碳捕集、利用与封存(CO2 capture,transportation,utilization and storage，CCUS)是实现碳中和目标的重要技术路径和托底技术保障。中国CO2化学和生物利用技术与国际发展水平基本同步，在制备高附加值化学品方面，CO2加氢制绿色甲醇技术受到普遍关注也较为领先，该技术在国内外均处于工业示范阶段，而生产成本则是CO2加氢制绿色甲醇实现产业化的关键制约条件。

甲醇是重要的大宗基础化工产品，仅次于乙烯、丙烯和苯。近些年来，中国甲醇在产能、产量方面逐年上升，目前自给率在90%以上，IHSMarkit报告显示，2021年中国甲醇产能达9738.5万t，约占全球总产能的67%，总产量达7816.38万t，表观消费约占全球总消费量的60%。在中国甲醇产能结构中[5-6]煤制甲醇约占80%、天然气制甲醇占8%、焦炉气制甲醇占12%，甲醇生产总碳排放接近2亿t/a，其中煤制甲醇碳排放在总排放中占比96.6%；ZHAO等[5]在关于甲醇碳足迹的报告中指出，煤制甲醇全生命周期碳排放300gCO2/MJ（折合5.85tCO2/t甲醇）的数据；另国际可再生能源署(International Renewable Energy Agency,IRENA)在《Innovation Outlook:Renewable Methanol》报告中，定义了绿色甲醇的碳循环生命路径，即绿色甲醇从“摇篮到坟墓”全生命周期碳排放足迹为4~10gCO2/MJ（折合0.08~0.2tCO2/t甲醇），据此测算，若采用清洁能源（生物质可再生CO2、光伏风电可再生电力）合成绿色甲醇，甲醇工业的碳排放将趋近于“0”，与煤制甲醇相比，不仅可减少96%~99%的碳排放，还可额外消纳约1亿t以上的CO2，降碳效应非常显著。

IRENA建议按生产的原料来源将甲醇分为绿色、蓝色、灰色和棕色，即当H2和CO2来源均为绿色或可再生能源时，生产的甲醇属于绿色甲醇。一般而言，绿色甲醇通常指用绿氢（绿电电解水制氢）和可再生CO2（如来自生物质重整、空气捕集等）合成的甲醇。于CO2而言，事实上当下刻意强调其来源意义不大，因为工业烟气CO2排放在短时间内不可能被阻断，从烟气捕集CO2和直接空气中捕获CO2在碳减排方面效果等同。因此，在本文中，绿色甲醇即指用可再生能源制取的H2和CO2（来自生物质、空气捕集、烟气捕集等均可）合成的甲醇。

近年来，国内外掀起了针对CO2加氢制绿色甲醇的研究热潮，陆续建设了千吨级、万吨级和十万吨级及以上规模的示范项目。CO2加氢制绿色甲醇产业符合“双碳”目标的战略需求，但该技术能否快速发展并实现规模化产业应用，生产成本是关键因素。本文就CO2加氢制绿色甲醇的生产成本展开分析、测算和预测，并采用了AspenPlus软件进行工艺模拟，综合预测绿色甲醇合成的生产成本，以期对该技术的发展提供参考。

1、生产成本测算

CO2加氢制绿色甲醇与煤制甲醇工艺上区别主要在于原料气的来源不同（用CO2代替CO），其余类似，工艺主要由气体压缩、合成反应及精馏等子系统组成，如图1所示。

项目采用铜基催化剂，据催化剂性能，主要按式（1）反应，式（2）、式（3）为副反应，其他副反应较少。原料气CO2的单程转化率为30%，甲醇选择性为80%，年产10万t甲醇理论上需消耗H21.875万t、CO213.750万t，但因存在副反应，实际消耗的H2约1.910万t、CO214.600万t；项目中所有用电来自光伏、风电等绿色电力，H2来自绿电电解水制氢，CO2来自工业捕集，纯度达99.5%以上。当前成本测算相关边界条件值如表1所示。

结合表1，折算到每吨甲醇的生产成本费用如表2所示。

据表2，目前CO2加氢制甲醇生产成本约为3950元/t，3类成本占比如图2所示。

由图2可见，原料成本约占总生产成本的85%，是主要成本；固定成本占比约10%，为次要成本；工艺成本占比最小，约4.5%。原料成本项中，H2的制用成本占86.11%，为总成本的73.35%，CO2成本占13.89%，为总成本的11.83%；固定成本中，主要是人工、折旧和行政、销售费用成本，而行政和销售费用随直接成本（原料成本和工艺成本）变化；工艺成本中，电力成本和催化剂成本占主要因素。总体来看，要降低生产成本，应着重解决原料气的成本问题，尤其是H2成本；其次，可通过技术优化降低工艺成本；最后，在直接成本减少基础上降低固定成本。

2、成本趋势预测

原料气中，绿氢来自绿电电解水制氢，其成本由绿电价格决定。据《中国电力行业年度发展报告2022》报道，2022年底全国发电装机容量达到26亿kW左右，其中非化石能源发电装机合计达到13亿kW左右，并预计到2025年，中国电源装机达到30亿kW左右。国家发展和改改革委员会能源研究所报告数据显示，截至2022年底中国风光发电装机占比达到29.6%，国家能源局预期2023年风光装机将新增1.6亿kW，累计占比超过32%。国家新能源电价政策要求，2022年以后风光发电的电价实行平价上网。据报道，2021年6月22日，四川甘孜州南部光伏基地正斗一期200MW光伏项目竞争性配置定标，国家电投集团四川电力公司报出了0.1476元/(kW·h)的低价，创下国内光伏项目最低上网电价。另据联合国全球契约领导人峰会报告《光伏产业展望2025》预测，到2025年全球光伏电价将平均降至1￠/(kW·h)甚至更低(约0.067元/(kW·h))，中国到2025年，新建光伏项目的度电成本将较新建煤电项目低30%以上，并随“光伏+储能”制氢技术的极大进步，将具备大规模应用的经济可行性；对于CO2，2021年中国CO2排放总量达到110亿t/a左右，其中电力行业约占总排放量的45%。

国际能源署（IEA）2020年预测，在2030年中国电力系统碳捕集量约1.7亿t、2050年约8亿t、2070年约13亿t，届时电力系统碳捕集量将占全国捕集量的59.1%；生态环境部发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021)》显示，预计到2025年，中国火电减排量将达到600万t/a，2040年达到峰值为2亿~5亿t/a。目前捕集1tCO2综合成本超过300元（化学吸收法），但随着捕集规模不断增大和技术进步，如新型高效吸收剂开发、工艺优化等，捕集成本也将快速下降。基于以上现状，总体来看未来5年内绿电价格降至0.1元/(kW·h)、CO2降低至200元/t是有较明确预期的。

工艺成本中，由表2可知，包括催化剂使用、电能消耗、循环冷却水消耗及工艺气体消耗等公用工程，其中催化剂是影响工艺成本的主要因素。有研究显示[23]，CO2加氢制甲醇因受热力学限制，其单程转化率最多可到40%。目前可用于CO2加氢制甲醇的催化剂有Cu基系、金属氧化物及贵金属催化剂等，不同催化剂下甲醇的选择性差异明显，范围在40%~99%。随着对催化剂研究及应用的深入，未来催化剂总体性能同时达到40%的单程转化率和99%的甲醇选择性是可预期的。基于该催化条件，本文采用AspenPlus软件进行了工艺模拟，计算在该催化水平下公用工程的消耗情况以评估工艺成本，同时考虑催化剂技术成熟度和市场竞争等发展因素，预测催化剂使用成本将降低至8万元/t。模拟流程如图3所示。

计算显示，因催化剂性能提升，使得原料气消耗、催化剂装填量有所减少，系统循环比下降压缩电耗减少，模拟计算结果如表3所示。

对于固定成本，假定项目投资水平、人工成本、折旧与当前持平，变动项为行政费用和销售费用，并仍按直接成本的2%计算。至此，CO2加氢制甲醇生产成本如表4所示。

由表4可知，未来CO2加氢制绿色甲醇生产成本可达1618元/t，与目前相比下降达59%，三项成本对比如图4所示。

对于图4，结合表2和表4中对应数据可以发现，绿电价格是成本的决定性因素，既影响绿氢的制用成本，又影响公用工程中工艺成本，其次是CO2价格。据甲醇大宗期货交易数据，2022年下半年至2023年上半年，甲醇现货报价围绕2450~2700元/t，煤制甲醇完全成本则达3300元/t左右，成本与现货价格明显倒挂，煤制甲醇原料煤和燃料煤成本占总生产成本的70%~80%，煤价走势对甲醇成本影响非常明显；而随着中国绿电装机规模不断增加，绿电价格将不断降低。上述测算显示，当绿电成本处于0.1元/(kW·h)时（CO2价格200元/t），绿色甲醇的生产将体现出极大的成本优势。此外随碳交易机制不断完善、碳税补贴等政策落地，当CO2加氢制绿色甲醇生产成本问题得到解决后，将显著促进中国甲醇工业的绿色转型。

3、结论

1）绿氢的制取成本是CO2加氢制绿色甲醇生产成本的主要影响因素，而绿电价格又决定制氢成本，要降低绿色甲醇生产成本首先需解决绿电价格问题。

2）针对年产10万t绿色甲醇项目测算显示，在一定催化合成条件（CO2的单程转化率30%、甲醇选择性80%）和当前主要经济指标下（0.3元/(kW·h)绿电、320元/tCO2），生产成本接近3950元/t，高于传统煤制甲醇。

3）文章预测5年内绿电和CO2价格将分别可降至0.1元/(kW·h)、200元/t水平，且随CCUS技术的综合进步，绿色甲醇生产成本相比当前有望下降59%，并显著低于煤制甲醇。

CO2加氢制绿色甲醇是实现碳中和目标的有力承接方案，随着该技术的深入开发届时将体现显著技术经济效益，值得推广应用。