二氧化碳捕捉封存技术与中国“绿色煤电”

二氧化碳捕捉封存技术与中国“绿色煤电”

一、气候变化的现实性和减排温室气体现状的严峻性

2009年12月，联合国气候谈判会议将在哥本哈根召开。这是继京都议定书之后，世界各国关于气候谈判最重要的一次会议。全球气候变暖已经成为人类生存的一大威胁，是世界各国，包括发达国家和发展中国家，面临的一个亟待人类共同努力来解决的严重问题。引发全球气候变化的主要原因是，过去一百多年间，人类一直依赖石油煤炭等化石燃料来提供生产生活所需的能源，燃烧这些化石能源排放的二氧化碳（CO2）等温室气体，使得温室效应增强。因此，国际社会在《联合国气候变化框架公约》基础上对全球气候变化问题进行了广泛合作。缔约国于1997年签定的《京都议定书》设定了主要工业化国家减少温室气体排放的目标。降低碳排放从此成了全球应对气候变化共同努力的目标。

如果将全球温室气体排放量按行业统计，发电行业是最大的排放源，它还将是在2050年前增长最快的排放源。而燃煤发电又是发电行业中碳排放的最主要来源。全球发电行业燃煤发电占40%。全球有大量的化石燃料电厂在运行，发展中国家如印度和中国，新建电厂仍以化石燃料为主。这就需要找到一种针对化石燃料发电的脱碳解决方案。在减少碳排放的过程中，发电厂所肩负的责任最为重大，而在煤电当道，替代发电无法短期内实现规模效应的情况下，就引出了本文要讨论的碳捕集和储存（Carbon Capture and Storage, CCS）技术。

二、碳捕集和储存是一种主要针对燃煤发电碳排放的解决方案

CCS定义

对于CCS的定义有许多，目前被广泛接受的定义是“一个从工业和能源相关的生产活动中分离二氧化碳，运输到储存地点，长期与大气隔绝的过程”。CCS的产业链由四部分组成，即（1）捕集、（2）运输、（3）存储和监测，用于（4）增加石油采收率（EOR）。通俗而言，CCS就是在二氧化碳排放之前就对其捕捉，然后通过管线或船舶运到封存地，最后压缩注入地下，达到彻底减排的目的。

如果技术发展成熟，CCS将成为一个可以使燃煤发电接近“零碳”排放的技术产业链。目前实验中的CCS技术可消除85~95%的二氧化碳。另外一些处于研发阶段的技术（化学循环）已证明可以消除99.5%的二氧化碳。

1) 捕集

这是最初的一步，在化石燃料燃烧发电之前或之后将CO2分离出来。目前正在进行试点的有三种捕集技术，每种技术适用于不同类型的发电厂：

燃烧后处理（在燃烧后捕捉），能够满足常规的电厂，是最容易理解的技术。

氧化燃料（让燃料在纯氧中燃烧），理论上很有希望但现实应用较少。如果目前试点成功，氧化燃料可能与燃烧后处理竞争市场。

燃烧前处理（在燃烧前捕捉），很有可能提供混合的电力、氢气和低碳燃料/原料。

2) 运输

将CO2从排放源压缩后运输到存储地点，最可行的方式是管道，但是对于更长距离来说，需要用船运。运输技术相对成熟。全球大约有5600公里长的陆上CO2传输管道。但

CO2的运输过程存在一些技术和法律方面的挑战，如输送方式谈判（铺设管道的许可权）。现有的基础设施将需要大幅增长才能满足运送CCS的容量需求。

3) 储存

储存不仅包括将CO2保存在深层地下，还要对泄露进行监测。油气田已经过深入广泛的地质分析，目前最适合储存CO2的地点是枯竭的油气田。石油和天然气公司将天然气储存在地下深处已有数十年的经验，他们的成功也为将大量CO2存储上千年或上百万年提供了信心。除了使用枯竭油气田（DOGF），其他可能的地点还包括盐水层（多孔岩石地层中的小孔充满了盐水，而它被无孔岩层包围），以及无法开采的煤层等。

4) 用于增加油气采收率（EOR/EGR）

这是CCS产业链的最后一环，不是必须，而是可选的，并有潜在收益。具体过程是，注入CO2，将那些开采难度大的石油或天然气“推向”生产井。EOR/EGR商业运行证明这种方法可以将枯竭油气田寿命预期延长20年（如加拿大的Weyburn）。当然，这一环节还需进一步检验证明CO2在地下保持不扩散。

三、CCS是一种值得继续推广的碳减排技术

如前所述，高度依赖燃煤的发电模式仍将持续，而CCS是目前此种模式下已知的唯一可行的技术解决方案。燃煤燃气发电产生的CO2经过CCS技术可以消除高达90%。要实现从现在高碳的发电方式转变为未来零排放发电的低碳目标，CCS潜力巨大，除了可以减少排放，CCS还可以通过提高煤炭利用率，从而有助于这些国家实现更大的能源安全。

现在，行业内和各国政府对CCS技术的可行性有着越来越多的共识。 CCS自2000年起迅速发展到现在，它已成为广受重视的解决气候变化的重要技术。国际能源机构（ IEA ）在2008年世界能源展望中提出的蓝色情景分析中预测，到2050年CCS将对燃煤和燃气发电厂有重大贡献。各国政府也对此做出响应，纷纷设立专项资金，以供发展CCS技术之用。其中包括欧盟提供的80亿美元，澳大利亚CCS旗舰计划的20亿美元，和奥巴马政府刺激计划中用于CCS的24亿美元。

四、CCS技术推进还面临的不确定性和挑战

目前CCS在世界范围内所取得的成果还只是万里长征的第一步。根据国际能源机构的估计，到2050年，CCS要想对缓解气候变化产生显著影响，至少需要有6,000个项目。每个项目每年在地下存储100万吨CO2，而目前全世界只有三个如此规模的项目。可以说，如果CCS在未来20年不能进化为主流技术，情况将不容乐观。

目前CCS技术无法迅速得到推广的主要原因是其高昂的成本，其推广过程还存在诸多不确定因素，下面我们就对这些因素一一进行论述。

技术成本

在CCS过程中，最大的成本支出在捕集阶段，主要有两个原因：

部署CCS需要增加资本成本，资本的开支取决于具体的捕集技术（燃烧前，燃烧后，氧化燃料），但基本上都是将CO2从烟道中分离出来、压缩、最后运输。初步估计，对捕集技术进行改造会增加50%~100%的成本。

长期的热效率损耗，对运营成本有持续影响。分离和压缩CO2都需要大量能量，致使发电损耗增加约6~12%。

英国气候变化委员会对CCS成本的总体估算约为8美分/千瓦时（基于改造粉末煤电厂，85%捕集效率，英国能源和气候变化部主要矿物燃料价格假设）。这正是国际能源机构预测未来波浪和潮汐发电所处的范围，略微高于核电7.5美分/千瓦时的上限。

长期储存的可行性

CCS的一个关键问题是在地质学上审核安全长期储存CO2的场地。根据本文技术部分的阐述，有理由认为成功存储是可行的。国际能源机构指出，初步估计22世纪以前地球上的CCS储存总容量预计将足以满足全球人口的需求。

从长远看，没有任何已证实的方法证明储存CO2的安全性，泄露风险大量存在，如废弃的注水井，毗邻的钻井或未被发现的地震造成的岩层断裂。因此需要采取监控措施，以保证每个CO2储存场地的选择和运营，以减少CO2泄露到大气或其他物质中的可能性。

政府法律和监管框架

CCS技术到目前为止还没有一个有效的法律和法规框架，各国CCS项目缺乏统一的准则，尤其是在CO2运输和长期储存方面。目前所存在的监管条例，大多是在处理个案的基础上针对具体项目的合同，并且仅限于那些必需解决的问题，以满足现有法规的要求。对于法规之外的问题，比如长期储存的赔偿责任和安全要求等，并无明确规定。这造成了长期财产权利和责任的不明确——尤其是在项目注入CO2以后的阶段。

五、政府和社会需要行动起来，应对发展和应用CCS的不确定因素

以上对挑战的分析表明，推广CCS技术不可能一蹴而就，需要克服成本、技术和观念认识等一系列挑战。因此，目前行业迫切需要政府通过金融、监管和行政等措施，以及来自社会各届的支持，应对整体碳减排技术的不确定性。

增加CCS的经济吸引力

在一项具有相当潜力的技术发展的早期阶段，来自政府的资助、补贴和贷款担保至关重要。在当前并不乐观的世界经济形势下，政府也许会由于资金不足，把对CCS的投资放在任务列表中较为靠后的位置，这种做法是可以理解的，但我们建议，由于CCS技术对解决气候变化问题的贡献可能是巨大的，各国政府和决策者应从长计议，在评估对CCS投资的价值时，把长期的社会效益考虑进来。

作为满足碳排放目标的重要技术之一，CCS将在任何长期的碳限额和交易的制度中成为有效的市场决策的成本因素。当发电机采用CCS比支付CO2津贴更便宜时，经济临界点就出现了。在今天碳价格为12欧元/吨的情况下，这似乎是相当遥远的未来。但是各国正纷纷作出努力，对碳排放采取更严格的限制措施。

有效的风险管理和立法制度

在CCS的产业链上，我们需要采取一种管理框架，以评估和管理运营前、运营中和后期长期作业的风险。通过示范项目而获得的最佳实践应当为政策制定提供信息。例如 2008年澳大利亚政府颁布的海洋石油改良（温室气体存储）法案，规定了运输和储存的责任，代表该国在这一领域的重大进步。关键是要把这些国家的努力变为一个标准化的方法。某

些机构如碳存储领导力论坛与国际能源机构正开展合作，努力建设全球性的管理风险和责任的标准。

建立公众意识

公众对CCS的认知度对于技术的发展、推广与实施都起着非常重要的作用。首先，政府用于支持CCS技术发展的投资应该得到纳税人的认可；同时，当存储地点与居民密集区较近的时候，居民对于CCS技术的了解与认同是项目得以进行的必要条件。目前，在世界范围内，民众对于CCS的认知还非常有限，举例来讲，90%的美国人从来没有听说过CCS 。由此可见，对公众进行CCS知识教育是一项长期的、必要的工作。

六、CCS与中国的“绿色煤电”

在应对全球气候变暖的问题上，中国选择的道路和世界的选择一致。不仅如此，在国际上，中国政府积极影响和参与国际减排计划的制定和实施。在国内，推行低碳经济。“十一五”规划纲要提出，单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。同时规定，节能减排要写进官员考核评价体系。在前面的CCS市场前景一节中，我们提到欧洲、北美和澳大利亚市场有可能率先实现规模发展，引领技术发展。由于CCS技术的诸多不确定性，中国对此持比较谨慎的态度，目前还没有大规模开展CCS示范活动。但中国在应对气候变化和减缓温室气体排放方面所付出的努力，并不在发达市场国家之后。在CCS方面，中国对于CCS技术的了解和关注程度非常高。同时，作为以煤为主要能源的国家，面对国内火电装机的比例达到了四分之三的事实，中国不仅密切关注CCS等前沿脱碳技术的发展，同时，更加务实地采取了一条以 IGCC（整体煤气化联合循环发电系统） 为主导的“绿色煤电”路线图。

发展“绿色煤电”是中国电力工业未来的重要战略选择

中国以燃煤为主的发电结构在未来长时间内不会改变。预计到2020年，煤电仍将占中国发电结构的60%左右，未来中国控制燃煤发电污染物排放的任务将更加艰巨。因此为了使煤电得到可持续发展，中国有必要探索煤电二氧化碳的减排技术和开发煤基氢能技术，这是中国电力工业重要任务之一。

最近几年，由多国的发电、煤炭等企业共同启动了“绿色煤电”(Green Power)计划，其中包括美国“未来电力”(Future Power)计划、日本的煤气化燃料电池示范电站计划和中国的“绿色煤电”计划，都是以大幅提高煤电效率、实现煤电二氧化碳零排放为目标，主要技术途径是煤气化的发电、制氢及二氧化碳分离和处理的煤基能源系统。

2004年，中国华能提出并加入“绿色煤电”计划，2005年底，华能集团联合另外几家中央骨干企业，共同发起、投资组建成立了绿色煤电有限公司，制定了中国“绿色煤电”项目 “三步走”的发展战略。

中国“绿色煤电”项目 “三步走”发展战略

发展“绿色煤电”计划的基础和前提是IGCC发电。IGCC即整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，IGCC技术的两个主要特点：一是使二氧化碳以比较纯的形式排放，降低了捕集难度。二是和单纯的超临界技术相比，使用IGCC后，将使发电效率有所下降，但IGCC潜在效率可达到58%，因此还是一个比较好的技术选择。按照“绿色煤电”计划，中国将在2010年前，建成25万千瓦级IGCC示范电站；在2020年前，建成40万千瓦级的“绿色煤电”工程。目前，国内首个IGCC示范工程项目——华能天津IGCC电站已经获得正式核准。

中国的“绿色煤电”计划与美国“未来电力”项目对比

中国在减排工作上所显示的决心和付出的努力是令人鼓舞的，但从全局着眼，我们也同样正视中国作为新兴市场国家，在与发达国家在这方面发展的差距。下面我们就把中国的“绿色煤电”计划与美国“未来电力”项目做一个简单的对比，主要区别有二个：

一是二氧化碳利用方向不同。美国主要是将二氧化碳储存于地下，缓解减排压力。而中国是发展中国家，尚无减排二氧化碳的义务，即使将来捕集二氧化碳，也是以先利用为主（作为产品出售），而不是直接埋存到地下。

二是技术基础不同。美国“未来电力”项目是美国上世纪80年代以来开展的一系列清洁煤技术示范项目中的一环，侧重于进行IGCC发电技术和二氧化碳捕集和埋存技术的商业化集成示范；联产的氢气作为“氢能经济”的交通燃料。而中国“绿色煤电”的侧重点是：先形成一批IGCC关键技术，最终开发成功绿色煤电示范机组及二氧化碳处理技术。