电场CCUS项目改造和升级：燃煤电厂CCUS的成本降低潜力
摘要
2015年《联合国气候变化框架公约》(UNFCCC)《巴黎协定》将全球平均气温上升的幅度限制在远低于工业化前水平的2°C以下。为了实现这一目标，必须使大规模、排放密集型、工业和发电过程显著脱碳。如果不加速碳捕获、利用和储存(CCUS)在各种应用领域的商业规模部署的进展，就无法实现这一规模的减少；工业过程，如钢铁和水泥制造；化石燃料衍生的氢气生产；以及生物能源生产。在2018年世界能源展望(WEO)的最低成本情景下，国际能源机构(IEA)估计，CCUS可能占2060年所需累积减排量的13%。政府间气候变化专门委员会(IPCC)的第五次评估报告得出结论，如果没有CCUS，实现2°C的限制将是成本的两倍多，相当于全球累计国内生产总值的3%。
煤炭占全球二氧化碳排放量的很大比例（见图1），根据国际能源署2018年全球能源展望(WEO)的新政策方案，预计到2040年，煤炭将占一次能源总需求的22%。全球现有的燃煤发电船队中，有超过三分之一的历史还不到10年，新的燃煤电厂至今仍在继续建设。对投资回报的渴望将阻碍这些设施提前退休。
图1：1990-2018年按排放来源分列的全球能源相关二氧化碳排放量
可再生能源技术（特别是太阳能和风力发电）的成本和性能最近取得了显著的提高。使用可再生能源和替代能源进行的低排放或零排放发电对于达到2°C的限制至关重要。然而，我们根本不能放弃CCUS。发展中国家的人口和经济快速增长，加上相关的难以减少但必要的部门，如钢铁和水泥制造；惊人的森林砍伐率；不断增长的农业活动都扩大了全球减少温室气体(GHG)排放的努力和2°C途径之间的差距。到2060年，整个能源部门将需要减少约760吨的二氧化碳，这相当于2017年20多年来产生的所有能源相关排放水平。因此，每一项减排技术对于加快国际上降低大气二氧化碳水平的努力都至关重要。此外，研究表明，热煤电厂可以通过与生物质结合CCUS(BECCS)作为负排放策略，提供大气二氧化碳的降低（见图2）。
图2：通过在发电厂中大规模部署CCUS来减少二氧化碳的排放量
在2016年发布的一份报告中，煤炭行业咨询委员会(CIAB)国际能源署，题为国际承诺CCS：政策和激励使低碳能源的未来，鼓励政府推进政策支持鼓励更高的CCUS部署的工业和电力部门，以满足2°C的目标。这些建议在本报告中得到了加强，可分为四类：
通过实施政策，使投资资本能够获得基于市场的回报率，从而刺激CCUS市场的吸收。
支持项目开发，缩小早期项目的商业差距，加快CCUS的吸收。
使项目资金能够在财务上降低早期CCUS项目的风险。
通过资助竞争前的技术和知识开发，推进下一代CCUS技术。
此外，在2017年CIAB的一份报告，题为国际承诺CCS：优先行动使CCS部署，案例研究在美国、英国、澳大利亚和中华人民共和国被认为是详细为其他政府提供政策教训和加强2016年CIAB报告的建议。
目前存在一个降低CCUS成本的机会。本报告探讨了降低资本和运营成本的途径。降低成本将提高CCUS对减轻排放的经济可行性，特别是对燃煤发电。迄今为止，在燃煤发电站安装第一代CCUS装置所取得的非凡工业经验已经大大降低了成本。
事实上，燃煤发电部门的CCUS与其他减排方法相比正变得具有成本竞争力。提供了现实世界的例子，以协助制定适当的政策和其他对以必要的速度推进CCUS至关重要的驱动因素，包括：
加拿大的萨斯克电力边界DAM CCS设施是燃煤发电站的第一个大型燃烧后CCUS装置，于2014年开始运行。当时，据估计，根据调试和早期运行的学习，可以为下一个类似规模的CCUS设施至少节省30%的成本。
位于美国德克萨斯州的PETRA NOVA工厂是一个燃煤电厂的工业规模的CCUS装置，于2017年开始运行。它还使人们对提高成本绩效的主要驱动因素有了更好的理解和信心。
2018年，SHAND CCS对萨斯克电力公司300兆瓦燃煤发电站的燃烧后CCUS改造的可行性研究估计，下一代CCUS作业每吨二氧化碳可节省超过60%的资金。在此，我们从资本成本节约、运营成本节约、业务案例改进和财务/政策选择等方面考虑了这些成本改进的来源。
迄今为止，大多数大型CCUS安装都已在其他部门进行。必须扩大这些机会，其中最迫切的是进入燃煤发电领域。现有的项目为未来的CCUS设计和开发提供了重要的经验教训；许多项目将导致大幅降低资本和运营成本。迄今为止的工作已经成功地证明了规模和其他因素的有利经济效益，以降低二氧化碳捕获的成本。技术的进步将导致成本的进一步提高。因此，本文强调了很有前景的新技术，包括膜捕获、氧燃料燃烧和BECCS。CCUS部署的持续进展将依赖于以下方面：
提高理解和知识。结合技术专业知识，以更好地理解成本节约和二氧化碳捕获的设计改进，以继续促进进展。
减少了关于共享传输和存储的不确定性。促进对发展有关运输和储存部件的主要基础设施的必要投资，包括更好的物流规划。
加强了政策和财政支持。必须作出国际承诺，建立支持性政策和创新的融资机制，使CCUS发展成为一个成熟的行业。
继续投资于新技术的研究和试点项目，以及商业交流会的部署。过去几十年来，在研究、试点和示范方面的大量投资必须继续下去，而且确实必须继续增加，以帮助减少与低排放燃煤发电技术相关的投资风险。这将加快技术开发周期。研究对于独立和客观的分析、生成数据和开发专业知识，以加速设计、允许和运行使用当地条件下特定的黑色和棕色煤的新燃煤电厂也是至关重要的。
CCUS在发电部门的应用是本报告的主要重点。到2020年，全球将有超过20个商业规模的CCUS项目在运行，每年有超过37万吨的人为二氧化碳被捕获并进行地质储存。CCUS并不是一项新事业，但在燃煤发电行业却很少见，迄今为止只有两个商用的CCUS装置在运行。为了履行《巴黎协定》中的承诺，20国集团国家为了减少全球与能源有关的排放，需要高度重视在CCUS中的深度投资。由于缺乏可用的技术替代品，许多类型的基于化石燃料的发射密集型工艺将需要CCUS来实现2°C的目标。CCUS是向可再生能源和替代能源过渡的关键推动者，也是具有经济意义的继续使用化石能源的绝对关键组成部分。它将促进现有的化石能源基础设施和工业运营的继续使用，在一个碳排放有限的世界里，我们目前没有其他选择，比如石化生产。
最近，与燃煤发电和相关能源工业开展的商业CCUS项目的步伐和进展得到了欢迎和鼓励的改善。实施先发项目的收益导致了后续项目的成本节约策略。值得注意的是,
考虑到每吨二氧化碳的成本，煤炭发电部门的成本已经与其他形式的减排具有竞争力。
对提高知识、理解和关键的专业知识的明确和积极的承诺是显而易见的。这将不可避免地导致煤炭发电行业的环境性能的持续改善。保持或理想情况下增加商业CCUS应用的势头将为实现巴黎协议的2度目标做出有意义的贡献。
碳捕获储存一瞥
加速CO₂减排
来自工业或能源工厂的二氧化碳(CO₂)排放物的来源。通过碳捕获和存储（CCS），大量的CO₂将被捕获、回收和永久存储。
捕获率可能超过烟气中CO₂的90%，然后被捕获，然后被压缩成致密相液体，便于运输。
CO₂是通过管道运输的。根据CCS项目所在地区的具体需要，CO₂也可以通过卡车、铁路或船舶进行运输。
CO₂被送到地下深处进行：
用于增强石油回收率(EOR)——CO₂被回收，并最终永久安全地储存在耗尽的石油/天然气地层中。
永久存储在多孔储层岩层颗粒之间的微观空间中——深度超过1公里，上面是致密的不渗透的“帽岩”层，确保了CO₂无限期地留在那里
测量、监测和验证(MMV)——实施严格和敏感的MMV设备和程序，可检测地下CO₂压力和浓度的变化，以确保羽流在可接受的一致性范围内增长，并永久保持在注入地层内。此外，还应定期完成地表监测，以确保没有CO₂泄漏到与注入或地表CO₂操作相关的大气、地下水或土壤中。
深砂岩地层在其单个砂粒或孔隙度之间有微观空间，这使得它能够容纳高盐度的水——盐度是海洋的10倍。由于这种非常咸的盐水的存在，地质学家将这种类型的地层称为含水层。*
与工业发电厂相连的碳捕获设施的组件
全球气候变化对CCUS至关重要
巴黎协议
在2015年12月举行的2015年联合国气候变化会议(COP21)会议上，197个国家的政府通过了《巴黎气候变化协定》1。《巴黎协定》承诺，签署国共同承诺“保持全球平均气温上升远低于工业化前水平2°摄氏度，并努力将气温上升限制在1.5°C...”。该协议寻求在本世纪下半叶平衡温室气体(GHG)的来源和汇，有效地要求净零温室气体排放。如果没有国际上对碳捕获、利用和储存(CCUS)的承诺，它的目标将面临重大风险2。根据政府间气候变化专门委员会(IPCC)的数据，如果没有CCUS3，实现2°C的目标估计是成本的两倍多。要达到1.5°C的排放量，就需要大规模的净负排放，而这只有通过生物能源CCUS(BECCS)、直接空气捕获(DAC)和生物隔离（例如造林）才能实现。
在实现如此大大减少温室气体排放方面，国际社会尚未取得重大进展。必须以提供可靠和负担得起的能源的方式进行大量的碳减排，同时支持维持和改善生活水平所需的经济发展，特别是在发展中国家。加快努力提高能源效率和部署低排放能源和工业技术组合也至关重要。
来自国际能源机构的影响：对CCUS的需要
为了实现《巴黎协定》的目标，CCUS项目实施的速度和频率必须迅速增加，并结合其他清洁能源技术的商业部署，包括应用于燃煤发电部门的CCUS。国际能源机构(IEA)2017年和2018年的世界能源展望(WEO)的报告充分清楚地说明了这一点。WEO模型清楚地表明，到2040年，煤炭将继续满足全球能源需求的12%至22%。
来自燃煤发电站的低成本、可靠的能源将仍然保持高需求，特别是在发展中国家。这些国家日益增长的能源需求将导致继续使用现有的发电船队，并可能需要建设新的发电设施。全球现有的超过三分之一的燃煤电厂使用年限不到10年。鉴于已经部署的金融资本规模，指望这支舰队过早关闭是不现实的。
因此，在现有和新的燃煤发电设施中安装CCUS的显著增长将对实现2°C的目标至关重要，也是本报告的中心重点。
2012年，国际能源署估计，到2020年将需要12 GW的CCUS支持发电厂，到2030年将需要215 GW，到2050年将需要664 GW，以保持实现2°C目标的途径6。然而，由于在规划阶段只有少数项目，截至2019年没有一个新的CCUS型电厂正在建设，只有两个现有的电厂在北美运营，即使到2024年也不可能实现第一个目标。因此，在燃煤发电站部署CCUS改造的需求变得更加迫切。此外，要实现将气候变化限制在2°C以下这一更雄心勃勃的目标，就需要大幅增加努力，以实现更高的CCUS部署率，以及可再生和替代能源电力的安装。CCUS与生物能源(BECCS)和其他应用的快速增长也对有助于实现二氧化碳减排至关重要。
对CCUS的国际承诺
目前，国际上对CCUS的承诺是脱节的。一些政府满足新清洁能源部长级(CEM)CCUS倡议7（见图3）或长期碳封存领导论坛8，而各种公司和组织的联盟已经形成计划如石油和天然气气候倡议9，碳捕获联盟10和碳利用研究委员会11在美国。这些努力的核心是发展CCUS的共同任务。美国已经改善了CCUS的经济效益，最近有了积极的改变，对45Q的税收抵免，这导致了两党对CCUS的强烈支持。然而，没有国际协调力量来提供激励和资金来支持更迅速地采用这项技术。
图3：清洁能源部长级CCUS倡议的关键信息，“共同加速CCUS——资助清洁能源难题的关键部分”（2019）
CCUS技术可以以适当的速度和规模部署，以促进实现《巴黎协定》的目标。这将需要有意义的公共政策的激励和支持，使部署轨迹与2°C目标相一致。必须紧急制定稳健、设计良好的政策，以推动有意义的行动。
对其他低碳能源技术所存在的同样的公共政策支持和政治承诺并不存在。
政府与工业界协调，制定设计良好的政策，将消除阻碍公共和私人银行为设计良好的CCUS项目融资的障碍，从而使CCUS项目以必要的速度部署，以实现有意义的全球温室气体减排。
在燃煤发电站的第一代CCUS项目中获得的经验
向成功迈进
虽然CCUS已经是一项减少排放的低成本技术，但特定的CCUS燃煤发电部门项目的成本可以降低到远低于此前预期的水平。更深入地了解与CCUS相关的各种成本及其减少这些成本的相关驱动因素，将使决策者和金融界对CCUS实现必要的温室气体减排的潜力有更大的信心。
目前的碳捕获技术是基于R.R.Bottoms在20世纪30年代开发的天然气甜味工艺。最近对基本过程的创新变化已在全球的工业和燃煤电力设施中开发和部署。
虽然CCUS在天然气处理之外的使用通常是在第一流的或高价值的利基应用中，但碳捕获技术的技术可行性已经得到了清楚的证明。此外，经过几十年的工业规模二氧化碳提高采收率(EOR)业务的经验，二氧化碳运输行业已经成熟。在存在合适的地质条件的情况下，也已证明了在地下安全储存二氧化碳的能力，并实施了必要的操作和监测实践。这些关键因素验证了第一代CCUS技术作为一种已被验证的技术。然而，与任何新技术一样，未来几年商业规模的实施所带来的进一步创新将取得重大进展、相关资本和运营成本的降低。
燃煤发电站上的两个第一代工业规模的燃烧后CCUS装置提供了实际经验、学习和知识，从中可以得出有关资本和降低运营成本方面的结论。这些操作包括：
萨斯克电力公司的边界大坝3单元CCS设施(BD3)，一个位于燃煤发电站的商业CCUS装置，于2014年10月开始运行；和
NRG的佩特拉Nova设施，是一个更大的CCUS设施，位于一个燃煤发电站，于2017年开始商业运行。
在燃煤发电设施萨斯克电力公司的边界大坝3单元CCS设施中演示CCUS
位于加拿大萨斯喀彻温省的BD3项目率先采用了大规模的二氧化碳捕获器进行发电，作为世界上第一个完全集成的CCUS设施，设在燃煤发电站。该设施的名义捕获率为每年100万吨(Mt)的二氧化碳。BD3设施包括二氧化碳捕获、压缩和传输。BD3捕获设施与主机电厂完全集成，它从那里获取蒸汽和电力需求。BD3作业生产的二氧化碳用于附近的强化采油(EOR)作业，同时也在蓄水池提供注入和永久地质存储，这是一个现场二氧化碳测量、监测和验证(MMV)项目，位于3400米深的深盐含水层。
位于萨斯喀彻温省埃斯特万附近的萨斯克电力边界大坝发电站的BD3捕获设施的鸟瞰图（由：国际CCS知识中心提供）。
BD3上的CCUS故事是未来CCUS项目的重大进展和灵感来源之一。这一成功的安装为大量降低资本和运营成本铺平了道路，同时提高了效率，以进一步改进下一代CCUS安装。此外，在2019年，该设施庆祝了一个重要的里程碑——自启动以来，累计捕获和注入了300万吨的二氧化碳。随着稳定运营的实现（见图4和图5），BD3的下一个重点已经成为提高运营效率和降低成本。
图4：BD3碳捕获设施的性能：基于从2014年10月启动至2019年7月的捕获设施的每年可用性的可靠性
图5：BD3碳捕获设施的性能：从2014年10月至2019年启动时捕获的累积二氧化碳
国际CCS知识中心继续分享从BD3的实践经验中进行的实际学习。它的主要作用是提供基于经验的指导，以帮助显著降低未来CCUS设施的风险和成本14。
NRG的Petra新星设施
佩特拉新瓦瓦教区站的碳捕获设施(由NRG能源公司提供)。
2017年初，位于美国德克萨斯州的佩特拉诺星工厂开始全面运营。它的名义捕获率是每年14万吨的二氧化碳，通过EOR在位于教区县15的燃煤电厂130公里的油田储存。
与BD3类似，Petra Nova捕获工厂使用一种专有的胺溶剂从燃煤电厂主机的烟气中去除二氧化碳。然而，佩特拉新星捕获二氧化碳滑流的烟气之前排放到大气中，而不是整个数量，并使用一个特制的，燃气涡轮产生所需的蒸汽和动力捕获过程，而不是把能量从主机发电厂16在BD3。
该项目采用了行业合作伙伴的方式，直接生产和销售由二氧化碳注入的石油，而不是将二氧化碳出售给石油运营商，这增加了项目的风险概况和潜在的回报。所有在佩特拉新星捕获的二氧化碳都被用于EOR。
降低了CCUS的成本
近年来，许多研究和相关研究根据迄今为止所进行的CCUS项目所开发的重要知识，考虑了CCUS17,18的预期成本节约。例如，人们普遍认为，实现显著降低成本的主要驱动因素是以大规模19部署CCUS。虽然早期的成本降低战略是基于试点和研究项目所取得的增量改进，但现在基于商业规模部署的实际理解越来越深入，以更好地评估协同研究的潜力，以提高未来CCUS设施的性能。尽管如此，持续的试点和研究项目正在提高有关创新现有技术和进一步发展新技术的潜力的知识。
图6：第一代CCUS(BD3设施)与第二代CCUS(Shand可行性研究)相比，捕获工厂资本成本降低了67%
工业技术进步的特点是，根据用于改进后续世代设施的设计和经营做法的早期经营活动中所吸取的经验教训，提高效率、降低资本和降低经营成本。第一代项目如果重复使用从早期运营中获得的专业知识和受过教育的事后见解，通常预计可以节省20-30%左右。最近的一项可行性研究CCUS改造由国际CCS知识中心萨斯克电力尚德发电站表明，应用知识从BD3在更大的规模可以实现减少67%的资本成本每吨二氧化碳捕获基础20（见图6）。此外，CCUS的成本可能会随着未来一代技术人员的部署而下降。
虽然改造后的CCUS设施不能精确复制，但了解与以前部署的CCUS设施的共性可以指导开发考虑。委托人尚德可行性研究中考虑的因素包括位置、空间的可用性和设施的蒸汽循环设计。其他因素，如规模、模块化、简化和从BD3中吸取的其他教训，直接促进了估计的成本降低。
CCUS项目只能获得足够的融资和政策支持，这是由于一个引人注目的商业案例，该案例可能包括利用现有和公共基础设施，适当评估可调度电力对电力系统的贡献，以及降低资本和运营成本等好处。本报告的平衡总结了可能加强煤炭发电部门CCUS项目部署的关键驱动因素。
资本成本降低
碳捕获设施的资本成本占第一代燃煤电厂CCUS改造设备捕获总成本的一半以上。利用从这些设施的设计和操作中获得的经验，将直接有助于改善煤电工业未来部署的CCUS设施的经济效益。
扩大CCUS工厂的规模
规模经济是公用事业行业的基本驱动因素。较大的设施通常比较小的设施更经济有效。最初的BD3燃煤发电机组在改造前的额定功率为150兆瓦（总功率），其大小适合其区域电网需求要求。然而，以全球标准来看，该部门规模很小。现有最大的燃煤发电装置通常额定功率为1100兆瓦或更高，二氧化碳的减排潜力要高得多。尚德可行性研究是为了支持300兆瓦燃煤机组的第二代CCUS设施的设计，预计年捕获能力超过200万吨，是BD3捕获厂能力的两倍。Shand可行性研究表明，由于电力单元的规模更大，在每单位二氧化碳捕获的基础上可以显著降低成本。
发电厂的排放水平是其发电能力和效率的函数，这直接影响到其相关捕获设施的规模。更大的单位通常会产生更多的排放。由于规模经济的原因，将捕获能力增加两倍并不一定会导致捕获设施的成本增加一倍。尚德可行性研究表明，增加总体捕获能力，加上捕获设施成本的边际增加，可能导致捕获成本的降低。
现场布置和模块化
一个新的CCUS设施的布局和空间的可用性是重要的设计考虑因素，因为最小的占地面积可以降低资本成本。如果不能将捕获设施放置在靠近电力装置的地方，将会增加互连的长度，从而增加材料成本，增加设施集成的复杂性，从而降低操作效率。尚德基地最初被设计用来容纳第二个没有建造的电力单元。这导致了最小的站点拥塞（参见图7）。采用这种选址策略，使早期的设计概念能够最佳地将能源密集型的工艺单元放置在电厂旁边。锅炉房旁边的二氧化碳吸收塔，锅炉房/涡轮房墙旁边的二氧化碳解吸机，发电机旁边的二氧化碳压缩机是可能的。这种对准尽量减少了烟道管道、蒸汽管道和电气连接的互连长度，从而显著降低了材料成本。此外，连接这两个工厂可以通过启用共用电梯和楼梯井来降低人员出入成本。BD3和Petra Nova项目拥有更密集的场地，使其捕获设施的选址复杂化，导致成本增加，提高性能的机会减少。
图7：带碳捕获装置的SHAND发电站概念图
主要基础设施项目的模块化建设作为控制劳动力和材料成本的有效手段，已被工业界广泛接受。虽然模块化可能并不总是可能的，但结构钢、设备、管道、电气和仪表设备的场外组装已被证明可以显著提高生产率，降低旅行成本，并缩短现场施工时间。这种方法还提供了全球的低成本劳动力池，同时确保降低成本满足标准，减少更少的电厂现场干扰。
增加捕获能力
在CCUS设施中的二氧化碳捕获的百分比是通过捕获过程从烟气流中的总二氧化碳中分离或去除的二氧化碳的量。燃烧后捕获通常是针对90%的捕获率；然而，一些设施可能会选择较低的捕获率来满足监管或其他要求。当它被批准建设时，预计适用于BD3设施的管辖权温室气体排放法规，但不确定。决定在BD3中选择90%的设计捕获率是基于技术上可实现的最佳减排，并相信这应该满足即将到来的法规。
BD3碳捕获设施位于萨斯喀彻温省埃斯特万附近的萨斯克电力边界大坝电站（由：国际CCS知识中心提供）。
最近的一项研究表明，在烟气排放流中捕获不到90%的二氧化碳可能会增加最先进技术的每吨捕获成本21。此外，对所提出的Shand CCUS设计的敏感性研究表明，与90%的捕获率相比，95%的捕获率提高了成本。关于燃烧后捕获的研究表明，增加捕获率在90%以上具有成本效益，并有助于降低成本22。当烟气向上通过吸收塔时，二氧化碳分子被吸收剂从烟气中去除。吸收塔顶部的烟气二氧化碳浓度最低。存在一个临界点，超过这个临界点，吸收剂就越来越难与烟气中降低的二氧化碳水平发生反应。除此之外，由于捕获二氧化碳的剩余成本会产生过多的额外成本（即与柱高度的增加和/或柱内表面积的增加相关的成本），捕获设施的经济性会降低。研究正在进行中，以更准确地确定相关的引爆点，以设定给定设施的目标捕获率。
主机电源单元的效率增加
火电厂的排放强度范围广泛，与其类型、年龄和效率有关。例如，安装了旧技术的燃煤电厂通常在较低的主蒸汽压力和温度下运行，这受其最初设计时经济可用的材料和技术的限制。这些旧装置的典型排放强度可超过1200吨二氧化碳/千瓦时。Shand电站是一个亚临界的褐煤燃烧装置，其排放强度约为1,100tCO2/GWh。一个现代化的、先进的、超超临界的工厂，通常被称为高效的、低排放的，或HELE，其排放率可能低至670tCO2/GWh23。新旧煤电装置之间的排放强度减少了大约三分之一，这直接影响了捕获装置的所需规模。这减少了CCUS改造设施的寄生电力损失和资本成本。
优化CCUS操作
对火电厂运行的可靠性和能力的要求与其相关的碳捕获装置的要求有很大的不同。火电厂必须在各种运行条件下保持其高可靠性和高容量供电的能力，如极端天气、燃料质量变化和设备问题。
尽管在高可用性级别下的长期捕获是捕获设施的操作目标，但在任何给定的时间点上完全或部分减少二氧化碳捕获的能力是可取的，并可能有助于显著节省成本。捕获设施的冷却系统的大小是一个需要考虑的有用的例子19。与其设计冷却系统以满足一年中最热到最冷的要求，一个更窄的环境温度范围可能有利于更小的系统尺寸和相关的成本节约。利用这种设计策略，可以减少二氧化碳捕获，以管理冷却能力不足的时期。鉴于相关的资本成本节约所提供的优势，对年度捕获量的总体净影响可被视为可接受的。
根据区域电网的供求情况，能够以可变负荷供电的火电厂是非常有价值的。捕获设施能够跟踪火电厂的变化，同时继续全负荷捕获二氧化碳，这是总体减排的关键。随着热发电站减少输出，其效率降低，从而导致二氧化碳发射强度增加。在这些条件下保持捕获设施操作的能力将减少可变负荷的排放影响，同时减少烟气量。捕获设施通常根据全负荷烟气量设计的。因此，在减少负载时，捕获设施将能够以增加的总体速率捕获二氧化碳。
CCUS供应链的发展
发达的供应链增加了竞争，刺激了创新，降低了技术成本，最终对资本成本产生了积极的影响。CCUS供应链的发展将取决于为二氧化碳市场建立一个有利的格局，在这个市场下，供应商将有信心安装许多未来的CCUS项目，以促进供应链的增长。
发达的供应链的特点包括：
供应在合理时间内满足需求的所有设备，如包装、热交换器、压缩机和相关原材料；
设备供应商之间的适当竞争将推动效率、创新并最终降低成本；和
标准化和大量的供应商订单，这将使制造商向有效的生产规模扩张。
佩特拉诺瓦教区发电站的碳捕获设施(由NRG能源公司提供)。
降低运营成本
由于几个原因，CCUS型燃煤电厂的运行成本通常高于传统的热电厂。首先，需要额外的能量操作捕获和压缩系统减少电厂的净能量输出的完全集成的设计，如BD3，或引起额外的操作成本如果一个单独的外部能源供应源安装，如佩特拉新星。第二，由于溶剂、化学试剂、催化剂的消耗和废物的处置而产生进一步的经营费用。最后，需要更多的工作人员来操作和维护捕获设施。第一代CCUS工厂提供了对现实世界操作的具体理解。这些设施面临的早期挑战突出了在降低运营成本方面可以取得最大收益的领域。
胺降解
现有的燃烧后捕获装置通常使用的溶剂是基于胺的，它在低温下选择性地与二氧化碳结合，并在加热时释放纯二氧化碳。溶剂不断循环，反复捕获并释放二氧化碳。胺分子在长期使用过程中容易分解或降解，侵蚀捕获效率，需要用新鲜的溶剂去除和替代。取代降解胺的成本具有重要的可操作价值成本影响24，并代表了胺基捕获系统的一个基本操作风险特征。广泛的试点使用相同的烟气和溶剂组合来量化胺降解的风险被认为是适当的CCUS设施设计的标准做法25,26,27,28，以确定在开发CCUS项目的业务案例时胺维护的预期成本。不幸的是，这种风险缓解战略增加了开发成本和CCUS部署的时间框架，这导致了大量的行业驱动的研究，旨在确定加速胺降解的来源和潜在的缓解战略29。技术供应商的重点是减少胺降解的影响和管理胺质量的相关成本。但是，工业规模设施的项目必须进行额外的工作，以确保相关的成本降低。
碳捕获测试设施位于萨斯喀彻温省萨斯克埃斯特万附近的尚发电站(由：SaskPower提供)
维修费用
第一代CCUS设施在建造时并没有获得运营经验。因此，该设施的维护要求没有被纳入设计之中。根据实际操作，以及优化操作设备的有效策略，对维护对新设施的设计和运行成本的影响有了更深入的了解。
维护成本通常通过提前计划得到严格控制。紧急维修工作的费用可能比计划维修的费用高出很多倍。计划外的工作往往导致需要关闭CCUS工厂，从而降低总体捕获率。为了避免这种情况，可以在关键的设备上部署冗余，如关键的热交换器，以提高设施的运行可靠性。这种方法使重复设备能够继续正常运行，而现有工厂工作人员对受影响的设备进行现场维护，从而大大降低了CCUS设施的运行成本。
在定期维护期间，在BD3发电机内部（由国际CCS知识中心提供）。
热能优化
操作二氧化碳捕获过程所需的能量包括：1)用于溶剂再生以释放二氧化碳的热能，以及2)用于二氧化碳压缩的电能。一个完全集成的捕获设施从主机电厂获取能源需求，如BD3的情况。或者，还可以建造一个专门建造的辅助发电厂，为部署在佩特拉新星的捕获设施提供服务。
一个完全集成的燃烧后捕获操作所遇到的关键挑战之一是，最大限度地减少捕获设施的能源需求对宿主电力设施的影响。从发电厂获取能量会造成发电损失或“寄生负荷”，从而减少发电厂的净功率输出。所需热能的数量和来源对电厂的运行效率和灵活性至关重要。相当大量的研究和技术开发将二氧化碳捕获过程的能量需求最小化，导致商业专有溶剂，如BD3和PetraNova使用的溶剂，与传统胺相比，提供了高达30%的能源需求。
热能的来源对总体捕获成本有影响。考虑BD3和Petra新星的比较是有用的。如果从主火电厂提取蒸汽，如BD3，机组的发电能力就会下降。此外，可以更换汽轮机的部分，以优化蒸汽提取压力，而不施加节流损失，以使在满负荷下提供峰值效率20。此外，可用蒸汽的数量，虽然不是线性相关的，但通常将遵循二氧化碳捕获设施的需求。
萨斯克发电站碳捕获试验设施内的除氧器(由：SaskPower提供)
在佩特拉诺瓦的情况下，在一个辅助，热电联产，天然气燃气轮机提供蒸汽为二氧化碳捕获，它可能很难独立分配两个动力单元。此外，不能在不降低效率的情况下，保证满足电网对新燃气轮机的需求，因为燃煤电厂减少了其负荷，以应对每日调度的变化。这种安排的一个好处是，电厂缺乏工作减少了宿主设施的停机时间，并降低了项目需要更新环境许可证的可能性。
从这一比较中可能得出的结论是，从现有电厂提取蒸汽的影响最小，并为新的CCUS设施提供最灵活和最经济的选择20，但可能需要考虑对机组环境许可的影响。
水消耗
大多数商业经营都考虑了供水和使用对环境和成本的影响。热电厂。缺乏适当的供水可能会限制或停止某一特定地点的扩建，大多数发电厂已经开发到没有额外供水的地步可用于冷却目的。一个CCUS系统可以被设计而不需要额外的水来支持设施的冷却要求，通过使用干式冷却和湿式冷却的组合从烟气冷凝中采购它20。这种有目的的水再利用减少了来自发电厂现场的工艺废物量，从而降低了相关的处理和处置成本。在燃烧高湿度燃料的发电厂中，这种节约成本的机会更高。
萨斯克电力发电站的蒸发冷却塔(由：SaskPower)。
压缩效率
二氧化碳压缩需要给电厂施加大量负荷的能量。BD3处的压缩功率占与CCUS设施相关的电力输出损失的三分之一以上。BD3和Petra Nova的二氧化碳捕获工厂为全负荷运行进行了优化，每个工厂都采用了一个单一的、综合齿轮的二氧化碳压缩机，在全负荷下实现最佳效率，并在有限的能力下适应较低流量而不造成显著的效率损失。需要改进压缩机的设计，以保持效率和操作的灵活性，以提高CCUS设施的负载跟踪能力。
数字化
数字化可以提高煤炭和电力工业的安全性，提高生产率，并降低成本。这些改进的潜在影响和相关障碍差别很大。然而，总节省可能达到每年发电成本的5%。
数字数据和分析建模可以通过以下几个方面帮助提高效率，并降低电力系统的运行和维护成本：
通过更好的监控和预测性维护减少中断，通过快速识别故障点限制停机时间，改进计划，
提高了发电厂的燃烧效率，从而降低了网络中的损失率，
改进了贯穿整个电力系统的项目设计，
延长资产的运营寿命，以及
提高供电系统的弹性和可靠性。
二氧化碳运输和存储成本的降低
开发新的二氧化碳存储位置会了巨大的成本。额外的成本虽然相对较低，但由于在已建立的存储地点注入了更高体积的二氧化碳，可能会增加了对监测的需求。
英国CCS成本降低工作组30估计，CCUS发电厂的存储成本可能从25英镑/兆瓦早期CCUS项目减少到5-10英镑/兆瓦通过投资二氧化碳中心或公共存储网站每年5吨二氧化碳。如果开发一个存储集群来利用几种存储类型和地理结构，二氧化碳存储的可靠性将会提高，从而降低开发风险。这种方法对于确保经济规模的CCUS化石火力发电项目能够按照行业规范的成本交付和融资至关重要。
随着二氧化碳运输能力的增加，管道的建设和安装成本以较低的速度增加。这是由于随着运输天然气量的增长而实现了规模经济。因此，通过对剩余产能进行适当的预先规划，很有可能降低大量运输二氧化碳的成本。运输成本的其他基本驱动因素包括管道距离；穿越地形，特别是陆上地形；以及规划成本。考虑到这些变量，成本最低的运输网络将会：
在适当尺寸的管道中运输大量的二氧化碳；
考虑干线段和支线段的尺寸，以确保资产寿命最长时间内的高利用率；
通过考虑地形、海岸线穿越和规划限制来减少二氧化碳运输；和
尽量减少建造额外管道的需要，从而导致巨大的规划成本。
工作组预计，支持CCUS的发电厂的运输成本将从每年1-200万二氧化碳的早期管道项目21英镑/兆瓦，降至每年5-1000万二氧化碳的后期项目5-10英镑/兆瓦。
一个拥有CCUS的燃煤电厂为建立CCUS工业中心提供了一个理想的机会，因为如果规模合适，它每年可以捕获数百万吨的二氧化碳。通常情况下，其他工业企业每年只能供应数十万吨二氧化碳，使它们成为不断增长的CCUS工业中心的理想补充伙伴。建立一个相互连接的、适当规模的网络枢纽，结合几个大型捕获工厂的二氧化碳，长期每兆瓦时的运输成本比工作组估计的还要低。在运输量增加的情况下，成本的增加将与更大的直径的管道和更长的管道长度有关，这将促进存储枢纽或集群的发展。然而，这些增加的成本将被EOR和增值化学品或在有相关碳补偿的专用设施储存的二氧化碳增加的显著优势所抵消。
蓄水池注入井安装过程（石油技术研究中心）
推进业务案例
CCUS行业还处于起步阶段。为实现CCUS项目建立关键的业务驱动因素存在巨大的潜力。目前，CCUS的部署工作已经在燃煤火力发电站产生了两个工业规模的设施，以及其他17个已经将CCUS应用于一系列工业过程的设施。有限的安装数量表明，为CCUS与煤炭电力一起开发一个良好的商业案例具有挑战性。BD3和Petra Nova都依赖于二氧化碳EOR的大量收入来源。为了使CCUS得到广泛接受，必须解决和改进价值流的所有具有挑战性的方面。
电网支持和辅助服务
大型热电站在整体电网响应中发挥着重要作用，包括频率中断、功率因数校正、燃料源的多样性和可调度性。可再生能源的数量正在增长，并将在未来几十年继续攀升。辅助服务，以快速可调度的备用电源的形式出现，对于管理可再生能源固有的间歇性至关重要。储备发电容量低的市场可能会在不稳定时期经历价格飙升，可能超过正常市场水平的许多倍31,32。因此，开放市场的公用事业公司可以从配备CCUS的燃煤发电厂等提供备用电力的来源获得额外的补偿。
因此，重要的是，将捕获设施与其主机电源单元的集成不会对提供可靠、稳定的电力产生不利影响。有趣的是，寄生负载的大小与CCUS部署在电力设施是一个机会来提高其业务情况可以关闭捕获操作在短时间内以适应电力需求的峰值，从而使发电厂最大化输出电网。第一代设施在这方面的能力有限。因此，在未来的设施设计中，必须考虑到灵活地减少CCUS的操作。
可再生能源集成
最大限度地实现低排放电力对降低全球排放至关重要；可再生能源对这一战略至关重要。可靠的备用电源对于管理可再生能源特有的电源中断至关重要。
尚德可行性研究发现，利用经过CCUS改造的燃煤发电厂，而不是天然气发电厂，作为可变可再生能源的备用能源，具有意想不到的潜在环境效益。如果备用能源来自于天然气，该发电厂将被要求在减少负荷下运行，以便将可再生能源的最大可用电力整合到电网中。然而，如果没有部署CCUS，天然气厂的效率在发电量降低时降低，其排放强度也会相应增加。因此，通过增加备用电源的排放强度，减少天然气厂的负荷，使可变可再生能源发电能够有效地应对可变可再生能源的非排放影响。
相比之下，配备CCUS的燃煤电厂在降低负荷运行时可以提高其二氧化碳捕获率，从而通过进一步减少整体系统排放来提高可再生能源的环境效益。这种改进可以在CCUS设施没有明显增加资本成本的情况下实现。
尚德可行性研究估计，捕获率可以从满负荷的90%增加到最低电厂产量水平的97%，以支持可变可再生能源，确定为电网净发电量的62%，几乎没有额外的资本成本。因此，将配备CCUS的燃煤发电与可再生能源相结合，是CCUS改造的一个改进的商业案例。
二氧化碳利用率、收入和存储中心
批准BD3和Petra Nova项目的关键是实现用于EOR的捕获二氧化碳的价值。然而，从单一的碳捕获厂采购二氧化碳以满足油田的需求并非没有风险。EOR操作需要可靠的二氧化碳供应，以避免生产中断。单个捕获设施容易从捕获过程或相关电力设施中断和跳闸，从而阻止稳定二氧化碳容量的可靠供应。将两个或多个二氧化碳源连接到一个EOR操作可以提高二氧化碳供应的稳定性，并降低了与二氧化碳交付挑战相关的潜在运营成本。如上所述，当在适当的二氧化碳价值机制下建立二氧化碳枢纽时，CCUS的业务情况会得到改善，而其资本和运营成本可能会降低，未来运输和存储项目的增量成本也会降低。
二氧化碳存储现场的表面监测设备。BD3碳捕获设施（在后台）通过管道将二氧化碳注入地下（3.4公里）和永久存储（由石油技术研究中心提供）。
这个二氧化碳枢纽概念的一个例子，阿尔伯塔碳干线(ACTL)，将于2019年底在加拿大运营33。ACTL的规模是每年在其240公里的管道中运输1460万吨二氧化碳，预计将从一个不断增长的二氧化碳枢纽的不同工业设施的多个捕获工厂分支。运输的二氧化碳将用于EOR和深盐含水层的地质储存。目前，沃尔夫能源公司已经签订了合同，每天运输4400吨二氧化碳，位于西北红水伙伴公司的斯特金炼油厂（1.20万二氧化碳/年）和营养公司的红水肥料生产设施（0.30万吨/年），都位于埃德蒙顿的东北部。该二氧化碳将被增强能源公司用于其克莱夫油田的EOR。
类似的二氧化碳中心项目正在北海出现，涉及英国、挪威和鹿特丹港，用以开发专门的地质存储地点。鹿特丹港可以建立一个二氧化碳运输枢纽，以服务于荷兰的工业设施。它可以扩展到比利时、德国和/或英国34。然而，拟议中的枢纽将需要足够的碳价格或大量的发展补贴。
技术进步对CCUS成本和性能的影响
由于新技术的发展和相关的创新，CCUS的经济性正在稳步提高。几十年的研究、试点、领域和商业规模的项目已经推进了CCUS的各个方面，导致了成本的大幅降低。目前，在9个国家有近20个商用CCUS安装，以及在世界各地正在进行的无数关于二氧化碳捕获、利用和存储的各个方面的研究和试点项目。
通过从商业CCUS运营中学习，资本和运营成本将继续被削减。然而，技术的进步已经证明了资本的逐步变化运营成本是通过旨在降低下一代先进的第一代技术成本的研发来实现的。降低捕获成本的收益最大，因为它们占迄今为止捕获和存储资本和运营费用的最大比例。尽管如此，通过部署由业务经验和研究所产生的技术创新，在降低运输和存储成本方面继续取得进展，这些业务经验和研究通常与大规模的测试和验证研究有关，通常与越来越多的商业CCUS业务一起进行。合适的碳利用技术的发展还处于更早的阶段，是不断增长的CCUS行业的优先事项和机遇。
许多捕获技术都处于不同的成熟阶段。本文考虑的少数选择不仅展示了当前研究思想的广度，而且强调了在研究和试点技术开发方面持续投资的必要性，以及最有前途的技术的商业部署的下一个必要步骤。
燃烧后捕获技术
以煤粉为燃料的燃煤电厂必须采用燃烧后过程，如已安装在BD3和PetraNova的胺水洗涤系统。随着更多装置的部署，降低的胺捕获系统的成本将继续改进。然而，其他类型的显示出未来商业运营前景的技术正处于不同的发展阶段。其中包括利用细胞膜捕获二氧化碳。已经测试了合适的膜，可以以30-90%的速率捕获二氧化碳，成本低至每吨30-40美元，然而，目前在这一范围的高端捕获成本很高35。2018年2月，美国能源部宣布资助各种先进碳捕获技术的7项工程规模测试36。其中两个项目将评估膜捕获系统，包括位于挪威蒙斯塔德技术中心的一个1万维管规模的项目。其他基于水溶液和非水溶剂、混合盐和膜吸附剂混合剂的各种工程规模的捕获技术研究获得了资助。正在进行的工作的一个关键目标是优化能源消耗和消耗品，以减少捕获成本，同时减少资本成本。
负排放：生物质与燃煤发电共燃烧
政府间气候变化专门委员会第五次报告指出，要实现全球气温显著低于2°C的四种途径中，有三种需要从大气中去除二氧化碳。这可以通过CCUS生物能源(BECCS)来实现，它需要燃烧可持续产生的生物燃料以产生能量，然后捕获二氧化碳和永久地质存储。对现有的燃煤电厂进行BECCS改造，可能会导致电厂在使用煤炭时的负排放强度运行，因为在生物量增长过程中去除的二氧化碳不会再排放到大气中。褐煤发电厂转换为BECCS的潜在排放强度可低至-1100t/GWh。对BECCS部署最重要的限制是可持续生物质的可用性。在配备了CCUS的现有燃煤电厂中，煤与生物质37共燃（见图8）可以对生物质作为燃料来源的发展产生积极影响。
图8：生物能源与燃煤发电的集成图。
生物能源通常包括木材、木质废物和残留物、作物废物和专门种植的生物质，包括适合用于边际土地和废水处理的高产二氧化碳作物的生长。这些燃料来源通常被压缩成小球，可以在锅炉中燃烧，包括燃煤锅炉。共燃烧允许生物质与煤进行不同数量的混合，这取决于成本和生物质可用性。对于某些生物质类型，与煤混合会吸收生物质中的氯和其他化合物，否则将对排放和空气质量以及锅炉部件和碳捕获设备的可靠性产生负面影响。一些生物质资源可以在现有设施中没有煤炭的情况下有效使用，支持100%的生物质燃料，就像在英国的德拉克斯发电站成功部署的那样。
到目前为止，BECCS的经验有限，在美国伊利诺斯州的一家玉米-乙醇工厂，一个商业规模的装置捕获和地质储存100万吨的二氧化碳38,39。根据行业的不同，以及是否可能进行改造还是新建筑，据估计，BECCS的成本在每吨避免的二氧化碳15-400美元之间，生物乙醇是最便宜的部署选择。然而，有几个因素可能会鼓励其在发电应用的发展：
与建造一个新的生物能源设施相比，现有的大量燃煤火电厂可能以更低的成本转化为火力生物质。适当的时间对于确保在预期的电厂退役和随后的拆除之前进行转换至关重要，并避免与建设一个新的BECCS或生物质动力设施相关的重大资本成本。例如，加拿大最新的燃煤电厂是基菲尔3，这是一个450兆瓦的电厂，于2011年投产，初始资本预算为20亿加元。建造一个新的，类似的生物能源热能设施的成本，无论是否有CCUS，而不是改造现有的设施，将推迟开发。
现有的燃煤电厂几乎可以无限期地延长使用寿命，其资本投资在每25-30年更换成本的10-15%之间。
在发电站使用生物能源的经验将为建设提供合适的基础。燃煤电厂的部分转换已经发生。Drax电厂已经实现了100%的生物量燃烧。这一经验可应用于燃煤电厂后续的生物量转化。
对第二代CCUS安装的改进是使BECCS切实可行的关键。Shand CCS可行性研究中强调的资本和运营成本直接适用于BECCS设施。
生物质一般是无硫的，因此降低了石灰石的消耗成本，以减少SO2，并减轻了SO2滑入二氧化碳吸收体的影响，并对胺的质量有负面影响。
BECCS转换使能源供应具有灵活性。发电厂的转换可以维持其共同燃烧不同数量的煤炭和生物量的能力，匹配生物质的季节性和年度可用性，包括任何供应中断。
分期启动生物能源发电将支持原料供应的增长。生物质与煤共燃烧将使其逐渐过渡到增加生物质燃烧，而生物质的供应则建立在具有适宜生长条件和靠近燃煤发电站的地区。
在合适的燃煤发电厂附近的农业和林业作业可以出现机会，为新的作物提供新的经济价值流。
来自BECCS的碳抵消信贷可能在某些地区具有市场价值。BECCS的负排放可以为实施碳信用证以抵消其他地区正排放的地区创造一个正的现金流。
氧化燃料发电厂的技术
在未来，燃煤发电厂的捕获可以通过预燃烧或氧燃料燃烧集成到发电过程中41。氧燃料燃烧是一种很有前途的燃煤发电技术，在过去的20年里，它已经在研究和试点规模上得到了广泛的探索。在氧燃料燃烧过程中，煤的燃烧过程是使用纯氧而不是空气。由于消除了空气中含有约78%的氮气，燃料消耗减少了。纯氧用烟气稀释，以避免温度超过商业规模锅炉建筑材料的规格。与热燃煤发电相比，氧燃料燃烧过程中产生的烟气体积减少了大约4倍。由于与燃烧后烟气相比，氧燃料烟气的二氧化碳浓度更高，二氧化碳浓度更高(>60%vs12-15%)。因此，与二氧化碳的净化和压缩相关的资本和运营成本可以显著降低。氧燃料燃烧也可以提高电厂的效率，从而减少寄生功率损失，这是燃烧后二氧化碳捕获电厂改造的特征。
卡利德氧燃料项目
一个需要考虑的有用例子是2012-2015年期间开展的澳大利亚-日本联合联合氧气燃料CCUS项目42。该项目的以下主要特点包括43、44个：
该项目使用的燃料包括卡利德煤，一种澳大利亚中灰煤，半烟煤，与其他三种低至中灰含量和烟煤和无烟煤混合。
煤在一个30兆瓦的氧燃料锅炉中以20,000公斤/小时的速度燃烧。
锅炉在运行后一个月内的可靠性达到90%。
含68-70%二氧化碳的烟气在腐蚀过程中进行过滤和洗涤，然后低温分离二氧化碳，生产速率为75t/天，纯度为99.9%。
捕获了95%以上的SOx、NOx、微粒和微量金属。
全规模的420万We280万吨二氧化碳锅炉的配备类似设备的氧燃料改造的资本成本估计为2000-2300澳元/kW45，包括运输和存储。与对试点工厂的投资相比，这一成本减少了大约三分之一。420 MWe氧燃料捕获设施的总体运行和维护成本是超超临界燃煤电厂的1.5-2.0倍；在这两种情况下，对没有CCUS的成本进行了评估。这些观察结果清楚地表明了规模对资本和运营成本的影响，以及部署先进的第一代技术所产生的额外成本。
卡利德是澳大利亚昆士兰州中部的一个发电站，这里是卡利德氧气燃料项目的所在地(由：CS能源有限公司提供)
Allam循环试点项目
阿拉姆循环是一种新的电厂设计，是基于加压，氧燃料燃烧技术。传统火电厂用于涡轮机发电的蒸汽被超临界二氧化碳所取代。燃料燃烧和发电被集成在阿拉姆循环中。像所有的氧燃料燃烧过程一样，阿拉姆循环使用氧气进行燃烧，因此需要一个上游空气分离单元。在循环中产生的烟气，二氧化碳比常规燃烧产生的烟气高得多42。
Allam循环特别有前途，因为它能产生二氧化碳，同时高效发电，从而有可能使发电速度与没有二氧化碳捕获能力的传统发电厂竞争。如果二氧化碳可以出售和/或美国公司税法第45Q条税收优惠，Allam循环电厂可以以比不变的传统电厂低得多的成本提供电力。换句话说，该系统可能会导致开发一个发电厂，而捕获二氧化碳的成本可以忽略不计。阿拉姆循环可以使用天然气、气化煤或生物质作为其燃料来源来运行。在美国德克萨斯州的拉波特进行了一次50兆瓦的天然气循环演示。北达科他州大学能源与环境研究中心也在进行5兆瓦褐煤阿拉姆循环的试点研究。
加强对公共政策的支持和筹资力度
要实现《巴黎协定》的目标，就需要国际社会承诺将CCUS作为减缓气候变化的关键战略。各国政府和融资机构认为CCUS成本高昂，并寻求其他成本较低的减排项目来激励或资助，从而阻碍了有效政策的制定和融资，以支持CCUS的部署。
BD3碳捕获设施的旅游团（由：国际CCS知识中心）。
矛盾的是，这些机制将降低CCUS的成本，从而确保必要的成本削减，以激励新项目。
虽然政府政策必须针对特定国家，但可按照2016年CIAB报告中概述的政策分为四大类，即：
刺激CCUS市场的吸收，以大幅提高CCUS的部署水平和投资资本。政策必须使投资资本能够获得以市场为基础的回报率，并在技术成熟时促进全球CCUS在能源和工业市场的部署。
支持项目开发。商业规模的CCUS项目的社会、减排和经济效益都是巨大的。需要将从现有项目中获得的经验教训和制定政策应用于财务降风险项目，以加速CCUS项目的开发过程。
使项目资金。许多国家已经向CCUS的项目提供了直接的资助。这种方法对于改善项目经济效益和加强获得投资资金的机会，从而降低CCUS项目的财务风险仍然很重要。然而，这些资金和投资都是不够的。必须制定具有支持性的公共政策。由于类似的政策，低碳可再生能源的全球市场渗透率激增。并行方法对CCUS至关重要。
部署CCUS和推进下一代CCUS技术。传统的政府注重研发是很重要的。然而，大规模部署经过验证的CCUS技术对于降低成本和增加部署至关重要。各国政府必须继续推进竞争前或没有可识别的市场财务回报的下一代CCUS技术和知识发展，以确保未来的技术进步。
执行这些政策将使各国政府能够以较低的成本实现其对《巴黎协定》的承诺（见图9）。
图9：提高CCUS经济学的政策激励措施
这里需要考虑的一个有用的例子是最近对美国现有的45Q税收抵免的改进，以鼓励CCUS的部署，特别是对工业部门的“低挂的果实”，如乙醇生产、天然气加工和氨生产。由于《未来法案》的通过，CCUS的倡导者在美国有了一种新的势头，该法案改革了现有的45Q税收抵免，以刺激CCUS的部署。改革后的45Q税收抵免规定：
35美元/吨二氧化碳的有益用途，包括EOR
含水层储存二氧化碳50美元
获得税收抵免的12年窗口期
施工必须在2024年1月1日之前开始
最低捕获率：发电厂50万吨，工业每10万吨
可转让的，这意味着合作社等非营利组织可以使用税收抵免。
然而，45Q可能需要额外的政策增强，以刺激CCUS在电力部门的部署50。虽然税收抵免是激励美国能源技术的一种可行方法，但它们与现金并不一样，这可能会给一些试图利用税收抵免的电力公司带来一些重大挑战，包括：
公司税基不足以利用45Q抵免。
美国的税率已经降低了，所以CCUS的抵免也减少了。
税收抵免的货币化可能低于预期，因为在转让给项目合作伙伴或通过货币化时，税收抵免的价值至少下降了20%。
税收抵免不能为项目资本成本提供资金，因为它们只每年可用，因为项目随时间存储二氧化碳，而不是在项目开始时。项目资本成本可能需要融资。
为了了解美国煤炭部门面临的剩余挑战，可以考虑从NRG佩特拉新星项目中吸取的教训。NRG通过建设一台天然气涡轮机来提供捕获设施的蒸汽和能源需求，从而增加了项目的成本和复杂性，从而设法避免了美国新来源审查(NSR)环境监管的挑战。NSR法规对CCUS项目来说并非没有风险，因为它要求使用“最佳现有技术”来减少工业排放。因此，一个旨在对现有设施进行最有效的CCUS集成的NSR可能会引发不经济的工厂改造和/或降低预期的减排目标。
根据NRG的说法，结合该项目的经验教训将使今天一个类似项目的成本降低10-20%51。尽管相比之下，Petra Nova项目经常被引用花费约10亿美元，但这包括管道和一个准备油田接收二氧化碳的资本项目，这些成本不一定由所有项目都产生。相比之下，对佩特拉新星的碳捕获设施的资本约为6.35亿美元。52一个新的240兆瓦项目，类似于佩特拉新星，每年捕获约140万吨的二氧化碳-EOR可能有资格获得12年的45Q税收抵免，价值约5.88亿美元，从而提高投资回报率，降低融资风险。
除了改革后的45Q税收抵免的积极性质外，许多其他公共政策提案目前正在制定或正在考虑中，这些提案将促进电力部门的新的CCUS项目，特别是煤炭项目。尽管燃煤电力部门在部署CCUS方面面临什么挑战，但目前美国正在考虑新的项目。当然，本文件中讨论的非常实际的削减有可能在短期内在美国成为现实，而每个后续项目的经验教训将继续降低未来的部署成本。
结论
本报告的目的是概述使用CCUS捕获和储存二氧化碳排放物的燃煤发电站降低成本的长期前景。图10总结了本报告中概述的关键点。现有的项目为未来的CCUS设计和开发提供了重要的经验教训；许多项目将导致大幅降低资本和运营成本。迄今为止的工作已经成功地证明了规模和其他因素的有利经济效益，以降低二氧化碳捕获的成本。技术进步将导致进一步的进一步提高。有前途的新技术方法，包括膜捕获，氧燃料燃烧和BECCS已经相应地强调。
到2020年，全球将有超过20个商业规模的CCUS项目在运行，每年有超过37万吨的人为二氧化碳被捕获和地质储存53,54。这些项目是为了实现2008年在北海道设定的2010年G8的目标，尽管已经晚了10年。这些项目中只有两个涉及到支持CCUS的燃煤电厂。在过去几年中，工业规模的二氧化碳利用项目的部署取得了积极的进展，这大大增加了商业上可行的技术的数量和可能考虑用于未来项目的技术供应商的数量。此外，除了少数已经进行了大规模CCUS的国家之外，新的试点规模的CCUS项目和倡议已经启动或正在其他地方开发中。
为了提高甚至维持CCUS部署速度，G20国家必须作出新的承诺，显著增加CCUS安装。这是履行巴黎协议下的现有承诺的一个重要的下一步，即到2030年及以后增加CCUS的部署。持续的进展将取决于以下各方面：
提高理解和知识。结合技术专业知识，以更好地理解二氧化碳捕获的成本节约和二氧化碳捕获的设计改进，以继续促进进展。
减少了关于共享传输和存储的不确定性。促进对发展有关运输和储存部件的主要基础设施的必要投资，包括更好的物流规划。
加强了政策和财政支持。必须作出国际承诺，建立支持性政策和创新的融资机制，使CCUS发展成为一个成熟的行业。
继续投资于新技术的研究和试点项目，以及商业交流会的部署。过去几十年来，在研究、试点和示范方面的大量投资必须继续下去，而且确实必须继续增加，以帮助减少与低排放燃煤发电技术相关的投资风险。这将加快技术开发周期。研究对于独立和客观的分析、生成数据和开发专业知识，以加速设计、允许和运行使用当地条件下特定的黑色和棕色煤的新燃煤电厂也是至关重要的。
图10：燃煤电站CCUS降低成本潜力汇总
| 储藏 | |
| CO运输和储存成本回收 |
|
| 综合项目 | |
| 资本和调试成本回收率 |
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| 运行成本降低 |
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| 推进业务案例 |
|
CCUS与燃煤发电相结合是一个全球现实。虽然CCUS在发电部门的应用一直是本报告的主要重点，但如本文所述，应用从CCUS在燃煤电厂的部署中吸取的经验教训，可以作为二氧化碳减排策略扩展到其他能源密集型部门，反之亦然。由于缺乏可用的技术替代品，许多类型的以化石燃料为基础的排放密集型过程将需要CCUS来实现2°C的目标。从发电厂的商业CCUS装置中继续学习和学习知识将直接转移到能源密集型行业，以及为支持联合火力电力部门快速吸收CCUS技术而建立的任何政策和金融工具也将如此。
在可能从单一的大型燃煤电厂捕获的排放规模上，这些设施提供了独特的机会，为CCUS枢纽提供额外的、更小的工业二氧化碳来源，补充利用和存储供应。CCUS运输和存储基础设施的发展对于增加化石能源部门的CCUS部署至关重要，并且必须与任何新的二氧化碳捕获项目的开发协同进行。当然，随着快速建立二氧化碳供应的能力，使用和存储的最终用户数量也必须增加，这将需要适当的政府和融资杠杆来激励。在一个不断增长的世界中，全链CCUS对于减少全球排放至关重要。
最近，欢迎和鼓励改善商业CCUS项目的步伐和进展，结合燃煤发电和相关能源行业，已经实现，从而展示明确和积极的承诺工业部门提高知识、理解，和关键知识，这将不可避免地导致持续改善煤炭发电行业的环境性能。保持或理想情况下增加商业CCUS应用的势头将为实现巴黎协议的2度目标做出有意义的贡献。
文章来源：工程技术交流平台
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