摘要
石油精炼是工业领域的主要二氧化碳排放源，需要迅速实现脱碳以符合气候目标。尽管脱碳问题已在国家和全球层面得到广泛讨论，但成功的实施依赖于在各个炼油厂技术上可行且经济上有竞争力的减排方案。本文开发了一种基于工厂层面的脱碳路径模型，将炼油厂的特定运营特性与低碳技术的动态成本相结合。通过碳捕获和储存以及清洁氢气，全球炼油行业，尤其是深度转化炼油厂，可以实现大幅脱碳。不同地区炼油厂的年龄和配置差异导致了脱碳路径的多样性。在中国，深度转化炼油厂中超过60%的减排成本与炉子和锅炉的碳捕获和储存相关；而在美国，大约40%的成本来自用生物质气化替代蒸汽甲烷重整器来生产氢气。结合较短的改造周期和生物原油的采用将进一步增加累积减排量，并实现负二氧化碳排放。我们的研究结果确定了可行的、具有成本效益的工厂层面减排策略，为加速气候缓解提供了可操作的依据。
许多国家已承诺实现碳中和目标，旨在将全球温度上升限制在2°C以下，甚至努力避免1.5°C的升温。这凸显了制定强有力的脱碳策略的必要性，特别是在能源领域——2021年能源行业占全球排放量的47%。石油炼油厂作为化石燃料（如汽油、航空燃料、柴油和润滑油）和多种工业及商业用途的石化产品的主要供应商，在这一努力中发挥着关键作用。鉴于对石油产品需求的预期增长，脱碳石油炼油厂既具有挑战性也至关重要。石油炼油厂中三个最耗碳的加工单元——炉子和锅炉、基于蒸汽甲烷重整器的氢气生产单元以及基于流化催化裂化的单元——都可以采用新的策略或技术来减少二氧化碳排放。当前的脱碳技术组合主要包括能效提升技术、碳捕获和储存（CCS）、电气化以及清洁氢气生产技术。然而，即使全面实施了所有脱碳技术，石油炼油厂仍会存在一些残余排放。为应对这一挑战，将低能耗催化技术与CCS结合使用可以显著提高碳捕获效率，并利用捕获的二氧化碳生产有价值的有机化合物（如甲酸），从而进一步减少排放。此外，部署负排放技术（如生物原油与CCS结合、植树造林和再造林以及生物炭）为实现净零碳目标提供了可行的途径，同时保持经济盈利能力。图1和补充说明4及5提供了关于炼油厂主要加工单元及其相关减排技术的详细信息。
在研究范围内（虚线红色框内），原油在原油蒸馏塔中被分离成液化石油气、石脑油、煤油、柴油、中间馏分和残渣馏分。这些中间产物在下游单元（包括重整器、FCC单元、烷基化单元、GO-HC和焦化/加氢裂化单元）中进一步转化，以生产最终产品，如液化石油气、重整汽油、柴油燃料、烷基化汽油和其他精炼石油产品。炼油厂运行所需的热量主要由炉子和锅炉提供，而氢气（H2）则用于加氢处理和加氢裂化过程，通常通过蒸汽甲烷重整器生产。FCC单元在炼油过程中也占相当大的排放份额。因此，本研究考虑的主要排放源包括：（1）炉子和锅炉，（2）FCC单元，（3）蒸汽甲烷重整器单元。本研究未包括电力消耗产生的排放。来源（1）和（2）的排放可以通过CCS处理。来源（3）的排放可以通过CCS和更清洁的氢气生产技术（包括电蒸汽甲烷重整器、生物质气化和太阳能光伏电解）来减少。能效提升技术可以降低炼油厂各单元的燃料和电力消耗，从而减少相关排放。此外，用生物原油替代化石原油可以通过将生物原油作为炼油厂燃料或减少FCC过程中化石碳的输入来进一步减少二氧化碳排放。
先前的研究已经概述了国家、区域和全球范围内石油精炼行业的低碳技术路径，为政策制定者提供了宝贵的见解。例如，美国炼油厂可以通过结合生物原油和CCS技术实现负碳排放，减排成本每吨二氧化碳在113美元到477美元之间。此外，多项研究对一个或多个特定炼油厂的减排潜力和成本进行了深入分析，强调了不同炼油厂配置类型之间脱碳策略的差异。对于中等转化炼油厂，仅通过能效提升、CCS和清洁氢气技术组合最多只能实现3-44%的减排；而将基于生物质气化的氢气生产与CCS结合使用，可以使深度转化炼油厂实现负碳排放。然而，除了炼油厂类型外，运营年限、炼油能力和其他工厂特定属性的差异也强烈影响脱碳路径，但这些因素往往被忽视。与技术采用相关的实际考虑因素（如技术成熟度和由于经验积累而随时间变化的成本动态）在确定炼油厂策略的技术选择中起着关键作用。因此，针对工厂甚至加工单元层面制定经济上和技术上可行的减排策略对于有效减排至关重要。
在这项研究中，我们构建了一个针对石油炼油厂的工厂层面低碳路径模型（PLCP-OR），包括四个关键模块：工厂数据模块、碳排放模块、脱碳技术模块和政策模块。工厂数据模块包含了全球炼油厂及其相关脱碳技术的基本信息（如工厂状态、加工单元、年龄、配置和经济成本）。该框架使我们能够估算1,062个单独炼油厂的加工单元层面的二氧化碳排放量，并通过整合碳排放和脱碳技术模块预测它们从2021年到2070年的未来减排成本。政策模块概述了符合国家和区域减排目标的潜在工厂特定脱碳策略，同时保持成本效益。更多方法论细节在“方法”部分提供。
我们确定了石油精炼行业的四种能效提升技术和九种低碳路径所需的脱碳技术（图2和补充表1）。这四种能效提升技术——蒸馏过程中的能效提升、烟气废热回收、循环冷却水优化以及炉子和锅炉的效率提升——目前被认为是成熟的。为了反映货币的时间价值，我们将这些技术的未来成本转换为2020年的现值（详细信息见补充表2）。总体而言，这四种技术被视为炼油厂脱碳的短期解决方案。在目标是在2050年前实现碳中和的国家，这些技术计划于2025年前部署；而在其他国家，则预计在2030年前部署。
图2：九种石油精炼过程脱碳技术的减排成本。
这九种脱碳技术包括生物原油、炉子和锅炉的燃烧后CCS、炉子和锅炉的富氧燃烧、FCC的燃烧后CCS、FCC的燃烧后CCS、带有燃烧后CCS的电蒸汽甲烷重整器、带有燃烧后CCS的电蒸汽甲烷重整器、生物质气化和太阳能光伏电解。减排成本是指通过部署脱碳技术减少1吨二氧化碳所需的经济成本。
九种脱碳技术作为长期解决方案实施，每种技术都有不同的部署时间表。对于整个单元的采用，从化石原油转向生物原油会将生物源碳引入炼油厂内部燃料和FCC产生的焦炭中，导致燃烧时产生生物源二氧化碳排放。对于炉子和锅炉以及FCC单元，可以通过部署燃烧后CCS或富氧燃烧CCS技术实现脱碳。作为主要氢气生产单元的蒸汽甲烷重整器依赖于四种减排选项：添加燃烧后CCS、用电蒸汽甲烷重整器替代蒸汽甲烷重整器（eSMRs）以及采用使用可再生原料（如生物质气化和太阳能光伏电解）的氢气生产单元。由于FCC单元的燃烧后CCS和基于太阳能光伏电解的氢气生产技术的技术成熟度较低，这两种技术假设将在2030年可用。鉴于利益相关者计划保持高石油需求并减少新的生物燃料项目，大规模开发生物原油在2040年前仍然具有挑战性。我们预测了这九种脱碳技术从2021年到2070年的减排成本（图2和补充表1）。对于整个单元，使用生物原油可以将炼油厂的二氧化碳排放强度降低18.6%至84.3%，与使用化石原油相比。短期内，化石原油和生物原油之间的价格差距较大，导致减排成本较高，例如在2030年之前每吨二氧化碳超过1,200美元（图2a）。然而，技术进步、规模效应和对生物原油的政策支持预计会缩小这一价格差距，从而平均每年减少7.0%的减排成本（补充表1）。对于炉子和锅炉，富氧燃烧CCS的减排成本下降速度比燃烧后CCS更快（图2）。2021年，富氧燃烧CCS的成本为每吨二氧化碳114.5美元（95%置信区间为47.2美元至181.8美元），是燃烧后CCS的1.5倍；然而，在2035年后，其成本低于燃烧后CCS。富氧燃烧CCS的减排效率（87.0%）也高于燃烧后CCS（62.9%）。对于FCC单元，富氧燃烧CCS的减排成本也较低，并且在接下来的50年内成本下降速度更快。2021年，FCC单元的富氧燃烧CCS和燃烧后CCS的减排成本分别为每吨二氧化碳76.2美元（95%置信区间为31.4美元至121.0美元）和113.8美元（95%置信区间为44.8美元至299.9美元），从2021年到2070年的年下降率分别为1.7%和1.4%（图2）。富氧燃烧CCS的减排效率（98.4%）是燃烧后CCS的1.8倍。富氧燃烧CCS减排成本的更快下降可能归因于其对昂贵烟气分离设备的依赖减少及其更高的二氧化碳捕获效率，这可能会加速其在炼油行业的采用。对于基于蒸汽甲烷重整器的氢气生产单元，太阳能光伏电解的经济成本下降速度最快，2021年至2070年间平均每年下降2.2%。2042年后，其减排成本预计将低于带有燃烧后CCS的蒸汽甲烷重整器、带有燃烧后CCS的电蒸汽甲烷重整器和生物质气化。对于已配备燃烧后CCS的现有蒸汽甲烷重整器，2021年的减排成本为每吨二氧化碳48.9美元（95%置信区间为31.4美元至378.0美元），虽然其下降速度更快。生物质气化的减排效率（97.9%）显著高于燃烧后CCS（56.8%）。高电价使得传统的蒸汽甲烷重整器比电蒸汽甲烷重整器更具成本竞争力，导致带有燃烧后CCS的电蒸汽甲烷重整器的减排成本在接下来的50年内稳定在每吨二氧化碳30.0美元至42.0美元之间。这项技术的减排效率为71.2%。
使用PLCP-OR模型，我们探索了在包括CCS和清洁氢气、加速部署、生物炼油以及带有生物炼油的加速部署在内的几种情景下全球石油炼油厂的未来低碳路径（表1）。CCS和清洁氢气情景假设全球炼油厂针对减排潜力最大的工艺，然后优先采用能效提升技术、CCS技术和清洁氢气生产中成本最低的措施。在加速部署情景中，所有炼油厂的脱碳设施改造周期比CCS和清洁氢气情景提前5年进行。在CCS和清洁氢气情景的基础上，生物炼油情景考虑将化石原油替换为生物原油。带有生物炼油的加速部署情景结合了加速部署和生物炼油的策略，提供了一种综合方法。这些情景的基准年是2020年，分析范围从2021年持续到2070年，因为2070年是《巴黎协定》规定的实现国家碳中和的最晚时间节点。表1展示了脱碳情景设计（2021-2070年）中的关键假设。每个炼油厂都遵循一条独特的低碳路径，这条路径由其自身特性决定（例如，运营年限、配置类型、计划改造年份和改造周期）。为了研究工厂层面经济上最优的减排路径，我们选择了五种典型的代表性炼油厂类型：深度加氢裂化炼油厂、长期运营的深度焦化炼油厂、新建炼油厂、提前退役的炼油厂以及水脱沥青炼油厂。每种炼油厂的详细信息及配置类型定义分别见补充说明7和补充表4。这些炼油厂被选为案例研究，以探讨它们在四种情景下的减排潜力和减排成本（见图3和补充图1）。分析还考虑了这些工厂在部署脱碳技术后炼油成本的增加，即每桶原油处理的经济成本。
图3：四种情景下选定炼油厂的炼油成本相对增加量和累计减排成本。
在不同情景下，炼油成本的增加和累计减排成本有所不同。例如，在CCS和清洁氢气情景下，Mathura炼油厂的炼油成本相对增加量最大；而在加速部署情景下，这一增加量最小。此外，不同技术的减排贡献也各不相同。文本报告了2021年至2070年的累计二氧化碳减排量。这些数据按炼油厂从上到下、按情景从左到右排列。
**Mathura炼油厂**：
作为一家深度加氢裂化炼油厂，其基于SMR的氢气生产单元是最大的二氧化碳排放源，2020年占总排放量的60%以上。在该炼油厂，生物质气化将在脱碳路径中发挥重要作用。在加速部署并结合生物炼油厂的情景下，该炼油厂在未来五十年内可实现总计464.9百万吨的减排量，其中50.3%的减排归因于生物质气化（见补充图1d）。尽管生物质气化贡献了最大的减排份额，但其减排成本仅占总成本的24.7%（见图3d）。生物原油成为第二大减排措施，贡献了19.4%的减排量（见补充图1d），但其减排成本超过了总成本的50%（见图3d）。从2021年到2070年，实施脱碳技术将使炼油成本平均增加8.4%（相对于未采用脱碳技术的基准成本）（见补充图1h）。到2041年，这些成本将比基准水平高出26.5%（见补充图1h）。
**Jamnagar II炼油厂**和**Ruwais炼油厂**分别代表一家新建的深度焦化炼油厂和一家老旧的深度焦化炼油厂，它们的低碳路径相似（见图3e）。在所有四种情景下，部署短期能效改进技术可使Ruwais炼油厂实现13.9-23.9%的累计减排量，而减排成本仅占2021年至2070年间总减排支出的3.6-15.1%（见补充图1）。相比之下，Jamnagar II炼油厂由于改造时间较晚（2034年），只能部署长期脱碳技术。缩短改造周期可使深度焦化炼油厂更早地在二氧化碳排放最高的处理单元（炉子和锅炉）上采用脱碳技术，从而增加累计减排量。例如，在Ruwais炼油厂，如果提前在炉子和锅炉上部署生物原油和CCS技术，累计减排量可比生物炼油厂情景多出0.5倍（见图3k,l）。然而，这也会使减排成本增加1.7倍，导致未来50年的炼油成本平均比基准成本高出5.1%。
**Texas City III炼油厂**预计将在2064年因能源转型导致的全国炼油产能下降而关闭（见图3m-p）。在加速部署并结合生物炼油厂的情景下，生物原油和生物质气化将贡献最大份额的减排量，合计占2021年至2070年间累计减排量的60.9%（见补充图1d）。然而，部署这些技术后，炼油成本将在2029年后相对于基准成本增加0.9-17.0%（见补充图1h）。由于提前关闭，2045年后将不再部署新的脱碳技术。
**Pulau Bukom II炼油厂**的配置较为简单，其低碳路径主要依赖于应用于炉子和锅炉的脱碳技术（见图3q-t）。从2021年到2070年，通过能效改进技术、炉子和锅炉的氧燃烧CCS以及生物质气化的综合措施，可实现最大化的累计减排量（23.1百万吨），同时炼油成本仅相对于CCS和清洁氢气情景增加0.1-2.5%（见图3q）。由于炉子和锅炉的二氧化碳排放占炼油厂总排放量的94.8%，约90%的总减排成本分配给了这些处理单元（见补充图1a）。
**深度转化炼油厂**在2020年占全球炼油行业二氧化碳排放量的88.1%，尽管它们仅占全球炼油厂的34.0%（见补充图5）。在所有四种情景下，对深度转化炼油厂的脱碳投资占2021年至2070年间总累计减排成本的85.2-93.3%（见补充图2）。在CCS和清洁氢气情景以及加速部署情景下，特别是炉子和锅炉的燃烧后CCS和氧燃烧CCS，需要最大的投资，占深度转化炼油厂2021-2070年间累计减排成本的49.4-53.3%。相比之下，从化石原油转向生物原油会显著增加深度转化炼油厂的减排成本，在生物炼油厂和加速部署并结合生物炼油厂的情景下，56.2-66.3%的成本归因于生物原油（见补充图2）。进一步分析炼油成本（见补充图3）显示，生物原油的高成本显著增加了这些情景下的炼油成本，2021年至2070年间所有炼油厂的平均成本分别增加了2.4%（95%置信区间0.01%至6.0%）和3.4%（95%置信区间0.01%至7.7%）（扩展数据图1c,d）。这些增加幅度明显大于CCS和清洁氢气情景下的平均成本增加1.1%（95%置信区间0.004%至2.4%）（扩展数据图1a）。
**图4**提供了2021年至2070年四种情景下全球和地区炼油厂二氧化碳排放及与改造脱碳设施相关的减排成本的总体概览：CCS和清洁氢气、加速部署、生物炼油以及加速部署并结合生物炼油。如果不采取干预措施，全球炼油厂在未来50年内将累计排放63.3吉吨二氧化碳（见图4a）。CCS和清洁氢气情景下的减排量最小（33.0吉吨，95%置信区间17.7吉吨至45.6吉吨；减排率为12.0%，95%置信区间1.7%至29.3%），且减排成本最低，仅为1190.8亿美元（95%置信区间-577.99亿美元至656.47亿美元）（见图4b,c和补充表20及21）。在加速部署情景下，全球累计二氧化碳减排量可达41.4吉吨（95%置信区间23.2吉吨至54.2吉吨），而仅使用生物原油即可减少39.7吉吨排放（95%置信区间21.2吉吨至57.3吉吨）。生物炼油情景下，2070年的二氧化碳排放量甚至可能降至负值（-0.1吉吨，95%置信区间-0.4吉吨至0.2吉吨）（见图4d-g和5b,c及补充表20和21）。在加速部署并结合生物炼油厂的情景下，全球炼油厂需要花费3512.7亿美元（95%置信区间-1305.56亿美元至3217.13亿美元）才能实现最大的二氧化碳减排量（53.0吉吨，95%置信区间31.6吉吨至70.2吉吨；-0.3吉吨，95%置信区间-0.5吉吨至0.03吉吨）（见图4h,i和补充表20及21）。
**图5**展示了2020年至2070年四种情景下全球炼油厂的区域二氧化碳排放和减排情况。不同地区的炼油厂配置、年龄和技术选择存在显著差异，因此即使同类型的炼油厂，其减排成本也会有所不同。例如，在CCS和清洁氢气情景以及加速部署情景下，仅部署能效改进技术和CCS、清洁氢气技术的情况下，美国深度转化炼油厂的每吨二氧化碳减排成本仅为中国的67.0-74.3%。短期内，由于美国正在进行的能源转型和较早采用减排措施，低成本的技术（能效改进技术）将在美国深度转化炼油厂大规模应用，占总减排成本的9.2-16.7%，而在中国这一比例仅为5.6-8.9%（见补充图4）。长期来看，中国更多的深度焦化炼油厂促使了对昂贵脱碳技术的依赖，导致每吨二氧化碳的减排成本更高。对于中国的深度转化炼油厂，与炉子和锅炉相关的减排成本占总减排成本的62.2-63.8%，而美国为37.7-49.1%。在美国的深度转化炼油厂中，预计生物质气化将得到广泛应用，其减排成本将占总成本的36.4%至41.9%。从化石原油转向生物原油将增加每吨二氧化碳（tCO2）的减排成本。与碳捕获与封存（CCS）和清洁氢气方案相比，生物炼油方案以及加速部署生物炼油方案的减排成本在2021年至2070年间将分别增加1.1至2.2倍和1.2至2.1倍（见图4和图5）。生物原油更适合结构复杂的炼油厂使用。拥有更多深度转化炼油厂的地区将面临显著更高的减排成本，相比之下，以简单炼油厂为主的地区成本较低（见补充图5和图6）。例如，在生物炼油方案和加速部署生物炼油方案下，美国的每吨二氧化碳减排成本将是撒哈拉以南非洲地区的1.2倍（见图5）。此外，在美国，生物原油将占减排成本的49.6%至64.9%，而在撒哈拉以南非洲地区，这一比例仅为40.5%至50.9%（见补充图4）。关于全球各炼油厂二氧化碳排放量和减排成本的不确定性分析详见补充说明8和补充表20及表21。
讨论
本研究开发了一种基于处理单元级别的二氧化碳排放清单和关键脱碳技术减排成本预测模型的混合整数线性规划-优化（PLCP-OR）方法。研究结果为工厂层面的短期和长期气候缓解策略提供了可操作的见解，有助于实现全球石油炼油行业的净零排放目标。投资有效的缓解策略对于应对气候变化和促进长期可持续发展至关重要。结合加速部署与使用生物原油的低碳策略能够带来最大的脱碳效益，到2070年累计减少二氧化碳排放量53.0吉吨，并将年二氧化碳排放量降至-0.3吉吨，尽管成本高达3512.7亿美元。短期内，对炼油厂进行能效改进技术改造或淘汰老旧设备是有效的方法。许多采用能效改进技术的老旧炼油厂位于发达国家。优先实施改造计划可以提高这些地区能效改进技术的利用率，从而以相对较低的成本有效控制二氧化碳排放。然而，从长远来看，实现全球石油炼油行业的净零排放甚至负排放将需要碳捕获与封存（CCS）技术、清洁氢气生产以及增加对生物原油的依赖。这种组合对于持续减排至关重要。
石油炼油行业的脱碳需要平衡各利益相关者的利益。不同类型的炼油厂在采用脱碳技术时面临不同的财务负担。例如，在加速部署生物炼油方案下，深度转化炼油厂的炼油成本平均将增加3.4%，而水力分离炼油厂的成本仅增加0.5%（见图4）。因此，由于各国炼油厂配置的差异，各国面临的挑战也各不相同。在发达国家，过时的炼油基础设施阻碍了脱碳技术的采用，减缓了减排进展。短期内提高能效可以减少排放，并为进一步使用生物原油和生物质气化生产氢气奠定基础。虽然发达国家有足够的资金，但高成本的脱碳技术（如生物原油）仍需要绿色金融措施（如财政补贴、碳定价机制和研究资金）来降低成本。此外，广泛使用生物质气化生产氢气和生物原油需要大量的生物质资源，而这些资源是有限的。因此，发达国家政府和公司可以致力于建立“绿色供应链”，以稳定供应价格、控制成本并促进这些技术的更广泛应用。在发达国家，选择和广泛使用与其氢能战略和路线图相匹配的清洁氢气生产技术也将对引导石油炼油行业走向低碳路径起到关键作用。例如，由于美国每年有大量的生物质可用于能源生产，生物质气化是生产氢气的有利选择。相比之下，生物质资源有限的国家（如荷兰和比利时）可能会将资金和研究重点放在太阳能光伏电解和电解水（eSMR）上，以确保多样化的氢气生产策略。
在像中国这样的发展中国家，尽管石油炼油行业最近已经现代化，但新的炼油设备可能会延迟缓解策略的采用。因此，这些国家可能会直接采用昂贵的脱碳技术（如生物原油和生物质气化），这可能会使平均减排成本和单位炼油成本高于美国等发达国家（见图4）。除了使用绿色金融支持这些技术外，这些国家还应通过国际合作提高基于生物质的氢气和生物原油的生产效率，并根据当地需求调整其应用。在以水力分离炼油厂为主的地区（如撒哈拉以南非洲），石油炼油行业的低碳路径在很大程度上依赖于炉子和锅炉的脱碳技术，特别是氧燃烧碳捕获与封存（CCS）。然而，发展中国家的炼油企业往往缺乏足够的资金来支持这些高成本CCS技术的部署。因此，国际合作和财政支持（特别是来自发达国家的低息贷款或绿色气候基金的贡献）对于帮助发展中国家逐步采用CCS技术至关重要。此外，发达国家和发展中国家之间的技术能力和成熟度差距也限制了炉子和锅炉氧燃烧CCS技术的采用。通过培训、知识共享和设备供应加强技术合作，可以促进CCS技术向发展中国家的转移。这种合作甚至可以使发展中国家利用捕获的二氧化碳作为石化生产的原料，从而降低减排成本并促进资源回收。这些发展中国家的政府还应实施适当的政策和激励措施，以支持炼油行业采用CCS技术。在现有的国际合作框架内，发展中国家可以与发达国家合作，为CCS技术建立专门的支撑法律框架，确保其可持续应用。
由于数据限制和炼油厂之间的差异，准确估计改造期间的运营中断持续时间和影响具有挑战性。与其他类似研究一样，我们的分析没有考虑改造期间炼油厂产能的潜在减少，或在减产情况下实施的技术改造，这可能导致对炼油厂向低碳技术转型的减排成本低估。纳入目前正在实施脱碳措施的炼油厂的详细实际案例研究可以帮助解决这一问题。然而，这些案例研究通常仅限于基于特定工艺单元的脱碳措施，未能提供全面的低碳路径，从而降低了其实际应用性。此外，我们的结果表明，改造参数和未来减排技术的经济成本是影响未来炼油厂脱碳路径的两个关键因素（见补充说明8）。因此，系统地汇编更多关于可用脱碳技术（例如电锅炉和电炉）和选定负碳选项（例如造林/再造林和生物炭）的全面成本数据，并将更好地反映实际炼油厂改造过程的额外参数纳入模型，可以显著提高石油炼油行业脱碳路径评估的准确性和实用性。此外，将此模型与不断发展的政策框架相结合，将有助于确定全球炼油行业更加动态和适应性的脱碳路径。
方法
本研究涵盖了多种复杂的炼油处理单元，其二氧化碳排放以点源形式分布。根据本研究的目的和未来全球石油炼油行业低碳减排的情景设定，炼油厂的排放源主要分为以下四部分：电力、炉子和锅炉、流化催化 cracking（FCC）和电解水（SMR）。我们分析了炼油厂运营过程中产生的二氧化碳排放的脱碳技术部署情况，这些属于“范围1”排放。具体来说，我们关注每个炼油厂内的三个主要排放源：炉子和锅炉、FCC单元和SMR。
对于石油炼油厂的主要二氧化碳排放源，我们考虑了能效改进技术（例如废热回收）和依赖CCS、清洁氢气技术、生物原油和电气化的脱碳技术。这些选项的大规模部署将不可避免地面临系统约束，包括碳储存能力、零排放电力的可用性和生物质的可持续供应，这些因素可能限制其扩展速度。本研究不是直接评估这些约束对技术发展和部署的影响，而是评估在成本最小化条件下，全球单个炼油厂可实现的最大减排量，同时考虑了工厂级别的特征（如改造窗口、技术可用性和生产能力以及技术成熟度和部署时机）。因此，我们在上述研究范围内构建了一个PLCP-OR模型。该模型包括四个模块：工厂数据模块、碳排放模块、脱碳技术模块和政策模块。详细信息见扩展数据图2。模型中的所有参数和计算方法来源详见补充表5。
工厂数据模块
基于Ma等人开发的全球炼油厂数据库，我们获得了全球1,062家炼油厂的详细信息，包括地理坐标（纬度和经度）、运营状态、配置类型、运营商、历史炼油能力和吞吐量以及年龄。2020年，其中855家炼油厂仍在运营，其产能占当年全球总产能的99.66%，代表了整个全球石油炼油行业。预计到2035年，还将新建207家炼油厂，所有这些炼油厂都包含在我们的研究中。此外，根据我们的文献回顾，我们确定了4种能效改进技术和11种支持石油炼油行业低碳路径的脱碳技术（详见补充说明1）。
碳排放模块
在之前的研究中，我们利用PRELIM模型和全球石油炼油厂数据库，建立了基于处理单元的全球炼油厂二氧化碳排放的长期时间序列和数据库，即“碳排放账户和数据集——全球炼油厂排放清单版本2.0”。我们使用2020年的工厂级炼油厂二氧化碳排放作为历史排放的基准。
脱碳技术模块
基于工厂数据模块中收集的脱碳技术信息，我们估算了每种技术的减排成本和减排潜力。在此基础上，我们进一步估算了部署脱碳技术后每个炼油厂的排放强度和炼油成本，详见补充说明2。
脱碳技术减排成本的预测模型
我们利用三种方法根据历史数据或当前趋势预测2021年至2070年的技术经济成本。对于四种成熟的能效改进技术，我们根据现有文献确定了经济成本。此外，为了反映货币的时间价值，我们将未来成本转换为2020年的现值。对于有足够历史数据（至少5年）的脱碳技术，我们使用摩尔定律和随机指数方法预测2021年至2070年的减排成本及其不确定性。这些技术包括炉子和锅炉的燃烧后CCS、FCC的燃烧后CCS、SMR的燃烧后CCS、生物原油、电解水（eSMR）和太阳能光伏电解。这种成本预测模型的假设是，随着时间的推移，大多数技术将逐渐改进，从而降低减排成本（见方程（1）和补充方程（15）和（16））。对于历史数据不足（需要至少2年的未来经济成本数据）的脱碳技术，我们使用插值和外推技术，结合指数函数和专家预测的数据来估算2021年至2070年的经济成本。这些技术包括FCC单元的氧燃烧CCS和炉子及锅炉的氧燃烧CCS。
对于缺乏2年未来经济成本和至少5年历史成本数据的脱碳技术，由于数据系列较短，无法进行可靠的成本预测。因此，我们不估算这些技术的未来经济成本，包括电锅炉和电炉。尽管如此，我们还是简要地将它们的历史成本与应用于锅炉和炉子的碳捕获与封存（CCS）技术的成本进行了比较。这两种电气化选项的减排成本分别约为氧燃烧CCS的1.8倍和3.7倍，以及后燃烧CCS的2.7倍和5.6倍（见补充说明5和补充表9）。这些差异表明，即使考虑了这些电气化技术，其高昂的成本也会使炼油行业的利益相关者不太倾向于将它们视为可行的脱碳选项。由于成本高昂且数据有限，我们仅分析和讨论了它们的历史经济成本，并没有将它们纳入石油精炼行业的低碳路径情景分析中。所有成本数据均转换为2020年的美元。此外，文献综述中的单位经济成本受到研究年份的通货膨胀和脱碳技术规模的影响21,46。因此，从文献中获得的脱碳技术的所有历史经济成本数据（详见补充表2至9）都进行了标准化，如补充方程（17）和（18）所示。对于那些没有直接提供脱碳技术单位成本，而仅报告安装、运营和燃料成本的研究，我们首先使用补充方程（19）-（22）来推导相应的单位成本，然后对其进行标准化。标准化后的历史数据随后根据每种技术的成本数据可用性，通过上述三种方法之一来预测未来的单位成本。$$ {\mathrm{EC}}_{d,\mathrm{sta},y}={B}_{d}\times {{\rm{e}}}^{-{\mu }_{d}\times \left(\,y-2020\right)}.$$ （1）这里，ECd,sta,y表示某种脱碳技术d在年份y的标准化单位经济成本，以2020年美元每吨二氧化碳（tCO2）、2020年美元每桶原油或2020年美元每千克氢气（H2）表示；Bd是某种脱碳技术d的常数，即该技术在2020年的经济成本；y是年份；μd是某种脱碳技术d的摩尔指数，表示学习率。能源效率改进和CCS技术的经济成本均以2020年美元每吨二氧化碳表示，从而使经济成本等同于减排成本。对于生物原油，成本以2020年美元每桶原油表示；而对于包括电辅助蒸汽重整（eSMR）、生物质气化和太阳能光伏电解在内的清洁氢生产技术，成本以2020年美元每千克氢气表示。因此，需要将生物原油和清洁氢生产技术的经济成本转换为减排成本，如补充方程（23）和（24）所示。
脱碳技术的减排潜力
每种脱碳技术的减排潜力定义为捕获的二氧化碳量减去其部署所需的能源消耗所产生的二氧化碳量（方程（2））。鉴于本研究的系统边界以及未来电力行业排放预测的变异性和复杂性54，我们没有考虑这些技术因额外用电而产生的间接二氧化碳排放。
$$ {\mathrm{ERP}}_{d,y}={\mathrm{EI}}_{p,i}\times {\varepsilon }_{d,p,i,y}-{\mathrm{MT}}_{d,p,i,y} $$ （2）
其中ERPd,y表示技术d在年份y的减排潜力（千克二氧化碳每桶原油）；EIp,i是2020年某炼油厂i中处理单元p的原始排放强度（千克二氧化碳每桶原油）；εd,p,i,y是由于在年份y的炼油厂i中部署技术d而捕获或减少的二氧化碳比例；MTd,p,i,y是年份y的炼油厂i中处理单元p因脱碳技术d的能源消耗所产生的二氧化碳排放（千克二氧化碳每桶原油）。每种技术的二氧化碳捕获比例、能源使用量和相关排放因子详见补充表2和10。
政策模块
我们根据分层组织原则55设置了三个连续的参数集，以预测石油精炼行业的未来二氧化碳减排量和减排成本。第一个参数集涉及炼油厂的计划退役年份，第二个参数集涉及炼油厂的改造，第三个参数集涉及炼油厂的改造技术选项。分层组织确保每个参数集都在前一个参数集的基础上逻辑构建，从而形成连贯和系统的分析。通过第一个参数集，我们确定了全球炼油厂的退役和新建计划。然后，根据第二个参数集以及退役和新建计划，定义了炼油厂的改造顺序。最后，参数集进一步细化了过程，为需要改造的炼油厂选择最佳的脱碳技术。总共考虑了11个参数，包括炼油厂配置、投产年份、退役期、计划改造年份、改造期、炼油厂改造次数、改造技术类型、改造技术的减排潜力、改造技术的减排成本、改造技术的成熟度以及能源效率改进技术的部署时间窗口。这三个参数集的详细参数化规则在补充说明3中有描述。
基于政策模块确定的最佳脱碳技术部署路径，使用方程（3）和（4）分别计算炼油行业的年度二氧化碳减排量和减排成本：
$$ {\mathrm{ERP}}_{j,y}=\mathop{\sum }\limits_{i}^{n}{\mathrm{ERP}}_{i,y}=\mathop{\sum }\limits_{i}^{n}\mathop{\sum }\limits_{d}^{n}{\mathrm{ERP}}_{d,y}\times {\mathrm{TP}}_{i,y,\mathrm{sta}}\times 365\times {10}^{3} $$ （3）
$$ {\mathrm{MC}}_{j,y}=\mathop{\sum }\limits_{i}^{n}{\mathrm{ERP}}_{i,y}\times {\mathrm{MC}}_{i,y}=\mathop{\sum }\limits_{i}^{n}\mathop{\sum }\limits_{d}^{n}{\mathrm{ERP}}_{d,y}\times {\mathrm{MC}}_{d,p,i,y}\times {\mathrm{TP}}_{i,y,\mathrm{sta}}\times 365\times {10}^{3} $$ （4）
其中ERPj,y表示年份y地区j的炼油行业部署脱碳技术的总碳排放减排潜力，以吨二氧化碳（tCO2）表示；ERPi,y表示年份y的炼油厂i部署脱碳技术的减排潜力，以吨二氧化碳（tCO2）表示；TPj,y,sta是年份y的炼油厂i的炼油吞吐量（百万桶/天），通过补充方程（9）计算；MCj,y是年份y地区j的炼油行业部署脱碳技术的减排成本，以2020年美元表示。MCd,p,i,y表示年份y的炼油厂i中处理单元p的脱碳技术d的减排成本，以2020年美元每吨二氧化碳（tCO2）表示。MCd,p,i,y来自脱碳技术模块。
全球石油精炼行业低碳路线图的情景描述
我们设置了五种情景，包括CCS改造、CCS和清洁氢、加速部署、生物炼油厂以及结合生物炼油厂的加速部署，以探索全球炼油厂在工厂层面的低碳路径。在每种情景中，我们基于11个参数的变化获得了3×20×20=403种子情景组合，以捕捉不同炼油厂在技术路径选择上的差异性。情景的基准年是2020年，分析范围从2021年持续到2070年，因为2070年是《巴黎协定》规定的实现国家碳中和的最终时间节点1,2。为了评估未来炼油厂需求变化对这些脱碳路径的影响，每种情景都是根据国际能源署报告中的“宣布的承诺情景”和“声明的政策情景”预测的炼油厂需求进行模拟的。基于“声明的政策情景”预测的结果见补充图9和10。值得注意的是，我们设立了CCS改造情景，以说明仅依赖能源效率改进技术和CCS技术将使全球炼油行业仍保留大量二氧化碳排放。如补充图11所示，如果只实施能源效率改进技术和CCS技术，到2070年，炼油行业的排放量仍将占24.8%-34.0%，与2020年的水平相比仍有显著增加。
CCS改造情景
在这种情景下，仅使用能源效率改进技术和CCS技术（包括炉子和锅炉的后燃烧CCS、炉子和锅炉的氧燃烧CCS、FCC的后燃烧CCS、FCC的氧燃烧CCS以及SMR的后燃烧CCS）来减少炼油行业的二氧化碳排放，全球每个炼油厂都将遵循自愿减排原则来部署技术。这意味着全球炼油厂将按照“低垂果实”原则选择在减排效果最大的工艺单元中成本最低的技术（见补充表15）。在CCS改造情景下，每个炼油厂的改造都考虑了特定的脱碳技术。此外，还有一些默认的参数设置，如下：
（1）在第一个改造周期内部署能源效率改进技术作为低成本和快速减排技术。在时间窗口年之后，炼油厂将不再部署新的能源效率改进技术。
（2）计划退役的炼油厂在其最后的翻新周期内不会安装任何脱碳技术或替代设施。
（3）CCS的运行寿命为30年18,22（见补充表10）。
（4）炼油厂中的同一处理单元不会部署比之前使用的二氧化碳减排潜力更低的脱碳技术。
CCS和清洁氢情景
在这种情景下，除了能源效率改进技术和CCS技术外，全球炼油厂还将利用清洁氢生产技术来实现更多的二氧化碳减排。炼油厂将使用eSMR替换SMR，采用后燃烧CCS、生物质气化或太阳能光伏电解，以最小化每次改造的减排成本（见补充表15）。生物质气化和太阳能光伏电解的运行寿命设定为40年，而eSMR的运行寿命为25年（见补充表10）。
加速部署情景
在这种情景下，技术组合与CCS和清洁氢情景保持一致，但炼油厂将每个改造周期缩短5年，从而加快各种脱碳技术的部署（见补充表15）。
生物炼油厂情景
在这种情景下，除了CCS和清洁氢情景中的技术组合外，全球炼油厂还将考虑将化石原油转换为生物原油以实现更多的二氧化碳减排（见补充表15）。使用生物原油作为燃料或在FCC中产生的焦炭所导致的二氧化碳排放被视为生物质衍生的，不计入炼油厂的二氧化碳排放计算中。此外，如果这些二氧化碳通过CCS技术捕获，炼油厂有可能实现负碳排放。在这种情景下，我们仅计算炼油厂内部使用生物原油所产生的二氧化碳减排量。我们不区分用于生产生物原油的生物质类型，也不包括相关的土地利用变化或上游温室气体排放。生物原油含有高比例的氧化物和复杂化合物，需要先进和高效的加工技术。因此，在这种情景下，它被用于深度转化炼油厂32。
结合生物炼油厂的加速部署情景
在这种情景下，技术组合与CCS和清洁氢情景保持一致，同时全球炼油厂将改造周期缩短5年，从而加快各种脱碳技术的部署（见补充表15）。
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