失衡的CCS

两年前，神华集团二氧化碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage，简称CCS）工业化示范项目在鄂尔多斯伊金霍洛旗打下第一块基石。如今，当初还是一片荒漠的封存地点，已被围墙划出了一块约五百多平米的区域，在这个区域里，已经打出了两口注入井，一口深度约1500米，另一口在2000米左右。

二氧化碳从七公里外的神华煤制油生产线上被分离出来，提纯、液化后，由低温液化槽车运至封存点，通过注入井注入地下深处，封存千年以上。到现在为止，这个项目封存的二氧化碳已经超过万吨。

“神华集团带了个好头”，中国工程院院士倪维斗认为，如果中国要效仿国际推行CCS，可以从煤化工产业开始，“先易后难”。

相对于燃煤电厂，煤化工排放二氧化碳纯度高、易捕集。然而现实的尴尬在于，捕集之后怎么办？择地封存成本高，市场化利用则规模太小。目前的现状是，绝大多数煤化工企业产生的二氧化碳都通过烟囱直接排放到空中。

神华领跑

神华CCS示范项目是中国首个、亚洲规模最大的二氧化碳捕集与封存项目。神华煤制油化工厂排放出来的二氧化碳，捕集后进一步提纯到99%以上，压缩成液态，被装入槽车，然后运至七公里外的咸水层封存地，加压加温，变成超临界状态，然后打入地下。

事实上，神华CCS示范项目在二氧化碳捕集环节具有先天优势。负责监测神华CCS项目运行的北京低碳清洁能源所高级工程师王宝冬告诉记者，“神华煤制油项目采用低温甲醇工艺，在净化气体过程中分离二氧化碳，纯度大约在80-90%，这比电厂捕集二氧化碳要好的多。”

燃煤电厂使用空气助燃，最终排放出来的烟气中二氧化碳占比不到15%，70%以上是氮气。目前燃煤电厂捕集二氧化碳主要有两种方法，一种是富氧燃烧，采用纯氧作氧化剂，排放二氧化碳浓度可达80%以上；一种是燃烧后捕集，无须改造动力发电系统，直接从排放烟气中回收二氧化碳。

“氧气从哪里来，还是要从空气中分离出来，空气分离设备价格昂贵，用起来还需要大量能耗”，倪维斗认为电厂捕集二氧化碳成本太高，“要是采取后一种方法，大约会降低电厂12%的效率。最终要获取同样电力，反而要烧更多的煤”。

倪维斗告诉记者，目前国际上CCS概念炒的很热，国内燃煤电厂跃跃欲试，但CCS需要较大的成本投入，如果一定要做，可以从煤化工二氧化碳开始，先易后难。“煤化工排放的二氧化碳纯度更高，相对燃煤电厂捕集要容易的多”。

对于煤化工而言，不仅仅是煤制油，也包括煤制天然气、煤制乙烯等，二氧化碳浓度普遍可以达到80%以上。煤科总院煤化工分院副院长陈亚飞解释说，现代煤化工以纯氧为氧化剂，在高压下发生反应，其排放出来的二氧化碳浓度比电厂，体积也更小，捕集要容易的多。

二氧化碳容易“捕集”为煤化工减排提供了成本优势。王宝冬介绍说，整个CCS流程中，捕集花费最高，能耗最大。一般说来，CCS捕集成本约占75%，运输成本约占15%，封存成本占10%。就神华CCS项目而言，著名的非营利性机构气候组织认为，该项目中二氧化碳作为煤制油过程的副产品存在，基本不因为捕集二氧化碳消耗能源和产生成本，在捕集成本方面享有巨大的优势。

规模化悖论

尽管捕集带来成本优势，但CCS项目目前在国内还只神华一家。而神华CCS项目，目前注入二氧化碳总量也不过区区万吨左右，还不到神华煤制油项目二氧化碳排放量的1%。该项目远景目标为100万吨，大约可处理神华煤制油项目二氧化碳排放量三分之一。

对于绝大多数煤化工企业来说，处理二氧化碳并不在考虑范围之内，仅有少数企业有二氧化碳市场销售的零星利用。

CCS技术目前还不成熟。王宝冬认为，长期安全性和可靠性是二氧化碳地质封存技术发展的主要障碍。无论哪种地质构造，要作为二氧化碳封存的地点，都需要有封闭性良好的盖层，以避免二氧化碳的泄漏。往地下注入二氧化碳的期间和注入后，都需要持续监测二氧化碳是否泄漏，以及注入后对周围生态环境的影响。

目前神华CCS项目在注入井周围打入了监测井，用来监测千米以下底层中二氧化碳的活动状况。“超临界状态二氧化碳在地下遇到高压力会变成液态，会像水一样，在地下间隙中流动”，王宝冬说，目前神华CCS项目利用计算机模拟，结合地质、温度、压力、二氧化碳注入量等参数，对二氧化碳的动向进行预测。“但如果遭遇地震二氧化碳会不会跑出来，监测要持续多长时间，这在国际上也没一个定论”。

但相对技术原因，成本更为重要。神华CCS项目首期处理二氧化碳规模为10万吨/年，预计投资2.1亿元，但目前并不产生经济效益。事实上，早在该项目奠基之日，神华煤制油化工有限公司党委书记林长平就对媒体坦言：神华CCS暂时看不到直接的经济效益，神华更看重技术的可靠性和可行性。这是神华作为国有骨干企业自觉承担起的社会责任。

但对于其他煤化工企业而言，不能不考虑到CCS所增加的成本。王宝冬认为，CCS本身并不创造价值，注入二氧化碳越多，耗资越大，其他企业自然没有动力。

而市场化利用二氧化碳则受到规模的局限。申银万国分析师王华在其2011年底的一份研报中指出，目前我国的二氧化碳需求量约在260-300万吨，这对于数以亿吨计算的二氧化碳排放量来说，微不足道。

油田注压采油目前仅占二氧化碳市场5%，但未来前景巨大。仅依据1998年化工部公布的数据，中国枯竭油田中仍有38亿桶原油储量，其中0.8 亿立方米可用二氧化碳气驱强化采集，如果按照苏北油田每注1吨二氧化碳增产2.38吨石油标准，粗略估算，油田注压采油所需二样市场可达3000多万吨。

但把这一技术与煤化工排放的二氧化碳结合起来仍有困难。王宝冬介绍说，二氧化碳源与油田相距太远便不具备现实可行性。一般而言，运输距离超过300公里，利用二氧化碳来驱油从经济性、安全性方面来讲都不划算。此外，煤化工产业多为煤炭企业，与石油行业之间壁垒森严，也阻碍了煤化工企业利用二氧化碳驱油的发展。

排放压力

现实在二氧化碳排放上的“无为而治”，却难以阻遏煤化工的发展热潮。陈亚飞告诉记者，目前通过审批、实际开工的煤化工项目并不多，二氧化碳排放总量并不严重，但规划中的煤化工项目很多，“截止到2020年的规划，煤化工项目大概有上百个，产能更是天文数字”。

中银国际在最近的一份报告中指出，国务院明确强调“稳增长”之后，发改委项目审批加速放行，预计近期将有大批新型煤化工项目获得路条。

该报告估算，“十二五”期间通过审批的新型煤化工投资规模约在5500亿-7000亿元人民币，其中涉及煤制天然气约550-650亿立方米，煤制油700-900万吨，煤制烯烃（不含烯烃下游加工）360-660万吨。

事实上，这一报告趋于保守。仅就新疆一地，据其“十二五”规划，截至目前，新疆正在建设和进行前期工作的煤制天然气项目有30多个，年产能力超过1500亿立方米，如果产能全部释放，年消耗煤炭近4亿吨。

为保证“疆气东送”， 中石油、中石化承诺在新疆新建7条天然气外输管道，逐步将千亿方的煤制气输送到东中部市场，据公开资料，一旦规划管道建成，加上已建管道，煤制天然气输送能力将超过1400亿立方米/年。

不仅新疆，包括陕西等煤炭大省纷纷上马各自煤化工项目。中国石化工业联合会公布的2011年上半年行业经济运行数据显示，全国在建和拟建的煤制油项目产能多达4000万吨，煤制烯烃产能达2800万吨，煤制天然气产能接近1500亿立方米，煤制乙二醇产能超过500万吨。

这样的发展势头，给节能减排带来了巨大压力。陈亚飞告诉记者，一吨煤去掉水分、灰分，碳含量约占75%，根据碳和氧的原子比，一吨碳大约会产生3吨多的二氧化碳，考虑到45%左转换成化工品，剩余65%二氧化碳被排放出去。根据这一算法，仅就新疆十二五规划中的煤制天然气产量，其二氧化碳排放量就将达到近5亿吨。

气候组织在《CCS在中国：现状、挑战和机遇》中总结了CCS发展的七大障碍：技术不完善不成熟、缺乏明确的政策指引、缺乏法律法规、缺乏有效的跨企业协调和合作机制、公众接受程度低、缺乏资金、缺乏有效的促进国际技术合作的机制。

这对煤化工行业的减排也极具借鉴意义。倪维斗认为，煤化工企业应该利用好自己在捕集二氧化碳方面的优势，不局限于某一种解决方法，因地制宜，综合利用。“但最关键的是，政府在其中应起到主导作用，不管补贴也好，罚款也罢，政府应该拿出一个顶层设计。”