部分企业已纳入碳排放重点名单

根据生态环境部印发的《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，重点排放单位需在1月29日前完成碳配额预分配。记者注意到，在首批2225家企业中，大唐克旗煤制气、神华宁煤、伊泰化工、宝丰能源等多家煤化工企业均被纳入。

“发电行业2013-2019年任一年排放2.6万吨二氧化碳当量，折合能源消费量约1万吨标煤，即被纳入首批全国碳交易配额管理重点名单。这些企业的主营业务虽是煤化工，但因配备自备电厂、消耗大量电力，同样被列为重点。”一位来自生态环境部的专家告诉记者，现阶段，仅针对煤化工企业发电排放进行配额管理，但相比之下，其生产过程的碳排放更甚，“煤化工项目本就是排放大户、地方重点监管对象，只是暂未全部参与全国碳市场。下一步将加严管控，针对行业出台更详细的碳盘查、碳核算等指南。”

早前在接受记者采访时，中国科学院院士包信和也表示，出于自身结构及反应过程，1吨煤排放2-3吨以上二氧化碳，高碳正是煤化工产业长期被诟病的主要问题之一，转化过程能否不排碳是关键所在。

中国工程院院士、中科院大连化学物理研究所所长刘中民进一步称，相比传统利用方式，现代煤化工碳排放量有所减少，但从全生命周期来看，化石能源利用过程排放的二氧化碳，在原理上不可避免。“煤化工碳排放属性是过程排放，而非煤炭燃烧排放。仅依靠煤化工系统自身的技术进步和效率提升，实现低碳清洁发展仍面临挑战。”

用水、用能及环境指标更难获取

由于获取用水、用能及环境容量指标难度加大，产业还面临更多压力。

“我们的项目规模大、耗煤高，各项指标层层审批。经当地发改委出面协调，能耗和环境容量问题好不容易解决了。黄河流域水资源紧张，取水指标仍在等待分配，不知还要多久。”内蒙古一新建项目负责人向记者感慨，地方对项目指标“卡”得越来越严。

石油和化学工业规划院副总工程师韩红梅证实，我国现代煤化工布局以“三西”及宁夏为核心，以新疆、青海为补充，以东部沿海为外延，很多项目就在缺水的黄河流域。“比如，所有的煤制油、85%的煤制烯烃、一半左右的甲醇制烯烃项目，均位于黄河沿线省（区）。若不算上水系发达的四川，沿线省（区）水资源总量不足全国的10%。根据现有产能及用水情况计算，黄河流域现代煤化工用水总量约为5.3亿立方米/年，未来5-10年，预计增至6.2亿立方米/年。水资源形势严峻，必须执行最严格的取水管理政策。”

中国石油和化学工业联合会煤化工专委会相关人士称，随着新环保法及大气、水污染等专项行动的实施，污染控制要求更加严格，高浓度污水、危险废物、低温烟气等污染物处置问题也很棘手。“像西北地区环境承载力较差，很多地方已无纳污水体，项目产生的废水必须采取‘零排放’方案，大大增加处理难度。”

“‘十三五’时期，西北多地高耗煤产业发展迅速，由于提前透支能耗和环保指标，不少地方能耗控制、环境容量已触及‘天花板’，导致新建和后续规划项目的审批屡屡受阻。”该人士坦言，指标受限让产业遇到极大瓶颈。

放在能源系统大格局下统筹考虑

在多位业内人士看来，现代煤化工是煤炭清洁高效利用的主流方式之一，也是石油化工产业的有效补充，可缓解石油对外依存度过高等问题，具备条件的地区适度发展有其必要性。挑战当前，行业亟待探寻出路。

以用水问题为例，韩红梅建议加强省（区）水资源统筹配置，对新建项目深入开展水资源论证，保障重大项目、示范项目用水需求。“产业自身要不断优化用水方案，例如综合利用配套煤矿的疏干水或矿井水，尽量降低黄河取水需求；重视工艺源头节水及全流程系统节水，提高全厂用水效率。”

围绕碳减排，刘中民提出，应将煤化工放在能源系统的大格局下统筹考虑，打破各能源品种相互独立分割的局面，推动各能源系统间资源优势“合并”。“一方面，突破高能耗、高水耗、高排放等关键技术瓶颈，实现高碳能源绿色低碳转型发展。重点研究煤转化、油煤气耦合制燃料和大宗化学品的新路线，推动煤化工与石油化工融合发展及转型升级。另一方面，创新驱动低碳化多能战略融合，利用可再生能源、高温核能等制取的低碳氢，可补充煤化工之所缺，同时与二氧化碳通过催化耦合制取油品和大宗化学品，以产氢和用氢为纽带，总体上可实现低碳化。”

“研究煤化工，不能独立看待煤化工。”上述专家认为，“十四五”期间，应根据资源承载能力和环境容量控制发展速度，按照能源保障、运输和价格能力，安排资源开发规模和产业布局。以石油化工产品能力补充和原料多元化为重点，采取产业园区化、装置大型化、产品多元化及过程绿色化的方式，推动产业集聚发展。

原标题：碳减排要求不断升级，现代煤化工如何破局？