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近期，我國《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》（以下簡稱《方案》）發布、綠色電力交易試點啟動，以及萬華化學、金能科技等一些化工龍頭企業宣布投資風光等新能源綠電項目，這是雙碳目標下化工行業深化變革的標志性事件。這些事件將成為長期影響化工行業發展的標志和典型。

《方案》進一步落實了未來以能耗為總約束條件的發展要求，并提出了以能源產出效率為重要依據的指標分配方式，以及推動指標市場化交易的機制。這對未來制造業發展將產生非常深遠的影響，效率領先的地區、行業、個體有望獲得更強的馬太效應。這就對化工企業提出了與以往不同的要求，能否順應甚至引領這一變化，將成為未來化工企業發展非常重要的影響因素。

一、化工投資壁壘進一步提升

碳中和對制造業供給端最大的影響就是增加了碳排放這個新的約束條件，而社會發展又離不開化工，化工不增長經濟也無法增長，碳中和也更不可能實現。因此，企業需要找到在不增加碳排放，甚至減少碳排放的情況下實現發展的新模式。近期一些制造型企業已經披露了投資新能源項目的計劃，如萬華與華能合作投資風電項目，與中國核電成立山東核能公司，還有計劃投資光伏項目；金能在青島投資光伏發電項目。這些項目披露的信息都會提到新能源項目投運后可以減排二氧化碳和置換煤炭用量的體量。我國目前還處于雙碳目標的碳達峰階段，首要的目標是控制排放增量，因此現在企業投資新能源項目主要應對的還是未來增長所需的能源消耗。如果沒有及時布局新能源項目，有可能在未來發展中失去主動權，導致市場份額流失。

1．新能源投資成本較大

布局新能源項目關乎化工企業長期發展，但要獲得發展空間的代價并不低。目前國內光伏和風電的投資強度大約在4~5元/W，以金能的光伏項目為例，1000MW的海上光伏項目在青島地區投資近44億元，年發電量約12億度，對應碳減排135萬噸。按照25年經營期測算，公司在光伏項目上的投資成本、運營成本、財務成本合計需要約80億元（不考慮折現），為每噸碳減排所需付出的綜合成本約在260元/噸。根據項目環評披露，金能青島一期項目的能耗總計達到130萬噸標煤，所以如果想建設同等規模但零排放的項目，理論上至少需要2個1000MW的光伏項目來支持，需要百億級別新能源的投資，這顯然已經不是中小企業可以實現的發展方式。而能源和排放指標將是制造企業未來發展最核心的要素，雙碳目標下的能源體系革新出現明顯的投資壁壘，這將進一步加大龍頭與中小企業未來的分化。

2．綠電交易提供另一種選擇

以上所提到的示范性項目并不意味著未來化工企業要發展只能依靠自建新能源項目，近期開始的綠色電力交易試點為廣大企業提供了另一種選擇。綠電市場交易的品種并不是電力，而是綠證，賣家主要是光伏與風電的發電企業，買家則覆蓋了全社會。風光發電企業每發1000度綠電就獲得1份綠證，買家購買綠證來完成可持續發展和碳減排的要求。國家為綠證設定了價格上限，每份綠證價格不能超過（當地風電或光伏標桿電價－脫硫燃煤標桿電價）×1000。標桿電價一般就是上網電價，風光標桿電價雖然一直在下降，但長期以來還是高于燃煤標桿電價，差值實際就是為了扶持風光發展給予的補貼。成立綠電交易平臺后，發電企業可以選擇按風光標桿電價將電力上網，但不會獲得綠證；也可以按燃煤電價上網，并獲得綠證出售。這實際就是將原來國家對于新能源發電方的補貼逐漸轉由需要減排的企業來支付，以此繼續推動新能源發展。對于買方企業來說，以往只需要按照網上電價購買電力，而未來如果需要滿足減排要求，又沒有能力自建新能源項目的話，就需要通過購買綠證來實現。

目前綠證交易價格，風電平均為90.6元/份，光伏平均為57.1元/份，這意味著買家為了獲得綠電認證，需要額外支付每度5分以上的溢價。而根據統計，2015—2018年國內化學原料與化學制品行業的度電利潤總額僅1元左右，凈利潤預計在0.8元左右，如果都使用綠電，大約要影響6%的凈利潤。而且國內經過2016年以來的供給側改革后，龍頭與非龍頭化工企業的盈利能力出現了比較明顯的分化。因此，綠電溢價對利潤的影響對于中小企業來說會更加顯著，實際上也會逐漸加劇企業之間的分化。

二、電力自給的突圍

這一輪綠電投資狂潮對于化工企業還帶來一個機遇，就是對傳統電網模式的突破。電力供給屬于公用事業，具有比較強的許可制，而化工企業擁有自備電站的很少，其中絕大部分還都是國企。自備電站的回報率非常高，一般300MW火電機組的投資在15億元左右，由于電力自用，年利用小時數也較高，按照目前煤炭價格，據測算度電成本在0.34元。雖然與上網電價相比已經基本沒有盈利，但是自備電站替代的是下網電，東部地區的下網電價普遍都在0.6元/度以上。如果不需要交過網費等其他費用，相當于300MW自備電機組一年可以為企業節約4億元以上的成本，1年就可以收回資本金，3年左右就可收回全部投資。

國內提出雙碳目標后，全社會都加入到綠電投資之中，與傳統火電相比不僅不被限制，甚至還受到鼓勵。如金能科技就是典型的地方性民營企業，即使在對碳排放沒有要求的時期，也很難在青島園區上馬年發電量12億度的火電項目，然而如今上光伏項目就基本沒有限制。光伏項目的初期投資明顯大于火電項目，但是后續支出較少，度電成本與火電項目相當。如果使用比較高的杠桿率，盡管度電成本有所上升，但資本金回收期很短。風電光伏的輸出波動較大，目前工業生產還不可能完全依賴新能源，不過只要適當搭配儲能設備，就可以成為非常好的補充性能源，既降低成本，又減少排放，可謂一舉兩得。

三、綠氫重塑成本曲線

電力成本變化對于制造業企業來說相對還是一致的，并不會產生劇烈的差異，然而由綠電衍生出的綠氫卻可能導致不同企業和不同生產路線之間出現非常明顯的分化。近日習近平總書記在榆林考察指出，要加快煤化工產業轉型升級，走綠色低碳發展道路。雙碳目標下煤化工發展主要需要以低碳排的氫氣來替代高排放的煤制氫。隨著新能源投資強度加大、綠電交易開展、中石化與寶豐能源等企業布局綠氫，以綠氫作為化工生產原料已經并不遙遠。

然而綠氫的成本遠高于傳統的煤制氫或天然氣制氫。以上海的動力煤、天然氣和綠電上網電價測算，綠電制氫的成本要比煤制氫高140%。即使考慮未來綠氫和電解水的成本進一步下降，綠氫的生產成本仍會遠高于傳統路線。然而，傳統制氫方式都會產生大量CO2排放，未來被低排放的制氫方式替代已經勢在必行。

因此，未來低成本且低排放的藍氫（來自輕烴化工PDH）將成為優質的氫氣來源。目前，國內輕烴化工搭配下游加氫過程的例子還非常少，最為成功的就是萬華化學的煙臺基地。萬華在煙臺已經搭建了從最基礎原料生產MDI的完整產業鏈，而MDI的生產過程涉及多步加氫反應，耗氫量很大，包括甲醇合成、硝酸生產、硝基苯加氫等，每生產1噸MDI，需要消耗0.11噸氫氣。如果未來上海化工園的MDI生產裝置需要使用綠氫，則這些裝置的MDI成本將比現在提升1500元/噸以上。

目前萬華煙臺基地的MDI產能已達到110萬噸/年，按照全年80%開工率，每年MDI產量為88萬噸，對應全流程氫氣用量9.8萬噸。雖然MDI的氫氣消耗量較大，但是萬華的煙臺基地已經搭建了輕烴裂解產氫供MDI的產業鏈。萬華煙臺基地已經投產的PO/AE一體化項目和乙烯一體化項目，包括75萬噸/年PDH與100萬噸/年乙烯裂解，副產的氫氣量已達到7.2萬噸。如果未來乙烯二期項目能夠投產，則氫氣副產量將達到9.3萬噸，基本能滿足MDI的氫氣需求。雖然萬華最初建設石化產能的目的并不是為了降低二氧化碳過程排放，不過將輕烴化工與耗氫裝置相配合，實際就是在尋求輕烴化工的價值最大化。輕烴化工的氫氣屬于藍氫，基本不產生碳排放，也不需要為排放額外支付成本，所以萬華煙臺基地的MDI成本在雙碳目標下也不會大幅變化，未來有望與其他MDI裝置進一步拉開成本差距。預計福建萬華未來也會加緊上馬輕烴化工項目，盡快復制煙臺萬華的模式，為長期發展騰出空間。而這一模式也非常值得其他企業借鑒，來應對未來氫氣成本的大幅提升。如衛星石化、東華能源等已經具備較大輕烴化工規模的企業，若未來在下游配套耗氫化工產品，將會具有較大優勢。