CCUS可使煤电成为“近零脱碳机组” 呼吁国家层面政策支持

“十二五”以来，我国大力推进燃煤超低排放改造，烟尘、二氧化硫、氮氧化物等常规大气污染物排放水平已接近天然气。当前，我国煤炭清洁化利用的重点转向深度脱碳，二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术改造可使煤电成为“近零脱碳机组”。

在业内专家看来，CCUS是实现化石能源净零排放、保障电力稳定供应的重要技术选择，通过煤电+CCUS、气电+CCUS组合不仅能保证电力系统安全稳定运行，还可实现电力领域的低碳、零碳排放。

低碳转型重要技术支撑

在IEA提出的2070年全球能源领域实现近零排放的“可持续发展情景”中，CCUS对累积减排量的贡献度将超过15%。到2070年，全球约11亿千瓦燃料电厂将配置CCUS，占全部电源发电量的8%，发电量约6万亿千瓦时。

“发展CCUS技术是在我国能源结构以煤为主的现实背景下有效控制温室气体排放、实现降碳目标的一项重要举措。”中国华能集团有限公司能源院副院长王文生认为，CCUS是钢铁、水泥、化工等难以减排行业低碳转型的重要技术选择。

王文生表示，到2050年，钢铁、化工行业通过采取工艺改进、效率提升等常规减排方案后，仍将剩30%左右的碳排放量，水泥行业通过采取常规减排方案后，将剩余约60%的碳排放量，CCUS对上述三个行业累计碳排放贡献度将呈逐年递增趋势。

“要实现煤电深度脱碳，CCUS技术几乎是关系生死存亡的技术。”国网能源研究院能源战略与规划研究所副所长刘俊表示，CCUS技术一方面可保证部分煤电机组清洁运行，同时还可以与氢能紧密结合实现多样化利用，为其他行业提供技术解决方案。

上下游协同攻关降成本

记者采访获悉，近几年，全球范围内的CCUS商业化运作项目数量逐渐增多、规模逐渐扩大，发展势头良好。数据显示，截止到2020年底，全球大规模的商业CCUS设施共65个，其中26个正在运行，碳捕集能力约4000万吨/年。

王文生介绍，截至2020年底，我国已投运或正在建设中的CCUS示范项目约40个，遍布19个省市，碳捕集能力可达300万吨/年。不过，目前国内CCUS商业项目规模较小，单一项目的平均捕集能力只有27万吨/年。

据了解，CCUS技术成本涉及捕集、运输、封存和利用四个环节，其中捕集是能耗和成本占比最高的环节，约占总成本的70%—80%。业内专家建议，应加大力度推动CCUS技术示范应用与产业培育，加速成本下降与技术升级，尽早实现大规模CCUS技术应用。

国网能源研究院院长张运洲表示，目前，CCUS技术的应用主要受成本、能耗、安全性和可靠性等因素影响。以我国火电为例，在现有技术条件下，CCUS的成本约为500-1000元/吨二氧化碳，每度电增加成本0.26-0.4元，能耗水平增加14%-25%。同时，地质封存还存在泄漏风险。

在张运洲看来，CCUS技术发展还需要产业链上下游企业协同攻关，加快推动技术装备研发与规模化应用，在工程实践中促进技术升级与成本下降。力争到2030年我国全流程CCUS技术成本降至310-770元/吨二氧化碳，到2060年逐步降至140-410元/吨二氧化碳，折合度电成本增加约为0.13-0.20元、0.06-0.11元。届时，煤电脱碳运行的经济竞争力将明显增强。

战略定位亟待明确

“目前，我国CCUS共享设施建设尚未起步，还属于单一的链式流程化项目，缺乏区域层面中心化的捕集和传输网络。”王文生坦言，国内CCUS投资主体比较单一，主要还是靠政府扶持。此外，现在虽然已经启动全国碳市场，但是碳交易均价不到欧盟的1/7，难以有效刺激CCUS项目落地。

鉴于此，业内人士建议，我国需要明确CCUS战略定位，从国家层面统筹发展，将CCUS列入国家重大低碳技术范畴，明确CCUS技术的发展重点和关键环节，制定发展路线图和中长期发展规划。

张运洲认为，我国需要加快出台促进CCUS技术创新升级和产业规模化发展的相关政策，加强政企联合，超前规划布局运输、封存等基础设施建设，推动CCUS尽早在电力系统规模化应用。“建立成本疏导机制，解决煤电机组加装CCUS带来的成本上升问题，促进煤电可持续发展。”

“可以借鉴其他国家的运作机制，探索制定适合我国国情的补贴激励政策，完善绿色金融体系。”王文生建议，未来可以开展CCUS集群建设，推动CCUS技术与不同碳排放领域和行业的耦合集成，加大二氧化碳输送与封存等基础设施投资力度和建设规模，形成多个二氧化碳传输枢纽。

张运洲进一步表示，我国需要加快CCUS在碳循环经济等领域的应用，为绿氢、可再生能源电解水制氢等创造更多碳循环应用场景。例如，中科院研究团队提出将绿氢与二氧化碳结合制成“液态阳光甲醇”，如果全部采用液态阳光技术生产甲醇，每年可以吸收上亿吨二氧化碳。

原标题:CCUS呼唤国家层面政策支持