减碳不能一刀切最让代表们关注的，同时也最被代表们诟病的，正是一刀切。“控碳，狼真的来了。”陕西未来能源化工有限公司董事长、煤液化及煤化工国家重点实验室主任孙启文表示，减碳不能一刀切，应分区域、分行业，尤其是对新疆、内蒙古、宁夏、山西、陕西等煤炭资源丰富和经济薄弱地区，要有政策倾斜。
“不能运动式减碳，否则对经济发展影响太大。”清华大学能源与动力工程系教授、清华大学山西清洁能源研究院碳基原料清洁转化及利用中心主任、俄罗斯自然科学院外籍院士张建胜说。
山东能源集团有限公司顾问褚宏春表示：“煤化工企业所在地区不同、装置能力和水平不一样，盈利能力肯定不同。碳减排良性和有序发展需要一个过程，政策措施要逐步调整。”
中科榆林能源技术运营有限责任公司技术顾问梁龙虎表示：“碳减排是国家、社会的责任，但不同行业和地区要区别对待。首先，我们的产业结构偏重、能源偏煤、效率偏低，决定了能耗高、碳排放多。其次，我们处于重工业发展的中后期，处于资本原始积累阶段。上世纪50～70年代发达国家工业化发展，碳排放与我们现在一样多，当年英国、德国能源结构中煤炭占比都在60%以上。工业化时代的特征就是消耗资源、做大总量。最后，现在很多项目，正在建设的、未建成的压力很大，为了能耗达标，投资要增加很多。地方经济发展要结合国情，短期内，能源体系和产业体系抛开煤炭都是不行的。”
中国石油和化学工业联合会副会长兼秘书长赵俊贵在致辞中表示，要坚持清洁利用、高效转化的技术方向，打通煤油电氢气、精细化工和新材料耦合发展产业链，积极拓展煤化工全产业链发展新空间、新境界；加快提高煤炭作为化工原料的技术进程，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化、差异化发展；加快关键核心技术攻关，努力突破源头减碳和节能提效的瓶颈，开拓二氧化碳资源化利用新路径，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解新材料等，走出一条高碳产业低碳发展、资源循环利用的新型煤化工技术发展新路子。
减碳降耗要并举
针对如何减碳，代表们的共识是节能降耗提效。
张建胜介绍，我国单位GDP能耗是世界平均水平的1.3倍、经济合作与发展组织（OECD）国家的2.7倍（2019年数据）。在当前消费水平和化石能源仍占主导的情况下，能耗每降1%，就可少消耗0.5亿吨标煤、减排1亿多吨二氧化碳。“若能把1.3倍进一步降到世界平均水平，每年可减少十几亿吨标煤消耗，减少二氧化碳排放30亿吨以上。”
获得2020年国家科技进步一等奖的400万吨/年煤间接液化成套技术创新开发及产业化项目由20多家单位合作开发，总体处于国际领先水平。核心技术之一的神宁炉在3000吨级单喷嘴干煤粉加压气化技术领域填补了国内空白，还被国家能源局列入煤炭安全绿色开发和清洁高效利用先进技术与装备推荐目录。宁夏神耀科技有限责任公司化工新材料部主任郭伟介绍，目前28台单体规模最大的煤制油神宁炉已连续稳定运行4年，还有19台正在设计、制造、安装调试中。神宁炉对气化细渣进行深度脱水资源化利用，打通了煤炭高效清洁资源化利用的最后1公里。降耗成绩单：日投煤2000吨气化炉每年可节水16万吨、节电160万千瓦时、节煤3.5万吨、节约处置费140万元。
由清华大学山西清洁能源研究院、北京清创晋华科技有限公司、山西阳煤化工机械集团和阳煤丰喜肥业集团共同开发的水煤浆水冷壁煤气化炉（晋华炉）实现了水煤浆气化炉结构创新和旧炉改造两个全球第一，荣获2018年度中国煤炭工业协会科技进步特等奖。晋华炉不仅能提供化工合成气，还可提供工艺、动力用高压、高品质蒸汽。北京清创晋华科技有限公司副总经理王帅给出的晋华炉降耗成绩单：灰渣在燃烧室双循环提高了碳转化率，煤耗、氧耗降低2%～3%，粗渣残碳低于3%。“
倒逼各行各业精细化、高质量发展的过程甚至是一次工业革命。节煤、节电、节水、节热、优化工艺，要从点滴小处做起。”中国绝热节能材料协会副秘书长毕鉴挺说。
梁龙虎介绍，2010年投产的神华包头60万吨/年煤制（醇）甲）烯烃（MTO）项目当时是世界首套、规模最大的煤制烯烃项目，为了开得起来、开得成功，设计指标设置相对保守。经过多年不断的技术升级改造，2014年水耗从设计之初的35吨降到28吨再降到目前的21吨以下，今年新的技术改造完成后可降到17吨，煤制甲醇单位产品综合能耗从3吨标煤降低5%到2.8吨，碳排放强度和能耗总量都显著降低。梁龙虎建议企业上马新项目采用新技术。以煤制烯烃项目为例，现在设计的单套装置设备尺寸与原60万吨装置差不多，但采用新催化剂，综合产气量可从60万吨提高到100万吨。虽然反应系统变化不大，但运行成本和投资都大大降低。
从用电角度来看，国内石油和化工行业50%的电力用于驱动电机，而20%电机在驱动泵。昆明嘉和科技股份有限公司副总经理黄凯杰介绍，每消耗1度电，国外先进企业二氧化碳排放量为0.401千克，国内则高达0.96千克。通过降低电耗减碳的空间很大，尤其是大型耗能设备，通过设计优化、定制化可降低设备能耗30%以上。
高温介质输送是化工生产的一大特征。毕鉴挺提供的数据显示，公用工程主蒸汽管道一般4～5公里，每公里输送热损失高达25%～30%。针对高温管道和设备热损失，中化学华陆新材料有限公司等开发了气凝胶保温绝热材料，可将高温输送散热损失降低40%～70%。
中石化广州（洛阳）工程有限公司正在着手设计能量全生命周期使用方案，不但循环水分级利用，还要利用空冷、蒸发出去的水蒸汽等。还有企业致力于塔板节能提效改造、机电一体化调速、动态计量、泄漏巡检、长寿命密封系统设计、废水零排放、废气废液协同治理、过程控制人机分离等技术。
褚宏春提出，一方面，煤化工产业各环节应组织联合技术攻关，依靠科技进步下大功夫降低能耗。比如循环水设计，都以满足最高等级5%的用户需求设计压力和温度，实际90%～95%的用户是普通需求，泵、管道都可以配置低等级的。另一方面，企业应对建成项目进行重新评估，挖潜和降本空间很大。如果细化到对每个装置、每条管道、每个阀门去分析，整个企业能耗可降低10%～15%。
碳利用要有新思路
记者发现，尽管遇到了前所未有的困难，但与会代表对煤化工仍旧抱有信心，因为他们相信能够找到碳利用的正确路径。
华陆工程科技有限责任公司总工程师骆彩萍认为，煤作为原料生产化学品，必然有二氧化碳排放，使得碳利用率只有40%。通过补氢，碳利用率可提高到80%。二氧化碳再与石油、盐、冶金尾气等多种原料耦合，加上绿氢，就可以实现原料的零碳排放。将捕集的二氧化碳固定到终端产品中，是大家认可双碳目标之下的煤化工方向。“
就是到了碳中和的那一天，我们也不可能放弃化石能源。所以，在生产过程中释放的二氧化碳必须资源化利用，与绿电绿氢结合，多领域、多用途、精细化、差异化应用。”孙启文介绍，煤液化及煤化工国家重点实验室经过5年多的努力，开发出的催化剂可将二氧化碳加氢转化率提高到30%，转化为烃的效率非常高。实验室正在积极推进工业化进程。他的思路是，现有的煤制乙二醇等技术不仅要提高能效，还要延伸产业链，做精细化、高端化产品；应用计算机技术、低温热解技术等实现煤的分质分级利用。
褚宏春给出了3个产品方向：
◆一是煤基材料，把煤作为原料，将碳转移到产品中去，而不是作为燃料。石油和天然气高度依赖进口，石油化工不能支撑我国全部产品的需求。煤化工作为材料发展方向，空间很大。
◆二是煤基特种燃料产品，这个缺口一直很大。
◆三是煤基精细化学品，回收焦炉气、煤焦油等，实现对煤的分质利用。“当前的回收还是粗放的，改变传统焦化方式，可得到更多高价值的精细化学品。比如，中低温煤焦油加氢得到酚、甲醇加氢生产甲醛等。很多用于化妆品、食品添加剂的分析纯级产品都要从日本进口，每吨价格几十万元。这个市场前端要抓住。”褚宏春说。
中化西南化工研究设计院有限公司副总经理王键介绍，该公司的二氧化碳捕集技术已应用于韩国鲜都化学公司天然气经氢尾气制液体二氧化碳装置、河南心连心集团20万标准立方米/时脱碳及回收二氧化碳装置、山西瑞光热电厂3000吨/年烟道气回收二氧化碳制食品级二氧化碳装置等；二氧化碳资源化利用已有包括重庆卡贝乐5.9亿标准立方米/年天然气补碳制甲醇装置、河北迁安8亿标准立方米/年焦炉气补碳甲烷化制液化天然气装置、中海油建韬化工4.9亿标准立方米/年富碳天然气制甲醇装置等案例。
陕鼓集团自己建了一个多能互补、互联的示范工厂，清洁能源使用率100%，可再生能源使用率100%。陕鼓集团副总工程师赵万虎介绍，这个零碳工厂能耗只有5千克标煤/万元，为全球行业最低。更值得关注的是，陕鼓能源互联岛系统解决方案——分布式能源智能综合利用项目去年底荣获中国工业大奖。这个能源互联岛对热、电、冷、风、水、废、安全、消防等统一规划、智能管理。以应用该方案的低阶煤清洁高效综合利用项目为例。煤、油、气、化、热一体化，制氢能耗降低3.2%、氢气成本降低4800万元/年，液化天然气能耗降低4.5%、成本降低50元/吨，单元工程和机组设计优化一次投资降低3%，二氧化碳减排46.7万吨/年。
榆林市副市长陈忠表示，榆林将充分利用煤、盐、油、气组合资源优势，通过煤气化、原盐电解、天然气重整和石油炼制等，向专用化学品、新材料延伸。就在这次论坛上，中科榆林能源技术运营有限责任公司与10家企业集中签约，总投资66.45亿元，涵盖精细化工、新能源、可降解材料等多个领域。该公司总经理李世英表示，将致力于多能融合，找到新模式，实现碳减排。
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