日前在京召开的“十三五”石油和化工行业节能节水与低碳工作促进会上获悉，2017年全国碳排放权交易将全面实施，石化和化工行业将被纳入全国碳排放权交易市场第一阶段，年综合能源消耗总量达到1万吨标准煤的企业要进行碳排放核算与报告。
此举预计会涉及合成氨、甲醇、电石和乙烯等行业的500余家重点企业。业内人士认为，未来这些企业将面临更大的碳减排和成本压力，但同时也蕴含巨大商机。
“十二五”期间，石油和化工行业积极投身碳交易试点工作，努力探索CO2开发利用新途径。据记者了解，我国已在7个省市开展了碳交易试点工作，2000多家企业被纳入碳交易市场，包括146家石化和化工企业。其中上海碳交易试点涉及中石化上海高桥分公司、上海焦化公司及巴斯夫、拜耳等45家石化和化工企业。中石化制定了《碳资产管理办法》，下属26家试点企业在2013和2014年两个履约期内，累计碳交易量389万吨，交易额达到1.4亿元，占同期国内碳市场交易规模的8%。中石油、中海油等开展的碳排放家底盘查、能力建设等工作也取得了积极进展。
煤化工行业相对于石油化工和天然气化工来说，是一个能源利用率低、三废排放量多的行业。在发展煤化工的问题上，始终有不同意见，不赞成的意见主要也是出于能源利用和环境方面的原因，因此发展的成败关键在于节能减排。如果还是沿用发展传统煤化工的模式发展，只能是死路一条。
发展煤化工只能采用先进清洁的生产技术，在经济可行的前提下，尽量减少项目对环境的影响，实现节能减排。如采用洁净煤气化技术、大型空分技术、高效净化技术、酸性气体达标排放技术、新型甲醇合成技术和设备、高效精馏技术等。
采用高效的公用工程配置也是节能减排的措施之一，高浓缩倍率的循环水技术、凝结水闭路循环技术、水网络集成优化技术、能量回收和梯级利用技术等。
现在国家和地方政府纷纷出台政策，提高环保门槛指标，给发展煤化工提出了很大的挑战，要求煤化工项目废水必须“近零”排放，要实现这样的目标，难度是很大的。三废处理必须同时遵循总量控制原则和达标排放原则，不能仅仅满足于达标排放的水平。排放的废物应资源化，如合成尾气的分离与循环、酸性气体回收、精馏残液回收、煤灰的回用、废催化剂的回用等。
加强项目和生产管理，生产装置实现“安、稳、长、满、优”稳定运行，也是保证节能减排的必要条件。
另外，煤化工发展要充分重视CO2减排问题，虽然目前国家还没有这方面的硬性要求，但根据国内外发展形势判断，迟早政府部门会有要求。
在国内CO2成熟利用除了化工利用外，其他的利用很少。化工生产尿素、碳铵、碳酸二甲酯、甲醇、PC、降解塑料、CO2富氧转化CO、天然气甲醇补碳(烟道气回收CO2)，其利用量也不过每年不足7000万吨，与排放的量相比，可以说微不足道。
在国外CO2利用成熟的技术有：
一是CO2加压到油井，提高采油率，CO2驱油技术的应用一般可提高原油采收率8%-15%(地质储量)。美国已成为该领域的领跑者，如美国煤制天然气大平原生产厂建设一条328公里(205英里)的CO2管道送加拿大油田，每年输送140万吨CO2，2010年，美国共实施了112个CO2驱油项目，其CO2驱年产油量达到1250万吨。每年用于石油开采的CO2约占其CO2总消费量的11%左右。加拿大、丹麦、阿根廷、特立尼达、土耳其、巴西等国也相继开展了CO2驱油及封存提高原油采出率的研究与应用。
二是CO2封存，国外可借鉴的成功例子是，挪威大型石油天然气公司国家石油公司Sleipner项目，是世界上第一个商业化的项目，将CO2封存于海上咸水层之下，CO2处理能力100万吨/年;美国Weyburn-Midale项目，将北达科他萨斯喀彻温省一座废弃油田的煤炭气化厂产生的CO2进行填埋;英国石油公司经营的阿尔及利亚萨拉油田项目(InSalah项目)，把从当地天然气生产中提取的CO2输入地下，CO2处理能力100万吨/年。我国应尽早开展这方面的研究，并尽快用到大型工程上。
植树造林更是减碳非常有效的措施之一，森林每年每公顷可固定CO2为20吨~40吨，其中每公顷丰产速生林可以固定56吨CO2。多造林既可以营造当地生态环境，又可以固定CO2。
