升级CCUS项目,人员、设备以及相关费用是多少?CCUS产业模式及成本分析


当前,碳捕集、利用与埋存(CCUS)技术作为应对全球气候变化的重要技术途径之一,受到世界各国的广泛关注。国际能源署研究表明,到2050年将空气中的温室气体浓度限制在4.5×10-4以内的所有碳减排技术中,CCUS的贡献为9%左右。因此,全球主要能源研究机构、碳减排倡导组织、以及一些国家和地区将CCUS技术作为未来主要的碳减排技术。一方面,该项技术具有较大的碳减排潜力;另一方面,它与化石燃料系统具有良好的结合度,而且可以被广泛应用于其它行业,如石油开采、机械加工、化工、消防、食品加工和生物养殖等。该文将介绍国内外CCUS的产业发展现状、我国规模集中CO2排放源的特点,分析CO2来源成本与驱油成本界限,并提出缩小成本差距的几个主要途径。

 

国内外CCUS产业发展现状



1.1 CCUS产业各环节技术成熟度

 

CCUS是一项新兴产业,就整个产业链而言,目前还处在研发和示范阶段。但从技术角度看,其所涉及到的捕集、运输和埋存3大环节,均有较为成熟的技术可以借鉴。在捕集阶段,电力行业燃烧后处理技术已较为成熟,所有发电类型均可采用;燃烧前处理技术属新兴技术,虽然发电机昂贵(由于附加的煤气化单元),但捕集成本较低;氧化燃料技术不太成熟,应用较少,比燃烧后处理成本高。工业部门捕集技术成熟度差异较大,发展状况不一,其中从高纯CO2源捕集方面面临的技术挑战较少,相对较为成熟;而低浓度的如水泥、钢铁、炼油等行业的CO2捕集则尚待发展。

 

在运输阶段,运输方式灵活多样,且已在其他行业有较成熟的经验可借鉴。其中,CO2的管道输送正作为一项成熟技术在商业化应用。但需要重点关注的是如果进入大规模推广阶段,该如何制定合理的全局运输规划。


在埋存阶段,石油公司在长期的油气藏勘探开发过程中,已经拥有一支系统、专业化的勘探开发工程队伍,并在地质勘探、钻井、开发领域积累了丰富的实践经验。国内外已开展的一系列CO2驱油的现场应用,为CO2在油气藏和其他地质体的埋存做出了工程实践的样板。目前,国际上也已开展海上盐水层及废气油气田埋存CO2的示范项目。

 

1.2 在执行的CCUS项目特点

 

根据GCCSI的统计,目前世界上共有CCUS项目超过400个,其中年捕集规模在40万t以上的大规模综合性项目有43个(含目前运行、在建和规划的项目)。图1展示了世界大规模综合性CCUS项目分布。可以看出,大规模综合性项目个数及CO2捕集量主要集中在北美和欧洲,占62%;其次是澳大利亚和中国。

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从CO2排放源类型及规模来看,世界大规模综合性项目涉及的排放源有电厂、天然气处理、合成气、煤液化、化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业。其中电厂捕集量最大,占52%;其次是天然气处理,占20%;合成气占14%。

 

在平均单个项目CO2捕集量上,天然气处理、合成气、煤液化及电力行业的CO2捕集规模较大,可高达到(500~850)万t/a,平均单个项目CO2捕集量为(200~370)万t/a;化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业CO2捕集规模相对较小,平均为(90~120)万t/a。

 

1.3CCUS产业模式及驱动方式

 

按CCUS产业捕集、运输、利用及埋存环节的组合关系,可将目前国内外CCUS产业模式分为3类:

CU型:产业环节组合为捕集—利用,即对排放的CO2进行捕集,其捕集的CO2直接利用于化学品、制冷、饮料等;

CTUS型:产业环节组合为捕集—运输—利用+埋存,如美国在Oklahoma运行中的Enid化肥项目,捕集量约为0.68亿t/a,采用陆陆管道运输模式,用于CO2驱油;

CTS型:捕集—运输—埋存,如挪威在北海已运行的SleipnerCO2注入盐水层项目。目前,世界上大规模综合性项目中,美国、加拿大及中东地区以CTUS-EOR产业模式为主,欧洲及澳大利亚—新西兰则以CTS-盐水层及废弃油气田模式居多。


我国运行及在建产项目中,多以CO2利用为主,因此,产业模式多为CU型,部分为CUS型,完整产业链的CTUS相对较少;计划执行的大规模项目中,完整产业链、永久埋存的产业模式CTUS或CTS开始增多。

 

目前,CCUS产业发展的驱动方式主要有5种,分别为:政府及公共基金、国家激励政策、税收(碳税)、强制性减排政策及碳交易等。其中,激励政策包括政府或组织机构投资补贴、税收减免、矿区使用费的优惠、CO2价格担保和政府对投资贷款的担保等。需要指出的是,目前CCUS项目多处在研发和示范阶段,其主要的驱动力来源于政府的资金支持和国家激励政策,以及税收等因素。随着产业的发展,当从示范阶段走向大规模工业化推广和商业化运行阶段,强制性减排与碳交易市场可能成为其主要的驱动因素。

 

1.4国内外CCUS项目特点对比

 

近年来,世界上正在运行的大规模综合性CCUS项目,其CO2主要来源于高浓度的天然气处理、化肥生产及合成气;正在建设的CCUS项目,其CO2主要来源于电厂及制氢企业;计划中的项目,捕集的对象扩展到钢铁、水泥、煤油、化工等行业。项目的CO2捕集规模在(40~850)万t/a,多数大于100万t/a,运输距离0~315km,多数超过100km。从埋存类型来看,在运行及执行项目中有62.5%是EOR项目;正在计划中的项目,CO2-EOR项目比例减少,约占46%,盐水层埋存项目增多。

 

中国CCUS项目与国际比较,其特点是运行及执行的项目中,完整产业链的项目相对较少,规模相对较小,捕集对象类型相对单一,长距离管道运输相对较少,盐水层埋存的项目较少。近十多年,我国相关部门加大对油田CO2驱油与埋存技术发展的支持力度,先后设立了两期国家973项目、863项目和三期国家科技重大专项项目,开展了理论、技术、示范工程攻关,在中国石油、中国石化等石油公司还配套设立科技专项。经过持续攻关,我国无论在理论、技术还是矿场试验方面都取得了重大进展,在吉林、胜利等油田成功建成了CO2驱油与埋存的示范基地。

 

我国规模集中CO2排放源的特点


 

2.1 CO2排放量计算方法

 

依据国际通用的IPCC方法,计算CO2的排放量:

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式中:ECO2为CO2排放量,t/a;EF为CO2排放因子;P为产品产量,t/a;Pc为产品年产能,t/a;a为产能利用系数;T为设备平均利用时间,h。

 

在该方法中,工业生产中CO2排放量区分为燃料燃烧和工艺过程排放2部分。由于将燃料数据和产品数据分开统计,不易反映集中排放源的特点,所以以企业产量和产能为基础,采用同时考虑燃料燃烧和工艺过程因素的综合排放因子,计算点源的排放量,汇总得到总排放量

 

排放量计算中,排放因子的确定是关键,它是为燃料类型、燃烧效率、工艺工程、技术水平、减排程度以及技术进步等诸多因素的函数[21]。中国能源活动排放源设备体系庞大而分散,逐一实测确定受到经济条件的约束,企业公布数据又受到可信度的质疑。因此,该文在计算过程中,对各工业部门分别采用排放因子的平均值(表1)。

 
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2.2 主要行业CO2排放规模及排放量构成

 

规模集中排放CO2的企业主要包括8个行业,分别是热电厂(装机容量较大的企业)、水泥、钢铁、煤化工、炼化、聚乙烯、合成氨、电石等。由图2可见,按排放量排序,我国主要的排放源类型以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,其排放量占总量的92%,其余4类占比相对较小,约为8%。

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按单个企业CO2排放规模对比,煤电企业CO2排放量多在10亿t/a左右,电石、炼油、合成氨及聚苯乙烯企业CO2排放量规模相对较小,几十至几百万吨不等,一般在5亿t/a以内,煤化工、钢铁、水泥行业企业CO2排放量范围很大,一般在(1~30)亿t/a,见图3。

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2.3 规模集中CO2排放源分布特点
 

从这些规模集中CO2排放企业的分布位置来看,CO2排放源的分布与中国人口、经济发展状况大体相一致,主要分布在中国的东部,西部相对较少(图4)。


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1)热电

热电厂属低浓度的排放源,CO2排放浓度在8%~15%,但就排放量而言,是规模最大的CO2排放源,占据了8个行业总排放量的32%。电厂主要集中在我国的东南沿海一带和华北及东北地区。

 
2)水泥

近年来,我国水泥行业发展迅速,其CO2排放量仅次于火力电厂,约占CO2总排放量的22.4%。水泥企业主要分布在我国东南沿海一带经济发达地区和西南地区,在西北和东北地区分布较少。水泥属于低浓度的排放源,其排放浓度大约在11%~29%。

 
3)煤化工

煤化工是一个新型产业,由于中国丰富的煤炭资源,促使了煤化工在我国的兴起,其每年排放的CO2约占总排放量的16.8%。我国的煤化工企业分布也具有地域性,主要分布在产煤大省山西、陕西一带,在新疆也建有煤化工基地。煤化工属于高浓度的CO2排放源,很多企业排放的CO2气体经过简单的处理就可以用于EOR(提高采收率),大大降低了其来源成本。

 
4)钢铁

钢铁企业CO2年排放量约占总排放量的21.2%,成为继热电厂和水泥之后的第三大CO2排放行业。由于钢铁企业需要发达的交通支持,所以钢铁企业主要分布在我国交通比较发达的华东、华南地区。钢铁企业属于低浓度排放源。

 
5)合成氨

合成氨企业每年排放的CO2约占总排放量的2.68%,虽然规模较小,但其属于高浓度排放源,捕集成本和压缩成本较低,具有较好的成本优势,是优先考虑使用的CO2排放源。这些企业主要分布在华东、华南一带,新疆地区也有少量合成氨企业。

 
6)炼化

炼化主要是指石油炼化,我国的炼油能力居世界前三,炼油企业每年排放的CO2量约占排放总量的2.29%,虽然排放量小,所占的比例也较小,但其中部分是属于石油系统内的排放源,资源利用较为便捷。

 
7)聚乙烯

与其他行业相比,聚乙烯企业CO2排放量相对较小,约占总排放量的1.92%。聚乙烯属于中浓度排放源,主要分布在华北地区,在东北和新疆有少量的该类企业。

 

8)电石

电石行业的CO2排放量仅占总排放量的0.73%。排放浓度较高,主要分布在我国的新疆和东北地区。

 

从这些企业的排放特点和规模来看,以低浓度的排放源居多,如电厂、水泥、钢铁及炼化等行业;高浓度及中浓度的排放源相对较少,如煤化工、合成氨、电石、聚乙烯等行业。但总体上,我国几大主要产油区附近均有比较丰富的CO2排放源,其中新疆油田和长庆油田,其周围有相对较多的煤化工、合成氨和电石企业,这些都是高浓度的CO2排放源;华北油田、冀东油田、大港油田周围主要是中浓度的聚乙烯和低浓度的水泥及电力企业;而东北地区的大庆油田和吉林油田周围主要是低浓度的热电厂、炼化和钢铁企业。



CO2来源成本与驱油成本界限



3.1CO2来源成本的构成及影响因素

 

CO2来源成本主要包括捕集成本、压缩成本和运输成本。目前,对电厂及工业企业CO2捕集投资的估算方法主要有3种:工程量法、回归法及规模指数法(规模因子法),该文采用规模指数法。压缩及运输成本的计算采用了美国加州大学Davis分校MCCOL⁃LUMDL和OGDENJM的研究方法。

 

CO2来源成本的主要影响因素包括CO2流量、排放浓度和运输距离。

 

对于CO2的捕集成本,主要影响因素是CO2的排放浓度和流量。如图5所示,CO2的排放浓度越高,捕集成本越低,排放浓度越低则捕集成本越高;当浓度相同时,CO2捕集成本随流量的增大而降低,但影响程度因浓度的高低而不同,当CO2排放浓度较低时,流量的影响更为显著。

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对于CO2的压缩成本,主要影响因素是CO2流量和运输距离。流量对成本的影响趋势为:在一定流量范围,压缩成本随流量的增加而减小,当流量达到一定规模时,由于压缩功率的加大而需增加压缩链,使得投资和运行成本增加,因而造成曲线的跳跃。

 

对于CO2的运输成本,主要影响因素是运输距离和CO2流量。如图6所示,运输成本随运输距离的增加呈幂函数递增,随CO2流量的增加呈幂函数递减,运输距离越长随流量递减速度越快。

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高浓度排放源的CO2来源成本以压缩成本为主,约占90%左右;中浓度排放源的CO2来源成本则以捕集成本为主,约占60%左右,压缩成本占35%左右;低浓度排放源的CO2来源成本以捕集成本为主,约占80%左右。

 

3.2不同油区CO2来源成本估算

 

根据上述CO2来源成本的估算方法,测算不同油田的CO2来源成本。

 

以来源成本最低为原则选用CO2排放源,捕集成本估算结果表明:高浓度排放源在排放点的成本(捕集成本+压缩成本)多小于150元/t,但对于一些排放量较小的排放源,其成本有的也达到250元/t;中浓度排放点的成本多在108~190元/t;而低浓度排放点的成本多在270~420元/t。

 

经运输管道路径优化后,加上运输成本,即为至井口的来源成本。测算结果表明,如果油区附近有距离较近的高浓度排放源,且其排放量可满足油田所需的CO2用量,则其来源成本相对较低,如长庆油田和新疆油田等;如果油区附近以中低浓度排放源为主,且规模相对较小,则其来源成本则相对较高,一般要在200~300元/t以上,见表2和图7。

 
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3.3 CO2驱油承受成本测算

 

测算不同油田进行CO2驱油时所能承受的CO2来源成本,关键参数取值为:油价60美元/bbl、增值税17%、城建税7%、教育附加费3%、资源优惠税0.035%、所得税25%、贴现率12%、特别收益金起征点为油价65美元/bbl、税率20%~40%、实行5级超额累进从价定率计征,折旧年限10年。

 

测算结果见表3所示。各油田CO2驱油(CO2-EOR)对CO2来源成本的承受能力因油田的产量、递减速度、埋藏深度等因素的不同而有较大的差异。约有27%的油田无承受能力,51%的油田虽有一定承受力,但多低于200元/t,只有23%的油田可承受200元/t以上的来源成本。

 
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为了研究影响CO2承受成本的主要因素,设计不同的油价、不同的贴现率、不同的优惠政策、资源税减免等情形,对比分析其影响程度。具体参数取值如下:油价分别为40、50、60、70、80、90、100美元/bbl;贴现率分别为12%、10%、8%和5.58%;优惠政策分别为有无埋存补贴,补贴为15美元/t;有无资源税减免。

 
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图8为C油区不同油田在不同油价时所能承受的CO2来源成本变化曲线。从图中可以看出,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(即承受成本大于零),当油价每增加10美元/bbl,承受成本增加12~92元/t。承受力越高的油田,增长幅度越大;同一油田,油价从低到高承受力增长的幅度(10美元/bbl)也有所不同,65美元/bbl油价以下,增长幅度相对较大,65美元/bbl油价以上,因需缴纳特别收益金,增长幅度减小。

 

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图9为A油区不同油田在不同贴现率时所能承受的CO2来源成本变化柱状图。从图中可以看出,降低投资回报率可增加CO2承受成本。当贴现率由行业收益率12%降为10%,CO2承受成本的增量为2.65~47.38元/t,平均增加26.9元/t;当以社会平均收益8%计算时,CO2承受成本的增量为4.87~99.30元/t,平均增加56.3元/t;当以无风险资金成本5.58%计算时,CO2承受成本的增量为6.87~167.55元/t,平均增加95.2元/t,且原承受力越低,降低贴现率带来的增量越大。


分3种情况分析优惠政策对CO2承受成本的影响,分别为:当前条件下、免除资源税和给予埋存补贴3种情形。对比结果表明,资源税和埋存补贴对CO2承受成本影响非常显著,如果每埋存1t给予一定补贴,或者减免资源税,可以使得一大批原来在技术上可以进行CO2驱油而经济上却没有效益的油田,实现CO2-EOR。

 

3.4 缩小来源成本和驱油承受成本差距的可能途径

 

由上述分析可见,多数油田对CO2驱油的成本承受力低于其来源成本,这之间的差距需寻求技术、政策及市场等方面的途径来填补,才能推进并且实现CCUS的可持续发展。可以通过以下2个方面的途径逐步改善这种状况。

 

1)从CO2来源环节考虑通过降低成本来缩小差距。降低CO2来源成本主要是指排放点的捕集成本,如果将CO2捕集成本降低20%~30%,可使经济可行的油田个数从19%增加到25%~29%,特别对于有低浓度高捕集成本的油田,其对油区经济可行项目的增加效果非常明显。

 

2)从油田埋存环节考虑争取优惠政策。通过减免资源税或给予一定的埋存补贴,能够大幅度提高国家CCUS的发展规模,尤其在低油价时影响更为显著;而且对于一些油区,必需依靠政策扶持才能开展。例如,当免除资源税和给予埋存补贴时,可使成本差值大于零的经济可行油田个数从19%分别增加到32%、43%。

 

如果能够同时实现降低CO2来源成本和免除资源税或给予埋存补贴的优惠政策,二者的双重作用将可以大幅度缩小成本差距,使经济可行的油田数量有较大幅度的增加,有望将经济可行油田数量从原来的20%左右提高至50%以上。

 

结论



1)对比分析了国内外CCUS项目的技术成熟度、类型、分布、规模、特点,以及CCUS产业模式和产业驱动方式。

 

2)我国规模集中排放CO2的企业主要以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,约占总排放量的92%。按浓度划分,以低浓度的电厂、水泥、钢铁及炼化行业的排放源居多,高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少。

 

3)CO2来源成本由捕集成本、压缩成本及运输成本3部分构成,这3项成本均受捕集规模的影响,而捕集成本还与排放源浓度密切相关,高浓度排放源以压缩成本为主,低浓度排放源则以捕集成本为主。多数油田对CO2驱油的成本承受力都低于其来源成本,可通过技术、政策及市场等手段缩小其成本差距。

(文/胡永乐 郝明强,中国石油勘探开发研究院,油气藏评价与开发)

  

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