一紙GE能源集團與神華集團的合作協(xié)議,使“清潔煤”成為奧巴馬訪華帶來的第一個實質性的能源合作項目。
在“低碳”成為全球能源行業(yè)前進方向的今天,以往所謂“最不清潔”的煤炭也必須放下身段,開始尋求清潔利用的途徑。作為中國能源結構中占70%比重的種類,煤炭的清潔利用進程將直接關系碳減排成果。
分析人士指出,高碳能源的低碳化利用,其中幾個前景較好的關鍵技術仍然面臨技術不成熟、成本高昂、存在爭議、國產化低等問題,目前可行性較高的項目如煤制天然氣、二甲醚等項目則成為清潔利用的有效途徑,但仍須警惕一哄而上。
昂貴的CCS
GE與神華集團11月17日簽署協(xié)議,將開展戰(zhàn)略合作以進一步提高氣化和整體氣化聯合循環(huán)發(fā)電(IGCC)技術商業(yè)運用的經濟性與性能表現,合作擴大煤氣化技術在中國工業(yè)領域的應用并共同推動和促進帶有碳捕捉與封存(CCS)技術的IGCC商業(yè)應用項目。
CCS和IGCC這兩項清潔煤技術,正是碳減排的“重頭戲”。
分析人士指出,化石能源的碳排放系數都很高,其中煤炭的排放系數最高,約為2.66噸二氧化碳/噸標準煤,而天然氣為1.47噸。高碳能源低碳化利用,其核心概念就是降低二氧化碳的排放量,對于含碳值最高的煤炭行業(yè)而言,碳捕獲與封存無疑直指核心。目前美國等發(fā)達國家和地區(qū)在探索的清潔煤技術主要就是CCS和IGCC發(fā)電聯產技術。
CCS是一項在燃煤、燃氣發(fā)電站以及其他碳排放密集產業(yè)內捕獲和封存二氧化碳的技術。這項技術要求在產生大量二氧化碳排放的地方,將二氧化碳隔離、壓縮,然后抽到地下干枯的油氣井和合適的地質層中,利用巖層封閉起來。根據聯合國政府間氣候變化委員會(IPCC)的調查,該技術的應用能夠將全球二氧化碳的排放量減少20%至40%。
盡管前景如此美好,但目前世界上還沒有一家大型發(fā)電廠采用CCS技術,因為它的昂貴成本足以抵消煤炭發(fā)電的經濟性,如果不能在燃燒之前將碳處理掉,那么再收集和封存的成本將直接使項目失去經濟效益。另外,這項技術不但建設和運行成本昂貴,還會降低電廠的運行效率,而被封存的二氧化碳仍然存在泄漏的危險。
分析人士指出,CCS技術實施過程需耗費大量能量,使用CCS技術的發(fā)電廠將要耗去其電力產量的1/4甚至更多,同時建造碳捕獲裝置和輸送管道還將產生額外的費用,并花費更多的能量。
CCS技術的花費究竟有多大、帶來的碳減排究竟能產生多大的收益,國外仍在爭論之中。而昂貴的CCS在中國進展緩慢,甚至還沒有一個示范項目。
美國斯坦福大學能源與可持續(xù)發(fā)展研究中心助理研究員何鋼指出,中國的地質條件復雜,目前探討的存儲方式中,通過CCS增加石油采收率和提高煤層氣采收率能夠帶來經濟效益,具備較大潛力。
目前神華集團正在研究利用CCS技術減少煤制油項目的二氧化碳排放,中國神華煤制油化工有限公司有關人士曾向中國證券報記者表示,作為國內開展的第一個碳捕獲和封存項目,現在碳封存的各種方式都在考慮,包括進行地質封存,但他們還沒有對示范項目投入和產出進行評估,只考慮示范性。
IGCC期待突破
如果說CCS技術在理論上仍存在爭議,那么IGCC發(fā)電則已經成為公認的具有革命性的煤炭清潔利用發(fā)展方向。
超超臨界燃煤技術主要追求的是消耗更少的煤炭,相比之下,IGCC發(fā)電則是將煤氣化,在合成氣進入燃氣輪機之前就將碳脫除,因此在燃燒發(fā)電過程中幾乎零排放。
申銀萬國分析師表示,相比其他清潔煤發(fā)電技術,IGCC的優(yōu)點很多:發(fā)電效率高達45%,能實現98%以上的污染物脫除效率,耗水量小,燃燒前進行碳捕捉的成本低,能與其他先進的發(fā)電技術如燃料電池等結合等。
因此,IGCC被認為更具有革命性,也成為發(fā)達國家重點發(fā)展的低碳技術。目前全球共有近30座IGCC示范電廠在建或運行,總裝機容量超過8000兆瓦,其中運行超過10年的IGCC電廠有4個。
申銀萬國分析師指出,國內天然氣價格的高企,使IGCC相對于燃氣發(fā)電也將具有優(yōu)勢。
然而,這種普遍看好的技術在國內卻是“雷聲大、雨點小”,至今只有4個示范項目。究其原因,主要還是成本問題。IGCC項目通常會進行碳捕獲和封存。
接受中國證券報記者采訪的多位煤炭行業(yè)人士均表示:“我們很看好IGCC的前景,但是目前它的成本太高了,這個問題不解決,難以推廣開來。”
何鋼指出,相對超臨界燃煤電廠,增加CCS將使燃煤發(fā)電的成本提高40%-80%,也就是說,IGCC+CCS雖然能減少CCS的成本,卻會使發(fā)電的總成本增加40%-60%。這無疑大大降低了IGCC的經濟性。
“我國的煤炭資源與水資源呈現逆向分布,IGCC的水耗雖然只有常規(guī)火電機組的1/3,但在氣化之后的廢棄產品處理方面成本非常高,這直接導致IGCC的成本難以降下來,推廣不下去。”中國煤炭科學院研究員陳家仁對中國證券報記者說。
IGCC示范項目中的核心設備主要包括氣化爐、燃氣輪機、空分裝置、余熱鍋爐等,而核心技術和設備都主要依賴進口,例如殼牌的煤氣化技術在國內引進較多。申銀萬國分析師指出,目前國內還沒有單獨應用在發(fā)電領域的煤氣化應用技術,而這是IGCC的關鍵技術,未來政府將大力推進IGCC關鍵設備國產化以及發(fā)展具有碳捕捉設備的IGCC電站。
分析人士指出,要降低成本,必須加強相關技術和裝備制造的國產化率。目前IGCC電站的關鍵設備都要從國外購買,成本高,建設周期長,見效益慢。中國石油和化學工業(yè)聯合會今年向政府建議限制盲目引進煤氣化技術設備,加強國產化。在此壓力下,殼牌開始試圖提高國產化率,并與神華等公司合作研發(fā)煤氣化技術。
中國工程院院士倪維斗曾公開表示,他不贊成搞單純發(fā)電的IGCC項目,因其成本太高。他建議把發(fā)電和化工結合起來,實行多聯產技術,在經濟上比較合算,例如生產甲醇體系的一系列化工產品。
新型煤化工可行性較高
除了發(fā)電之外,煤炭的清潔利用還包括將煤炭轉化為其他能源形式。與IGCC和CCS這樣“華麗而昂貴”的低碳技術相比,一些技術比較成熟的新型煤化工項目則明顯具有成本“親和力”和可操作性。
西北化工院總工程師周曉奇指出,煤轉化為其他能源產品的方式有煤制油、煤制甲醇/二甲醚、煤發(fā)電、煤制氣/合成代用天然氣等。不同的利用方式中,煤的熱能有效利用率不同,其中效率最低的是煤制油,最高的是煤制天然氣。
根據今年出臺的石化產業(yè)振興規(guī)劃,國家將“重點抓好現有煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等五類示范工程”。
在國家發(fā)改委叫停大部分“煤制油”項目,并提出“高風險行業(yè)”預警的情況下,神華108萬噸直接液化項目和伊泰16萬噸間接液化項目成為中國現在僅存的兩個煤制油項目。煤制油因其高耗水、碳排放高、技術門檻高、資金投入大等問題,成為“溫室里的花朵”,短期內難以獲得突破和實現商業(yè)化。
相比之下,煤制天然氣的發(fā)展高歌猛進。雖然發(fā)改委目前只批準了一個大唐國際克什克騰煤制天然氣項目,但已經制定了規(guī)劃的項目多達近10個,合計產能超過100億立方米,總投資超過2000億元。
雖然煤炭的清潔利用都要走煤氣化這一步,但煤制天然氣項目產出的甲烷氣將直接進入天然氣管網,成為國內天然氣的補充,下游用戶與天然氣類似。
業(yè)內人士指出,對于煤制天然氣、煤制二甲醚、煤制烯烴等項目,由于技術上比較成熟,在國家鼓勵政策出臺后立即“掀起高潮”,對于此類項目有關部門應該有合理規(guī)劃,避免再出現大批產能集中投產、產能過剩的狀況。“這種一哄而上的情況令人擔憂,煤制甲醇項目如今嚴重過剩的局面不能再出現。”該人士說。
一位中海油煤制氣項目的負責人告訴記者,他們的煤制氣項目不但要實現大規(guī)模管道輸送,還將利用余熱發(fā)電,項目會具備商業(yè)可行性。“但是,仍然會產生大量的二氧化碳,怎么處理這個問題,我們很頭疼。”他說。
而另一位業(yè)內人士則表示,無論如何,將一種原本可以直接燃燒利用的能源經過多次轉化,變成另一種能源形式燃燒利用,價格昂貴不說,這其中一定還要再消耗大量的能源,是否合理實在不好下定論。
