6月上旬，神華集團鄂爾多斯分公司舉行了與其煤直接液化項目相配套的CCS（二氧化碳捕集封存技術）示范工程開工奠基儀式，標志著我國新型煤化工展開碳減排破冰之旅。此舉引起了業界的廣泛關注。專家認為，我國新型煤化工碳減排還有很長路要走，當中還需跨越多道難關。

　　“發展新型煤化工產業面臨碳排放的問題。采用先進的潔凈煤技術及污染物處理技術，可有效減少污染物的排放，但二氧化碳排放問題卻需要CCS技術來解決。”神華集團鄂爾多斯分公司總經理張繼明說。

　　他分析，煤炭直接液化項目的二氧化碳排放量每噸液化粗油約為2.1噸(此數據不包括燃料排放部分，下同)，100萬噸直接煤制油將排放二氧化碳210 萬噸；煤間接液化過程生產每噸液化產品的二氧化碳排放量約為3.3噸，我國已經建成的16萬噸煤間接液化項目每年將排放50多萬噸二氧化碳；在建的一個年 60萬噸聚烯烴裝置每年將排放360多萬噸二氧化碳；1個年產20億立方米的煤制天然氣項目年排放二氧化碳近600萬噸。“從以上數據可以看出，新型煤化工項目二氧化碳排放量是比較大的，減排形勢十分嚴峻。”張繼明說。

　　張繼明介紹，神華CCS項目設計年捕集、封存二氧化碳10萬噸，投資約2.1億元，預計今年底前建成投運。神華集團還計劃在此示范項目的基礎上，分兩步分別建成年收集與封存二氧化碳100萬噸和300萬噸規模的項目，其中100萬噸CCS項目目前正在做可行性研究。“100萬噸CCS項目建成后，可以回收神華煤制油工程全部生產過程中約1/3的二氧化碳。”他說。

　　由此看來，CCS或將成為破解我國新型煤化工碳排放問題的法寶。然而業界對此卻抱有謹慎態度。內蒙古科技大學化工學院資深專家劉志軍、內蒙古自治區發改委陳斌均表示，我國新型煤化工碳減排配套CCS項目并不會一帆風順，要走的路還很長，還需邁過三道坎。

　　首先是高成本。據國際知名咨詢機構麥肯錫估計，目前新型煤化工行業CCS技術捕獲和處理每噸二氧化碳的成本為50～115美元,會增企業成本 40％～80％。而通過對能源經濟模型的研究表明,只有當捕集和封存二氧化碳的總成本降到25～30美元/噸時, CCS技術才可能大規模推廣。　

　　其次是需要找到可行的獨立運營商務模式。CCS需要一個能使各環節參與方都能獲利的商務模式使企業盈利，需要大力開發被捕獲的二氧化碳工業應用市場。神華設想與距CCS項目區幾百千米外的中國石油長慶油田進行合作，將液化的二氧化碳用于采油過程中的驅油，為項目帶來經濟收益；美國大平原煤制天然氣項目約2/3的二氧化碳輸送和銷售到加拿大韋本油田用于強化采油，獲取了可觀的利潤。

　　再次是需要解決封存涉及一系列復雜的具體問題。如在封存過程中，要探討保證不泄漏同時又降低成本的途徑。另外，二氧化碳驅油并不是永久封存技術，驅油最長也不過40年，驅油項目所用的二氧化碳大約有2/3會回到地表，但封存項目要求將100％的二氧化碳永久封存地下。如果被封存的二氧化碳外泄，濃度達到10%以上時，有可能對人體造成致命傷害。所以，封存有著更高要求，需要更多監測。　

　　當前，新型煤化工配套CCS項目是碳減排的有效途徑，關系到煤化工行業的可持續發展。我國應制定相關政策與法律予以支持，比如設立CCS項目專項投資基金，吸收各種投資者的資金，從而實現大規模商業化運作。同時，目前CCS項目正被世界各國所重視，聯合國目前正在討論將CCS列入CDM范圍的可能性，所以我國要力爭通過碳匯項目補償機制來保障CCS項目建設運行有穩定的資金渠道。