大規?；痣奀CUS應用的經濟性評估及提升研究

劉 駿, 袁 鑫, 陳 衡, 潘佩媛, 徐 鋼, 王修彥

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院,北京 102206)

全球氣候變暖已成為熱點問題,CO2因其帶來的溫室效應被普遍認為是導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月舉辦的聯合國大會上,習近平總書記提出了我國的CO2排放力爭于2030年前實現碳達峰,努力爭取2060年前實現碳中和[1]。作為火電消費大國,電力與熱力排放是我國CO2排放的最大源頭,且占比遠高于世界其他主要國家。因此,有必要對能源電力行業進行深度脫碳,將碳捕獲、利用與封存技術(CCUS)技術大規模應用于火電機組是我國能源系統發展過程中極其重要和緊迫的戰略任務。

碳捕獲與封存技術(CCS)在最初被提出時,由于高成本限制,又缺乏利潤來源,發展一直不理想,遠低于國際能源署(IEA)提出的規模。為改善此狀況,研究者們討論了CO2的經濟價值,碳收集領導人論壇(CSLF)將“CCS”一詞改為“CCUS”,考慮新增利用方式去產生額外利潤。2007年6月,國家發展和改革委員會聯合多部委發布《中國應對氣候變化科技專項行動》,將CCUS納入重點任務。

為明確火電機組應用CCUS技術對經濟性造成的影響,研究人員開展了相關研究。王立健等[2]以660 MW機組為例,計算了參考機組和碳捕集機組的建設成本及發電成本等,結果表明,相同運行條件下,碳捕集機組相比參考機組的發電成本增幅為65.6%,碳減排成本為2 045.787元/t。韓中合等[3]以660 MW超臨界燃煤機組為例,提出了碳捕集系統與燃煤機組的耦合方案,經濟性計算結果表明,耦合機組發電成本增加了0.171元/(kW·h)。牛紅偉等[4]針對3個具有相同規模但地址不同的燃煤電廠,將其與不同位置的油田進行組合,并分析了幾種情況下各環節可能產生的費用,結果表明,在項目建設和運行總成本中,捕集及壓縮費用約占70%。

目前,大多數研究中的單臺機組僅加入碳捕集環節對成本的影響,或分析應用CCUS技術后各環節的成本分布,而針對如何將CCUS技術的經濟性分析推廣至火電行業實現大規模應用卻鮮少報道。對此,筆者以中國西北某省的火電裝機為研究對象,綜合考慮了項目建設成本、捕集成本和碳利用收益等影響因素,分析了在完整項目周期內不同CCUS改造方案帶來的總成本變動,并將最終結果反映在電價的變化上。考慮到CCUS技術存在成本過高的問題,提出將CCUS與CO2制甲醇結合的經濟效益提升路徑,建立仿真模型后分析了采用該方法對項目經濟性的影響。

1 CCUS全流程經濟性分析

1.1 經濟性評價指標

為了評價CCUS技術全鏈的最終經濟性表現,將凈現值作為該系統的經濟性指標。凈現值是指整個項目周期內凈現金流的累積現值,凈現值為正表示項目盈利,其值越大,表明項目的盈利能力和可行性越好,具體計算公式[5]如下:

(1)

式中:CNPV為凈現值,億元;n為項目周期,a;y為項目實施的年數,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為折現率。

1.2 CCUS技術應用成本要素分析

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、固定運維成本與可變運維成本3類。各研究中不僅資本成本包含的要素有所不同,固定和可變運維成本要素也不盡相同,成本類別較模糊,沒有形成統一標準,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。為方便計算,以下根據工程相關經驗將CCUS總成本分為投資成本與運營成本兩部分,根據CCUS各環節技術選取的不同,運營成本將存在一定差異,此外考慮到驅油利用及銷售碳排放配額等,在經濟性分析中增設了CCUS收益部分。

1.2.1 CCUS技術的設備投資成本

火電機組應用CCUS技術的設備投資成本主要指火電CCUS改造期間,因為購置和安裝包括CO2捕集設備、壓縮設備、管道建設及鉆井建設等在內的固定設備所產生的費用。鑒于所研究省份的火電裝機大多為超臨界燃煤機組,筆者以2020年對燃煤電站進行CCUS改造的單位投資成本為參考,假設即刻進行CCUS改造的設備投資成本為3 192.90元/kW[6]。麻省理工學院(MIT)在2007年出版的專著TheFutureofCoal[7]中,評估了與煤炭發電以及CCUS相關的技術和成本,該專著表明超臨界機組在2000年時的改造費用折合人民幣約為5 647元/kW,在2004年時的改造費用折合人民幣約為4 400元/kW,成本下降約20%,因此假設技術進步帶來的成本下降為20%,即改造費用在2025年降為2 554元/kW,2030年降為1 916元/kW。

1.2.2 CCUS運營成本

分析CCUS的運營成本時,主要考慮碳捕集成本與運輸成本。本文所選取的CO2最終去向為驅油利用,因此該部分被認為是收益部分。CO2捕獲過程產生的運營費用通常是CCUS系統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,國內外對運輸成本的分析較少,但仍有相關模型可用來計算,運輸成本的影響因素主要包括運輸距離、管道尺寸、管道進出口壓力等。綜上所述,結合相關資料,在對CCUS技術的運營成本進行測算時,以表1數據為基準[8]。其中,CO2從電廠通過管道運輸至油田的距離設為200 km。

表1 CCUS全流程運營成本預測

1.2.3 CCUS收益部分

綜合考慮國家政策以及其他技術的發展,機組采用CCUS技術在運行時可以通過驅油利用或進行碳交易的方式獲得利潤。在驅油利用方面,不同油田受產量、深度等因素影響,對CO2來源成本的承受能力有較大差異。相關資料顯示[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。在進行成本測算時,筆者取相對較低值100元/t作為CO2利用階段扣除相關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用后獲得一定量的CO2排放權利以達到減少溫室氣體排放的行為。政府機構將一定區域內溫室氣體排放的總量上限分為一些排放份額,每份排放權對應1個排放份額,被授權給各個企業。顯然,在該政策下政府機構分配的碳排放份額不足以支持常規火電廠的全部碳排放量,因此火電廠需要交罰款、進行碳減排或者在碳交易市場上購買碳配額。故碳排放權交易通過利益調節機制促使碳排放量較大的火電廠進行碳減排。在此背景下,火電廠所排放的CO2一部分在該企業的排放份額內,另一部分則超過了碳排放限額。相比于未配備CCUS設備的傳統火電廠,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的支出,第一部分CO2因為減排而余出的碳排放額可直接在碳交易市場上進行出售。因此,根據碳排放權的價格,筆者認為兩部分減排收益均可按被捕集CO2量的多少直接進行計算。目前,北京、上海、深圳等地是國內碳交易的試點區域,配額價格一般處在20～60元/t。相關文獻顯示,全國碳市場的平均碳價[10]預期為:2020年43元/t,2025年75元/t,2030年116元/t。

1.3 經濟性假設

1.3.1 CCUS全流程各環節的技術選擇

(1)碳捕集技術情景。在捕集階段,燃燒后碳捕集技術是目前電廠應用較為廣泛且成熟的捕集技術,可用于大部分火電廠的脫碳改造。其中,化學吸收法對燃煤煙氣適應性好,碳捕集階段本文默認采用應用化學吸收法的燃燒后碳捕集;(2)運輸技術情景。目前的技術條件下,管道運輸因運輸量大,已被大規模采用,技術趨于成熟,運輸階段本文默認采用管道運輸,且設定運輸距離為200 km;(3)封存和利用技術情景。由于CO2強化采油技術(EOR)可在驅油利用的同時實現碳封存,兼具經濟和環境效益,碳封存規模大,是CCUS的主要技術發展方向,在目前的技術條件下可以開展大規模示范。在碳封存與利用階段,本文默認采用EOR技術,綜合考慮油田的承受能力,設定驅油利用帶來的收益為100元/t。

1.3.2 項目周期內各基本參數的設定

為了對CCUS項目的整體經濟性進行合理評價,根據應用比較捕集的CCUS項目設定情況,作以下分析假設:(1)火電機組應用CCUS項目的規劃期為20 a(包括建設年1 a,運行期19 a);(2)從火電廠CO2排放源到EOR利用地點的距離設定為200 km;(3)在基準情景設計下新增建設投資,認為企業承擔全部資金,銀行貸款為0;(4)為了更科學地反映系統經濟性,在進行經濟性計算時認為折現率為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,本文認定國家資金支持為0%;(6)碳交易價格情景,對不同時段采取不同的碳交易價格進行成本計算,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 改造時間設定

基于中國西北某省電網公司所提供的最新火電裝機及規劃數據(見表2),筆者根據改造時期的不同共設立3個方案:方案1,基于當前CCUS技術水平對全省已有火電機組進行CCUS應用,根據2025年和2030年的裝機容量變化,對新增火電機組分別于2025年和2030年進行CCUS改造;方案2,計劃從2025年開始對全省已有火電機組進行CCUS改造,2030年新增火電機組于當年進行CCUS改造;方案3,計劃從2030年開始對全省進行CCUS改造,考慮到此后并沒有新增火電裝機,故后續年份不再進行火電CCUS改造。

表2 西北某省火電裝機規劃

1.4 經濟性分析

根據國際能源署(IEA)于2016年發布的報告顯示[11],600 MW及以上火電機組的技術壽命通常為40 a,而較小機組的技術壽命為30 a,基本上足夠支持該省份火電機組運行至2049年;另一方面,根據該省電網公司的規劃(見表3),省域年度火力發電量計劃在2050年時下降到200億kW·h,因此筆者認為該省較早一批的火電廠計劃于2050年關停,從而逐步實現電力結構的轉型?；谝陨峡紤],假設全省火力發電量由所有火電機組共同承擔,且根據機組容量大小按比例分配。因此,鑒于CCUS設備20 a的使用壽命,方案1最初在2022年進行CCUS改造的火電機組僅可在2041年前實現脫碳,2025年進行火電CCUS改造的機組可持續脫碳到2044年,2030年進行改造機組的脫碳設備可持續運營到2049年,因此在2045—2049年按比例僅承擔年度發電量的10.79%,即42.31億kW·h,其余非碳捕集電廠所發出的電量并不納入經濟性計算的范圍。分別對1臺300 MW和1臺660 MW火電機組進行煙氣分析,取2臺火電機組碳排放量的平均值0.88 t/(MW·h)作為經濟性計算中的參考數據,根據該省電網公司提供的年度火力發電量規劃數據,對該省年度碳排放量及碳捕集量進行預測(見表3)。其中認為碳排放總量的90%被CCUS設備所捕集,僅剩10%的CO2隨煙氣一同排入環境。隨著該省火電機組年發電量的變化,火電年度碳排放量預計在2030—2039年達到峰值3 753.56萬t,此后隨該省電力結構的逐步轉型,火力發電量減少,來自火電的碳排放逐漸減少,基于以上假設,下文對該省火電機組應用CCUS技術全流程進行了經濟性分析。

表3 西北某省火力發電量規劃及碳捕集預測數據

不同改造方案的結果如圖1和圖2所示。可以看出,對于方案1而言,由于到2025年和2030年火電裝機分別增加了698萬kW和132萬kW,因此除去在2022年的125.48億元的初投資外,要想實現全省火電覆蓋CCUS技術,2025年和2030年須按照當年的技術水平分別投資178.29億元和25.29億元。截至2049年,該省配備CCUS的火電機組共發出87 756.48萬MW·h電量,包括初投資、運營費用及CCUS帶來的收益在內,項目總凈現值為支出874.09億元,折算為電價約上漲0.099 6元/(kW·h),總的來看,技術進步帶來的成本下降使得成本曲線趨于平穩。圖2表明整個項目周期中的運營費用要高于初投資費用,且捕集費用占比最大,占投資費用及運營費用的51.07%,運輸費用同樣要高于CCUS設備初投資;另一方面,當驅油利用環節以100元/t出售CO2時,其帶來的收益要接近于碳市場交易的收益。對于方案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的火電機組共發出79 955.45萬MW·h的電量,產生了807.26億元的額外支出,折算電價為上漲0.101 0元/(kW·h),各費用支出中,碳捕集費用占比最大,約為49.58%,運輸費用略高于設備初投資。對于方案3而言,需在2030年投資234.30億元,截止到2049年,該省配備CCUS的火電機組共發出77 720.00萬MW·h的電,產生了605.04億元的額外支出,折算電價為上漲0.077 8元/(kW·h),各費用支出中,碳捕集費用占比最大約為50.27%,運輸費用略高于設備初投資。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值變化

圖2 CCUS不同改造方案的凈現值分布

1.5 敏感性分析

1.5.1 碳懲罰系數對各方案的影響

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、碳達峰背景下,對各改造方案進行評價時應充分考慮碳達峰約束。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應用后同樣使得全省碳排放量走低,而方案3因為直至2030年才進行CCUS應用,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,對2030年之前其他方案多排放的CO2進行懲罰,通過對不同方案間的邊際碳懲罰系數進行定量分析,結果如圖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,當碳懲罰系數達到68.44元/t時,方案3開始劣于方案1,當碳懲罰系數達到113.55元/t時,方案3開始劣于方案2。綜合考慮經濟效益及國家政策,碳懲罰系數在68.44元/t以內時,方案3最佳,一旦碳懲罰系數超過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據

圖4 碳達峰約束下不同碳懲罰系數對各方案的影響

1.5.2 國家補貼對各方案的影響

目前的捕集技術條件下,盡管封存利用的成本高昂,影響項目示范和經驗積累,但封存的環境效益非?？捎^。如果項目的環境效益能夠獲得國家的政策補貼,可以大大改善項目的整體經濟性。如美國政府發布并不斷優化的45Q稅收減免政策,使得CCUS項目在美國得以蓬勃發展,美國45Q政策作為全球相當先進的CCUS專項激勵措施,按照捕獲與封存的碳氧化物數量計算抵免額,允許納稅人從企業所得稅應納稅額中進行抵免。該政策自從2008年首次頒布,便提出了依據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針對不同類型的CCUS項目提高了抵免值,對于專門地質封存提供50美元/t的抵免值,對于EOR提供35美元/t的抵免值,對于非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CCUS產業的發展,在未來,國家的支持也將大大推動火電CCUS的應用。綜合考慮以上因素,筆者考慮政府補貼,針對不同補貼力度進行敏感性分析。

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的補貼,折合人民幣約為248.97元/t。不同方案的凈現值變化如圖5所示。就方案1而言,隨著國家補貼的加入,CCUS項目經濟性得到改善,在100～240元/t的補貼范圍內,項目凈現值從支出874.09億元變成支出272.86～623.58億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS全流程改造引起電價上漲0.031 1元/(kW·h),盡管補貼達到240元/t時,仍不能完全抵消初期投資帶來的項目支出,但很大程度上改善了項目的經濟性,若同時結合其他手段,便能夠實現CCUS項目的零減排成本。就方案2而言,隨著國家補貼的加入,CCUS項目經濟性得到改善,在100～240元/t的補貼范圍內,項目凈現值從支出807.26億元變成支出215.31～560.62億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS全流程改造引起電價上漲0.026 9元/(kW·h)。就方案3而言,隨著國家補貼的加入,CCUS項目經濟性得到改善,在100～240元/t的補貼范圍內,項目凈現值從支出605.04億元變為了支出4.65～354.88億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS技術全流程僅引起電價上漲0.000 6元/(kW·h),幾乎實現了CCUS項目的零減排成本。

圖5 不同政府補貼額度下各方案的凈現值變化

2 經濟性提升路徑的提出

由于采用傳統CCUS-EOR路徑所帶來的收益并不足以抵消碳捕集設備的運營費用,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技術與CO2制甲醇結合的經濟性增強方法。在該路徑中,驅油利用帶來的收益將被取消,新增甲醇合成設備初投資、甲醇合成設備運營費用、氫氣購置費用和甲醇售賣收益4部分,為了精確分析CO2與氫氣合成甲醇對整個項目經濟性的提升作用,搭建了甲醇合成系統的仿真模型。

2.1 CO2制甲醇路徑概述

作為具有前景的大規模儲能載體,甲醇(CH3OH)被廣泛認為是一種綠色燃料,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,因為其含碳量相對較低,所以碳排放量比化石燃料低,且幾乎沒有NOx和SOx排放。甲醇獨特的性質包括:(1)室溫下為液態,方便儲存和運輸;(2)辛烷值高,是一種優秀的燃料替代品;(3)甲醇重整合成氣可用于高溫固體氧化物燃料電池,甲醇蒸汽重整產生的甲醇重整合成氣體易轉化為富氫合成氣[14];(4)在直接甲醇燃料電池中,甲醇可在環境溫度下轉化為電[15]。目前,天然氣重整技術是生產甲醇的主要方法,甲醇也可以由不同的物質轉化得到,例如煤焦爐煤氣、生物質和CO2-氫氣混合物[16-19]。

甲醇合成主要涉及3個反應[20],如式(2)～式(4)所示,其中ΔH為反應熱,kJ/mol。反應溫度通常在200～300 °C,反應壓力為50～100 bar[21],H2和CO2的物質的量比為2～3。3個化學反應共同作用下整體放熱,有利于甲醇合成。由于反應向甲醇的單向轉化率較低,因此有必要添加尾氣循環系統,從而使轉化率得到顯著提高[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。該軟件擁有嚴格的熱力學和物理性質數據庫,為化學過程研究提供了一種方便、省時的方法,包括建模、集成和優化[23]。甲醇合成的系統仿真模型如圖6所示。被捕集的CO2可在甲醇合成系統的反應器中與其他來源的H2混合并加熱至215 ℃合成甲醇,本文所用模型中H2與CO2的物質的量比為2.6。在反應器中,Cu/ZnO/Al2O3固體催化劑用于增強CO2氫化反應[24]。反應放熱使反應器溫度升高至220 ℃,壓力為8 MPa。反應后的混合氣體主要有CO2、CO、H2和甲醇,甲醇的質量分數約為5%。為方便分離提純,混合氣體冷卻后進入閃蒸器(閃蒸條件為35 ℃,7.25 MPa)。非冷凝氣體循環后重新參與反應,其余部分作為廢氣排放。剩余液體作為粗甲醇,進入分餾塔,主要由甲醇和水組成,含有少量CO2和O2。精甲醇經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的基本操作參數。

圖6 甲醇合成系統仿真模型示意圖

表4 甲醇合成系統基本參數

2.3 經濟性分析

對某典型660 MW燃煤機組在額定工況下所捕集的CO2進行了合成甲醇的模擬仿真。結果表明,額定工況下捕集的CO2共126.22 kg/s,甲醇合成反應消耗了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大致分別為7 000元/t[25]和4 200元/t[26],因此每1 t CO2因為H2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備通常每產生1 t甲醇需消耗電力0.169 MW·h[22],因此當1 t CO2用于合成甲醇時設備需要消耗107.57 kW·h的電量,根據國家發展和改革委員會于2015年對一般工商業用電價格進行調整,當前電價約為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。根據以上結果,筆者對該省全面采用CO2制甲醇路徑的經濟性展開了研究。甲醇合成裝置主要由甲醇合成設備、甲醇分離設備、氫氣壓縮機和冷卻器組成。根據該660 MW燃煤機組的計算結果,預計與電廠配套甲醇合成系統的單位投資為2.86億元/萬kW,考慮到技術進步,認為2025年及2030年進行投資時投資成本分別可降至原本投資的90%和80%,而全套甲醇合成設備的運營費用被認為是設備初投資的5%。

考慮全省火電裝機及發電情況,經濟性分析結果如圖7所示?？梢钥闯?當CO2制甲醇的利用方式分別應用于3種改造方案時,由于初期設備的投資多少及分批投入,3種方案成本曲線的起點為方案3最低,方案1最高,綜合考慮技術進步等因素的影響,方案3的成本曲線要比另外2種方案更加陡峭,且最終的經濟效益要高于另外2種方案。截至項目完整周期之后,方案3的電價漲幅僅為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,截至2049年,該項目的凈現值為107.22億元的額外支出,折算電價為上漲0.012 2元/(kW·h)?？偟膩砜?由于大量甲醇售賣帶來的高額收入,項目每年在運營等方面始終處于盈利狀態,在眾多費用中,由于制取甲醇設備的引入,整個項目周期中的初投資費用要高于運營費用,且制取甲醇設備的初投資占比最大,約占整個項目周期內費用支出的53.77%,高額的設備投資使得甲醇制取設備的運營費用偏高,且高于捕集和運輸方面帶來的其他運營費用。另一方面,高額設備投入導致了豐厚的利潤,甲醇售賣所帶來的收益高于設備投資,約占項目所有可能收益的95.39%,這影響了整個項目在經濟方面的最終結果。

(a) 方案1

方案2中,制甲醇設備在2025年和2030年分別投入2 806.14億元和301.79億元,截至2049年,該項目的凈現值為536.99億元的額外支出,折算電價上漲0.067 2元/(kW·h)。與方案1相比,方案2利用CO2制甲醇時并沒有取得好的經濟效益,這主要是因為項目最初因為制甲醇設備而投入了大量資金,這也導致更高的運營費用,總的來看,制取甲醇設備的初投資占比最大,約為整個項目周期內費用支出的56.77%,甲醇售賣所帶來的收益高于設備投資,約占項目所有可能收益的94.71%。最終結果表明,雖然方案2經濟效益不及方案1,但相比于利用CO2驅油,電價從上漲0.101 0元/(kW·h)變為上漲0.067 2元/(kW·h),成本支出相對減少了33%,仍大幅改善了項目的經濟性。

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

3 結 論

(1) 通過經濟性分析可知,方案1中,配備CCUS技術的火電機組在其完整的項目周期內,共發出87 756.48萬MW·h的電,產生了凈現值為874.09億元的額外支出,折算到電價約為上漲0.099 6元/(kW·h);方案2共發出79 955.45萬MW·h的電,產生了807.26億元的額外支出,折算電價為上漲0.101 0元/(kW·h);方案3共發出77 720.00萬MW·h的電,產生了605.04億元的額外支出,折算電價為上漲0.077 8元/(kW·h)。

(2) 通過敏感性分析可知,受碳達峰約束,碳懲罰系數在68.44元/t以內時,方案3最佳,一旦碳懲罰系數超過68.44元/t,方案1最佳?？紤]國家補貼時,在100～240元/t的補貼范圍內,方案1項目凈現值從支出874.09億元變為了支出272.86～623.58億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS全流程改造引起電價上漲0.031 1元/(kW·h);方案2項目凈現值從支出807.26億元變為了支出215.31～560.62億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS全流程改造引起電價上漲0.026 9元/(kW·h);方案3項目凈現值從支出605.04億元變成支出4.65～354.88億元,當政府補貼最接近45Q政策為240元/t時,CCUS技術全流程僅引起電價上漲0.000 6元/(kW·h)。

(3) 采用將CCUS技術與CO2制甲醇結合的經濟性增強方法后,某典型660 MW燃煤機組在額定工況下捕集的CO2共126.22 kg/s,甲醇合成反應消耗了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因為氫氣消耗和制取甲醇分別獲得的支出與收益為846.04元和2 661.73元,因為額外電耗帶來的購電成本為37.81元/t。當不同改造方案的CO2都被用于制作甲醇時,方案1的凈現值變為107.22億元的額外支出,折算電價為上漲0.012 2元/(kW·h);受初期大批投資等的影響,方案2的凈現值為536.99億元的額外支出,折算電價為上漲0.067 2元/(kW·h);考慮技術進步等因素,相比于方案1,方案3的額外支出為12.72億元,折算為電價上漲0.001 6元/(kW·h),若將國家補貼等因素考慮在內,將實現零成本減碳。