石油化工大转型
③ 脱碳的必然选择，‘NCC 电气化’进展到什么程度了？

[비즈한국] 以“大山 1 号”项目获批为契机，韩国石油化工产业正式开启了结构调整。政府和业界计划通过此次调整解决供应过剩问题，并向高附加值、环保型产业进行体质改善。然而，也有批评声音指出，为实现碳中和所采取的实质性产业转型对策尚显不足。我们在此梳理了若要使结构调整不仅停留在缩减产量，而是转化为真正的“转型”，还需要哪些关键举措。

石油化工产业在国家经济中发挥着支柱作用，但同时也是韩国制造业中温室气体排放量第二高的代表性行业。据 2022 年统计数据显示，工业部门占韩国温室气体总排放量的约 38%，其中石油化工与炼油部门的合计排放量约占国家总排放量的 10%。特别是通过裂解石脑油来生产乙烯、丙烯等基础原料的“石脑油裂解中心（Naphtha Cracking Center, NCC）”工艺，在石油化工整体工艺排放中占据绝大部分比重，已成为决定碳中和成败的关键目标。

NCC 工艺需要将原油精炼过程中获得的石脑油加热至 800°C 以上的超高温，通过热解过程断裂化学键。为了在此过程中维持超高温，必须燃烧大量的化石燃料，这直接导致了大规模的温室气体排放。目前，NCC 工艺占石油化工产业总碳排放量的约 70%。

如果不改变 NCC 工艺的燃料结构，实际上根本无法达成石油化工产业 2050 年碳中和的目标。目前，大多数 NCC 设备以甲烷和 LNG 为主燃料来运行加热炉。因此，将其转化为基于可再生能源的电力或无碳燃料的技术转型变得尤为重要。如果工艺转型失败，丽水、大山、蔚山等主要石油化工基地将因碳排放管制而面临沦为“搁浅资产”的巨大风险，造成严重的经济损失。

电气化方式比绿氢更高效

NCC 设备脱碳的核心技术路径大致可归纳为两种。一种是“氢气化”方式，即用绿氢替代加热炉的现有化石燃料；另一种是“电气化”方式，即将加热炉本身转变为电加热方式。

电气化方式利用可再生能源生产的电力，通过加热炉的电热丝或等离子体等直接转化为热能来裂解石脑油。相反，氢气化方式则需经过多阶段过程：利用可再生能源进行电解水制氢，再燃烧这些氢气来获得热量。由于在此过程中会产生能源转换损耗，分析显示电气化方式的能源效率比氢气化方式高出约 2.3 倍。

经济性分析结果也更倾向于电气化方式。据估算，到 2050 年，利用韩国国产绿氢将 NCC 工艺转换为氢气化的累计成本将达到约 1488 亿美元（约 219 万亿韩元）；而若选择电气化方式，成本仅为约 756 亿美元（约 112 万亿韩元），几乎只有前者的一半。

成本差异巨大的原因是绿氢的生产和运输成本高昂。以目前的技术水平来看，绿氢是一种比电力更昂贵的能源，且建设大规模储存和输送绿氢的基础设施也需要天文数字般的费用。因此，直接电气化被认为是目前现有脱碳技术中最现实、最经济的替代方案。

海外领先企业已经确认了 NCC 电气化技术的可能性，并开始运营大规模商业化示范设备，从而走在了前列。德国巴斯夫（BASF）与沙特基础工业公司（SABIC）、工程合作伙伴林德集团（Linde）合作，建立了全球首个大规模电加热式石脑油裂解示范装置。

该装置位于德国路德维希港，于 2024 年 4 月正式投入运行，并完成了对利用可再生能源稳定维持 850°C 以上超高温工艺的技术验证。该示范基地每小时消耗 6MW 级的可再生能源电力，可处理约 4 吨碳氢化合物。

全球领先企业的快速行动对韩国石油化工产业构成了巨大压力。虽然 LG 化学051910等韩国企业正以 2030 年实现商业化验证为目标推动技术开发，但目前仍处于小规模试点阶段，与全球先进水平存在技术差距。

实现 NCC 电气化的阻碍：“甲烷与成本”

尽管减碳效果显著，但要将 NCC 电气化应用到实际生产中，还存在许多结构性和经济上的障碍。这不仅是更换设备的问题，更涉及重新设计整个石油化工工艺的能源与原料，是一个复杂的问题。

最大的技术障碍之一是如何处理作为工艺副产品的甲烷。在现有 NCC 工艺中，石脑油裂解过程中产生的甲烷无需外售，而是被直接回用作为工艺内加热炉的燃料，构建了完美的自给自足系统。这是降低燃料成本并高效处理副产品的核心机制。

然而，一旦工艺实现电气化，这些甲烷将不再作为燃料使用，从而成为大量剩余副产品。如果只是简单地燃烧处理或排放到大气中，不仅是巨大的经济损失，也削弱了减碳的意义。因此，石化企业正试图构建将甲烷转化为高附加值化学原料或制氢的附加工艺。LG 化学正在推进的“副产甲烷制氢”项目旨在解决这一问题，目标是构建一种通过甲烷与高温水蒸气反应制氢，并再次利用氢气的蓝氢系统。

另一个变量是“能源成本”。石油化工产业认为电力价格是难以控制的结构性成本。近期工业电价急剧上涨，正成为阻碍碳中和转型意愿的主要因素。从 2022 年到今年，工业电价上涨了 80.0 韩元/kWh 以上，大型企业的电费占营收比重激增了约 74.7%，成本压力不断加剧。由于石油化工属于 24 小时不间断的连续生产工艺，电价上涨直接导致制造成本上升。如果担心电价最终比化石燃料（如 LNG 或甲烷）更昂贵，企业投入巨额资金进行电气化转型的经济动力就会消失。

LG 化学低碳推进组组长张龙熙表示：“甲烷的转化至关重要，但由于将甲烷转化为氢气的过程中也需要消耗能源，因此也必须考虑其中的电费问题。”

为了让电驱动 NCC 站稳脚跟，必须稳定可再生能源供应和电价。NCC 电气化工艺每生产 1 吨乙烯需消耗约 5.0MWh 的巨大电量，因此，大规模供应可再生能源并构建相应的输电基础设施是必不可少的。特别是必须营造一种能够获得物理上靠近可再生能源发电来源的供应链，从而直接采购电力的环境。

在电价方面，可以积极利用包含全南、蔚山、大山等主要石油化工园区的“分布式能源特区”制度来降低电力采购成本。通过在特区内与分布式能源运营商直接签订电力交易合同，并享受短距离输送带来的电网使用费减免及气候环境费用豁免，预计将获得显著的降本效果。

NCC 电气化初期投资巨大，且现有 NCC 是利用副产甲烷、效率极高的设备，因此转型成本高昂。这也就是为何有声音呼吁政府应通过气候应对基金支持 NCC 电气化示范项目的原因。

PlanIt 代表朴镇洙强调称：“石油化工产业的起步是依靠低自有资本比例、由国家注入资金的政策金融。从这一角度看，石油化工的脱碳转型也可以被视为企业对社会承担的一种责任。”