能源知識庫

重點摘述

• 全球CCS機構(Global CCS Institute, GCCSI)說明，碳捕獲和儲存(CCS)是成熟的技術，並且已經使用了40多年；未來如果要滿足巴黎協定的氣候目標(Paris Agreement climate goals)，CCS將是一項關鍵技術。若不使用CCS技術，要實現本世紀末的均溫控制較工業革命前高2^oC以內的氣候目標，將會大為增加成本(假設沒有其他技術再被發明)[1]。
• CCS固有優勢(inherent strengths)是利用尚在生產可調度的電力進行碳捕捉，而不是針對變動性再生能源；同時是目前許多工業生產過程中，可大幅度減少碳排的重要技術選項；並可結合如生質燃料電廠提供了負排放(negative emissions)途徑。未來若要達到巴黎協定的減碳目標，在仍然大量使用化石能源情況下，CCS是目前唯一的氣候減緩(mitigation)技術。
• 嚴重依賴燃煤發電是全球生態環境最大的挑戰。未來全球的煤炭應用很大比例取決於中國大陸(再生能源發電領導者，也是能源使用CO₂排放最多的國家)，其中約一半的碳排來自燃煤電廠。2015年中國大陸的燃煤發電裝置容量達900GW，約占全球燃煤發電裝置總量的50%[2]；因此，中國大陸極力限制新建燃煤電廠的建設，希望在2020年前只新建約200GW[3]。中國大陸的燃煤電廠是世界上較新的，約有2/3的燃煤電廠為2005年以後興建，且大部分規劃電廠可再營運30~40年。
• 若要在中國大陸燃煤電廠進行CCS改造，通常是加裝成本決定一切。依據國際能源總署(IEA)說明，CO₂儲存成本是主要決定因素，中國大陸約有385GW裝置容量的燃煤電廠，可以在半徑250公里內找到合適的CO₂儲存地點。
• 中國大陸的CCS部署給人的印象，就是專注於大型CCS設施的設立。實際上大陸有相當多被視為大型的CCS設施並不具足夠的大規模(說明1)。直到2014年10月，加拿大Boundary Dam發電廠的CO₂碳擷取裝置開始運作之前，中國大陸燃煤電廠仍擁有全球最大的後燃燒CO₂捕獲設施(華能上海石洞口(Huaneng Shanghai Shidongkou)第二電廠)；2010年捕獲CO₂容量約在10~12萬公噸/年之間)。另外，吉林油田為提高原油採收率，過去10年一直進行CO₂-EOR的技術研究與示範，十年中已經注入了超過100萬公噸的CO₂到吉林油田。鄂爾多斯盆地是一個大型示範規模項目，三年內也注入了約30萬公噸的CO₂。

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評析

2016年4月到2017年4月，全球重要的CCS發展如下:

• 2016年，挪威的Sleipner CCS計畫已成功運轉了20年，在北海深處的鹽水含水層中儲存了近1,700萬公噸CO₂[4]。另自2016年11月初，全球鋼鐵行業的第一個大型CCS設施，由Al Reyadah在阿布達比酋長國發起；阿布達比碳捕獲公司是由阿布達比國家石油公司(Abu Dhabi National Oil Company, ADNOC)和馬斯達爾(Masdar, Abu Dhabi Future Energy Company)的合資企業。其中的CO₂來源是來自穆沙法(Mussafah)地區的阿聯酋鋼鐵工廠，將其收集、壓縮，並輸送到Rumaitha油田，用來提高原油採收率（Enhanced Oil Recovery, EOR），其CO₂壓縮設備設計容量為80萬公噸/年。
• 2017年1月，美國NRG能源公司和JX日本石油、天然氣探勘公司(JX Nippon Oil & Gas Exploration Corporation)的合資企業_Petra Nova Carbon Capture公司，宣布在德州休斯頓附近的Parish電廠8號機開始進行CO₂捕獲，每年約140萬公噸的CO₂捕獲量，這是目前全球最大的發電廠後燃燒(post-combustion) CO₂捕獲設施(2014年秋季開始運轉之加拿大Boundary Dam發電廠後燃燒CO₂捕獲容量為100萬公噸/年）(說明2)。而捕獲的CO₂主要用於提高休斯頓地區(Houston area)附近油田原油採收率。另外，Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide Recovery (KM CDR)煙氣CO₂捕獲過程，也在阿拉巴馬州巴里 (Barry)發電廠進行前期測試，每天CO₂回收量約500公噸，目前已在Petra Nova Carbon Capture公司大規模應用。
• 2017年3月，中國大陸延長石油(Yanchang Petroleum)公司的綜合碳捕獲與封存開始建設，這是第一個在大陸和亞洲地區進行的大型CCS建設專案。其CO₂捕獲為來自大陸中部兩個獨立的氣化設施工廠（總CO₂捕獲量為41萬公噸/年），然後將捕獲的CO₂運往延長石油公司的靖邊油田(Jingbian oil field)進行CO₂-EOR操作。
• 日本電力發展有限公司（Electric Power Development Co, J-POWER）和瑪卡電力公司(Chugoku Electric Power Co)合資的Osaki CoolGen公司，在2017年3月宣布，開始在廣島縣Osakikamijima町的大崎電廠，示範測試166MW的氧氣頂吹(oxygen-blown)整合氣化複循環(Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC)系統，其發電廠輸入的煤炭量每天約1,180公噸。這是一個三階測試程式中的第一階段計畫，十年後預計進行第二階段，包括IGCC電廠的CO₂分離和捕獲技術，且日本政府將支援此計畫的費用。
• Osaki CoolGen公司在2016年亦執行幾項CCS專案計畫，並在日本進行前期研究與示範；包括：

1.     2016年4月，從日本出光興產北海道煉油廠製氫裝置的苫小牧港(Idemitsu Kosan’s Hokkaido refinery at Tomakomai port)開始捕獲CO₂，並將之注入到附近海岸之儲存庫。預計2016年至2018年期間，每年約注入10萬公噸的CO ₂，重要目的之一也是測試在日本海底進行CO₂儲存的可行性[4]。

2.     2016年7月，由東芝公司和瑞穗資訊研究總院(Toshiba Corporation and the Mizuho Information & Research Institute)整合一個財團(共13個實體)，宣布使用Sigma Power Ariake有限公司三河(Mikawa)發電廠的煙氣流(gas stream)，對每天可以捕獲500公噸CO₂的示範規模設施進行建設和評估。同時也進行海上儲存和運輸補充研究（包括穿梭船選擇）。

3.     2016年8月，東芝公司在佐賀縣Saga Prefecture的九州(Kyushu Island)宣布，已完成佐賀市(Saga City)垃圾焚燒發電廠的CO₂捕獲設施(每天約10公噸)，而捕獲的CO₂則用來做藻類培養。

• 2017年4月初期，日本Osaki CoolGen公司再對外宣稱全球第一個大型生物能源(bio-energy)結合CCS專案的計畫，每年可捕獲和儲存約100萬公噸的CO₂。此專案計畫前身已在伊利諾州(Illinois)運轉多年，是由Archer Daniels Midland (ADM)和美國能源部(DOE)經管的化石能源辦公室負責操作；這也是美國第一個將CO₂儲存在大型的地質結構中的CCS儲存計畫(說明3)；相對於美國其他所有的大型公司，均將CO₂捕獲用於提高原油採收率。
• 2017年4月，在概念(Concept)或先期規劃階段，將兩個具有大型CCS發電廠建議一併納入研究項目中，包括:

1.     2017年4月挪威宣布Gassnova SF(說明4)已授予合約給 Norcem AS（水泥廠）、Yara Norge AS（氨廠）、Klemetsrudanlegget（廢棄物能源回收廠）等，做為各自工廠內進行全面碳捕獲(full-scale carbon capture)的詳細研究。三種工廠進行CCS運轉後，合計CO₂注入量約130萬公噸/年。此項CCS的推展具有特別重要的象徵性意義，因為包括從水泥廠和廢棄物能源廠的CO₂捕獲，都屬於大型CCS 應用新領域。另外，在距離海上約50公里( 30英里)的Smeaheia地區，也正在檢查組合管線(combined pipeline)和船舶運輸系統(shipping system)的CO₂儲存設施；其最終投資決定目標年是2019年，有望在2022年開始運作。

2.     美國路易斯安那州(Louisiana)擬議新查理斯湖甲醇(new Lake Charles Methanol)氣化設施(gasification facility)，將來自墨西哥灣沿岸地區煉油廠的石油焦炭轉化為合成氣，再進一步處理生產甲醇(methanol)及其他產品。此CO₂捕獲能力推估將超過400萬公噸/年，而捕獲的CO₂規劃用於提高原油採收率。2016年12月，美國能源部亦有條件承諾，保證查理斯湖甲醇專案的貸款可以達到20億美元。

• GCCSI整理了目前不同發展階段共40個大型CCS設施清單。其中17個正在運轉中（CO₂捕獲量 3,100萬公噸/年），另有5個建設中的CCS設施，CO₂捕獲能力為 900萬公噸/年(圖1)[5]。另外，2017年預計再推出兩項CCS計畫，一為挪威政府宣布在其2017年的預算中撥出3.6億挪威克朗(約4,500萬美元)，以繼續規劃進一步的全面CCS示範設施；二為石油和天然氣氣候倡議（Oil and Gas Climate Initiative, OGCI）也宣布，將在未來十年內為CO₂和甲烷(CH₄)減排技術和計畫投資10億美元。另根據GCCSI研究，從1970年代早期，安全地注入CO₂到地下所累積的總量已超過2億公噸[1]。而為CO₂運輸和儲存業務創造條件，也可以協助解決CCS綜合計畫遇到的挑戰，並支持跨越電力和工業應用的CO₂捕獲技術投資；這已經跳脫CCS是一種實驗性或未經驗證技術的思維。

圖1、IEA統計2025年以前大規模CCS計畫CO₂捕獲量[5]

• 現有的燃煤電廠若使用CCS設施，可以將其排放率降低100%(通常提出的減排量為85%[2])，其溫室氣體排放量比燃氣電廠低4倍。若與投資新一代電廠相比，現有電廠提供CCS設備，僅需要額外的投資用於CO₂捕集、運輸和儲存的控制設備，而不是投資發電廠本身。甚至某些情況下，舊電廠進行CCS改造的同時，也許為工廠多提供數十年的運轉年限。因此，在CCS技術成熟，且也有良好的CO₂儲存場所情況下，配合全球的減排或碳稅的實施，全球CCS的推廣將是可期的。
• CCS減碳的推展，到2025年若CO₂無法達到4億公噸/年的儲存量，將難以符合巴黎協定“2℃以下”的氣候目標。目前17個大型CCS計畫中，每年的CO₂潛在捕獲量僅為3,100萬公噸。未來的碳捕獲和儲存率將需要增加十倍，以便在2025年達到2DS所需的目標；因此，CCS的推展與應用速度必須加快，且需要加強維護與提升CCS技術，並隨時檢驗實現2DS目標的可及性。但是國際上對於CCS的投資金額太小，且相對於所有能源的投資占比只有約5% (圖2)；所以擴大CCS投資是必須的，特別是需要各國政策的支持，以及政府擴大研發規模與鼓勵誘因的支出(圖3)。IEA也說明，成員國可積極評估CCS對氣候戰略的價值，並增加對CCS相關公共研發投入的觀察趨勢。而這也是許多氣候和能源專家、以及領先全球的監管機構，包括IEA強調CCS推展的重點工作之一[4]。

圖2、IEA統計成員國歷年CCS研發金額、占化石燃料與所有能源研發比例[5]

圖3、公共與私人大型CCS投資計畫比較[5]

• 早期的CCS部署需要特定性的財務和政策支持，以實現深度減排。目前國際間仍然缺乏適當的政策支持，以至於減緩了全球CCS的進展，未來對實現長期氣候目標具有重大影響。因此，地質CO₂儲存投資是當務之急，各國政府的倡導推行是極為重要的；因為CCS需要有協調機制和完整的CO₂儲存評估計畫，藉以證明所有的CO₂儲存區域地點是安全的。而發展CO₂儲存設施涉及長時期的後續監測工作，這一努力必須即時開始；而各國政府和業界也應確保有適當完整的規劃、以及開發大型CO₂運輸和儲存基礎設施[4]。

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參考文獻

1.     Major strides in 2017 for CCS, GCCSI, 2017/5/8. http://www.globalccsinstitute.com/insights/authors/GlobalCCS%20Institute/2017/05/08/major-strides-2017-ccs

2.     The potential for carbon capture and storage in China, 2017/1/17. https://www.iea.org/newsroom/news/2017/january/the-potential-for-carbon-capture-and-storage-in-china.html.

3.     能源发展“十三五”规划(公開發佈稿)，國家發展和改革委員會，2016/12/26。http://www.ndrc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/201701/W020170117335278192779.pdf

4.     Tracking Progress: Carbon capture and storage, IEA, 2017/5/16. http://www.iea.org/etp/tracking2017/carboncaptureandstorage/

5.     Energy Technology Perspectives 2017, Catalysing Energy Technology Transformations, Tracking clean energy progress, IEA, 2017/6.

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附件

[說明1]大型CCS設施被定義為以煤炭為基礎的火力發電廠，包含捕獲、運輸和儲存的CO₂量的規模至少達到80萬公噸/年；或其他密集排放工業設施至少CO₂排放量達到40萬公噸/年（包括燃氣電廠）。

[說明2]後燃燒捕獲：從燃燒過程的排氣中，藉由通過合適的溶劑將CO₂吸收並捕獲，稱為後燃燒捕獲。其次再將吸收的CO₂從溶劑中釋放並被壓縮，以便運輸和儲存。

[說明3]伊利諾州盆地Decatur Project (IBDP)專案，是由伊利諾大學、伊利諾州地質調查局（ISGS）領導的中西部地質封存聯盟（MGSC）進行的計畫，MGSC是美國能源部的區域碳封存合作夥伴計畫(Regional Carbon Sequestration Partnership program)之一，旨在評估CO₂地質儲存的安全性和有效性，做為解決全球氣候變化的緩解工具。MGSC團隊包括ISGS、斯倫貝謝碳服務公司和伊利諾州迪凱特的阿徹丹尼爾斯米德蘭公司（ADM）。 ADM在伊利諾州的Decatur經營一家農產品加工設備，生產乙醇燃料，約有100萬公噸CO₂被捕獲，並注入到深鹽水庫西蒙砂岩山，注入的速度為1,000公噸/天。於2011年11月開始注入，2014年11月竣工。該地點在整個伊利諾州盆地進行廣泛的地質篩選及選擇。西蒙砂岩山(Simon Sandstone Mount)包含1/3具有優良儲層的河床沉積物泥沙岩層、足夠儲存空間、可注入及避免溢出等條件。IBDP採用廣泛的地下和地面監測技術，將注入井、深度監測井、地球物理監測井，以及許多淺層地下水井及地表監測點等進行整合。並結合地質學、水庫工程、地球物理學、聯外與教育、水庫建模、水文學、地球化學、流域分析、地震學、數據管理、化學工程、設施建設和現場操作等多個學科，使IBDP成為可行的項目。

[說明4] Gassnova SF：挪威國家碳捕獲和儲存企業。主要是促進CCS相關技術研究、開發和示範，有助於先期全面推展工廠執行的技術。此外，Gassnova亦向有關當局提供有關CCS事宜的意見。