全球最大燃煤发电厂CO２捕捉项目落户上海

      CO2捕捉与封存（CCS）技术当前被认为是短期之内应对全球气候变化最重要的技术之一。CCS技术分为捕捉、运输和封存三个环节。对于CO2捕捉，目前已掌握的三种方法是燃烧后捕捉、燃烧前捕捉和富氧燃烧捕捉。CO2的封存方式分为四种，一是通过化学反应把CO2转化成固体无机碳酸盐；二是工业应用，直接作为多种含碳化学品的生产原料；三是注入海洋1000m深处以下；四是注入地下岩层。


　　排放形式严峻

　　中国是全球最大的煤炭生产和消费国，是仅次于美国的第二大电力生产和消费国，在我国耗煤最多的正是电力行业，大规模的火电发展，导致大量CO2排放，造成巨大的环境影响。随着世界对全球气候变暖问题越来越关注，我国承受的国际压力也越来越大。

　　尽管中国在过去关停的小火电装机容量相当于整个澳大利亚的电力装机容量，每年可以减少1.1亿t的CO2排放，但当前情况仍然严峻。据2008年统计数据，中国十大发电集团总耗煤量超过5.9亿t，占全国煤炭总产量的1/5。这是绿色和平组织发布的《中国发电集团气候影响排名》中透露出的信息。据披露，十大发电集团的耗煤量占了全国煤炭总产量的20%。

　　若按耗煤量以及2008年CO2排放量统计，排名最前的是华能、大唐和国电。这三家CO2排放总和已经超过同年英国全国的温室气体排放量水平。

　　全球CO2的排放量正以每年3%的速度增长，到2030年将达到每年120亿t，到本世纪末将超过200亿t。按照这个速度发展下去，到2100年，整个地球的气候条件将逐步接近史前年代：大气层和金星的大气层类似，CO2取代N2成为主要成分；温室效应造成的高温将不适合任何动物的生存，人类社会则将在这一进程中崩溃。

　　由于煤炭的储量丰富且价格低廉，很长一段时间内,其在能源消耗构成中依然会占有很高的比例，而应用于燃煤发电厂的CCS技术最高捕捉效率高达90%，因此各国都视之为应对气候变化的最佳方案之一。

　　目前CCS技术仍处于试验阶段，技术上的不成熟所导致的高成本致使CCS难以大规模的推广。麦肯锡估计捕捉和处理CO2的成本大概在75~115美元/t，与开发风能、太阳能等新能源的价格相比并不具备太大的竞争优势。此外，由于被捕捉的CO2工业应用前景非常差，封存是CO2捕捉的最终路径。

　　CO2捕捉及封存技术陆续试点

　　作为补救措施之一，人类已经开始尝试将CCS技术化作为一种服务产品推向前台，并已经在部分地区进行试点。

　　目前在欧盟各国如英国、法国、德国、意大利、西班牙、瑞典、挪威与荷兰，都能够看到CCS项目的身影。这些国家都是CCS技术的最早探索者和拥有者。德国莱茵集团（RWE）、法国道达尔集团、雪佛龙集团、意大利国家电力公司（Enel）、英国石油公司（BP）和英荷壳牌石油公司等著名跨国企业都已经宣布了CCS技术研发计划，这些公司都期待在不久的将来，CCS技术能实现商业化运作。

　　瑞典能源巨头——瀑布能源公司（Vattenfall）从2001年就开始研究CCS技术，为此已投入了7000万欧元，成为世界上第一个开始运作CCS试验工厂的企业。

　　瀑布能源公司在德国东北部勃兰登堡州建立了世界上第一家应用CO2捕捉及封存技术的试验性煤电厂。该公司2008年宣布，计划2013年之前在丹麦建设一个CCS示范工厂——北日德兰电站。

　　英国政府已经决定要在2014年之前投入10亿英镑建立一个CCS示范工厂。政府作为投资方，已经出台了竞标机制。

　　除了瑞典、英国这样的典型外，CCS项目已经在欧洲遍地开花。法国的道达尔集团在法国西南部建立的Lacq试验工厂，是世界上首个包含了CO2捕捉、运输和地下封存全过程的CCS项目，其一体化程度前所未有。　　

　　欧洲委员会宣布投入14亿美元在欧洲各国建立13个CCS示范工程，大大超过了对风电以及其他新能源技术的投资。美国能源部也计划在未来10年内投入4.5亿美元，在美国7个地区进行CCS项目实验。

　　目前主要有三种CO2捕捉工艺，即后燃烧捕捉、燃烧前捕捉和含氧燃料燃烧捕捉工艺。其中燃烧前捕捉工艺只能用于新建发电厂，而另外两种技术则可同时应用于新建和既有发电厂。德国和英国的试验项目都属于新建电厂，而另外两种技术的应用现在更为普遍。

　　CCS技术将成为最终选择

　　气候组织中国项目发展经理尹乐认为，中国在节能减排和发展可再生能源方面的努力彰显着中国应对气候变化的国家意志和国家力量。中国通过节能减排和发展可再生能源所可能带来的CO2减排潜力，将在2030年前后被发掘殆尽，这意味着届时CCS将成为最终选择。但是，与其他新技术在其初始阶段一样，CCS技术现在并不具备被大规模推广使用的条件，还需要在技术、政策和资金支持等方面做好准备。

　　中国一方面需要加强国际合作引进技术，促进CCS技术的商业化发展；另一方面要加快自主研发，通过试点，掌握核心技术和流程，建立自己的CCS项目。

　　CCS技术的应用可能对中国温室气体总量减排起到决定性作用，同时也可能形成一个产业。这对于以煤炭为主要能源的中国，将有不可估量的意义。

    重点项目

　　全球最大的燃煤发电厂CO2捕捉项目落户上海，华能石洞口第二电厂CO2捕捉项目2009年7月份在上海开工，预计年捕捉10万t 的CO2，2009年底建成。

　　石洞口项目负责人，西安热工研究所有限公司总工程师许世森告诉记者，目前正在建设的石洞口项目总投资1.5亿元，只捕捉不封存。这是华能CO2捕捉的第二个项目——第一个项目位于北京高碑店，其每年约排放400万t的CO2，CO2捕捉系统能够捕捉其中的0.075%，约3000t，而捕捉能耗占电厂能耗比例则在30%以上。

　　由于CO2捕捉技术仍然不成熟，国家气候中心副主任、清洁发展机制执行理事会副主席吕学都对华能石洞口项目评价说，即使年捕捉10万t，那也是个试验。

　　与吕学都不同，许世森对CO2捕捉的未来很乐观。华能高碑店项目也是由西安热工研究所有限公司承担。许世森介绍说，华能高碑店燃煤电厂配套CO2捕捉装置，已经顺利运行一年多，可以算得上世界上运行时间最长的燃煤电厂CO2捕捉装置。

　　“项目捕捉而得的CO2能够达到食品级的标准，在销售给中间商后，获得了双倍利润。”许说，目前北京对CO2的市场需求量是6万t，因此高碑店燃煤电厂所捕捉的CO2很容易就能被市场消化。截至2009年春节，高碑店CO2捕捉系统运行稳定。

　　此外，许世森介绍说，石洞口项目和高碑店项目均采用燃烧后CO2捕捉，对于原来的电厂没有改变任何部分，仅仅是增加了一个捕捉装置。“石洞口项目，我们认为会运转得比较好的，捕捉率应该会在80%以上，CO2纯度会在99.6%以上。”许说。此外，石洞口第二电厂收集的CO2仍然将沿用高碑店模式，加以工业利用——目前市场上，食品级CO2的市场价格约为1200元/t。但这个工业CO2市场仍然偏小，据悉，目前全球CO2工业利用量大约是每年1亿~1.5亿t/年，中国则更小。

　　此外，许也承认，CO2捕捉本身都非常耗能，因为要在现有的装置上增加设备，都是要增加负担的，捕捉CO2肯定是要付出代价的。“但既然要遏制全球变暖，也要付出代价。”许说。

　　许世森算过一笔账：“发电厂做这样的项目，发电成本起码要提高20%~30%，比如说原来发一度电可能要3~4角，现在就要提高20%~30%的价格。能耗方面，如果电厂要收集CO2，我们算过，发电效率要降低8%~10%，能耗对发电的影响是很大的，所以说，减排CO2是需要付出代价的。石洞口二厂也只是一年收集10万t的CO2，也不是全电厂收集。” 另外，高碑店电厂把捕集的CO2卖掉，并没有封存，也不能算做减排。

　　发展面临瓶颈

　　技术和资金是目前各国发展CCS技术面临的主要瓶颈。目前，虽然CO2的捕捉和运输技术都比较成熟，地质埋存也有先例，但到目前为止，全世界还没有一座大型的完整的CO2捕捉、运输到封存的产业链系统。CCS技术还没有明确的商业应用模式，即对捕捉的CO2商业应用手段有限。

　　相关专家指出，为了捕捉CO2，发电厂需要更多的燃料，这将消耗更多的成本。另外发电厂的投资成本也要增加，因为必须增加额外的设备来捕捉CO2。所以CCS项目增加的不仅仅是发电的投资成本，还有运营成本，而封存成本也十分高昂。同时，CCS的大规模推广又依赖于大型示范工程经验的积累。

　　解决途径与前景

　　解决这一系列问题，必须依赖各国政府的政策、资金支持和国际间合作。尹乐说：“No policy，no CCS。”2009年G8会议提出，在2010年以前，由各国政府支持在全球范围内建设20个CCS示范项目，以保证到2020年时实现CCS技术商业化。而CCS技术动辄成百上千亿美元的投资，根本不是发展中国家承担得起的。

　　若中国决定推动封存成为其减少排放的主要努力措施，则存储需求将非常庞大。据中英煤炭利用近零排放项目（NZEC）近期的一项研究表明，40年使用期限的电厂将可产生约2亿t的CO2。2009年中国的发电装机容量达8.74亿kW，并预计将在2020年达到16亿kW。

　　然而一些地质预测较为乐观，美国自然资源保护委员会的一份报告称，中国具备在地下或海床下存储30?660亿t气体的潜能，相当于逾400年目前的排放量。报告并称，中国逾90%的CO2主要生成中心距离大型地下储存基地的距离不超过160km，但这些潜在储存容量的99%是处于盐碱含水层，这一储备选项尚未经过充分研究。

　　尽管中石油今年已在东北部展开试点项目，将CO2注入衰竭的油气田，并通过使用一项已经鉴定的技术提取更多燃料，但这一选择仅可封存中国一小部分CO2排放。而对大型、陈旧油田泄露问题的担忧或成为一大问题，这些油田已在开采过程中打了不计其数的钻井，海上储存是为另一选择，但这将加剧在成本及技术方面的挑战。美国西北太平洋国家实验室（PNNL）在一份报告中表示，中国多数碳输转及储存的成本应该相当于2~8美元/t。

　　总之，结合目前中国的情况，CCS将会成为最终的选择，虽然还面临技术的困难，成本上的压力。希望随着试点项目的相继实施，伴随着国际应用的快速发展，有了政策的大力支持，CCS技术的应用将会在中国火电厂减排领域发挥显著作用，成为现实选择，而其自身的高耗能缺陷，也势必造成能源成本的提升。