1、二氧化碳捕集與封存成本估算一、假想項目在我國，化石燃料主要用于電力、交通運輸和化工等行業。而交通運輸業用能較分散，不易大規模捕集二氧化碳；所以，電力和化工是我國控制二氧化碳排放量的重點行業。由于海洋封存還僅停留在實驗室研究階段，在本文中也未考慮，僅考慮EOR（強化石油開采）、ECBM（強化煤層氣開采） 和Aqufier（深部鹽水層封存）。本文共假想了8 個中國CCS 項目。這些CCS 項目有如下假設：1. 原料均為煤；2. 所有CCS 項目都采用燃燒后脫碳技術，吸收劑為MEA；3. 國內燃煤機組的運行小時數為5500 小時，即負荷運行系數為5500/(24365)=0.63；4. 合成氨廠負荷

2、運行系數為0.85；5. 燃煤電廠的CO2 排放因子為0.81kg/KWh，合成氨廠的CO2 排放因子為3.8t/t 氨；6. 采用管道運輸CO2；7. EOR和ECBM的封存量不大于現行項目的最大封存量，100Mt/y，深部含鹽水層封存則不受此限制。表1假想ccs項目注釋:EOR 二、CCS 項目成本分析2.1總論CCS 項目按照過程可分為捕集、壓縮、運輸和封存四個主要過程。有些文獻也將壓縮過程合并到捕集過程中。IPCC、Hendriks、David等對CCS 項目進行了經濟性分析，本文將主要參考這些研究成果對中國假想的CCS 項目進行成本分析。Hendriks研究了燃燒后脫除CO2 的各種

3、過程的碳捕集成本，得出：對于煤基合成氨廠，變換后的合成氣要進行脫硫、脫碳處理而獲得氫氣，脫硫、脫碳劑均為MEA。脫硫過程中，合成氣中大約30-40的CO2 也會隨著H2S 和SO2 等硫化物一起脫除；而在隨后的脫碳過程中60-70% 的CO2 會以純 CO2 的形式被脫除。對于60 萬噸合成氨廠，僅有52的CO2 被捕集，所有的CO2 均可以來自脫碳過程產生的純CO2，因此其捕集成本為4.7$/tCO2。對于40 萬噸合成氨廠，有78的CO2 要被捕集，假定65的CO2 來自脫碳過程產生的純CO2 氣，其余13的CO2 來自脫硫尾氣，即CO2 和硫化物的混合氣。因此40 萬噸合成氨廠的CO2

4、捕集費用為：(65%4.7+13%56.6)/(65%+13%)=13.4 $/tCO2David對CO2 壓縮、運輸和封存等進行了深入研究。本文利用David4的公式對我國假想CCS 項目壓縮、運輸和封存等過程的成本進行了分析。壓縮過程假定初壓0.1MPa，終壓15MPa；分六級壓縮，分別為：0.1MPa0.24MPa，0.24MPa0.56MPa，0.56MPa1.32MPa，1.32MPa3.12MPa，3.12MPa7.38MPa，7.38MPa15MPa；前5 級為壓氣機做功，最后一級為壓縮泵做功；電價為0.069$/kWh。運輸過程中國產化因子取0.8，地形因子取1.1。封存過程中

5、，井口溫度假定為15，井口壓力假定為11.5MPa，地殼溫升梯度為25。EOR 和ECBM 注入井直徑為0.059m，深部鹽水層注入井直徑為0.1m。對于EOR、ECBM 和深部鹽水層的儲層特性假定如下表這 8 個CCS 項目2005 年的各過程估算成本列于表4。圖4 顯示各CCS 項目捕集和封存單位CO2 成本，圖5 顯示CCS 項目各過程成本比例分配。從這些圖表中不難發現：1. 單位CO2 捕集成本隨排放氣體中CO2 的濃度增大而減小。合成氨廠能排放出高濃度CO2 氣體和純CO2 氣體，而燃煤電站排放的煙氣中CO2 含量一般不到15；所以合成氨廠比燃煤電廠的單位CO2 捕集成本低很多，僅從

6、純CO2 氣體中捕集的低捕集率合成氨廠比高捕集率合成氨廠的單位CO2 捕集成本也要低不少。2. 單位CO2 壓縮成本一般隨總壓縮量增大而減少，但相差不大。3. 單位CO2 運輸成本一般隨運輸距離增大而增大，隨總運輸量的增大而減少。4. 單位CO2 封存成本隨封存地點的地質條件不同而差異很大，一般在同一封存地點隨總封存量的增大而減少。5. 總處理量相同條件下，負荷運行系數越高，單位時間處理量越小，初期投資越小，因此單位CO2 壓縮、運輸和封存成本越低。6. 單位CO2 捕集成本在整個CCS 項目成本中所占比例很大。如能有效降低捕集成本，則可大幅度縮減CCS 費用，因此應大力發展我國大規模、高效、

7、低成本CO2 捕集技術。合成氨廠較燃煤電廠的CCS 項目費用低很多，因此從經濟性方面考慮，中國應首先從合成氨廠開展CCS 示范項目。7. 減小運輸距離、增大總處理量和提高負荷運行系數也可減小CCS 項目單位CO2 處理成本。2.2運輸成本分析三、國家政策預期任何一項新生技術，都將經歷示范、擴大規模和商業化三個階段。在不同階段，政府需要采取相應的措施促進該技術的快速發展。CCS 作為一項新生技術，其發展也必然會沿著這樣的軌跡進行。由于CCS 涉及到的捕獲、運輸和埋存等技術還不太成熟，技術可靠性和經濟性不高，在中國的情況更是如此，這將導致開展CCS 的成本以及企業和公眾對于CCS 項目的接受程度較

8、低。因此在CCS技術的示范階段，政府需要制定相關政策，鼓勵企業和科研機構在CCS 技術領域的科學研究；同時對若干個CO2 排放集中且數量較大、適于在未來開展CCS 的工業部門(如發電、合成氨等)，選取條件較為成熟、開展CCS 成本較低的項目進行CCS 示范項目建設，為未來這些部門大規模開展CCS 提供早期的技術驗證和經驗積累。通過示范項目的建設和運行，CCS 相關技術將不斷成熟， 同時也可驗證CCS對于減排CO2 的有效性和可靠性。在此階段，政府需要通過各種政策手段，激勵更多的企業投資CCS項目，逐步擴大CCS 的應用規模，以期能夠借助于技術的學習效應和規模效應不斷提高技術成熟度，降低CCS

9、的實施成本，使其參與完全開放的市場的競爭能力不斷提高。當CCS 發展到一定規模時，示范階段和擴大規模階段所取得的技術進步和經驗積累等已經使CCS 具備比較強的市場競爭能力。為了最大程度地實現CCS 的減排效果，政府應出臺相關措施，為CCS 的商業化發展提供一個良好的商業環境，使企業在選擇減排CO2 技術方案時更加傾向于開展CCS，并最終實現CCS 技術的商業化大規模應用。以下針對CCS 發展的三個不同階段，提出具體的政策建議。3.1 加強對CCS 相關技術研究的支持CCS 作為一項有可能大規模減排CO2 的技術，對中國應對減排壓力、實現可持續發展具有重要意義。CCS 所涉及的CO2 捕獲、運輸

10、和地質埋存等技術屬于不同行業，如電力、石油等，要將這幾項技術整合到一個CCS 示范項目中，是一項龐大的系統工程，僅依靠企業自身力量很難在短期內實現。因此，應充分利用現有的科技支持計劃對其發展進行有力支持。借助國家863、973 項目，在較短的時間內實現CCS 各領域技術的突破，積極促成不同行業間企業的合作， 建成若干有代表性的CCS 示范項目，為今后CCS 的發展積累寶貴經驗。3.2 對CCS 示范項目的建設提供財政補貼關于CCS 項目，以發電廠為例，建設和運行投資巨大；而且，由于各方面的技術尚未成熟，極大地增加了企業建設CCS 示范項目的投資風險；同時，CCS項目建設的高投資直接造成了CCS

11、 電廠的發電成本較高，缺乏市場競爭力。因此，需要依靠財政補貼實現電力行業CCS 的發展。3.3 制定低碳電力配額標準除了對CCS 的發展提供財政補貼外，從歐洲發展風電產業的經驗來看，中國發展CCS 的過程中還可以借鑒發電配額制的方法。采用CCS 發電配額標準的方式，明確規定發電企業向電網所銷售的電力中由CCS 發電項目發出電力的最低比例，用行政命令強行要求發電企業對其下屬的發電項目的一部分開展CCS，CCS 發電項目所發電力的較高成本由電網的所有電力消費者均攤。3.4 建立CCS 電力貿易體系由于中國的發電市場龐大，企業眾多，并不是所有企業都有能力開展CCS，且不同的發電企業擁有不同的優勢，進

12、行CCS 的成本也有很大差距。因此，在規定CCS 發電配額標準的同時，還需建立一個類似于CDM 碳交易機制的CCS 電力貿易體系，允許企業之間自由地進行CCS 電力認證的貿易，作為CCS 發電配額標準系統的輔助系統。上面提出的幾種政策對CCS 的發展產生作用的機理不同，力度和效果也不同。在CCS 技術的示范階段，由于此時技術還不成熟，還需要企業對技術進行長期的研發，并通過建設適當數量的CCS 示范項目，逐漸積累相關技術經驗。此時，就需要對CCS 技術研究進行政策上和資金上的支持。同時，由于系統的復雜性和技術的不成熟， 建設示范項目的投資風險較大，CCS 項目在與非CCS 項目競爭時也會明顯處于

13、劣勢。因此，需要提供一定的財政補貼，以降低建設CCS 示范項目的投資風險，并提高其產品的市場競爭力。在擴大規模階段，CCS 技術通常已經比較成熟，此時CCS 發展所面臨的最重要的問題不再是技術，而是成本較高。所以，此時政府可以重點采取財政補貼措施，降低企業投資風險，提高CCS 項目的經濟性， 提高企業投資CCS 項目的積極性。同時，在此階段，政府也可以配之以CCS 發電配額標準和CCS 電力貿易體系，用政策限定的方式推動CCS 從無到有、應用規模逐漸從小到大的發展。在商業化階段，經過擴大規模階段技術的進一步發展和經驗積累，CCS 已經成熟， 政府已經無需繼續為CCS 的發展提供財政補貼以提高其競爭能力。此時，為了促使企業在選擇新項目技術方案時更多應用CCS，CCS 發電配額標準及認證貿易體系仍將是一個有效的方法。四、結 論本文對假想的 8 個中國CCS 項目進行了成本估算。通過對比分析發現，單位CO2 捕集成本在整個CCS 項目