《华鲁恒升系列报告二：从公司成本竞争力看未来发展潜力》中就有过深入的分析，华鲁通过技术改造

实现不降负荷倒炉，实现了装置高负荷长周期运行，使得三大平台互联互通后合成气利用率提升。又如过程排放强度突出的煤制烯烃领域，宝丰能源去年4月投资14亿建设太阳能电解水项目，年产氢气1.6亿标方，用以耦合煤化工的氢气需求以降低过程排放。公用工程方面的举措就更加明显，龙头企业在蒸汽梯级利用方面的挖潜一直在持续，我们在基于环评的测算中也发现，宝丰煤制甲醇通过蒸汽利用，单吨甲醇公用工程排放CO2仅0.23吨，低于行业1.78吨的水平，若蒸汽均来自于副产，则实际排放可能更低。先进企业在节能减排上的布局实质上是与产业升级的方向高度一致的，类似于有些氮肥大省近年开始出政策要求退出固定床，然而华鲁在上市初就已经在积极进行水煤浆对固定床的替代。见微知著，龙头采取的措施都不是针对当下政策见招拆招，而是早有意识地进行了提前布局。总而言之，虽然市场偏向于将2060年碳中和的情景直接反向推延至当下，对存在潜在风险的版块“精确识别”，但事实上这一过程是双向的非线性的变化过程。但我们认为，即使在技术变革和路径选择上存在极大的不确定性，龙头企业在短、中、长期的维度下依旧是最具有生命力且掌握发展权的群体。

投资建议

投资建议上，我们持续看好在技术、能效、环保上形成突出壁垒的龙头企业，推荐万华化学(600309，买入)、华鲁恒升(600426，买入)、宝丰能源(600989，买入)、金能科技(603113，买入)。尤其是煤化工龙头在前期市场反应中杀跌明显，我们认为随着政策推进节奏明朗以及市场对碳中和理解程度的加深，以华鲁恒升为代表的煤化工标杆企业的长期抗风险能力将得到认识，投资价值也将充分回归。

风险提示

1、 碳排放总量控制执行力度的不确定性：碳达峰及碳中和目标实现的时间维度较长，政策执行也需要长期的摸索，在推进的路径和节奏上具有不确定性。

2、 新项目审批的不确定性：未来如果碳排放强度纳入新项目审批指标，将对企业未来发展以及行业格局带来一定的影响。