发展CCS、CCUS、绿氢化工 煤化工、油化工的低碳路径

在“碳达峰、碳中和”的新发展格局下，用煤、用油指标将受到限制，加之对碳排放的要求越来越严格，传统煤化工、油化工产业所消耗的煤炭、石油总量将不会有太大的增长，甚至会出现下降的情况。另外，我国煤化工、石油化工领域面临着传统产能严重过剩的风险与高端产品技术难以突破，处于量与质难以拓展的两难境地。

无论从国家战略层面，还是企业自身发展层面来说，煤化工、石油化工低碳化发展将是必然的趋势和要求。

发展碳捕捉及利用

能源转型委员会和IEA等数家机构一致指出，化工属于最难脱碳的行业之一，即如果不采用CCS，行业几乎不可能实现净零排放，且最终摆脱不了成本升高的结局。

CCS是目前应用极为广泛的二氧化碳处理技术之一，操作简单且效果比较好。根据全球碳捕集与封存研究院的数据，截至2020年底，全世界有65个商业CCS设施，利用CCS技术捕集的二氧化碳总量每年约4000万吨；中国共有18个捕集项目在运行，二氧化碳捕集量约170万吨。2021年1月21日，国内最大规模15万吨/年二氧化碳捕集和封存全流程示范工程在国华锦界电厂正式受电一次成功，全面进入调试阶段。

随着我国提出碳达峰、碳中和目标，CCS迎来了良好的机遇。中国央行会同国家发改委、中国证监会于2020年7月8日发布《绿色债券支持项目目录（2020年版）》，CCS被首次纳入其中，进一步拓展了项目融资渠道。

目前，受成本影响，实现大规模部署CCS仍有难度。在大多数辖区，捕获、运输和封存二氧化碳的成本高于当前定价。根据《巴黎协定》，为有效减少排放，2020年碳价应定位在每吨二氧化碳40美元—80美元，到2030年这一定价则应达到50美元—100美元。但目前的碳价仅为40美元/吨，商业激励力度较弱，而且中国的碳市场还不完善。因此，可以充分利用煤化工、石油化工过程中副产高浓度二氧化碳的优势，在CCS的环节上积极探索二氧化碳利用途径的前沿性研发，形成完整的工业生产链。包括工业方面，研究使用二氧化碳作为制备可降解有机塑料的物质，制作成烃类、酯类、甲醇等化工产品提高产品的附加值；日常消费方面，蔬菜、瓜果的保鲜贮藏可以使用二氧化碳来进行，二氧化碳还可以制作碳酸饮料以及应用到烟草工业中。

产业高端+工艺降碳

我国石油化工行业应正视煤化工、石油化工高碳工业的工艺属性，通过技术创新和引进国际国内的新工艺、新技术，突破源头减排和节能提效的瓶颈，弱化煤化工、石油化工的高碳性。同时，生产煤化工产品应以高附加值优先。在相同二氧化碳排放的条件下，产品的附加值增加数倍，意味着万元GDP产值的二氧化碳排放量减少数倍。这是减少碳排放强度的一条很重要的思路和出路。

煤化工方面。煤炭多联产是贯彻低碳措施之一，可将高价值的组分分离出来实现高端利用，高品位的能源进行梯级利用，高化学活性组分进行分别利用，以实现煤炭资源的最佳利用。例如，通过将煤中复杂大分子化合物定向裁剪、转化，选择性地拆断分子共价键，可获得大量的高价产品，如不同取代基、不同芳环芳烃、含侧链的环烷烃、长链脂肪酸及酯等精细化学品。

在煤气化过程中，改造煤化工生产流程及生产工艺，降低碳排放量。一是可使用二氧化碳代替氮气作为传输介质，实现废气的二次利用，有效降低二氧化碳的排放量；二是煤化工厂可利用合成气技术，煤与富含氢气的气体共同气化可提高合成气中的碳氢比例，进一步提升氢气的利用率，控制能量损耗与二氧化的碳排放量；三是可以利用冗余的氢气能源变废为宝，控制二氧化碳的排放量。在制备甲醇时，氮气大量积存在反应器中会影响反应器的效率。在合成过程中，需要释放驰放气维持动态反应平衡，而驰放气的直接燃烧会造成大量的氢气能源损耗。对此，可以利用膜分离技术回收氢气实现循环利用，以降低能源损耗，减少碳排放量。

石油化工方面。加强技术创新，突破高端材料技术瓶颈，包括重油加工转化技术、塑料循环利用技术，实现化工高端化发展，提升炼化一体化水平，多产低碳烯烃和化工原料，优化烯烃产业链结构。

蜡油和渣油加氢裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳烃的产率，减少二氧化碳的排放。又如，林德与壳牌正在开发乙烷氧化脱氢。与乙烷裂解相比，这是一种碳足迹更低的乙烯生产工艺。

发展绿氢化工

针对煤炭、石油在化工利用过程富碳缺氢的特点，发展绿氢和煤化工、石油化工结合是很好的发展方向。通过可再生能源制氢技术耦合煤气化工艺生产燃料和化学品，可实现煤化工过程的碳氢平衡，取消传统煤化工直接碳排放的源头——水煤气变换工艺，大幅提高了煤炭利用过程的能效和碳效，并使碳排放显著下降。经济性分析表明，可再生能源复合耦合煤气化工系统将在未来可再生能源价格下降和碳税征收的背景下具有显著竞争力。

例如，利用绿氢还原二氧化碳制甲醇可以实现对二氧化碳循环利用，同时解决二氧化碳的消纳问题将是我们国家实现碳中和非常重要一种的路径。虽然利用氢气还原二氧化碳制甲醇的价格大约为2500元/吨，比在煤炭资源较富裕的地区煤制甲醇价格高1000元/吨，但由于目前还没有对相应的煤化工企业进行碳排放税（汇）的限制，相关企业在生产过程中没有对碳排放买单，这种价格差异将随着国家碳排放权交易政策的推广逐渐减小。

另外，利用绿氢制甲醇，氢气的成本占65%以上，绿氢成本中电力占比很大。我国西部地区太阳能和风电资源丰富，很适合发展绿氢化工。2020年我国对I类资源区的陆上风电和集中式光伏电站上网指导价分别为0.29元/千瓦时和0.35元/千瓦时，进入平价时代。如果可以利用我国西部地区的弃风、弃光、弃水电能，制甲醇成本会继续降低。