请阅读正文后的声明 能源化工研究团队 研究员：彭婧霖 021-60635740 pengjl@ccbfutures.com 期货从业资格号：F3075681 研究员:李捷,CFA 021-60635738 lijie@ccbfutures.com 期货从业资格号：F3031215 研究员：彭浩洲 021-60635727 penghz@ccbfutures.com 期货从业资格号：F3065843 研究员：任俊弛 021-60635737 renjc@ccbfutures.com 期货从业资格号：F3037892 研究员：吴奕轩 021-60635726 wuyx@ccbfutures.com 期货从业资格号：F3087690 行业 甲醇专题 发改委发布《现代煤化工行业节能降碳改造升级实施指南》，对甲醇影响几何 日期 2022年2月22日 请阅读正文后的声明 - 2 - 专题报告 一、 发改委发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》 2022年2月11日，国家发改委发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》的通知，通知从引导改造升级、加强技术公关、促进聚集发展、加快淘汰落后4各方面阐述了节能降碳的工作方向。通知中并附有炼油、乙烯、现代煤化工（煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇）、合成氨等17个重点行业发布节能降碳改造升级实施指南。 二、 《现代煤化工行业节能降碳改造升级实施指南》 《现代煤化工节能降碳改造升级实施指南》（以下简称《指南》）中阐述了现代煤化工的基本情况，提出了今后节能降碳的工作方向，并指出了2025年的工作目标。 《指南》指出，现代煤化工行业先进与落后产能并存，企业能效差异显著。用能主要存在余热利用不足、过程热集成水平偏低、耗汽／耗电设备能效偏低等问题，节能降碳改造升级潜力较大。 表1. 《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》行业能效水平 指标单位 标杆水平 基准水平 煤制甲醇 褐煤 kgce/t 1550 2000 烟煤 kgce/t 1400 1800 无烟煤 kgce/t 1250 1600 煤制烯烃（MTO路线） kgce/t 2800 3000 煤制乙二醇 kgce/t 1000 1350 内容来源：发改委，建信期货研投中心 按照《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》，截至2020年底，我国煤制甲醇行业能效优于标杆水平的产能约占15%，能效低于基准水平的产能约占25%。煤制烯烃行业能效优于标杆水平的产能约占48%，且全部产能高于基准水平。煤制乙二醇行业能效优于标杆水平的产能约占20%，能效低于基准水平的产能约占40%。 《指南》中提出工作目标，到2025年，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别达到30%、50%、30%，基准以下产能基本清零，行业节能降碳效果显著，绿色低碳发展能力大幅提高。 nXlWnVdWkVcZjYpPuMqRmM7NbPaQsQpPsQpNjMrRoNkPmMnO6MnMrMuOrQqMxNmOsQ 请阅读正文后的声明 - 3 - 专题报告 三、 发改委解读《指南》并提出细化举措 17日国家发改委再发文对《指南》进行解读，指出《指南》的印发实施对于有效提升煤化工行业能效水平，降低碳排放强度，加快推进行业绿色低碳转型，具有重要指导作用，并针对《指南》中提出的工作方向提出细化举措。 对于落后低效产能，要加快淘汰推出，推动行业整体提升。下一步，建成时间早、装置能耗高的煤制甲醇产能、以及建设时技术尚不成熟、装置效率低的煤制乙二醇产能，是现代煤化工行业节能改造和淘汰退出的重点。 表2. 《现代煤化工节能降碳改造升级实施指南》解读 工作方向 技术/设备/副产品 功能/用途 坚持前沿技术开发应用、引领行业跨越发展 高性能复合新型催化剂 降低反应条件或简化工艺过程 空分装置和煤气化装置 是煤化工的重要生产单元 合成气一步法制烯烃 变革工艺路线、缩减工艺环节 绿氢与煤化工项目耦合 促进可再生能源就地消纳 加快成熟工艺普及推广，促进行业大幅进步 绿色技术工艺 半/全废锅流程气化、合成气联产联供、一氧化碳等温变换、高效合成气净化 合成气制备环节优化升级 半/全废锅流程气化技术 优化粗煤气显热回收 合成气联产联供系统 降低合成气制备环节的碳排放 一氧化碳等温变换、高效合成气净化 促进合成气精制环节的能量回收和效率提高 重大节能装备 高效煤气化炉、合成反应器、高效精馏系统 实现煤气化、产品合成和精制的绿色工艺装备 智能控制系统 有效提升装置运行稳定性和效率 高效降膜蒸发技术 降低高浓含盐废水处理能耗 高效压缩机和变压器 降低压缩机功率损耗和变压器电能损失 能量系统优化 热泵技术 促进电对煤的供热替代，与电网绿点相结合 热加点、热联合技术 促进全厂热能供需平衡优化，提高能源利用整体效率 余热余压利用 余热余压 副产蒸汽、加热锅炉给水或预热脱盐水和补充水、有机朗肯循环发电 公辅设施改造 换热器 提高换热效率 机泵和节能电机 提高效率 废物综合利用 CO2 开展 CO2捕集、输送与封存示范；二氧化碳制甲醇、可降解塑料、碳酸二甲酯等产品 飞灰 送电厂发挥热值 废渣 建筑材料或铺路材料 内容来源：发改委，建信期货研投中心 请阅读正文后的声明 - 4 - 专题报告 四、 《指南》发布，对甲醇影响几何 1. 淘汰出清能效基准水平以下产能 表3. 2025年现代煤化工行业目标 工艺路线 2020年 2025年目标 优于标杆 低于基准 优于标杆 差值 低于基准 差值 煤制甲醇 15% 25% 30% 15% 0 25% 煤制烯烃 48% 0 50% 2% 0 0% 煤制乙二醇 20% 40% 30% 10% 0 40% 内容来源：发改委，建信期货研投中心 根据指南提出的2025年目标，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能分别提高15%、2%、10%，煤制甲醇需要提高的比重最高；要求基准水平以下产能基本实现清零，考虑到煤制甲醇产能总量显著高于煤制乙二醇，综合来看煤制甲醇产能结构优化的压力最大。粗测算，截至2020年底，国内甲醇产能为9230万吨，煤制占比达到70%，煤制甲醇25%产能低于能效基准水平，对应产能达到1615万吨。 2. 行业集中度进一步提高 我国煤制甲醇起步时间早，行业内企业生产规模和技术水平存在较大差距，50万吨以下的装置产能占比较高。2019年，发改委发布《产业结构调整指导目录（2019）》，我国限制建造年产能少于100万吨的煤制甲醇生产企业等政策的实施，国内大型装置投产增加，同时部分中小落后的装置逐步淘汰，100万吨以上的大型企业在产能中的占比大幅提升。 表4. 《产业结构调整指导目录（2019）》限制类石化化工（部分） 产品 工艺路线 限制规模 甲醇 天然气制甲醇（CO2 含量 20%以上的天然气除外） 煤制甲醇 100万吨/年以下 聚丙烯 7万吨以下 聚乙烯 20万吨以下 内容来源：发改委，建信期货研投中心 截至2020年，国内煤制甲醇规模前五所占产能比重达17%，且前五均隶属于大型能源集团。从装置投放时点来看，19年后集中投产的大型装置在技术及单耗上具有优越性，预测甲醇优化产能结构过程逐步出清的装置将集中在产能为50万吨以下的、投放时间较早的装置。 请阅读正文后的声明 - 5 - 专题报告 图1：国内甲醇产能结构 图2：煤制甲醇行业CR5 数据来源：卓创资讯，建信期货研投中心 数据来源：金联创，建信期货研投中心 3. 高CO2浓度尾气为发展碳捕集、利用及封存项目提供先天条件 《指南》中对生产环节的措施集中作用于缩减生产工艺环节，提高制备效率，以达到节约能源、降低碳排放的目的。另一方面，在废物综合利用环节，《指南》中提到因地制宜开展CO2捕集、利用及封存（CCUS）试点项目。 结合 “双碳”战略来看，碳捕捉技术在净零排放的道路上将发挥重要的作用。一旦碳被捕获，处理方式可以选择注入海洋1000米以下或地下岩层进行储存，也可以用于建筑材料、工业化学品或燃料。CO2在运输和封存时需要以较高的纯度存在，多数情况下工业尾气中的CO2浓度不达要求，而我国煤化工生产过程中产生的CO2浓度高达95%以上，可大幅降低捕集成本，有利于开展CO2捕集、利用及封存试点项目。 表5. 国内在建CCUS项目 项目名称 规模（万吨/年） 项目阶段 胜利油田延期CO2捕集工程 200 完成工艺包设计 延长石油一体化CO2捕集与驱油封存 36 完成初步设计 国华锦界电厂捕集与成水层封存 15 施工完成，进入投运阶段 齐鲁石化第二化肥厂捕集与输送工程 70 完成方案设计 内容来源：中石化，建信期货研投中心 根据2021年7月发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告》，我国CCUS技术整体处于工业示范阶段，但现有示范项目规模较小。CCUS的技术成本是影响其大规模应用的重要因素，随着技术的发展，我国CCUS技术成本未来有较大下降空间。预计到2030年，我国全流程CCUS(按250公里运输计)技术成本为310~770元/吨二氧化碳。 请阅读正文后的声明 - 6 - 专题报告 4. 绿氢与煤化工项目耦合 《指南》中提出加强前沿技术开发应用，其中明确提及绿氢与煤化工耦合等前沿技术的开发。所谓绿氢，指用可再生能源制氢，制氢过程中基本不会产生温室气体。 表6. 绿氢、灰氢、蓝氢 名称 定义 绿氢 通过光伏发电、风电以及太阳能等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中将基本上不会产生温室气体 灰氢 通过化石燃料（例如石油、天然气、煤炭等）燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳等排放。 蓝氢 在灰氢的基础上，应用碳捕捉、碳封存技术，实现低碳制氢 内容来源：百度百科，建信期货研投中心 由于原料煤炭的碳氢元素很高，煤气化后需要通过变换工艺制取氢气并排放大量的CO2，而低成本的新能源制氢可以直接供应煤化工，进而替代煤气化的变换工艺，避免了CO2生成和排放，从而实现煤化工工艺系统的净零碳排放。在同等用煤量的条件下，原有系统还可以产出更多化工产品。以煤制烯烃、煤制甲醇、煤间接液化项目测算(气化工艺采用粉煤气化)，同等耗煤量下，烯烃、甲醇、油品等主产品产量接近原来的2.5倍，吨产品煤耗将分别下降至1.5、0.5、1.2 t/t。 图3：煤化工与新能源制氢耦合的工艺图 数据来源：国家能源集团，建信期货研投中心 当前新能源水解制氢仍受较高成本的制约。电解水制氢的成本中电费成本占比高达80%左右，如以0.3元/kW·h电费计取，制氢成本约为22元/kg(约为以煤价300元/t测算的煤制氢成本的2倍)。但随着制氢技术及绿电成本的下降，未来绿氢成本仍有较大下降空间。当电费下降至0.1～0.13元/kW·h，电解水制氢可以与当前煤制氢成本相当。据预测，2030年“绿氢”成本将下降至约12.3元/kg，煤化工与绿氢耦合将体现出更强的经济竞争力。 请阅读正文后的声明 - 7 - 专题报告 五、 影响分析 2021年，“双碳”目标升级为国家战略，“碳中和”元年正式开启，转变能源发展方式、调整能源结构的重要性提上日程，相关品种因此被赋予能源属性而颇受市场青睐。但同时，合理的能源需求与能耗双控的要求也出现了一些矛盾，三季度部分地方为遏制高耗能行业能耗增长，采取限电