弗朗索瓦•吉格 / 巴黎高矿能源俱乐部主席 / 2016-01-25
2015年12月在巴黎召开的COP21为对CO2捕获以及储存的发展进行总结提供了一个机会。国际能源署预计，这一技术将有利于哥本哈根大会目标的实现——到2100年全球变暖不超过2摄氏度，CO2排放量减少15%-20%。在其《2014世界能源展望》报告中，国际能源署提出了2040年时人类的减排成果：全球排放量将从46GT（21GT来自电力领域），减少至20GT（发电排放仅剩4GT）。
将大规模的碳使用与全球气候指标相结合，需要在25年内建立一个在规模上可与整个石油工业相媲美的全新CCS产业。除了期待、机会和障碍，本文将着重介绍碳捕获、运输以及储存这三个相连的环节，最后是一些后续行动建议。
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20世纪前十年，专家们对利用在大型排放点实施碳捕获和存储来减少人为CO2排放的办法非常乐观。
随着挪威国家石油公司在挪威北海Sleipner油田取得的成功，快速发展该技术被视作可行。
挪威政府对天然气提纯过程排放到大气中的CO2征收每吨30-50欧元的税款，确实很有必要，因为相对2.5%市场标准要求，这个行业排放气体中CO2含量可能高达30%。为了避税，挪威国家石油公司从1996年起，每年向开采平台附近的于特西拉地下盐水层注入接近100万吨的CO2。
2005年，英国首相托尼·布莱尔在格伦伊格尔斯的G8会议上宣布，英国有意成为这项技术的欧洲先锋，并提出4项工业计划。第一个项目是在苏格兰彼得黑德建立一个联合循环式燃气轮机。受益于海上石油及天然气开采，英国在自然条件和工业实操上有得天独厚的优势。英国拥有大量废弃油田和可用基础设施，包括海上平台和石油管道系统以及大容量天然气管道。
在此背景下，加上壳牌石油公司的积极倡导、英国BP公司和挪威国家石油公司的支持，欧洲联盟委员会携下属研发、环境和能源部门建立了专门技术平台ZEP（零排放平台）。由于该项目在技术、产业和社会等各个维度上的复杂性，促使欧盟委员会号召相关各产业领域代表积极参与：发电、工业气体、石油天然气运营商以及各自供应商。考虑到社会接受度问题，非政府组织也被邀请作为社会代表。
就个人而言，我有幸同来自20多个国家的200多位专家和官员一道，在这项工作中进行合作。大家身处不同领域，带着特定的文化和挑战，开始时彼此互不相识，但很快就进入了合作状态，根据各自方向形成不同小组；短短几个月时间，我们撰写出一系列高质量的文件，包括一份战略研究计划、一份欧洲技术战略开发方案。此外，各小组专家共同撰写报告，针对各技术选项所需基本技术的成熟度以及产业实现途径都进行了评估。
需要克服的障碍
要实现CO2的捕获-运输-储存链，存在6个重要难点[1]:
法律：CO2的状态
至少在欧洲，一条公认的环保法规原则是禁止向土壤注入任何液体废物。但地质储存CO2涉及密相（Dense Phase）或既非气态亦非液态的“超临界”流体状态，因此，如何界定CO2的这种特殊状态，使之不再属于“液体废物”类别？
跨境运输
同样，不管是进行跨陆地边境运输还是海底管道运输（受《伦敦公约》辖制），以及在地质构造中进行跨越领海边界的流动，CO2的状态定义都需要做出调整。
技术
无论是CO2捕获、压缩、运输还是向深部地质结构注入，技术问题总是最先碰到。下文将就更多细节进行讨论。
社会接受度
社会接受度很早就被提出来，一方面是由于其他废物长期积存引起的公众关注，以及非洲尼奥斯湖火山口CO2泄漏上升的致命性。正是在这种背景下，非政府组织被邀请参加ZEP平台的相关工作，不仅为了代表民间社会，还是为了充分考虑民众意见以及在需要时向民众提供相关学术资料。
经济性
像其他环境保护措施一样，碳捕捉和存储的实施将导致额外开支。一旦概念被证明可行，就要马上评估这些开支，通过流程优化来减少，并最终建立一套机制来覆盖这些成本。
组织
CCS完整产业链的运营管理需要有一套广泛的技能和专业，单一企业或项目很难提供或管理这些技能和经验。因此需要进行大量合作。一些产业如电力已经习惯较低利润空间——像稳定的农耕民族；另外一些产业更熟悉地质风险管理，需要更快和更好的风险回报——更像游猎民族。由此产生的文化冲突和误解将很难克服，因为没有任何经验和评估。
ZEP平台运行的初期——目标是通过地质储存减少人为CO2向大气排放——就充分证明，这种冲突几乎让一切功亏一篑。燃煤为基础的电力生产商强调提高发电效率，减少燃料消耗，减少单位产能的CO2排放；石油公司宣称“感谢碳捕捉和存储给了他们绝好机会来发展自身”，并反对从来源上减少CO2排放并以此减少需要储存的CO2量的想法。最终，为了让工作顺利开展，除了妥协别无他法。
10年后的今天，煤炭的使用受到大量指责，特别是在欧洲，电力公司与石油天然气公司在碳捕捉和存储概念仍有非常不同的看法。前者认为它是约束，会增加生产成本，甚至让生产难以维持；后者当中有一部分对其前景非常看好，但也有人坚持地质储存容量的不确定性太大，特别是排放量巨大的地区。许多人对碳存储服务商的商业模式也提出了质疑。
北欧最大的运营商之一在广告中宣称自身开采的天然气所产电力是气候友好的，并减少了一半的CO2排放，这样的宣传虽然对自身有益也确实是事实，但将这样的广告展示在传统产煤区鲁尔的杜塞尔多夫机场，则对各方面互动有害而无利。
捕获CO2
2014年，煤炭发电覆盖了43%的全球需求，是最大的人为CO2排放源。法国情况完全不同，这是因为其在水电和核电上的历史优势。然而，电厂烟囱并不是最容易捕获到CO2的地方，因为烟气中的CO2含量还不到15%。高浓度的CO2更多源于氨、化肥（甲烷催化重整）和氢的生产过程。工业上从所谓酸性气体中提取适宜消费的CO2已经有几十年的实践，成本要低得多。从这些技术向煤烟分离技术转换，必须克服一系列的缺陷。
首先是气体处理设备需要扩容一个或多个数量级。这将在15年内导致投资翻倍，在此期间，其他设施成本需要降低至1/4-1/3，使之相当于没有碳捕获技术的煤炭厂的水平。
其次是煤烟中残留杂质的去除。按照环保法律要求，大型燃烧装置中的粉尘、硫和氮的氧化物等需要被分离，但对残留的酸仍需进一步处理。
第三个因素是对密相在80bar以上的CO2进行运输前分离、纯化和压缩导致的能量损失。过去15年中，一个现代化煤炭发电厂的发电效率约为45%，最优工序的能量消耗从12个百分点降到了8个百分点，这是勒阿弗尔CO2捕获研究试点的标志性成功[2] 。然而，这使设备的整体效率下降至37%。根据热力学理论，理论最小能量损失是5个百分点。因此生产等量电能，需要额外10-20%的煤炭，来实现运输前捕获和压缩。
最后，许多捕获过程涉及工业化学，导致生产过程更加复杂。火电厂商不太懂其中的诀窍，也因此不太清楚管理结构（处理试剂以及废料的风险，潜在灵活性损失…）。
CO2运输
这部分不存在不可逾越的技术问题，因为它已经在北美等地实现产业规模应用。
运输体系的布局将取决于发电厂和存储站点间的距离，即相对位置，目前还无法立即对其进行评估。这些有待解决的问题可能会带来其他隐性障碍。
首先是社会接受度。运输管道需要跨越人口稠密地区，平均每公里就需要穿越一栋房产：这使得每个利益相关者都会对CCS链有自己的看法。
第二个障碍是运输网络的投资。在欧洲，需要几十年才能建设出成规模的天然气管道。所需时间将受到授权以及土地征用的影响。基础设施的成本则取决于地理位置（平原、山区和海上），与距离成正比，但受益于规模效应与运输流量。
CO2地质封存
在欧洲，这一领域固有的困难在15年前就被大大低估，而如今在这一问题上，专家们仍然没有达成共识。
挪威国家石油公司在2006年出版的一份有关连续10年向挪威北海注100万吨CO2的报告，认为有可能找到一些不适用于一般消费的盐水层，覆盖大范围地区（数十英里），孔隙率超过20%。在此基础上，CO2的存储和运输的实现不存在任何特殊困难，成本不超过整体成本的15-20%，而且以发电厂附近的CO2捕获为重点。其他成就如位于撒哈拉沙漠的因萨拉赫、将被利用的北海区域报废石油和天然气田，以及自1970年代以来在美国北部原油强化回收（EOR）业务的开展，都使大家对这一观点持乐观态度。
许多地质研究覆盖了欧洲各个区域。然而，当开始整理所有相关评估时，我们意识到这些评估使用的是非常不同甚至是不兼容的方法，这使区域同步难以实现。比如含水层的平均孔隙度的假设是基于离散值的。更糟的是，在钻井底部测量数据太少，根本无法排除误差。这可能是因为只有地质深度超过1000米的地方才能保持CO2的密相，目前只有石油和天然气运营商的钻井能达到这个深度。后者侧重于碳氢化合物的水平。详细的注入数据（由钻井向围岩注入液体的能力）是非常稀有的，尤其是在潜在适合储存CO2的含水层。至于达到的深层含水层，现在已经钻了很多井，这些井最初都是用于防水的，但是除了少数例外，大部分都无法抵御现在的CO2酸化。
法国北部研究项目涵盖巴黎盆地以及一半左右的大城市，有助于理解很多其他因素。它受到了法国主要工业团体以及法国能源与环境控制署支持的地质组织的资助。目标是展开试验，在40年内向地下注入两亿吨CO2。以目前的标准，这相当于一个燃煤机组（1000兆瓦的基准负载）的排放量。研究结果受到了广泛关注：要达到40年两亿吨CO2的注入目标，需要建设更多的设施。除了静态容量评估，注入的动态因素也让人望而却步，这一参数在绝大多数全球出版物中从未被提及。因此问题在于：我们是否高估了盐水层的CO2储存能力？”[3]
未来
捕获程序
捕获的投资和经营成本降低，必须依靠大型项目经验积累和基础研究带来的技术突破。
2008年2月，加拿大（萨斯喀彻温省）的边界大坝3号改造项目上马，初始功率139兆瓦。总额15亿加元的投资主要由政府补贴支持。到2014年10月，功率增至160mW并调试安装胺类气体捕获装置。因此，成本将达6000美元/兆瓦。由于该40-50兆瓦的能量损失，输出功率降低到110-120 兆瓦。每公吨CO2的减排成本达到100加元，被捕获的CO2给有回收需求的Weyburn油田带来的价值大约是每吨25美元。
美国密西西比州肯珀县褐煤电厂2010启动的582兆瓦项目，对煤实施了气化处理。预计在2016年总预算为62亿美元，此外还有9500美元/兆瓦的CO2捕获费用。
从技术上讲，节能减排对于节省能源、降低成本以及促进可持续发展非常重要。然而，计算能量损失的方法并不唯一，我们需要国际化标准以对不同情况进行评定。ISO（国际标准组织）正在进行该标准的制订工作。
化学过程必须稳定运行，因此要努力提高CO2捕获装置的灵活性，以免对电力生产造成负面影响。
运输
在美国北部已经进行了大规模的实践，CO2运输可以被认为是一种成熟的技术。
地质储存
由于专家意见的多样性，我们有必要建立统一共识从而评估不同地区的储存潜力。对于注入阶段及之后含水层变化的认知提高是必需的，尽管这只是为了了解孔隙体积的数量，以预期几十年内可用的CO2储存量。某些概念如抽离含水层的水分为CO2存储提供空间，也值得深入评估。此外，每个地质点各有不同，我们应该分别进行研究。
对钻探、注入测试以及试点的建设同时进行评估，对于获得更深的盐水地质层是必要的，因为这方面的研究非常少，目前也无法提供足够的经济吸引力。北美对此有合理的预期，但欧洲情况令人失望，中国和印度的情况更需大量研究和探索。
要实现CO2的地质存储，还有两个非技术问题需要解决：公众接受尤其对近10年来毫无进展的陆地存储；建立CO2存储的商业模式。在着手于这两个任务之前，地质科学需要对地质、市场和运营风险有全面研究，让人们对收益产生希望。
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碳捕捉和存储技术是将煤的大量使用与温室气体减排结合的唯一途径。成功的条件包括将捕获成本降至当前的1/5和精确识别地质存储资源。在仍然消费煤炭的国家，特别是中国和印度，注入试验应该尽快在井底实施以证明储存CO2的可行性。
在20年内，产业投入将非常巨大。碳捕获需要建设大量跨国规模的精炼工厂；运输网络规模需要与天然气管道网络相媲美；储存容量得与石油和天然气最大产能相当。政府能否为此筹得足够资金并获得公众认可？我们只能拭目以待。
（李璟旸/译）
参考资料：
[1] Giger, F., Di Zanno, P. et al. : “Making Carbon Capture and Storage Happen in Europe: Markets, Policy, Regulation”, WG4 Subgroup on “Markets, Policy and Regulation”, EU Technology Platform Zero Emission Fossil Fired Power Plants, Brussels, 26 Sept. 2006.
[2] F. Giger, F. Chopin, J.F. Lehougre, «CCS Pilot Project Le Havre: a stepping stone in EDF Group tackle of the CO2 challenge», VGB PowerTech, Essen, 3/2015.
[3]（S. Thibeau & V. Mucha, IFP Energies nouvelles, vol. 66 (2011) 1 pp. 81-92）。
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