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“雙碳”目標下 我國CCUS發展現狀及面臨的挑戰

作者: 發布時間:2022-09-13 09:38:36點擊:449

信息摘要:

隨著“雙碳”目標的提出和碳減排工作的不斷推進,中國CCUS(Carbon Capture,Utilization and Storage,碳捕獲、利用與封存)技術已進入快速發展時期。目前我國正從能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變,在這樣的大背景下,開展二氧化碳捕集、運輸、利用與地質封存全流程重大技術創新,開展大規模產業化CCUS技術示范應用,可為碳減排目標的實現提供重要支撐,對服務戰略和經濟社會綠色發展意義重大。當前中國 CCUS 正從國內外不斷積累工程經驗、加快技術研發、持續加大投資、廣泛開展研究,CCUS 技術作為中國今后應對溫室效應的主要方向,正逐步展開大規模的示范工程,并取得了一定的成效。

隨著“雙碳”目標的提出和碳減排工作的不斷推進,中國CCUS(Carbon Capture,Utilization and Storage,碳捕獲、利用與封存)技術已進入快速發展時期。目前我國正從能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變,在這樣的大背景下,開展二氧化碳捕集、運輸、利用與地質封存全流程重大技術創新,開展大規模產業化CCUS技術示范應用,可為碳減排目標的實現提供重要支撐,對服務戰略和經濟社會綠色發展意義重大。當前中國 CCUS 正從國內外不斷積累工程經驗、加快技術研發、持續加大投資、廣泛開展研究,CCUS 技術作為中國今后應對溫室效應的主要方向,正逐步展開大規模的示范工程,并取得了一定的成效。

一. 中國已具備大規模捕集利用與封存 CO2 的工程能力,正在積極籌備全流程 CCUS 產業集群。

能源集團鄂爾多斯 CCS(Carbon capture and storage, 碳捕獲與封存) 示范項目已成功開展了10萬噸 / 年規模的 CCS 全流程示范。中石油吉林油田 EOR (強化采油)項目是全球正在運行的 21 個大型 CCUS 項目中一個中國項目,也是亞洲更大的 EOR 項目,累計已注入 CO2超過200萬噸。能源集團國華錦界電廠15萬噸/年燃燒后 CO2捕集與封存全流程示范項目已于 2019年開始建設,建成后將成為中國更大的燃煤電廠 CCUS 示范項目。2021 年7月,中石化正式啟動建設我國百萬噸級CCUS項目(齊魯石化—勝利油田CCUS項目)。

二. 中國CCUS技術項目遍布 19 個省份,捕集源的行業和封存利用的類型呈現多樣化分布。

中國 13 個涉及電廠和水泥廠的純捕集示范項目總的 CO捕集規模達85.65萬噸/年,11個 CO地質利用與封存項目規模達182.1 萬噸/年,其中EOR的 CO2利用規模約為154萬噸/年。

中國 CO2 捕集源覆蓋燃煤電廠的燃燒前、燃燒后和富氧燃燒捕集,燃氣電廠的燃燒后捕集,煤化工的 CO捕集以及水泥窯尾氣的燃燒后捕集等多種技術。CO2 封存及利用涉及咸水層封存、EOR、驅替煤層氣(ECBM)、地浸采鈾、CO2 礦化利用、CO2合成可降解聚合物、重整制備合成氣和微藻固定等多種方式。

三. 中國的CCUS各技術環節均取得了顯著進展,部分技術已經具備商業化應用潛力。

(1)捕集技術

CO捕集技術成熟程度差異較大,目前燃燒前物理吸收法已經處于商業應用階段,燃燒后化學吸附法尚處于中試階段,其它大部分捕集技術處于工業示范階段。

燃燒后捕集技術是目前最成熟的捕集技術,可用于大部分火電廠的脫碳改造,國華錦界電廠正在建設的15萬噸碳捕集與封存示范項目,屬于目前中國規模更大的燃煤電廠燃燒后碳捕集與封存全流程示范項目。

燃燒前捕集系統相對復雜,整體煤氣化聯合循環(IGCC)技術是典型的可進行燃燒前碳捕集的系統。華能天津 IGCC項目以及連云港清潔能源動力系統研究設施屬于此類項目。

富氧燃燒技術是更具潛力的燃煤電廠大規模碳捕集技術之一,產生的 CO2濃度較高(約 90%~95%),更易于捕獲。富氧燃燒技術發展迅速,可用于新建燃煤電廠和部分改造后的火電廠。

當前代碳捕集技術(燃燒后捕集技術、燃燒前捕集技術、富氧燃燒技術)發展漸趨成熟,主要瓶頸為成本和能耗偏高、缺乏廣泛的大規模示范工程經驗 。第二代技術(如新型膜分離技術、新型吸收技術、新型吸附技術、增壓富氧燃燒技術等)仍處于實驗室研發或小試階段,技術成熟后其能耗和成本會比成熟的代技術降低 30% 以上,2035 年前后有望大規模推廣應用。

(2)輸送技術

在現有 CO2輸送技術中,罐車運輸和船舶運輸技術已達到商業應用階段,主要應用于規模10萬噸/年以下的 CO2輸送。中國已有的 CCUS示范項目規模較小,大多采用罐車輸送。華東油氣田和麗水氣田的部分 CO2通過船舶運輸。管道輸送尚處于中試階段,吉林油田和齊魯石化采用路上管道輸送 CO2。海底管道運輸的成本比陸上管道高40%~70%,目前海底管道輸送 CO2的技術缺乏經驗,在國內尚處于研究階段。

(3)利用與封存技術

在 CO地質利用及封存技術中,CO2 地浸采鈾技術已經達到商業應用階段,EOR(二氧化碳氣驅強化采油) 已處于工業示范階段,EWR (二氧化碳強化咸水開采)已完成先導性試驗研究,ECBM(提高煤層氣采收率)已完成中試階段研究,礦化利用已經處于工業試驗階段,CO強化天然氣、強化頁巖氣開采技術尚處于基礎研究階段。

四. 中國 CO2-EOR (二氧化碳氣驅強化采油)項目主要集中在東部、北部、西北部以及西部地區的油田附近及中國近海地區。

能源集團的鄂爾多斯10萬噸/年的 CO2咸水層封存已于2015年完成30萬噸注入目標,停止注入。能源集團國華錦界電廠15 萬噸/年燃燒后 CO2捕集與封存全流程示范項目,擬將捕集的 CO2進行咸水層封存,目前尚在建設中。2021年7月,中石化正式啟動建設我國百萬噸級CCUS 項目(齊魯石化—勝利油田CCUS項目),有望建成為國內更大CCUS 全產業鏈示范基地。中國科學院過程工程研究所在四川達州開展了5萬噸/年鋼渣礦化工業驗證項目。浙江大學等在河南強耐新材股份有限公司開展了 CO2深度礦化養護制建材萬噸級工業試驗項目。四川大學聯合中石化等公司在低濃度尾氣 CO2直接礦化磷石膏聯產硫基復合肥技術研發方面取得良好進展。

雖然中國CCUS技術目前已經實現了較大進展,但要實現規?;l展仍存在著經濟、市場、技術、環境和政策等多方面的困難和問題,仍面臨許多阻力和挑戰。

1. CCUS項目成本普遍較高,尚未形成產業集群。在實際應用中,高昂的投資成本及運行成本阻礙了CCUS項目的順利推進。但油價上漲可以大幅度提高 CO2承受成本,對于有一定承受力的油田,油價每增加10美元/桶,其承受成本將增加12~92元/噸,但只有不到1/4的油田可承受200元/噸以上的來源成本 (捕集+壓縮+運輸成本)。從煤電行業來看,情況似乎更加不容樂觀。在現有技術條件下,煤電示范項目安裝碳捕集裝置后,捕集每噸 CO2將額外增加140~600元/噸的運行成本,直接導致發電成本大幅增加,無法實現減排收益,嚴重影響著企業開展CCUS示范項目的積極性。

2. CCUS產業關鍵技術有待進一步突破,資金支持力度仍需加大。若要推動第二代燃煤電廠碳捕集技術在2030年示范完成并投入商業化運營,應進一步增加政策扶持和融資力度。同時,燃燒前處理技術仍屬新興技術,發電機成本較高,需要加快技術研發步伐。另一方面,受現有的CCUS技術水平的制約,在項目部署時將使一次能耗增加10%~20%甚至更多,效率損失很大,嚴重阻礙著CCUS技術的推廣和應用。要迅速改變這種狀況就需要更多的資金投入。

3. 商業模式尚未成熟,產業發展面臨多重阻礙。全流程CCUS示范項目涉及電力、煤化工、鋼鐵、油氣等多個行業的不同企業,項目的實施普遍面臨收益分享、責任分擔和風險分擔等難題,需要建立有效的協調機制或行業規范,以及長期公平的合作模式,有效解決氣源供給、管網輸送、地企關系等難題,從而實現CCUS項目各環節的良好對接。

根據《中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019)》,隨著成本降低、技術進步、政策激勵,CCUS技術的產值規模有望在2025年超過200億元/年,到2050年超過3300億元/年,按保守情形估計2025-2050年平均年增長率為11.87%。盡管CCUS目前仍面臨很多困難和挑戰,但長期來看,低成本、商業化、集群化規模部署是CCUS大的發展趨勢,也是實現碳達峰碳中和目標的重大需求。


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