“十二五”以來,我國大力推進燃煤超低排放改造,煙塵、二氧化硫、氮氧化物等常規大氣污染物排放水平已接近天然氣。當前,我國煤炭清潔化利用的重點轉向深度脫碳,二氧化碳捕集、利用與封存(CCUS)技術改造可使煤電成為“近零脫碳機組”。
在業內專家看來,CCUS是實現化石能源凈零排放、保障電力穩定供應的重要技術選擇,通過煤電+CCUS、氣電+CCUS組合不僅能保證電力系統安全穩定運行,還可實現電力領域的低碳、零碳排放。
低碳轉型重要技術支撐
在IEA提出的2070年全球能源領域實現近零排放的“可持續發展情景”中,CCUS對累積減排量的貢獻度將超過15%。到2070年,全球約11億千瓦燃料電廠將配置CCUS,占全部電源發電量的8%,發電量約6萬億千瓦時。
“發展CCUS技術是在我國能源結構以煤為主的現實背景下有效控制溫室氣體排放、實現降碳目標的一項重要舉措。”**華能集團有限公司能源院副院長王文生認為,CCUS是鋼鐵、水泥、化工等難以減排行業低碳轉型的重要技術選擇。
王文生表示,到2050年,鋼鐵、化工行業通過采取工藝改進、效率提升等常規減排方案后,仍將剩30%左右的碳排放量,水泥行業通過采取常規減排方案后,將剩余約60%的碳排放量,CCUS對上述三個行業累計碳排放貢獻度將呈逐年遞增趨勢。
“要實現煤電深度脫碳,CCUS技術幾乎是關系生**存亡的技術。”國網能源研究院能源戰略與規劃研究所副所長劉俊表示,CCUS技術一方面可保證部分煤電機組清潔運行,同時還可以與氫能緊密結合實現多樣化利用,為其他行業提供技術解決方案。
上下游協同攻關降成本
記者采訪獲悉,近幾年,全球范圍內的CCUS商業化運作項目數量逐漸增多、規模逐漸擴大,發展勢頭良好。數據顯示,截止到2020年底,全球大規模的商業CCUS設施共65個,其中26個正在運行,碳捕集能力約4000萬噸/年。
王文生介紹,截至2020年底,我國已投運或正在建設中的CCUS示范項目約40個,遍布19個省市,碳捕集能力可達300萬噸/年。不過,目前國內CCUS商業項目規模較小,單一項目的平均捕集能力只有27萬噸/年。
據了解,CCUS技術成本涉及捕集、運輸、封存和利用四個環節,其中捕集是能耗和成本占比最高的環節,約占總成本的70%—80%。業內專家建議,應加大力度推動CCUS技術示范應用與產業培育,加速成本下降與技術升級,盡早實現大規模CCUS技術應用。
國網能源研究院院長張運洲表示,目前,CCUS技術的應用主要受成本、能耗、安全性和可靠性等因素影響。以我國火電為例,在現有技術條件下,CCUS的成本約為500-1000元/噸二氧化碳,每度電增加成本0.26-0.4元,能耗水平增加14%-25%。同時,地質封存還存在泄漏風險。
在張運洲看來,CCUS技術發展還需要產業鏈上下游企業協同攻關,加快推動技術裝備研發與規模化應用,在工程實踐中促進技術升級與成本下降。力爭到2030年我國全流程CCUS技術成本降至310-770元/噸二氧化碳,到2060年逐步降至140-410元/噸二氧化碳,折合度電成本增加約為0.13-0.20元、0.06-0.11元。屆時,煤電脫碳運行的經濟競爭力將明顯增強。
戰略**亟待明確
“目前,我國CCUS共享設施建設尚未起步,還屬于單一的鏈式流程化項目,缺乏區域層面中心化的捕集和傳輸網絡。”王文生坦言,國內CCUS投資主體比較單一,主要還是靠**扶持。此外,現在雖然已經啟動全國碳市場,但是碳交易均價不到歐盟的1/7,難以有效**CCUS項目落地。
鑒于此,業內人士建議,我國需要明確CCUS戰略**,從國家層面統籌發展,將CCUS列入國家重大低碳技術范疇,明確CCUS技術的發展重點和關鍵環節,制定發展路線圖和中長期發展規劃。
張運洲認為,我國需要加快出臺促進CCUS技術創新升級和產業規模化發展的相關政策,加強政企聯合,超前規劃布局運輸、封存等基礎設施建設,推動CCUS盡早在電力系統規模化應用。“建立成本疏導機制,解決煤電機組加裝CCUS帶來的成本上升問題,促進煤電可持續發展。”
“可以借鑒其他國家的運作機制,探索制定適合我國國情的補貼激勵政策,完善綠色金融體系。”王文生建議,未來可以開展CCUS集群建設,推動CCUS技術與不同碳排放領域和行業的耦合集成,加大二氧化碳輸送與封存等基礎設施投資力度和建設規模,形成多個二氧化碳傳輸樞紐。
張運洲進一步表示,我國需要加快CCUS在碳循環經濟等領域的應用,為綠氫、可再生能源電解水制氫等創造更多碳循環應用場景。例如,中科院研究團隊提出將綠氫與二氧化碳結合制成“液態陽光甲醇”,如果全部采用液態陽光技術生產甲醇,每年可以吸收上億噸二氧化碳。
來源:《**能源報》 2021年12月13日??記者 蘇南?
文章來源于互聯網:CCUS呼喚國家層面政策支持
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