二氧化碳捕集与封存成本估算

二氧化碳捕集与封存成本估算

一、假想项目

在我国，化石燃料主要用于电力、交通运输和化工等行业。而交通运输业用能较分

散，不易大规模捕集二氧化碳；所以，电力和化工是我国控制二氧化碳排放量的重点行业。由于海洋封存还仅停留在实验室研究阶段，在本文中也未考虑，仅考虑EOR（强化石油开采）、ECBM（强化煤层气开采）和Aqufier（深部盐水层封存）。本文共假想了8 个中国CCS 项目。这些CCS 项目有如下假设：1. 原料均为煤；2. 所有CCS 项目都采用燃烧后脱碳技术，吸收剂为MEA；3. 国内燃煤机组的运行小时数为5500 小时，即负荷运行系数为5500/(24×365)=0.63；4. 合成氨厂负荷运行系数为0.85；5. 燃煤电厂的CO2 排放因子为0.81kg/KWh，合成氨厂的CO2 排放因子为3.8t/t 氨；6. 采用管道运输CO2；7. EOR和ECBM的封存量不大于现行项目的最大封存量，100Mt/y，深部含盐水层封存则不受此限制。

表1假想ccs项目

注释:EOR

二、CCS 项目成本分析

2.1总论

CCS 项目按照过程可分为捕集、压缩、运输和封存四个主要过程。有些文献也将压缩过程合并到捕集过程中。IPCC、Hendriks、David等对CCS 项目进行了经济性分析，

本文将主要参考这些研究成果对中国假想的CCS 项目进行成本分析。

Hendriks研究了燃烧后脱除CO2 的各种过程的碳捕集成本，得出：

对于煤基合成氨厂，变换后的合成气要进行脱硫、脱碳处理而获得氢气，脱硫、脱碳剂均为MEA。脱硫过程中，合成气中大约30-40％的CO2 也会随着H2S 和SO2 等硫化物一起脱除；而在随后的脱碳过程中60-70% 的CO2 会以纯CO2 的形式被脱除。对于60 万吨

合成氨厂，仅有52％的CO2 被捕集，所有的CO2 均可以来自脱碳过程产生的纯CO2，因

此其捕集成本为4.7$/tCO2。对于40 万吨合成氨厂，有78％的CO2 要被捕集，假定65

％的CO2 来自脱碳过程产生的纯CO2 气，其余13％的CO2 来自脱硫尾气，即CO2 和硫

化物的混合气。因此40 万吨合成氨厂的CO2 捕集费用为：

(65%×4.7+13%×56.6)/(65%+13%)=13.4 $/tCO2

David对CO2 压缩、运输和封存等进行了深入研究。本文利用David[4]的公式对我

国假想CCS 项目压缩、运输和封存等过程的成本进行了分析。压缩过程假定初压0.1MPa，终压15MPa；分六级压缩，分别为：0.1MPa－0.24MPa，0.24MPa－0.56MPa，0.56MPa －1.32MPa，1.32MPa－3.12MPa，3.12MPa－7.38MPa，7.38MPa－15MPa；前5 级

为压气机做功，最后一级为压缩泵做功；电价为0.069$/kWh。运输过程中国产化因子取0.8，地形因子取1.1。封存过程中，井口温度假定为15℃，井口压力假定为11.5MPa，地

壳温升梯度为25℃。EOR 和ECBM 注入井直径为0.059m，深部盐水层注入井直径为0.1m。对于EOR、ECBM 和深部盐水层的储层特性假定如下表

这8 个CCS 项目2005 年的各过程估算成本列于表4。图4 显示各CCS 项目捕集和封存单位CO2 成本，图5 显示CCS 项目各过程成本比例分配。从这些图表中不难发现：

1. 单位CO2 捕集成本随排放气体中CO2 的浓度增大而减小。合成氨厂能排放出高浓度CO2

气体和纯CO2 气体，而燃煤电站排放的烟气中CO2 含量一般不到15％；所以合成氨厂比燃煤电厂的单位CO2 捕集成本低很多，仅从纯CO2 气体中捕集的低捕集率合成氨厂比高捕集率合成氨厂的单位CO2 捕集成本也要低不少。

2. 单位CO2 压缩成本一般随总压缩量增大而减少，但相差不大。

3. 单位CO2 运输成本一般随运输距离增大而增大，随总运输量的增大而减少。

4. 单位CO2 封存成本随封存地点的地质条件不同而差异很大，一般在同一封存地点随总

封存量的增大而减少。

5. 总处理量相同条件下，负荷运行系数越高，单位时间处理量越小，初期投资越小，因此

单位CO2 压缩、运输和封存成本越低。

6. 单位CO2 捕集成本在整个CCS 项目成本中所占比例很大。如能有效降低捕集成本，则

可大幅度缩减CCS 费用，因此应大力发展我国大规模、高效、低成本CO2 捕集技术。

合成氨厂较燃煤电厂的CCS 项目费用低很多，因此从经济性方面考虑，中国应首先从合成氨厂开展CCS 示范项目。

7. 减小运输距离、增大总处理量和提高负荷运行系数也可减小CCS 项目单位CO2 处理

成本。

2.2运输成本分析

三、国家政策预期

任何一项新生技术，都将经历示范、扩大规模和商业化三个阶段。在不同阶段，政府需要采取相应的措施促进该技术的快速发展。CCS 作为一项新生技术，其发展也必然会沿着这样的轨迹进行。由于CCS 涉及到的捕获、运输和埋存等技术还不太成熟，技术可靠性和经济性不高，在中国的情况更是如此，这将导致开展CCS 的成本以及企业和公众对于CCS 项目的接受程度较低。因此在CCS技术的示范阶段，政府需要制定相关政策，鼓励企业和科研机构在CCS 技术领域的科学研究；同时对若干个CO2 排放集中且数量较大、适于在未来开展CCS 的工业部门(如发电、合成氨等)，选取条件较为成熟、开展CCS 成本较低的项目进行CCS 示范项目建设，为未来这些部门大规模开展CCS 提供早期的技术验证和经验积累。通过示范项目的建设和运行，CCS 相关技术将不断成熟，同时也可验证CCS对于减排CO2 的有效性和可靠性。在此阶段，政府需要通过各种政策手段，激励更多的企业投资CCS项目，逐步扩大CCS 的应用规模，以期能够借助于技术的学习效应和规模效应不断提高技术成熟度，降低CCS 的实施成本，使其参与完全开放的市场的竞争能力不断提高。当CCS 发展到一定规模时，示范阶段和扩大规模阶段所取得的技术进步和经验积累等已经使CCS 具备比较强的市场竞争能力。为了最大程度地实现CCS 的减排效果，政府应出台相关措施，为CCS 的商业化发展提供一个良好的商业环境，使企业在选择减排CO2 技术方案时更加倾向于开展CCS，并最终实现CCS 技术的商业化大规模应用。以下针对CCS 发展的三个不同阶段，提出具体的政策建议。

3.1 加强对CCS 相关技术研究的支持

CCS 作为一项有可能大规模减排CO2 的技术，对中国应对减排压力、实现可持续发展具有重要意义。CCS 所涉及的CO2 捕获、运输和地质埋存等技术属于不同行业，如电力、石油等，要将这几项技术整合到一个CCS 示范项目中，是一项庞大的系统工程，仅依靠企业自身力量很难在短期内实现。因此，应充分利用现有的科技支持计划对其发展进行有力支持。借助国家863、973 项目，在较短的时间内实现CCS 各领域技术的突破，积极促成不同行业间企业的合作，建成若干有代表性的CCS 示范项目，为今后CCS 的发展积累宝贵经验。

3.2 对CCS 示范项目的建设提供财政补贴

关于CCS 项目，以发电厂为例，建设和运行投资巨大；而且，由于各方面的技术尚未成熟，极大地增加了企业建设CCS 示范项目的投资风险；同时，CCS项目建设的高投资直接造成了CCS 电厂的发电成本较高，缺乏市场竞争力。因此，需要依靠财政补贴实现电力行业CCS 的发展。

3.3 制定低碳电力配额标准

除了对CCS 的发展提供财政补贴外，从欧洲发展风电产业的经验来看，中国发展CCS 的过程中还可以借鉴发电配额制的方法。采用CCS 发电配额标准的方式，明确规定发电企业向电网所销售的电力中由CCS 发电项目发出电力的最低比例，用行政命令强行要求发电企业对其下属的发电项目的一部分开展CCS，CCS 发电项目所发电力的较高成本由电网的所有电力消费者均摊。

3.4 建立CCS 电力贸易体系

由于中国的发电市场庞大，企业众多，并不是所有企业都有能力开展CCS，且不同的发电企业拥有不同的优势，进行CCS 的成本也有很大差距。因此，在规定CCS 发电配额标准的同时，还需建立一个类似于CDM 碳交易机制的CCS 电力贸易体系，允许企业之间自由地进行CCS 电力认证的贸易，作为CCS 发电配额标准系统的辅助系统。上面提出的几种政策对CCS 的发展产生作用的机理不同，力度和效果也不同。在CCS 技术的示范阶段，由于此时技术还不成熟，