中国煤化工碳捕集利用与封存基础设施建设需求预测

徐玉兵，宋东昱，骆亮

(1.新疆敦华绿碳技术股份有限公司；2.中国石油天然气集团有限公司咨询中心）

碳捕集、利用与封存（CCUS）是国际公认的能够实现化石能源大规模直接减排和低碳利用的重大技术，是各国实现碳中和目标的重要支撑。国际能源署（IEA）预测，到2050年全球采用CCUS技术减少的碳排放量将从2020年的4000万吨/年的水平增长至2050年的56.35亿吨/年，将为钢铁、水泥、化工、燃料转换和发电行业实现16%～90%的碳减排量，CCUS技术应用前景广阔。2020年9月，中国向世界宣布了力争2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和的目标。全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究报告》《中国2060年前碳中和研究报告》和《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，把CCUS定位为中国碳达峰、碳中和（即“双碳”）的“兜底”技术[1-3]。

1 CCUS技术在中国实现“双碳”目标与低碳发展中的重要作用

1.1 中国碳减排需要CCUS技术

中国是全球制造业大国、能源消费大国，也是碳排放大国。中国富煤、缺油、少气的资源禀赋特点使得煤炭在一次能源消费中居主导地位。2020年，在中国一次能源消费结构中，煤炭占比为56.9%。原煤利用是中国目前碳排放的主要来源，捕集利用与封存原煤利用过程排放的二氧化碳是中国实现“双碳”目标与低碳发展的关键。

工业和信息化部2021年发布的数据显示，中国制造业对世界制造业的贡献比重接近30%，工业制成品出口约占全球的1/7，仅光伏产业就为全球市场供应了58%的多晶硅、93%的硅片、75%的电池片、73%的组件，是名副其实的全球工业制造大国。中国2020年一次能源消费量为49.8亿吨标煤，约占全球总量的26.13%。其中，石油消费量为6.69亿吨，对外依存度为70.85%；天然气消费量为3306亿立方米，对外依存度为41.32%；煤炭消费量为28.29亿吨，全球占比为54.33%，比例最高。中国2020年二氧化碳排放量为98.94亿吨，能源活动过程中排放的温室气体约占全球的30.7%。其中出口产品生产过程排放的二氧化碳约占中国二氧化碳排放总量的20%，约占全球二氧化碳排放量的6%，是名副其实的碳排放大国。中国实现“双碳”目标任务艰巨。

煤炭作为燃料，2020年燃煤发电约占中国发电总量（77790.6亿千瓦时）的63.2%。2019年，中国火电碳排放量约占工业碳排放总量的32%，居火电、水泥、钢铁、煤化工、炼化、聚乙烯、合成氨、电石八大碳排放源之首（见图1）[4]。全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》提出，“中国一次能源消费将由2019年的48.6亿吨标煤增长到2025年的56亿吨标煤、2030年的60亿吨标煤，稳定到2050年，2060年降至59亿吨标煤；社会用电量将由目前的7.51万亿千瓦时增加到2025年的9.2万亿千瓦时、2030年的10.7万亿千瓦时、2060年的17万亿千瓦时”，指出“新增电力主要为光电、风电等清洁能源发电，华中和东部地区原则上不新增燃煤发电机组”，并规划了通过绿色数字能源智能电网实现“双碳”目标的路径。然而，目前还没有规模有效的技术来平抑光电、风电的无序波动，尚存在弃光电和风电的现象。为实现2030年碳达峰和2060年碳中和目标以及保障供电安全，在役和拟建大型燃煤发电机组配套建设CCUS设施，是目前和今后中国火电碳减排的经济、合理、规模、有效的手段。

图1 中国八大二氧化碳排放源占比

煤炭作为化工原料，可以生产甲醇、烯烃、乙二醇及其下游多种化工产品，在中国境内需求量大，供不应求。目前，中国乙二醇对外依存度高达70%，烯烃对外依存度为10%，但烯烃下游产品聚乙烯树脂和聚苯乙烯树脂的对外依存度分别达到46.5%和27.7%。现代煤化工作为中国的新兴产业，“十二五”期间得到了大力发展。但是煤化工领域是二氧化碳排放大户，占中国碳排放总量的17%，位居八大碳排放源行业的第四位。近年来，受碳减排制约，中国煤化工发展滞缓，急需配套建设CCUS设施，破解发展瓶颈。

1.2 CCUS是实现工业生产零碳排放的必由之路

工业生产碳排放量包括燃料（煤炭、石油、天然气）燃烧过程排放和生产过程排放。以中国建筑材料工业为例，燃料燃烧过程碳排放按燃料实际发热值、燃料含碳量、建材各生产工艺碳氧化率核算；工业生产过程二氧化碳排放源主要是水泥熟料和石灰，碳排放按产品中碳酸钙和碳酸镁含量核算。根据中国建筑材料联合会发布的《中国建筑材料工业碳排放报告（2020年度）》，2020年中国建筑材料工业排放二氧化碳总量为14.8亿吨，其中燃料燃烧过程排放二氧化碳约5.56亿吨，占总量的37.58%，工业生产过程排放二氧化碳约9.24亿吨，占总量的62.41%。

对于工业生产燃料燃烧过程排放的二氧化碳，中国正通过可再生能源电力替代化石燃料燃烧来降低碳排放；对于大量的工业生产过程中排放的二氧化碳，主要工业国家正在提高生产工艺技术、利用海洋湖泊、增加森林植被的同时，建设配套规模的CCUS设施来实现碳中和。CCUS也是中国实现工业生产零碳排放目标的必由之路。

2 中国可捕集的主要二氧化碳资源及趋势

2.1 火电、水泥、钢铁和煤化工是中国碳减排的四大重点行业

在中国排放二氧化碳较为集中的火电、水泥、钢铁、煤化工、炼化、聚乙烯、合成氨、电石八大行业中，按二氧化碳排放量排序，主要碳排放源以火电、水泥、钢铁和煤化工为主，其碳排放量占总量的92%，其余4个行业碳排放量占比相对较小，约为8%；按二氧化碳排放浓度划分，低浓度的以火电、水泥、钢铁及炼化行业为主，高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少；按单个企业二氧化碳排放规模对比，火电企业二氧化碳排放量多在10亿吨/年左右，电石、炼化、合成氨及聚乙烯企业二氧化碳排放量规模相对较小，每年数十吨至数百万吨不等，煤化工、钢铁、水泥行业的企业二氧化碳排放量范围很大，一般在1亿～30亿吨/年。因此，火电、水泥、钢铁和煤化工4个二氧化碳排放量最大的行业是中国碳减排的重点目标行业。

2.2 火电、水泥、钢铁和煤化工行业二氧化碳排放及趋势

2.2.1 火电行业

1）存量规模大，是目前中国最大的碳排放源。2020年，中国全口径火力发电装机容量达到12.45亿千瓦，比上年增长4.7%，占全国装机容量的56.58%。中国火电主要为燃煤发电和天然气发电。2020年煤电装机容量为10.80亿千瓦，比上年增长3.8%，占全国装机总容量的49.07%，首次降至50%以下，煤电目前仍然是满足电网系统调节需求的最好方式；气电装机容量为9802万千瓦，比上年增长8.6%，占全国装机容量的4.45%。火电厂属低浓度的排放源，二氧化碳排放浓度在8%～15%，但就排放量而言，是规模最大的二氧化碳排放源，占八大排放行业总排放量的32%。

截至2020年底，中国十大火电装机省（区）分别是：山东（1.11亿千瓦）、江苏（1.01亿千瓦）、广东（9550万千瓦）、内蒙古（9385万千瓦）、河南（7068万千瓦）、山西（6878万千瓦）、浙江（6358万千瓦）、新疆（6337万千瓦）、安徽（5561万千瓦）、河北（5301万千瓦）[4]。

2）燃煤发电严控增量，优化存量，有序退役。2021年4月22日，国家主席习近平在北京以视频方式出席领导人气候峰会，并发表题为《共同构建人与自然生命共同体》的重要讲话。习近平指出，中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。为了落实“双碳”目标，中国将继续积极推动中国煤电行业清洁低碳转型发展，按照坚守安全底线、严格控制增量的原则，控制新增煤电规划建设，进行煤电机组节能减排改造。2020年，中国用电量为7.5万亿千瓦时，预计2030年达到10.7万亿千瓦时，年均增长3.6%，电能占终端能源的比重为33%；新增终端用能需求主要由清洁能源发电满足；火电将由主力电源逐步变为辅助电源[3]。由于发电任务将尽量由清洁能源承担，火电利用小时数将整体呈下降态势，火电主要承担调峰功能。

基于风光电源不稳定的特性，大规模上网将对电网形成冲击，必须配备储能或调峰电源。目前储能成本较高，风光发电＋储能的生产成本距平价（不补贴，以当地主导电价上网。当地火电基础价格见《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》）尚需时日。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2020年中国弃风电量为166.1亿千瓦时（风电利用率为96.5%）、弃光电量为52.6亿千瓦时（光伏发电利用率为98%），目前只有火电具有大规模调峰能力。因此，未来5年内仍需增加火电机组以满足新增用能和辅助调峰需求。中国火电机组容量有望在“十四五”末达峰，期间火电将继续淘汰落后机组，新增机组将以燃机（天然气发电）且大容量机组为主；2030年后无新增火电装机容量，在役机组每年将逐步退出电力市场，直至2060年碳中和时存量火电装机清零[3]。同时应该看到，为了应对可再生能源发电增长的波动性和不稳定性，煤电机组还要有一定增长；煤电装机容量虽然增长了，但煤电装机所占比重和煤电发电量都在下降，2010－2020年中国煤电发电装机占比和煤电发电量占比分别下降了18和22个百分点。

2019年中国燃煤发电量为4.92万亿千瓦时，占全国总发电量的63.2%，预计2030年下降到42%[3]。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，未来将严控东中部地区新增煤电项目；在役煤电机组逐步有序退役，为清洁能源发电腾出发展空间，预计燃煤机组装机容量2023年为10.9亿千瓦，2025年达到峰值11亿千瓦[3]，2030年、2050年分别为10.5亿千瓦和3亿千瓦左右，到2060年煤电全部退役；煤电排放的二氧化碳对应其装机容量也是先增后减，煤电碳排放量由2019年的39.6亿吨增加到2023年的42亿吨，2025年达到峰值43亿吨，2028年、2030年分别为42.9亿吨和39亿吨，直至2060年为零[3]。

天然气发电装机容量由2020年的0.98亿千瓦（占比4.5%）逐步增加，2030年达到1.85亿千瓦（占比4.9%）、2050年3.3亿千瓦（占比4.4%）、2060年3.2亿千瓦（占比4.0%），然后趋于稳定。2020年，中国天然气对外依存度为41.32%，中国大规模发展气电受限。天然气发电操作灵活，调峰效率更高，相比新增煤电机组更具优势，将来主要用于电网调峰和应急，从提升电力系统灵活性的角度来看，适量增加天然气发电是更好的选择。考虑到天然气来源以及输气、输电成本和现有设施，天然气发电将主要替代东中部在役大型燃煤机组和新增机组，与将来新增的燃氢机组共同承担电网调峰功能。

3）精准实施二氧化碳捕集与封存技术。国家发展和改革委员会副秘书长苏伟在2021年4月22日中外媒体吹风会上指出，未来中国将继续研究推动煤电的低碳化发展，并积极开展试点示范项目，包括通过碳捕集封存技术来控制和降低煤炭消费带来的碳排放量。煤电机组的设计寿命一般是30年，即使延长5～10年，最终的生命周期也在35～40年。“十四五”期间新增加的煤电装机容量（目前在建1亿千瓦左右）要服役到2055年，甚至可能到2060年，碳捕集与封存技术具有广阔的发展前景。

碳捕集与封存技术在火电行业的应用方向应集中在新增燃煤电厂、燃气电厂和计划由天然气替代的在役燃煤电厂以及在役和新建坑口煤电厂，尤其是碳达峰前的新增燃煤电厂。从区位上划分，内蒙古和新疆煤田的坑口煤电厂，以及经济发展较快的环渤海、长三角、珠三角地区的新增和接替燃煤的天然气发电厂是配套建设碳捕集与封存设施的目标电厂。考虑到二氧化碳捕集工厂及其输送管道投资大、回收期长以及煤电严控新增、在役有序退役，碳捕集与封存在煤电行业的应用，应控制好投资风险，根据国家政策、碳税推动进程、新增火电和气电替代煤电规划，精准配套建设火电碳捕集封存设施，但不排除大型电力公司近期出资建设火电碳捕集封存配套设施。

2.2.2 水泥行业

企业众多，碳排放量高。2020年，中国水泥行业二氧化碳排放量为12.3亿吨，比上年上升1.8%，其中煤燃烧排放比上年上升0.2%，工业生产过程排放比上年上升2.7%。水泥行业二氧化碳排放量仅次于火电，约占中国八大排放源行业二氧化碳总排放量的22.4%，是中国实现碳达峰、碳中和的重点治理行业。水泥生产企业主要分布在中国东南沿海一带经济发达地区和西南地区，在西北和东北地区分布较少。水泥属于低浓度排放源，其排放浓度大约在11%～29%。

产能严重过剩。近年来，中国水泥行业发展迅速，国家统计局发布的数据显示，2021年1－3月，全国水泥产量为43911万吨，全国水泥人均消费量是发达国家的3～5倍。目前水泥行业面临减排任务重、产能过剩严重的局面，随着房地产行业持续下行，未来水泥需求量将持续减弱。

碳捕集封存技术是水泥行业实现零碳排放的必然选择。水泥行业二氧化碳排放主要来自碳酸盐分解、燃料燃烧和电力消耗。水泥生产燃料（例如煤炭、焦油、生物质）加热到1600℃所产生的二氧化碳，约占水泥行业碳排放总量的40%；石灰石煅烧化学过程产生的碳排放约占60%。预计水泥行业“十四五”期间实现碳达峰，二氧化碳排放峰值约为13.76亿吨。目前，水泥行业大力发展水泥生产石灰石熟料替代等技术，随着燃料由电和氢替代，碳排放得到一定控制，但是目前技术减排作用有限。中国水泥行业要实现零碳排放，水泥生产过程中石灰石分解产生的二氧化碳，必然会采用碳捕集封存技术处理。

2.2.3 钢铁行业

中国钢铁行业二氧化碳年排放量约占八大排放源行业总排放量的21.2%，是继火电和水泥之后的第三大二氧化碳排放行业。由于钢铁企业需要发达的交通支持，所以钢铁企业主要分布在中国交通比较发达的京津冀和长三角地区。中国2020年粗钢产量为10.53亿吨。钢铁企业属于低浓度排放源。

钢铁行业面临碳减排与需求增长的异向压力。中国是冶铁炼钢大国，粗钢产量占全球粗钢产量的一半以上。作为能源消耗高密集型行业，钢铁行业是制造业31个门类中碳排放大户，中国钢铁行业碳排放量占全球钢铁碳排放总量的60%以上，约占中国工业碳排放总量的15%，碳排放治理任务艰巨。中国又是钢铁消费大国，钢材需求量大，粗钢产量难降，即使在疫情暴发的2020年，中国粗钢产量依然比上年增长7%。2020年，中国黑色金属冶炼及压延加工业投资比上年增长27.5%，远高于制造业投资增速水平。冶金工业规划研究院2020年12月21日发布的一份预测报告显示，2020年中国钢材消费量达到9.81亿吨，比上年增长9.6%，创历史新高；根据中国钢铁协会的数据，2021年中国钢材表观消费量为9.95亿吨，比上年增长1%。

碳捕集封存技术助力企业零碳发展，保障中国钢铁供需安全。在生产侧，2020年，中国钢铁行业碳排放量为16.3亿吨。目前“中国式”电炉炼钢工艺，因其注入过多铁水并未发挥减排作用；吨钢二氧化碳排放量为3.07吨，其中电炉炼钢工序二氧化碳排放量最大，为1.4吨，尤其是代替废钢加入铁水（粗钢+少量废钢→电炉→产品钢）导致吨钢排放二氧化碳1.419吨[5]。在需求侧，社会对钢材的需求在增长，经济可行的降碳空间有限。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究》《中国2060年前碳中和研究报告》，通过推进钢铁行业更大比例的废铁利用和电弧炉应用、氢能和生物能炼钢技术进步来减少碳排放，预计2030年中国钢铁行业实现电气化率21%，碳排放量可望降至12.8亿吨。中国要实现钢铁企业零碳排放，需要实施碳捕集封存技术。由于冶铁炼钢产业链长，全过程碳捕集难度大、费用高，需要国家政策扶持和碳税补贴，但不排除特大型钢铁企业（例如中国宝武钢铁集团有限公司）率先实施碳捕集与封存。

2.2.4 煤化工行业

目前中国煤化工行业主要包括煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制甲醇和煤制乙二醇。烯烃、甲醇和乙二醇是重要的基础有机化工原料，烯烃是石油化学工业中生产塑料、合成纤维和橡胶的主要原料，尤其是乙烯，被认为是国家工业发展水平的重要标志。烯烃、芳烃和乙二醇是中国消耗量最大的三种基本有机化工原料，国产量不足，需要大量进口。

“十一五”以来，在国家积极鼓励之下，中国新型煤化工发展迅速，基本实现了产业化应用。新型煤化工技术先进，是今后中国发展的重点和方向。目前，中国依托煤田逐步形成了以鄂尔多斯、宁东、榆林大型特大型煤化工基地为主的具有一定规模的煤化工园区36个，分布在内蒙古、新疆、陕西、山西等15个省区。煤化工属于典型的高碳排放行业，中国煤化工企业2020年二氧化碳排放量约为3.7亿吨，约占八大排放源行业二氧化碳总排放量的16.8%。煤化工厂属于高浓度的二氧化碳排放源，很多煤化工厂排放的尾气经过简单处理就可以用于油田提高采收率，大大降低了二氧化碳的来源成本。

一直以来，乙烯、丙烯生产消耗大量石油，助推中国原油和天然气对外依存度攀高。基于中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，发展煤化工产业关系到中国经济长期稳定发展和能源安全，尤其是在高油价下，新型煤化工的优势明显。“十三五”规划把煤化工定位为中国重点发展的战略性新兴产业，丰富的煤炭资源和巨大的煤化工产品市场需求，造就了中国煤化工发展的独特优势。当前中国是世界上第二大经济体，也是最大的发展中国家，对油品、天然气、烯烃、乙二醇和芳烃有着巨大的需求。预计未来10年，中国化工行业产值年均增速将保持在5%左右，到2030年产值达到26万亿元，碳排放量增至约6.4亿吨。煤化工在化工产业中具有举足轻重的地位，其产品端对应的多种工业原料（例如甲醇、烯烃等）与人们日常生活息息相关，放眼未来40年，煤化工行业依然不可或缺。

CCUS技术助力煤化工碳减排前景较好。煤化工作为以煤为原料的排碳大户，高碳排放正是煤化工产业长期被诟病的主要原因之一，仅依靠煤化工生产系统自身的技术进步和效率提升，实现煤化工低碳清洁发展仍面临挑战，配套建设CCUS设施是煤化工减少高碳排放、健康发展的有效途径，煤化工行业是中国实施碳捕集封存的首要行业。煤化工是新兴产业，碳捕集成本低，加之驱油增收，二氧化碳捕集埋存与提高采收率（CCS-EOR）工程技术经济上可行，投资风险可控。

3 中国可进行二氧化碳封存的资源现状与潜力

3.1 二氧化碳地质封存构造资源丰富

中国已完成全国二氧化碳理论封存潜力评估，地质封存潜力约为1.21万亿～4.13万亿吨。陆上咸水层封存技术完成了10万吨级规模的示范，海底咸水层封存、枯竭油田、枯竭气田封存技术完成了中试方案设计与论证[6]。

中国人民银行、国家发展和改革委员会、中国证券监督管理委员会发布的《绿色债券支持项目目录（2020年版）》数据表明，从驱油封存角度考虑，中国约有100亿吨石油地质储存量适宜于二氧化碳驱油，预期可增采原油7亿～14亿吨；全国的枯竭油气田、无商业价值的煤层和深部咸水层的二氧化碳封存潜力超过2300亿吨，其中咸水层封存潜力最大。

中国石油勘探开发研究院的《中国二氧化碳地质储存沉积盆地潜力与适宜性评价》报告表明，中国现有石油空腔具备150亿吨二氧化碳的埋藏潜力。新疆、中原、辽河、吐哈、长庆、大港、江苏、华北、江汉九大油田采用二氧化碳混相驱，注入1801.3亿立方米二氧化碳预计可增加原油可采储量17309.43万吨（见表1）。

表1 中国九大油田二氧化碳混相驱潜力预测

3.2 二氧化碳捕集源与油藏封存汇匹配好

油气藏天然密封性好，是二氧化碳地质封存的首先构造。中国油气区块众多，位于二氧化碳排放企业密集的中东部地区，从北向南坐落着大庆油田、吉林油田、辽河油田、冀东油田、大港油田、渤海油田、华北油田、陕甘宁蒙油气田、中原油田、江苏油田、河南油田、江汉油田，二氧化碳源汇区位匹配较好，基本满足就近油气藏封存条件，例如天津滨海煤气化联合循环电厂捕集的二氧化碳，通过管道输送到大港油田注气井场距离仅为35千米。

3.3 新疆具有实施CCUS的良好基础

3.3.1 具有煤炭资源优势

根据最新的煤炭资源普查情况，中国煤炭资源预测总储量为5.62万亿吨，其中新疆煤炭储量为2.19万亿吨，占全国煤炭预测总储量的39%，居全国第一位。新疆煤炭品质好，但是受运力限制，运输成本高，只能就地转化，煤炭资源基础雄厚，发展煤化工潜力巨大。

“十三五”期间国家出台了多项关于控煤减排、保护环境的政策条例，环境污染一直制约着煤炭资源丰富省份的经济发展，煤化工企业更是当地政府环境监管的重点。中国“双碳”目标规划的推进，创造了煤化工行业通过碳捕集与封存破解发展瓶颈的有利时机。

3.3.2 二氧化碳驱油需求大、效益好

新疆区内有6处煤化工园区，聚集着11个煤化工项目，已建成产能的碳排放量约为3900万吨/年，其中北疆准噶尔盆地准东、甘泉堡和淖毛湖3个煤化工园区的5家在役煤化工厂，经核算2020年二氧化碳排放量约为790万吨。

新疆区内现有石油开采空腔具备40亿吨二氧化碳的埋存潜力，二氧化碳驱油混相和非混相地质储量为116429.7万吨，可增加原油可采储量12062.6万吨，埋存二氧化碳约36252.8万吨[7]。

北疆准噶尔盆地有可利用的废弃及低效石油地质储量3亿吨，按全球最低换油率注入1吨二氧化碳采出0.2吨原油测算，可增产原油6000万吨。

4 中国煤化工CCUS基础设施建设需求预测

随着中国能源绿色转型战略的推进，煤化工行业将面临更大的减排压力，能源领域将迎来根本性的调整，煤化工加快绿色转型已成为当务之急，CCUS技术在中国煤化工行业的配套应用日趋紧迫，条件具备，时机成熟。

4.1 在役、在建、拟建CCUS工程二氧化碳捕集源与封存汇的距离

4.1.1 全球CCUS工程捕集源与封存汇的距离

根据生态环境部环境规划院等发布的《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）》[8]，世界上有400多个CCUS项目（含运行、在建和规划项目），其中年捕集规模在40万吨以上的大规模综合性项目有43个。全球大规模综合性CCUS项目及二氧化碳捕集主要集中在北美和欧洲，占比为62%；其次是澳大利亚和中国。二氧化碳运输距离一般在0～315千米，多数超过100千米。

魏一鸣等[7]基于地理信息数据、行业数据、土地利用数据等构建了全球1千米×1千米尺度的碳排放网格数据库，界定并识别了4220个CCUS碳簇，核算了全球794个陆上盆地的二氧化碳封存潜力，建立了基于碳簇的全球CCUS源汇匹配优化模型，发现80%的二氧化碳排放源与地质封存汇匹配发生在300千米的经济合理的运输距离内。

4.1.2 长三角人口密集经济区CCUS工程捕集源与封存汇的距离

位于长三角地区的江苏省，境内碳源侧有22家燃煤电厂，有江苏沙钢集团、江苏永钢集团、中天钢铁集团等多家钢铁企业，碳汇侧有江苏油田和1个已探明的适合封存二氧化碳的深部咸水层。江苏油田的真武、花庄、帅垛、草舍和海安5个油区适合二氧化碳强注采油。数据统计显示，22家燃煤电厂与油田注气井场的距离平均为130千米，钢铁企业均在江苏油田泰州油区200千米范围内[6]。

4.1.3 新疆地广人稀区域CCUS工程捕集源与封存汇的距离

拟建的敦华石油公司新疆准噶尔盆地1600万吨/年碳捕集与驱油输送管道工程，现已完成可行性研究报告。碳捕集源为准东、甘泉堡和淖毛湖3处工业园区内5家化工企业的5个在役和2个拟建的煤化工厂排放尾气，7个工厂设计尾气排放量合计2066万吨/年。项目工程在3个工业园区共建设4座二氧化碳捕集工厂（甘泉堡园区二期距离一期20千米，实际上是4个工业园区），可从煤化工厂尾气中捕集到液态二氧化碳产品1606万吨/年。二氧化碳通过管道输送到新疆油田的三台、火烧山、彩南、石西、陆梁、夏子街、玛北、八区下吾尔禾8大油区驱油封存。干线和支线管道线路合计1369千米，管道系统采用液态常温泵到泵密闭输送工艺。

准东工业园区距离火烧山注气油区最近，只有30千米；淖毛湖工业园区距离8大注气油区最远，管道外输二氧化碳第一站是三台油区，在三台油区注入油井驱油封存，剩余二氧化碳继续由管道输送到下一油区。鉴于本项目1606万吨/年二氧化碳需要8个油区注完，准东、甘泉堡一期、甘泉堡二期和淖毛湖4个煤化工园区距离注气油田的平均当量距离为342千米。

综上，全球在役和拟建二氧化碳捕集封存项目捕集源与地质封存汇的距离多数在200～300千米。

4.2 中国煤化工项目及其碳排放量

4.2.1 煤化工项目

根据徐振刚《中国现代煤化工近25年发展回顾·反思·展望》[9]和张维佳《2020年中国煤化工行业市场现状和发展前景预测“十四五”期间设计产能达3600万吨》[10]等文献统计，截至2020年底，中国建成投产煤制油项目10个，产能为1123万吨/年（见表2）；煤制天然气项目5个，产能为64.35亿立方米/年（见表3）；煤制乙二醇项目24个，产能为485万吨/年；煤制烯烃项目13个，产能为879万吨/年（见表4）。

表2 中国已建成投产的煤制油工业化示范项目

表3 中国已建成投产的煤制气工业化示范项目

表4 中国已建成投产的煤制烯烃工业化示范项目

4.2.2 中国建成投产煤化工企业碳排放总量测算

根据《现代煤化工行业“十四五”发展指南（2019）》，截至2019年底，中国煤制化学品建成产能为煤制甲醇6779万吨/年、甲醇制烯烃742万吨/年、煤制乙二醇433万吨/年。2020年前三季度煤制油装置开工率为59.3%；煤制天然气装置开工率为85%；煤制烯烃装置基本满负荷运行；煤制甲醇装置产能过剩较大，开工率为54.3%；煤制乙二醇装置开工率为57%。中国建成投产的煤化工企业2020年二氧化碳排放量约为3.68亿吨，满负荷运行二氧化碳排放量高达5.33亿吨（见表5）。

表5 中国已建成投产煤化工企业二氧化碳排放量测算

4.3 在役规模煤化工园区二氧化碳捕集工厂与输送管道

4.3.1 中国规模煤化工园区发展现状

规模煤化工园区指依托大型煤田且具有一定规模的煤化工集团。内蒙古鄂尔多斯煤化工示范区、陕西榆林煤化工示范区、宁夏宁东煤化工示范区和新疆北疆煤化工示范区是中国最大的煤化工基地。目前，中国规模煤化工园区有36座，分布在内蒙古（10座）、新疆（6座）、陕西、宁夏、山西、河北、黑龙江、甘肃、辽宁、山东、河南、江苏、云南、贵州、广西。这36座煤化工园区聚集着约66家煤化工厂，其中煤制油10家、煤制气5家、煤制烯烃13家，其余为煤制甲醇、甲醇制烯烃和煤制乙二醇等工厂。

4.3.2 二氧化碳捕集工厂规划

依据现有煤化工园区相对地理位置和单个煤化工厂规模，规划二氧化碳捕集工厂的建设方案。

以宁夏宁东能源化工基地为例。宁东能源化工基地分设煤化工园区、石化园区、国际化工园区、新材料园区4个核心园区。其中煤化工园区方圆40平方千米，且域内有陕甘宁蒙油气田的多个油气区块，是目前中国最大的煤制油和煤制烯烃上产基地；区内核心企业有神华宁煤、宝丰能源集团、国电中石化合资公司、捷美丰友；建成投产的煤化工项目主要集中在靠近银川的灵武市园区、东南的宝丰循环经济园区和靠南的红寺堡园区，灵武距离红寺堡约90千米，距离宝丰约40千米。综合考虑3个循环经济园区的距离、建成运行的煤化工规模和周边就近可地质封存的油气区块等因素，适合规划建设3个二氧化碳捕集工厂。

要实现中国36座煤化工园区内的66家煤化工厂的二氧化碳捕集，经测算，需对应就近建设约43家二氧化碳捕集工厂，其中内蒙古地区11家（见表6），新疆地区6家（见表7），陕西5家，山东4家，宁夏3家（见表8），山西、河南各3家，黑龙江、辽宁、河北、安徽、江苏、湖北、青海、贵州各1家。在役66家煤化工厂在满负荷运行的工况下，43家二氧化碳捕集工厂可捕集二氧化碳2.86亿吨/年。

表6 内蒙古煤化工园区二氧化碳捕集工厂规划

表7 新疆煤化工园区二氧化碳捕集工厂规划

表8 宁夏宁东煤化工园区碳捕集工厂规划

4.3.3 二氧化碳管道输送距离

43家二氧化碳捕集工厂产品液态二氧化碳全部由管道输送到就近油气田，或注入井下驱油或采气。对于少数规模庞大的捕集工厂生产的二氧化碳，就近油气区块接纳容量有限，需输往多个较远的油气区块，例如，位于宁夏灵武市的宁东煤化工园区“神华宁煤宁东400万吨/年间接液化煤制油项目”每年可捕集液体二氧化碳2750万吨，需采用管径914毫米的管道输往多个油气区块。需要说明的是，二氧化碳分子比甲烷小，吸附能力较强，采用二氧化碳驱替煤层气（例如山西沁水盆地煤层气田）和页岩气封存，在理论上可行，但在工业生产上的规模小，二氧化碳用于提高天然气采收率尚需验证和完善。根据初步测算，目前，全国36个规模化煤化工园区规划建设43家二氧化碳捕集工厂，生产的二氧化碳就近输往油气区块驱油或采气的管道输送距离为1万～1.5万千米。二氧化碳捕集工厂规模配置的外输管道直径一般为406毫米、508毫米、610毫米、711毫米、813毫米和914毫米，不同管径的管道输送能力见表9。

表9 不同管径的管道二氧化碳输送能力

4.3.4 工程投资

目前，中国已经建成投产的煤化工项目产能规模对应的二氧化碳排放量约为5.33亿吨/年，36座煤化工园区的66家煤化工厂每年排放二氧化碳约2.85亿吨，对应建设43家二氧化碳捕集工厂及1万～1.5万千米外输管道，预计工程总投资高达2000亿～2300亿元，其中二氧化碳捕集工程投资约1343亿元（见表10），管道工程投资约643亿～964亿元。

表10 规模煤化工园区二氧化碳捕集项目投资

36座煤化工园区以外的煤化工项目是规模较小且分布零散的煤制甲醇项目、少量的甲醇制烯烃项目和煤制芳烃项目。每年5.33亿吨二氧化碳全部通过新建捕集工厂和管道输往油气田地质封存，需要建设二氧化碳捕集厂上百座、输送管道2万～2.5万千米，工程总投资可能高达4000亿元。

5 相关建议

CCUS技术是破解目前中国煤化工行业发展瓶颈的现实有效途径，符合国家实现“双碳”目标的路径规划。随着在役煤化工配套CCUS设施在“十四五”期间工业规模推广应用，将逐步有效解决国家和地方环境监管部门长期以来在煤化工碳排放方面的环境压力，预计“十五五”期间中国将迎来煤化工产业新发展，产能规模上台阶，技术水平创新高。

中国实现碳中和应做好“加减法”：一手通过清洁能源替代减少二氧化碳排放，另一手利用碳捕集封存等技术增加碳汇，实现排放量和吸收量的平衡。未来中国利用CCUS技术进行碳减排是必然趋势，应及早做好CCUS技术应用的规划部署工作。

1）煤化工是中国国家能源安全战略的新兴产业，符合中国“缺油、少气、富煤”的资源禀赋。配套建设CCUS设施是解决目前煤化工行业因环保压力而发展受困的重要途径。建议国家组织相关企业推进煤化工尾气碳捕集、驱油与封存项目工程的建设。

2）新疆是中国大型煤化工基地，新疆油田适合二氧化碳驱油封存。应尽快实施新疆准噶尔盆地煤化工及其自备电厂和坑口煤电排放尾气碳捕集与输送管道示范工程，积累经验，加速向大型煤化工基地推广。北疆仅在役煤化工厂排放的尾气中，就可捕集到1600万吨/年二氧化碳（液态），注入油藏封存，可为国家增产原油480万吨/年，工程在经济上是可行的。

3）国家组织有关科研院所，在全国范围内普查适合二氧化碳驱油、二氧化碳驱气的油气藏规模和适合二氧化碳地质封存的咸水层规模；编制CCUS中长期规划和愿景。

4）开展二氧化碳提高天然气采收率、驱替煤层气、增强页岩气开采的技术研究和工业试验，开发相关技术，积累经验，指导CCUS技术利用规划及其工程建设。

5）新建煤化工项目、新建煤电项目应配套规划建设CCUS设施作为项目在国家备案批复的必要条件；将配套的CCUS设施与煤化工主体工程统一规划、协同施工、同时建成投运作为工程竣工验收的必要条件。

6）推动碳排放权交易和碳税政策落实到位；鼓励大型资本、民间资金投资CCUS工程建设。