中國儲能網(wǎng)訊：本文選自中國工程院院刊《Engineering》2021年第12期
作者：陳文會 ， 魯璽 ， 雷涯鄰 ， 陳建峰
來源：A Comparison of Incentive Policies for the Optimal Layout of CCUS Clusters in China’s Coal-Fired Power Plants Toward Carbon Neutrality[J].Engineering,2021,7(12):1692-1695.
編者按
碳中和目標的實現(xiàn)，需要能源系統(tǒng)開展低碳轉(zhuǎn)型，助力中國經(jīng)濟深度脫碳，尤其是燃煤電廠需要深度碳減排。碳捕集、利用與封存技術（CCUS）將在實現(xiàn)煤電碳達峰、碳中和目標中發(fā)揮不可或缺的作用。目前，我國雖然已經(jīng)具備CCUS技術工業(yè)化應用能力，并正在積極籌備全流程CCUS產(chǎn)業(yè)化集群建設，但基礎設施的高成本和配套激勵政策的缺乏仍然是CCUS商業(yè)化的主要挑戰(zhàn)。
中國工程院陳建峰院士科研團隊在中國工程院院刊《Engineering》2021年第12期發(fā)表《碳中和目標下中國燃煤電廠碳捕集、利用與封存集群布局優(yōu)化的激勵政策研究》一文。文章構建了多個模型研究如何制定最優(yōu)激勵策略促進煤電行業(yè)CCUS技術的部署，以實現(xiàn)碳中和目標。文章研究評估了三種激勵政策（碳市場價格、清潔電價上網(wǎng)補貼和二氧化碳封存利用補貼）對煤電CCUS系統(tǒng)全鏈條經(jīng)濟可行性的影響，最后優(yōu)選激勵政策方案。文章對識別煤電CCUS項目集群和優(yōu)化布局方案，制定相應的CCUS技術部署激勵政策具有現(xiàn)實價值和指導意義。
一、引言
中國宣布將采取更加有力的政策和措施，力爭于2030年前使二氧化碳（CO2）排放達到峰值，在2060年前實現(xiàn)碳中和，與全球1.5 ℃溫升控制目標基本一致。碳中和目標的實現(xiàn)，需要能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型推動中國經(jīng)濟深度脫碳，尤其是燃煤電廠（CFPP）需要深度碳減排。2019年中國燃煤發(fā)電裝機容量已高達1.04×109 kW，CO2排放量達到3.5×109 t，約占CO2排放總量的35.6%。然而，鑒于中國龐大而年輕的煤電機群和電力系統(tǒng)結構，完全淘汰平均服役年限不到15年、剩余壽命超過30年的燃煤發(fā)電廠不具有可行性。因此，制定電力系統(tǒng)深度脫碳戰(zhàn)略需要避免提前淘汰燃煤電廠而造成大量煤電資產(chǎn)的擱淺。碳約束情景下，碳捕集、利用與封存（carbon capture, utilization, and storage, CCUS）技術將在實現(xiàn)煤電碳達峰、碳中和目標中發(fā)揮不可或缺的作用。
截至2020年，全球共有65個正在運行或開發(fā)的大型商業(yè)CCUS設施，涉及眾多大型電廠捕集項目，說明部分CCUS技術已經(jīng)處于商業(yè)化運行階段。目前，我國雖然已經(jīng)具備 CCUS 技術工業(yè)化應用能力，并正在積極籌備全流程CCUS產(chǎn)業(yè)化集群建設，但基礎設施的高成本和配套激勵政策的缺乏仍然是CCUS商業(yè)化的主要挑戰(zhàn)。借鑒其他低碳技術推廣的經(jīng)驗，政府激勵政策是促進CCUS技術開發(fā)和應用的重要因素。此外，CCUS重點部署戰(zhàn)略將從大型獨立設施轉(zhuǎn)移到CCUS產(chǎn)業(yè)集群的建設。因此，為實現(xiàn)碳中和目標，需要研究促進煤電CCUS產(chǎn)業(yè)集群部署的具備成本效益的最優(yōu)激勵策略。
1.5 ℃溫升控制目標下，中國需要大規(guī)模部署CCUS技術，到2050年煤電CCUS技術的當年減排CO2規(guī)模約為7.1×108 t。本文構建多個模型研究如何制定最優(yōu)激勵策略促進煤電行業(yè)CCUS技術的部署，以實現(xiàn)碳中和目標。首先，基于大型煤電廠CO2排放源數(shù)據(jù)和封存潛力分布特征，構建源匯匹配優(yōu)化模型，得到1.5 ℃溫升控制目標下的煤電CCUS項目布局方案；其次，為了實現(xiàn)規(guī)模經(jīng)濟降低成本，結合使用層次聚類分析（HCA）和最小生成樹（MST）模型，對煤電CCUS項目集群進行識別，提出建立最低成本CO2輸送管道網(wǎng)絡的路線策略；最后，文中通過研究評估三種激勵政策（碳市場價格、清潔電價上網(wǎng)補貼和CO2封存利用補貼）對煤電CCUS系統(tǒng)全鏈條經(jīng)濟可行性的影響，優(yōu)選激勵政策方案。本研究對識別煤電CCUS項目集群和優(yōu)化布局方案，制定相應的CCUS技術部署激勵政策具有現(xiàn)實價值和指導意義。
二、CCUS技術經(jīng)濟與源匯匹配優(yōu)化分析
根據(jù)中國碳中和目標，2050年燃煤電廠進行CCUS技術改造的規(guī)模為每年減排7.1×108 t CO2，煤電行業(yè)在2035—2045年間將迎來機組碳捕集改造高峰。源匯匹配優(yōu)化分析結果顯示（附錄A中的注釋1），需要對總裝機容量約為159 GW的128個燃煤電廠（267個機組）進行CCUS技術改造。本文使用卡內(nèi)基梅隆大學開發(fā)的綜合環(huán)境控制模型（integrated environmental control model, IECM）測算CCUS技術全流程各環(huán)節(jié)成本（關于燃煤發(fā)電廠改造篩選標準的詳細信息參見附錄A中的注釋2），并應用已發(fā)表的基于組件的學習曲線理論來估計技術進步對CO2捕集成本的影響。圖1（a）中的結果顯示：到2050年，煤電廠CCUS項目規(guī)模達每年7.1×108 t CO2，總成本為每噸CO2 53~87美元。其中，CO2捕集成本為40~70美元?t-1，平均捕集成本為57美元?t-1，占CCUS系統(tǒng)平均總成本的80%。隨著技術進步，CO2捕集成本比現(xiàn)有成本降低近30%，未來CO2捕集成本將逐漸降低到32~46美元?t-1。
圖1 成本效益結果、電廠匹配的埋存盆地運輸距離和2050年CO2累計埋存量。（a）CO2捕集、運輸和埋存成本與年累積捕集量的對比。x軸表示年CO2累計埋存規(guī)模；y軸表示有/無技術改進的CO2捕集成本、CO2管道運輸和埋存成本。（b）2050年CO2累計埋存量和輸送距離的關系。x軸表示CO2的平均輸送距離；y軸表示到2050年CO2累計運輸埋存量。
關于CO2地質(zhì)封存潛力，塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、蘇北盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地和吐哈盆地具有良好的CO2地質(zhì)埋存和CO2強化采油與封存（CO2 enhanced oil recovery, CO2-EOR）潛力，其中，深部咸水層埋存潛力合計為1.78×1012 t CO2，CO2-EOR利用埋存潛力為4×109 t CO2。根據(jù)源匯匹配優(yōu)化結果[圖1（b）]，連接塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、蘇北盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地、吐哈盆地與其良好匹配的煤電廠的平均CO2管道長度分別為275 km、264 km、242 km、216 km、189 km、164 km和120 km。源匯點對點直接連接的情景下，共需建造約29 490 km的CO2輸送管道，在2020—2050年期間累計CO2運輸量高達1141 Gt?km，帶來高昂的運輸成本。因此，有必要識別CCUS項目集群，建立CCUS樞紐形成CO2管道全局網(wǎng)絡，降低單位成本，推進CCUS技術的大規(guī)模系統(tǒng)部署。
三、CCUS優(yōu)先布局集群與減排潛力
基于點對點直接源匯匹配連接結果，首先使用HCA對CCUS集群中心進行識別分類，然后使用MST模型構建CCUS項目集群的成本最低的CO2運輸管道網(wǎng)絡（關于HCA和MST模型的詳細信息見附錄A中的注釋3和4）。通過建立CCUS項目集群和樞紐共享輸送管道，CCUS項目集群的管道總長度可減少至8708 km（平均管道長度為86 km），平均CO2輸送成本可從10.62美元?t-1降低至4.26美元?t-1。假設煤電廠壽命期為45年，在這些煤電廠的剩余壽命期內(nèi)，可通過CCUS技術累積減排1.1596×1010 t CO2，其中，65.4%的CO2可通過深部咸水層封存（deep saline formation, DSF）實現(xiàn)減排，33.6%的CO2可采用CO2-EOR方式實現(xiàn)減排。在華北區(qū)域，總裝機容量為26.4 GW的20個煤電廠（49臺機組）能夠在渤海灣盆地進行地質(zhì)利用與封存，平均運輸距離為67 km，到2050年可實現(xiàn)每年1.196×108 t的CO2減排潛力，累計減排CO2 2.364×109 t，在2025—2060年累計減排4.3×109 t。在東北區(qū)域，從11個煤電廠（19臺機組）捕集，通過管道輸送到松遼盆地開展CCUS項目，平均運輸距離為80 km，累計實現(xiàn)減排CO2 5.32×108 t。在華東地區(qū)，總裝機容量為57.65 GW的36個煤電廠（75臺機組）被劃分為三個CCUS項目集群，運輸?shù)教K北盆地進行利用與埋存，平均管道長度為60 km。在西北地區(qū)，總裝機容量為45.61 GW的42個煤電廠（82臺機組）累計捕集3.071×109 t CO2，運輸?shù)蕉鯛柖嗨古璧剡M行埋存，平均運輸距離為56 km。到2050年，累計有8.68×108 t、2.63×108 t、1.92×108 t從燃煤電廠捕集后的CO2通過管道輸送到準噶爾盆地、吐哈盆地和塔里木盆地開展CCUS技術的封存，分別匹配20個、3個和5個燃煤電廠。
通過確定優(yōu)先開展CCUS技術的煤電廠和形成CCUS項目集群部署方案，為決策者制定科學、合理的激勵政策促進CCUS技術的推廣提供科學依據(jù)支撐。
圖2 煤電廠CCUS項目集群和全壽命期累計減排量。
四、CCUS項目集群布局的激勵政策分析研究
由于CCUS技術的部署和商業(yè)化面臨巨大的成本壓力，我國的政策激勵力度還有待進一步加強，以推進CCUS技術的早期示范與應用試驗。參考各國CCUS相關激勵政策，本文考察煤電實施CCUS技術所需要的臨界碳市場價格、上網(wǎng)電價補貼和CO2封存利用補貼方案，并在模擬這三種主要激勵政策相互作用的基礎上，確定最優(yōu)的激勵策略（激勵政策分析模型和數(shù)據(jù)的詳細信息見附錄A中的注釋5和表S1）。
不同情景下128個煤電廠實施CCUS技術所需要的激勵政策臨界值，如圖3所示，沒有補貼情景下平均臨界碳市場價格達到每噸CO2 72.42美元，CO2-EOR產(chǎn)生的經(jīng)濟收益和CCUS技術進步能夠抵消CCUS的成本，分別能將平均臨界碳價格降低14%和29%。若給予煤電CCUS技術電價補貼22美元?(MW?h)-1 [0.015元人民幣?(kW?h)-1]，能降低臨界碳價至每噸CO2 25~50.98美元；若政府再給予每噸CO2 20美元的埋存補貼，則可進一步將臨界碳價降到每噸CO2 9~33美元，但仍高于目前市場平均碳價：每噸CO2 7美元（每噸CO2 49元人民幣）。由于目前較低的碳市場價格對煤電CCUS技術部署的激勵作用有限，導致政府需要提高電價補貼和埋存補貼來抵消CCUS技術高昂的成本，從而實現(xiàn)其減排潛力。為了避免高昂的財政支出，需要發(fā)揮碳交易市場的市場化政策工具來提高CCUS項目的價值。更具體地說，碳價格對其他激勵方式的臨界補貼水平具有重大影響。圖3顯示，隨著碳價格的上漲，電價補貼臨界值和埋存補貼臨界值都顯著下降，帶來政府CCUS技術補貼支出的顯著減少。因此，政府可以通過完善碳排放權交易機制，提高碳價格，進一步發(fā)揮碳排放交易市場對CCUS技術發(fā)展的促進作用。
圖3 不同情景下煤電開展CCUS技術所需激勵政策的臨界值。（a）臨界碳價格；（b）臨界電價補貼；（c）臨界埋存補貼。CCS：CO2捕集、運輸和咸水層埋存；CCS-EOR：CO2捕集、運輸和驅(qū)油利用埋存；TI：考慮CCUS的技術進步。
五、結論與建議
為了實現(xiàn)電力行業(yè)碳中和目標，需要對總裝機容量約為159 GW的128個燃煤電廠（267個機組）進行CCUS技術改造。通過建立CCUS樞紐以實現(xiàn)CO2運輸和儲存基礎設施共享，能夠顯著降低CO2管道運輸距離和成本。煤電CCUS項目集群主要分布在華北、東北、華東和西北地區(qū)，能夠與塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、蘇北盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地、吐哈盆地形成良好的源匯匹配。煤電CCUS項目集群可累積減排CO2 1.1596×1010 t，總體上65.4%的CO2通過深部咸水層封存實現(xiàn)減排，33.6%的CO2通過CO2-EOR的方式實現(xiàn)減排。
碳市場機制、上網(wǎng)電價補貼和CO2封存利用補貼這三種方式可激勵CCUS項目部署，其中高水平的碳價格能直接解決CCUS技術經(jīng)濟可行性問題，并且顯著減少政府CCUS技術補貼支出。此外，CO2-EOR產(chǎn)生的經(jīng)濟收益和CCUS技術進步能降低成本，減輕政府CCUS技術補貼支出。因此，完善和發(fā)展成熟的碳交易市場、加大CCUS技術的研發(fā)投入、開展大規(guī)模CCUS集群示范有利于構建面向碳中和目標的CCUS技術體系。未來的研究可以比較不同商業(yè)模式下全鏈條CCUS項目部署的政策激勵機制。
