現(xiàn)代煤化工項目CCUS減排路徑問題分析

陶 怡，王 強，田 華，易學(xué)睿，劉 蕾

(國家能源集團技術(shù)經(jīng)濟研究院，北京市昌平區(qū)，102211)

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)為滿足經(jīng)濟社會發(fā)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(chǎn)業(yè)的重要組成部分。在當(dāng)前全世界推動實現(xiàn)“雙碳”目標及全國實施嚴格“能耗雙控”大背景下，產(chǎn)業(yè)也面臨著巨大的碳減排壓力[1]。

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

1 CCUS項目應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 CCUS項目實施概況

目前在政策驅(qū)動下，北美的碳捕集商業(yè)項目較為領(lǐng)先。據(jù)全球碳捕捉與封存研究院(GCCSI)統(tǒng)計，截至2021年9月，全球在運商業(yè) 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(fā)階段的商業(yè)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(yōu)惠政策”的激勵。全球碳捕集商業(yè)項目約半數(shù)在化工行業(yè)，從全球碳捕集項目所屬產(chǎn)業(yè)來看，截至2021年9月，全球在運13個商業(yè)CCS設(shè)施來自化工行業(yè)(占全部商業(yè)化項目46%)，包括甲醇、乙醇、化肥產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)、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(shù)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(fā)電領(lǐng)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(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化運營尚有距離。我國從2003年開始已有11個小規(guī)模CCS、CCUS項目在石油、煤化工、電力等行業(yè)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(jù)GCCSI統(tǒng)計，截止2021年底，國內(nèi)實現(xiàn)商業(yè)化持續(xù)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(qū)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(jù)國家能源集團鄂爾多斯CCS項目組統(tǒng)計，在鄂爾多斯盆地內(nèi)還有7個規(guī)模5～20萬t/a的碳捕集項目(合計規(guī)模超過90萬t/a)，主要將CO2作為產(chǎn)品直接銷售。

1.2 CCUS項目關(guān)鍵技術(shù)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(shù)按照碳排放源的發(fā)生階段可分為燃燒前捕集、燃燒中捕集、燃燒后捕集?；ば袠I(yè)碳捕集技術(shù)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(xué)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(xué)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(shù)為醇胺化學(xué)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(jù)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(nèi)現(xiàn)有小規(guī)模示范項目多采用罐車運輸，未來大規(guī)模商業(yè)化項目采用管道輸送將更為經(jīng)濟，將成為趨勢。

(3)下游碳利用。CCUS下游碳利用技術(shù)的應(yīng)用主要有物理應(yīng)用、地質(zhì)應(yīng)用、化工應(yīng)用和生物應(yīng)用等。物理應(yīng)用主要是CO2以其物理特性在生活中的應(yīng)用；地質(zhì)應(yīng)用主要將CO2注入地下，進而實現(xiàn)強化能源生產(chǎn)、促進資源開采的過程；化工應(yīng)用主要是以CO2化學(xué)轉(zhuǎn)化為主要特征，將CO2和共反應(yīng)物轉(zhuǎn)化成為目標產(chǎn)物，從而實現(xiàn)CO2的資源化利用；生物應(yīng)用主要以微藻固定CO2轉(zhuǎn)化為生物燃料和化學(xué)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(zhì)利用項目。

1.3 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放特點

1.3.1 排放量

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)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(jù)石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院統(tǒng)計，2020年我國現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)(含煤制甲醇)CO2總排放量約3.2億t，約占化工產(chǎn)業(yè)的22.5%。

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)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(chǎn)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(jù)國內(nèi)典型現(xiàn)代項目實際排放統(tǒng)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(yè)，現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放濃度更高，單位標煤排放強度下降30%以上，現(xiàn)代煤化工與火電碳排放情況對比見表1。

表1 現(xiàn)代煤化工與火電碳排放情況對比

1.3.2 不同現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)方向碳排放對比

不同煤化工產(chǎn)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?qū)O/H2有差異)、動力中心規(guī)模(自發(fā)電比例不同)，引起CO2排放源的濃度和強度變化[11]，典型現(xiàn)代煤化工方向項目CO2排放情況對比見表2。

表2 典型現(xiàn)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(xiàn)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(xué)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(jīng)濟性、社會規(guī)范等方面進行了系統(tǒng)評估。次盆地尺度的場地適宜性研究結(jié)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(nèi)的潛在場地，總封存容量潛力超過1.5萬億t(陸上總?cè)萘?.4萬億)[12]。而當(dāng)前現(xiàn)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(qū)位完全納入上述適宜封存的咸水層場地內(nèi)，絕大多數(shù)現(xiàn)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(nèi)均存在可開展規(guī)?；獯娴倪m宜場地[10]。

2 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)推進CCUS項目過程中存在的主要問題

2.1 經(jīng)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(xiàn)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(xiàn)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(nèi)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(chǎn)品經(jīng)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)品的成本增加不同，但總體來看，對現(xiàn)代煤化工的經(jīng)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(shù)問題

現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)開展CCUS技術(shù)問題主要體現(xiàn)在以下2個方面。

(1)多數(shù)煤化工項目沒有配置CO2產(chǎn)品塔，捕集封存需要增加提濃壓縮設(shè)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(shù)項目外，我國多數(shù)煤化工項目(尤其是早期規(guī)模較小的煤制甲醇及合成氨項目)均沒有配置CO2產(chǎn)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(guī)模工業(yè)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(jié)合煤化工工藝過程統(tǒng)籌考慮。現(xiàn)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(shù)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(yōu)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(xiàn)在以下3個方面。

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

(2)針對化工行業(yè)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(yè)的碳排放監(jiān)管將日趨收緊。而實施CCS等碳減排項目勢必將增加相關(guān)能耗，現(xiàn)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(yè)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(yōu)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(nèi)目前存在部分CO2封存、驅(qū)油利用等示范性項目，由于不同地區(qū)對CCS相關(guān)項目的管控力度有所差異，部分地區(qū)對類似項目導(dǎo)向尚不明確，在CO2跨省運輸、管道敷設(shè)、監(jiān)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(fā)布。

3 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)推廣碳捕集示范及低碳發(fā)展建議

3.1 加強頂層規(guī)劃，推動煤化工產(chǎn)業(yè)碳捕集示范項目落地

結(jié)合當(dāng)前國內(nèi)外研究形勢來看，CCUS技術(shù)作為各國實現(xiàn)碳中和的兜底技術(shù)，未來需要一定規(guī)模的CCUS項目作為終端減排手段。我國近年來在CCUS領(lǐng)域已有較多的研究探索，在國內(nèi)在現(xiàn)有研究和小規(guī)模CCUS示范項目的基礎(chǔ)上，開展百萬噸級示范項目對構(gòu)建未來低碳化工和形成系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)儲備，以及縮小同國外先進CCUS技術(shù)水平差距都有重要意義。建議依托國內(nèi)大型央企充分發(fā)揮煤化工項目產(chǎn)生的高純度CO2優(yōu)勢，結(jié)合已有CCS示范工程經(jīng)驗，聚焦“煤化工低碳化”“近零碳園區(qū)”，加強全局性謀劃、戰(zhàn)略性布局、系統(tǒng)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(yīng)，提高項目示范水平，精心培育產(chǎn)業(yè)，為今后捕集技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用打下堅實的基礎(chǔ)。

3.2 聚焦CCUS技術(shù)難點，加強聯(lián)合攻關(guān)創(chuàng)新

捕集、壓縮CO2的成本占到全流程CCUS各環(huán)節(jié)總成本的80%以上，因而需要大力加強CO2捕集和壓縮關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，大力降低成本和能耗。建議以國內(nèi)大型央企牽頭，充分整合相關(guān)擁有CCUS技術(shù)、設(shè)備研究基礎(chǔ)優(yōu)勢的科研院所，先期以開發(fā)新型高效、低能耗、低成本的CO2捕集技術(shù)為目標，配套國家科技專項資金支持，開展規(guī)?；疌CUS示范項目，通過示范項目進一步提升技術(shù)可行性、探索可行的商業(yè)模式、儲備技術(shù)人才和積累項目管理經(jīng)驗。后期根據(jù)國家CCUS相關(guān)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(yè)園區(qū)開展部署CCUS項目集群，實現(xiàn)規(guī)?；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(chǎn)業(yè)持續(xù)減排低碳發(fā)展形成長效激勵機制。一是探索設(shè)立專項示范項目基金，加快技術(shù)規(guī)?；痉稇?yīng)用進程，參考美國等發(fā)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(shè)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(yè)率先開展煤化工CCUS規(guī)?；痉?；二是積極培育跨行業(yè)商業(yè)模式，以CO2-EOR為突破口，加快煤化工行業(yè)碳源與油氣行業(yè)驅(qū)油利用碳匯的規(guī)?；瘧?yīng)用，先行先試，探索跨行業(yè)利益分享機制，協(xié)調(diào)解決跨行業(yè)、跨地區(qū)全流程CCUS合作示范的體制障礙，建立合理可行的商業(yè)合作模式，借助市場機制促進加快CCUS產(chǎn)業(yè)化步伐；三是加快全國碳市場建設(shè)，形成市場化碳價的長效激勵機制。

基于煤化工結(jié)合CCUS技術(shù)開發(fā)減排核算方法學(xué)，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(zhuǎn)成熟、碳價穩(wěn)步升高，力爭2030年后形成對煤化工實施CCUS技術(shù)減排的長效市場化激勵。

4 結(jié)語

當(dāng)前我國現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放強度仍然較高，在低碳轉(zhuǎn)型的大背景下，產(chǎn)業(yè)綠色低碳水平還需繼續(xù)提升。同時煤化工產(chǎn)業(yè)碳排放呈現(xiàn)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(jīng)濟性、技術(shù)、政策機制等方面的問題，未來在碳配額收緊、碳價較高的環(huán)境下推廣實施有較強的經(jīng)濟性支撐。建議國家加強頂層設(shè)計，加強相關(guān)示范項目推動建設(shè)，提升成套技術(shù)開發(fā)水平和可靠性驗證，并給予科學(xué)的政策支撐機制，多方面綜合施策，逐步探索產(chǎn)業(yè)綠色低碳發(fā)展路徑。