基于寧夏現代煤化工行業特點的降碳路徑

蔡亞萍 寧夏回族自治區生態環境工程評估中心

1 寧夏現代煤化工發展現狀

“十三五”以來，寧夏現代煤化工行業得到快速發展，產業規模不斷擴大，關鍵技術取得突破進展，先后建成投產了全球單體裝置規模最大的400 萬t/a 煤炭間接液化、220 萬t/a 煤制甲醇等一批大型現代煤化工項目，逐步形成煤制油、煤制烯烴和煤制乙二醇等細分產業鏈，成為全國最大的煤制油和煤制烯烴生產基地，其產能分別占全國40%和20%。

2 寧夏現代煤化工行業碳排放水平

寧夏產業結構倚重倚能特征明顯，可利用資源較少、生態環境脆弱，作為全國碳排放權配額最小的省區，整體呈現二氧化碳排放量低、排放強度高、配額低的特點，碳排放權理論配額不足碳排放量的50%，面臨較大的碳減排壓力。寧東作為全國4 個現代煤化工基地之一，是國家能源安全部署的重要組成部分，但其CO2排放總量占寧夏總量的比例已接近50%，且呈現不斷增長的態勢，人均碳排放量和單位產值碳排放強度更是遠高于寧夏平均水平。

2.1 寧夏現代煤化工碳排放強度高原因

主要是由于現代煤化工工藝路線所致，從富碳缺氫的原料煤制成少碳多氫的現代煤化工產品，需要補充氫元素?，F行工藝路線是通過煤氣化得到氫氣，在此過程中，產生了大量的二氧化碳。同時，也由于現代煤化工行業能耗強度普遍偏高，碳利用率整體偏低所致。

2.2 寧夏現代煤化工碳排放水平

2.2.1 縱向對比

根據調查，2021 年，寧東能源化工基地的寧煤、寶豐、鯤鵬、寧夏能化等幾家現代煤化工企業單位產品二氧化碳排放量為4.5t（全區為2.6t），單位工業總產值二氧化碳排放量強度為17.05t/萬元。

2.2.2 橫向對比

經與《現代煤化工行業排放基準》對比，寧夏現代煤化工行業整體碳排放水平高于全國平均水平，能夠滿足準入要求，基本可以達到先進值要求，但距離標桿值還有一定的差距。

3 寧夏現代煤化工降碳措施的適用性

3.1 結構降碳

2022 年9 月，國家能源集團寧東可再生氫碳減排示范區62 萬kM 光伏項目開工建設，項目將新建裝機容量620MW、年均發電量9.83 億kWh 光伏場站，2 座制氫規模達2萬Nm3/h 的制氫站，2 座加氫站及配套輸氫管線等設施，預計年產4509t 高純氫，每年可減少二氧化碳排放74.6 萬t。預計到2025年，寧夏可再生能源發電裝機約占總電源裝機的55%，折合近2200 萬tce，相當于減少CO2排放量約6000 萬t，減少SO2排放量約1.35 萬t，減少NOX排放約1.4 萬t，減少煙塵排放量2700t。

3.2 節能降碳

節能和提高能效，將是寧夏現階段實現CO2大規模減排的最主要途徑。我國單位GDP 能耗是世界平均水平的1.4～1.5 倍，寧夏則更高。如果能夠推動節能改造，促使我國達到世界平均能耗水平，則每年可減少13 億tce、減排CO234 億t，約占2020 年碳排放總量的1/3。根據相關研究，2050 年前節能和提高能效對全球CO2減排的貢獻為37%，發展可再生能源貢獻為32%，燃料替代貢獻為8%，發展核電貢獻為3%，CCUS技術貢獻為9%，還有12%貢獻由其他技術滿足。但由于寧夏現代煤化工項目大都于“十三五”后建成投產，設備較新，短期內企業節能改造的意愿較低。

3.3 循環降碳

在現行工藝路線下，將不可避免地產生工藝過程CO2。粉煤加壓氣化，單位甲醇CO2排放量為1.54t；水煤漿加壓氣化，單位甲醇CO2排放量為1.84t，經對比采用粉煤加壓氣化工藝更有利于減少CO2排放及煤耗。同時，現代煤化工工藝過程二氧化碳具有純度高、易于捕集利用等特點，如果能將其作為可再生碳資源回收利用，則將形成環境友好的可持續發展模式。目前CO2制甲醇的技術路線已基本成熟，可以實現CO2和綠氫結合制甲醇，每生產1t 甲醇至少減排CO21.375t，若不考慮加工過程的能源消耗，則比傳統煤制甲醇減少CO2排放3.44t。在不考慮碳稅的情況下，該技術路線成本較高，但若開始征收碳稅，從長期來看二氧化碳和綠氫結合制甲醇的優勢將越來越明顯。

3.4 技術降碳

CO2捕集利用與封存(CCUS) 技術是CO2終端治理的主要方式之一。近年來，我國CCUS 各環節技術均取得了顯著進展。但寧夏適合CO2安全、永久性封存的構造條件區域不多，大規模CO2封存還存在成本高和泄漏風險，可重點考慮回收利用途徑。

4 基于寧夏特點的現代煤化工碳減排路徑

現代煤化工碳排放可分為直接排放和間接排放，其中直接排放主要來自工藝排放和燃燒排放?；诂F代煤化工碳排放產生的途徑，可從源頭、過程、末端3 個方面降低碳排放。

4.1 源頭降碳

源頭降碳主要有兩個途徑，一是與富氫氣互補，富氫氣目前來源于傳統煤化工的副產品焦爐煤氣和開采的天然氣；二是將綠氫綠氧用作原料。

焦爐煤氣主要成分為氫氣（55%～60%）和甲烷（23%～27%），另含有少量的CO（5%～8%）、C2以上不飽和烴（2%～4%）、CO2（1.5%～3%)、O2(0.3%～0.8%))、氮氣(3%～7%)。其中，氫氣和甲烷均可用作現代煤化工的補氫來源。單純以天然氣為原料生產甲醇合成氣很容易得到多余的氫氣，而以煤為原料生產甲醇則缺少氫氣，如果能夠實現天然氣和煤聯合制氫氣，則可以重發發揮2 種原料各自的特點，實現互補，降低CO2排放。寧夏已在鹽池發現大規模天然氣田，天然氣又適合管道運輸，可進一步探索聯合利用途徑。

綠氫綠氧用作原料可實現過程減碳。通過新能源電解水制綠氫可以替代CO 與水反應生成的灰氫，避免了工藝過程CO2的產生，而得到的綠氧作為氣化用氧可以幫助減少燃料煤的使用量，通過綠氫和綠氧的替代，可以使碳減排幅度達到60%以上，且在同等用煤量的條件下，原有系統還可以產出更多化工產品。以典型煤制烯烴、煤制甲醇、煤間接液化項目測算（氣化工藝采用粉煤氣化），同等耗煤量下，烯烴、甲醇、油品等主產品產量接近原來的2.5 倍，噸產品煤耗將分別下降至 1.5、0.5、1.2。根據寧夏發布的《寧夏回族自治區氫能產業發展規劃》，預計到2025 年，可再生能源制氫能力達到8 萬t 以上，實現CO2減排100～200 萬t；到2030 年，可再生能源制氫能力達到30 萬t以上。以某260 萬t/a 煤制烯烴耦合綠氫項目為例，通過逐年補充綠氫和綠氧，至補氫第5 年自產甲醇產量可滿足下游甲醇制烯烴的需求，在實現CO2的逐年減排的同時，增加自產甲醇量。在產品產量不變的前提下，生產過程中減少CO2排放量162.26 萬t。同時，由于綠氧減少燃料用煤，從而實現燃料燃燒減排CO244.11 萬t。

4.2 過程減碳

對于工藝過程中的碳排放，可以通過改善產品結構、采用高壓煤氣化廢鍋技術(回收高位顯熱)、第三代甲醇制烯烴技術 (降低單位烯烴甲醇消耗)、蒸汽驅動機組改為電驅機組，以及優化的系統集成(能源、水、物質、信息)手段，從工藝過程減少能源消耗，降低CO2排放。截至 2020 年底，我國煤制甲醇行業能效優于標桿水平的產能約占15%，能效低于基準水平的產能約占25%。煤制烯烴行業能效優于標桿水平的產能約占48%，且全部產能高于基準水平。煤制乙二醇行業能效優于標桿水平的產能約占20%，能效低于基準水平的產能約占40%。根據對全國4個現代煤化工基地企業的現場調研了解，目前我國煤制油、煤制氣、煤制烯烴等項目都存在裝備能耗水平低、余熱利用率低等問題，通過節能改造降碳潛力較大。根據現場調研了解到某企業僅通過改造鍋爐燃燒器，每年可節約0.9 萬tce、同步減排CO22.4 萬t。

現代煤化工項目一般規模較大，都配有自備電廠，以保障用項目用電用汽，這部分因煤炭燃燒帶來的CO2排放量可以占到30%。由于寧夏現代煤化工企業均集中在寧東能源化工基地，園區可通過籌劃區域集中供熱替代，企業也可用電驅替代汽驅,同時園區也可引導企業加大對綠電的外購比例。以上改造若均能實現，可將因煤炭燃燒帶來的CO2排放量降低90%以上。

4.3 末端集碳

末端減碳包含生物固碳、CCUS 等技術，CCUS 即碳捕獲、利用與封存。首先是碳捕集和封存，無商業利用價值的煤層、枯竭油氣田均可用于CO2的封存，利用時還用對地層的穩定性進行評價。其次是捕集利用，包括利用捕集的CO2驅油和生產化工產品?，F代煤化工排放的CO2純度基本都在70%以上，有的甚至超過99%，高濃度的CO2給企業捕集利用提供了成本優勢。寧夏政府已牽頭國家能源集團寧夏煤業有限公司和中國石油天然氣股份有限公司長慶油田展開合作，建設寧夏300 萬t/a CCUS 示范項目，可實現CO2減排300 萬t/a。寧夏已有企業正在利用煤制甲醇過程中排放的CO2制食品級液體CO2和干冰。再次是生物固碳，農業農村部已經把CO2肥寫入設施農業實施方案，CO2在蔬菜大棚中的合理使用，可以減少農藥60%～70%的使用、延長蔬菜的生長周期、提高蔬菜40%～68%的產量，寧夏作為培育冷涼蔬菜的上佳之地，應用前景非?？捎^。最后，可以通過提高減污協同降碳，如生化污泥及氣化細渣返回氣化爐，固體得到減量化且回收一部分碳。

5 結語

寧夏作為西部欠發達地區，其煤炭資源的合理開發利用對于保障國家安全有著重要意義，如何在實現經濟穩步增長、保障能源安全的同時，與全國同步實現“雙碳”目標，既是壓力和挑戰也是主動應對、推進發展模式變革、開創新時代經濟社會高質量發展新局面的重大機遇。