推动“煤电+CCUS”发展 助力煤电脱碳运行

CCUS技术是实现化石能源净零碳排放的关键技术，煤电加装CCUS可实现近零碳排放，提供稳定清洁低碳电力，有助于发挥煤电基础性调节性作用，平衡可再生能源发电波动性，避免季节性或长期性电力短缺，保障电力系统安全稳定运行。

来源：北极星电力网作者：黄霞、刘丽、王宝（国网安徽经研院战略研究中心）

CCUS发展现状及展望

CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）是指将CO₂从排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO₂减排的工业过程，主要技术环节包括捕集、运输、利用和封存。

捕集是指将CO₂从工业生产、能源利用或大气中分离出来的过程。当前火电机组改造以第一代捕集技术为主，主要包括燃烧后捕集技术、燃烧前捕集技术和富氧燃烧技术，第一代捕集技术成本能耗偏高，缺乏广泛大规模示范工程经验。第二代技术处于实验室研发或小试阶段，主要包括新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术等，第二代捕集技术成熟后能耗和成本可比成熟后的第一代技术降低30%。

输送分为罐车运输、船舶运输和管道运输，我国已有的CCUS示范项目规模较小，大多采用罐车输送。管道输送技术是最具应用潜力和经济性的技术，中国已完成100万吨/年输送能力的管道项目的初步设计，正在制定相关设计规范，海底管道输送技术尚处于概念研究阶段。

利用指通过工程技术手段将捕集的CO₂实现资源化利用的过程，分为地质利用、化工利用和生物利用等。地质利用技术相对于化工利用和生物利用发展潜力最大，技术也较为成熟，二氧化碳强化石油开采技术（CO₂-EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目。到2030-2035年期间，CO₂生物/化工利用技术也将逐渐达到商业化应用水平，CO₂生物和地质利用技术的经济可行性将逐渐摆脱外部条件制约，到2040年达到商业化水平。

封存是指通过工程技术手段将捕集的CO₂注入深部地质储层，实现CO₂与大气长期隔绝的过程，按照封存位置不同可分为陆地封存和海洋封存，按照地质封存体的不同可分为咸水层封存、枯竭油气藏封存等。陆上地质利用与封存技术的理论总容量达万亿吨以上，陆上咸水层封存技术完成了10万吨级规模的示范，海底咸水层封存、枯竭油田、枯竭气田封存技术完成了中试方案设计与论证。

国外CCUS项目发展现状。进入本世纪以来，工业化步伐加快，全球变暖趋势加剧，CCUS项目逐渐受到重视，全球范围内CCUS示范项目逐步增多、规模逐步扩大，发展势头良好，但受限于经济成本的制约，目前仍处于商业化的早期阶段。数据统计显示，截至2020年底全球有65个大规模CCUS项目（大规模CCUS项目：工业碳源中捕集能力不低于40万吨/年；发电站中捕集能力不低于80万吨/年，项目运输或封存能力不低于40万吨/年。），其中：美洲有38个，捕集能力超3000万吨/年；欧洲有13个，捕集能力超1000万吨/年。

国内CCUS项目发展现状。随着工业化进程的加快，国内也开启了CO₂捕集项目的研究。相比国外，国内CCUS项目起步较晚，主要以捕集量为10万吨级规模的项目为主。随着双碳目标提出，绿色低碳产业扶持政策频发，国内CCUS产业正在加速发展。截至目前，中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，遍布19个省份，总捕集能力达400万吨/年，其中燃煤电厂CCUS示范项目13个，数量相对较多，但总体捕集能力约60万吨/年，捕集能力较小。大型CCUS项目主要集中在石油行业，目前我国有6个百万吨级CCUS项目，分别由中国石化、通源石油、华能集团、中国石油、广汇能源、延长石油建设，其中中国石化的齐鲁石化-胜利油田CCUS项目作为我国首个百万吨级CCUS项，已全面建成，项目投产后每年可减排二氧化碳100万吨。

CCUS大规模应用面临的挑战

目前，我国CCUS发展仍处于早期阶段，相关技术、成本以及法规等发展仍不够完善。

技术尚未完全成熟。我国针对CCUS全流程各类技术路线都分别开展了实验示范项目，但整体仍处于研发和实验阶段，而且项目及范围都较小。虽然新建项目和规模都在增加，但还缺少全流程一体、更大规模、可复制、经济效益明显的集成示范项目。

建设及运维成本居高不下。当前技术条件下CCUS项目的捕集和建运成本高昂，捕集能力10万吨/年的火电厂CCUS示范项目的设备安装、占地投资等前期基础投资成本在1亿元左右，实际运行中，CCUS各环节所需要的总运行成本将近千元/吨。

法律法规不健全。从现有政策来看，国家对于发展CCUS持鼓励态度，但主要以宏观的引导和鼓励为主，并没有针对CCUS发展出台具体财税支持。在示范项目的选址、建设、运营和地质利用与封存场地关闭及关闭后的环境风险评估、监控等方面同样缺乏相关的法律法规。

项目风险较大。CCUS捕集的是高浓度高压下的液态CO₂，若在运输、注入和封存过程中发生泄漏，将对附近的生态环境造成影响，甚至危害人身安全，需要从全流程、全阶段出发，针对环境监测、风险防控出台切实有效的方案。而地质复杂性及环境风险的不确定性，也严重制约着政府和公众对CCUS的接受程度。

“煤电+CCUS”的经济性

煤电行业充分利用CCUS技术有助于适当保留煤电产能，避免煤电资产提前退役，确保系统容量充裕度。

封存或利用是决定“煤电+CCUS”经济效益的关键要素。研究表明，若捕获的CO₂完全不利用，全部封存，在8%的内部收益率前提下，需要到2055年左右才具备经济性。若将捕集到的CO₂进行生物/化工利用，2035年左右将具备经济性。若将捕集到的CO₂用于强化石油开采，CO2利用收益不仅可完全抵消CCUS成本，还可为CCUS相关利益方创造额外利润，目前已经具备经济效益。

CO₂生物/化工利用是“煤电+CCUS”发展的最佳模式。受制于油田资源约束，CO₂地质利用存在地域限制，为推动“煤电+CCUS”发展模式早日具备经济性，应积极探索生物/化工利用。研究表明，目前生物/化工利用环节的收益已经可以覆盖利用成本和运输成本，但捕集环节成本较高，适当的减排补贴和发电小时数奖励可以进一步缩短其实现经济效益的时间。测算显示，加装CCUS的煤电机组发电小时数每增加20%左右，煤电加装CCUS具备经济性的时间点将提前1年。

“十六五”是我国“煤电+CCUS”改造的最佳时期。CCUS技术目前处在示范阶段，技术有待成熟，成本有待下降，碳达峰阶段CCUS并具备不大规模商业应用的条件，节能降耗仍是碳达峰最重要的技术手段。碳中和初期阶段，CCUS第二代技术得以成熟，具备大规模商业应用条件，同时迎来成本大幅下降，煤电加装CCUS的生物/化工利用规模达到一半左右就可以实现盈亏平衡，2030-2035年是我国“煤电+CCUS”改造的最佳时期。

推动“煤电+CCUS”发展的相关建议

进一步发挥规划引领作用。政府应加快制定出台CCUS专项规划，统筹碳减排、煤电发展等目标，明确CCUS发展目标、技术路线、产业布局和重点项目，引导全社会参与CCUS技术攻关和应用推广，加快技术成熟、加速成本下降，有效释放CCUS服务“双碳”价值。

适当出台CCUS激励政策。CCUS大规模商业化应用仍需大量研发和建设资金投入，需要政府在产业发展前期，出台扶持政策，对“煤电+CCUS”模式等给予经济鼓励或补贴，探索将CCUS纳入碳交易市场，制定CCUS减排定价机制，为CCUS技术突破、商业应用营造良好政策环境。

积极探索“煤电+CCUS”试点示范。紧跟CCUS技术进展及成本收益变化，加大CCUS领域产学研协同，大力推动“煤电+CCUS”示范项目建设。依托示范项目，掌握煤电加装CCUS运行机理，挖掘商业模式，研究收益分配机制，为“煤电+CCUS”的健康可持续发展积累典型经验，推动产业快速发展。