一紙GE能源集團與神華集團的合作協議,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日簽署協議,將開展戰略合作以進一步提高氣化和整體氣化聯合循環發電(IGCC)技術商業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而言,碳捕獲與封存無疑直指核心。目前美國等發達國家和地區在探索的清潔煤技術主要就是CCS和IGCC發電聯產技術。
CCS是一項在燃煤、燃氣發電站以及其他碳排放密集產業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電廠采用CCS技術,因為它的昂貴成本足以抵消煤炭發電的經濟性,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發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發電則已經成為公認的具有革命性的煤炭清潔利用發展方向。
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,相比其他清潔煤發電技術,IGCC的優點很多:發電效率高達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,也成為發達國家重點發展的低碳技術。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相對于燃氣發電也將具有優勢。
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,他不贊成搞單純發電的IGCC項目,因其成本太高。他建議把發電和化工結合起來,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振興規劃,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”。
在國家發改委叫停大部分“煤制油”項目,并提出“高風險行業”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化。
相比之下,煤制天然氣的發展高歌猛進。雖然發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模管道輸送,還將利用余熱發電,項目會具備商業可行性。“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。
