碳捕捉的“圣杯”持续迷惑煤炭行业

十多年来，美国能源部对碳捕集与封存（CCS）技术的重视与期望成为其相关政策制定的主要推动因素。该技术最初推广目的是为了实现温室气体CO2的减排目标。到现如今，该技术的推广则成为特朗普政府在明面上对不断衰退的美国煤炭产业进行资助的一种手段。

 

北美地区在碳捕集研究与发展上已经花费了数十亿美元，并且年年如例行公事般地不断重复对CCS技术发展的乐观预测。

 

然而，在发展CCS技术15年时间后，现如今美国仅有一个燃煤碳捕集项目——位于休斯顿南部的NRG能源公司的Petra Nova项目仍在运行。北美第二个大型电厂CCS项目——萨省电力局SaskPower的边界大坝项目目前正在加拿大运行。

 

本报告对北美区4个燃煤电厂有关CCS的项目进行了调查，这4个项目分别是：Petra Nova项目，边界大坝项目，南方电力公司（Southern Company）位于密西西比的Kemper项目，以及杜克能源公司（Duke Energy）位于印第安纳州的Edwardsport电厂。

 

 

Petra Nova项目和边界大坝项目采用的是燃烧后CO2捕集技术，而Kemper项目最初采用的是煤气化技术，对CO2进行燃烧前脱除，但该项目的气化设备和CO2捕集部件在运行不久后就遭到了废弃。Edwardsport电厂最初因具备良好条件而推广碳捕集项目，但随后因高昂的成本放弃了这一想法。该电厂使用的煤气化技术是进行燃烧前CO2捕集的必要条件。

 

尽管Petra Nova项目和边界大坝项目目前正在运行，但实际上仍然只是个示范点。Petra Nova项目仅捕集W．A． Parish电厂4个燃煤机组中的一个燃煤机组的超3成废气。该项目成本高昂，已花费超10亿美元。边界大坝项目是本报告分析的4大项目中规模最小的项目，但由于运行中不断出现的问题，成本不断增加，使得该项目已花费将近110亿美元。Petra Nova项目和边界大坝项目在收入上主要依赖将其捕集到的CO2出售给石油行业，用于提高石油采收率（EOR），但对于其他煤炭发电厂来说，这种选择并不可行。

 

Edwardsport项目和Kemper项目所采用的整体煤气化联合循环发电技术从头到尾就是一场灾难，这两个项目建设成本不仅高得离谱，花费了巨大代价，而且还难以运行。

 

大规模使用CCS技术需要建设庞大的管道网（以及相关的基础设施），以便将捕集到CO2运输至封存点，而在如何发展CCS技术的讨论中对这一问题却没有给与太多关注。建设这样一个管道网毫无疑问需要巨额花费，并且需要消耗大量时间。不仅如此，捕集CO2→将其运输至封存点→将捕集到的CO2注入地面这一过程需要大量的水。

 

本报告同时还提到服务年限过长的美国燃煤电厂为了适应CCS技术改造，需要花费巨额成本对其设备进行升级改造。一半以上的燃煤电厂已有40的服务历史，为了确保设施能在新的CCS设备20－30年的使用期内持续运行，电厂所有者就必须对工厂设施进行翻新重建。边界大坝项目就出现了这种现象，SaskPower为了确保工厂设施的运行期限能够与CCS改造相匹配，对发电区进行重建，费用超过3．3亿美元。这种投资是在特定地点、针对特定工厂的投资，因而没有任何潜在的规模经济效益。

 

随着低成本、零排放的风能和太阳能，以及资源丰富且成本较低的天然气供应量的不断增加，电力行业需要进行改革，从而开展了CCS技术实验。

 

从目前现状来看，没有进行CCS技术改造的煤炭厂正面临越来越难以与风能、太阳能资源相竞争的局面。每吨增加60美金的碳捕集成本，或者按照提倡者们所鼓吹的最终实现每吨增加30美金的成本将进一步削弱燃煤竞争力。

 

 

CCS技术改造带来的趋势会进一步削弱其经济效益。附加在燃煤机组的CCS技术改造成本在现如今各燃煤机的运行时间并不饱和的情况下，只会增加每个机组单元的成本，造成一种越来越糟的恶性循环，使得工厂越来越不经济，CCS技术改造设备也最终成为闲置资产。在充分意识全国（以及全球）发电市场的发展状况，同时面临着各种消费者对现代化市场发展需求的情况下，公共事业行业迅速从基载燃煤转向更清洁、分布更广的能源，从而使得碳捕集逐渐成为过时的观点。总之，高风险、高成本的碳捕集技术投资在之前可能可行，但现如今这些投资将不再现实——碳捕集技术高昂的成本实在令人望而却步。

 

尽管本报告主要围绕美国电力市场，但本报告的发现对任何考虑广泛采用CCS技术的国家来说都起着警示作用。CCS技术普遍成本高昂，无法达到商业规模，对于碳捕集后的运输、捕集到的CO2的注入和储存也存在严重的现实问题。更重要的是，当下市场存在着更可靠、更便宜的发电能源。