陶 怡，王 强，田 华，易学睿，刘 蕾
(国家能源集团技术经济研究院，北京市昌平区，102211)
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[1]。
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[2]，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[3]。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[4]。
1.1 CCUS项目实施概况
目前在政策驱动下，北美的碳捕集商业项目较为领先。据全球碳捕捉与封存研究院(GCCSI)统计，截至2021年9月，全球在运商业 CCUS 项目27个，捕集能力约3 660万t/a，其中美国14个，加拿大4个(其余主要位于欧洲和亚洲等地)；
在建或处于开发阶段的商业CCS项目106个。在2021年新增的71个项目中，36个在美国[5]，主要受到“45Q税收抵免优惠政策”的激励。全球碳捕集商业项目约半数在化工行业，从全球碳捕集项目所属产业来看，截至2021年9月，全球在运13个商业CCS设施来自化工行业(占全部商业化项目46%)，包括甲醇、乙醇、化肥产业的生产、制氢、合成天然气以及石油炼化等，主要原因是化工过程的CO2捕集技术相对更成熟，成本也更低。从全球在建、拟建情况看，未来几年发电领域CCS项目有明显增加趋势。
我国在碳捕集先期已有部分试点，但和实现大规模商业化运营尚有距离。我国从2003年开始已有11个小规模CCS、CCUS项目在石油、煤化工、电力等行业进行试点和示范，如华能上海石洞口电厂项目及神华鄂尔多斯CCS项目等。据GCCSI统计，截止2021年底，国内实现商业化持续运营CCS项目有4个(中石化中原油田12万t/a封存，克拉玛依敦华石油10万t/a的CCUS-EOR(驱油，enhanced oil recovery)及中石油吉林油田60万t/a的CCUS-EOR、中石化齐鲁石化100万t/a)，在建项目2个(延长石油41万t/a、中海油南海30万t/a项目)[6-7]。此外，据国家能源集团鄂尔多斯CCS项目组统计，在鄂尔多斯盆地内还有7个规模5～20万t/a的碳捕集项目(合计规模超过90万t/a)，主要将CO2作为产品直接销售。
1.2 CCUS项目关键技术单元分类及特点
通常CCUS项目主要包括上游碳捕集、中游碳输送、下游碳利用封存等方面。
(1)上游碳捕集。该技术按照碳排放源的发生阶段可分为燃烧前捕集、燃烧中捕集、燃烧后捕集。化工行业碳捕集技术常用燃烧后末端碳捕集，主要包括吸收法、吸附法、膜分离法及低温分离法等[8]，针对煤化工、石油化工、天然气化工工艺过程中排放的高浓度CO2，其中吸收法最为常用，具体又可分为化学吸收(如醇胺吸收法、氨吸收法和热钾碱法)和物理吸收(低温甲醇洗)[9]，化学吸收法常用于 CO2分压(或浓度)较低的原料气处理，吸收液再生耗能高；
物理吸收法常用于高 CO2分压(或浓度)、排放量较大的原料气处理，吸收液再生能耗低[10]。因此在火电厂烟气CO2(浓度为13%～14%)捕集多数为醇胺化学吸收法，煤化工项目净化处理多用低温甲醇洗等物理吸收法。
(2)中游碳输送。中游碳输送是指将捕集的CO2运送到可利用或封存场地的过程。根据运输方式的不同，分为罐车运输(包括汽车运输和铁路运输)、船舶运输和管道运输。国内现有小规模示范项目多采用罐车运输，未来大规模商业化项目采用管道输送将更为经济，将成为趋势。
(3)下游碳利用。CCUS下游碳利用技术的应用主要有物理应用、地质应用、化工应用和生物应用等。物理应用主要是CO2以其物理特性在生活中的应用；
地质应用主要将CO2注入地下，进而实现强化能源生产、促进资源开采的过程；
化工应用主要是以CO2化学转化为主要特征，将CO2和共反应物转化成为目标产物，从而实现CO2的资源化利用；
生物应用主要以微藻固定CO2转化为生物燃料和化学品，生物肥料、食品和饲料添加剂等。笔者探讨的CCUS项目重点为末端地质利用项目。
1.3 现代煤化工产业碳排放特点
1.3.1 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2.0～2.4 t，万元增值排放浓度为19～38 t/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
1.3.2 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[11]，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
1.3.3 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)[12]。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250 km内均存在可开展规模化封存的适宜场地[10]。
2.1 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10.5 t(其中低温甲醇洗工段排放约5.8 t)，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 元/t
2.2 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150 kW·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。
2.3 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[13-14]。
(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[15]，有待抓紧制定与发布。
3.1 加强顶层规划，推动煤化工产业碳捕集示范项目落地
结合当前国内外研究形势来看，CCUS技术作为各国实现碳中和的兜底技术，未来需要一定规模的CCUS项目作为终端减排手段。我国近年来在CCUS领域已有较多的研究探索，在国内在现有研究和小规模CCUS示范项目的基础上，开展百万吨级示范项目对构建未来低碳化工和形成系统关键技术储备，以及缩小同国外先进CCUS技术水平差距都有重要意义。建议依托国内大型央企充分发挥煤化工项目产生的高纯度CO2优势，结合已有CCS示范工程经验，聚焦“煤化工低碳化”“近零碳园区”，加强全局性谋划、战略性布局、系统性推进，在我国鄂尔多斯、榆林、新疆等重要煤化工基地中研究布局百万吨级捕集利用示范项目，扩大示范效应，提高项目示范水平，精心培育产业，为今后捕集技术的大规模应用打下坚实的基础。
3.2 聚焦CCUS技术难点，加强联合攻关创新
捕集、压缩CO2的成本占到全流程CCUS各环节总成本的80%以上，因而需要大力加强CO2捕集和压缩关键技术的攻关，大力降低成本和能耗。建议以国内大型央企牵头，充分整合相关拥有CCUS技术、设备研究基础优势的科研院所，先期以开发新型高效、低能耗、低成本的CO2捕集技术为目标，配套国家科技专项资金支持，开展规模化CCUS示范项目，通过示范项目进一步提升技术可行性、探索可行的商业模式、储备技术人才和积累项目管理经验。后期根据国家CCUS相关政策落地，再逐步在煤化工基地(例如鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地)或工业园区开展部署CCUS项目集群，实现规模化减排。
3.3 加强政策支撑，理顺体制机制
开展CCUS项目探索需要大量资金支撑，需要国家政策的大力支持，方可对产业持续减排低碳发展形成长效激励机制。一是探索设立专项示范项目基金，加快技术规模化示范应用进程，参考美国等发达国家CCUS财政激励政策，可采用“总量控制、先到先得”的原则，如设立煤化工1亿tCO2捕集减排量+100亿元专项补贴基金，激励具有条件的先进企业率先开展煤化工CCUS规模化示范；
二是积极培育跨行业商业模式，以CO2-EOR为突破口，加快煤化工行业碳源与油气行业驱油利用碳汇的规模化应用，先行先试，探索跨行业利益分享机制，协调解决跨行业、跨地区全流程CCUS合作示范的体制障碍，建立合理可行的商业合作模式，借助市场机制促进加快CCUS产业化步伐；
三是加快全国碳市场建设，形成市场化碳价的长效激励机制。
基于煤化工结合CCUS技术开发减排核算方法学，在示范阶段利用碳配额市场、核证自愿减排量(CCER)等方式为项目减排提供一定的碳价补偿；
随着全国碳市场运转成熟、碳价稳步升高，力争2030年后形成对煤化工实施CCUS技术减排的长效市场化激励。
当前我国现代煤化工产业碳排放强度仍然较高，在低碳转型的大背景下，产业绿色低碳水平还需继续提升。同时煤化工产业碳排放呈现工艺排放占比和浓度较高的特点，为实施CCUS等工程化降碳措施提供了一定的可能；
但目前尚存在经济性、技术、政策机制等方面的问题，未来在碳配额收紧、碳价较高的环境下推广实施有较强的经济性支撑。建议国家加强顶层设计，加强相关示范项目推动建设，提升成套技术开发水平和可靠性验证，并给予科学的政策支撑机制，多方面综合施策，逐步探索产业绿色低碳发展路径。