近期，我国《完善能源消费强度和总量双控制度方案》（以下简称《方案》）发布、绿色电力交易试点启动，以及万华化学、金能科技等一些化工龙头企业宣布投资风光等新能源绿电项目，这是双碳目标下化工行业深化变革的标志性事件。这些事件将成为长期影响化工行业发展的标志和典型。

《方案》进一步落实了未来以能耗为总约束条件的发展要求，并提出了以能源产出效率为重要依据的指标分配方式，以及推动指标市场化交易的机制。这对未来制造业发展将产生非常深远的影响，效率领先的地区、行业、个体有望获得更强的马太效应。这就对化工企业提出了与以往不同的要求，能否顺应甚至引领这一变化，将成为未来化工企业发展非常重要的影响因素。

一、化工投资壁垒进一步提升

碳中和对制造业供给端最大的影响就是增加了碳排放这个新的约束条件，而社会发展又离不开化工，化工不增长经济也无法增长，碳中和也更不可能实现。因此，企业需要找到在不增加碳排放，甚至减少碳排放的情况下实现发展的新模式。近期一些制造型企业已经披露了投资新能源项目的计划，如万华与华能合作投资风电项目，与中国核电成立山东核能公司，还有计划投资光伏项目；金能在青岛投资光伏发电项目。这些项目披露的信息都会提到新能源项目投运后可以减排二氧化碳和置换煤炭用量的体量。我国目前还处于双碳目标的碳达峰阶段，首要的目标是控制排放增量，因此现在企业投资新能源项目主要应对的还是未来增长所需的能源消耗。如果没有及时布局新能源项目，有可能在未来发展中失去主动权，导致市场份额流失。

1．新能源投资成本较大

布局新能源项目关乎化工企业长期发展，但要获得发展空间的代价并不低。目前国内光伏和风电的投资强度大约在4~5元/W，以金能的光伏项目为例，1000MW的海上光伏项目在青岛地区投资近44亿元，年发电量约12亿度，对应碳减排135万吨。按照25年经营期测算，公司在光伏项目上的投资成本、运营成本、财务成本合计需要约80亿元（不考虑折现），为每吨碳减排所需付出的综合成本约在260元/吨。根据项目环评披露，金能青岛一期项目的能耗总计达到130万吨标煤，所以如果想建设同等规模但零排放的项目，理论上至少需要2个1000MW的光伏项目来支持，需要百亿级别新能源的投资，这显然已经不是中小企业可以实现的发展方式。而能源和排放指标将是制造企业未来发展最核心的要素，双碳目标下的能源体系革新出现明显的投资壁垒，这将进一步加大龙头与中小企业未来的分化。

2．绿电交易提供另一种选择

以上所提到的示范性项目并不意味着未来化工企业要发展只能依靠自建新能源项目，近期开始的绿色电力交易试点为广大企业提供了另一种选择。绿电市场交易的品种并不是电力，而是绿证，卖家主要是光伏与风电的发电企业，买家则覆盖了全社会。风光发电企业每发1000度绿电就获得1份绿证，买家购买绿证来完成可持续发展和碳减排的要求。国家为绿证设定了价格上限，每份绿证价格不能超过（当地风电或光伏标杆电价－脱硫燃煤标杆电价）×1000。标杆电价一般就是上网电价，风光标杆电价虽然一直在下降，但长期以来还是高于燃煤标杆电价，差值实际就是为了扶持风光发展给予的补贴。成立绿电交易平台后，发电企业可以选择按风光标杆电价将电力上网，但不会获得绿证；也可以按燃煤电价上网，并获得绿证出售。这实际就是将原来国家对于新能源发电方的补贴逐渐转由需要减排的企业来支付，以此继续推动新能源发展。对于买方企业来说，以往只需要按照网上电价购买电力，而未来如果需要满足减排要求，又没有能力自建新能源项目的话，就需要通过购买绿证来实现。

目前绿证交易价格，风电平均为90.6元/份，光伏平均为57.1元/份，这意味着买家为了获得绿电认证，需要额外支付每度5分以上的溢价。而根据统计，2015—2018年国内化学原料与化学制品行业的度电利润总额仅1元左右，净利润预计在0.8元左右，如果都使用绿电，大约要影响6%的净利润。而且国内经过2016年以来的供给侧改革后，龙头与非龙头化工企业的盈利能力出现了比较明显的分化。因此，绿电溢价对利润的影响对于中小企业来说会更加显著，实际上也会逐渐加剧企业之间的分化。

二、电力自给的突围

这一轮绿电投资狂潮对于化工企业还带来一个机遇，就是对传统电网模式的突破。电力供给属于公用事业，具有比较强的许可制，而化工企业拥有自备电站的很少，其中绝大部分还都是国企。自备电站的回报率非常高，一般300MW火电机组的投资在15亿元左右，由于电力自用，年利用小时数也较高，按照目前煤炭价格，据测算度电成本在0.34元。虽然与上网电价相比已经基本没有盈利，但是自备电站替代的是下网电，东部地区的下网电价普遍都在0.6元/度以上。如果不需要交过网费等其他费用，相当于300MW自备电机组一年可以为企业节约4亿元以上的成本，1年就可以收回资本金，3年左右就可收回全部投资。

国内提出双碳目标后，全社会都加入到绿电投资之中，与传统火电相比不仅不被限制，甚至还受到鼓励。如金能科技就是典型的地方性民营企业，即使在对碳排放没有要求的时期，也很难在青岛园区上马年发电量12亿度的火电项目，然而如今上光伏项目就基本没有限制。光伏项目的初期投资明显大于火电项目，但是后续支出较少，度电成本与火电项目相当。如果使用比较高的杠杆率，尽管度电成本有所上升，但资本金回收期很短。风电光伏的输出波动较大，目前工业生产还不可能完全依赖新能源，不过只要适当搭配储能设备，就可以成为非常好的补充性能源，既降低成本，又减少排放，可谓一举两得。

三、绿氢重塑成本曲线

电力成本变化对于制造业企业来说相对还是一致的，并不会产生剧烈的差异，然而由绿电衍生出的绿氢却可能导致不同企业和不同生产路线之间出现非常明显的分化。近日习近平总书记在榆林考察指出，要加快煤化工产业转型升级，走绿色低碳发展道路。双碳目标下煤化工发展主要需要以低碳排的氢气来替代高排放的煤制氢。随着新能源投资强度加大、绿电交易开展、中石化与宝丰能源等企业布局绿氢，以绿氢作为化工生产原料已经并不遥远。

然而绿氢的成本远高于传统的煤制氢或天然气制氢。以上海的动力煤、天然气和绿电上网电价测算，绿电制氢的成本要比煤制氢高140%。即使考虑未来绿氢和电解水的成本进一步下降，绿氢的生产成本仍会远高于传统路线。然而，传统制氢方式都会产生大量CO2排放，未来被低排放的制氢方式替代已经势在必行。

因此，未来低成本且低排放的蓝氢（来自轻烃化工PDH）将成为优质的氢气来源。目前，国内轻烃化工搭配下游加氢过程的例子还非常少，最为成功的就是万华化学的烟台基地。万华在烟台已经搭建了从最基础原料生产MDI的完整产业链，而MDI的生产过程涉及多步加氢反应，耗氢量很大，包括甲醇合成、硝酸生产、硝基苯加氢等，每生产1吨MDI，需要消耗0.11吨氢气。如果未来上海化工园的MDI生产装置需要使用绿氢，则这些装置的MDI成本将比现在提升1500元/吨以上。

目前万华烟台基地的MDI产能已达到110万吨/年，按照全年80%开工率，每年MDI产量为88万吨，对应全流程氢气用量9.8万吨。虽然MDI的氢气消耗量较大，但是万华的烟台基地已经搭建了轻烃裂解产氢供MDI的产业链。万华烟台基地已经投产的PO/AE一体化项目和乙烯一体化项目，包括75万吨/年PDH与100万吨/年乙烯裂解，副产的氢气量已达到7.2万吨。如果未来乙烯二期项目能够投产，则氢气副产量将达到9.3万吨，基本能满足MDI的氢气需求。虽然万华最初建设石化产能的目的并不是为了降低二氧化碳过程排放，不过将轻烃化工与耗氢装置相配合，实际就是在寻求轻烃化工的价值最大化。轻烃化工的氢气属于蓝氢，基本不产生碳排放，也不需要为排放额外支付成本，所以万华烟台基地的MDI成本在双碳目标下也不会大幅变化，未来有望与其他MDI装置进一步拉开成本差距。预计福建万华未来也会加紧上马轻烃化工项目，尽快复制烟台万华的模式，为长期发展腾出空间。而这一模式也非常值得其他企业借鉴，来应对未来氢气成本的大幅提升。如卫星石化、东华能源等已经具备较大轻烃化工规模的企业，若未来在下游配套耗氢化工产品，将会具有较大优势。