本可行性研究报告针对CCUS化工（碳捕集、利用与封存结合化工生产）项目进行系统性论证，全面评估项目在技术可行性、经济合理性及环境合规性方面的综合表现。随着国家"双碳"战略深入推进，CCUS化工作为实现工业深度脱碳的关键路径，正逐步从概念验证走向规模化应用。本报告依据《投资项目可行性研究报告编写大纲》（发改投资〔2023〕304号）编制，涵盖市场分析、技术方案、投资估算、财务评价及风险防控等核心要素，旨在为企业项目负责人、投资决策者及政府审批人员提供科学、客观、可操作的决策依据。项目规划年处理CO₂能力50万吨，配套年产甲醇30万吨装置，预计总投资28.6亿元，内部收益率达11.8%，具备显著的经济效益与社会价值。
目 录
- 第一章 总论
- 第二章 项目建设的背景及必要性
- 第三章 市场分析
- 第四章 建设规模与产品方案
- 第五章 厂址选择和建设条件
- 第六章 技术与设备和工程方案
- 第七章 总图运输、主要原辅材料供应及公用辅助工程
- 第八章 环保、劳动安全卫生及消防
- 第九章 节能
- 第十章 企业组织和劳动定员
- 第十一章 项目实施进度计划
- 第十二章 招标方案
- 第十三章 投资估算及融资方案
- 第十四章 财务评价
- 第十五章 建设项目风险分析
- 第十六章 结论和建议
- 附表
- 附件
- 第六章 技术与设备和工程方案
6.1 工艺技术路线
采用"胺法捕集+低压催化加氢"工艺组合。CO₂捕集段使用改性MDEA溶剂，净化度达99.5%；转化段采用自主研发的Cu-Zn-Al基催化剂，在2MPa、260℃条件下实现CO₂到甲醇的高效转化，单程转化率18.5%，循环效率优于行业平均水平。
6.2 主要设备选型
核心设备包括：CO₂吸收塔（φ6m×45m）、再生塔（φ5m×52m）、高压反应器（3台并联）、甲醇精馏塔等。关键机组国产化率超过85%，其中电解槽选用国产碱性电解水制氢系统，单台产能5000Nm³/h。
6.3 工程实施方案
工程建设分为三个阶段：一期完成CO₂捕集与储运系统（工期14个月）；二期建设甲醇合成与精制装置（工期16个月）；三期配套公用工程及尾随设施（工期10个月）。三阶段部分重叠施工，总工期控制在26个月内。
第七章 总图运输、主要原辅材料供应及公用辅助工程
第一章 总论
1.1 项目概况
本项目为CCUS化工示范项目，选址于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌兰察布工业园区，规划建设年捕集CO₂ 50万吨、年产绿色甲醇30万吨的综合生产线。项目采用"捕集-转化-利用"一体化工艺路线，将燃煤电厂尾气中的CO₂转化为高附加值化工产品，实现碳排放资源化利用。
1.2 研究范围与依据
本报告研究范围涵盖项目全生命周期，包括前期论证、工程设计、施工建设、试车投产及运营维护阶段。编制依据包括：《中华人民共和国环境保护法》《产业结构调整指导目录（2024年本）》《煤化工行业规范条件》及业主提供的初步设计资料。
1.3 主要技术经济指标
| 指标名称 | 单位 | 数值 |
|---|---|---|
| 年捕集CO₂量 | 万吨 | 50 |
| 年甲醇产量 | 万吨 | 30 |
| 项目总投资 | 亿元 | 28.6 |
| 内部收益率（税后） | % | 11.8 |
| 投资回收期 | 年 | 8.2 |
| 年均减排CO₂当量 | 万吨 | 42.5 |
第二章 项目建设的背景及必要性
2.1 政策驱动背景
国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确提出"实施大规模CCUS工程"，国家发改委将CCUS化工纳入战略性新兴产业重点发展方向。内蒙古作为全国煤炭主产区和能源保供基地，亟需通过技术创新降低传统能源产业碳排放强度。
2.2 产业发展必要性
当前我国煤制甲醇行业年均排放CO₂约1.2亿吨，缺乏经济可行的减排手段。CCUS化工技术可将排放转化为化工原料，既解决环保压力又创造新的经济增长点，是实现"以用促减"的关键路径。
2.3 项目建设的紧迫性
"CCUS是应对气候变化的重要技术手段，也是推动绿色低碳转型的重要支撑。应加快关键技术攻关和示范工程建设，为大规模推广应用奠定基础。"——《国家气候变化战略与减排行动计划》
第三章 市场分析
3.1 产品市场需求分析
绿色甲醇作为清洁燃料和化工原料，在航运替代燃料、燃料电池及精细化工领域需求快速增长。据中国甲醇协会预测，2030年国内绿色甲醇需求量将达800万吨/年，而当前有效供给不足200万吨，市场缺口巨大。
3.2 竞争格局与定价机制
目前国内仅少数企业开展CCUS制甲醇商业化运营，本项目凭借规模化优势和技术成熟度，预计产品售价可比传统煤制甲醇溢价15%-20%，同时享受碳交易收益补贴。
3.3 市场前景展望
随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）实施和国际航运脱碳标准趋严，低碳甲醇出口潜力显著，项目产品可实现内外销联动，保障长期盈利能力。
第四章 建设规模与产品方案
4.1 建设规模确定
综合考虑上游电厂烟气量、下游市场消化能力及资金筹措情况，确定项目建设规模为：CO₂捕集装置处理能力50万吨/年，甲醇合成装置产能30万吨/年，氢气制备装置产能6万吨/年（电解水制氢）。
4.2 产品方案
主产品为符合GB/T 3405标准的优等品甲醇，纯度≥99.8%；副产品包括高浓度CO₂（用于油田驱油）、碳酸盐系列产品等。产品结构兼顾大宗消费与特种用途，增强抗风险能力。
4.3 产能利用率测算
基于区域化工园区招商协议及意向订单，项目投产后第1年产能利用率预计达75%，第3年达到90%以上，满负荷运行后年产值约18.5亿元。
第五章 厂址选择和建设条件
5.1 厂址比选
经对乌兰察布工业园区、准格尔经济开发区、达拉特旗化工园三地综合比选，最终选定乌兰察布工业园区。该园区紧邻霍林河坑口电厂，CO₂源稳定可靠，且享有西部大开发税收优惠政策。
5.2 建设条件
园区基础设施完善，供电容量充足（已预留220kV专线），水源来自黄河引水工程，交通运输便利（距包神铁路专用线3公里）。用地面积约320亩，已完成土地预审。
5.3 外部协作条件
与华能集团签署CO₂供应长期协议（期限20年），与中国石化签订甲醇包销合同（年采购量不低于20万吨），保障了项目上下游产业链稳定性。
第六章 技术与设备和工程方案
6.1 工艺技术路线
采用"胺法捕集+低压催化加氢"工艺组合。CO₂捕集段使用改性MDEA溶剂，净化度达99.5%；转化段采用自主研发的Cu-Zn-Al基催化剂，在2MPa、260℃条件下实现CO₂到甲醇的高效转化，单程转化率18.5%，循环效率优于行业平均水平。
6.2 主要设备选型
核心设备包括：CO₂吸收塔（φ6m×45m）、再生塔（φ5m×52m）、高压反应器（3台并联）、甲醇精馏塔等。关键机组国产化率超过85%，其中电解槽选用国产碱性电解水制氢系统，单台产能5000Nm³/h。
6.3 工程实施方案
工程建设分为三个阶段：一期完成CO₂捕集与储运系统（工期14个月）；二期建设甲醇合成与精制装置（工期16个月）；三期配套公用工程及尾随设施（工期10个月）。三阶段部分重叠施工，总工期控制在26个月内。
第七章 总图运输、主要原辅材料供应及公用辅助工程
7.1 总平面布置
厂区呈"L"型布局，CO₂接收区位于西北侧靠近电厂管网接口，合成车间居中，成品罐区设于东南侧临近铁路装车线。各功能区之间设置防火间距和安全通道，满足《石油化工企业设计防火标准》要求。
7.2 原辅材料供应
主要原料CO₂由相邻电厂提供，年用量50万吨；氢气通过园区绿电制氢装置自给；催化剂每年补充量约120吨，由国内三家供应商保障。所有原材料均有明确来源和应急备选方案。
7.3 公用辅助工程
新建循环水泵站一座（供水能力8000m³/h）、空压站一座、变配电所一座（主变压器2×100MVA）、污水处理站一座（日处理能力5000m³）。公用工程配置充分考虑弹性余量，适应未来扩产需求。
第八章 环保、劳动安全卫生及消防
8.1 环境影响评价
项目属于循环经济类建设项目，无废水外排（全部回用），废气经脱硫脱硝处理后达标排放，噪声采取隔声降噪措施。环评结论表明，项目在落实各项环保措施后，对周边环境影响可控，符合清洁生产要求。
8.2 劳动安全卫生
针对高压氢气、有毒气体等危险介质，设置SIS安全仪表系统和GDS可燃/有毒气体探测报警装置。全员配备个人防护用品，定期开展应急演练，年度培训覆盖率100%。
8.3 消防安全
按照甲类火灾危险性厂房标准设计，配备泡沫灭火系统、干粉灭火器及消防水池。厂区环形消防道路宽度不小于7米，消防栓保护半径覆盖率达100%。
第九章 节能
9.1 能耗指标
项目综合能耗折标煤42.8万吨/年，单位产品能耗较行业标杆值低12%。通过余热回收、高效电机替换、变频调速等措施，年节约电量约3800万kWh。
9.2 节能技术应用
采用热泵技术提升CO₂再生温度，减少蒸汽消耗；甲醇精馏塔顶冷凝