引言

现代煤化工产业为满足经济社会发展和人民生活需要提供了大量的原料、材料及终端用品，是我国化工产业的重要组成部分。在当前全世界推动实现 “双碳”目标及全国实施严格 “能耗双控”大背景下，产业也面临着巨大的碳减排压力。2020年，我国化工产业总计碳排放约13亿t，其中现代煤化工产业(含煤制甲醇)排放约3.2亿t，占化工产业碳排放的24.6%。2020年9月，习近平总书记视察榆林化工时指出 “煤化工产业潜力巨大、大有前途”。现代煤化工产业未来要在兼顾资源、能源、环境综合影响的前提下走绿色低碳发展道路，同时寻求经济高效的降碳技术措施显得尤为必要。现代煤化工产业碳排放源相对集中，工艺过程排放浓度高，更易于实现捕集利用，开展煤化工产业碳捕集利用探索为保障产业可持续的低碳发展提供了可能。

一、现代煤化工产业碳排放特点

1、排放量

现代煤化工产业吨标煤碳排放强度相较于火电约低30%，工艺过程排放CO₂浓度一般超过85%。据石油和化学工业规划院统计，2020年我国现代煤化工产业(含煤制甲醇)CO₂总排放量约3.2亿t，约占化工产业的22.5%。

现代煤化工产业碳排放主要包括工艺排放和燃烧排放。从排放量看，工艺过程排放占56%~67%，动力中心燃烧排放占33%~44%，不同产品方向和项目均有差异。从浓度看，工艺碳排放浓度总体超过85%，燃烧碳排放浓度12%~13%，笔者根据国内典型现代项目实际排放统计，吨标煤排放强度为2.0~2.4t,万元增值排放浓度为19~38t/万元。相较于火电行业,现代煤化工产业碳排放浓度更高，单位标煤排放强度下降30%以上，现代煤化工与火电碳排放情况对比见表1。

表1 现代煤化工与火电碳排放情况对比

2、不同现代煤化工产业方向碳排放对比

不同煤化工产品方向碳排放水平存在差异，主要由于不同气化工艺 (不同气化工艺合成气组分差异)、净化工艺 (完全变换和部分变化有差异，同类型工艺不同工艺商也有差异)及合成工艺 (不同合成方向对CO/H₂有差异)、动力中心规模 (自发电比例不同)，引起CO₂排放源的浓度和强度变化，典型现代煤化工方向项目CO₂排放情况对比见表2。

表2 典型现代煤化工方向项目CO2排放情况对比

注：(1)数据来源为国内典型现代化工项目统计数据；

       (2)上述项目工艺排放为未设CO₂产品塔排放，对于设有CO₂浓缩产品塔的项目尾气排放浓度基本可达95%~99%；

       (3)吨产品排放强度为生产吨主产品排放的CO₂量，吨标煤排放强度为工业生产过程中消耗吨标煤煤炭排放CO₂的量。

3、源汇匹配性分析

现代煤化工项目开展捕集封存的源汇条件匹配性好。中国科学院武汉岩土所对我国陆上CO₂咸水层封存场地的适宜性从地下储盖层基本条件、活动断层、地表敏感性目标、工程封存容量、注入性、安全性与经济性、社会规范等方面进行了系统评估。次盆地尺度的场地适宜性研究结果表明，较为适宜的场地包含新疆塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等盆地内的潜在场地，总封存容量潜力超过1.5万亿t(陆上总容量2.4万亿)。而当前现代煤化工项目聚集的鄂尔多斯基地、宁东基地、榆林基地、新疆准东基地，区位完全纳入上述适宜封存的咸水层场地内，绝大多数现代煤化工项目与封存场地的源汇匹配性非常好，各项目周边250km内均存在可开展规模化封存的适宜场地。

二、现代煤化工产业推进CCUS项目过程中存在的主要问题

1、经济性问题

煤化工工厂捕集成本(含压缩)整体低于火电捕集项目接近100元/t以上，目前现代煤化工项目低温甲醇洗工段工艺过程排出的CO₂浓度(接近85% ~90%)，远高于火电项目(12%~14%)。煤化工项目碳捕集主要需要对现有较高浓度CO₂尾气进行进一步的精馏、提纯、加压，而火电项目需要通过低浓度溶解吸收、解析、加压过程，成本更高。煤化工项目的CO₂捕集提纯达到封存利用条件(99%以上)的可变成本为100~150元/t。国内火电厂15万t/a的CCS项目与某煤制油厂10万t/a的CCS项目单位CO₂捕集成本对比见表3。

表3 典型燃煤电厂与煤制油项目CO2捕集成本对比 

煤化工项目实施碳捕集对产品经济性影响较大。在不考虑碳交易情景下，以典型煤制烯烃项目为例，吨产品CO₂排放约为10.5t(其中低温甲醇洗工段排放约5.8t)，低温甲醇洗工段CO₂捕集成本按照120元/t测算，则生产吨烯烃的CO₂捕集成本约为696元(约在60美元价格体系增加成本8%)。未来如果考虑碳交易，在对低温甲醇洗尾气CO₂完全捕集情景下，全厂总体碳排放下降约为53.2% (以煤制烯烃为例)，在不同碳交易情境下，可认为富余的碳指标可以到碳市场进行交易(碳交易价格取100元/t)，如在5%情景(国家给予95%免费配额)、20% (国家给予80%免费配额)、50%(国家给予50%免费配额)下，认为分别有48.2%、33.2%、3.2%的碳配额富余指标可以出售。未来如果实施碳交易，在不同交易情境下，吨产品的成本增加不同，但总体来看，对现代煤化工的经济性影响较大。工艺尾气CO₂捕集情景下单位聚烯烃成本见表4。

表4 工艺尾气CO2捕集情景下单位聚烯烃成本

2、技术问题

现代煤化工产业开展CCUS技术问题主要体现在以下2个方面。

(1)多数煤化工项目没有配置CO₂产品塔，捕集封存需要增加提浓压缩设施。煤化工工艺过程的碳排放浓度为85%~91%，要达到封存利用的标准(99%以上)，需要进一步提浓。目前，除了宁煤间接液化煤制油、包头煤制烯烃等少数项目外，我国多数煤化工项目 (尤其是早期规模较小的煤制甲醇及合成氨项目)均没有配置CO₂产品塔。鄂尔多斯煤直接液化制油则采用了精馏的手段提浓，但成本较高，未来大规模工业化捕集还需要进一步探索工艺，验证可行性。

(2)碳捕集的能耗还有待下降，需结合煤化工工艺过程统筹考虑。现代煤化工项目大多采用低温甲醇洗工艺脱除合成气中的酸性气体(包括CO₂)，再通过纯化技术将CO₂浓度提高到适合封存和利用的水平，目前这2个工段的能耗较高(吨CO₂耗电约150kW·h)，这也是碳捕集成本较高的主要原因，需要通过整体优化，进一步降低碳捕集成本。

3、机制和政策问题

目前存在的机制和政策问题主要体现在以下3个方面。

(1)缺乏CCS项目相关技术标准及相应项目清晰的法律、法规监管机制。目前欧盟、美国、澳大利亚等主要CCS技术的主要倡导国家和地区已出台了相应的碳捕集与封存指南，而我国尚处于探索阶段，缺乏相关技术标准，且相应项目未纳入法律法规监管体系。在实施过程中核准程序、工程监督检查、环境影响评估、项目监测、事故应急响应和场地关闭管理等方面存在一定的审批、监管困难。

(2)针对化工行业CCS项目的能耗指标、金融、税收等激励政策有待落地。在全国 “双碳”叠加 “双控”背景下，未来对煤化工行业的碳排放监管将日趋收紧。而实施CCS等碳减排项目势必将增加相关能耗，现行能耗制度对CCS项目开展存在制约。更重要的是若要加速推动CCS商业化步伐，需要充分借鉴美国“45Q税收法案”形成符合我国国情的CCS税收优惠和补贴激励政策。

(3)在CCS探索阶段存在一定的地方制度障碍。国内目前存在部分CO₂封存、驱油利用等示范性项目，由于不同地区对CCS相关项目的管控力度有所差异，部分地区对类似项目导向尚不明确，在CO₂跨省运输、管道敷设、监管评估等方面工作实施推动过程存在一定的政策性障碍，有待抓紧制定与发布。

文章来源：陶怡,王强,田华,等. 现代煤化工项目 CCUS减排路径问题分析[J].中国煤炭,2023,49(2):103-108.DOI:10.19880/j.cnki.ccm.2023.02.013