精品二氧化碳捕集与封存成本估算Word文件下载.docx
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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，还需要企业对技术进行长期的研发，并通过建设适当数量的CCS示范项目，逐渐积累相关技术经验。
此时，就需要对CCS技术研究进行政策上和资金上的支持。
同时，由于系统的复杂性和技术的不成熟，建设示范项目的投资风险较大，CCS项目在与非CCS项目竞争时也会明显处于劣势。
因此，需要提供一定的财政补贴，以降低建设CCS示范项目的投资风险，并提高其产品的市场竞争力。
在扩大规模阶段，CCS技术通常已经比较成熟，此时CCS发展所面临的最重要的问题不再是技术，而是成本较高。
所以，此时政府可以重点采取财政补贴措施，降低企业投资风险，提高CCS项目的经济性，提高企业投资CCS项目的积极性。
同时，在此阶段，政府也可以配之以CCS发电配额标准和CCS电力贸易体系，用政策限定的方式推动CCS从无到有、应用规模逐渐从小到大的发展。
在商业化阶段，经过扩大规模阶段技术的进一步发展和经验积累，CCS已经成熟，政府已经无需继续为CCS的发展提供财政补贴以提高其竞争能力。
此时，为了促使企业在选择新项目技术方案时更多应用CCS，CCS发电配额标准及认证贸易体系仍将是一个有效的方法。
四、结论
本文对假想的8个中国CCS项目进行了成本估算。
通过对比分析发现，单位CO2捕
集成本在整个CCS项目成本中所占比例很大，是今后缩减CCS费用的主攻方向。
因此应
大力发展我国大规模、高效、低成本CO2捕集技术，并应首先从捕集成本较低的合成氨厂
开展CCS示范项目。
同时，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。
尽管近几年国内外能源价格和汇率变动很大，但本文所得的2005年CCS成本比例还是具有一定时效性的，可作为推演CCS成本的基础，以及CCS成本定性分析的依据。
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