製油所のCO2はほぼすべて燃焼です: プロセスヒーターとボイラー(約65%)、FCC再生塔、水素製造。エネルギーは原油を除く運転費の50〜60%であり、炭素と利幅は同じ方向を指します — 浪費されるGJはすべて二重に支払われます。
| 年 | 無償割当(EU) | 支払対象の炭素コスト | 年間請求(原油100,000 t当たり) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 97.5% | €0.50 / t crude | €50,006 |
| 2030 | 51.5% | €9.70 / t crude | €970,121 |
| 2034 | 0.0% | €20.00 / t crude | €2,000,250 |
At EUA €80.01 (July 13, 2026) and ≈0.2–0.3 t CO2/t throughput (Solomon/Concawe range). EU ETS industry schedule; exporters under CBAM follow the mirrored phase-in. Power sectors pay 100% from day one.
関連する排出割合に対する各対策の指標的な削減ポテンシャル(出典: IEAの産業ロードマップ、業界団体 — 各対策ページを参照)。対策は積み重なりますが、単純には加算されません。
製油所は取り外し可能断熱の本来の市場です: 150〜450 °Cの数千ものバルブ、フランジ、マンウェイは、運転員がアクセスを必要とするため固定式被覆では対応できません。標準的なSolomonエネルギーレビューは断熱を第1四分位のギャップに見つけます; 私たちの調査は裸のDN150バルブ1本を約13 MWh/年と見積もります — 製油所の本数を掛ければ、CBAM時代の計算は自ずと成り立ちます。
方法: ASTM C680 / ISO 12241の表面エネルギーバランス — 私たちのものと同じエンジン: 公開計算機。高温プロセスプラント全体での取り外し可能断熱の典型的な効果: 燃料関連CO2の2〜5%、投資回収は最長2年。
直接排出原単位、業界ページごとの典型的な公表値 — 単位は製品ごとに異なります; 出典は各ページを参照。
