現代煤化工項目CCUS減排路徑問題分析

陶 怡，王 強，田 華，易學睿，劉 蕾

(國家能源集團技術經濟研究院，北京市昌平區，102211)

現代煤化工產業為滿足經濟社會發展和人民生活需要提供了大量的原料、材料及終端用品，是我國化工產業的重要組成部分。在當前全世界推動實現“雙碳”目標及全國實施嚴格“能耗雙控”大背景下，產業也面臨著巨大的碳減排壓力[1]。

2020年，我國化工產業總計碳排放約13億t，其中現代煤化工產業(含煤制甲醇)排放約3.2億t[2]，占化工產業碳排放的24.6%。2020年9月，習近平總書記視察榆林化工時指出“煤化工產業潛力巨大、大有前途”?，F代煤化工產業未來要在兼顧資源、能源、環境綜合影響的前提下走綠色低碳發展道路，同時尋求經濟高效的降碳技術措施顯得尤為必要[3]?，F代煤化工產業碳排放源相對集中，工藝過程排放濃度高，更易于實現捕集利用，開展煤化工產業碳捕集利用探索為保障產業可持續的低碳發展提供了可能[4]。

1 CCUS項目應用現狀

1.1 CCUS項目實施概況

目前在政策驅動下，北美的碳捕集商業項目較為領先。據全球碳捕捉與封存研究院(GCCSI)統計，截至2021年9月，全球在運商業 CCUS 項目27個，捕集能力約3 660萬t/a，其中美國14個，加拿大4個(其余主要位于歐洲和亞洲等地)；在建或處于開發階段的商業CCS項目106個。在2021年新增的71個項目中，36個在美國[5]，主要受到“45Q稅收抵免優惠政策”的激勵。全球碳捕集商業項目約半數在化工行業，從全球碳捕集項目所屬產業來看，截至2021年9月，全球在運13個商業CCS設施來自化工行業(占全部商業化項目46%)，包括甲醇、乙醇、化肥產業的生產、制氫、合成天然氣以及石油煉化等，主要原因是化工過程的CO2捕集技術相對更成熟，成本也更低。從全球在建、擬建情況看，未來幾年發電領域CCS項目有明顯增加趨勢。

我國在碳捕集先期已有部分試點，但和實現大規模商業化運營尚有距離。我國從2003年開始已有11個小規模CCS、CCUS項目在石油、煤化工、電力等行業進行試點和示范，如華能上海石洞口電廠項目及神華鄂爾多斯CCS項目等。據GCCSI統計，截止2021年底，國內實現商業化持續運營CCS項目有4個(中石化中原油田12萬t/a封存，克拉瑪依敦華石油10萬t/a的CCUS-EOR(驅油，enhanced oil recovery)及中石油吉林油田60萬t/a的CCUS-EOR、中石化齊魯石化100萬t/a)，在建項目2個(延長石油41萬t/a、中海油南海30萬t/a項目)[6-7]。此外，據國家能源集團鄂爾多斯CCS項目組統計，在鄂爾多斯盆地內還有7個規模5～20萬t/a的碳捕集項目(合計規模超過90萬t/a)，主要將CO2作為產品直接銷售。

1.2 CCUS項目關鍵技術單元分類及特點

通常CCUS項目主要包括上游碳捕集、中游碳輸送、下游碳利用封存等方面。

(1)上游碳捕集。該技術按照碳排放源的發生階段可分為燃燒前捕集、燃燒中捕集、燃燒后捕集?；ば袠I碳捕集技術常用燃燒后末端碳捕集，主要包括吸收法、吸附法、膜分離法及低溫分離法等[8]，針對煤化工、石油化工、天然氣化工工藝過程中排放的高濃度CO2，其中吸收法最為常用，具體又可分為化學吸收(如醇胺吸收法、氨吸收法和熱鉀堿法)和物理吸收(低溫甲醇洗)[9]，化學吸收法常用于 CO2分壓(或濃度)較低的原料氣處理，吸收液再生耗能高；物理吸收法常用于高 CO2分壓(或濃度)、排放量較大的原料氣處理，吸收液再生能耗低[10]。因此在火電廠煙氣CO2(濃度為13%～14%)捕集多數為醇胺化學吸收法，煤化工項目凈化處理多用低溫甲醇洗等物理吸收法。

(2)中游碳輸送。中游碳輸送是指將捕集的CO2運送到可利用或封存場地的過程。根據運輸方式的不同，分為罐車運輸(包括汽車運輸和鐵路運輸)、船舶運輸和管道運輸。國內現有小規模示范項目多采用罐車運輸，未來大規模商業化項目采用管道輸送將更為經濟，將成為趨勢。

(3)下游碳利用。CCUS下游碳利用技術的應用主要有物理應用、地質應用、化工應用和生物應用等。物理應用主要是CO2以其物理特性在生活中的應用；地質應用主要將CO2注入地下，進而實現強化能源生產、促進資源開采的過程；化工應用主要是以CO2化學轉化為主要特征，將CO2和共反應物轉化成為目標產物，從而實現CO2的資源化利用；生物應用主要以微藻固定CO2轉化為生物燃料和化學品，生物肥料、食品和飼料添加劑等。筆者探討的CCUS項目重點為末端地質利用項目。

1.3 現代煤化工產業碳排放特點

1.3.1 排放量

現代煤化工產業噸標煤碳排放強度相較于火電約低30%，工藝過程排放CO2濃度一般超過85%。據石油和化學工業規劃院統計，2020年我國現代煤化工產業(含煤制甲醇)CO2總排放量約3.2億t，約占化工產業的22.5%。

現代煤化工產業碳排放主要包括工藝排放和燃燒排放。從排放量看，工藝過程排放占56%～67%，動力中心燃燒排放占33%～44%，不同產品方向和項目均有差異。從濃度看，工藝碳排放濃度總體超過85%，燃燒碳排放濃度12%～13%，筆者根據國內典型現代項目實際排放統計，噸標煤排放強度為2.0～2.4 t，萬元增值排放濃度為19～38 t/萬元。相較于火電行業，現代煤化工產業碳排放濃度更高，單位標煤排放強度下降30%以上，現代煤化工與火電碳排放情況對比見表1。

表1 現代煤化工與火電碳排放情況對比

1.3.2 不同現代煤化工產業方向碳排放對比

不同煤化工產品方向碳排放水平存在差異，主要由于不同氣化工藝(不同氣化工藝合成氣組分差異)、凈化工藝(完全變換和部分變化有差異，同類型工藝不同工藝商也有差異)及合成工藝(不同合成方向對CO/H2有差異)、動力中心規模(自發電比例不同)，引起CO2排放源的濃度和強度變化[11]，典型現代煤化工方向項目CO2排放情況對比見表2。

表2 典型現代煤化工方向項目CO2排放情況對比

1.3.3 源匯匹配性分析

現代煤化工項目開展捕集封存的源匯條件匹配性好。中國科學院武漢巖土所對我國陸上CO2咸水層封存場地的適宜性從地下儲蓋層基本條件、活動斷層、地表敏感性目標、工程封存容量、注入性、安全性與經濟性、社會規范等方面進行了系統評估。次盆地尺度的場地適宜性研究結果表明，較為適宜的場地包含新疆塔里木盆地、準噶爾盆地、鄂爾多斯盆地、松遼盆地等盆地內的潛在場地，總封存容量潛力超過1.5萬億t(陸上總容量2.4萬億)[12]。而當前現代煤化工項目聚集的鄂爾多斯基地、寧東基地、榆林基地、新疆準東基地，區位完全納入上述適宜封存的咸水層場地內，絕大多數現代煤化工項目與封存場地的源匯匹配性非常好，各項目周邊250 km內均存在可開展規?；獯娴倪m宜場地[10]。

2 現代煤化工產業推進CCUS項目過程中存在的主要問題

2.1 經濟性問題

煤化工工廠捕集成本(含壓縮)整體低于火電捕集項目接近100元/t以上，目前現代煤化工項目低溫甲醇洗工段工藝過程排出的CO2濃度(接近85%～90%)，遠高于火電項目(12%～14%)。煤化工項目碳捕集主要需要對現有較高濃度CO2尾氣進行進一步的精餾、提純、加壓，而火電項目需要通過低濃度溶解吸收、解析、加壓過程，成本更高。煤化工項目的CO2捕集提純達到封存利用條件(99%以上)的可變成本為100～150元/t。國內火電廠15萬t/a的CCS項目與某煤制油廠10萬t/a的CCS項目單位CO2捕集成本對比見表3。

表3 典型燃煤電廠與煤制油項目CO2捕集成本對比

煤化工項目實施碳捕集對產品經濟性影響較大。在不考慮碳交易情景下，以典型煤制烯烴項目為例，噸產品CO2排放約為10.5 t(其中低溫甲醇洗工段排放約5.8 t)，低溫甲醇洗工段CO2捕集成本按照120元/t測算，則生產噸烯烴的CO2捕集成本約為696元(約在60美元價格體系增加成本8%)。未來如果考慮碳交易，在對低溫甲醇洗尾氣CO2完全捕集情景下，全廠總體碳排放下降約為53.2%(以煤制烯烴為例)，在不同碳交易情境下，可認為富余的碳指標可以到碳市場進行交易(碳交易價格取100元/t)，如在5%情景(國家給予95%免費配額)、20%(國家給予80%免費配額)、50%(國家給予50%免費配額)下，認為分別有48.2%、33.2%、3.2%的碳配額富余指標可以出售。未來如果實施碳交易，在不同交易情境下，噸產品的成本增加不同，但總體來看，對現代煤化工的經濟性影響較大。工藝尾氣CO2捕集情景下單位聚烯烴成本見表4。

表4 工藝尾氣CO2捕集情景下單位聚烯烴成本 元/t

2.2 技術問題

現代煤化工產業開展CCUS技術問題主要體現在以下2個方面。

(1)多數煤化工項目沒有配置CO2產品塔，捕集封存需要增加提濃壓縮設施。煤化工工藝過程的碳排放濃度為85%～91%，要達到封存利用的標準(99%以上)，需要進一步提濃。目前，除了寧煤間接液化煤制油、包頭煤制烯烴等少數項目外，我國多數煤化工項目(尤其是早期規模較小的煤制甲醇及合成氨項目)均沒有配置CO2產品塔。鄂爾多斯煤直接液化制油則采用了精餾的手段提濃，但成本較高，未來大規模工業化捕集還需要進一步探索工藝，驗證可行性。

(2)碳捕集的能耗還有待下降，需結合煤化工工藝過程統籌考慮?，F代煤化工項目大多采用低溫甲醇洗工藝脫除合成氣中的酸性氣體(包括CO2)，再通過純化技術將CO2濃度提高到適合封存和利用的水平，目前這2個工段的能耗較高(噸CO2耗電約150 kW·h)，這也是碳捕集成本較高的主要原因，需要通過整體優化，進一步降低碳捕集成本。

2.3 機制和政策問題

目前存在的機制和政策問題主要體現在以下3個方面。

(1)缺乏CCS項目相關技術標準及相應項目清晰的法律、法規監管機制。目前歐盟、美國、澳大利亞等主要CCS技術的主要倡導國家和地區已出臺了相應的碳捕集與封存指南，而我國尚處于探索階段，缺乏相關技術標準，且相應項目未納入法律法規監管體系。在實施過程中核準程序、工程監督檢查、環境影響評估、項目監測、事故應急響應和場地關閉管理等方面存在一定的審批、監管困難[13-14]。

(2)針對化工行業CCS項目的能耗指標、金融、稅收等激勵政策有待落地。在全國“雙碳”疊加“雙控”背景下，未來對煤化工行業的碳排放監管將日趨收緊。而實施CCS等碳減排項目勢必將增加相關能耗，現行能耗制度對CCS項目開展存在制約。更重要的是若要加速推動 CCS 商業化步伐，需要充分借鑒美國“45Q稅收法案”形成符合我國國情的 CCS 稅收優惠和補貼激勵政策。

(3)在CCS探索階段存在一定的地方制度障礙。國內目前存在部分CO2封存、驅油利用等示范性項目，由于不同地區對CCS相關項目的管控力度有所差異，部分地區對類似項目導向尚不明確，在CO2跨省運輸、管道敷設、監管評估等方面工作實施推動過程存在一定的政策性障礙[15]，有待抓緊制定與發布。

3 現代煤化工產業推廣碳捕集示范及低碳發展建議

3.1 加強頂層規劃，推動煤化工產業碳捕集示范項目落地

結合當前國內外研究形勢來看，CCUS技術作為各國實現碳中和的兜底技術，未來需要一定規模的CCUS項目作為終端減排手段。我國近年來在CCUS領域已有較多的研究探索，在國內在現有研究和小規模CCUS示范項目的基礎上，開展百萬噸級示范項目對構建未來低碳化工和形成系統關鍵技術儲備，以及縮小同國外先進CCUS技術水平差距都有重要意義。建議依托國內大型央企充分發揮煤化工項目產生的高純度CO2優勢，結合已有CCS示范工程經驗，聚焦“煤化工低碳化”“近零碳園區”，加強全局性謀劃、戰略性布局、系統性推進，在我國鄂爾多斯、榆林、新疆等重要煤化工基地中研究布局百萬噸級捕集利用示范項目，擴大示范效應，提高項目示范水平，精心培育產業，為今后捕集技術的大規模應用打下堅實的基礎。

3.2 聚焦CCUS技術難點，加強聯合攻關創新

捕集、壓縮CO2的成本占到全流程CCUS各環節總成本的80%以上，因而需要大力加強CO2捕集和壓縮關鍵技術的攻關，大力降低成本和能耗。建議以國內大型央企牽頭，充分整合相關擁有CCUS技術、設備研究基礎優勢的科研院所，先期以開發新型高效、低能耗、低成本的CO2捕集技術為目標，配套國家科技專項資金支持，開展規?；疌CUS示范項目，通過示范項目進一步提升技術可行性、探索可行的商業模式、儲備技術人才和積累項目管理經驗。后期根據國家CCUS相關政策落地，再逐步在煤化工基地(例如鄂爾多斯盆地、準噶爾-吐哈盆地)或工業園區開展部署CCUS項目集群，實現規?；瘻p排。

3.3 加強政策支撐，理順體制機制

開展CCUS項目探索需要大量資金支撐，需要國家政策的大力支持，方可對產業持續減排低碳發展形成長效激勵機制。一是探索設立專項示范項目基金，加快技術規?；痉稇眠M程，參考美國等發達國家CCUS財政激勵政策，可采用“總量控制、先到先得”的原則，如設立煤化工1億tCO2捕集減排量+100億元專項補貼基金，激勵具有條件的先進企業率先開展煤化工CCUS規?；痉?；二是積極培育跨行業商業模式，以CO2-EOR為突破口，加快煤化工行業碳源與油氣行業驅油利用碳匯的規?；瘧?，先行先試，探索跨行業利益分享機制，協調解決跨行業、跨地區全流程CCUS合作示范的體制障礙，建立合理可行的商業合作模式，借助市場機制促進加快CCUS產業化步伐；三是加快全國碳市場建設，形成市場化碳價的長效激勵機制。

基于煤化工結合CCUS技術開發減排核算方法學，在示范階段利用碳配額市場、核證自愿減排量(CCER)等方式為項目減排提供一定的碳價補償；隨著全國碳市場運轉成熟、碳價穩步升高，力爭2030年后形成對煤化工實施CCUS技術減排的長效市場化激勵。

4 結語

當前我國現代煤化工產業碳排放強度仍然較高，在低碳轉型的大背景下，產業綠色低碳水平還需繼續提升。同時煤化工產業碳排放呈現工藝排放占比和濃度較高的特點，為實施CCUS等工程化降碳措施提供了一定的可能；但目前尚存在經濟性、技術、政策機制等方面的問題，未來在碳配額收緊、碳價較高的環境下推廣實施有較強的經濟性支撐。建議國家加強頂層設計，加強相關示范項目推動建設，提升成套技術開發水平和可靠性驗證，并給予科學的政策支撐機制，多方面綜合施策，逐步探索產業綠色低碳發展路徑。