大規(guī)?；痣奀CUS應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性評(píng)估及提升研究

劉 駿, 袁 鑫, 陳 衡, 潘佩媛, 徐 鋼, 王修彥

(華北電力大學(xué) 能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院,北京 102206)

全球氣候變暖已成為熱點(diǎn)問題,CO2因其帶來的溫室效應(yīng)被普遍認(rèn)為是導(dǎo)致全球氣候變暖的重要原因,因此如何減少CO2排放成為全人類面臨的共同難題。在2020年9月舉辦的聯(lián)合國大會(huì)上,習(xí)近平總書記提出了我國的CO2排放力爭于2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰,努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和[1]。作為火電消費(fèi)大國,電力與熱力排放是我國CO2排放的最大源頭,且占比遠(yuǎn)高于世界其他主要國家。因此,有必要對(duì)能源電力行業(yè)進(jìn)行深度脫碳,將碳捕獲、利用與封存技術(shù)(CCUS)技術(shù)大規(guī)模應(yīng)用于火電機(jī)組是我國能源系統(tǒng)發(fā)展過程中極其重要和緊迫的戰(zhàn)略任務(wù)。

碳捕獲與封存技術(shù)(CCS)在最初被提出時(shí),由于高成本限制,又缺乏利潤來源,發(fā)展一直不理想,遠(yuǎn)低于國際能源署(IEA)提出的規(guī)模。為改善此狀況,研究者們討論了CO2的經(jīng)濟(jì)價(jià)值,碳收集領(lǐng)導(dǎo)人論壇(CSLF)將“CCS”一詞改為“CCUS”,考慮新增利用方式去產(chǎn)生額外利潤。2007年6月,國家發(fā)展和改革委員會(huì)聯(lián)合多部委發(fā)布《中國應(yīng)對(duì)氣候變化科技專項(xiàng)行動(dòng)》,將CCUS納入重點(diǎn)任務(wù)。

為明確火電機(jī)組應(yīng)用CCUS技術(shù)對(duì)經(jīng)濟(jì)性造成的影響,研究人員開展了相關(guān)研究。王立健等[2]以660 MW機(jī)組為例,計(jì)算了參考機(jī)組和碳捕集機(jī)組的建設(shè)成本及發(fā)電成本等,結(jié)果表明,相同運(yùn)行條件下,碳捕集機(jī)組相比參考機(jī)組的發(fā)電成本增幅為65.6%,碳減排成本為2 045.787元/t。韓中合等[3]以660 MW超臨界燃煤機(jī)組為例,提出了碳捕集系統(tǒng)與燃煤機(jī)組的耦合方案,經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果表明,耦合機(jī)組發(fā)電成本增加了0.171元/(kW·h)。牛紅偉等[4]針對(duì)3個(gè)具有相同規(guī)模但地址不同的燃煤電廠,將其與不同位置的油田進(jìn)行組合,并分析了幾種情況下各環(huán)節(jié)可能產(chǎn)生的費(fèi)用,結(jié)果表明,在項(xiàng)目建設(shè)和運(yùn)行總成本中,捕集及壓縮費(fèi)用約占70%。

目前,大多數(shù)研究中的單臺(tái)機(jī)組僅加入碳捕集環(huán)節(jié)對(duì)成本的影響,或分析應(yīng)用CCUS技術(shù)后各環(huán)節(jié)的成本分布,而針對(duì)如何將CCUS技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析推廣至火電行業(yè)實(shí)現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用卻鮮少報(bào)道。對(duì)此,筆者以中國西北某省的火電裝機(jī)為研究對(duì)象,綜合考慮了項(xiàng)目建設(shè)成本、捕集成本和碳利用收益等影響因素,分析了在完整項(xiàng)目周期內(nèi)不同CCUS改造方案帶來的總成本變動(dòng),并將最終結(jié)果反映在電價(jià)的變化上?？紤]到CCUS技術(shù)存在成本過高的問題,提出將CCUS與CO2制甲醇結(jié)合的經(jīng)濟(jì)效益提升路徑,建立仿真模型后分析了采用該方法對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的影響。

1 CCUS全流程經(jīng)濟(jì)性分析

1.1 經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)指標(biāo)

為了評(píng)價(jià)CCUS技術(shù)全鏈的最終經(jīng)濟(jì)性表現(xiàn),將凈現(xiàn)值作為該系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)。凈現(xiàn)值是指整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)凈現(xiàn)金流的累積現(xiàn)值,凈現(xiàn)值為正表示項(xiàng)目盈利,其值越大,表明項(xiàng)目的盈利能力和可行性越好,具體計(jì)算公式[5]如下:

(1)

式中:CNPV為凈現(xiàn)值,億元;n為項(xiàng)目周期,a;y為項(xiàng)目實(shí)施的年數(shù),a;Cin為第y年的資金流入,億元;Cout為第y年的資金流出,億元;rdis為折現(xiàn)率。

1.2 CCUS技術(shù)應(yīng)用成本要素分析

目前,CCUS成本研究中所包含的成本要素十分繁雜,國外一些研究將CCUS成本要素主要分為資本成本、固定運(yùn)維成本與可變運(yùn)維成本3類。各研究中不僅資本成本包含的要素有所不同,固定和可變運(yùn)維成本要素也不盡相同,成本類別較模糊,沒有形成統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn),某些成本要素間存在交叉,甚至資本成本中同樣的要素有不同含義。為方便計(jì)算,以下根據(jù)工程相關(guān)經(jīng)驗(yàn)將CCUS總成本分為投資成本與運(yùn)營成本兩部分,根據(jù)CCUS各環(huán)節(jié)技術(shù)選取的不同,運(yùn)營成本將存在一定差異,此外考慮到驅(qū)油利用及銷售碳排放配額等,在經(jīng)濟(jì)性分析中增設(shè)了CCUS收益部分。

1.2.1 CCUS技術(shù)的設(shè)備投資成本

火電機(jī)組應(yīng)用CCUS技術(shù)的設(shè)備投資成本主要指火電CCUS改造期間,因?yàn)橘徶煤桶惭b包括CO2捕集設(shè)備、壓縮設(shè)備、管道建設(shè)及鉆井建設(shè)等在內(nèi)的固定設(shè)備所產(chǎn)生的費(fèi)用。鑒于所研究省份的火電裝機(jī)大多為超臨界燃煤機(jī)組,筆者以2020年對(duì)燃煤電站進(jìn)行CCUS改造的單位投資成本為參考,假設(shè)即刻進(jìn)行CCUS改造的設(shè)備投資成本為3 192.90元/kW[6]。麻省理工學(xué)院(MIT)在2007年出版的專著TheFutureofCoal[7]中,評(píng)估了與煤炭發(fā)電以及CCUS相關(guān)的技術(shù)和成本,該專著表明超臨界機(jī)組在2000年時(shí)的改造費(fèi)用折合人民幣約為5 647元/kW,在2004年時(shí)的改造費(fèi)用折合人民幣約為4 400元/kW,成本下降約20%,因此假設(shè)技術(shù)進(jìn)步帶來的成本下降為20%,即改造費(fèi)用在2025年降為2 554元/kW,2030年降為1 916元/kW。

1.2.2 CCUS運(yùn)營成本

分析CCUS的運(yùn)營成本時(shí),主要考慮碳捕集成本與運(yùn)輸成本。本文所選取的CO2最終去向?yàn)轵?qū)油利用,因此該部分被認(rèn)為是收益部分。CO2捕獲過程產(chǎn)生的運(yùn)營費(fèi)用通常是CCUS系統(tǒng)中最大的成本組成部分,占比約為70%～80%。其影響因素眾多,主要取決于碳源類型及純度。與捕獲成本相比,國內(nèi)外對(duì)運(yùn)輸成本的分析較少,但仍有相關(guān)模型可用來計(jì)算,運(yùn)輸成本的影響因素主要包括運(yùn)輸距離、管道尺寸、管道進(jìn)出口壓力等。綜上所述,結(jié)合相關(guān)資料,在對(duì)CCUS技術(shù)的運(yùn)營成本進(jìn)行測算時(shí),以表1數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)[8]。其中,CO2從電廠通過管道運(yùn)輸至油田的距離設(shè)為200 km。

表1 CCUS全流程運(yùn)營成本預(yù)測

1.2.3 CCUS收益部分

綜合考慮國家政策以及其他技術(shù)的發(fā)展,機(jī)組采用CCUS技術(shù)在運(yùn)行時(shí)可以通過驅(qū)油利用或進(jìn)行碳交易的方式獲得利潤。在驅(qū)油利用方面,不同油田受產(chǎn)量、深度等因素影響,對(duì)CO2來源成本的承受能力有較大差異。相關(guān)資料顯示[9],約有27%的油田無承受力,50%的油田雖有一定承受力,但大多低于200元/t,只有23%的油田可承受200元/t以上的來源成本。在進(jìn)行成本測算時(shí),筆者取相對(duì)較低值100元/t作為CO2利用階段扣除相關(guān)支出所能獲得的額外收益。另一方面,碳市場交易指的是購買方向賣出方給付一定費(fèi)用后獲得一定量的CO2排放權(quán)利以達(dá)到減少溫室氣體排放的行為。政府機(jī)構(gòu)將一定區(qū)域內(nèi)溫室氣體排放的總量上限分為一些排放份額,每份排放權(quán)對(duì)應(yīng)1個(gè)排放份額,被授權(quán)給各個(gè)企業(yè)。顯然,在該政策下政府機(jī)構(gòu)分配的碳排放份額不足以支持常規(guī)火電廠的全部碳排放量,因此火電廠需要交罰款、進(jìn)行碳減排或者在碳交易市場上購買碳配額。故碳排放權(quán)交易通過利益調(diào)節(jié)機(jī)制促使碳排放量較大的火電廠進(jìn)行碳減排。在此背景下,火電廠所排放的CO2一部分在該企業(yè)的排放份額內(nèi),另一部分則超過了碳排放限額。相比于未配備CCUS設(shè)備的傳統(tǒng)火電廠,碳捕集電廠抵消了第二部分碳排放帶來的罰款或購買碳排放權(quán)的支出,第一部分CO2因?yàn)闇p排而余出的碳排放額可直接在碳交易市場上進(jìn)行出售。因此,根據(jù)碳排放權(quán)的價(jià)格,筆者認(rèn)為兩部分減排收益均可按被捕集CO2量的多少直接進(jìn)行計(jì)算。目前,北京、上海、深圳等地是國內(nèi)碳交易的試點(diǎn)區(qū)域,配額價(jià)格一般處在20～60元/t。相關(guān)文獻(xiàn)顯示,全國碳市場的平均碳價(jià)[10]預(yù)期為:2020年43元/t,2025年75元/t,2030年116元/t。

1.3 經(jīng)濟(jì)性假設(shè)

1.3.1 CCUS全流程各環(huán)節(jié)的技術(shù)選擇

(1)碳捕集技術(shù)情景。在捕集階段,燃燒后碳捕集技術(shù)是目前電廠應(yīng)用較為廣泛且成熟的捕集技術(shù),可用于大部分火電廠的脫碳改造。其中,化學(xué)吸收法對(duì)燃煤煙氣適應(yīng)性好,碳捕集階段本文默認(rèn)采用應(yīng)用化學(xué)吸收法的燃燒后碳捕集;(2)運(yùn)輸技術(shù)情景。目前的技術(shù)條件下,管道運(yùn)輸因運(yùn)輸量大,已被大規(guī)模采用,技術(shù)趨于成熟,運(yùn)輸階段本文默認(rèn)采用管道運(yùn)輸,且設(shè)定運(yùn)輸距離為200 km;(3)封存和利用技術(shù)情景。由于CO2強(qiáng)化采油技術(shù)(EOR)可在驅(qū)油利用的同時(shí)實(shí)現(xiàn)碳封存,兼具經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益,碳封存規(guī)模大,是CCUS的主要技術(shù)發(fā)展方向,在目前的技術(shù)條件下可以開展大規(guī)模示范。在碳封存與利用階段,本文默認(rèn)采用EOR技術(shù),綜合考慮油田的承受能力,設(shè)定驅(qū)油利用帶來的收益為100元/t。

1.3.2 項(xiàng)目周期內(nèi)各基本參數(shù)的設(shè)定

為了對(duì)CCUS項(xiàng)目的整體經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行合理評(píng)價(jià),根據(jù)應(yīng)用比較捕集的CCUS項(xiàng)目設(shè)定情況,作以下分析假設(shè):(1)火電機(jī)組應(yīng)用CCUS項(xiàng)目的規(guī)劃期為20 a(包括建設(shè)年1 a,運(yùn)行期19 a);(2)從火電廠CO2排放源到EOR利用地點(diǎn)的距離設(shè)定為200 km;(3)在基準(zhǔn)情景設(shè)計(jì)下新增建設(shè)投資,認(rèn)為企業(yè)承擔(dān)全部資金,銀行貸款為0;(4)為了更科學(xué)地反映系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性,在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性計(jì)算時(shí)認(rèn)為折現(xiàn)率為10%;(5)目前,國家資金支持情景一般為總投資金額的0%、20%、30%,由于資金支持的不確定性,本文認(rèn)定國家資金支持為0%;(6)碳交易價(jià)格情景,對(duì)不同時(shí)段采取不同的碳交易價(jià)格進(jìn)行成本計(jì)算,2022—2024年取43元/t,2025—2029年取75元/t,2030年及以后取116元/t。

1.3.3 改造時(shí)間設(shè)定

基于中國西北某省電網(wǎng)公司所提供的最新火電裝機(jī)及規(guī)劃數(shù)據(jù)(見表2),筆者根據(jù)改造時(shí)期的不同共設(shè)立3個(gè)方案:方案1,基于當(dāng)前CCUS技術(shù)水平對(duì)全省已有火電機(jī)組進(jìn)行CCUS應(yīng)用,根據(jù)2025年和2030年的裝機(jī)容量變化,對(duì)新增火電機(jī)組分別于2025年和2030年進(jìn)行CCUS改造;方案2,計(jì)劃從2025年開始對(duì)全省已有火電機(jī)組進(jìn)行CCUS改造,2030年新增火電機(jī)組于當(dāng)年進(jìn)行CCUS改造;方案3,計(jì)劃從2030年開始對(duì)全省進(jìn)行CCUS改造,考慮到此后并沒有新增火電裝機(jī),故后續(xù)年份不再進(jìn)行火電CCUS改造。

表2 西北某省火電裝機(jī)規(guī)劃

1.4 經(jīng)濟(jì)性分析

根據(jù)國際能源署(IEA)于2016年發(fā)布的報(bào)告顯示[11],600 MW及以上火電機(jī)組的技術(shù)壽命通常為40 a,而較小機(jī)組的技術(shù)壽命為30 a,基本上足夠支持該省份火電機(jī)組運(yùn)行至2049年;另一方面,根據(jù)該省電網(wǎng)公司的規(guī)劃(見表3),省域年度火力發(fā)電量計(jì)劃在2050年時(shí)下降到200億kW·h,因此筆者認(rèn)為該省較早一批的火電廠計(jì)劃于2050年關(guān)停,從而逐步實(shí)現(xiàn)電力結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型?；谝陨峡紤],假設(shè)全省火力發(fā)電量由所有火電機(jī)組共同承擔(dān),且根據(jù)機(jī)組容量大小按比例分配。因此,鑒于CCUS設(shè)備20 a的使用壽命,方案1最初在2022年進(jìn)行CCUS改造的火電機(jī)組僅可在2041年前實(shí)現(xiàn)脫碳,2025年進(jìn)行火電CCUS改造的機(jī)組可持續(xù)脫碳到2044年,2030年進(jìn)行改造機(jī)組的脫碳設(shè)備可持續(xù)運(yùn)營到2049年,因此在2045—2049年按比例僅承擔(dān)年度發(fā)電量的10.79%,即42.31億kW·h,其余非碳捕集電廠所發(fā)出的電量并不納入經(jīng)濟(jì)性計(jì)算的范圍。分別對(duì)1臺(tái)300 MW和1臺(tái)660 MW火電機(jī)組進(jìn)行煙氣分析,取2臺(tái)火電機(jī)組碳排放量的平均值0.88 t/(MW·h)作為經(jīng)濟(jì)性計(jì)算中的參考數(shù)據(jù),根據(jù)該省電網(wǎng)公司提供的年度火力發(fā)電量規(guī)劃數(shù)據(jù),對(duì)該省年度碳排放量及碳捕集量進(jìn)行預(yù)測(見表3)。其中認(rèn)為碳排放總量的90%被CCUS設(shè)備所捕集,僅剩10%的CO2隨煙氣一同排入環(huán)境。隨著該省火電機(jī)組年發(fā)電量的變化,火電年度碳排放量預(yù)計(jì)在2030—2039年達(dá)到峰值3 753.56萬t,此后隨該省電力結(jié)構(gòu)的逐步轉(zhuǎn)型,火力發(fā)電量減少,來自火電的碳排放逐漸減少,基于以上假設(shè),下文對(duì)該省火電機(jī)組應(yīng)用CCUS技術(shù)全流程進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性分析。

表3 西北某省火力發(fā)電量規(guī)劃及碳捕集預(yù)測數(shù)據(jù)

不同改造方案的結(jié)果如圖1和圖2所示。可以看出,對(duì)于方案1而言,由于到2025年和2030年火電裝機(jī)分別增加了698萬kW和132萬kW,因此除去在2022年的125.48億元的初投資外,要想實(shí)現(xiàn)全省火電覆蓋CCUS技術(shù),2025年和2030年須按照當(dāng)年的技術(shù)水平分別投資178.29億元和25.29億元。截至2049年,該省配備CCUS的火電機(jī)組共發(fā)出87 756.48萬MW·h電量,包括初投資、運(yùn)營費(fèi)用及CCUS帶來的收益在內(nèi),項(xiàng)目總凈現(xiàn)值為支出874.09億元,折算為電價(jià)約上漲0.099 6元/(kW·h),總的來看,技術(shù)進(jìn)步帶來的成本下降使得成本曲線趨于平穩(wěn)。圖2表明整個(gè)項(xiàng)目周期中的運(yùn)營費(fèi)用要高于初投資費(fèi)用,且捕集費(fèi)用占比最大,占投資費(fèi)用及運(yùn)營費(fèi)用的51.07%,運(yùn)輸費(fèi)用同樣要高于CCUS設(shè)備初投資;另一方面,當(dāng)驅(qū)油利用環(huán)節(jié)以100元/t出售CO2時(shí),其帶來的收益要接近于碳市場交易的收益。對(duì)于方案2而言,需要在2025年和2030年分別投資278.68億元和25.29億元,截止到2049年,該省配備CCUS的火電機(jī)組共發(fā)出79 955.45萬MW·h的電量,產(chǎn)生了807.26億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.101 0元/(kW·h),各費(fèi)用支出中,碳捕集費(fèi)用占比最大,約為49.58%,運(yùn)輸費(fèi)用略高于設(shè)備初投資。對(duì)于方案3而言,需在2030年投資234.30億元,截止到2049年,該省配備CCUS的火電機(jī)組共發(fā)出77 720.00萬MW·h的電,產(chǎn)生了605.04億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.077 8元/(kW·h),各費(fèi)用支出中,碳捕集費(fèi)用占比最大約為50.27%,運(yùn)輸費(fèi)用略高于設(shè)備初投資。綜上所述,3種方案總的變化趨勢基本相同,受初投資的影響,方案3的成本曲線始終高于方案1和方案2,而方案2的成本曲線又始終高于方案1。

圖1 CCUS不同改造方案的凈現(xiàn)值變化

圖2 CCUS不同改造方案的凈現(xiàn)值分布

1.5 敏感性分析

1.5.1 碳懲罰系數(shù)對(duì)各方案的影響

目前,我國是世界第一碳排放大國,燃煤電廠的碳排放占總排放的34.11%[12],在碳中和、碳達(dá)峰背景下,對(duì)各改造方案進(jìn)行評(píng)價(jià)時(shí)應(yīng)充分考慮碳達(dá)峰約束。各方案在2030年前的碳排放量如圖3所示,方案1由于改造時(shí)間較早,使得全省碳排放量一直處于較低水平,方案2于2025年完成CCUS應(yīng)用后同樣使得全省碳排放量走低,而方案3因?yàn)橹敝?030年才進(jìn)行CCUS應(yīng)用,因此在2030年以前碳排放一直處于較高水平。以方案1各年的碳排放量作為基準(zhǔn),對(duì)2030年之前其他方案多排放的CO2進(jìn)行懲罰,通過對(duì)不同方案間的邊際碳懲罰系數(shù)進(jìn)行定量分析,結(jié)果如圖4所示。從圖4可以看出,由于方案3在2030年前的總碳排放量要高于方案2,方案3的曲線要比方案2更加陡峭,當(dāng)碳懲罰系數(shù)達(dá)到68.44元/t時(shí),方案3開始劣于方案1,當(dāng)碳懲罰系數(shù)達(dá)到113.55元/t時(shí),方案3開始劣于方案2。綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益及國家政策,碳懲罰系數(shù)在68.44元/t以內(nèi)時(shí),方案3最佳,一旦碳懲罰系數(shù)超過68.44元/t,方案1最佳。

圖3 2030年之前不同方案下全省的碳排放數(shù)據(jù)

圖4 碳達(dá)峰約束下不同碳懲罰系數(shù)對(duì)各方案的影響

1.5.2 國家補(bǔ)貼對(duì)各方案的影響

目前的捕集技術(shù)條件下,盡管封存利用的成本高昂,影響項(xiàng)目示范和經(jīng)驗(yàn)積累,但封存的環(huán)境效益非?？捎^。如果項(xiàng)目的環(huán)境效益能夠獲得國家的政策補(bǔ)貼,可以大大改善項(xiàng)目的整體經(jīng)濟(jì)性。如美國政府發(fā)布并不斷優(yōu)化的45Q稅收減免政策,使得CCUS項(xiàng)目在美國得以蓬勃發(fā)展,美國45Q政策作為全球相當(dāng)先進(jìn)的CCUS專項(xiàng)激勵(lì)措施,按照捕獲與封存的碳氧化物數(shù)量計(jì)算抵免額,允許納稅人從企業(yè)所得稅應(yīng)納稅額中進(jìn)行抵免。該政策自從2008年首次頒布,便提出了依據(jù)不同封存利用方式提供10美元/t及20美元/t的CO2抵免額。目前最新的45Q針對(duì)不同類型的CCUS項(xiàng)目提高了抵免值,對(duì)于專門地質(zhì)封存提供50美元/t的抵免值,對(duì)于EOR提供35美元/t的抵免值,對(duì)于非EOR碳利用提供50美元/t的抵免值[13]。這種政策無疑將極大促進(jìn)CCUS產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,在未來,國家的支持也將大大推動(dòng)火電CCUS的應(yīng)用。綜合考慮以上因素,筆者考慮政府補(bǔ)貼,針對(duì)不同補(bǔ)貼力度進(jìn)行敏感性分析。

上述分析中,所采用的CO2封存利用方式為EOR,就45Q政策而言,將提供35美元/t的補(bǔ)貼,折合人民幣約為248.97元/t。不同方案的凈現(xiàn)值變化如圖5所示。就方案1而言,隨著國家補(bǔ)貼的加入,CCUS項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性得到改善,在100～240元/t的補(bǔ)貼范圍內(nèi),項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出874.09億元變成支出272.86～623.58億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS全流程改造引起電價(jià)上漲0.031 1元/(kW·h),盡管補(bǔ)貼達(dá)到240元/t時(shí),仍不能完全抵消初期投資帶來的項(xiàng)目支出,但很大程度上改善了項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性,若同時(shí)結(jié)合其他手段,便能夠?qū)崿F(xiàn)CCUS項(xiàng)目的零減排成本。就方案2而言,隨著國家補(bǔ)貼的加入,CCUS項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性得到改善,在100～240元/t的補(bǔ)貼范圍內(nèi),項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出807.26億元變成支出215.31～560.62億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS全流程改造引起電價(jià)上漲0.026 9元/(kW·h)。就方案3而言,隨著國家補(bǔ)貼的加入,CCUS項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性得到改善,在100～240元/t的補(bǔ)貼范圍內(nèi),項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出605.04億元變?yōu)榱酥С?.65～354.88億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS技術(shù)全流程僅引起電價(jià)上漲0.000 6元/(kW·h),幾乎實(shí)現(xiàn)了CCUS項(xiàng)目的零減排成本。

圖5 不同政府補(bǔ)貼額度下各方案的凈現(xiàn)值變化

2 經(jīng)濟(jì)性提升路徑的提出

由于采用傳統(tǒng)CCUS-EOR路徑所帶來的收益并不足以抵消碳捕集設(shè)備的運(yùn)營費(fèi)用,CCUS全流程仍存在成本過高的問題,為此筆者提出了一種將CCUS技術(shù)與CO2制甲醇結(jié)合的經(jīng)濟(jì)性增強(qiáng)方法。在該路徑中,驅(qū)油利用帶來的收益將被取消,新增甲醇合成設(shè)備初投資、甲醇合成設(shè)備運(yùn)營費(fèi)用、氫氣購置費(fèi)用和甲醇售賣收益4部分,為了精確分析CO2與氫氣合成甲醇對(duì)整個(gè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的提升作用,搭建了甲醇合成系統(tǒng)的仿真模型。

2.1 CO2制甲醇路徑概述

作為具有前景的大規(guī)模儲(chǔ)能載體,甲醇(CH3OH)被廣泛認(rèn)為是一種綠色燃料,一般情況下甲醇是一種能量密度高于煤和石油等化石燃料的液體,因?yàn)槠浜剂肯鄬?duì)較低,所以碳排放量比化石燃料低,且?guī)缀鯖]有NOx和SOx排放。甲醇獨(dú)特的性質(zhì)包括:(1)室溫下為液態(tài),方便儲(chǔ)存和運(yùn)輸;(2)辛烷值高,是一種優(yōu)秀的燃料替代品;(3)甲醇重整合成氣可用于高溫固體氧化物燃料電池,甲醇蒸汽重整產(chǎn)生的甲醇重整合成氣體易轉(zhuǎn)化為富氫合成氣[14];(4)在直接甲醇燃料電池中,甲醇可在環(huán)境溫度下轉(zhuǎn)化為電[15]。目前,天然氣重整技術(shù)是生產(chǎn)甲醇的主要方法,甲醇也可以由不同的物質(zhì)轉(zhuǎn)化得到,例如煤焦?fàn)t煤氣、生物質(zhì)和CO2-氫氣混合物[16-19]。

甲醇合成主要涉及3個(gè)反應(yīng)[20],如式(2)～式(4)所示,其中ΔH為反應(yīng)熱,kJ/mol。反應(yīng)溫度通常在200～300 °C,反應(yīng)壓力為50～100 bar[21],H2和CO2的物質(zhì)的量比為2～3。3個(gè)化學(xué)反應(yīng)共同作用下整體放熱,有利于甲醇合成。由于反應(yīng)向甲醇的單向轉(zhuǎn)化率較低,因此有必要添加尾氣循環(huán)系統(tǒng),從而使轉(zhuǎn)化率得到顯著提高[22]。

(2)

(3)

(4)

2.2 熱力建模

模擬采用Aspen Plus V11軟件,這是一款用于過程分析的商用模擬器。該軟件擁有嚴(yán)格的熱力學(xué)和物理性質(zhì)數(shù)據(jù)庫,為化學(xué)過程研究提供了一種方便、省時(shí)的方法,包括建模、集成和優(yōu)化[23]。甲醇合成的系統(tǒng)仿真模型如圖6所示。被捕集的CO2可在甲醇合成系統(tǒng)的反應(yīng)器中與其他來源的H2混合并加熱至215 ℃合成甲醇,本文所用模型中H2與CO2的物質(zhì)的量比為2.6。在反應(yīng)器中,Cu/ZnO/Al2O3固體催化劑用于增強(qiáng)CO2氫化反應(yīng)[24]。反應(yīng)放熱使反應(yīng)器溫度升高至220 ℃,壓力為8 MPa。反應(yīng)后的混合氣體主要有CO2、CO、H2和甲醇,甲醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為5%。為方便分離提純,混合氣體冷卻后進(jìn)入閃蒸器(閃蒸條件為35 ℃,7.25 MPa)。非冷凝氣體循環(huán)后重新參與反應(yīng),其余部分作為廢氣排放。剩余液體作為粗甲醇,進(jìn)入分餾塔,主要由甲醇和水組成,含有少量CO2和O2。精甲醇經(jīng)過閃蒸和蒸餾后獲得,廢氣處理后排放。表4給出了甲醇合成系統(tǒng)的基本操作參數(shù)。

圖6 甲醇合成系統(tǒng)仿真模型示意圖

表4 甲醇合成系統(tǒng)基本參數(shù)

2.3 經(jīng)濟(jì)性分析

對(duì)某典型660 MW燃煤機(jī)組在額定工況下所捕集的CO2進(jìn)行了合成甲醇的模擬仿真。結(jié)果表明,額定工況下捕集的CO2共126.22 kg/s,甲醇合成反應(yīng)消耗了15.32 kg/s的氫氣,最終得到80.34 kg/s甲醇。目前氫氣及甲醇的售價(jià)大致分別為7 000元/t[25]和4 200元/t[26],因此每1 t CO2因?yàn)镠2消耗和制取甲醇獲得的支出與收益分別為846.04元及2 661.73元,以H2和CO2為原料的甲醇合成設(shè)備通常每產(chǎn)生1 t甲醇需消耗電力0.169 MW·h[22],因此當(dāng)1 t CO2用于合成甲醇時(shí)設(shè)備需要消耗107.57 kW·h的電量,根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會(huì)于2015年對(duì)一般工商業(yè)用電價(jià)格進(jìn)行調(diào)整,當(dāng)前電價(jià)約為0.351 5元/(kW·h)[27],即該路徑下由于電耗帶來的購電成本約為37.81元/t。根據(jù)以上結(jié)果,筆者對(duì)該省全面采用CO2制甲醇路徑的經(jīng)濟(jì)性展開了研究。甲醇合成裝置主要由甲醇合成設(shè)備、甲醇分離設(shè)備、氫氣壓縮機(jī)和冷卻器組成。根據(jù)該660 MW燃煤機(jī)組的計(jì)算結(jié)果,預(yù)計(jì)與電廠配套甲醇合成系統(tǒng)的單位投資為2.86億元/萬kW,考慮到技術(shù)進(jìn)步,認(rèn)為2025年及2030年進(jìn)行投資時(shí)投資成本分別可降至原本投資的90%和80%,而全套甲醇合成設(shè)備的運(yùn)營費(fèi)用被認(rèn)為是設(shè)備初投資的5%。

考慮全省火電裝機(jī)及發(fā)電情況,經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果如圖7所示。可以看出,當(dāng)CO2制甲醇的利用方式分別應(yīng)用于3種改造方案時(shí),由于初期設(shè)備的投資多少及分批投入,3種方案成本曲線的起點(diǎn)為方案3最低,方案1最高,綜合考慮技術(shù)進(jìn)步等因素的影響,方案3的成本曲線要比另外2種方案更加陡峭,且最終的經(jīng)濟(jì)效益要高于另外2種方案。截至項(xiàng)目完整周期之后,方案3的電價(jià)漲幅僅為0.001 6元/(kW·h)。

圖7 CO2制甲醇方式在不同改造方案下的凈現(xiàn)值變化

3種方案的具體成本分布如圖8所示。由圖8可知,方案1中,制甲醇設(shè)備的完全引入需要在2022年、2025年和2030年分別按照該年份的技術(shù)水平投入1 123.14億元、1 795.31億元和301.79億元,考慮制甲醇所消耗氫氣量及制取甲醇所帶來的資本變動(dòng),截至2049年,該項(xiàng)目的凈現(xiàn)值為107.22億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.012 2元/(kW·h)?？偟膩砜?由于大量甲醇售賣帶來的高額收入,項(xiàng)目每年在運(yùn)營等方面始終處于盈利狀態(tài),在眾多費(fèi)用中,由于制取甲醇設(shè)備的引入,整個(gè)項(xiàng)目周期中的初投資費(fèi)用要高于運(yùn)營費(fèi)用,且制取甲醇設(shè)備的初投資占比最大,約占整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)費(fèi)用支出的53.77%,高額的設(shè)備投資使得甲醇制取設(shè)備的運(yùn)營費(fèi)用偏高,且高于捕集和運(yùn)輸方面帶來的其他運(yùn)營費(fèi)用。另一方面,高額設(shè)備投入導(dǎo)致了豐厚的利潤,甲醇售賣所帶來的收益高于設(shè)備投資,約占項(xiàng)目所有可能收益的95.39%,這影響了整個(gè)項(xiàng)目在經(jīng)濟(jì)方面的最終結(jié)果。

(a) 方案1

方案2中,制甲醇設(shè)備在2025年和2030年分別投入2 806.14億元和301.79億元,截至2049年,該項(xiàng)目的凈現(xiàn)值為536.99億元的額外支出,折算電價(jià)上漲0.067 2元/(kW·h)。與方案1相比,方案2利用CO2制甲醇時(shí)并沒有取得好的經(jīng)濟(jì)效益,這主要是因?yàn)轫?xiàng)目最初因?yàn)橹萍状荚O(shè)備而投入了大量資金,這也導(dǎo)致更高的運(yùn)營費(fèi)用,總的來看,制取甲醇設(shè)備的初投資占比最大,約為整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)費(fèi)用支出的56.77%,甲醇售賣所帶來的收益高于設(shè)備投資,約占項(xiàng)目所有可能收益的94.71%。最終結(jié)果表明,雖然方案2經(jīng)濟(jì)效益不及方案1,但相比于利用CO2驅(qū)油,電價(jià)從上漲0.101 0元/(kW·h)變?yōu)樯蠞q0.067 2元/(kW·h),成本支出相對(duì)減少了33%,仍大幅改善了項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

方案3中,制甲醇設(shè)備在2030年投入2 796.14億元,截至2049年,該項(xiàng)目額外支出12.72億元,折算為電價(jià)上漲0.001 6元/(kW·h)。總的來看,制取甲醇設(shè)備的初投資占比最大,約為整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)費(fèi)用支出的56.86%,甲醇售賣所帶來的收益高于設(shè)備投資,約占項(xiàng)目所有可能收益的93.99%,在各因素的共同作用下,若將國家補(bǔ)貼等因素考慮在內(nèi),完全能夠?qū)崿F(xiàn)省域大規(guī)模開展火電CCUS應(yīng)用的零成本減碳。

3 結(jié) 論

(1) 通過經(jīng)濟(jì)性分析可知,方案1中,配備CCUS技術(shù)的火電機(jī)組在其完整的項(xiàng)目周期內(nèi),共發(fā)出87 756.48萬MW·h的電,產(chǎn)生了凈現(xiàn)值為874.09億元的額外支出,折算到電價(jià)約為上漲0.099 6元/(kW·h);方案2共發(fā)出79 955.45萬MW·h的電,產(chǎn)生了807.26億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.101 0元/(kW·h);方案3共發(fā)出77 720.00萬MW·h的電,產(chǎn)生了605.04億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.077 8元/(kW·h)。

(2) 通過敏感性分析可知,受碳達(dá)峰約束,碳懲罰系數(shù)在68.44元/t以內(nèi)時(shí),方案3最佳,一旦碳懲罰系數(shù)超過68.44元/t,方案1最佳?？紤]國家補(bǔ)貼時(shí),在100～240元/t的補(bǔ)貼范圍內(nèi),方案1項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出874.09億元變?yōu)榱酥С?72.86～623.58億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS全流程改造引起電價(jià)上漲0.031 1元/(kW·h);方案2項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出807.26億元變?yōu)榱酥С?15.31～560.62億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS全流程改造引起電價(jià)上漲0.026 9元/(kW·h);方案3項(xiàng)目凈現(xiàn)值從支出605.04億元變成支出4.65～354.88億元,當(dāng)政府補(bǔ)貼最接近45Q政策為240元/t時(shí),CCUS技術(shù)全流程僅引起電價(jià)上漲0.000 6元/(kW·h)。

(3) 采用將CCUS技術(shù)與CO2制甲醇結(jié)合的經(jīng)濟(jì)性增強(qiáng)方法后,某典型660 MW燃煤機(jī)組在額定工況下捕集的CO2共126.22 kg/s,甲醇合成反應(yīng)消耗了15.32 kg/s的氫氣,最終得到了80.34 kg/s的甲醇,最終每1 t CO2因?yàn)闅錃庀暮椭迫〖状挤謩e獲得的支出與收益為846.04元和2 661.73元,因?yàn)轭~外電耗帶來的購電成本為37.81元/t。當(dāng)不同改造方案的CO2都被用于制作甲醇時(shí),方案1的凈現(xiàn)值變?yōu)?07.22億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.012 2元/(kW·h);受初期大批投資等的影響,方案2的凈現(xiàn)值為536.99億元的額外支出,折算電價(jià)為上漲0.067 2元/(kW·h);考慮技術(shù)進(jìn)步等因素,相比于方案1,方案3的額外支出為12.72億元,折算為電價(jià)上漲0.001 6元/(kW·h),若將國家補(bǔ)貼等因素考慮在內(nèi),將實(shí)現(xiàn)零成本減碳。