石化行业面临多重压力，石化与核能的“CP”缘分已到

5月27日，国内首个工业用途核能供汽工程——中核集团田湾核电站蒸汽供能项目全面拉开建设帷幕，拓展了核能工业化利用的新方向。此次中核集团率先启动的田湾核电蒸汽供能项目将为连云港石化产业基地供汽，是核能与石化行业耦合发展的标志性成果。

▲ 中核集团田湾核电站蒸汽供能项目

随着我国双碳目标的提出，以及后续国家各部委、行业、企业提出的碳达峰碳中和行动方案都清晰地表明，非化石能源将逐渐成为能源消费的主力。石化企业一方面将在近中期面临紧迫的碳约束，另一方面需在远期实现业务转型，这为核能企业与石化企业耦合发展提供了难得的战略机遇。

一 石化行业多重压力来自哪里

1. 安全和环保的刚性约束

石化行业为我国的六大高耗能行业之一，能源结构以煤油气等化石能源为主。当前，石化行业的热力和电力供应形成了以燃煤热电联产和大型锅炉集中供热为主、分散燃煤锅炉和其他清洁能源供热为辅的格局。而随着国家“双碳”目标、能耗双控目标以及安全和环保刚性约束目标的提出，相关部委等主管部门的政策推动，如2021年国家发展改革委发布的《关于严格能效约束推动重点行业节能降碳的若干意见》《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案(2021-2025年)》、2022年国家工信部发布的《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》等，对燃煤机组装机容量、煤炭消耗强度和总量、污染物排放总量和浓度等进行严格限制，当前石化行业以煤为主要燃料的热电联产模式面临严峻挑战。

2. 国内外碳成本压力

自2013年我国首批省级试点碳排放权交易市场启动以来，石化行业就一直是重点管控行业。2021年1月，全国碳市场启动，以期更加有力地促进碳减排，并于2021年7月启动线上交易。预计石化行业将在2022～2023年纳入全国碳市场，届时石化企业将面临愈发严格的碳排放硬性约束。无论是缩减产能还是进行低碳技术革新，受管控企业的生产经营成本都将进一步增加。

国际碳边界调整机制(CBAM)等政策可能影响石化产品的国际竞争力。2021年3月，欧洲议会通过了CBAM议案，计划自2023年起，对应对气候变化行动不力国家的某些产品征收进口关税。2022年1月，法国成为欧盟轮值主席国，希望在半年的轮值主席国期间推动欧盟CBAM立法通过。该机制明确覆盖了石化行业。欧盟是我国重要的贸易伙伴，若CBAM实施，我国石化产品很可能需要缴纳额外碳关税才能进入欧盟市场，面临出口成本增加、价格优势削减的风险。石化工业与多个行业交叉、关联、相互影响，出口受阻可能引发相关行业连锁反应。

3. 脱碳化新要求

随着新能源汽车技术进步，公众对电动交通工具的接受度逐步增强。2014～2020年，我国新能源汽车实现了跨越式发展，销量从7.5万辆上升至136.7万辆。2020年国务院办公厅发布《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》，指出到2035年，纯电动汽车将成为新销售车辆的主流，公共领域用车全面电动化，燃料电池汽车实现商业化应用。关联产业能源消费结构的巨大变化，将驱使石化行业加快产业转型升级步伐。

▲ 新能源汽车

二 核能与石化行业如何互补

1. 石化行业大量碳排放难以避免

近几年石化产业抓住发展机遇，大型炼化一体化装置呈现出集中建设、集中投产的景象。石化行业的能耗主要集中于电、热、氢的需求，煤油气等化石能源既用作原材料投入，也用作燃料燃烧，燃烧过程往往伴随着大量的碳排放。

石化行业是用电大户。电力投入是工业生产的必要原料投入，仅就目前掌握资料以及经验数值进行匡算，我国沿海22家石化园区建成并达到规划规模后，所需发电装机规模可达约0.4亿千瓦，仅中石化集团一家每年的用电量即超过700亿千瓦时。

石化行业更突出的需求体现在对热力/蒸汽的需求上。石化工艺需要大量的高温工艺热，稠油热采环节需提供蒸汽驱及SAGD的工艺热。据匡算，沿海22家石化园区建成后总蒸汽需求量可达13.5万t/h。

石化行业的氢能需求越来越大。氢能主要用于石化产品加氢精制和大分子团烃类加氢裂化，该产品和生产环节在可以预见的未来没有替代产品和工艺。

当前，石化行业一般由热电机组和地区电网供电，由燃煤锅炉和热电机组供热/供汽。炼化企业中氢的来源主要有二：一是天然气制氢，即所谓水蒸气转化制氢;二是煤制氢，即所谓部分氧化制氢。这两类制氢技术均以化石能源为原料，会产生相当量的碳排放，从长远来看并不是最优的。

2. 核能行业与石化行业可“完美契合”

供电方面。核电是清洁、低碳、安全、高效的基荷电源，一台60万千瓦级的高温气冷堆年发电量可达40亿千瓦时以上，一台多用途小堆年发电量也可达10亿千瓦时。核电相较于风光等新能源电力的突出优势是供应稳定，能够满足石化行业、石化产业园区对能源供应系统稳定性的要求。

供热/汽方面。相较于发电，核能供热/汽可能具有更大的优势。当前，我国压水堆核电站的热电转化效率只有35%左右，其余热量以大量海水作冷却后排入大海，这部分热量完全可以通过回收作供热使用。当前我国核能供热已逐渐开始推广示范，2021年11月和12月，山东海阳与浙江海盐“一北一南”两个核能供热项目相继投运。另外，多用途小堆可以满足供电、区域供暖/冷、工业供热、海水淡化等多种用途，海南昌江多用途小堆示范项目也已开工建设。

▲ 浙江海盐核能供热示范工程投运仪式

在工业供热/汽方面，高温气冷堆具有突出优势。其出口温度可达到700℃~750℃，通过汽轮机抽汽，可用于100℃~400℃不同参数的工业和民用供热市场。200MW级高温气冷堆蒸汽产量可达600T/h，与目前石化园区煤锅炉产量参数、温度和压力基本一致，模块式高温气冷堆将是替代石化园区煤锅炉的一项重要技术方案。

供氢方面。在双碳背景下，发展绿氢已是石化行业的必经之路。在核能技术中，高温气冷堆可为制氢工艺提供电能和热能而不释放温室气体。目前，主要可以通过高温气冷堆与三种工艺耦合制氢，即高温蒸汽电解(HTSE)、蒸汽甲烷重整(SMR)和硫碘(SI)循环。HTSE的最佳运行温度为800℃～1000℃，需发展超高温气冷堆以解决相关技术问题;SMR的最佳运行温度为760℃～880℃，但是投入原料中有甲烷，产物中有二氧化碳;SI的运行温度为750℃～1000℃，高温气冷堆的出口温度略低于这一温度区间。目前以SI循环为代表的热化学循环研究已经从小试走向了中试，高温气冷堆耦合SI循环制氢具有光明的前景，即使当前的反应堆出口温度略低于制氢工艺所需，也可以考虑通过分两阶段、补充额外的热量来完成整个重整过程。而随着超高温气冷堆的研发，核能制氢将更具发展前景。

三 石化与核能的缘分已到

当前，石化企业低碳转型发展愿望迫切。中石油、中石化、中海油等三大石化集团已在天然气、风能、太阳能、氢能、地热、生物质能等新型能源领域开展了大量前期工作。石化企业也在广泛寻求战略合作，探索转型之道。2020年4月，中石化集团与中核集团签署全面深化战略合作协议;2021年2月，中石油与国家电投签署战略合作协议;2021年7月，中石化与国电投、中广核签署战略合作框架协议(战略合作协议)。石化企业将与核能企业加强在模块化小堆及高温堆应用、绿电制氢、化学储能等领域的深度合作。

四 深度耦合还需努力

在国家大力提倡科技创新的战略背景下，利用先进核能技术替代传统化石能源应用于供电/供热领域具有划时代的重大意义。从长远看，在双碳背景下石化行业既要保障能源供应安全又要实现降碳要求，核能是最佳和最稳定的选择。提出政策建议如下。

推动高温气冷堆等堆型耦合石化企业发展列入国家科技专项。《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案(2021-2025年)》提出，鼓励石化基地或大型园区开展核电供热、供电示范应用。顺应国家战略部署，建议国家相关部门将高温气冷堆等堆型耦合石化企业发展列入国家科技专项，开展相关应用研究和实践工作，推动行业标准和行政法规的完善。双方企业加大力度争取国家、地方政策支持。石化行业是很多省份的纳税大户，对地方经济社会发展起到重要支撑作用。而双碳背景下石化产业受到严重制约，这使得各省市同样有需求为石化行业寻找零碳的替代能源。石化企业与核能企业应加强合作，加大力度争取国家有关部门、地方政府在税收、贷款利率、财政补贴等方面对耦合发展项目的政策支持。双方企业深化战略合作关系，探索创新商业模式。核能可以提供零碳稳定能源，石化集团可以为高温堆提供氦气等资源，双方契合点多。但是，双方在项目用地要求、工业配套设施情况、项目建设条件、项目投资经济性等方面存在诸多不适配及限制因素。建议双方紧抓国家战略契机，通过相互持股、成立合资公司等方式，构建核能企业与重点石化企业的利益共同体。加强自备电站建设等相关政策研究、高温堆制氢产业关键技术研究等，尽早联合启动项目可行性论证，充分利用双方在地方的影响力与厂址资源，推动示范项目落地。