【市场分析】CCUS产业发展现状与前景分析

首页    【市场分析】CCUS产业发展现状与前景分析

摘要:CCUS技术涵盖CO2捕集、运输、利用与封存4个环节。全球相关设施每年可捕集约4000万吨CO2,62%集中于北美和欧洲,其次为澳大利亚和中国。国内CCUS示范项目主体是大型能源公司,装置全流程初始投资及维护成本合计每吨超千元。在石油行业,CO2驱油已成为提高石油采收率的关键技术。当原油价格为70美元/桶时,可基本平衡CCUS驱油封存成本。预计全球碳捕集成本在未来10~20年将下降30%~50%,碳封存成本到2040年将下降20%~25%。到2050年,中国电力、工业领域通过CCUS技术实现CO2减排量将分别达8亿吨/年和6亿吨/年。届时,CCUS全球减排贡献率为9%左右,到2070年将达到15%。建议在我国开展以商业化为目标的大规模CCUS全流程示范项目和产业集群建设,进一步加大政策扶持与资金支持力度,推动CCUS产业化、规模化发展。

 

1 CCUS技术概述和应用意义

1.1 CCUS技术概述

CCUS(碳捕集、利用与封存)技术是一项针对温室气体的减排技术,能够大幅减少使用化石燃料的温室气体排放,涵盖二氧化碳(CO2)捕集、运输、利用与封存4个环节。      

在捕集阶段,目前主要涵盖3种技术:     

1)燃烧后捕集,主要应用于燃煤锅炉及燃气轮机发电设施;       

2)燃烧前捕集,需要搭配整体煤气化联合循环发电技术(IGCC),投资成本较高,只能用于新建发电厂;       

3)富氧燃烧,通过制氧技术获取高浓度氧气,实现烟气再循环。       

在运输阶段,世界上CO2运输存在管道、船舶、铁路/公路等灵活多样的运输方式,其中CO2的管道输送正作为一项成熟技术在商业化应用。目前国内CO2输送主要采用罐车运输。在利用阶段,CO2地质利用尤其是驱油技术,因其封存规模大并具有提高采收率的良好效应,在各类CCUS技术中脱颖而出,使得CO2驱油成为CCUS的主要技术发展方向。同时,越来越多的技术被纳入CCUS体系中,包括化工利用、生物利用、物理利用等。       

在埋存阶段,地质封存又可进一步划分为咸水层(盐水层)封存、深部不可开采煤层封存、废弃油气藏封存3种主要类型。目前,国际上也已开展海上盐水层及废弃油气田埋存CO2的示范项目。从埋存类型来看,在运行及执行项目中有60%以上是CO2驱油项目。

 

1.2 CCUS的应用意义

从低碳发展和碳减排的角度,CCUS技术的推广和应用意义重大,主要表现在以下几个方面。      

 1)CCUS技术是唯一能够大量减少工业流程温室气体排放的手段。对于炼化、气电、水泥和钢铁行业来说,要想实现在生产过程中的深度减排,CCUS技术是必不可少的,而且是可再生能源电力和节能技术不可替代的,对于我国践行低碳发展战略和实现绿色发展至关重要。IEA在《世界能源技术展望2020——CCUS特别报告》中指出,到2070年全球要实现净零,除能源结构调整之外,工业和运输行业仍有29亿吨CO2无法去除,需要利用CCUS进行储存和消纳。      

 2)CCUS技术是未来具有一定经济性的减排手段。对于水泥、钢铁和化工等减排难度较大的行业来说,CCS是最成熟、成本效益最好的选择。若不采用CCS,这些行业几乎不可能实现净零排放。同时,煤或天然气结合CCS技术制氢是成本最低廉的低碳制氢方式。对于难以减排的行业,低碳制氢将发挥重要作用。       

3)CCUS是生产低碳氢的重要途径之一。IEA指出,除使用可再生能源电解水制氢外,经过CCUS技术改造的化石能源制氢设施也是低碳氢的重要来源。目前,全球经过CCUS技术改造的7个制氢厂每年可生产40万吨的氢气,是电解槽制氢量的3倍。未来,与制备低碳氢有关的CCUS项目将快速增加,带动碳捕集量不断增长(见图1)。预计到2070年,全球40%的低碳氢将来自“化石燃料+CCUS技术”。

 

图1 不同运营年份的碳捕集项目情况

2 CCUS产业发展现状

 

2.1 CCUS产业仍处于商业化的早期阶段
 全球碳捕捉与封存技术发展已40余年,尤其在CO2驱油领域取得了丰富的研究与实践经验。就整个CCUS产业而言,受限于经济成本的制约,目前仍处于商业化的早期阶段。但从技术角度看,其所涉及的各个环节,均有较为成熟的技术可以借鉴。       

按照CCUS产业链各环节的组合关系,可将国内外CCUS产业模式分为3类:       

1)捕集-利用型(CU型),将捕集的CO2进行直接应用,主要为化工利用和生物利用;       

2)捕集-运输-埋存型(CTS型),将捕集的CO2通过罐车或管道等方式输送至目的地,并进行地质封存,例如神华在内蒙古开展的咸水层封存示范工程;      

3)捕集-运输-利用-埋存型(CTUS型),利用方式主要为CO2驱油。       

目前,在全球大规模综合性项目中,美国、加拿大及中东地区以CTUS型为主,欧洲、澳大利亚则以CTS型居多。我国运行及在建项目多为CU型,完整产业链的CTUS型相对较少。

 

2.2 全球CO2捕集量主要集中于北美和欧洲

根据全球碳捕集与封存研究院(GCCSI)的统计,目前世界上的CCUS项目超过400个,有65个商业CCS设施。在2020年启动的17个商业设施中,12个都位于美国。正在运行中的CCS设施每年可捕集和永久封存约4000万吨CO2。在运行、在建和规划的项目中,年捕集量在40万吨以上的大规模综合性项目有43个,62%的捕集量集中在北美和欧洲地区,其次是澳大利亚和中国。美国在利用CO2驱油的同时,已经封存CO2约10亿吨,形成了较为成熟的驱油技术和配套设施。       

从CO2排放源类型及规模来看,主要集中于电厂、天然气处理、合成气、炼油及化工等行业。其中电厂捕集量最大,占52%。从单个项目CO2捕集量来看,天然气处理、合成气、煤液化及电力行业的CO2捕集量平均为200万~370万吨/年,化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业捕集量平均为90万~120万吨/年。

 

2.3 中国碳捕集技术主要应用于煤电行业,地质封存则集中于石油行业

中国各类CCUS技术覆盖面较广,相关项目涵盖了深部咸水层封存、CO2驱油、CO2驱替煤层气等多种关键技术(见表1)。截至2019年底,中国共开展了9个捕集示范项目、12个地质利用与封存项目,其中包含10个全流程示范项目。所有CCUS项目的累计CO2封存量约为200万吨。

表:国内部分CCUS和CCS示范项目情况

从CO2排放源类型来看,以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,其排放量占总量的92%;从CCUS示范项目的碳捕集源来看,主要集中在煤电和煤化工领域,CO2运输方式以罐车为主,管道运输项目较少。从碳利用和封存方式来看,目前我国化工和生物利用的CO2数量较少。化工利用是以化学转化为主要手段,将CO2和共反应物转化成目标产物,产品包括材料、燃料、化学品等;生物利用是以生物转化为主要手段,将CO2用于生物质合成,产品包括食品、饲料、肥料等。燃煤电厂碳捕集后一般为食品加工业或工业所用,而煤化工领域碳捕集后较多用于驱油,两类碳捕集均有咸水层封存案例,且封存潜力较大。      

目前,CCUS示范工程投资主体基本是国内大型能源企业,全流程初始投资及维护成本之和超千元/吨,典型CCUS项目各环节成本构成如图2所示。其中,捕集阶段是能耗和成本最高的环节。低浓度CO2捕集成本为300~900元/吨,罐车运输成本约为0.9~1.4元/吨·千米。驱油封存技术成本差异较大,但因其具有提高采收率的有利效应,可在一定程度上补偿CCUS成本。当原油价格为70美元/桶时,可基本平衡CCUS驱油封存成本。

2.4 CO2驱油已成为石油行业提高采收率的关键技术 

世界范围内,注气驱油技术已成为产量规模居首位的强化采油技术。在气驱技术体系中,CO2驱油兼具经济和环境效益。石油行业探索应用CO2驱油技术的历史可追溯到20世纪中叶,经过几十年的发展,CO2驱油已成为提高采收率的关键技术,并且已成熟应用于美国和欧洲主要石油公司。随着全球应对气候变化的压力逐渐增大,石油行业在发展CCUS产业方面形成了一定的共识,世界五大石油公司均在产业链不同环节开展布局与实践。bp、埃尼、艾奎诺(Equinor)、壳牌、道达尔和英国国家电网公司建立了北部耐力合作伙伴关系(NEP),以建设海上基础设施,在英国北海安全运输和储存数百万吨CO2,建立脱碳的工业集群;埃克森美孚将成立新的碳减排部门,提供低碳减排技术商业化解决方案,初期将专注于碳捕获和储存;雪佛龙宣布将持续投资开发CCUS技术的Blue Planet Systems公司,逐步降低工业生产中的碳排放强度;ADNOC(阿布扎比国家石油公司)与道达尔签署战略框架协议,以探索在CO2减排以及CCUS领域的联合研究。       值得关注的是,EPC(工程总承包)公司在CCUS领域项目建设方面扮演着重要角色,并积极参与石油公司在CCUS领域的项目设计与实施,开展技术应用与实践,且多数EPC公司同时参与油气领域和CCUS领域的项目建设(见表2)。

 

表2 EPC公司在油气领域和CCUS领域的部分项目

从国内来看,石油行业CO2利用以提高采收率为主,在驱油的同时将CO2封存于地下,实现碳减排和增产的双重利益。已开展驱油项目的油田包括中国石油大庆、吉林、新疆、长庆油田和中国石化胜利、中原油田等,并在吉林、胜利等油田成功建成了CO2驱油与埋存的示范基地,取得了理论、技术和矿场试验方面的重大进展。CO2驱替煤层气项目仍处于先导试验阶段,由中联煤层气有限责任公司在沁水-临汾盆地的柳林和柿庄区块开展。       

中国石化塔河炼化公司在综合利用CCUS技术方面取得了良好成效。公司对两套制氢装置加热炉尾气进行回收处理,产出高纯度的CO2供应塔河油田,用于驱油并埋存在废弃和低效的油井里。该项目具备年产11.6万吨液态CO2的能力,一期已于2020年5月投入使用。

3 CCUS产业发展瓶颈及技术发展趋势

 

3.1 国内CCUS产业发展面临的瓶颈仍需突破

相对于中国在CO2排放量和减排的需求,当前CCUS在中国的减排贡献仍然很低,年封存量约为年排放量的万分之一,CCUS产业发展面临多个因素制约。       一是CCUS项目成本普遍较高,尚未形成产业集群。在实际应用中,高昂的投资成本及运行成本阻碍了CCUS项目的顺利推进。但油价上涨可以大幅度提高CO2承受成本,对于有一定承受力的油田,油价每增加10美元/桶,其承受成本将增加12~92元/吨,但只有不到1/4的油田可承受200元/吨以上的来源成本(捕集+压缩+运输成本)。从煤电行业来看,情况似乎更加不容乐观。在现有技术条件下,煤电示范项目安装碳捕集装置后,捕集每吨CO2将额外增加140~600元/吨的运行成本,直接导致发电成本大幅增加,无法实现减排收益,严重影响着企业开展CCUS示范项目的积极性。       

二是CCUS产业关键技术有待进一步突破,资金支持力度仍需加大。若要推动第二代燃煤电厂碳捕集技术在2030年示范完成并投入商业化运营,则应进一步增加政策扶持和融资力度。同时,燃烧前处理技术仍属新兴技术,发电机成本较高,需要加快技术研发步伐。另一方面,受现有的CCUS技术水平的制约,在项目部署时将使一次能耗增加10%~20%甚至更多,效率损失很大,严重阻碍着CCUS技术的推广和应用。要迅速改变这种状况就需要更多的资金投入。    三是商业模式尚未成熟,产业发展面临多重阻碍。全流程CCUS示范项目涉及电力、煤化工、钢铁、油气等多个行业的不同企业,项目的实施普遍面临收益分享、责任分担和风险分担等难题,需要建立有效的协调机制或行业规范,以及长期公平的合作模式,有效解决气源供给、管网输送、地企关系等难题,从而实现CCUS项目各环节的良好对接。

 

3.2 国家扶持政策将逐步引领产业持续健康发展       近期发布的绿色低碳产业扶持政策将推动中国CCUS产业迈出坚实步伐。2020年7月8日,人民银行会同国家发改委、中国证监会发布《关于印发〈绿色债券支持项目目录(2020年版)〉的通知(征求意见稿)》,CCS被首次纳入其中,进一步拓展了项目融资渠道。       

2021年政府工作报告中提出,今年要扎实做好碳达峰、碳中和各项工作,制定2030年前碳排放达峰行动方案。“十四五”时期,单位国内生产总值能耗和CO2排放分别降低13.5%和18%,这两项指标将作为约束性指标进行管理。陕西省和海南省在2021年地方政府工作报告中也提出,要发展CCUS产业,开展相关研究。同时,2021年“两会”期间,多位代表委员表示,要“多措并举”加快碳中和进程,一手抓传统能源的技术改造,另一手推新能源的深度发展。       《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》也提出,要“开展碳捕集利用与封存重大项目示范”。从长期来看,CCUS对于碳中和是不可或缺的技术,而且发展规模将快速增长。可以预见,未来5年开展重大项目示范,将推动CCUS在本世纪30年代初步实现产业化,对于2060年前实现我国碳中和目标意义重大。


3.3 CCUS技术发展仍具有广阔前景

2020年12月,能源基金会发布的《中国碳中和综合报告2020》指出,电力行业达峰之后碳排放必须立即下降,到2050年实现零碳或负排放。与2015年相比,2050年我国建筑和工业行业必须实现90%减排,交通实现80%减排,所有行业都需要尽快达峰;停止新建未使用CCUS技术的常规燃煤电厂;识别并关停一小部分老旧、高污染且效率低下的现有燃煤电厂。以上约束指标体现了对CCUS技术的刚性需求,必将加速CCUS产业关键技术的迭代发展。       

IEA研究表明,基于2070年实现净零排放目标,到2050年,需要应用各种碳减排技术将空气中的温室气体浓度限制在450ppm以内,其中CCUS的贡献为9%左右,即利用CCS技术捕集的CO2总量将增至约 56.35亿吨,其中利用量为3.69亿吨,封存量为52.66亿吨。到2070年,化石燃料能效提升与终端用能电气化、太阳能/风能/生物质能/氢能等能源替代和CCUS是主要碳减排路径,累计减排贡献的占比分别可达40%、38%和15%。对于中国而言,到2050年,电力、工业领域通过CCUS技术实现CO2减排量将分别达8亿吨/年和6亿吨/年。如果要将净零目标从2070年提前到2050年,全球CCUS设施数量必须再增加50%。       

尽管CCUS技术目前能耗和成本仍较高,但长期来看,必将随着技术的不断进步而趋于下降。IEA预计,碳捕集成本在未来10~20年间将下降30%~50%。其中,通过推广电化学分离技术预计可使电厂平准化度电成本(LCOE)下降30%;使用膜分离、先进化学吸收法、变压吸附(PSA)和变温吸附(TSA)、钙循环法等工艺可使LCOE下降10%~30%;使用加压富氧燃烧、化学链燃烧和吸附强化水煤气变换技术可使LCOE下降10%。随着智能化钻井技术和勘探技术的发展,预计碳封存成本到2040年将下降20%~25%。并且随着CO2交易价格的不断上涨,CCUS将越来越具有经济性。

4 对我国发展CCUS产业的建议

 

4.1 开展以商业化为目标的大规模CCUS全流程示范项目   

目前,我国已经开展的CCUS示范工程规模较小,技术水平与设备规模仍需进一步突破,同时缺少全流程一体化、更大规模的可复制的经济效益明显的集成示范项目。未来,为实现碳中和目标,我国还需要探索和布局百万吨甚至千万吨级的CCUS项目。鉴于此,建议开展以商业化为目标的全流程、大规模的示范项目,尽快促进商业模式形成,为行业制定技术标准、项目监测和风险评估方法提供实践支持。


4.2 开展CCUS产业集群建设     

在源汇匹配条件较好的区域建设CCUS工业集群,通过对管网和封存基础设施的共享使用,可降低成本、形成规模效应,提高CCUS技术应用的可行性。建议在鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地、四川盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等具有集群建设有利条件的区域,积极探索建设以CCUS技术为基础的“净零/近零示范区”,推动CCUS产业化、规模化发展。


4.3 加大对CCUS产业的政策扶持与资金支持力度       CCUS技术对工业行业深度脱碳具有重要意义,但关键技术的创新与发展仍然面临着成本高昂、投资不足、全社会重视程度不够等问题。近年来,欧美发达国家相继出台扶持政策,加大CCUS技术研发力度。从国内来看,与新能源产业相比,CCUS相关政策扶持力度仍需加强。建议在技术研发、项目税收、土地使用、市场机制建设、运输管网建设等方面给予CCUS项目更大的支持力度,为产业可持续发展营造良好的政策环境。


来源:《国际石油经济》

作者: 邢力仁, 武正弯, 张若玉。

编辑:华气能源猎头

2022年6月14日 09:23
浏览量:0
收藏