20110228-IEA-Cost_and_Performance_of_Carbon_Dioxide_Capture_from_Power_Generation_51页_1mb

报告摘要

总结：电力行业二氧化碳捕集的成本与性能分析

核心内容

本报告由国际能源署（IEA）的Matthias Finkenrath撰写，分析了电力行业二氧化碳捕集（CCS）的技术经济数据，包括捕集、处理和压缩的成本与性能表现。报告基于过去五年（2006-2010）的工程研究和可行性分析，旨在支持能源情景建模和清洁能源政策制定。

主要观点

CCS技术现状：
- CCS技术在电力行业仍处于新兴阶段，尚未在大型发电厂实现商业化应用。
- 当前成本与性能数据主要来自可行性研究和试点项目，存在不确定性。
- 与成熟电力技术相比，CCS技术的经济数据仍需进一步验证和补充。
成本与性能趋势：
- 煤炭发电：平均净效率损失为10个百分点（相对于无捕集的燃煤电厂），捕集成本为每千瓦约3800美元，比无捕集电厂高出74%。
- 天然气发电：后燃烧捕集技术是主要分析对象，平均净效率损失为8个百分点，捕集成本为每千瓦约1700美元，比无捕集电厂高出82%。
- LCOE（平准化电力成本）：煤炭发电的LCOE平均为105美元/兆瓦时，天然气发电的LCOE平均为102美元/兆瓦时。
- CO₂避免成本：煤炭发电的CO₂避免成本为55美元/吨，天然气发电的CO₂避免成本为80美元/吨。
区域差异：
- 中国地区的CO₂捕集成本显著低于OECD国家，表明不同地区的经济条件和技术发展水平对CCS成本有较大影响。
技术路线分析：
- 后燃烧捕集：适用于燃煤和天然气发电，是最常见的分析对象，且在短期内更具吸引力。
- 预燃烧捕集：适用于煤气化联合循环（IGCC），效率损失较小，但技术复杂度较高。
- 富氧燃烧捕集：适用于燃煤发电，技术成熟度较低，成本较高。
数据与方法：
- 报告采用统一的方法对不同研究的成本和性能数据进行校准和转换，以确保比较的一致性。
- 使用了10%的实际折现率，以反映早期商业化阶段较高的技术和财务风险。
- 技术经济数据的准确性平均为±30%，且不包括运输和储存环节的成本。
未来潜力：
- 技术学习和规模化效应可能降低CCS技术的成本。
- 需要更多实际商业化项目的运行数据来提高数据的准确性。
不确定性：
- 不同研究中使用的成本估算方法、术语和假设不一致，增加了数据比较的难度。
- 非OECD国家的CCS技术评估仍不足，但根据全球能源情景，这些地区可能需要更高的CCS部署水平。

关键信息

数据来源：主要来自IEA、EPRI、NETL、MIT、GCCSI等机构的研究。
分析范围：涵盖新建设的燃煤和天然气发电厂，捕集率不低于80%。
不包括内容：不分析现有电厂的CO₂捕集改造成本，也不包括CO₂运输和储存成本。
推荐指标：建议使用“夜间成本”作为衡量CCS技术成本的关键指标，因其在不同研究中相对稳定。
政策建议：需要统一成本核算方法以简化技术比较，同时加强非OECD国家的CCS技术评估。

主要技术路线对比

技术路线	捕集率	效率损失	夜间成本（美元/kW）	LCOE（美元/MWh）	CO₂避免成本（美元/t CO₂）
后燃烧捕集（燃煤）	80%	10%	3800	105	55
后燃烧捕集（天然气）	80%	8%	1700	102	80
预燃烧捕集（IGCC）	80%	8%	-	-	-
富氧燃烧捕集（燃煤）	80%	10%	-	-	-