典型煤化工項(xiàng)目低碳發(fā)展路徑的技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

柯 彥，陶 怡，易學(xué)睿，步學(xué)朋，王 強(qiáng)

(國家能源集團(tuán)技術(shù)經(jīng)濟(jì)研究院，北京 102211)

0 引 言

“十二五”以來，我國現(xiàn)代煤化工在工藝技術(shù)升級(jí)示范、產(chǎn)業(yè)化推廣等方面取得積極進(jìn)展，產(chǎn)業(yè)規(guī)模穩(wěn)步增長，有力促進(jìn)了煤炭的清潔高效轉(zhuǎn)化利用，為國家能源安全發(fā)揮了積極作用。當(dāng)前，煤化工面臨綠色低碳發(fā)展和能耗雙控制約，國家及多地對(duì)高能耗項(xiàng)目進(jìn)行限制，煤化工產(chǎn)業(yè)要高質(zhì)量發(fā)展，就需要在減碳、降低能耗等方面積極作為，向產(chǎn)品高端化、差異化、綠色化發(fā)展。國內(nèi)相關(guān)企業(yè)、研究結(jié)構(gòu)和高校紛紛開展現(xiàn)代煤化工低碳發(fā)展路徑的研究，劉殿棟等[1]通過分析現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)的碳排放特點(diǎn)，提出了通過綠氫、低碳原料、提高電驅(qū)比例、發(fā)展CO2下游產(chǎn)品和森林碳匯等減碳措施；謝克昌[2]提出了清潔、低碳、安全的發(fā)展理念；徐振剛[3]通過分析近20 a來現(xiàn)代煤化工的發(fā)展經(jīng)驗(yàn)，提出中國現(xiàn)代煤化工總體技術(shù)水平還需進(jìn)一步升級(jí)；門卓武等[4]主要從現(xiàn)代煤化工技術(shù)開發(fā)的機(jī)遇與方向分析了低碳化路徑；吳潛等[5]分析了環(huán)保稅對(duì)現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)的影響，并提出了低碳化路徑；李曉巖[6]提出現(xiàn)代煤化工進(jìn)入轉(zhuǎn)型重要時(shí)期，“十四五”要分類施策適度發(fā)展。目前現(xiàn)代煤化工低碳化路徑主要包括節(jié)能減排、綠氫替代、綠電替代、原料低碳化、產(chǎn)品方案優(yōu)化、CO2末端利用等，但這些路徑的可行性最終取決于其技術(shù)成熟度及經(jīng)濟(jì)性，鮮見研究機(jī)構(gòu)對(duì)這些路徑的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行全面分析，筆者在考慮目前我國已開展的碳交易背景下，按不同碳價(jià)情景，分析了不同路徑的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，為產(chǎn)業(yè)低碳發(fā)展路徑提供支撐。

1 評(píng)價(jià)的邊界條件

1.1 基準(zhǔn)情景

以某70萬t/a煤制烯烴為測(cè)算基礎(chǔ)，項(xiàng)目總投資約225億元，項(xiàng)目消耗原料煤約325萬t/a，燃料煤160萬t/a，外購電約3億kWh。項(xiàng)目年排放CO2約735.4萬t，具體見表1。

表1 典型煤制烯烴項(xiàng)目CO2排放Table 1 CO2 emissions of typical coal to olefin projects

項(xiàng)目主產(chǎn)品為聚乙烯和聚丙烯，副產(chǎn)丙烷、C5汽油等產(chǎn)品。項(xiàng)目單位主產(chǎn)品成本構(gòu)成見表2。

表2 典型煤制烯烴項(xiàng)目單位聚烯烴產(chǎn)品成本構(gòu)成Table 2 Composition of unit polyolefin product cost of typical coal to olefin projects

1.2 碳交易價(jià)格的選取

隨著全國碳交易市場(chǎng)正式啟動(dòng)，火電行業(yè)已正式納入碳市場(chǎng)，據(jù)了解，化工行業(yè)也將在“十四五”期間納入。鑒于當(dāng)前火電行業(yè)碳排放交易權(quán)基本采取配額制，本文擬采用基準(zhǔn)碳價(jià)，研究不同征收比例對(duì)典型煤制烯烴項(xiàng)目成本的影響。基準(zhǔn)碳價(jià)取100元/t(2013年，歐盟執(zhí)行削減配額政策以來，碳價(jià)格呈快速增長趨勢(shì)，年均增幅約22%，考慮到國內(nèi)情況與歐盟有所不同，本文取年均增幅15%，當(dāng)前全國碳價(jià)50～70元/t，到“十四五”末約為100元/t)，交易外購比例取5%、20%、50%，計(jì)取情景選取及成本變化見表3。

表3 煤制烯烴項(xiàng)目在不同交易權(quán)外購比例條件下增加成本情況Table 3 Costs of coal to olefin project under the conditions of different purchase proportion of transaction rights

1.3 綠電價(jià)格的選取

考慮未來產(chǎn)業(yè)電氣化水平的提高，電價(jià)對(duì)產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)成本及節(jié)能減排將產(chǎn)生較大程度影響，本研究考慮了未來新能源發(fā)電度電成本的下降，不同情景下電價(jià)計(jì)取見表4。

表4 不同計(jì)取情景綠電價(jià)格Table 4 Price of green power under different scenarios

1.4 綠氫價(jià)格的選取

考慮未來新能源大力發(fā)展，煤化工與新能源深度耦合助力產(chǎn)業(yè)深度脫碳將成為可能。選取不同綠氫價(jià)格，分析綠氫價(jià)格對(duì)項(xiàng)目產(chǎn)品成本的影響。綠氫成本以新能源電解水制氫工藝測(cè)算，綠氫價(jià)格及計(jì)取情景選取見表5。

表5 不同計(jì)取情景下綠氫價(jià)格Table 5 Price of green hydrogen under different scenarios

1.5 其他低碳原料的選取

目前除綠氫外，其他低碳原料主要是CH4，來源包括天然氣、液化石油氣、油田氣等。一般天然氣一段蒸氣轉(zhuǎn)化制得的合成氣中氫碳比大于3.7，煤氣化制得的合成氣中氫碳比為0.4～0.8，生產(chǎn)甲醇要求的氫碳比約2.05，因此單獨(dú)以天然氣為原料生產(chǎn)甲醇時(shí)一般需采取補(bǔ)碳工藝，而單獨(dú)以煤為原料的甲醇裝置需將煤氣化粗煤氣中的CO變換后轉(zhuǎn)化為H2。因此，可將煤炭和CH4耦合，減少水煤氣變換的量，降低碳排放。

2 不同減碳路徑的技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

2.1 節(jié)能降耗

通過節(jié)能降耗，在一定程度上可提高項(xiàng)目整體能源利用水平，減少CO2排放，但節(jié)能降耗一般需增加投資，整體運(yùn)營成本不一定增加。

我國石化領(lǐng)域科技工作者在節(jié)能減排方面做了大量工作，徐茂[7]分析了傳統(tǒng)化工行業(yè)的能耗情況，提出了動(dòng)力節(jié)能、設(shè)備節(jié)能和催化劑節(jié)能等措施； 謝艷麗等[8-9]提出了整體網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化和設(shè)備單元優(yōu)化的節(jié)能思路；竇守花等[10]綜述了石油化工企業(yè)節(jié)能減排的現(xiàn)狀，并提出了對(duì)策。鄭志云[11]具體分析了某化工企業(yè)技術(shù)的節(jié)能經(jīng)濟(jì)性；在煤化工領(lǐng)域，馬銳等[12-13]分析了煤化工項(xiàng)目的能耗水平，提出了節(jié)能減排措施。

通過分析某煤制油項(xiàng)目實(shí)際節(jié)能方案，評(píng)價(jià)節(jié)能優(yōu)化的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，該項(xiàng)目產(chǎn)能為400萬t/a，主體工藝為費(fèi)托合成，產(chǎn)品以柴油、石腦油、液化氣為主。主要節(jié)能措施包括：① 項(xiàng)目煤氣化裝置采用加壓粉煤氣化技術(shù)替代水煤漿煤氣化技術(shù)，全廠投資增加約10億元，節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤約130萬t/a，減排CO2約245萬t/a，單位減排CO2投資為308元/t，折算為成本約增加20.5元/t；② 項(xiàng)目采用全變換氣、部分變換氣先不混合，進(jìn)入酸性氣體脫除裝置分別吸收后再混合的方案。與混合吸收方案相比，此方案投資約增加6 000萬元，減排CO2約30萬t/a，單位減排CO2投資200元/t，折算為成本約增加13元/t；③ 項(xiàng)目大規(guī)模選用空冷器，空冷器總負(fù)荷約550萬kW。與采用水冷器相比，增加投資約8億元，但用電負(fù)荷減少約5.5萬kW，減少電耗約4.5億kWh/a，節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用約1.8億元/a，減排CO221萬t，單位減排CO2投資為3 809元/t，折算為成本約減少603元/t。

綜上，通過節(jié)能減排降低碳排放需增加投資，但不一定會(huì)增加成本，特別是對(duì)于新建項(xiàng)目，利用熱夾點(diǎn)、水夾點(diǎn)等理論優(yōu)化整體網(wǎng)絡(luò)，可提高整體運(yùn)營效率，減少碳排放。初步分析，通過節(jié)能減排，煤制烯烴項(xiàng)目的CO2減排潛能為10%。

2.2 與綠氫耦合

現(xiàn)代煤化工與綠氫耦合的工藝流程如圖1所示，假設(shè)為理想情況，考慮由綠氫全部替代煤制氫。

圖1 煤化工與新能源制氫耦合工藝流程示意Fig.1 Schematic diagram of coupling process flow of coal chemical industry and new energy hydrogen production

未來煤制烯烴項(xiàng)目與“綠氫”的耦合對(duì)現(xiàn)有工藝單元變化影響主要體現(xiàn)在2方面。一方面通過新能源綠電制氫，同時(shí)產(chǎn)生O2，經(jīng)測(cè)算可完全省去空分及變換等工藝裝置，提高煤炭轉(zhuǎn)化效率。以水煤漿氣化為例，備煤、磨煤、氣化、甲醇洗、硫回收等裝置規(guī)模將減小38.5%，循環(huán)水裝置規(guī)模將下降35.2%。工藝過程碳排放強(qiáng)度將下降95%以上。另一方面由于取消空分無需高壓蒸氣，通過優(yōu)化蒸氣平衡，實(shí)現(xiàn)蒸氣梯級(jí)利用，可大幅縮減動(dòng)力中心規(guī)模，大幅降低燃燒過程碳排放總量，該情景下需外購部分電能。若外購電來源于火電，則原動(dòng)力中心的直接燃燒排放將轉(zhuǎn)變?yōu)橥赓忞姷拈g接排放，碳減排幅度不大。不同綠氫價(jià)格下煤制烯烴產(chǎn)品成本變化見表6。

表6 不同綠氫價(jià)格下煤制烯烴產(chǎn)品成本變化Table 6 Cost changes of coal to olefin products under different green hydrogen prices 元/t

與新能源綠氫耦合工藝情景下，考慮不同外購碳交易權(quán)比例，引入綠氫后，總體碳排放下降約60%，則各種情景下，可認(rèn)為富余的碳指標(biāo)可在碳市場(chǎng)進(jìn)行交易，如5%情景下，認(rèn)為有55%的碳指標(biāo)可以出售，各種情景成本變化見表7。在考慮碳交易情景下，綠氫價(jià)格在0.88～1.88元/m3時(shí)，烯烴產(chǎn)品成本增加350～2 726元/t。因此，在當(dāng)前綠氫價(jià)格下，煤制烯烴與新能源耦合工藝經(jīng)濟(jì)性不高，但減碳效果較明顯，總體可減排60%以上，未來如果綠氫價(jià)格降至1元/m3以下，綠氫的經(jīng)濟(jì)性可接受。

依據(jù)美國國內(nèi)法庭做出的判決，美國商務(wù)部沒有法律依據(jù)對(duì)非市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)國家采取反補(bǔ)貼措施。然而，法庭同樣也沒有明確表示美國國內(nèi)法禁止當(dāng)局對(duì)非市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)國家征收反補(bǔ)貼稅。因此，法庭模糊的判決依然賦予了商務(wù)部極大的自由裁量權(quán)，這無疑增加了這一問題的解決難度。

表7 不同外購碳交易權(quán)比例下不同綠氫價(jià)格下單位聚烯烴成本Table 7 Unit polyolefin cost under different green hydrogen prices and different proportion of purchased carbon trading rights

2.3 與CH4耦合

原料低碳化方案主要是與甲烷耦合發(fā)展。生產(chǎn)70萬t/a當(dāng)量的聚烯烴產(chǎn)品，約需38萬m3/h H2和17萬m3/h CO，后續(xù)通過反應(yīng)方程式，分析所需天然氣量和煤氣化規(guī)模。

天然氣轉(zhuǎn)化的方程式可簡(jiǎn)寫為式(1)，實(shí)際生產(chǎn)中氫碳比約3.7。

(1)

煤炭氣化的方程式比較復(fù)雜，主要反應(yīng)方程式如式(2)～(6)所示，煤氣化制得的合成氣中氫碳比為0.4～0.8。

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

以此測(cè)算，在整體規(guī)模上，天然氣轉(zhuǎn)化生產(chǎn)的合成氣規(guī)模約為煤氣化的2倍時(shí)，合成氣中的氫碳比可達(dá)2(合成甲醇的要求)。以此測(cè)算，則需要約8萬m3/h的天然氣(折合64 000萬m3/a)，氣化規(guī)模則減小至原工藝路線的1/3，耗煤量減少至約100萬t/a。

從經(jīng)濟(jì)性角度分析，需增加天然氣轉(zhuǎn)化裝置，根據(jù)其他天然氣轉(zhuǎn)化項(xiàng)目的實(shí)際情況，新增投資約10億元，空分、氣化等裝置減少投資約16億元，取消變換裝置減少投資約2.5億元，新增外購天然氣64 000萬m3，按照2元/m3計(jì)算，新增成本12.8億元/a，減少煤炭消耗250萬t/a，減少碳排放約400萬t/a，減少成本7.5億元/a。

綜合測(cè)算，投資減少約8.5億元，單位產(chǎn)品的折舊成本和利息降低約100元/t，原材料成本增加5.3億元/a，單位產(chǎn)品的成本增加約791元/t，合計(jì)單位產(chǎn)品的成本增加691元/t，減少碳排放約400萬t/a，減碳比例約54%。

2.4 電驅(qū)+綠電

現(xiàn)代煤化工項(xiàng)目的燃燒排放主要來自自備電廠鍋爐排放。自備電廠鍋爐主要提供全廠的蒸氣和電力，為降低碳排放強(qiáng)度，可考慮采用電驅(qū)替代汽驅(qū)，即電替代蒸氣，而電可從新能源發(fā)電采購，間接減少碳排放量。通過分析某典型煤制烯烴項(xiàng)目的蒸氣平衡，其9.8 MPa高壓蒸氣主要供應(yīng)發(fā)電機(jī)組和空分透平(表8)，4.1 MPa中壓蒸氣主要供應(yīng)甲醇循環(huán)機(jī)透平、MTO透平、烯烴分離透平、給水透平等(表8)，分析可知部分工藝蒸氣(如氣化用蒸氣)和防爆區(qū)的透平裝置(如甲醇循環(huán)透平、烯烴分離透平)無法用電替代，其他大部分透平均可用電驅(qū)替代，蒸氣用量下降90%，且煤化工項(xiàng)目的變換、甲醇合成等工藝裝置本身副產(chǎn)大量蒸氣，基本可滿足以上無法用電驅(qū)替代的部分，大幅降低燃燒排放的CO2量。

表8 不同壓力等級(jí)蒸氣的用途Table 8 Usage of steam with different pressure grades

采用電驅(qū)后項(xiàng)目成本變換分析見表9，取消動(dòng)力中心減少投資21.5億元，汽驅(qū)改電驅(qū)的投資和成本無明顯變化，外購電增加24億kWh，折舊成本減少約213.9元/t，利息支出減少約33.6元/t，外購電成本分別增加1 074元/t(0.3元/kWh)、537元/t(0.15元/kWh)、358元/t(0.1元/kWh)。

表9 不同綠氫價(jià)格下煤制烯烴產(chǎn)品成本變化Table 9 Cost changes of coal to olefin products under different green hydrogen prices 元/t

續(xù)表

假設(shè)外購電均為綠電，則碳排放總量下降約46.8%，主要來自于動(dòng)力中心減排量。單位產(chǎn)品成本變化見表10。由表10可知，全部情景下，購買綠電后，成本均小于基準(zhǔn)情景，一方面是新建項(xiàng)目如果采用電驅(qū)，與汽驅(qū)相比成本并無明顯變化；另一方面，如果采用綠電，則可大幅減少動(dòng)力中心的碳排放，減排量可作為碳資產(chǎn)出售，獲得部分收益，降低了單位產(chǎn)品的成本。本研究所取的綠電價(jià)格較低，是基于未來綠電成本進(jìn)一步下降趨勢(shì)的判斷，目前綠電價(jià)格還較高，經(jīng)濟(jì)性要弱于測(cè)算結(jié)果。

表10 電驅(qū)+綠電情景下單位聚烯烴成本變化Table 10 Cost change of unit polyolefin under the scenario of electric drive+green power

2.5 產(chǎn)品方案優(yōu)化

現(xiàn)代煤化工以煤為原料，大多數(shù)經(jīng)氣化生成CO和H2，從元素組成角度考慮，原料中包含了碳、氧和氫3種元素，因此，現(xiàn)代煤化工更適合生產(chǎn)含氧化合物，提高元素的利用效率，減少碳排放，而可降解塑料是較好的發(fā)展方向之一。以聚乙醇酸(PGA)為例，其碳排放強(qiáng)度僅為3.5 t/t，約為生產(chǎn)聚烯烴產(chǎn)品的1/3。目前，由于煤基可降解塑料尚處于工藝示范階段，工藝成本較高，示范項(xiàng)目的規(guī)模也尚未達(dá)到經(jīng)濟(jì)規(guī)模，單位可降解塑料的成本約在1萬元/t以上，未來隨著技術(shù)發(fā)展和項(xiàng)目規(guī)模擴(kuò)大，產(chǎn)品成本有望進(jìn)一步降低，逐漸接近傳統(tǒng)聚烯烴成本。

現(xiàn)代煤化工的另一條路徑是煤直接液化，該路徑的能源轉(zhuǎn)化效率高達(dá)58%，本身就是現(xiàn)代煤化工中低碳利用的較理想工藝，但生產(chǎn)油品的同時(shí)，副產(chǎn)大量液化油渣，因此，副產(chǎn)品的利用至關(guān)重要。經(jīng)研究，煤液化油渣中瀝青類物質(zhì)約占50%，可作為針狀焦、碳纖維端炭材料的原料[14]，通過研發(fā)新工藝、新技術(shù)，能改善煤液化瀝青品質(zhì)、提高附加值、降低單位增加值碳排放強(qiáng)度。直接液化油渣經(jīng)過萃取工藝生產(chǎn)高端瀝青產(chǎn)品，相關(guān)報(bào)告顯示，每噸產(chǎn)品收益可增加1 000元以上，百萬噸項(xiàng)目每萬元增加碳排放強(qiáng)度降低8%～10%。

此外，現(xiàn)代煤化工項(xiàng)目還要利用工藝本身特點(diǎn)，向烯烴專用料[15]、α-烯烴[16]、高端軍用油品、高端碳纖維、高端蠟[17-18]、全系列可降解塑料[19]、特種氣體等領(lǐng)域發(fā)展，提高整體項(xiàng)目的附加值。

2.6 CO2封存和利用

煤炭的碳?xì)湓颖葹?.0∶0.2，遠(yuǎn)高于石油的2.0∶1.6和天然氣的4.0∶1.0，因此現(xiàn)代煤化工項(xiàng)目生產(chǎn)會(huì)排放大量CO2。為實(shí)現(xiàn)減排需將CO2進(jìn)行資源化利用，從而實(shí)現(xiàn)現(xiàn)代煤化工低碳發(fā)展?，F(xiàn)代煤化工CO2排放源較集中、排放濃度較高，易富集，CO2捕集、利用與封存(CCUS)成本相對(duì)較低。根據(jù)全球碳捕集與封存研究院數(shù)據(jù)，截至2020年底，全世界有65個(gè)商業(yè)CCS設(shè)施，利用CCS技術(shù)捕集的CO2總量每年約4 000萬t。中國共18個(gè)捕集項(xiàng)目在運(yùn)行，CO2捕集量約170萬t。如某項(xiàng)目結(jié)合低溫甲醇洗裝置工藝特點(diǎn)，直接從無硫中壓甲醇富液中分離得到純度為99.6%的CO2，CO2捕集成本約120元/t[20]。以此成本為基準(zhǔn)進(jìn)行測(cè)算，生產(chǎn)烯烴時(shí)CO2捕集成本約為696元/t。在對(duì)低溫甲醇洗尾氣CO2完全捕集情景下，考慮不同外購碳交易權(quán)比例，總體碳排放下降約53.2%，可認(rèn)為富余的碳指標(biāo)可以到碳市場(chǎng)進(jìn)行交易，如5%情景下，認(rèn)為有48.2%的碳指標(biāo)可出售，各種情景成本變化見表11。

表11 對(duì)低溫甲醇洗尾氣CO2完全捕集情景下單位聚烯烴成本Table 11 Unit polyolefin cost under the scenario of complete CO2 capture of low-temperature methanol washing tail gas

利用捕集的高濃度CO2為原料，可進(jìn)一步加工生產(chǎn)化學(xué)品，實(shí)現(xiàn)固碳。如利用CO2和H2可合成甲醇，而甲醇又是重要的基本有機(jī)原料，下游可加工生產(chǎn)烯烴、甲醛、醋酸等多種化學(xué)品。

3 結(jié)論和建議

1)當(dāng)前綠電加電驅(qū)方案、節(jié)能減排方案對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響較小。推薦新建現(xiàn)代煤化工項(xiàng)目采用綠電加電驅(qū)的方案，除防爆區(qū)設(shè)備仍采用汽驅(qū)外，其他驅(qū)動(dòng)設(shè)備全部改為電驅(qū)，并進(jìn)一步論證縮小動(dòng)力中心的可行性。提前鎖定綠電資源，確保購買綠電指標(biāo)，以0.3元/kWh進(jìn)行測(cè)算，綠電加電驅(qū)方案單位聚烯烴成本增加121.2元/t，如考慮碳交易情景，則成本將有所下降，是較經(jīng)濟(jì)合理的低碳方案。此外，在新建項(xiàng)目前期論證中，建議充分借鑒石油化工等行業(yè)的節(jié)能減排經(jīng)驗(yàn)，優(yōu)化工藝換熱網(wǎng)絡(luò)和裝置間熱聯(lián)合等，降低項(xiàng)目能耗水平，減少工藝碳排放量。

2)未來與綠氫耦合、低碳原料和末端治理等方案經(jīng)濟(jì)可行性將逐漸提升。分析認(rèn)為，與綠氫耦合可大幅降低現(xiàn)代煤化工碳排放，但由于綠氫價(jià)格取決于綠電價(jià)格，目前綠電價(jià)格仍在0.3元/kWh以上，以此測(cè)算綠氫成本是煤制氫的3倍以上，在經(jīng)濟(jì)上尚不具備可行性，大規(guī)模應(yīng)用的技術(shù)尚不成熟，但可作為示范項(xiàng)目對(duì)工藝、2種路線的耦合等進(jìn)行先期示范，為未來更低綠電價(jià)格下的發(fā)展創(chuàng)造條件。煤制烯烴項(xiàng)目與CH4耦合，可從原料端降低碳強(qiáng)度，通過測(cè)算，單位產(chǎn)品的成本增幅不大，主要取決于天然氣價(jià)格，但是由于我國天然氣資源短缺，在當(dāng)前情況下大規(guī)模采用天然氣為原料還需要突破原料制約、獲得政策支持，未來隨著頁巖氣等產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，天然氣供需改善后，該技術(shù)可作為低碳發(fā)展的備選方案。CO2末端治理中，主要是CCS和CCUS、制甲醇等路徑，其中CCS路線的CO2捕集成本約為120元/t，則生產(chǎn)烯烴時(shí)CO2捕集成本約為696元/t，考慮碳交易情況則可適當(dāng)降低成本，未來建議探索CCUS等利用方案，提高經(jīng)濟(jì)性。