煤炭一直是中国最主要、最可靠的能源，这种状况在本世纪中叶之前很难改变。今后几十年中，由于环境容量的制约和防止气候变暖的国际责任，煤炭的超清洁利用必将成为日益紧迫的任务。其中，对燃煤电厂和工业过程使用煤炭所排放的二氧化碳（简称CO2）进行捕集和地质封存（简称CCS），会成为中国在本世纪不得不依靠的重要碳减排技术之一，尽管这项措施有不理想的方面。本文试图说明，及时加大对CCS研发和工业规模示范的支持力度，对中国有重要的能源安全和经济意义。

一、中国增加二氧化碳排放的空间有限

二氧化碳是最主要的温室气体，其在大气中的浓度自1750年工业革命以来已经明显增加，引发了全球气候变化。对此，世界大多数权威专家认为已经“毋庸置疑”。[1]  大气近地表的平均气温，在过去150年以来不断上升，而这种趋势在过去50年更是明显加快。众所周知，发达国家在工业化进程中使用煤炭、石油等矿物燃料，长期大量排放CO2，这是造成这一严峻的全球环境问题的直接原因。不过经济快速增长的发展中国家，如中国、印度等，其CO2的排放总量增长迅速（图1） 。现在，中国已经是年二氧化碳排放总量最大的国家，占全球总量近1/4。

诚然，不论是从历史累积排放量还是人均排放量来看，中国还处于较低水平，因此在国际气候变化的谈判中会坚持要求“共同但有区别”的减排义务。但是这并不是说中国还有相当的空间继续增加CO2排放。有两点需要关注。

图1.  一些发达国家和发展中国家历年二氧化碳排放总量变化（1965-2009）[2]

首先，中国人均CO2排放量已经在近几年超过了世界平均值（图2） 。这就意味着在多边国际谈判中，我们不再可能得到许多发展中国家的同情，因为他们的人均排放量大多比我们低。其实，中国的人均CO2排放量已经接近英国，甚至超过一些发达国家，如法国和西班牙（如图2标注）。

第二，包括中国在内的世界绝大多数国家都已经正式认可：为了防止灾难性的气候变化，本世纪需要将全球平均气温的升高保持在摄氏2度以内。这个共识的含义就是必须将大气中二氧化碳的浓度控制在450 ppm之内，而这又意味着全球总共可以往大气中排放的CO2总量是有限度的，不管历史责任如何。

联合国政府间气候变化专业委员会（IPCC）的报告及其它对碳平衡和减排路径的研究显示，1900年至2100年的两百年内，CO2总“排放预算”大约在3000 Gt (3万亿吨)，现在至本世纪末的“排放预算”剩余1600 Gt。2009年全世界CO2排放总量是31 Gt， 即使假定这个排放量每年维持不变， “排放预算”在本世纪中叶就将用完。有研究显示，即使发达国家的CO2排放量在2050年时能够比1990年水平削减80%，控制升温2度的“排放预算”仍不够全球各国用。因此，碳排放量大的发展中国家需尽早开始减少排放，至少这种压力会越来越大，否则控制在2度甚至3-4度的升温都是难以实现的。

中国制定的中长期节能减排和增加非化石能源比例的目标已经不低，但是在2020-2030年间实现这些目标时，CO2排放总量仍将增加很多。参考发改委能源所姜克隽、胡秀莲等2008年发表的模型分析结果，即使采取强力和非常成功的节能和新能源发展政策措施，估计中国的年CO2排放量在下个10年间还是会比现在增加约20%，达9 Gt 左右，其后也不会降低。世界其它国家能否同意我们使用这么多排放空间值得怀疑。因此，CCS虽然不是完美办法，但需要在中国减排二氧化碳中发挥重要作用。

图2.  中、美、世界平均人均二氧化碳排放量变化趋势（1999-2009）[3]

二、碳捕集与封存有成熟技术帮助起步 

碳捕集与封存的每个步骤都存在现成技术，但还缺乏较大规模、整合进行CCS的经验。因此需要开展CCS规模示范项目，从中积累经验、也进一步研究和改进技术，以便降低CCS的总成本。

CO2的捕获在化工行业是早已应用的技术。例如以煤为原料的合成氨生产中需要氢气，它从煤炭气化产生的合成气（一氧化碳、二氧化碳、氢气的混合气体）中分离而得到。首先对合成气进行一种称为变换反应的处理，让其中大部分一氧化碳变换成二氧化碳，然后分离CO2和氢气，采用的方法一般是物理吸附。国外主要商品化的物理溶剂有Rectisol、Purisol以及Selexol。此外，变压吸附（PSA）也是成熟工艺，是将待处理的气体加压通过一层固体吸收层（比如活性炭、氧化铝或沸石）来吸收氢气，然后降低系统压力，从吸收层中将氢气释放出来。

对于一般燃煤电厂和工业燃煤锅炉的废气，也可进行类似的二氧化碳分离。不过，煤炭在空气中燃烧后，其废气中含有大量来自空气的氮气，使得CO2在废气中的“浓度”（分压）较低，因而分离所需成本更高。捕获分压低的组分，使用化学吸收更有效。最常使用的化学吸收剂是胺基水溶剂，相应商品有MEA、ADIP、Econamine、MDEA。 其它化学吸收剂商品还有Sulfinol、Flexsorb、以及碳酸钾类催化剂Benfield。氨水也能吸收CO2，对冷氨技术（chilled ammonia）的良好效果国外有报道。

对二氧化碳气体的压缩和管道输送不存在技术难点，但却是耗能大的一个环节。铺设管道不仅是工程投入问题，还需要考虑途经路线、沿途管道保护、以及保低温措施。

CO2的封存可以借鉴石油开采行业成熟的CO2驱油技术。当储油层压力降低、出油速度减慢时，通常注入某种介质（如水或CO2）来提高采油率。以往，油田使用的CO2来自天然源，例如利用天然气开采时伴生的CO2或专门从地下CO2储层抽取。今后应该利用燃煤废气中的二氧化碳。石油开采公司对地质勘探有相当经验，通常也掌握不少地质资料。不过，利用枯竭油气田来封存CO2的潜力有限，最终需要将CO2注入深盐水层封存，而这方面的经验还基本没有。因此，相关地质勘探、选址、注入、以及封存后的监测诸方面，还有相当的研究和试验工作要做。

三、减少CCS额外能耗的潜力不小

对CCS怀疑或反对的人们提出的一个主要论点是碳捕集和封存有额外能耗(energy penalty)，意思是生产同等量的电，要比常规燃煤电厂多消耗20%-30%的煤炭。这些额外能量用于CO2的分离、压缩、运输和注入地下。中国的煤炭消费量本来已经很高，采用CCS后将消耗更多的宝贵煤炭资源。

        这个论点本身符合事实，但是首先不能忘记，CCS的提出是防止气候变化的需要。假如没有对气候变化的担忧，本来是不必在意排放CO2的。如前所述，我们进入了一个受气候制约的时代，不理睬经济活动中的二氧化碳排放已经不现实了。因此，减排温室气体所需付出的成本不是一个可选则项，而是必选项。能够争取改变的，是如何通过技术进步来降低CCS的能耗。

CCS过程中最大的能耗来自二氧化碳捕集（即气体分离和压缩）。目前发达国家科技人员在这方面积极开展研发。一是在吸收剂方面下功夫。许多针对燃烧后捕集技术的研发都在努力提高化学吸收剂的选择性和使用寿命；减少捕集的能耗需求也是一个重要的科研目标。Rao 和 Rubin 2006年根据严谨的专家观点调查方法对碳捕集技术的改进潜力进行了研究，得出的结论是胺基碳吸收技术在未来十年有很大空间来降低成本。[4]  现在，研究人员已经发现一种被称为“受阻胺”的材料可以与烟道气中的CO2结合，由于结合力较弱，因此进行溶剂再生时，更容易释放CO2，从而减少能耗。对利用膜技术进行CO2分离的研究也很热门，前沿课题例如：膜-吸收剂混合系统，促进型传递膜，致密聚合物膜（包括陶瓷），高分子复合薄膜等。

二是从煤炭燃烧方式入手，煤气化联合循环发电（IGCC）和富氧燃烧是目前研究方向。工业规模IGCC实验示范电厂欧美建有数座，中国华能集团正在天津建设中国第一座（250兆瓦）IGCC电站。富氧燃烧的工业实验还刚起步。总部在瑞典的Vatternfall能源集团在德国Schwarze Pompe建的30兆瓦富氧燃烧电站于2008年9月运行，而英国的Dooson Babcock公司在英国的Renfrew建设的40MW的富氧燃烧电站于2009年7月开始生产。

不过，这两种技术方向的一个共同核心问题是如何降低从空气中制取氧气的成本，因为现有成熟的空气分离技术（深冷分离）的能耗可占到常规电厂能源产出的25%。目前国外的研究方向放在离子传递膜上，希望找到一种物质，可以在更高操作温度下，同时允许氧离子和电离子通过。陶瓷和一些金属氧化物制成的膜显示了很好的前景（包括用钙钛矿和钙铁石制作的材料），对氧的选择能力很强。这方面的技术已经达到先导工厂的阶段，但是要在大规模生产系统中广泛使用该技术还需要时日。

四、碳捕集与封存成本有望降低 

碳捕集与封存的高成本是一些专家否定其在中国应用具有可行性的主要论据。可以从几方面分析成本问题。

首先，CCS的运行成本主要由额外能耗而产生。如前所述，通过进一步的研发来降低能耗，就是降低成本。这方面还存在不少技术突破的潜力。

其次，考虑CCS的成本时，有必要区分初期项目和未来商业化项目，即国际上称为的“第1次”和“第N次”项目。一些研究显示“第1次”项目的单位减排成本在150美元/吨CO2上下。[5]   这样昂贵是因为缺乏经验，投资存在风险，没有规模效应、技术还有待改进。CCS未形成一个完整的产业时，在设备制造、安装、运营、工程技术经验、人力资源方面都无法获得“规模经济”和“市场竞争”可以提供的低价。因此，政府和企业共同开展早期示范项目，并对初期项目给予税收和其它财政优惠是走向第N次项目的必经之路。

图3  全球应对气候变化的战略性选项： 减排温室气体的成本曲线（2030年）[6]

对于未来第N次项目的成本，麦肯锡咨询公司2007年估算的著名“温室气体减排措施成本曲线”（图3）显示，在2030年时，新建电厂配套CCS的减排成本可能约为25欧元/吨CO2（按目前汇率为34美元），但如果利用捕集的二氧化碳来增加油田采收率，则成本可以降低到15欧元/吨CO2（20美元）。老厂通过改造增加CCS设备时，减排成本要高不少，大约在30欧元/吨CO2（48美元）。虽然还有很多更便宜甚至有收益的减排措施，但是要想将大气中的二氧化碳浓度维持在安全的450ppm以内，2030年时全球的年碳排放量需要比现有水平削减约50%。所以如图3 所示，仅仅靠节能、甚至核能和可再生能源措施都还不够，CCS也是需要的措施之一。

分析成本问题还要看看国内国外是否有差别。中国由于劳动力和材料相对廉价，CCS的成本可能较发达国家低。由于还没有实际的项目可作依据，几项针对中国CCS成本的研究都借助于国外模型或公式，输入中国情况下的估计值。哈佛大学刘恒伟等对CO2运输成本的分析显示，在中国单位运输成本比发达国家可能降低三分之一，在1.84 – 3.06美元/吨CO2。[7]  美国能源部西北国家实验室和中国科学院岩土力学研究所的专家合作估算的结果是，在中国进行CO2的运输和封存的成本可以少于10美元/吨CO2。[8]

但是，清华大学和普林斯顿大学的人员对CCS所有各部分的估算表明，总成本上中国的优势不大，主要是因为中国的电价不便宜，而CCS最主要的费用是高能耗的捕集和压缩。这两部分加起来占总成本的百分之九十。[9]  因此降低成本的主攻方向在于开发更高效的捕集技术，这也包括如何降低空气分离制取氧气时的耗能。中国以煤炭为原料的合成氨工业发达，产生高浓度CO2废气，对其进行捕集和封存的成本要比常规燃煤电厂低一半左右。[10]

五、CCS技术出口前景看好

要实现本世纪内将全球平均气温的升高控制在2摄氏度以内的目标，发达国家需要在2050年将年温室气体排放量比1990年水平削减80%以上，排放量大的发展中国家（包括中国）也要做出力所能及的贡献。因此，应对气候变化将创造对CCS技术和设备的需求和市场。中国发展CCS技术和制造能力，不仅是为了立足于国内需求，还可以瞄准国际上的需求争取技术出口。和其它绿色技术类似，CCS技术应该有很好的未来。

可喜的是，中国的华能集团已经在这方面迈出了一小步，和美国未来燃料公司(Future Fuel)签署了合作意向书，美方将购买华能开发的先进煤炭气化技术，同时也共同试验华能的燃烧后捕集技术。[11]   神华集团在内蒙马家塔的煤碳直接液化项目计划年捕集与封存100 万吨 CO2 ，2010年12月已经开始进行CO2注入深盐水层的先导项目，完全由国内单位参与。[12]

中国的科研力量不可小觑。在气体分离方面， 浙江大学、哈尔滨工程大学、上海交通大学、南京农业大学、中国矿业大学、南京化工学院等都有一定的研究力量，并进行了气体分离溶剂或膜技术的研究。东南大学、杭州科技大学、华北电力大学、浙江大学也在进行富氧燃烧方面的研究。除了大学以外，中国科学院的研究所以及企业，包括华能、神华、中石油、中海油、新奥集团等，也已经在开展CCS研发，特别是在较大规模试验及封存方面。

去年美国总统奥巴马访华时中美双方决定成立的能源研究合作中心将CCS确定为三个重点工作领域之一。因此中国可以使用这个平台，通过国际合作来加强对CCS技术的进一步发展，掌握一些技术关键，在世界各国的清洁能源竞赛中占领有利的前沿地位，争取成为这方面的技术、设备、操作经验输出国。

六、结语 

综上所述，受全球气候变化问题的制约、又由于以煤炭为主的能源格局难以在短期内改变，中国增加二氧化碳排放的空间已经不大。因此，尽管不是最理想的办法，碳捕集与封存将会成为中国碳减排需要依赖的重要手段之一。要清醒地承认这一对颇具挑战的能源发展前景，抓紧时间加大对CCS的研发和工业示范投入，从而在全球向低碳经济转变的历史进程中化被动为主动，争取在低碳技术上进入世界领头行列。唯此才可从容应对减排义务，并成为新兴能源技术和设备的出口国。

[1]  联合国政府间气候变化委员会, “气候变化2007：综合报告”,  2007年。

[2]  英国石油公司(BP)，《2010世界能源数据统计回顾》, 2010年。

[3]  英国石油公司(BP)，《2010世界能源数据统计回顾》, 2010年。人口资料局(Population Reference Bureau)，历年《世界人口数据清单》报告。

[4]  Rao, Anand, E. S. Rubin et al., Evaluation of potential cost reductions from improved amine-based CO2 capture system, Energy Policy, vol. 34 (18) 3765-3772, Dec. 2006

[5]  Al-Juaied, Mohhamed and Adam Whitmore, Realistic Costs of Carbon Capture, Harvard Kennedy School Discussion Paper, July 2009.

[6]  麦肯锡公司，2007年

[7]  Liu, Hengwei and Kelly Sims Gallagher, Preparing to ramp up large-scale CCS demonstrations: An engineering-economic assessment of CO2 pipeline transportation in China, International Journal of Greenhouse Gas Control, November 2010.

[8]  Dahowski, RT, X. Li, et al., Preliminary Cost Curve Assessment of CCS Potential in China, Energy Procedia 1(2009)  2849-2856.

[9]  Zheng Zhong, E. Larson et al., Near-term mega-scale CO2 capture and storage demonstration opportunities in China, Energy and Environmental Science, June 2010.

[10]  许兆峰，麻林巍，李政，中国二氧化碳捕集与封存成本估算，清华大学热能系，2009年。

[11]  Mingsung Sung, personal communication, 2010

[12]  Xiaochun Li, personal communication, 2010