碳中和技术创新与产业布局

近日，碳中和产业发展创新大会在南京举行。两院院士、行业专家汇聚一堂，解读碳中和领域前沿热点问题、探讨行业未来发展趋势，积极为推动碳中和产业高质量发展建言献策。本版整理了部分专家观点进行分享，敬请关注。

 

CCUS正实现规模化示范、产业化发展

 

“中国石化联合壳牌、巴斯夫、宝武等企业，在华东地区开展国内首个开放式千万吨级CCUS（碳捕集、利用与封存）研究项目，聚力推动华东地区现有产业脱碳，助力区域绿色低碳循环经济发展。”中国石化党组书记、董事长马永生在大会上的发言透露出一条重要信息：CCUS正在实现规模化示范和产业化发展。

 

中国工程院院士、中国石油科学技术协会主席孙龙德介绍，自2015年《巴黎协定》签署以来，全球CCUS产业迎来历史性转折，步入了经济效益与社会效益并重、双轮驱动的快速发展轨道，实现了显著增长。

 

截至今年上半年，全球范围内已投入运行的CCUS项目总数达到89个，每年可捕集二氧化碳约5600万吨。这些项目不仅在数量上持续增长，而且在技术上实现了重要突破。捕集碳源逐步从传统的石油化工领域向电力、水泥、钢铁等更多高排放行业拓展，封存技术也日趋成熟，特别是咸水层二氧化碳封存技术深入发展，为CCUS规模化应用开辟了新路径。

 

我国CCUS技术发展势头迅猛。截至2022年底，全国范围内已投入运行的CCUS项目12个、在建项目接近100个，形成了多点开花、全面布局的良好局面。

 

中国石油早在1965年就在大庆油田建设CCUS项目，累计封存二氧化碳720万吨，还在巴西开展了两个400万吨级以上的封存项目，并在海南成功实施了国内首个咸水层二氧化碳注入项目，为CCUS技术的国际化应用与合作树立了典范。

 

中国工程院院士、中国石化首席科学家李阳介绍，中国石化积极推动CCUS技术发展，已建成一个平台（CCUS重点实验室），正在推进两项工程（胜利油田驱油封存项目、华东地区国内首个开放式千万吨级CCUS研究项目）。

 

二氧化碳驱油与封存协同技术是中国石化的一大亮点，能够高效利用捕集的二氧化碳进行油田驱油作业，提高油气采收率。中国石化与壳牌、巴斯夫、宝武等企业联合开展的开放式千万吨级CCUS研究项目，汇聚多方优势资源，探索经济可行的商业模式，将为全球CCUS产业发展提供重要参考和借鉴。

 

在技术推广方面，中国石化不断优化完善不同排放源的捕集技术、管道输送技术，以及二氧化碳驱油和封存技术，将进一步降低CCUS项目成本、提高经济性、增强市场竞争力。此外，中国石化重点研究的二氧化碳驱水与封存的协同技术，对于我国缺水地区具有重要意义。

 

中国科学院院士、清华大学化学工程系教授费维扬提出，目前低浓度二氧化碳捕集技术受高昂成本限制，仍面临诸多挑战。2014年，加拿大建成了100万吨/年低浓度二氧化碳捕集驱油项目，到2022年仍未达到设计标准，这一实例显示出当前低浓度二氧化碳捕集技术在实践中的瓶颈，也揭示了深入研究和创新的必要性。

 

低浓度二氧化碳捕集技术的发展对于我国的意义尤其重大。我国燃煤电厂烟道气中二氧化碳的浓度仅在12%左右，但排放总量大，接近全国二氧化碳排放量的50%。据国际能源署（IEA）估算，燃煤电厂实施CCUS技术的捕碳成本约为每吨60美元，这一数字凸显了开发大型化、低成本且安全可靠的CCUS技术的紧迫性。

 

国内外的众多研究表明，化学吸收法因相对成熟的技术体系和经济性备受市场关注。目前，清华大学已成功开发了再生能耗较低的新型复合化学溶剂，而且针对捕集设备设计优化、填料性能提升等制约工业化应用的关键因素进行了广泛探索。这些研究成果逐步应用后，有望为低浓度二氧化碳捕集技术的成本降低和效率提升提供有力支持。

 

在二氧化碳捕集设备的研发与优化上，华东理工大学取得了突破性进展。中国工程院院士、华东理工大学资源与环境工程学院院长汪华林介绍，研究核心在于利用旋流器强化二氧化碳捕集效率。在洗涤、吸收、再生和转化过程中，通过旋流器和现有设备结合，不仅能降低捕集能耗，而且可将设备占地缩减至现有的1/5。例如，用旋流器代替现在的吸收塔，可以把100万吨/年二氧化碳捕集装置关键设备的高度从原来的40~50米大幅降至10米甚至8米，实现设备紧凑化与高效化的双重目标；结合旋流器技术，能有效降低再生过程所需的温度，进一步节约能源成本；旋流器与过滤器的创新组合技术，可使二氧化碳分离精度达到微米级，提高捕集纯度，且成本仅为膜分离技术的1/3~1/5，为二氧化碳捕集技术的经济可行性开辟了新路径。

 

中国石化碳科公司党委书记、董事长叶晓东介绍，我国碳排放企业广泛分布、地域跨度大且相对分散，急需探索二氧化碳化工利用、矿化利用的实现路径，抢占绿色转型先机，引领行业向低碳环保方向发展。今年5月8日，由碳科公司牵头的10万吨/年二氧化碳化学链矿化利用技术工业示范项目通过工艺包审查。该项目采用新型二氧化碳化学链矿化利用技术，二氧化碳吸收率大于90%，在实现永久固碳的同时，可解决传统矿化技术经济性差、无法大规模工业化应用的难题，已入选国家发展改革委首批《绿色低碳先进技术示范项目清单》。

 

围绕CCUS的未来发展，李阳介绍了中国石化的整体部署。一是致力于研发并构建一系列低能耗、低成本的捕集技术体系，涵盖前沿领域，如直接空气捕集、捕集与转化一体化技术，以及化学与生物转化技术的深度融合创新，从源头降低碳捕集的成本与能耗。二是积极构建源汇优化的驱油封存中心，通过科学规划与优化布局，实现二氧化碳高效捕集与封存利用，特别是与石油开采深度融合，既促进油气资源开发，又推动实现碳减排目标。三是携手国内外相关企业和组织，共同发起组建CCUS国际封存技术创新合作组织，加强国际间交流与合作，共同应对气候变化挑战，持续推动CCUS技术进步，并创新探索国际合作模式。

 

“电-氢-储”联动期待变革性技术

 

中国科学院院士、重质油全国重点实验室主任徐春明介绍，能源结构转型是必然的，未来以可再生电力为主的绿电、绿氢的应用将成为必然发展趋势，同时也将带来新的技术路线和需求，特别是以绿电烯和绿电氨为主要内容的绿电驱动的化工过程。

 

随着新技术和需求的产生，变革性的工艺和路线也会相继出现。徐春明提到，如今话题大热的电烯过程备受国内外关注，其采用电加热替代传统烧油烧气的加热方式，可显著降低乙烯生产能耗。现在每生产1吨乙烯需要消耗0.5~0.6吨燃料油，并排放二氧化碳。如果能以简便快速的绿电加热替代常规加热炉供热，就可以非常灵活地将很多低价值的副产品，如丙烷、低碳烃、芳烃等转化成丙烯、乙烯、丁二烯等，不但有减碳的贡献，而且在成本上有竞争优势。但实现这一转变面临诸多挑战，包括传热机制、装备材料的革命性变化，以及电磁强化功能的研发与新装备的设计制造等。

 

绿电氨也是当前重要的研发方向。传统合成氨能耗高、排放大，新路线探索采用电热水结合烟气变压吸附技术，这个过程可以不消耗任何化石能源，完全利用绿电，将原来高能耗、高排放的过程转变为低能耗甚至没有排放的绿色过程。合成氨可以作为储氢的介质，也可以作为液体绿色燃料。如果打通这个化工过程，将为绿电的大规模消纳和绿电氨生产提供新的变革性技术。目前，1万吨/年绿电绿氢生产合成氨示范项目正在建设中。

 

徐春明说，氢能将在未来能源生产和消费中扮演重要角色，氢能产业化应用也非常重要。上游制氢环节有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢等方式，其中，绿电制氢过程不会排放温室气体，且得到的氢气纯度高，是未来制氢的主要方向。中游储运加氢环节，无论是高压气态、液态、固态储氢，还是管道输氢，都比较依赖制氢和用氢的场景。下游用氢环节，燃料电池是重要的应用场景。目前，我国已初步掌握了燃料电池电堆、动力系统、核心部件、整车集成技术。其中，电堆产业发展迅速，但多以集成生产为主，动力系统及整车产业发展较好，配套厂家较多且生产规模较大，但核心部件对外依赖度较高，这也是当前制约产业发展的关键。

 

中国石油大学重质油国家重点实验室在氢能方面也做了一些基础研究，如固态储氢方面，针对金属氢化物做了一些前期工作，其中核心的储氢罐可在低压和常温下实现一定规模的储氢；氢冶金方面，以氢气为还原剂的短流程路线则可以大幅减少碳排放。

 

电能和氢能的前景虽然广阔，但其波动性也会导致新的问题。为实现大规模消纳和利用，电网级储能及新储能方式至关重要。传统储能方式受地域限制，需采取灵活智能手段与化工耦合。大规模储能成本高昂，液流电池成为首选。全钒液流电池已商业化，但成本和可靠性仍需优化。徐春明认为，未来铁-铬液流电池可为大规模储能提供低成本新选择，实现“电-氢-储”联动，从根本上推动实现低碳或无碳能源。

 

碳金融成为市场驱动下的减排新动力

 

碳排放权具有金融资产属性。

 

2023年，美国电动汽车制造商特斯拉依靠卖碳排放积分获得了17.9亿美元，创历史新高。2023年，碳科公司与系统内32家企业签订代理协议，通过碳排放权交易（简称：碳交易）帮助系统内控排企业按时履约，有效降低了成本。

 

今年8月2日，碳中和产业发展创新大会发布了中国石化首批碳金融专项贷产品，最大限度为控排企业提供更加贴近、精准、持续、便捷的融资服务。

 

我国碳市场由全国碳排放权交易市场（简称：强制碳市场）和全国温室气体自愿减排交易市场（简称：自愿碳市场）组成。两个碳市场既各有侧重、独立运行，又互补衔接、互联互通，共同构成了全国碳市场体系。

 

碳排放权交易市场参与主体目前主要是具有控制温室气体排放法律义务的排放企业，由政府向这些企业分配碳排放配额，并规定企业向政府清缴与其实际排放等量的配额。清缴后的盈余配额可以通过强制碳市场交易获益，配额不足的则需要购买，从而实现激励先进、约束落后的政策导向。

 

目前我国强制碳市场发展情况究竟如何？全国强制碳市场、上海环境能源交易所股份有限公司总经理刘杰先介绍，我国开启强制碳市场3年来，碳现货成交量保持全球第一。2023年成交量较2021年增长了23%，配额交易和现货交易超过欧盟、韩国。二氧化碳排放权开盘价人民币48元/吨，最低下探到40元/吨，今年4月达到最高价104元/吨。

 

5月1日，《碳排放权交易管理暂行条例》正式实施。上海环境能源交易所将据此进行所有交易规则包括配套制度的完备，同时拓展市场功能，在未来两三年，将包括钢铁、石化在内的行业逐步引入全国强制碳市场，还将开展衍生品探索，交易主体也会引入大型投资机构。同时，绿色供应链体系标准制定等工作也在有条不紊地推进。2023年，已推出两个氢能方法学，目前正在申请相关机制。

 

自愿减排交易市场的目的是鼓励各类主体自主自愿地开展额外的温室气体减排行动，产生的减排效果经过科学方法量化核证后，通过市场出售，获取相应的减排贡献收益。自愿减排项目需要满足额外性、真实性、唯一性三个条件，且自愿减排交易必须是有已经发布的方法学量化核证后的减排效果。

 

今年1月22日，全国温室气体自愿减排市场启动。北京绿色交易所有限公司董事长王乃祥介绍，北京绿色交易所承建了全国统一的自愿碳市场，已形成了“1+1+4”的制度体系和“2+2+N”的管理机构。目前，CCER（国家核证自愿减排量）首批方法学已发布4个，今后随着需求增长还会继续发布。

 

“要建设更加有效的自愿减排市场，就必须开展多元化主体的探索，扩大规模、扩大参与主体、拓展消纳渠道。”王乃祥说。