清洁电力生产替代方案的边际减排成本分析：为实现可持续能源转型提供依据

能源转型背景下，天然气联合循环电厂（NGCC）三种碳捕获技术（后燃、富氧燃烧、预燃）的经济-环境性能通过边际减排成本（MAC）评估。研究表明，后燃法MAC最低（4.58 USD/tCO?），投资（596.89 MMUSD）和运营成本（COM）最低，电力输出损失最小，是经济与环境效益最佳平衡的技术；富氧燃烧法虽然碳排放量最低（MAC 12.09 USD/tCO?），但需高投资（1095.19 MMUSD）和复杂空分设备，电力输出损失最大；预燃法因氢气生产环节复杂，MAC最高（28.17 USD/tCO?），投资和成本均显著高于其他技术。三者均通过碳捕集与封存（CCUS）实现盈利，但需结合碳定价机制优化经济性。

　　
### 能源转型背景下天然气联合循环发电厂（NGCC）碳捕获技术经济性分析解读

#### 一、研究背景与意义
全球能源系统正经历从化石燃料向可再生能源的深刻转型。尽管可再生能源技术（如风能、太阳能）成本持续下降，但短期内仍需依赖化石能源（如天然气）保障能源安全。然而，化石能源燃烧产生的二氧化碳（CO?）加剧气候变化，因此需通过碳捕获与封存技术（CCUS）实现可持续发展。本研究聚焦三种主流CCUS技术——**后燃烧**、**富氧燃烧**和**预燃烧**，评估其在NGCC电厂中的经济性与环境效益。

#### 二、技术路线与核心指标
1. **技术路线对比**：
- **后燃烧**：在燃气轮机燃烧室出口加装碳捕集设备，捕获效率约90%，投资成本最低（约59.69亿美元），但需额外冷却系统。
- **富氧燃烧**：使用纯氧替代空气燃烧天然气，生成高浓度CO?混合气体，便于分离。但需建设低温空气分离单元（ASU），投资成本最高（约109.52亿美元），但碳排放强度最低。
- **预燃烧**：在天然气转化为合成气（H?和CO）的早期阶段捕获CO?，合成气经水煤气变换（WGS）去除CO?后用于发电。因涉及复杂氢气制备流程，投资成本居中（约75.83亿美元），但碳捕获效率达95%。

2. **核心经济与环境指标**：
- **边际减排成本（MAC）**：单位CO?减排所需额外成本，单位为美元/吨CO?。MAC值越低，经济性越好。
- **净现值（NPV）**：25年项目周期内累计收益现值，反映长期盈利能力。
- **电力输出与碳排放比（Power/CO? Emitted）**：衡量单位环境损害带来的社会效益，值越高越好。

#### 三、研究结果
1. **经济性分析**：
- **后燃烧方案**：投资成本最低（59.69亿美元），净现值达206.07亿美元，MAC为4.58美元/吨CO?，为三者最优。
- **富氧燃烧方案**：投资成本最高（109.52亿美元），但通过CO?驱油（EOR）获得额外收入，净现值144.21亿美元，MAC为12.09美元/吨CO?。
- **预燃烧方案**：因氢气制备能耗高，电力输出损失最大（约减少5%），MAC高达28.17美元/吨CO?，净现值最低（33.97亿美元）。

2. **环境效益分析**：
- **碳排放强度**：富氧燃烧方案最低（因直接生成CO?+H?O，无需额外分离），预燃烧次之，后燃烧最高。
- **水资源消耗**：预燃烧方案因合成气处理需循环冷却水，总耗水量达22.4万吨/年，为三者之最；富氧燃烧次之（15.7万吨/年），后燃烧最优（9.8万吨/年）。
- **碳捕获效率**：预燃烧方案最高（95%），富氧燃烧次之（90%），后燃烧最低（85%）。

3. **关键结论**：
- **后燃烧方案**在成本效益上最优，适合短期实施。其MAC仅为12家同类研究中最低值（如Manzolini等研究显示后燃烧MAC为19.05美元/吨CO?）。
- **富氧燃烧方案**虽成本高昂，但通过CO?驱油实现盈利，单位碳排放的电力输出（Power/CO? Emitted）达51.63兆瓦/吨，为三者最优。
- **预燃烧方案**因流程复杂导致投资和运营成本激增，MAC值显著高于后两种方案，经济可行性最差。

#### 四、技术对比与优化建议
1. **后燃烧方案优势**：
- **投资灵活**：仅需在现有电厂中添加碳捕集模块，改造成本可控。
- **技术成熟**：MEA溶剂吸收技术已商业化应用（如Cruz等研究）。
- **电力损失最小**：仅需降低5%输出功率，适合现有电网兼容。

2. **富氧燃烧方案潜力**：
- **零碳排放目标**：CO?浓度达95%，可直接用于驱油，实现碳循环经济。
- **高附加值**：EOR收入可覆盖60%以上投资成本（需政府补贴或碳定价支持）。

3. **预燃烧方案局限**：
- **氢气制备能耗高**：需额外蒸汽裂解（SMR）设备，导致电力输出损失达10%。
- **投资回报周期长**：回收期超过20年，依赖长期碳市场收益。

#### 五、政策与市场启示
1. **碳定价机制**：
- 若碳价≥20美元/吨，后燃烧方案可盈利；若≥50美元/吨，富氧燃烧方案经济性凸显。
- 预燃烧方案需碳价≥30美元/吨才能覆盖成本（敏感性分析显示利率每增1%，NPV下降5%）。

2. **技术路线选择**：
- **短期（0-5年）**：优先推广后燃烧方案，利用现有基础设施快速部署。
- **中期（5-15年）**：富氧燃烧方案需政策支持（如碳税或补贴），预燃烧方案暂缓。
- **长期（15年以上）**：预燃烧方案可结合绿氢生产，但需突破催化剂寿命瓶颈（当前模型假设寿命≥3年）。

3. **投资策略**：
- 后燃烧方案适合中小型电厂改造，总成本可控制在70亿美元以内。
- 富氧燃烧需规模化（单厂容量≥500MW），才能通过EOR实现盈利平衡。
- 预燃烧方案更适合天然气资源丰富的地区（如美国页岩气产区），需配套氢能基础设施。

#### 六、研究局限性及未来方向
1. **局限性**：
- 未考虑催化剂降解（预燃烧方案寿命假设为3年，实际可能需5-10年维护）。
- CO?运输与封存成本未纳入（假设通过EOR实现闭环）。
- 敏感性分析仅覆盖电价（80-100美元/MWh）、利率（6-15%）和捕获效率（85-94%）。

2. **未来研究方向**：
- 开发低成本吸附剂（如生物质衍生吸附剂，见Calvo-Mu?oz等研究）。
- 探索富氧燃烧与可再生能源耦合（如风光储一体化电厂）。
- 生命周期评估（LCA）纳入水资源、土地利用等隐性成本。

#### 七、全球能源转型启示
1. **分阶段实施路径**：
- **阶段一（2025-2030）**：大规模推广后燃烧CCUS，同步建设CO?运输管道。
- **阶段二（2031-2040）**：试点富氧燃烧电厂，要求碳价≥25美元/吨。
- **阶段三（2041-2050）**：预燃烧方案与绿氢产业链结合，目标碳排放强度≤0.5kg CO?/MWh。

2. **多目标优化建议**：
- **经济优先**：选择后燃烧方案，降低投资风险。
- **环境优先**：富氧燃烧方案可减少单位碳排放达70%。
- **综合效益**：通过碳定价（如欧盟碳关税CBAM）和补贴政策，富氧燃烧方案可成为最优解。

#### 八、总结
本研究证实，**后燃烧CCUS**是当前最具经济可行性的技术路线，MAC值仅为12美元/吨CO?，且能快速集成到现有电厂网络。**富氧燃烧方案**虽需高投资，但通过碳捕获与利用（CCU）实现盈利，社会效益与环境效益双优。**预燃烧方案**因技术复杂性和高成本，短期内难以大规模推广。未来需结合政策激励（如碳税、补贴）和技术创新（如低成本吸附剂、膜分离技术），推动CCUS从示范走向规模化应用。