碳捕集与封存的有效实施：经济可行性与赋能条件战略指南

一份关于经济可行性和促成条件的战略指南 管理摘要 碳捕获与封存（CCS）是一项对去碳化高耗能产业和减缓气候变化至关重要的技术。经过数十年的发展，全球已安全储存了超过2亿吨二氧化碳，成本正下降至盈亏平衡点，挑战已不再是技术层面——而是协调允许经济可行的CCS项目得以建设的制度、监管和社会条件。 对CCS价值链中各领域领导人的访谈揭示了三个一致的担忧：财务可行性挑战、责任框架不明确以及社会接受度低。经济情况取决于具体环境。捕捉成本因行业而异：在化工领域，氨的生產由于CO₂浓度高而具有天然优势，而水泥和钢铁行业的成本则更高。能源获取方式也至关重要——到2040年，热泵使42个国家中的35个具备可行性，而仅靠电加热的国家只有6个。客户支付意愿也成为一个关键因素，在市场商品化之前，这创造了战略机遇窗口。 除经济因素外，社会对碳捕获与封存技术的接受程度落后于其他气候技术，并且因地域而异。监管稳定性至少与补贴的慷慨程度同等重要，而责任明确化迫在眉睫，因为当前的框架在五个风险类别上仍然不成熟。 存在一个从2025年到2035年的关键窗口期，早期进入者将通过绿色溢价和基础设施准入来获取优势。为了成功，行业参与者应确立竞争优势定位，积极管理不确定性，并确保有客户支持的承购。相反，监管机构可以通过优先考虑稳定的框架而非慷慨但不可预测的补贴、明确责任分配，以及实现跨境减排来提供支持。 成功需要多维度卓越。在协调方面表现优异的国家和公司——建立信任、创造一致、维持承诺——将引领CCS时代。 内容 快速事实 35 国家(分析42个中的)实现CCS到2040年实现可行性使用热泵技术 85%规模经济带来的管道运输成本降低（每年运输10万吨与5万吨的比较） 理解CCS可行性的经济性 对于考虑投资碳捕获与封存（CCS）的工业领袖而言，问题不在于技术是否有效，而在于何时对他们的具体情况而言变得经济上具有吸引力。答案取决于一系列复杂因素的相互作用，这些因素因行业、地域和时间表而异。 本章探讨了CCS经济可行性的整体情况，超越了简单的成本估算，以探究捕获技术、运输物流、储存选项、能源获取、市场动态和监管激励如何共同决定商业可行性。我们的分析表明，CCS在发达经济体中的某些应用已经可行，而其他行业和地区面临的时限则延伸至2030年或更远。 理解ccs成本需要考察三个不同的活动：从工业过程中捕集co₂，将其运输到储存地点，以及将其注入地下进行永久封存。目前，由于规模有限，运输和储存成本可能占总成本的50%。然而，随着技术发展和项目规模的扩大，我们预计捕集成本将占主导地位，约占总费用的60%至75%。与捕集相比，运输和储存相关的成本百分比可能会根据规模、距离和地质条件而下降，因为这些因素在不同项目之间存在很大差异。A A在CCS中，捕集未来将占总成本的最大份额 当前碳捕集成本，包括运输前所有步骤，例如捕集、纯化和压缩，在大多数行业范围在每吨60至80美元，但这些数字掩盖了重要的差异，具体取决于二氧化碳浓度、分压和杂质。化学品和炼油行业的基准成本要低得多——通常从每吨40至50美元开始，因为它们的工艺自然产生更高浓度的二氧化碳。例如，在乙醇发酵过程中，二氧化碳浓度可以达到99%，而天然气发电中只有3至5%。这种差异直接转化为能源需求：从稀薄气流中浓缩和分离二氧化碳比从浓缩来源中捕集它需要显著更多的能源。B 二氧化碳浓度、分压和捕获成本之间的关系，构成了一个自然行业准备度的等级。生产浓缩和纯净二氧化碳流量的行业可以更有效地实施碳捕获与封存（CCS），从而更早地获得可行的脱碳路径。这一技术现实塑造了竞争动态，并解释了为何化工和炼油行业在短期内经济性比发电或钢铁行业更强。 今天的碳捕获市场严重依赖第一代胺技术，该技术占据了大多数行业当前安装设备的大部分。虽然胺系统已被证明并且可靠，但它们面临着包括固体吸附剂、低温分离、物理吸收和能够为特定应用提高效率或降低成本的先进燃烧循环等新兴替代技术的竞争。 这些二次技术目前成本在30至150美元/吨之间，具体取决于方法，而胺的成本范围是30至50美元/吨。到2040年，我们的分析预计，胺技术将保持领先地位，但二次技术将根据不同行业占据10至40%的市场份额，这得益于它们在特定环境下的优势。例如，氧循环在发电方面有潜力产生高热效率（约60%），而固体吸附剂在低压二氧化碳应用中表现优异，吸附效率超过85%。C ccs在技术上已经成熟，并且得到了商业验证。现在的挑战是将可行性扩展到钢铁、水泥、氨等基础商品上。产品碳标准作为市场参与资格的认定标准，对于扩大这一行业规模将至关重要。 C胺是当今主要的碳捕获技术，次要技术在2030年显示出渗透的潜力 未来二十年的成本削减将来自两个方面：随着部署规模的扩大而产生的学习效应，以及技术进步。这些动态应该将在2040年将碳捕获成本降至大多数行业每吨30至40美元，尽管30美元/吨的成本底线反映了不可减少的运营需求。D D碳捕获成本预计到2040年将下降至每吨30-40美元的CO2 来源：罗兰贝格 今天经济上处于边缘地位的事物可能在未来五到七年通过纯粹的技术成本降低而变得具有强制性，即使碳定价或政策支持没有发生变化。 运输：规模与距离方程 捕获后，CO₂必须传输——有时数百公里——才能到达合适的储存地点。这种运输需求引入了第二个主要成本组成部分，并有其自身的独特经济性。 管道目前主导着二氧化碳的运输，尤其是在美国，预计到2040年将承担81%到90%的运输量。其经济性严重依赖于地形、规模和距离。一般而言，海上管道比陆上网络贵50%到120%。每公里的资本支出为10万到40万欧元，随着运输量的增加，管道成本急剧下降：假设距离为1000公里，海上网络的成本从每年500万吨时的每吨75美元降至每年1000万吨时的每吨11美元。E E运输二氧化碳可以作为离岸管道运输的替代方案，但只适用于长途运输少量货物 运输和海上管道运输成本 [美元/吨 CO2] 假设年产能为 2 Mt/a 假设距离为1000公里 这种规模依赖性为较小的排放者带来了根本性挑战。一个每年生产10万公吨CO₂的设施无法经济地证明专用管道基础设施的合理性，因为每吨的成本将是不可接受的。这一现实推动了CCS枢纽的工业逻辑，即在多个排放者共享运输基础设施，以实现管道经济性所需的规模。 对于某些应用程序，特别是将较小体积的长距离运输到海上储存，航运提供了一种有竞争力的替代方案。船舶运输成本保持相对稳定，为每吨24至28美元（假设距离为1,000公里，考虑不同的运输压力、船舶尺寸和体积），使其在年运力低于两千万吨且距离超过1,000公里的情况下具有吸引力。将二氧化碳路由到不同储存设施以抓住机遇的灵活性，提供了额外的价值，特别是在开发多个海上储存设施的地区。 然而，最具经济效益的方案涉及将现有的油气管道改造用于二氧化碳运输。在可行的情况下，与新建管道相比，这种方法可降低成本90%以上，为位于传统化石燃料基础设施附近的排放者提供显著优势。 存储：平衡容量、成本和可接受性 核心CCS价值链中的最终环节——永久地下储存——具有丰富的全球容量，但在成本、技术要求和公众可接受性方面存在显著差异。 枯竭的油气田目前主导着运营储存项目。这些场地提供了几个优势：现有的地质数据降低了勘探成本，井和设施可以潜在地被重新利用，并且存在一个成功困住了数百万年碳氢化合物的盖层，这为长期封存提供了信心。平准化成本在5美元/吨和20美元/吨之间变化，具体取决于陆上或海上位置，尽管对井完整性和老化基础设施潜在泄漏的担忧需要谨慎管理。 盐岩层——地下深层含有微咸水的构造——在全球具有最大的理论储藏容量，成本在每吨20至50美元之间，具体取决于地区和地质条件。然而，开发新的含水层地点需要在缺乏先前生产数据的情况下进行全面的水库特征描述。为了监测潜在的地下水污染而需要持续监测，会增加长期成本。 玄武岩构造代表了一种有趣的选择，具有独特的长期优势，尽管效率较低且耗水量较高。当二氧化碳在存在水的情况下与玄武岩接触时，它随着时间的推移会矿化成固体碳酸盐矿物，有效地将气体转化为石头。这消除了长期的泄漏问题，并减少了监测需求。然而，玄武岩储存是一种相对较新的储存解决方案，需要更高的前期资本投资。 全球储能为中期的CCS部署不是限制因素，有2,000 Gt的储存空间可用。仅废弃的油气田就提供了大约300亿吨的容量，其中美国占205亿吨。盐穴提供了这个数量的几倍。北海的主要海上储存发展项目——包括Northern Lights（每年高达六百万吨）、Smeaheia（每年约两千万吨）以及一个潜在的超过每年一亿吨的荷兰海项目——展示了大规模储存基础设施的可用性和可及性。F Fccs 的存储资源在所有地区都以高容量提供 1 在此图中未考虑的咸水层中地质储存二氧化碳资源，但估计比在油或气田中多几倍 约束并非地质因素，而是社会和监管因素。与陆上选项相比，欧洲公众对近海储存的接受程度更高，而美国和加拿大几十年来已成功运营陆上储存，甚至包括提高石油采收率。这些不同的态度塑造了区域CCS战略，并通过许可时间表和监管要求影响着项目经济。 跨整个价值链的成本汇总揭示了显著的部门差异。使用2024年中等成本假设，总碳捕获与封存（CCS）费用范围为：化学品（氨）为96欧元/吨，水泥为106欧元/吨。钢铁、燃气和生物质发电以及炼油业集中在99至104欧元/吨的范围内。与中等成本范围相比，最低成本范围可能相差高达36美元/吨，最高成本范围可能相差高达50美元/吨。 到2040年，成本将大幅趋同，因为学习效应的累积和基础设施的成熟。这个范围在77至87欧元/吨之间。这种趋同表明，享有早期成本优势的领域可能会随着时间的推移而减弱，而目前昂贵的应用将变得更加易于获得。G & H GCCS成本在不同行业部门之间有所差异，但所有部门显示出下降趋势，在2035年后变得更平缓 H高成本范围比中端范围高约40-50美元/吨，但更符合自下而上的估算 1.2/ 能量：隐藏的成本乘数 虽然捕获设备和基础设施的资本支出受到相当程度的关注，但运营能源消耗通常决定了CCS项目在经济上是否成功或失败。能源通常占总平准化成本的大约70%，其中胺再生器——用于再生吸收CO₂的化学溶剂——消耗了大约三分之二的相关能源运营支出。这种能源强度在各国之间造成了巨大的成本差异，并从根本上塑造了CCS竞争力的地理格局。在沙特阿拉伯或挪威实现财务可行性的项目，在德国或波兰可能面临困难，这并非由于捕获技术或CO₂特性的差异，而是因为能源价格和电网碳强度。 为了理解这些动态，我们分析了42个国家通过天然气发电并结合碳捕捉的三种能源取用情景，考察了能源取用技术的选择如何影响可行性时间线。在我们的分析中，应用了现实但保守的假设。 场景1：余热——废能的最佳利用，但适用性有限 最经济的方法是利用发电过程本身的废热来驱动胺再生。这基本上消除了再沸器的增量能源成本，使总碳捕获与封存成本保持在尽可能低的水平。 在这种情景下，哈萨克斯坦、沙特阿拉伯和挪威三国将于2030年实现财务可行性，届时其碳捕获与封存成本将低于预期的碳价。到2040年，十三个国家实现可行性，新增美国、乌克兰、泰国、马来西亚、阿塞拜疆、加拿大、巴西、土耳其、日本和中国。我 然而，余热集成需要仔细的系统设计，并且可能对所有的安装都不适用，特别是在现有设施上的改造应用。因此，即使它提供了最具吸引力的经济效益（如果能够实现的话），其适用性也是有限的。 场景2：电加热器——简化，但受限 电阻加热器简化了系统设计并消除了系统集成的需求，降低了资本支出。然而，与热泵相比其较低的能量效率导致了更高的运营成本，这在大多数市场中被证明是经济上的挑战。 在此情况下，没有国家在2030年前实现碳捕获与封存（CCS）的可行性。即使到2040年，也只有六个国家——挪威、沙特阿拉伯、加拿大、芬兰、瑞典和乌克兰——达到收支平衡，所有这些国家