激励政策与99%碳捕集率：净零电力世界中最小化决策后遗憾的关键路径

本研究针对美国《通胀削减法案》税收激励下燃煤电厂"减排或退役替代"决策难题，通过确定性及随机技术经济分析比较17种技术方案，发现99%碳捕集率(CCS)在4小时及以上电力充足性约束下经济性优于可再生能源，且当电厂经济寿命与激励期限匹配时可显著降低决策后遗憾，为政策制定者优化碳捕集部署提供量化依据。

　　

在全球应对气候变化的紧迫背景下，电力部门脱碳成为实现《巴黎协定》温控目标的核心挑战。尽管国际社会在COP28会议上重申碳捕集与封存(CCS)技术的关键作用，但现实情况却令人担忧：自1972年以来全球仅建成50个CCS项目，年捕集量仅0.05 GtCO₂
-eq，远低于IPCC提出的2030年需实现1.5 GtCO₂
-eq/yr的目标。美国通过《通胀削减法案》(IRA)将45Q税收抵免提高至85美元/吨，但2024年实际年捕集量仍仅有0.02 GtCO₂
-eq。这种政策预期与实际进展间的巨大落差，暴露出传统90%碳捕集率技术的经济性局限和决策者视角的局限性。

针对这一困境，研究人员开展了一项创新性研究，聚焦三个关键科学问题：如何通过深度碳捕集技术缩小减排差距？在净零电力目标约束下，资产所有者如何做出最小化经济 regrets 的技术选择？哪些参数对决策具有决定性影响？该研究通过22个具有代表性的燃煤电厂(CFEGU)案例，构建了包含17种技术选项的决策模型，成果发表在《Carbon Capture Science》期刊。

研究采用四大关键技术方法：(1)确定性技术经济分析比较不同碳捕集率(90% vs 99%)下的平准化度电成本(LCOE)；(2)蒙特卡洛模拟评估33个成本性能参数的随机影响；(3)逻辑回归识别关键决策参数；(4)基于ERCOT电网实际数据的电厂特征建模，样本覆盖美国88%在运燃煤机组。

【3.1 确定性成本排序】
研究发现，在默认条件下(4小时储能约束、60%容量因子)，99%捕集率CCS可使典型电厂LCOE降至28美元/MWh，较90%捕集率方案降低28%。当扩展至整个研究机组群时，99%捕集率使燃煤CCS方案的经济优势区间扩大20-29%，显著提升决策稳健性。

【3.2 技术选项敏感性】
两因素敏感性分析揭示天然气价格与容量因子的非线性影响：90%捕集率时生物能源共燃(BECCS)与燃气CCS呈完全替代关系，而99%捕集率使燃煤CCS成为绝对主导。蒙特卡洛模拟显示，99%捕集率方案下燃煤CCS的预期后悔值仅1-2美元/MWh，较次优方案降低82%。

【3.2.3 逻辑回归】
通过解释80%偏差的关键参数识别发现：电厂剩余寿命是99%捕集率方案的最强预测因子(OR=0.01)，而90%方案更受生物燃料价格(OR=0.07)和DACS成本(OR=0.21)影响。值得注意的是，深度CCS相关成本参数均未进入显著变量列表，暗示45Q抵免已足够覆盖高效捕集的增量成本。

【4.2 剩余电厂寿命】
研究提出创新性政策情景：将机组剩余寿命从30年压缩至13年以匹配12年税收抵免期，可使燃煤CCS的LCOE降低40%，选择概率提升2倍以上。这种"寿命-激励"对齐机制特别适用于剩余寿命15年以上的新机组。

【4.3 决策便捷性】
构建三维决策模型(成本降幅/后悔值变化/选择概率)显示，99%捕集率使63%机组进入"最佳选择"区间，而传统CCS方案多处于"不确定"区域。在信息价值评估中，深度捕集技术可使决策信息需求价值降低至14美元/MWh。

这项研究在理论与实践层面均具有突破性意义。首次量化证明99%碳捕集率在净零电力转型中的经济优势，创建了基于后悔最小化的新型决策框架，破解了"政策模型乐观预期与业主实际决策脱节"的困局。研究建议政策制定者：(1)延长45Q抵免期限至15年以匹配项目周期；(2)重点支持97-99%捕集率的示范项目；(3)建立政府担保机制降低资本成本风险溢价。这些发现不仅适用于美国电力市场，也为全球特别是中国、欧盟等煤电占比高的地区提供了技术路线优化方案，将加速《巴黎协定》温控目标的实现进程。