《International Journal of Greenhouse Gas Control》：Optimization of carbon capture, utilization, and storage supply chains for the hard-to-abate industry in Türkiye
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本研究针对土耳其钢铁、水泥、炼油等难减排工业部门实现碳中和的挑战，构建了混合整数线性规划模型，优化大规模CO2基础设施建设。研究首次在土耳其国家尺度集成多源捕集技术、管道/铁路/船舶运输、地质封存及电制甲醇（e-MeOH）利用路径，量化了不同减排目标下的技术经济可行性。结果表明：采用管道与铁路组合运输并利用本土封存场地的情景成本最优，10%和90%减排目标下CO2避免成本分别为68.0 �/t和110.2 �/t。该研究为土耳其2053净零目标提供了关键基础设施规划依据，并为类似新兴经济体CCUS部署提供了方法论范本。
随着《巴黎协定》的深入实施，土耳其于2021年批准该协定并宣布2053年实现净零排放目标，标志着其气候政策进入新阶段。根据2023年温室气体清单，土耳其全年排放量为5.522亿吨CO2当量，其中能源部门占比高达71.6%，工业过程与产品使用贡献12.8%。尤为关键的是，水泥、钢铁、炼油等难减排工业部门不仅能耗巨大，还产生大量过程相关CO2排放，传统减排手段难以奏效。在此背景下，碳捕集利用与封存（CCUS）技术被视为实现深度脱碳的关键路径，但土耳其缺乏国家尺度的CCUS供应链优化研究，亟需系统评估技术路线与经济可行性。
为破解这一难题，加齐大学研究团队在《International Journal of Greenhouse Gas Control》发表研究，构建了土耳其首个高空间分辨率的CCUS供应链优化模型。该研究整合56个水泥厂、3个钢铁厂和5个炼油厂的96.3 Mt/年CO2排放源，考虑oxy-fuel燃烧、MEA化学吸收等捕集技术，管道/铁路/船舶三种运输方式，以及本土8个陆上封存场点和欧洲两个离岸封存中心（意大利Ravenna和挪威Stavanger），同时引入电制甲醇（e-MeOH）作为CO2利用选项，通过混合整数线性规划（MILP）最小化系统总成本。
关键技术方法
研究采用静态MILP模型，以45 km2网格离散土耳其地理空间，嵌入地形成本因子（海拔、保护区、现有管道等）。捕集阶段分行业设定技术效率边界，运输阶段采用流量分段线性化处理管道成本，铁路与船舶运输引入液化-缓冲存储-装卸-再气化全链条成本方程。封存成本区分陆上（7.2 �/t）与离岸（18 �/t）场景，e-MeOH生产则集成电解槽与合成单元的技术经济参数。
研究结果
1. 基准情景揭示成本驱动因素
在仅使用管道运输的基准情景中，10%减排目标下CO2避免成本为68.0 �/t，其中捕集成本占比69%（46.7 �/t）。随着减排目标提升至90%，总成本升至119.4 �/t，捕集成本占比降至48%，运输成本占比增至47.6%，反映出高减排率需开发更复杂运输网络。水泥行业因捕集成本较低始终占据主导地位，在90%减排时贡献64%的捕集量。
2. 多式联运优化运输结构
情景1（S1）引入铁路运输后，90%减排目标下成本降至110.2 �/t，较基准场景降低7.7%。铁路在减排目标>30%时开始发挥作用，主要承担地形复杂区域的CO2运输，但其单位成本（4.2–6.1 �/t）仍高于管道规模效应，液化成本占铁路运输成本的80%。
3. 离岸封存弥补本土容量不足
情景2（S2）允许CO2出口至欧洲离岸封存场点，50%减排目标下成本为98.6 �/t。船舶运输成本（11.0 �/t）显著低于长距离管道，但离岸封存成本（15.5 �/t）使总成本比基准高3%。90%减排时需20艘船舶运输，凸显土耳其陆上封存容量（仅433.5 Mt）难以支撑长期减排目标。
4. e-MeOH生产需低成本电力支撑
情景4（S4）表明，只有当电价低于30 �/MWh时，e-MeOH生产才具有经济竞争力。在10%减排目标下，伊兹密尔（U3）和伊兹米特（U5）炼厂可各生产300 kt/年e-MeOH，使CCUS总成本较基准降低24%（电价0 �/MWh时）。敏感性分析显示，电价每上升20 �/MWh，e-MeOH盈亏平衡售价需提高约170 �/t。
结论与展望
本研究证实，采用管道-铁路混合运输并优先开发陆上封存场地是土耳其CCUS部署的最优路径。离岸封存可作为容量补充方案，而e-MeOH生产需依赖低价可再生能源才能实现经济性。研究首次提供了土耳其国家尺度CCUS基础设施的量化设计框架，为政策制定者提供了明确的成本区间和技术优选序列。未来需结合动态模型评估基础设施分期部署策略，并纳入更多CO2利用路径以提升系统灵活性。
