煤电的低碳化发展路径研究

3 碳捕集及应用技术

碳捕集、利用与封存（CCUS）是指将CO2从工业或其他排放源中分离出来，并运输到特定地点加以利用或封存，以实现被捕集CO2与大气的长期隔离（图7）。CCUS技术是我国实现2030碳达峰和2060碳中和目标的重要技术组成部分。

图7 CCUS系统

CO2地质封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2储存于地质构造中，实现与大气长期隔绝的过程。按照不同的封存地质体划分，主要包括陆上咸水层封存、海底咸水层封存、枯竭油气田封存等技术。陆上咸水层封存所需技术要素几乎都存在于油气开采行业，油气行业已有技术要素能够部分满足示范工程的需求。对中国而言，陆上咸水层封存各技术要素的发展程度很不一致，其中监测与预警、补救技术等还仅处于研发水平。海底咸水层封存与陆上咸水层封存有一定相似性，但工程难度更大。国外已有多年工程实践经验，但在中国尚无示范先例。

3.1 碳捕集技术政策建议

火电加装CCUS可以推动电力系统近零碳排放，提供稳定清洁电力，平衡可再生能源发电的波动性，在避免季节性或长期性的电力短缺方面发挥惯性支撑和频率控制等重要作用。因此，在充分考虑电力系统灵活性、可靠性和碳排放的情况下，CCUS技术在电力系统中的竞争力将持续增强。

火电加装CCUS可以避免已经投产的机组提前退役，降低实现“碳达峰、碳中和”目标的经济成本。碳捕集改造对于一些附近可封存CO2或利用CO2的火电厂最具吸引力，利用捕集的CO2进行驱油可以大幅提高CCUS技术的经济效益。同时，考虑碳市场和碳税等激励政策，CCUS在未来有望实现商业化推广。

3.2 碳捕集技术经济性分析

电力行业CO2排放属于低浓度排放源，捕集成本相对较高。安装碳捕集装置将产生额外的资本投入和运行维护成本等。以火电厂安装为例，第一代燃烧后捕集技术的成本（以CO2计，下同）约为300~450元/t，能耗（以CO2计，下同）约为3.0 GJ/t，发电效率损失10百分点~13百分点；第二代燃烧后捕集技术的能耗约为2.0~2.5 GJ/t，发电效率损失 5百分点~8百分点。此外，在大部分项目仍以罐车为主要运输方式的现实条件下，引入CO2运输也将额外增加约1元/(tkm)的运行成本，在运输距离达100 km时，每吨也将增加上百元的运行成本。

碳市场交易可以一定程度上弥补CCUS技术的部署成本。中国正在推进全国碳交易市场的建立，发电行业是首先被纳入交易的主体。总体来看，目前碳配额成交量和成交额呈上升趋势，截至2020年8月，试点省市碳市场累计成交量超过4亿t，累计成交额超过90亿元。据预测，到2030年，中国的平均碳价（以CO2计，下同）将上升到93元/t，到2050年将超过167元/t。未来碳交易市场的发展和逐步完善以及碳价的提升将抵消一部分CCUS成本。总体来说，短期内还需依靠补贴政策，才能局部获得应用。

3.3 碳捕集技术应用前景

由于技术成熟度和成本原因，我国CCUS技术在2030年前应该还是以研发示范为主，尚不会得到大规模发展。因此，2030年前，我国碳减排主要依靠大力发展节能增效和可再生能源技术，CCUS技术是我国未来减少温室气体排放的重要战略储备技术。2030年后随着技术的进步、碳价的提高以及CO2驱油与利用技术的发展，CCUS应用价值的潜力将会大幅度释放，成为我国化石能源为主的能源结构向低碳多元供能体系转变的重要技术保障。

4 结 论

1）煤电是我国电力安全的战略力量，我国建设社会主义现代化国家和满足人民对美好生活的向往都需要保留一定比例的煤电份额。而煤燃烧是CO2排放的主要来源。因此，煤电将在满足电力供应安全的前提下不断降低发电量，以实现更少的碳排放。据预测：到2030年，我国需要保留燃煤发电装机12.13亿kW；到2060年仍需维持7亿kW左右，以保障我国能源电力供应安全和调峰、供暖需求。

2）煤电的低碳化发展对我国“双碳”目标的实现至关重要。对于存量的煤电机组，需要大力进行节能提效改造，把煤耗降到300 g/(kWh)以下。对于达到设计使用寿命的机组，通过机组延寿改造并同步实施提升参数改造以大幅提升机组的经济性。另外，需要推进科技创新，大力发展高参数超超临界技术和超临界CO2循环等新型高效动力系统，把新建煤电机组的煤耗降到250 g/(kWh)以下。

3）同时，全面提升煤电机组的自身灵活性，大力发展锅炉深度调峰、热电解耦以及储能耦合调峰等技术和提高控制系统调峰适应性，制定调峰鼓励政策，为可再生电力大规模接入提供支撑。

4）另外，需要储备碳捕集与封存技术，开发低成本CCUS技术，加强政策引导，为2060年碳中和目标的实现提供保障。