6月上旬，神华集团鄂尔多斯分公司举行了与其煤直接液化项目相配套的CCS（二氧化碳捕集封存技术）示范工程开工奠基仪式，标志着我国新型煤化工展开碳减排破冰之旅。此举引起了业界的广泛关注。专家认为，我国新型煤化工碳减排还有很长路要走，当中还需跨越多道难关。
　　“发展新型煤化工产业面临碳排放的问题。采用先进的洁净煤技术及污染物处理技术，可有效减少污染物的排放，但二氧化碳排放问题却需要CCS技术来解决。”神华集团鄂尔多斯分公司总经理张继明说。
　　他分析，煤炭直接液化项目的二氧化碳排放量每吨液化粗油约为2.1吨(此数据不包括燃料排放部分，下同)，100万吨直接煤制油将排放二氧化碳210万吨；煤间接液化过程生产每吨液化产品的二氧化碳排放量约为3.3吨，我国已经建成的16万吨煤间接液化项目每年将排放50多万吨二氧化碳；在建的一个年60万吨聚烯烃装置每年将排放360多万吨二氧化碳；1个年产20亿立方米的煤制天然气项目年排放二氧化碳近600万吨。“从以上数据可以看出，新型煤化工项目二氧化碳排放量是比较大的，减排形势十分严峻。”张继明说。
　　张继明介绍，神华CCS项目设计年捕集、封存二氧化碳10万吨，投资约2.1亿元，预计今年底前建成投运。神华集团还计划在此示范项目的基础上，分两步分别建成年收集与封存二氧化碳100万吨和300万吨规模的项目，其中100万吨CCS项目目前正在做可行性研究。“100万吨CCS项目建成后，可以回收神华煤制油工程全部生产过程中约1/3的二氧化碳。”他说。
　　由此看来，CCS或将成为破解我国新型煤化工碳排放问题的法宝。然而业界对此却抱有谨慎态度。内蒙古科技大学化工学院资深专家刘志军、内蒙古自治区发改委陈斌均表示，我国新型煤化工碳减排配套CCS项目并不会一帆风顺，要走的路还很长，还需迈过三道坎。
　　首先是高成本。据国际知名咨询机构麦肯锡估计，目前新型煤化工行业CCS技术捕获和处理每吨二氧化碳的成本为50～115美元,会增企业成本40％～80％。而通过对能源经济模型的研究表明,只有当捕集和封存二氧化碳的总成本降到25～30美元/吨时, CCS技术才可能大规模推广。
　　其次是需要找到可行的独立运营商务模式。CCS需要一个能使各环节参与方都能获利的商务模式使企业盈利，需要大力开发被捕获的二氧化碳工业应用市场。神华设想与距CCS项目区几百千米外的中国石油长庆油田进行合作，将液化的二氧化碳用于采油过程中的驱油，为项目带来经济收益；美国大平原煤制天然气项目约2/3的二氧化碳输送和销售到加拿大韦本油田用于强化采油，获取了可观的利润。
　　再次是需要解决封存涉及一系列复杂的具体问题。如在封存过程中，要探讨保证不泄漏同时又降低成本的途径。另外，二氧化碳驱油并不是永久封存技术，驱油最长也不过40年，驱油项目所用的二氧化碳大约有2/3会回到地表，但封存项目要求将100％的二氧化碳永久封存地下。如果被封存的二氧化碳外泄，浓度达到10%以上时，有可能对人体造成致命伤害。所以，封存有着更高要求，需要更多监测。
　　当前，新型煤化工配套CCS项目是碳减排的有效途径，关系到煤化工行业的可持续发展。我国应制定相关政策与法律予以支持，比如设立CCS项目专项投资基金，吸收各种投资者的资金，从而实现大规模商业化运作。同时，目前CCS项目正被世界各国所重视，联合国目前正在讨论将CCS列入CDM范围的可能性，所以我国要力争通过碳汇项目补偿机制来保障CCS项目建设运行有稳定的资金渠道。