“燃煤发电CCUS”专题
煤电 CCUS产业规模化发展政策激励
0 引 言
过去30 a我国CO2排放总量快速增长,2005年以来一直居世界首位,碳减排压力巨大,“碳达峰、碳中和”为我国能源行业绿色低碳发展指明了方向和路径[1]。我国富煤贫油少气的资源禀赋决定了煤炭是生产与消费的基础性能源,而煤电以其成本低廉、供应稳定及可控性良好等优势长期占据我国电力装机的主导地位[2]。根据朱法华等[3]预测,“十四五”期间煤电规模及发电量仍有较大增长空间,装机容量增长约2亿kW,“十五五”后期,将逐步削减煤电存量,2030—2035年削减加速,到2060年仍需保留5亿kW左右煤电装机量。构建以新能源为主体的新型电力系统,仍需发挥煤电在电力系统的支撑性和调节性作用,并与清洁能源相互融合、共同发展,保障我国能源电力安全。
煤炭发电过程中产生大量CO2,排放量超过我国CO2排放总量的1/3,已成为我国最大的CO2排放源和重点减碳对象[4]。在当前先进高效煤电技术较难大规模部署背景下,单纯依靠节能减排、能效提升等减碳途径无法有效实现煤电行业“碳达峰、碳中和”目标,CCUS技术成为煤电深度减碳的重要手段[5]。据国际能源署(IEA)估计[6],如切实履行《巴黎协定》的相关减排要求,在可持续发展情景下,2030年我国电力部门CCUS捕集规模约为1.9亿t/a,2050年CO2捕集量增长至约7.7亿t/a,到2070年将超过12亿t/a。另外,IEA指出[7]在能源行业2060年达到碳中和及2100年的温度上升限制在1.75 ℃的背景下,我国需在2045年前全部关闭未升级的燃煤电站(如未进行CCUS改造)。因此,CCUS技术在煤电行业将发挥越来越重要的作用,其大规模部署可避免我国大量煤电基础设施建设成本的搁浅,形成一段合理的缓冲期,同时配备CCUS的发电厂在满足电力系统灵活性方面将长期发挥作用,以保障电力系统运行稳定,此外,CCUS技术还可实现煤电行业CO2净零或负排放,为其他行业/领域减碳提供重要支撑。
目前我国煤电CCUS工程由建设数量到示范规模均有较大提升,已具备大规模部署的工程能力,但现有政策促进CCUS大规模示范的能力有限,产业发展仍存在高壁垒、高成本、政策法规体系不健全等问题,如何从政策层面激励推进煤电CCUS产业发展、实现煤电碳中和目标是当前需要重点考虑的问题。
1 我国煤电CCUS发展现状
截至2020年7月,我国已投运或在建的CCUS示范项目共49个,总捕集能力为300万t/a,多以电力、石油、煤化工行业小规模捕集和驱油示范为主[8]。煤电方面,我国建成、在建和拟建的CCUS示范工程主要有12个[9-15]见表1,覆盖燃烧前、燃烧后和富氧燃烧碳捕集技术。其中,国家能源集团锦界电厂15万t/a碳捕集示范工程和泰州电厂50万t/a碳捕集示范工程分别为我国建成和在建的最大煤电CCUS项目,泰州CCUS项目2023年上半年投运;华能集团将要建设的国内规模最大的150万t/a CCUS示范工程,计划2023年12月投运。
表1 我国煤电CCUS项目示范工程
Table 1 China coal power CCUS project demonstration project
2 国外CCUS政策现状及启示
2.1 国外CCUS政策现状
目前全球大部分CCUS项目盈利能力有限,若要形成市场化和商业化运作产业,必须吸引足够多投资,需政府部门出台更多鼓励政策,保证产业稳定发展。
美国近年来持续出台针对CCUS发展的支持政策。2008年实施的45Q法案[16]规定了CO2地质封存税收抵免,且政策有效期持续延长,2018年进行了修订,2021年发布45Q条款最终法规,2022年通过的《降低通货膨胀法》进一步更新了45Q税收抵免法案,加大CCUS技术激励力度,使投资企业能够保证CCUS项目现金流的长期稳定,降低项目财务风险。自2017年以来,先后投入超过3亿美元支持CCUS技术研发和工程示范,加速CCUS技术商业化进程。
科技政策方面,美国主要加大对CCUS科技示范及工程项目的资助。2022年美国能源部(DOE)发布3项资助,共计投入超过70亿美元以支持建设CO2捕集、运输和封存基础设施。9月23日,DOE宣布投资49亿美元,支持3个项目推动碳捕集系统及碳运输和封存基础设施的示范和部署,具体包括:① 碳储存验证和测试项目(22.5亿美元),旨在开发大型商业碳储存项目;② 碳捕集示范项目计划(25.4亿美元),旨在开发6个综合碳捕集、运输和储存示范项目;③ CO2运输工程和设计项目(1亿美元),设计区域CO2管道网络以安全运输捕获的CO2。10月6日,DOE启动21亿美元的“CO2运输基础设施融资和创新计划”(CIFIA),将为美国大容量共享CO2运输项目提供资金至2026年。具体包括:① 支持包括管道、铁路运输、船舶和驳船及地面运输的共享基础设施项目,将人为碳源与其储存或利用端点连接;② 助力行业克服获得建设共享基础设施项目所需前期资本的挑战;③ 助力形成相互关联的碳管理生态系统,实现碳管理技术的商业部署。
欧洲CCUS项目发展主要依靠欧盟碳交易机制(EU-ETS)[17]。通过引入排放交易系统对温室气体排放进行定价,使CCUS在减缓气候变化技术中具有竞争力,自2015年起,欧盟着手探讨面向 2021—2030年的 EU-ETS 第4阶段的规划方案。其中,第4阶段的 EU-ETS 明确提出通过碳拍卖收入所得,设立专项资金加大对CCUS的财政支持力度,即欧盟的创新基金,其他欧盟相关基金也在同步支持CCUS相关设施建设、科研活动等。
欧盟CCS相关科技政策多与能源、气候变化政策联系。《2030年气候与能源政策框架》指出CCS是欧盟能源和碳密集行业大幅减排的关键技术,要加大CCS研发力度和商业示范;《2050长期战略》将CCS作为实现碳中和目标的七大战略技术领域之一;欧盟委员会在《欧洲绿色协议》中提出将CCS纳入向气候中立过渡所需的技术,将其视为关键工业部门脱碳的优先领域之一。2021年通过的《欧洲气候法》将气候中立的政治承诺转变为法律义务,预计未来将继续加大CCS相关政策支持。欧盟多个研发资助计划支持CCUS的研发和部署。地平线欧洲计划将在2021年和2022年分别提供3 200万和5 800万欧元资金资助CCUS技术研发。
英国CCUS激励政策主要体现在电力系统低碳补贴电价、政府明确碳减排意志和碳价格信号、出台严格限制煤炭(煤电)行业发展的标准等方面,为商业规模的CCUS提供资金支持。如英国的CfD(Contracts for Differences)价格保证机制[18]及碳交易底价保证机制,对因使用CCUS技术造成成本增加的发电商进行价格保护,对无法满足CCUS项目运行成本最低价的项目通过增加税收弥补差额。
英国科技政策主要体现在加强对CCUS的商业投资。2022年4月,英国政府发布了《CCUS投资路线图》,清晰展现了英国政府和行业对CCUS发展的承诺及路径,英国政府不仅对CCUS技术有着清晰的规划时间表、多元化的投资策略,更为CCUS的发展明确了商业模型,英国还设立了总金额达10亿英镑的“碳捕集与封存基础设施基金”,计划到2030年建成4个CCUS中心。
加拿大提出采用新税收抵免计划方式促进CCUS项目发展[19],在2022年预算中概述了税收抵免的金额和实施情况。加拿大阿尔伯塔省对碳抵消机制改革,允许非EOR的CCS项目每减排CO2 1 t,可取得多于1 t的CO2减排量。
加拿大科技政策通过投资税收抵免大力支持CCUS技术的开发和应用。2022—2030年,直接空气捕获项目的税收抵免率为60%,其他碳捕获项目的税收抵免率为50%,二氧化碳运输、储存和使用的税收抵免率为37.5%;2031—2040年,税收抵免率分别降至30%、25%和18.75%。从2022年1月1日开始,企业在采购和安装用于新二氧化碳捕获项目的设备产生相关费用时,可申请税收抵免。
其他国家中,澳大利亚设立“减排基金”支持CCUS发展,日本建立了CCUS项目联合信贷机制,并期望通过“碳循环利用”计划实现CO2资源化利用,马来西亚和印尼正在制定CCS相关法律和监管框架[20]。
2.2 国外CCUS政策对我国的启示
当前国外政府部门针对CCUS项目的政策激励方式相对成熟,促进了CCUS技术发展,对我国发展CCUS产业具有借鉴意义。
1)制定多项激励政策共发力。如美国政府出台并不断优化的45Q税收减免政策,极大推动了CCUS项目在美国的布局。根据国际能源署评估,45Q政策将帮助美国在电力部门实现2/3以上的碳减排。但仅依靠45Q政策远不够,还需更多激励措施推动CCUS项目大规模部署。如美国相关议员提出的《增长的可再生能源和效率(绿色)法案》允许碳捕集项目开发商获得45Q政策税收抵免金额的85%,并要求退还任何由此导致的多缴税款,《2020年碳氧化物利用和封存法案》与《收回法案》允许CCUS项目开发商收到90%的税收抵免付款金额。
2)采取灵活兜底的价格机制。如英国的CfD价格保证机制和碳交易底价保证机制,能够降低CCUS项目投资企业的风险;欧盟实施的外部动态交易机制——排放交易计划(EU-ETS),通过碳市场二氧化碳排放权(EUA)的交易,提升CCUS的市场竞争力;加拿大阿尔伯塔省采取的碳抵消机制,通过CCS项目的CO2减排量获得对应的CO2排放额。
3)多举措拓宽投融资渠道。我国CCUS技术投资主要来自政府资金支持,主要用于技术研发,国外投资则用于技术研发和投资建设,且除政府支持资金外的资金占比最高可达50%,资金来源和筹措方式多样化,主要包括政府专项资金、政府募集资金、政府背书进行贷款、大型气候基金、投资机构投资、碳税资金支持等。
4)探索恰当合理的商业模式。大型CCUS项目具有跨行业、跨地域和跨部门属性,涉及“国家-地方-企业”多方关系,需探索资源配置合理、项目效益最大的商业运营模式。国外如美国Val Verde Natural Gas Plants项目和Coffeyville Gasification Plant项目、加拿大的Quest项、沙特阿拉伯的Uthmaniyah CO2 EOR全流程示范项目等,既存在一家单位全部投资运营,也存在多家单位共同出资或共同运营的项目[21]。
3 我国CCUS政策现状及煤电CCUS规模化发展需求分析
3.1 我国CCUS政策现状
我国政府高度重视应对气候变化工作,出台一系列CCUS相关政策规划,有序推进CCUS技术研发和示范。2006年以来,国务院、国家相关部委制定并发布了30余项政策和发展规划,图1反映了“十一五”到“十四五”每年发布的政策数量及累计数量。CCUS概念首次在2006年北京香山科学会议学术讨论会上提出,随后从“十一五”开始,世界各国开始普遍关注气候变化问题,CCUS进入公众视野,2006年2月国务院出台的《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》是第1个与CCUS高度相关的政策,提出开发高效、清洁和二氧化碳近零排放的化石能源开发利用技术,2007年6月出台的《中国应对气候变化科技专项行动》开始布局CCUS技术的研发及试点应用。
图1 我国CCUS相关政策数量
Fig.1 Number of CCUS related policies in China
“十二五”期间,CCUS技术全球升温,我国对CCUS技术也更加重视,政策围绕CCUS整体战略规划不断完善,支撑了CCUS的初步布局和项目试点的落实,2011年7月出台的《国家“十二五”科学和技术发展规划》是“十二五”时期第1个与CCUS相关的规划,提出重点探索和开发CCUS技术,后续的《“十二五”控制温室气体排放工作方案》《中国的能源政策(2012)》白皮书》《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》《关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知》《2014—2015年节能减排低碳发展行动方案》《国家应对气候变化规划(2014—2020)》等均提出加大二氧化碳捕集、利用和封存技术研究和示范工程建设。
“十三五”期间,我国CCUS政策类型向多样化发展,政策内容更加具体并具有可操作性和可执行性,既包括了《“十三五”国家科技创新规划》《“十三五”控制温室气体排放工作方案》《“十三五”应对气候变化科技创新专项规划》等对CCUS产业发展的定位与布局,也包括环境风险评估方面的《二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南(试行)》、技术标准建设方面的《烟气二氧化碳捕集纯化工程设计标准》、投融资支持方面的《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》等,全面引领了CCUS技术的规范化发展。
“十四五”期间,在“碳达峰、碳中和”目标下,我国加快了绿色低碳转型步伐,CCUS产业受到更多关注,CCUS相关政策推动CCUS向大规模、全流程方向发展[18]。2021年,我国首次将CCUS重大项目示范纳入国家“十四五”规划方案,大大增强行业信心。同年发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》将CCUS确定为实现双碳目标的重要技术手段,并提出“推进规模化碳捕集利用与封存技术研发、示范和产业化应用”。在生态环境部等部门开展的气候投融资工作中,CCUS被列为气候投融资的重要方向,中国人民银行推出的减排工具也为CCUS提供了资金支持。国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》也明确提出要针对包括CCUS在内的多项前沿领域,启动一系列具有前瞻性、战略性的国家重大科技示范项目。
3.2 我国煤电CCUS规模化发展的政策需求分析
当前我国在技术层面已具备大规模捕集利用与封存CO2的工程能力,但现有CCUS相关政策促进CCUS示范的能力有限,缺少鼓励性政策,金融融资渠道困难,限制了煤电CCUS技术大规模发展,具体体现在[22]:
1)CCUS战略发展定位不清晰。我国缺少CCUS顶层设计和国家层面的发展战略,CCUS未被纳入国家重大低碳技术范畴,只有少数政策文件提及CCUS的发展,但大多数文件侧重于引导和鼓励,对于技术发展路径和中长期发展规划不明晰,也未明确CCUS技术的发展重点和关键环节。
2)缺乏价格激励或产品补贴机制。我国尚未建立针对CCUS的具体财税支持和激励机制,虽已建立碳排放交易体系,并启动了碳市场,但目前国家排放交易体系不包括CCUS技术,且平均CO2交易价格远低于欧盟,在碳排放价格和碳信用额度方面均难以有效激励CCUS项目落地。
3)CCUS法律法规、标准体系不健全。环境保护法、污染物防治法、环境影响评价法等立法缺失,项目安全和环境风险监管不够,未建立项目审批和许可制度,也未明确项目申请门槛;尚未制定CCUS项目发展准入、建设、运营、终止等环节的法律法规,项目建设的可行性研究、施工、运行、调试、验收、评价等各阶段的技术标准还不健全。
4)缺乏衡量净额和配额过程的统一方法。由于对CCUS项目边界、碳排放因素、泄漏和可持续发展问题缺乏普遍可接受的准确描述,CCUS在碳市场和碳监管系统中缺乏统一的、得到广泛认可的监测、报告和核查(MRV)方法,无法准确核算CCUS技术的减排贡献。
5)CCUS全产业链技术研发体系还不成熟。虽然我国CCUS全流程各类技术路线都分别开展了试验示范项目,但整体仍处于研发与示范早期阶段,技术研发多聚焦于单一技术环节,且技术发展水平还不足以支撑我国CCUS集成耦合与优化技术研究,制约了大规模、全流程、可复制的CCUS集成示范项目的开展。
6)跨区域跨部门跨行业协调机制尚未建立。CCUS项目从立项、审批、执行到后期评价,涉及多个地方和多个部门,且CCUS包括CO2捕集、利用、封存多个环节,涉及电力、交通运输、石油石化等多个行业,目前在地方、部门和行业间均缺乏针对CCUS产业的有效协调机制。
基于上述对CCUS政策方面的分析,煤电CCUS大规模部署亟待在政策、法规、财税、金融、标准、监管等一系列方面进行补充完善,以推动CCUS技术商业化发展。
4 煤电CCUS规模化发展政策激励
CCUS作为煤电深度减碳的重要技术,由于其高成本和高投资风险阻碍了商业化进程。根据相关研究成果,我国燃煤电厂CCUS项目改造后其LCOE(平准化度电成本,用于量化计算发电项目成本)在-105～926元/MWh,平均为504元/MWh,其中60%燃煤电厂其LCOE在400～600元/MWh[23],因此推动煤电CCUS发展需依靠较高激励效果的补贴政策。国内外研究学者通过建立煤电CCUS源汇匹配模型和LCOE发电成本模型,并通过LCOE指标对煤电CCUS源汇匹配结果进行成本量化分析,得出不同煤电CCUS改造成本,进一步考虑不同政策激励模式(碳市场、电价补贴、发电小时数补贴、45Q税收抵免等)设置不同情景CCUS成本的影响,得到的主要结论如下:
1)燃煤电厂在当前市场政策条件下无法实现大规模碳减排。虽然碳市场可有效降低煤电CCUS改造成本,但我国当前的碳交易价格较低,激励效果有限。只有政府部门对燃煤电厂给予更高的政策激励或价格补贴,才能有效降低燃煤电厂CCUS的改造成本。
2)我国部分燃煤电厂在CCUS改造后的LCOE成本低于IEA测算的光伏、陆上风电、核能和海上风电的LCOE成本,尽管CCUS捕集装置的投资成本相对较大,但在有利条件下,如储存地点运输距离较近和煤炭价格较低,燃煤电厂CCUS改造的LCOE比其他低碳技术更低,因此,给予煤电CCUS与清洁电力同等补贴,煤电CCUS将更具有竞争力[24]。
3)早期我国燃煤电厂开展的脱硫脱硝改造和超低排放改造通过政府给予的电价补贴实现了大规模快速改造,如果给予煤电CCUS改造类似的电价补贴,也能有效激励CCUS的改造潜力。在没有任何政府补贴的情况下,煤电CCUS改造的平均临界碳价为72.42美元/t(以CO2计),当引入电价补贴22美元/MWh(0.015元/kWh)时,平均临界碳价降至25.00～50.98 美元/t,CCUS改造成本大幅下降[25]。
4)提供额外的电力配额可以促进CCUS项目的投资,降低投资门槛。随额外电力配额增加,CCUS投资门槛更低,但最优投资门槛降低的速率逐渐放缓,对CCUS改造的促进作用减弱[26]。尤其是百万吨级以上的煤电CCUS项目,即使提供最高的电力配额(7 000 h/a)仍会遭受损失[27]。
5)引入45Q税收抵免高水平激励政策可使煤电CCUS改造成本大幅下降。在没有任何补贴政策的基准情景下,我国煤电CCUS改造后的LCOE中位数和平均值分别为72和73美元/MWh;引入美国45Q税收抵免政策后,LCOE的中位数和平均值分别降低了32和31美元/MWh,使得燃煤电厂可在全寿命周期内持续运营CCUS项目[28-29]。
5 我国煤电CCUS规模化发展的政策建议
1)加强CCUS产业顶层设计。从国家层面统筹建立CCUS发展战略,制定CCUS技术发展路线图和近、中、远期发展规划,明确CCUS技术的研发方向、重点任务和支持政策,加强国家层面的技术指导和宏观调控,逐步实现CCUS由战略储备技术向战略新兴产业转变。
2)多途径实施激励政策,包括财政、税收、财政激励(税收抵免、资金补贴、低息贷款等)、定价和补贴激励(优惠政策、电价、产品补贴或适合燃煤电厂改造CCUS的配额)、开发CCUS项目减排证书等,鼓励煤电企业参与。
3)重启并打造全国统一的自愿减排(CCER)碳市场,研究CCUS减排核算统一的、得到广泛认可的监测、报告和核查方法,建立CCUS全产业链的碳核查方法体系,推动CCUS项目尽快纳入我国自愿减排机制,助力煤电行业大规模减碳。
4)建立项目审批和许可制度,明确项目申请门槛和资质要求,强化CCUS项目监管环境,将CO2捕集、利用、封存全流程技术环节统一纳入同一监管平台,将许可制度贯穿整个项目周期,使CCUS技术规范化发展。
5)加快构建CCUS技术体系和标准体系。明确碳中和目标下CCUS技术需求,针对各个环节开展核心技术攻关,补齐技术短板和缺项,实现核心技术专利化、专利技术标准化、标准技术产业化、产业技术价值化。
6)推进CCUS基础设施共建共享。建立跨行业的合作协调沟通机制,加快CCUS管网和集群基础设施建设,构建CCUS国家数据共享服务平台体系,推进知识、技术等资源的开放共享。
6 结 语
我国以煤为主的资源禀赋决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。CCUS作为实现煤电规模减碳和净零排放必不可少的技术路径,减排潜力巨大。要形成CCUS市场化和商业化运作的战略新兴产业,除了需吸引足够多的投资外,还需政府部门出台更多激励政策,但目前CCUS发展仍面临法律上尚未明确CCUS定位、缺乏价格激励或产品补贴机制、现有电价形成机制不利于煤电配置CCUS、缺乏财务机制和可行的商业模式、缺乏衡量净额和配额过程的统一方法、审批和监管体系不完善、公众对CCUS接受程度低、知识共享不充分等问题,借鉴国外在CCUS政策方面的先进经验和做法,CCUS定位、政策激励、监管许可、方法学构建、标准规范、宣传引导等政策方面仍需不断完善和改进,开展国家总体CCUS发展路线图研究和顶层设计,加快更大规模CCUS集成示范项目筛选和技术路线优化论证,助力我国煤电CCUS规模化发展。
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