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1.1CCUS技术概述
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在…1CCUS技术概述和应用意义
1.1CCUS技术概述
CCUS碳捕集、利用与封存技术是一项针对温室气体的减排技术能够大幅减少使用化石燃料的温室气体排放涵盖二氧化碳CO2捕集、运输、利用与封存4个环节。
在捕集阶段目前主要涵盖3种技术1燃烧后捕集主要应用于燃煤锅炉及燃气轮机发电设施2燃烧前捕集需要搭配整体煤气化联合循环发电技术IGCC投资成本较高只能用于新建发电厂3富氧燃烧通过制氧技术获取高浓度氧气实现烟气再循环。
在运输阶段世界上CO2运输存在管道、船舶、铁路/公路等灵活多样的运输方式其中CO2的管道输送正作为一项成熟技术在商业化应用。目前国内CO2输送主要采用罐车运输。
在利用阶段CO2地质利用尤其是驱油技术因其封存规模大并具有提高采收率的良好效应在各类CCUS技术中脱颖而出使得CO2驱油成为CCUS的主要技术发展方向。同时越来越多的技术被纳入CCUS体系中包括化工利用、生物利用、物理利用等。
在埋存阶段地质封存又可进一步划分为咸水层盐水层封存、深部不可开采煤层封存、废弃油气藏封存3种主要类型。目前国际上也已开展海上盐水层及废弃油气田埋存CO2的示范项目。从埋存类型来看在运行及执行项目中有60%以上是CO2驱油项目。
1.2CCUS的应用意义
从低碳发展和碳减排的角度CCUS技术的推广和应用意义重大主要表现在以下几个方面。
1CCUS技术是唯一能够大量减少工业流程温室气体排放的手段。对于炼化、气电、水泥和钢铁行业来说要想实现在生产过程中的深度减排CCUS技术是必不可少的而且是可再生能源电力和节能技术不可替代的对于我国践行低碳发展战略和实现绿色发展至关重要。IEA在《世界能源技术展望2020——CCUS特别报告》中指出到2070年全球要实现净零除能源结构调整之外工业和运输行业仍有29亿吨CO2无法去除需要利用CCUS进行储存和消纳。
2CCUS技术是未来具有一定经济性的减排手段。对于水泥、钢铁和化工等减排难度较大的行业来说CCS是最成熟、成本效益最好的选择。若不采用CCS这些行业几乎不可能实现净零排放。同时煤或天然气结合CCS技术制氢是成本最低廉的低碳制氢方式。对于难以减排的行业低碳制氢将发挥重要作用。
3CCUS是生产低碳氢的重要途径之一。IEA指出除使用可再生能源电解水制氢外经过CCUS技术改造的化石能源制氢设施也是低碳氢的重要来源。目前全球经过CCUS技术改造的7个制氢厂每年可生产40万吨的氢气是电解槽制氢量的3倍。未来与制备低碳氢有关的CCUS项目将快速增加带动碳捕集量不断增长见图1。预计到2070年全球40%的低碳氢将来自“化石燃料CCUS技术”。
2CCUS产业发展现状
2.1CCUS产业仍处于商业化的早期阶段
全球碳捕捉与封存技术发展已40余年尤其在CO2驱油领域取得了丰富的研究与实践经验。就整个CCUS产业而言受限于经济成本的制约目前仍处于商业化的早期阶段。但从技术角度看其所涉及的各个环节均有较为成熟的技术可以借鉴。按照CCUS产业链各环节的组合关系可将国内外CCUS产业模式分为3类1捕集-利用型CU型将捕集的CO2进行直接应用主要为化工利用和生物利用2捕集-运输-埋存型CTS型将捕集的CO2通过罐车或管道等方式输送至目的地并进行地质封存例如神华在内蒙古开展的咸水层封存示范工程3捕集-运输-利用-埋存型CTUS型利用方式主要为CO2驱油。目前在全球大规模综合性项目中美国、加拿大及中东地区以CTUS型为主欧洲、澳大利亚则以CTS型居多。
我国运行及在建项目多为CU型完整产业链的CTUS型相对较少。
2.2全球CO2捕集量主要集中于北美和欧洲
根据全球碳捕集与封存研究院GCCSI的统计目前世界上的CCUS项目超过400个有65个商业CCS设施。在2020年启动的17个商业设施中12个都位于美国。正在运行中的CCS设施每年可捕集和永久封存约4000万吨CO2。在运行、在建和规划的项目中年捕集量在40万吨以上的大规模综合性项目有43个62%的捕集量集中在北美和欧洲地区其次是澳大利亚和中国。美国在利用CO2驱油的同时已经封存CO2约10亿吨形成了较为成熟的驱油技术和配套设施。
从CO2排放源类型及规模来看主要集中于电厂、天然气处理、合成气、炼油及化工等行业。其中电厂捕集量最大占52%。从单个项目CO2捕集量来看天然气处理、合成气、煤液化及电力行业的CO2捕集量平均为200万370万吨/年化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业捕集量平均为90万120万吨/年。
2.3中国碳捕集技术主要应用于煤电行业地质封存则集中于石油行业
中国各类CCUS技术覆盖面较广相关项目涵盖了深部咸水层封存、CO2驱油、CO2驱替煤层气等多种关键技术见表1。截至2019年底中国共开展了9个捕集示范项目、12个地质利用与封存项目其中包含10个全流程示范项目。所有CCUS项目的累计CO2封存量约为200万吨。
从CO2排放源类型来看以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主其排放量占总量的92%从CCUS示范项目的碳捕集源来看主要集中在煤电和煤化工领域CO2运输方式以罐车为主管道运输项目较少。
从碳利用和封存方式来看目前我国化工和生物利用的CO2数量较少。化工利用是以化学转化为主要手段将CO2和共反应物转化成目标产物产品包括材料、燃料、化学品等生物利用是以生物转化为主要手段将CO2用于生物质合成产品包括食品、饲料、肥料等。燃煤电厂碳捕集后一般为食品加工业或工业所用而煤化工领域碳捕集后较多用于驱油两类碳捕集均有咸水层封存案例且封存潜力较大。
目前CCUS示范工程投资主体基本是国内大型能源企业全流程初始投资及维护成本之和超千元/吨典型CCUS项目各环节成本构成如图2所示。其中捕集阶段是能耗和成本最高的环节。低浓度CO2捕集成本为300900元/吨罐车运输成本约为0.91.4元/吨·千米。驱油封存技术成本差异较大但因其具有提高采收率的有利效应可在一定程度上补偿CCUS成本。当原油价格为70美元/桶时可基本平衡CCUS驱油封存成本。
2.4CO2驱油已成为石油行业提高采收率的关键技术
世界范围内注气驱油技术已成为产量规模居首位的强化采油技术。在气驱技术体系中CO2驱油兼具经济和环境效益。石油行业探索应用CO2驱油技术的历史可追溯到20世纪中叶经过几十年的发展CO2驱油已成为提高采收率的关键技术并且已成熟应用于美国和欧洲主要石油公司。随着全球应对气候变化的压力逐渐增大石油行业在发展CCUS产业方面形成了一定的共识世界五大石油公司均在产业链不同环节开展布局与实践。bp、埃尼、艾奎诺Equinor、壳牌、道达尔和英国国家电网公司建立了北部耐力合作伙伴关系NEP以建设海上基础设施在英国北海安全运输和储存数百万吨CO2建立脱碳的工业集群埃克森美孚将成立新的碳减排部门提供低碳减排技术商业化解决方案初期将专注于碳捕获和储存雪佛龙宣布将持续投资开发CCUS技术的BluePlanetSystems公司逐步降低工业生产中的碳排放强度ADNOC阿布扎比国家石油公司与道达尔签署战略框架协议以探索在CO2减排以及CCUS领域的联合研究。
值得关注的是EPC工程总承包公司在CCUS领域项目建设方面扮演着重要角色并积极参与石油公司在CCUS领域的项目设计与实施开展技术应用与实践且多数EPC公司同时参与油气领域和CCUS领域的项目建设见表2。
从国内来看石油行业CO2利用以提高采收率为主在驱油的同时将CO2封存于地下实现碳减排和增产的双重利益。已开展驱油项目的油田包括中国石油大庆、吉林、新疆、长庆油田和中国石化胜利、中原油田等并在吉林、胜利等油田成功建成了CO2驱油与埋存的示范基地取得了理论、技术和矿场试验方面的重大进展。CO2驱替煤层气项目仍处于先导试验阶段由中联煤层气有限责任公司在沁水-临汾盆地的柳林和柿庄区块开展。
中国石化塔河炼化公司在综合利用CCUS技术方面取得了良好成效。公司对两套制氢装置加热炉尾气进行回收处理产出高纯度的CO2供应塔河油田用于驱油并埋存在废弃和低效的油井里。该项目具备年产11.6万吨液态CO2的能力一期已于2020年5月投入使用。
3 CCUS产业发展瓶颈及技术发展趋势
3.1 国内CCUS产业发展面临的瓶颈仍需突破
相对于中国在CO2排放量和减排的需求当前CCUS在中国的减排贡献仍然很低年封存量约为年排放量的万分之一CCUS产业发展面临多个因素制约。
一是CCUS项目成本普遍较高尚未形成产业集群。在实际应用中高昂的投资成本及运行成本阻碍了CCUS项目的顺利推进。但油价上涨可以大幅度提高CO2承受成本对于有一定承受力的油田油价每增加10美元/桶其承受成本将增加1292元/吨但只有不到1/4的油田可承受200元/吨以上的来源成本 捕集压缩运输成本。从煤电行业来看情况似乎更加不容乐观。在现有技术条件下煤电示范项目安装碳捕集装置后捕集每吨CO2将额外增加140600元/吨的运行成本直接导致发电成本大幅增加无法实现减排收益严重影响着企业开展CCUS示范项目的积极性。
二是CCUS产业关键技术有待进一步突破资金支持力度仍需加大。若要推动第二代燃煤电厂碳捕集技术在2030年示范完成并投入商业化运营则应进一步增加政策扶持和融资力度。同时燃烧前处理技术仍属新兴技术发电机成本较高需要加快技术研发步伐。另一方面受现有的CCUS技术水平的制约在项目部署时将使一次能耗增加10%20%甚至更多效率损失很大严重阻碍着CCUS技术的推广和应用。要迅速改变这种状况就需要更多的资金投入。
三是商业模式尚未成熟产业发展面临多重阻碍。全流程CCUS示范项目涉及电力、煤化工、钢铁、油气等多个行业的不同企业项目的实施普遍面临收益分享、责任分担和风险分担等难题需要建立有效的协调机制或行业规范以及长期公平的合作模式有效解决气源供给、管网输送、地企关系等难题从而实现CCUS项目各环节的良好对接。
3.2 国家扶持政策将逐步引领产业持续健康发展
近期发布的绿色低碳产业扶持政策将推动中国CCUS产业迈出坚实步伐。2020年7月8日人民银行会同国家发改委、中国证监会发布《关于印发〈绿色债券支持项目目录 2020年版〉 的通知征求意见稿》CCS被首次纳入其中进一步拓展了项目融资渠道。2021年政府工作报告中提出今年要扎实做好碳达峰、碳中和各项工作制定2030年前碳排放达峰行动方案。“十四五”时期单位国内生产总值能耗和CO2排放分别降低13.5%和18%这两项指标将作为约束性指标进行管理。陕西省和海南省在2021年地方政府工作报告中也提出要发展CCUS产业开展相关研究。同时2021年“两会”期间多位代表委员表示要“多措并举”加快碳中和进程一手抓传统能源的技术改造另一手推新能源的深度发展。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》也提出要“开展碳捕集利用与封存重大项目示范”。从长期来看CCUS对于碳中和是不可或缺的技术而且发展规模将快速增长。可以预见未来5年开展重大项目示范将推动CCUS在本世纪30年代初步实现产业化对于2060年前实现我国碳中和目标意义重大。
3.3 CCUS技术发展仍具有广阔前景
2020年12月能源基金会发布的《中国碳中和综合报告2020》指出电力行业达峰之后碳排放必须立即下降到2050年实现零碳或负排放。与2015年相比2050年我国建筑和工业行业必须实现90%减排交通实现80%减排所有行业都需要尽快达峰停止新建未使用CCUS技术的常规燃煤电厂识别并关停一小部分老旧、高污染且效率低下的现有燃煤电厂。以上约束指标体现了对CCUS技术的刚性需求必将加速CCUS产业关键技术的迭代发展。
IEA研究表明基于2070年实现净零排放目标到2050年需要应用各种碳减排技术将空气中的温室气体浓度限制在450 ppm以内其中CCUS的贡献为9%左右即利用CCS技术捕集的CO2总量将增至约56.35亿吨其中利用量为3.69亿吨封存量为52.66亿吨。到2070年化石燃料能效提升与终端用能电气化、太阳能/风能/生物质能/氢能等能源替代和CCUS是主要碳减排路径累计减排贡献的占比分别可达40%、38%和15%。对于中国而言到2050年电力、工业领域通过CCUS技术实现CO2减排量将分别达8亿吨/年和6亿吨/年。如果要将净零目标从2070年提前到2050年全球CCUS设施数量必须再增加50%。
尽管CCUS技术目前能耗和成本仍较高但长期来看必将随着技术的不断进步而趋于下降。IEA预计碳捕集成本在未来1020年间将下降30%50%。其中通过推广电化学分离技术预计可使电厂平准化度电成本 LCOE 下降30%使用膜分离、先进化学吸收法、变压吸附PSA和变温吸附TSA、钙循环法等工艺可使LCOE下降10%30%使用加压富氧燃烧、化学链燃烧和吸附强化水煤气变换技术可使LCOE下降10%。随着智能化钻井技术和勘探技术的发展预计碳封存成本到2040年将下降20%25%。并且随着CO2交易价格的不断上涨CCUS将越来越具有经济性。
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4 对我国发展CCUS产业的建议
4.1 开展以商业化为目标的大规模CCUS全流程示范项目
目前我国已经开展的CCUS示范工程规模较小技术水平与设备规模仍需进一步突破同时缺少全流程一体化、更大规模的可复制的经济效益明显的集成示范项目。未来为实现碳中和目标我国还需要探索和布局百万吨甚至千万吨级的CCUS项目。鉴于此建议开展以商业化为目标的全流程、大规模的示范项目尽快促进商业模式形成为行业制定技术标准、项目监测和风险评估方法提供实践支持。
4.2 开展CCUS产业集群建设
在源汇匹配条件较好的区域建设CCUS工业集群通过对管网和封存基础设施的共享使用可降低成本、形成规模效应提高CCUS技术应用的可行性。建议在鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地、四川盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等具有集群建设有利条件的区域积极探索建设以CCUS技术为基础的“净零/近零示范区”推动CCUS产业化、规模化发展。
4.3 加大对 CCUS 产业的政策扶持与资金支持力度
CCUS技术对工业行业深度脱碳具有重要意义但关键技术的创新与发展仍然面临着成本高昂、投资不足、全社会重视程度不够等问题。近年来欧美发达国家相继出台扶持政策加大CCUS技术研发力度。从国内来看与新能源产业相比CCUS相关政策扶持力度仍需加强。建议在技术研发、项目税收、土地使用、市场机制建设、运输管网建设等方面给予CCUS项目更大的支持力度为产业可持续发展营造良好的政策环境。
