文献阅读 | 2℃目标下中国电力行业碳捕集与封存前景：基于组件学习曲线法

题目

The Prospects of Carbon Capture and Storage in China’s Power Sector under the 2℃ Target: A Component-based Learning Curve Approach

作者

Jia-Ning Kang, Yi-Ming Wei, Lancui Liu, Rong Han , Hao Chen, Jiaquan Li, Jin-Wei Wang, Bi-Ying Yu

期刊

International Journal of Greenhouse Gas Control

时间

2020 Jan

一作

单位

Center for Energy and Environmental Policy Research, Beijing Institute of Technology, Beijing, 100081, China

链接

https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2020.103149

研究导读

为实现2℃升温目标，碳捕获和封存技术（CCS）是不可或缺的，特别是对于以煤炭为主的能源结构的中国来说。然而，高投入使得CCS的发展远达不到全球变暖的目标。对高昂成本的担忧在某种程度上导致了人们对CCS未来的悲观态度。该研究首次采用基于组件的方法，确定了中国火力发电各CCS路径的单位CO₂避免成本学习曲线，并建立了具有内生技术进步的非线性技术优化模型。该研究开发的模型旨在探索经济上最优的CCS部署策略，以实现与中国的2℃目标和所需投资额一致的必要减排。结果表明，四条CCS技术路径，二氧化碳避免成本的学习率在0.018到0.151之间。考虑到整体煤气化联合循环(IGCC)和超临界煤粉(SPC)路径比氧燃烧和燃气路径具有更大的成本降低潜力，应优先考虑它们为战略重点。为了实现2℃的目标，到2050年，电力部门的总减排成本将至少为3,300亿美元，CCS容量为4.99GW。中国所在电力行业大规模部署CCS的首选时间是2030年左右。到2050年，若推迟CCS商业化将使减排成本飙升至6260亿美元。

研究方法

CCS 情景设置

• 加速改进情景( AIS )：中国电力行业CCS的商业化时间为2025年；

• 持续改进情景( CIS )：中国电力行业CCS的商业化时间为2030年；

• 延迟改善情景( BIS )：中国电力行业CCS的商业化时间为2035年。

研究框架

图1展示了本研究的研究框架，包括情景模板、基于组件的学习曲线模块和技术选择模块。本研究首先基于中国特定电厂的技术和成本参数估算了4种CCS途径的单位CO₂规避成本的学习率。然后，建立了一个包含CCS内生技术进步的非线性技术选择模型。结果提供了中国电力部门4种碳捕集途径的简单技术路线图，以及符合2 ℃升温目标的相应成本阈值。

降低CO₂的成本(COA)和捕获CO₂的成本(COC)不同，如图2所示。COA是指在发电量相同的情况下，有碳捕获的工厂与没有碳捕获的相同工厂相比，每减少1吨二氧化碳的额外成本。COC，作为生产单位电力时每吨二氧化碳的平均捕集成本，只存在于有碳捕获的发电厂中。

图1. 研究框架

图2. COA与COC的示意图。

CCS技术选择模型

建立一个非线性规划模型，探索中国所在火电行业冷热电联产系统在温升2℃以下时的成本效益最大的发展路径。目标函数是在整个决策周期内CCS 所需的CO₂降低总成本最小化，如下公式：

CCS基于组件的学习曲线

学习曲线刻画了单位成本与累积产出之间的相关关系，通常用于预测成本下降的未来趋势，考虑到各子系统的技术成熟度参差不齐，基于组件的学习曲线的原理是将复杂系统的总成本分解为关键组件。事实上，整个系统的成本降低潜力很大程度上取决于关键部件的技术突破和成本学习效应，如下公式：

其中，C_cum表示累计产出(即累积经验)达到Cum时的单位成本，C₀为初始单位成本；b表示经验比率。学习率( LR )是累计产出每增加一倍，成本降低的比例。

研究结果

四种CCS技术路径下的CO₂成本学习曲线

本研究探讨了技术学习对降低中国电力行业采用CCS成本的潜在作用。为了识别CCS技术成本下降的潜力，该研究为不同的CCS技术制定了学习曲线，应用了电厂级资本成本和O & M成本的组分学习率（Table 1），以及单位发电成本( COE )和单位CO₂避免成本( COA )的学习率（Table 2）。

就COE而言(图3)，采用燃烧前捕集的IGCC装置成本最高，但学习速率最快。相反，SPC燃烧后捕集路径的成本最低，学习速率最慢。随着装机容量的增加，SPC燃烧后捕集路径的平均COE将从119美元/ MWh下降到约90美元/ MWh，燃烧前捕集的IGCC的COE将从135美元/ MWh下降到约72美元/ MWh。在我国火电行业中，NGCC电厂和IGCC电厂分别需要以平均99美元/吨CO₂和81美元/吨CO₂的成本为CCS配置支付较高的CO₂下降成本（图4）。

图3. 不同CCS电站的平准化度电成本随学习效应的变化趋势

图4. 不同CCS电厂CO₂下降避免的成本在学习效应下的变化趋势

符合2℃目标的CCS技术部署和CO₂减排路线

图5 ( a )给出了加速改进情景( AIS )下中国电力部门的CCS部署情况。到2050年，需要配备CCS的发电总装机容量为499 GW。在可持续发展情景( CIS )下，预计到2050年我国电力行业CCS累计装机容量为353GW。在迟来的发展场景(BIS)中，技术推广的延迟导致经验不足，使得成本在短期内无法大幅降低。

图6为3种情景下的年CO₂减排量。AIS和CIS的碳减排量波动较为一致，分别从2035年的201 Mt和58 Mt CO₂增加到2050年的2083 Mt和2221 Mt CO₂。在BIS中，CCS技术部署的滞后将导致2035 - 2050年每年CO₂减排量的需求急剧增加。预计2050年CO₂减排量为2490 Mt CO₂，几乎是AIS和CIS的1.2倍。总体而言，在中国电力部门的四种CCS途径中，SPC燃烧后捕集途径和IGCC燃烧前途径是降低碳排放的主要贡献者。

图5 .不同情景下中国电力行业实现2 °℃目标的CCS部署策略

图6. 不同发展情景下中国电力行业CO₂年减排量及四种CCS路径贡献

中国电力行业降低CO₂的CCS成本

图7给出了三种情景下中国电力部门四种CCS路径的年和总CO₂规避成本。对于AIS，CCS每年避免CO₂排放的成本先增加后趋于平稳，峰值出现在2047年。由于CCS的商业化比AIS晚5年，CIS情景的峰值时间被推迟；这也使得CIS情景下4条CCS路径的CO₂降低总成本从AIS情景下的329.95亿美元增加到569.14亿美元。对于BIS而言，CCS在电力部门的商业化预计将严重推迟10年，导致CO₂减排形势非常严峻。BIS的年度成本在2040年出现大幅跃升，总成本将高达6257.6亿美元。

图7. 中国电力行业为实现2 ℃目标，在不同情景下CO₂规避的CCS成本

图8给出了中国电力行业年度CCS盈亏平衡价格及其对学习率的敏感性分析。到2050年，在学习率技术进步下，AIS、CIS和BIS三种情景下的平均盈亏平衡碳价分别约为46、53和62美元/吨CO₂。CCS部署越晚，CCS成本对学习率水平越敏感，碳价的不确定性范围越大。

图8. 中国电力行业碳价年度盈亏平衡及CCS部署敏感性分析

结论

为缓解整体减排成本负担，研究建议中国电力行业大规模推广CCS的时间为2025 ~ 2030年。SPC燃烧后捕集路径将承担电力部门部署CCS技术的大部分减排成本。为推进CCS部署，实现2℃目标，本研究提出中国电力行业CCS发展"四步走"战略(图9)。

图9. 中国电力行业CCS技术"四步走"发展战略

编辑&排版：刘心远

相关阅读

1 文献阅读 | 衡量中国城市的低碳能源转型2 文献阅读 | 碳交易与碳税下的建筑部门生命周期碳成本分析3 IMED研究 | 水−能−碳关系：中国城市综合排水系统温室气体排放4 文献阅读 | 空气污染治理降低医疗不平等5 北大现代农学院诚聘农业资环经济方向博士后与科研助理6 文献阅读 | 预测与昼夜温差有关的超额死亡率：中国的全国性分析

点击“阅读原文”浏览小组主页