全球最大燃煤发电厂CO2捕捉项目落户上海

t的CO2，也不是全电厂收集。”另外，高碑店电厂把捕集的CO2卖掉，并没有封存，也不能算做减排。

    发展面临瓶颈

    技术和资金是目前各国发展CCS技术面临的主要瓶颈。目前，虽然CO2的捕捉和运输技术都比较成熟，地质埋存也有先例，但到目前为止，全世界还没有一座大型的完整的CO2捕捉、运输到封存的产业链系统。CCS技术还没有明确的商业应用模式，即对捕捉的CO2商业应用手段有限。

    相关专家指出，为了捕捉CO2，发电厂需要更多的燃料，这将消耗更多的成本。另外发电厂的投资成本也要增加，因为必须增加额外的设备来捕捉CO2。所以CCS项目增加的不仅仅是发电的投资成本，还有运营成本，而封存成本也十分高昂。同时，CCS的大规模推广又依赖于大型示范工程经验的积累。

    解决途径与前景

    解决这一系列问题，必须依赖各国政府的政策、资金支持和国际间合作。尹乐说：“Nopolicy，noCCS。”2009年G8会议提出，在2010年以前，由各国政府支持在全球范围内建设20个CCS示范项目，以保证到2020年时实现CCS技术商业化。而CCS技术动辄成百上千亿美元的投资，根本不是发展中国家承担得起的。

    若中国决定推动封存成为其减少排放的主要努力措施，则存储需求将非常庞大。据中英煤炭利用近零排放项目（NZEC）近期的一项研究表明，40年使用期限的电厂将可产生约2亿t的CO2。2009年中国的发电装机容量达8.74亿kW，并预计将在2020年达到16亿kW。

    然而一些地质预测较为乐观，美国自然资源保护委员会的一份报告称，中国具备在地下或海床下存储30?660亿t气体的潜能，相当于逾400年目前的排放量。报告并称，中国逾90%的CO2主要生成中心距离大型地下储存基地的距离不超过160km，但这些潜在储存容量的99%是处于盐碱含水层，这一储备选项尚未经过充分研究。

    尽管中石油今年已在东北部展开试点项目，将CO2注入衰竭的油气田，并通过使用一项已经鉴定的技术提取更多燃料，但这一选择仅可封存中国一小部分CO2排放。而对大型、陈旧油田泄露问题的担忧或成为一大问题，这些油田已在开采过程中打了不计其数的钻井，海上储存是为另一选择，但这将加剧在成本及技术方面的挑战。美国西北太平洋国家实验室（PNNL）在一份报告中表示，中国多数碳输转及储存的成本应该相当于2~8美元/t。

    总之，结合目前中国的情况，CCS将会成为最终的选择，虽然还面临技术的困难，成本上的压力。希望随着试点项目的相继实施，伴随着国际应用的快速发展，有了政策的大力支持，CCS技术的应用将会在中国火电厂减排领域发挥显著作用，成为现实选择，而其自身的高耗能缺陷，也势必造成能源成本的提升。

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