解读国家能源集团PPT：大规模碳捕集及低碳电子甲醇经验分享

碳中和路径里，CCUS被放在什么位置

材料把碳中和实现路径拆成两条主线：一条是减少化石能源，靠节能减排、结构管理技术行为提升能效、提高终端电力占比；另一条是发展零碳能源，包括风光、水能、核能、氢能。而化石能源本身的低碳与负碳利用，被明确指向碳捕集利用与封存（CCUS）以及BECCS、DACCS等负排放技术。

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在战略定位上，材料给出三个抓手：电力部门灵活稳定保障的重要技术手段、钢铁水泥等难减排行业深度脱碳的可行技术方案、未来获取非化石碳原料的主要技术手段。火电机组加装CCUS还可减少年轻机组淘汰量，降低搁浅成本，并减少其他低碳电力设施建设引起的额外投资。

国内CCUS产业现状：项目多、规模在变大

材料显示，我国已投运和规划建设CCUS示范项目近百个，其中已投运项目超过半数，具备CO2捕集能力约400万吨/年，注入能力约200万吨/年，并正加速向全流程、一体化、规模化和区域产业集群式方向发展。

已投运项目中，电力行业规模最大的是国能泰州电厂50万吨/年（2023年），其次是国能锦界电厂15万吨/年（2021年）、华能上海石洞口电厂12万吨/年（2009年）；化工行业有齐鲁石化-胜利油田项目100万吨/年（2022年）；建材行业有中国建材集团5万吨/年（2022年）。建设中和规划中的项目规模明显上台阶：国能泰州全捕集项目400万吨/年、国能锦界全捕集项目400万吨/年均处于设计中，延长石油项目500万吨/年处于规划，珠三角和长三角千万吨级项目也已在规划之列。

锦界与泰州：两个大规模碳捕集样本

锦界15万吨/年燃煤电厂CCUS全流程示范项目于2021年6月建成，是当时国内最大规模燃煤电厂燃烧后碳捕集示范工程。其CO2年捕集量15万吨，烟气量1.0×105Nm3/h，CO2产品浓度99.95%，CO2捕集率＞90%，CO2捕集热耗2.35GJ/tCO2，CO2捕集电耗70kWh/tCO2。

泰州50万吨/年火电CO2捕集与利用示范工程于2023年6月建成，是亚洲最大、世界第三大的燃煤电厂燃烧后碳捕集示范工程。关键设备国产化率100%，CO2捕集率90.86%，CO2再生热耗2.35GJ/tCO2，CO2捕集区电耗51.5kW.h/tCO2，CO2纯度99.94%，胺损失0.21kg/tCO2，脱碳总成本208元/tCO2。材料称其为现阶段综合指标最优、消纳利用最全、连续运转最长的煤电碳捕集项目，获评国家能源局2023年度十大科技创新成果，是火电领域唯一写入2024《中国的能源转型》白皮书的案例。

下一代方案：泰州百万千瓦全机组CCUS

材料给出的下一步方向是泰州电厂百万千瓦全机组CCUS方案，年捕集量约400万吨，热耗≤2.0GJ/tCO2，综合捕集成本≤180元/tCO2。该方案从关键材料、关键设备、工艺优化三个层面推进：关键材料方向是复合少水/相变吸收剂、催化解吸、抗降解剂、胺净化；关键设备方向是高效填料、集成式吸收塔、多轴压缩机；工艺优化方向是余热深度利用、全工况灵活智能控制。目标是打造新一代具有近零碳排放特征的清洁高效灵活智能燃煤发电样板。从15万吨到50万吨再到400万吨，捕集规模量级提升的同时，热耗和成本指标同步下压，这是材料呈现出的一条清晰技术演进线。

CCUS的困境：成本之外，更卡在产业链

材料指出，CCUS产业仍面临成本高的问题，需进一步推动技术进步与产业提升降低运行成本，但核心困境在于突破产业链，形成一体化产业链。现有CCUS技术发展逐步趋于成熟，但产业链协同差、各环节脱节，企业间合作少，缺乏一体化运营模式，导致产业碎片化。

在技术路线选择上，CCS（封存）依赖碳税或补贴政策，无政策支持难盈利，短期可行性低；CCU（利用）可依托现有工业体系，如化工，能创造商业价值，短期可行性高。材料因此判断，短期内CCU是贯通CCUS全产业链的可行、可用、可靠技术模式。

绿甲醇：政策、驱动力与项目投资热度

绿色甲醇被材料定位为解决当下国际航运减排困境的关键，也是化工、运输行业低碳发展的核心。政策方面，从2019年工信部等八部委《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》，到2021年交通运输部《绿色交通十四五发展规划》、国家发改委和能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，再到2022年八部委甲醇汽车指导意见，以及2023-2024年《产业结构调整指导目录（2024年本）》增加电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色甲醇、国家发改委《绿色产业指导目录（2023年版）》提到甲醇等船用绿色动力装备制造，政策链条逐步铺开。

发展驱动力上，材料给出两组数据：生产10万吨甲醇可以消纳700MW绿电，节约30万吨燃煤并减少14万吨CO2排放；氢能运输成本为32.2~64.3CNY/(GJ·100km)，甲醇运输成本则为1.49~2.72CNY/(GJ·100km)。降碳方面，煤制甲醇全生命周期碳排放5.85tCO2/t甲醇，天然气制甲醇1.85tCO2/t甲醇，依靠工业碳捕集的低碳甲醇为0.6~1.2tCO2/t甲醇，绿甲醇仅0.08~0.2tCO2/t甲醇。项目层面，2023年起绿甲醇项目累计超过100个，投资累计超过4300亿元，规划总产能超过2400万吨。

三条技术路线与经济性，以及标准与产业化挑战

材料梳理了绿色甲醇生产的三条技术路线：生物质甲烷路线（生物质发酵-沼气-预处理-甲烷重整-合成气压缩-甲醇），自然发酵缓慢、规模化可能性低、占用土地大、废渣处理难；生物质气化路线（预处理-气化-合成气处理-甲醇合成-精馏），热化学效率高、土地要求低，但气化炉大型化存在技术瓶颈；电制甲醇路线（电解水制氢-碳捕集-甲醇合成-精馏），全流程技术日趋成熟，但缺乏10万吨及以上示范运行。经济性方面，化石燃料制甲醇成本在2500元/吨左右，当生物质价格为200-400元、电价在0.1-0.2元/kWh时，绿甲醇对传统甲醇具有较大竞争力。

标准层面，欧盟定义的绿色甲醇仅认可生物质碳源或直接空气捕集（DAC）的CO2，工业捕集CO2制甲醇被排除在外，国内项目难以通过国际认证，市场出口受限；国内尚未建立统一的绿色甲醇认证体系。产业化层面，顶层设计和战略规划缺位、跨企业协调机制尚未建立、项目成本高昂、投资额动辄数千万元甚至上亿、项目收益率差，同时面临法律层面定位、财务机制、审批监管、价格激励、纳入碳市场、信息共享等多方面短板。

这组数据是判断当前煤电燃烧后碳捕集真实水平的核心参照。泰州50万吨/年项目在2023年6月建成，是亚洲最大、世界第三大的燃煤电厂燃烧后碳捕集示范工程。从预期与实测的对照看，关键设备国产化率100%达标，CO2捕集率90.86%达到预期，再生热耗2.35GJ/tCO2优于低于2.4的预期，捕集区电耗51.5kW.h/tCO2远优于低于90的预期，CO2纯度99.94%高于99%的预期，胺损失0.21kg/tCO2明显优于1的预期，脱碳总成本208元/tCO2优于低于250元的预期。 这组数据的意义在于，多项指标同时优于预期目标，说明国内燃烧后碳捕集在能耗和成本两个关键维度上已具备工程化落地的能力。材料将其定位为现阶段综合指标最优、消纳利用最全、连续运转最长的煤电碳捕集项目，并指出其获评国家能源局2023年度十大科技创新成果，是火电领域唯一写入2024《中国的能源转型》白皮书的案例。

这组数据从消纳、储运、降碳三个角度解释了绿甲醇为何被视为绿电消纳的良好载体。消纳方面，生产10万吨甲醇可以消纳700MW绿电，节约30万吨燃煤并减少14万吨CO2排放，相当于给波动性绿电找到了一个可储存、可运输的化学载体。储运方面，甲醇质量能量密度达19.95GJ/t，氢气运输成本为32.2~64.3CNY/(GJ·100km)，甲醇的运输成本则为1.49~2.72CNY/(GJ·100km)，两者相差一个数量级以上，这是甲醇相比氢气在储运环节的明显优势。 降碳方面，煤制甲醇全生命周期碳排放5.85tCO2/t甲醇，天然气制甲醇1.85tCO2/t甲醇，依靠工业碳捕集的低碳甲醇0.6~1.2tCO2/t甲醇，绿甲醇0.08~0.2tCO2/t甲醇。从煤制到绿甲醇，全生命周期碳排放下降超过一个数量级，这组数据支撑了绿甲醇在航运、化工等场景的减排价值。

这组数据展示了绿色甲醇在航运与陆运市场的需求前景。航运市场方面，根据AFI的数据，截至2023年7月甲醇燃料船舶总数为204艘，其中27艘已经投入运营，177艘为在建船舶订单，集装箱船以142艘处于领先地位。需求预测上，预计2030年和2040年全球航运业对绿色甲醇的需求将分别达到约3400万吨和1.37亿吨，这个量级意味着航运脱碳将成为绿甲醇最大的单一需求来源。 陆运市场方面，目前中国甲醇汽车市场保有量约3万台，总运行里程约100亿公里；顺成集团已采购300台吉利远程甲醇重卡作为物流车投入使用。化工市场方面，我国甲醇预计未来整体需求维持在9000万吨左右，随着可再生能源普及，绿色电制甲醇将成为全球绿色甲醇供应的主要方式，预计将产生2500亿存量市场替代空间。