神华煤制油如何应对碳排放？
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神华煤制油项目，有关环保争议的另一个话题，则是有些让人雾里看花的二氧化碳排放。这方面，有更多危言耸听，似是而非的说法。例如，说煤制油排放二氧化碳比石油制油多7倍。而现在国际上征收碳排放税风声越来越紧，将来如果按照市场行情每吨二氧化碳排放征收30～50美元碳税的话，神华煤制油项目必亏无疑。
其实，这个问题要从更大的视野来看，才能拨云见日。
现代煤化工过程中输入的是煤、氧气、水，输出的是产品和纯净的二氧化碳，原料煤中的硫、汞等污染物成功地在工艺过程中得到脱出转化回收，硫回收率达到99.8%以上，汞固定在催化剂中处置回收，循环水排污水、工艺废水等也可深度处理后回用，最终实现污水近零排放。煤化工实现了煤炭中的污染物处理和集中利用，具有明显的环保优势。据相关数据统计，与直接燃煤相比，二氧化硫排放可降低99.8%，粉尘排放可下降99.9%；与燃煤发电（带脱硫脱硝，脱硫效率约90%）相比，二氧化硫排放可进一步降低80%，NOx可降低75%。
对于煤化工过程中二氧化碳的排放，业界比较一致的看法是，无论燃煤还是煤化工，都要尽量实现二氧化碳的捕集，这才是出路。
神华煤制油项目也在探索这一出路。在鄂尔多斯腹地深处，在探索亚洲首个大规模、全流程的陆上盐水层二氧化碳永久封存示范工程。
位于伊金霍洛旗境内的“神华集团10万吨/年CCS（二氧化碳捕获与封存）示范项目”，是中国第一个列入国家科技支撑计划的CCS科研项目，又是百万吨级煤直接制油示范项目的环保配套工程。
中国神华煤制油化工有限公司董事长吴秀章称，神华煤制油项目所实现的整体CCS过程分捕集和封存两个部分，其中捕集部分在厂区，把高浓度的气体二氧化碳通过压缩、冷冻处理生产为液体二氧化碳，并暂存至厂区内容量为650立方米的储存罐内，而封存部分则将暂存的二氧化碳注入到距离厂区13~15公里的非采矿区地下，两地中间通过罐车实现运输。
神华煤制油公司的液态CO2储罐
为了避免二氧化碳在捕集后再次释放到大气中，如何实现安全封存是整个CCS的难点之一。从国外的实践看，地质封存是最主要的方式。这是将二氧化碳注入地下并长期封存于1000米至3000米深的地层中，具体可分为盐水层封存、枯竭油田和气田封存。其中因盐水层是含地下水的、可渗透的多孔介质，在三种方式中可存储量最为丰富。挪威北海油田Sleipner西部二氧化碳盐水层封存项目就是通过这一方式成为世界上第一个达到工业化规模的封存项目。
在项目实施之初，神华曾在鄂尔多斯当地进行了专业的地质研究，确认在神华煤制油厂址附近区域内，优选的可封存二氧化碳的地层共有7个，其中深部盐水层潜力最大，比如盐水层之一的奥陶系马家沟群就具有10亿~100亿吨的二氧化碳储存潜力。
吴秀章称，为了不影响地表水和淡水，同时考虑安全性，整个项目最终选择了盐水层进行封存。通过钻井打通深部盐水层，然后将二氧化碳注入，最后再封井，从而实现二氧化碳的封存。
吴秀章说，由于项目在示范期只是一年10万吨的小项目，不成规模。加上示范探索期间不过于强调收益约束，包括折旧、人工和动力成本在内，神华煤制油完成CCS全过程每吨的成本是280元（大约45美元），其中捕集是200元，封存是80元。一旦形成工业化规模，并通过管道输送降低储运成本，吴秀章估计CCS全过程能降到每吨25美元左右，大致是捕集阶段20美元、封存5美元。
2014年，另外一个CCS项目给神华带来了更大的希望。
2014年4月，陕甘宁内蒙古地区二氧化碳捕集驱油及埋存工作研讨会在北京召开，会议上，中石油和神华集团直接探讨了鄂尔多斯盆地10万吨级先导性试验及百万吨级示范工程，并希望加快实施。
据悉，这一示范工程是将探索将神华集团鄂尔多斯煤化工企业排放的二氧化碳，捕集后就近输送至长庆油田用于驱油，在提高采收率的同时，最终实现封存二氧化碳的目的。此次合作被业界称为国内首次“跨地区、跨行业、跨企业”的二氧化碳捕集利用及埋存(CCUS)全产业链合作。
石化联合会、中国石油和神华集团已联合成立了陕甘宁内蒙古地区二氧化碳捕集、驱油和封存工作领导小组，以加强对这些地区碳捕集、驱油和封存工作的组织领导和协调。
业内人士认为，二氧化碳捕集驱油及埋存是一项创新性、革命性工作，中国石油与中国神华的合作，可以将二氧化碳捕集规模扩大到上百万吨，而且通过二氧化碳驱油提高原油采收率的方式，降低了将二氧化碳捕成本，这对我国温室气体减排具有战略意义。
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