相宏偉，楊勇，李永旺

（1 中國科學院山西煤炭化學研究所煤轉化國家重點實驗室，山西 太原 030001；2 中科合成油技術股份有限公司國家能源煤基液體燃料研究中心，北京 101407）

以CO為主的溫室氣體排放導致了全球氣候變暖，嚴重威脅著人類的生存與可持續(xù)發(fā)展，是當今全球面臨的最大挑戰(zhàn)之一。2020 年國家主席習近平在第75 屆聯合國大會一般性辯論上發(fā)表重要講話，提出我國CO排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。

表1總結和預測了碳中和目標下我國能源與煤炭消費量及CO排放量。由表1可見，2020年我國能源消費總量為49.8億噸標煤當量（tce），CO排放量為98.94億噸，占全球排放量的30.93%。煤炭在一次能源消費中占比56.8%，年消費煤炭28.28 億tce，由煤炭消費導致的CO排放量約73.5億噸，占排放總量的74.3%，因此煤炭消費是碳排放最重要的來源之一。預計2030年我國能源消費總量控制在60億tec 以內，碳排放量達到(108～116)億噸的峰值，煤炭消費占比45%左右，2040 年占比35%左右，到2060 年非化石能源消費比重將達到80%以上，煤炭消費占比5%左右，與能源相關的CO排放量將降至20 億噸左右，最終將通過碳固定封存、林業(yè)碳匯、礦物碳化、土壤增碳、生物炭粉埋存等負碳排放技術來實現碳中和。這就意味著我國在10年內要盡可能降低碳排放的峰值，之后的30年內平均每年要減少約3億噸的CO排放量。

表1 碳中和目標下中國能源與煤炭消費量及CO2排放量預測

我國目前是一個以煤炭為主要能源資源的國家，也是最大的發(fā)展中國家，要在經濟發(fā)展中減少碳排放，達到“雙碳”目標，一方面要大力發(fā)展零碳低碳能源（光伏、風電、核能、水電、天然氣、生物質能等），逐步替代煤電與工業(yè)民用燃煤；另一方面即使在控煤減量化下，煤炭消費的絕對量仍然很大（表1），煤化工用煤必須高效清潔低碳化轉化。同時我國在近中期內（至少20 年內）仍然面臨著油氣與部分大宗石化產品對外依存度高的能源安全問題，起著“壓艙石”作用的煤化工仍會有適度的發(fā)展空間，即使到2060年碳中和后仍然會保持一定規(guī)模的煤化工，用于生產其他渠道難以獲得的特種燃料、化學品和材料。因此我國要在多重壓力因素交織下協(xié)調經濟發(fā)展與碳減排的矛盾，與世界上大多數國家相比，碳減排任務更為艱巨，煤化工中碳減排技術的突破與應用尤為關鍵。

1 煤化工CO2排放與碳減排的迫切性

我國煤炭消費主要在發(fā)電、鋼鐵、建材、熱力、化工等行業(yè)。2020 年我國煤化工（含焦化）用煤約7.97億tce，占全國煤炭消費量的28%左右。按照煤轉化為化工產品的生產過程產生的CO估算，年排放CO約6.77 億噸，占全國碳排放量的5.75%左右。若從全生命周期角度估算（圖1），由煤轉化到產品再到消費端使用，煤化工用煤所導致的年排放CO量約20億噸，占全國CO排放總量的21%左右，煤化工產品消費端碳排放涉及鋼鐵冶金、交通運輸、農業(yè)施肥、替代石化產品等國民經濟的眾多重要領域，部分產品消費后回收再生利用可以延遲和相對減少CO排放量。

圖1 基于全生命周期的煤炭轉化利用的CO2排放

煤化工產業(yè)可以將煤轉化為氣體、液體、固體燃料及化學品和材料，表2給出了我國與石油化工和煤化工相關的主要能源與化工產品生產消費情況及其在國民經濟中所起的作用。由表2可見，2020年我國焦炭產量達到4.71億噸，支撐著我國鋼鐵冶金行業(yè)；2020 年我國電石產量達到2758 萬噸，PVC產量達到2074 萬噸，支撐著我國的建材行業(yè)；2020 年我國煤制合成氨產量達到約3651 萬噸，尿素產量達到約5623 萬噸，保障著我國農業(yè)糧食的生產；2020 年我國煤制甲醇產量約4500 萬噸，支撐著我國精細化工、甲醇汽油和煤制烯等行業(yè)。2020年我國石油、天然氣、聚乙烯、聚丙烯、乙二醇等能源與石化產品消費總量分別達到7.36億噸、3253 億立方米（文中不特指均為標準立方米）、3830 萬噸、3147 萬噸和2019 萬噸，對外依存度分別達到73.5%、43.1%、48.0%、20.5%和52.3%，能源與大宗石化產品對國外的過度依賴嚴重地制約著我國的經濟發(fā)展與能源安全。近20 年我國以煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇為代表的現代煤化工產業(yè)已逐步發(fā)展壯大，2020 年規(guī)模已分別達到921 萬噸、51 億立方米、1362 萬噸和478萬噸（表2），生產的油品、天然氣和石化產品具備了替代石油進口約5%的能力，預計到2030年現代煤化工發(fā)展將具備替代石油約10%的能力（約5000 萬噸石油），起到彌補石油天然氣和大宗石化產品缺口、保障近中期內國家能源安全的核心作用。煤化工及其產品消費是我國CO排放的主要來源之一，要進一步發(fā)展煤化工，就必須解決煤化工碳排放量大的問題，將碳減排技術與煤化工工藝耦合，才能實現煤化工技術的變革與可持續(xù)發(fā)展。

表2 2020年中國能源與化工產品生產消費情況及在國家經濟中的作用

2 實現煤化工碳減排的技術與措施

2.1 煤化工產業(yè)優(yōu)化升級，提高能源利用效率

煤化工產業(yè)發(fā)展首要的是做好頂層設計，統(tǒng)籌布局和優(yōu)化煤炭消費與煤化工的產業(yè)結構，科學制定逐步消減和控制CO排放的技術路線圖。從原料端看，未來煤炭在整個能源消費結構上占比將逐步降低，非化石能源占比將逐步提高，煤電、建材、熱力、民用燃料等CO排放強度高的領域，煤炭消費會優(yōu)先被新能源和清潔能源所替代。從產品消費端看，煤化工產品如焦炭、電石、合成氨、液體燃料、合成天然氣、低碳烯烴、乙二醇等，要么是上億噸、上千萬噸的大宗產品，要么是關乎能源安全的油氣與石化替代產品，產品消費涉及能源、鋼鐵、農業(yè)、建材和日常生活必需品的方方面面，完全“一刀切”“齊步走”是難以想象的，也是國家經濟難以承受的，需要在CO減排大目標下循序漸進地引導、調整和優(yōu)化產業(yè)結構。預測在近中期（2040 年前）內煤化工仍會有適度規(guī)模的發(fā)展空間，尤其是涉及油氣與大宗石化產品的現代煤化工會有較大的發(fā)展，涉及焦炭和合成氨的傳統(tǒng)煤化工會有一定的壓縮，同時煤化工行業(yè)自身的多條產品鏈會因CO排放控制和可能的消費端變化而得到不斷地調整和優(yōu)化；2040 年后，煤化工的規(guī)模會受到控制，但煤化工產品鏈還會進一步延伸發(fā)展，煤化工將可能轉型為生產必需的且通過其他來源難以獲取的特種燃料、高值化學品與新材料。

從現實上看，當務之急是做好現有煤化工裝置上的節(jié)能增效、系統(tǒng)優(yōu)化和綜合利用的技術措施，以現代煤化工帶動傳統(tǒng)煤化工的升級，淘汰或迭代落后產能，延伸煤化工產品鏈，增加特種燃料、高附加值產品和新材料的生產，逐步向大型化、集約化、產品多元化和高值化方向發(fā)展，進一步降低能耗、煤耗和水耗，提高整體能量利用效率和碳的利用率，從而實現CO的相對減排，降低單位萬元國內生產總值（GDP）的CO排放強度。在現有工藝基礎上改造優(yōu)化升級，理論上對煤化工生產過程中的CO排放能起到立竿見影的效果，預測能夠使CO進一步減排10%～30%；通過延伸產品鏈，增加高附加值產品生產，可以顯著降低單位萬元GDP的CO排放強度，預測至少可降低50%以上。

目前我國已成功運行了400 萬噸/年煤間接液化、108萬噸/年煤直接液化、137萬噸/年煤制烯烴等大型現代煤化工裝置，煤氣化裝置最大單臺煤處理能力已達到4000t/d，煤化工技術總體處于世界領先水平，正在推進內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東、新疆準東4個現代煤化工產業(yè)示范區(qū)建設，規(guī)劃建設500 萬噸級或千萬噸級以上的煤-油-氣-化學品（材料）、煤-化學品-材料、煤炭分質分級利用等一批煤化工大型綜合一體化項目。預計到2025 年，現代煤化工產業(yè)與2020 年相比，能效水平將提高5%，CO排放將降低5%，單位工業(yè)增加值水耗將降低10%，產業(yè)布局更加合理，將形成完備的煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇、低階煤分質分級利用等現代煤化工產品鏈條和綜合集約的大型煤化工產業(yè)基地。

2.2 煤化工與綠電綠氫技術耦合

近年來我國以光伏、風電為代表的綠電以及電解水制綠氫技術發(fā)展迅猛，綠電綠氫成本有了較大幅度下降。煤化工工藝中使用綠電代替煤電，可使煤化工生產過程CO排放間接減少約5%。煤是一種缺氫的高碳原料，現有煤化工過程中氫氣是通過水煤氣變換（WGS）反應產生CO為代價生產的，在煤化工生產過程中補充綠氫而不是通過過度消耗CO 來調節(jié)合成氣的H/CO 比，將可能使煤化工工藝流程實現變革，煤化工流程將會轉變?yōu)椋壕G電電解水+煤氣化+配綠氫+凈化+合成+精制（圖2）。由圖2可見，使用綠電電解水生產綠氫的同時也會生產綠氧，綠氧用于煤氣化可減少或不用空分，煤氣化裝置規(guī)模和投資將會大幅縮減，綠氫用于合成氣補氫和下游產品加氫精制，可減少或不用CO 變換制氫工序，合成氣中CO量減少，凈化和脫碳規(guī)模也會明顯減小。

圖2 典型煤化工工藝耦合綠電綠氫的流程

將置于現場的綠氫生產融入煤化工工藝中，可減少氫氣的運輸風險和投資。綠電綠氫綠氧在煤化工中的應用至少可以減少60%以上的CO排放，耦合綠氫的煤化工新工藝是否可行取決于綠電、綠氫和綠氧的技術成本和可持續(xù)的規(guī)?；┙o以及新工藝投資成本的綜合考量。隨著綠電與電解水技術的進步，預計2030 年綠氫成本將會降低到1mH0.81～1.33CNY，煤化工綠氫流程在經濟上具有可行性，有專家建議應盡快建一個煤化工綠氫流程的中型示范廠，一旦試驗示范成功，將會為徹底改變煤化工的困局，闖出一條新路。

目前內蒙古伊泰杭錦旗120萬噸/年煤制油項目配有光伏供電裝置。2021年4月寧夏寶豐建成投產了全球單廠規(guī)模最大、單臺產能最大的太陽能電解制氫示范裝置，該裝置包括200MW 光伏發(fā)電裝置和30 臺單臺產能1000m/h 的堿性水電解槽制氫裝置，年產綠氫2.4億立方米，綠氧1.2億立方米，為煤化工項目提供綠氫綠氧，測算每年可減少煤炭資源消耗約38 萬噸，減少CO排放約66 萬噸，綜合制氫成本約1.34CNY/m，比目前基于氣化煤工藝制氫高出122%。2021 年11 月中國石油化工總公司宣布在新疆庫車開工建設萬噸級光伏制氫示范項目，包括300MW 光伏發(fā)電裝置、生產2 萬噸/年（即2.24億立方米/年）綠氫的電解水裝置及儲氫輸氫裝置，生產的綠氫用于煉化裝置，測算每年可減少CO排放48.5 萬噸，該項目預計2023 年建成投產。

核電是零碳能源，從碳排放的角度可看作為綠電。值得關注的是最近我國第四代核電技術取得重大突破，中國科學院上海應用物理研究所在甘肅武威建設的釷基熔鹽堆核電商業(yè)性試驗裝置開始試運行；華能集團建設的全球首座裝機容量200MW的球床模塊式高溫氣冷堆核電示范工程正式裝料，2021年年底實現并網發(fā)電。第四代核電技術可大幅度減少核廢料，核原料來源更有保障，并能更充分地利用核資源，核電站更為安全性，技術經濟性也會得到較大的提升，尤其是釷基熔鹽堆使用的釷原料在我國儲量豐富，釷基的污染率非常低，熔鹽堆冷卻方法不會發(fā)生核泄露事故，且能節(jié)省大量的水資源，可在與煤化工基地相近的陸地缺水的地方建造。2019 年寶武集團與中核集團、清華大學簽訂合作協(xié)議計劃采用高溫氣冷堆核電與先進的電解水制氫工藝耦合技術進行大規(guī)模的綠氫生產，用于氫冶金和煤化工。第四代核電技術的規(guī)模化推廣應用將能提供更低價、穩(wěn)定、充足的綠電和綠氫，為煤化工的發(fā)展提供了新的選擇。

綠氫在其他行業(yè)的使用也可能會改變煤化工產業(yè)格局，如我國河鋼集團采用全氫直接還原煉鐵（DRI）技術正在建設全球首例120萬噸規(guī)模的氫冶金示范工程。這一技術一旦成熟并得到推廣應用，鋼鐵產業(yè)可以不用或少用焦炭，將可能大幅度減少或取消煤焦化化工，從而減少將近一半的煤化工用煤，會直接減少十幾億噸的CO排放。

此外，用綠氫和氮氣直接合成綠氨，將大幅度減少或取消煤基合成氨的生產，會直接減少上億噸的CO排放。2020 年丹麥Skovgaard 公司宣布建造世界上第一個配備10MW 綠電電解水制綠氫的5000t/a綠氨示范工廠，美國CF公司將建造2萬噸/年的綠氨示范工廠，近期技術經濟評估認為綠氨的生產成本是常規(guī)合成氨的2～3倍，有待綠電發(fā)電成本的降低來提高綠氨的競爭性。目前國內綠氨合成還沒有一套示范裝置建設運行，仍處于基礎研究階段。

也有專家認為，未來在綠電綠氫充足的條件下，依賴煤電和煤焦的煤-焦炭-電石-化學品-材料產品鏈可轉變?yōu)榻闾寂欧诺纳锝?電石-化學品-材料的產品鏈路線，使得傳統(tǒng)電石化工產業(yè)獲得新的發(fā)展機會。

2.3 煤化工與CCS/CCUS技術耦合

將煤化工、燃煤電廠和石油化工裝置排放的CO經捕獲濃縮后注入地下封存的技術稱為CCS技術，CO經捕獲濃縮后注入油田，用于驅油后再封存的技術稱為CCUS 技術。圖3 為煤化工中CO封存及資源化利用示意圖。由圖3可知，在煤化工工藝中脫碳工段會排放出大量的純度達到90%以上的CO，與CCS/CCUS 技術耦合對接，至少可以減少60%以上的CO排放。

圖3 煤化工中CO2封存及資源利用技術示意圖

目前我國已投運或在建的CCS/CCUS 示范項目約40個，總的CO捕集能力約為300萬噸/年，以石油、煤化工、電力行業(yè)小規(guī)模捕集驅油示范為主，缺乏大規(guī)模、多種技術組合的全流程工業(yè)化示范。2020 年全球CCS/CCUS 項目超過400 個，正在運行的裝置每年可捕集和永久封存約4000萬噸CO。

據生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院發(fā)布的《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2021）》報告：中國地質封存CO潛力(1.21～4.13)萬億噸，中國深部咸水層CO封存容量約2.42 萬億噸。據初步測算，我國鄂爾多斯盆地廢棄油藏可封存CO數10 億噸以上，盆地內深奧陶系灰?guī)r鹽/咸水層可封存CO達數百億噸。據中國石油勘探開發(fā)研究院數據，我國適用于CO驅油的原油地質儲存量約130億噸，可增加產油量19.2億噸，提高采收率約15%，并封存CO(47～55)億噸，若考慮全部油藏潛力，封存量將達150 億噸以上。該報告還指出：“在碳中和目標下，中國CCUS減排需求為：2030年(0.2～4.08)億噸，2050 年為(6.0～14.5)億噸，2060 年則達到(10～18.2)億噸”；到2050年，化石能源仍將扮演重要角色，在能源消費中仍會占相當的比例，CCUS 將是實現該部分化石能源近零排放的唯一技術選擇。

2016—2019 年我國完成了《陜甘寧蒙地區(qū)百萬噸級CO捕集、驅油與埋存示范項目預可行性研究》項目。2011 年神華鄂爾多斯建成投運了10 萬噸/年的CCS 示范項目，采用甲醇吸收法捕集煤氣化制氫裝置尾氣中的CO，然后將CO注入地下鹽水層中，該項目是我國第一個鹽水層地質封存試驗項目。2012年陜西延長石油建成投運了一套5 萬噸/年的CCUS 裝置，該裝置采用煤化工產生的CO，經過低溫甲醇洗技術提純CO并加壓液化后注入油田中，用來提高原油的采收率并將CO永久封存。2021 年陜西延長石油CCUS 示范規(guī)模達到15萬噸/年，計劃建設百噸級的CCUS項目。2021年7 月我國首個百萬噸級CCUS 項目啟動建設，即齊魯石化-勝利油田CCUS項目，由齊魯石化捕集CO運送至勝利油田進行驅油封存。2021 年10 月陜西榆林城投佰盛化學科技公司采用煤化工尾氣為原料的100萬噸/年液體CO捕集項目啟動建設。

值得注意的是，目前國內外正在探索開發(fā)從含CO濃度很低（體積分數約0.04%）的空氣中直接捕集CO（direct air capture,DAC）技術，該技術是一種使用CO吸附劑通過吸附-解吸來提純CO的技術，提純濃縮的CO可與CO封存技術（CCS）結合將CO注入地下固定，也可將濃縮的CO作為原料進行CO資源化利用。DAC 技術是一種負碳排放技術，它不僅可直接降低空氣中的CO濃度，而且適合于數以百萬計的小型化石燃料燃燒裝置以及數以億計的交通工具等散發(fā)源排放的CO的捕集；既可包括煤化工裝置散發(fā)排放的CO的捕集，如公用工程中蒸汽鍋爐排放的CO等，也可包括煤化工產品在消費端使用時排放的CO的捕集。DAC技術的優(yōu)勢是不限捕集地點，可在封存CO的現場實施應用，能夠減少CO存儲與運輸環(huán)節(jié)與成本。最近全球最大的直接從空氣中捕集濃縮CO的工廠在冰島建成運轉，該工廠通過吸附材料從空氣中吸附CO并分離提濃，分離出的高濃度CO與水混合，泵入地下深井咸水層后使CO礦化為巖石（DACCCS），該工廠年固定封存CO4000t。目前全球已有15 座DAC 工廠運行，年捕獲9000t 以上CO。2018年哈佛大學Keith教授估測DAC成本為每捕獲1t CO耗費94～232 美元，目前DAC 成本仍然過高，迫切需要開發(fā)高效的吸脫附材料和成本低廉的工藝系統(tǒng)。若煤化工企業(yè)采用DAC-CCS 技術封存CO，封存的CO量可用于置換一部分煤化工生產過程中排放的CO量，因此未來DAC技術的發(fā)展將可能間接促進煤化工產業(yè)的發(fā)展。目前國內DAC技術發(fā)展相對滯后，多處于實驗室研究階段。

現階段我國CCS/CCUS 項目規(guī)模尚小，高昂的成本投入是制約項目大規(guī)模開展的主要原因。目前煤燃燒后尾氣捕集CO成本需300～400CNY/t，煤化工脫碳工段可以較容易地捕集獲得高濃度（90%以上）CO，捕集成本僅100CNY/t。所以煤化工對接CCS/CCUS 項目具有天然的技術優(yōu)勢，除捕集成本外，還有壓縮儲存、運輸和注入封存成本。預計到2030 年，我國全流程CCS/CCUS（按250km 運輸計）技術成本為310～770CNY/t CO，2060 年將逐步降至140～410CNY/t CO。2021 年7 月我國碳交易市場正式上線，通過碳定價和碳補貼，對CCS/CCUS項目發(fā)展將起到激勵作用。隨著CCS/CCUS技術的不斷突破，CO封存成本的持續(xù)降低與合理碳稅的加持，預測我國在2030年以后CCS/CCUS技術將會得到規(guī)?；耐茝V應用，將有可能使煤化工產業(yè)減少億噸級以上的CO排放。

2.4 CO2資源化利用技術

如圖3所示，煤化工脫碳工序排放出的大量高濃度CO可與綠氫通過催化反應合成甲醇、低碳烯烴、液體燃料、化學品等，也可與綠氫通過逆水煤氣變換（RWGS）轉化為CO 重新進入合成系統(tǒng)，也可用綠電電解還原CO和水為合成氣再進入合成系統(tǒng)，此外，還可用生物法CO固碳技術生產生物柴油、精細化學品、蛋白質、蛋白飼料等。

2020 年中國科學院大連化學物理研究所建成試運行了全球首套千噸級太陽燃料合成示范裝置，該裝置集光伏發(fā)電-電解水制氫-CO催化加氫合成甲醇為一體，配備有裝機容量為10MW 光伏發(fā)電站，電解水單套工業(yè)電解槽上實現了大于1000m/h規(guī)?；a氫，整套裝置運行實現了每年千噸級的綠色甲醇合成，甲醇選擇性可達到98%。2020年以內蒙古伊泰杭錦旗120 萬噸/年煤制油工廠的凈化單元排放的CO為原料氣，采用天津大學研發(fā)的電解還原CO和水制合成氣的技術建成運行了一套年處理30t CO，可生產4.5萬立方米合成氣并副產2.25 萬立方米氧氣的中試裝置，生產的合成氣H/CO 比為0.52，直流電耗為6.69kWh/m，累計穩(wěn)定運行了1900h。

光合作用是生物質利用太陽光能將CO吸收并轉化為有機物的過程，也是一種有效的CO固定手段，空氣中CO含量很低，生物質依賴自然光合作用生長速度較慢，固碳速度有限。適當增加CO濃度能夠加速植物的光合作用，提高固碳速度和植物的產量，尤其是某些微藻類植物可在高濃度CO（體積分數約15%）和合適的光照與溫度下光合作用會顯著加速而快速生長，CO吸收固碳效率得到很大的提高。以煤化工排放回收的高濃度CO為原料，在合適的光照和溫度下養(yǎng)殖生長周期短的生物微藻類，然后再將其加工可生產生物柴油、精細化學品和蛋白質等產品。2010 年新奧集團在內蒙古達拉特旗利用微藻固碳技術，將煤制甲醇裝置排出的高濃度CO用來養(yǎng)殖含油微藻，微藻經加工后生產出了生物柴油、β-胡蘿卜素和蛋白質等多種高附加值產品，該項目每年可利用CO約2 萬噸。中國石化石油化工科學研究院采用石家莊煉化排放的高濃度CO為原料開展了微藻養(yǎng)殖工業(yè)放大試驗，在減排固定CO的同時生產微藻生物活餌料、微藻水質改良劑、魚蝦及畜禽飼料等高附加值產品。目前我國微藻固碳技術應用規(guī)模較小，需加快研發(fā)高效的光生物反應器和高密度培養(yǎng)微藻以及微藻提取與煉制技術。

目前技術成本仍然是制約CO資源化利用技術應用的關鍵因素，技術的不斷突破與綠電綠氫成本的降低將會為CO資源化利用技術與煤化工技術耦合的規(guī)?；瘧锰峁┈F實的可能性。

在CO資源化利用前沿探索性研究方面，近年來在常溫常壓下光電催化CO轉化、生物酶催化CO轉化以及CO與水模擬光合反應制取合成氣、燃料（甲烷、甲醇、乙醇、液態(tài)烴等）與化學品（甲酸、乙烯、乙酸、乙二醇等）等均取得了重要的研究進展。尤其是最近中國科學院天津工業(yè)生物技術研究所以CO為原料，不依賴植物光合作用，在實驗室中采用生物酶法首次實現了從CO到淀粉分子的全合成。

從遠期來看，如果人類將來不再或很少使用化石燃料，但仍然需要碳基燃料、碳基化學品和碳基材料來維持社會發(fā)展運行的話，屆時人類將會缺乏由化石燃料加工或使用過程中捕集到的高濃度的CO原料來用于CO資源化利用?？上驳氖牵陆d起的直接空氣捕集CO（DAC）技術可以從含CO濃度很低的空氣中捕集生產高濃度的CO。如果以DAC技術生產的高濃度的CO為原料，結合上述CO資源化利用技術以及綠氨合成技術，就可以為人類未來設想勾畫出一個零碳排放的CO化工體系（圖4）。如圖4 所示，以空氣中的CO為原料，使用綠電綠氫，合成人類所需的碳基燃料、碳基化學品、碳基材料、化肥甚至淀粉、蛋白質等，這些產品再經消費使用及降解處理后重新排放出CO和水，進入空氣中，那么整個體系就形成了碳循環(huán)閉環(huán)，是CO進出平衡的、零碳排放的，也許這一設想體系是人類未來擺脫化石能源、實現碳中和的終極技術方案。該方案將可能使人類由太陽能（太陽光、光伏、風電）、空氣（CO、N）和水為原料規(guī)?；a所必需的燃料、化學品和材料。由圖4可見，實施這一技術方案時，目前在煤化工技術上所掌握的成熟的合成與加工技術仍然會發(fā)揮重要的作用。

圖4 未來零碳排放的CO2化工體系示意圖

最近蘇黎世聯邦理工大學試驗驗證了一套太陽能空氣燃料系統(tǒng)，該系統(tǒng)包含3個基本單元：一是DAC 提取CO的單元；二是太陽能電還原CO和水轉化為CO和H的合成氣單元；三是合成氣催化合成液態(tài)烴或甲醇的單元。

3 結語與展望

煤化工的生產過程及其產品消費是CO排放的主要來源之一。在經濟發(fā)展與碳中和目標約束下，碳減排技術與煤化工技術的耦合應用將對煤化工產業(yè)的發(fā)展起到至關重要的作用。預測在近中期內（2040年前）煤化工將起著彌補石油天然氣和大宗石化產品缺口、保障國家能源安全的核心作用，煤化工仍會有適度規(guī)模的發(fā)展空間，2040 年后煤化工將可能轉型為生產必需的且通過其他來源難以獲取的特種燃料、高值化學品與新材料。

在現有技術的基礎上，當前煤化工應優(yōu)先選擇調整優(yōu)化產業(yè)結構、技術升級換代、強化節(jié)能降耗等措施，同時煤化工應向大型化、集約化、產品多元化和高值化方向發(fā)展，通過提高整體能量利用效率和增加產品價值，來進一步降低CO排放量和排放強度，從理論上看可以明顯但有限度地減少CO排放量。

要實現億噸級規(guī)模的CO減排，煤化工需要耦合使用綠電綠氫、CCS/CCUS、CO資源化利用等深度脫碳技術。在2030 年碳達峰前的10 年窗口期內，綠電綠氫、CCS/CCUS、CO資源化利用技術與煤化工耦合形成的新工藝流程將處于關鍵的工業(yè)示范考驗期，必須強化基礎研究與工程技術開發(fā)工作，進一步降低規(guī)?；瘻p排CO的技術成本，獲得成熟可靠的CO減排工業(yè)技術，以便在2030年碳達峰后能夠逐步推廣應用，這也將可能對碳達峰后的煤化工發(fā)展帶來重大變化。此外國內外正在開發(fā)的氫冶金與綠氨合成工業(yè)示范技術如果今后能夠獲得推廣應用，將對煤化工產品消費端產生重大影響，并因可能減少焦炭和煤制合成氨的使用而改變煤化工的產業(yè)格局。

目前國外DAC生產高濃度CO的技術已進入千噸級示范階段，該技術結合近期國內外在常溫常壓光電催化CO轉化、生物酶催化CO轉化以及CO與水模擬光合反應制燃料、化學品和材料的研究突破，可以為人類長遠的未來描繪出一個從太陽能、空氣和水為原料生產人類所必需的燃料、化學品和材料的碳零排放的CO化工體系，也許人類未來將會由煤化工時代轉型邁入徹底解決溫室氣體排放問題的碳化工時代。