towards net-zero gas power: ngcc电厂碳捕集的现状、挑战与展望

天然气联合循环（NGCC）发电厂在全球能源转型中扮演着关键角色，但其碳排放问题亟待解决。本报告评估了在NGCC电厂部署碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的现状、挑战和路径。

核心观点：

• 胺基后燃烧捕获（PCC）是唯一可行的技术方案：尽管氢燃料掺烧等替代方案存在，但胺基PCC是目前唯一技术成熟且可大规模应用的减排方案，其他技术如Allam循环和固体吸附剂因技术不成熟或对低浓度CO2烟气适应性差而暂不适用。
• 捕获率和技术经济性：现有FEED研究表明，90~95%的捕获率是常见目标，但实际运行数据尚缺。捕获成本对负荷因子高度敏感，高负荷时约为$80/t CO2，低负荷时超过$212/t CO2。2020年至2024年的宏观经济环境导致捕获成本显著上升。
• 高捕获率可行性：研究表明，通过优化过程控制，实现接近100%的“新增CO2”捕获率（即烟气CO2浓度接近环境水平）是可行的，这超越了传统的90-95%基准。
• 运行灵活性：FOCUSS项目证明，通过溶剂存储系统，可在启停和瞬态负荷期间保持高捕获率，这对于可再生能源占比较高的电网至关重要。
• 溶剂选择：现有研究表明，不同溶剂之间的性能和成本差异有限，关键在于长期稳定性和降解管理，早期项目经验表明溶剂管理成本可能远超预期。
• 战略路径：为加速部署可靠、高效且经济的NGCC+CCS，报告建议关注以下五点：
  1. 长期测试：在商业化前，开展至少两年的长期集成测试，以验证溶剂长期稳定性、捕获系统性能和实际运维成本。
  2. 运行灵活性：实施先进的溶剂管理和控制策略，如溶剂存储系统，以在启停和低负荷期间保持高捕获率。
  3. 捕获率标准：新项目应目标捕获率不低于95%，设计目标为~100%“新增CO2”捕获。
  4. 降低资本成本：通过模块化、热集成、替代建筑材料和过程强化等手段降低资本支出。
  5. 政策支持：在规模经济发挥作用之前，政府应提供针对性的财政支持（如补贴、低息贷款或捕获CO2的差价合约）并加强碳市场信号，为早期商业项目提供可行收益。

结论： 部署CCUS技术于NGCC电厂不仅是末端治理措施，更是保障能源安全和转型弹性的系统级解决方案。通过持续合作、精准创新和有利的政策环境，NGCC+CCS技术将能有效助力实现安全、可靠且净零的能源未来。