CCS技術

CCS是穩定大氣温室氣體濃度的減緩行動組合中的一種選擇方案。CCS具有減少整體減緩成本以及增加實現温室氣體減排靈活性的潛力。CCS的廣泛應用取決於技術成熟性、成本、整體潛力、在發展中國家的技術普及和轉讓及其應用技術的能力、法規因素、環境問題和公眾反應。CO₂的捕獲可用於大點源。CO₂將被壓縮、輸送並封存在地質構造、海洋、碳酸鹽礦石中，或是用於工業流程。CO₂大點源包括大型化石燃料或生物能源設施、主要CO₂排放型工業、天然氣生產、合成燃料工廠以及基於化石燃料的制氫工廠。潛在的技術封存方式有：地質封存(封存在地質構造中，例如石油和天然氣田、不可開採的煤田以及深鹽沼池構造)、海洋封存(直接釋放到海洋水體中或海底)以及將CO₂固化成無機碳酸鹽 ^[1]  。

CCS技術由碳捕集和碳封存兩個部分組成。其中，碳捕集技術最早應用於煉油、化工等行業。由於這些行業排放的CO2濃度高、壓力大，捕集成本並不高。而在燃煤電廠排放的CO2則恰好相反，捕集能耗和成本較高。現階段的碳捕集技術尚無法解決這一問題。

碳捕集技術大體上分作三種：燃燒前捕集、燃燒後捕集和富氧燃燒捕集。三者各有優勢，卻又各有技術難題尚待解決，呈並行發展之勢。哪一種先取得突破，哪一種就會成為未來的主流。

燃燒前捕集技術以IGCC（整體煤氣化聯合循環）技術為基礎：先將煤炭氣化成清潔氣體能源，從而把CO2在燃燒前就分離出來，不進入燃燒過程。而且，CO2的濃度和壓力會因此提高，分離起來較方便，是運行成本最廉價的捕集技術，其前景為學界所看好。問題在於，傳統電廠無法應用這項技術，而是需要重新建造專門的IGCC電站，其建造成本是現有傳統發電廠的兩倍以上。

燃燒後捕集可以直接應用於傳統電廠，北京高碑店熱電廠所採用的就是這條技術路線。這一技術路線對傳統電廠煙氣中的CO2進行捕集，投入相對較少。這項技術分支較多，可以分為化學吸收法、物理吸附法、膜分離法、化學鏈分離法等等。其中，化學吸收法被認為市場前景最好，受廠商重視程度也最高，但設備運行的能耗和成本較高。

事實上，由於傳統電廠排放的CO2濃度低、壓力低，無論採用哪種燃燒後捕集技術，能耗和成本都難以降低。如果説，燃燒前捕集技術的建設成本高、運行成本低，那麼燃燒後捕集技術則是建設成本低、運行成本高。

若把CCS作為一個系統來看，碳捕集的成本要佔到2/3，碳封存的成本佔1/3。碳封存技術相對於碳捕集技術也更加成熟，主要有三種：海洋封存、油氣層封存和煤氣層封存。與碳捕集技術多路線並行發展不同，碳封存技術路線主次分明，方向明確。

海洋封存有兩種潛在的實施途徑：一種是經固定管道或移動船隻將CO2注入並溶解到水體中（以1000米以下最為典型），另一種則是經由固定的管道或者安裝在深度3000米以下的海牀上的沿海平台將其沉澱，此處的CO2比水更為密集，預計將形成一個“湖”，從而延緩CO2分解在周圍環境中。海洋封存及其生態影響尚處於研究階段 。

油氣層封存分為廢棄油氣層封存和現有油氣層封存。國際上有企業在研究利用廢棄油氣層的可行性，但並不被看好。主要原因在於人類對油氣層的開採率只能達到 30%—40%，隨着技術進步，存在着將剩餘的60%—70%的油氣資源開採出來的可能性。所以，世界上尚不存在真正意義上的廢氣油氣田。

通過利用現有油氣田封存CO2被認為是未來的主流方向，這項技術被稱為CO2強化採油技術，即將CO2注入油氣層起到驅油作用，既可以提高採收率，又實現了碳封存，兼顧了經濟效益和減排效果。這項技術起步較早，最近10年發展很快，實際應用效果得到了肯定，也是中國優先發展的技術方向。

煤層氣封存技術是指將CO2注入比較深的煤層當中，置換出含有甲烷的煤層氣，所以這項技術也具有一定的經濟性。但必須選在較深的煤層中，以保證不會因開採而造成泄漏。中國已經和加拿大合作開發了示範項目，投資高、效果不錯。問題在於CO2進入煤氣層後發生融脹反應，導致煤氣層的空隙變小、注入CO2會越來越難，逐漸再也無法注入。所以，該技術並不為研究人員看好。

對人為的和自然界的類似情況的觀測和模式都表明在適當選擇並進行管理的地質封存儲層中，被保留的部分很可能25在100年時間裏維持在99%以上，並且也有可能191,000年中維持在99%以上。海洋封存的CO2其釋放將是逐漸的，會延續幾百年。在礦石碳化的情況下，已封存的CO2不會向大氣釋放

富氧燃燒捕集技術試圖綜合前兩種技術的優點，做到既可以在傳統電廠中應用，排出的CO2的濃度和壓力也較高。由於該技術主要着力在燃燒過程中，也被看作是燃燒中捕集技術。與傳統電廠直接用空氣助燃的燃燒技術不同，富氧燃燒是用純度非常高的氧氣助燃，同時在鍋爐內加壓，使排出的CO2在濃度和壓力上與IGCC差不多，再用燃燒後的捕集技術進行捕集，從而降低了前期投入和捕集成本。但看似完美無缺的解決方案，卻有一個巨大的技術難題——製氧成本太高，這也使得富氧燃燒捕集技術在經濟性上並沒有太大優勢。

運輸成本在CCS技術系統當中所比重相當小。主要有兩種方式：管道運輸和灌裝運輸，技術上問題不大。

管道運輸是一種成熟的市場技術，也是運輸CO2最常用的方法。一次性投資較大，適宜運輸距離較遠、運輸量較大的情況。灌裝運輸主要通過鐵路或公路進行運輸，僅適合短途、小量的運輸，大規模使用不具有經濟性。

在大多數CCS系統中，捕獲（包括壓縮）的成本是最大的成本部分。能源和經濟模式指出CCS系統對於減緩氣候變化的主要貢獻將來自於其在電力行業的發展。正如本報告估計的那樣，大多數模擬結果表明當CO2價格開始達到大約25－30美元/噸CO2時，CCS系統才開始出現在顯著的部署規模。

在 2002年的狀況下，估計CCS在產電方面的應用將使產電成本增加大約0.01－0.05美元16/千瓦時（US$/kWh），具體成本將取決於燃料、特定技術、場地以及國家環境。將EOR的利益包含在內，會使CCS造成的額外電力生產成本降低大約0.01－0.02美元/千瓦時17。用於產電的燃料市場價格的上升通常會使CCS的成本增加。石油價格對於CCS的量化影響尚不確定。然而，來自於EOR的收入通常隨石油價格升高而上升。CCS在小規模的基於生物質的電力生產中的應用會大幅度增加用電成本，在一家較大的具備CCS的煤電廠中進行生物質複合燃燒將更有成本效益。與新建一個採用捕獲系統的電廠相比，預計用CO2捕獲系統改裝現有電廠將產生較高的成本並顯著降低總體效率。對於一些剛建不久和效率高的現有電廠或者對於電廠已大幅度升級或重建的電廠，改裝的成本劣勢會減少。

CCS技術面臨的主要問題有三個：

(1) 成本高昂。碳捕集的高昂成本來源於兩個方面，一是基本建設投資，二是碳捕集

過程中耗費的大量能源。根據北京高碑店、上海石洞口以及圍際上已運行的燃燒後碳捕集裝置的實際情況，二氧化碳完全捕集後，每千瓦時電增加能耗30%～50%。能耗大是其最大弊端，一是不符合節能減排的宏觀政策，二是即使設備成本隨規模化生產有所降低，總體捕集成本也會隨着能源價格的提高而不斷增加。此外電廠排硫、排硝量與排碳量不在同一個數量級上，即使技術進步導致捕集能耗降低，其降低程度也是有限的。因此，從運行能耗佔捕集成本的比例，以及由此帶來的動態可變成本來看，碳捕集裝置和脱硫、脱硝裝置有很大不同。

(2) 技術研發尚處於初始階段，未出現明顯佔優的技術路線。CCS技術大體可分為燃燒前捕集、燃燒後捕集和富氧燃燒捕集三種，每種技術路線又有多個分支，尚未出現技術經濟指標明顯佔優的技術路線。

(3) 二氧化碳的利用和儲存面臨很多技術和經濟難題。從情況來看，捕集後二氧化碳的經濟利用主要有兩種，一種是食品利用，另一種是採油利用(提高採油率)。食品的總利用量過低，採油利用還存在技術問題(利用量預計不會太大)，其他儲存方式無經濟價值可言 ^[2]  。

國際能源署（IEA）發佈了2013年版本的《碳捕集與封存（CCS）技術路線圖》報告，對曾在2009年發佈的路線圖進行了更新。

新的路線圖指出，今後只要化石燃料和碳密集型產業繼續在經濟中發揮主導作用，CCS仍然是一項重要的温室氣體減排解決方案。

IEA發佈CCS路線圖的目的是協助各國政府和行業將CCS結合到減排戰略中，同時為CCS技術鏈三個環節——二氧化碳捕集、運輸和封存的規模化部署創造條件。IEA報告指出，由於化石燃料繼續在一次能源消費中發揮主導作用，CCS部署的緊迫性正在增強。 ^[3] 

世界上有很多的CCS項目正在運行中，其中較有代表性的有三個，即挪威國家石油公司在北海的Sleipne項目、阿爾及利亞的In Salah項目和加拿大Weyburn項目。這些項目有些將二氧化碳注入海底或地下，有些注入油田，以提高油田的採收率。

日本最大的煤用户“日本電力”（J-Power）是日本與澳大利亞合作研究CCS技術項目的一部分，據稱該小組是世界首個全面運用CCS技術的項目，以削減碳排放。

該項目根據澳大利亞和日本政府間的協議把日本的氧燃燒技術和澳大利亞潛在的CCS儲藏地結合起來進行。進行該項目的日本公司有J-Power、IHI、 Mitsui等，澳大利亞公司有Xstrata、澳大利亞昆士蘭電力供電商CS能源和Schlumberger有限公司，以及澳大利亞煤炭聯合會。在3年多的試驗期中，10萬多噸二氧化碳將被儲藏在地下，相當於該廠排放量的10-%-15%。J-Power公司尚無進行商業規模CCS電廠建設計劃，但該公司稱，他們未來將出售技術給中國和印度。

歐盟在斯洛文尼亞人任期期間已經達成碳俘獲和儲存協議。提議支持的條款很寬泛，但為儲存大量CO2，協議仍然需要比如安全方面的細節條款。CCS技術或許能為許多國家提供改善能源安全的機會，即允許他們繼續燃燒大量煤炭，幫助諸如中國這樣的國家削減二氧化碳排放。

工業界評估表明，首座商業規模的CCS試驗電廠可能在2012－2015年運行。但這個時間表很可能改變，因為最近美國、英國和加拿大的項目被取消。歐洲電力公司E.ON 和 Electrabel 稱，他們將與日立歐洲電力公司組成小組在他們電廠檢測清潔煤技術。可移動檢測器能夠每小時處理5000立方米煤燃燒過的煙氣，並且可以從一處移到另一處。歐洲的競爭者RWE和Vattenfall公司也在為這些項目工作。

美國電力的一半來自燃煤，每年要向大氣排放CO2達15億t。美國威斯康辛州的密歇根海灘附近準備建一座大型燃煤發電廠，該電廠煙囱裏的CO2將被分離並捕捉，將捕捉到的CO2儲存在地下或海底上百年上千年，此項技術簡稱為CCS技術。這個名為Pleasant Prairie電廠是CCS示範工程。該示範項目將耗資1100萬美元，由美國電力公司和阿爾斯通公司合資。

波蘭經濟部2008年3月21日宣佈，至少使建設2套發電裝置將採用碳捕集與封存（CCS）技術。波蘭電力的95%來自燃煤發電。波蘭在歐洲能源論壇上表示，已提出CCS舉措，將在2015年實施二個CCS設施。

與國際較為先進的二氧化碳捕集和封存技術相比，中國還處於較為落後的階段。中國碳捕集的技術還處於起步階段。二氧化碳捕集法只是大量用於二氧化碳純度高、比較容易捕集的煉油、合成氨、制氫、天然氣淨化等工業過程。

中國的二氧化碳捕集和封存整體上還處於實驗室階段，而且大都採用燃燒後捕集的方式。工業上的應用也主要是提高採油率。但是近年來中國在CCS的研究上做了很多的工作，從2003年開始政府就參加了相關的領導人論壇。包括“973計劃”、“863計劃”在內的國家重大課題都對CCS的研究進行了立項，並取得了重大進展。

事實上，中國的二氧化碳捕集和封存並沒有僅僅停留在理論研究上，一些企業還在實踐上進行了嘗試。2008年7月16日中國首個燃煤電廠二氧化碳捕集示範工程 ——華能北京熱電廠二氧化碳捕集示範工程正式建成投產，併成功捕集出純度為99.99%的二氧化碳。這標誌着二氧化碳氣體減排技術首次在中國燃煤發電領域得到應用。經過緊張施工、調試、試生產，二氧化碳回收率大於85%，年可回收二氧化碳3000噸。