2017年全国碳排放权交易体系启动，初始阶段将电力、钢铁、建材、航空、有色、石化、化工、造纸8个行业纳入碳排放权交易范围。煤制气产业虽然尚未纳入强制碳交易范围，但40亿立方米/年的煤制气项目综合能耗为563.5万吨标煤，二氧化碳排放量较大。随着全国碳市场范围的不断扩大及国家对企业碳约束要求的逐步提升，未来煤制气项目必然纳入控排范围。随着国际油价的频繁波动，煤制气经济性还有待进一步考察，若不能有效预防碳排放成本风险，将进一步削弱煤制气项目的经济性。

        以中国海洋石油集团有限公司大同40亿立方米/年煤制气项目（以下简称大同项目）为例。该项目利用山西大同地区低变质烟煤为原料，采用碎煤加压气化和粉煤加压气化组合工艺生产粗煤气，经部分耐硫变换、低温甲醇洗净化制得净化气，净化气再经甲烷化生产天然气。项目生产装置包括煤气化装置、净化装置、甲烷化装置、硫回收装置、空分装置、冷冻装置、焦油加氢装置等。项目建设总规模为40亿立方米/年煤制天然气，副产柴油、石脑油、硫磺等合计30万吨/年，年消耗原煤972.64万吨，年用水量1872万吨。该项目以原煤生产天然气及石脑油、柴油、燃料油等副产品，应参照《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》（下简称《指南》），以该项目范围为边界，核算边界内所有生产设施产生的温室气体排放。

        该项目生产设施范围包括直接生产系统、辅助生产系统、以及为直接生产服务的附属生产系统。其中直接生产系统包括煤气化装置、耐硫变换装置、低温甲醇洗装置、甲烷化装置、硫回收装置、空分装置、冷冻站、焦油加氢装置等。辅助生产系统包括动力、供电、供水、化验、机修、库房、运输等。附属生产系统包括生产指挥系统（厂部）和厂区内为生产服务的部门和单位。核算边界不包含项目移动源（厂内运输车辆等）、项目配套煤矿、电厂、园区危废处理中心等的排放。

        根据《指南》要求，项目碳排放量须将净购入电力和热力导致的二氧化碳排放量作为间接排放计入。由于该项目尚未投产，无法通过抽样测量或统计分析获得数据，项目排放因子主要参考可研报告中企业自测值、国家发改委公布的推荐值，其他数据则选取《指南》中的默认值。

根据《指南》，温室气体排放总量等于燃料燃烧二氧化碳排放量加上工业生产过程二氧化碳当量排放量，减去企业回收且外供的二氧化碳排放量，再加上企业净购入电力引起的二氧化碳排放量和热力消费引起的二氧化碳排放量。

        大同项目不涉及燃料燃烧排放，也无回收措施。因此，该项目的总碳排放量约为1729万吨。

        国家发改委制定的《全国碳交易市场配额分配方案（讨论稿）》中明确指出，全国碳市场配额分配标准将采取“基准线法为主，强度下降为辅”的方式。目前国家尚未公布煤制气产业碳排放基准线。查阅已有文献，在现有技术水平和工艺条件下，煤制气的单位产品二氧化碳排放基准约为48吨二氧化碳/1000立方米。而大同项目二氧化碳排放强度约43.2吨二氧化碳/1000立方米，优于文献标准。据此测算，该项目碳配额将出现盈余。考虑到国家建立碳排放权交易市场的初衷在于通过市场调节机制，倒逼企业节能减排计划，创建一个碳配额相对短缺的市场，因此预计该项目未来有较大碳配额盈余的可能性不大。

        目前国家以及山西省未公布年度下降系数。大同项目以《广东省2016年度碳排放配额分配实施方案》中化工行业年度下降系数为参考，取0.99。在项目达产且能耗连续下降5年后，进入稳定期。预测该项目投产第一年（2022年）负荷为80%，第二年达产。项目进入稳定期后，会采取一定的节能措施。结合化工项目减排潜力，考虑该项目实际情况，预测达产后可连续5年能耗下降1%。

        在《指南》启动初期，全国体系下的碳配额以免费分配为主，将适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。影响碳排放成本的主要因素有碳配额价格、有偿比例和中国核证减排量价格及其使用规则。

        结合碳市场政策分析，中国海洋石油集团有限公司组织碳排放专家对碳配额和中国核证减排量价格进行了预测。目前试行碳配额试点地区配额的有偿购买比例多为全部免费发放，以后将逐步提高有偿配额的比例。大同项目取广东省有偿配额的比例3%计算。目前，碳交易试点中国核证减排量抵消规则各有不同。广东、天津、湖北等为10%，重庆为8%，北京、福建为5%，上海为1%。若大同项目的下降系数、有偿比例等选取碳排放试点较为成熟的广东省抵消比例，考虑中国核证减排量抵消规则和供应量，难以达到10%，因此抵消比例取5%。

        根据以上确定的参数，测算大同项目生命周期内碳排放成本均值为5557万元/年，进入稳定期后碳排放成本为7899万元/年。

        由以上分析可知，按照《指南》计算，大同项目的企业温室气体排放总量为1729.18万吨二氧化碳当量/年。项目进入稳定期后碳配额缺口为85万吨二氧化碳当量/年，生命周期内碳配额缺口均值为65万吨二氧化碳当量/年。项目生命周期内碳排放成本均值为5557万元/年，进入稳定期后碳排放成本为7899万元/年。无疑，这将给企业的经济效益带来较大的影响。

        煤制气的生产与消费是一种资源消耗和环境排放转嫁，从整体上提高了我国的煤炭使用量和二氧化碳排放量。对于煤制气企业来说，应该积极应对碳排放交易制度对企业产生的影响，降低企业碳排放成本。在此建议企业：煤气化过程排放的二氧化碳纯度较高（体积分数达85%），是碳捕集、利用和封存技术的理想二氧化碳来源。煤制气企业应充分利用集中排放的优势，做好二氧化碳回收利用技术的跟踪，切实降低碳排放水平；建立专业的碳资产管理队伍或者委托专业机构进行碳资产管理，制定碳资产管理方案，通过有效的管理手段，实现碳资产的保值增值。