全球最大的燃煤电厂碳捕获项目落在了上海，华能石洞口第二电厂碳捕获项目7月份在上海开工，预计年捕获二氧化碳10万吨，今年年底建成。目前正在建设的石洞口项目总投资1.5亿元，只捕获不封存。这是华能碳捕获的第二个项目——第一个项目位于北京高碑店，奥运前建成，年捕获3000吨二氧化碳。
发电厂做这样的项目，发电成本起码要提高20%-30%，比如说原来发一度电可能要3-4角，现在就要提高20%-30%的价格。能耗方面，如果电厂要收集二氧化碳，我们算过，发电效率要降低8-10个百分点，这么能耗对发电的影响是很大的，所以说，减排二氧化碳是需要付出代价的。石洞口二厂也只是一年收集10万吨二氧化碳，也不是全电厂收集。”
西安热工研究所开发的燃煤电厂烟气CO2捕集与处理技术，已经申请国家发明专利。该方法采用化学吸收法进行CO2的捕集。在低温条件下用化学溶剂吸收烟气中的CO2；溶液加热时，CO2从化学溶剂中解析出来，得到高浓度的CO2，溶液循环使用。
国际能源署(IEA)总干事田中伸男周二表示,到2020年全球将需要建设100个捕获与掩埋温室气体的大型项目,以抵挡气候变化, 2030年是850个,2050年进一步增加到3,400个.
现有大多数燃煤电厂生产的电力，至少有25%将用于捕捉和压缩技术，还不包括运输费用。也就是说，每建三家有CCS能力的电厂，就需要建一家专门为这个进程供电的电厂。
CCS不是一个有着自然需求的市场，它是由各国达成的协议所强制创造出来的，因此是推动CCS技术发展的关键力量。当前是发展CCS的一个关键时期，如果各国不能达成政治上的共识，并有足够的政治意愿推动其成功，结果将是灾难性的。
对中国来说，有两点非常重要。一是要明白使用CCS可以减排多少，二是在新建的电厂项目中，做好CCS部署的预留工作。只有做好这两个工作，未来中国有了减排目标、或者其他国家愿意付钱让中国CCS电厂减排时才不至于被动。
7月6日，华能控股的绿色煤电公司在天津建立的中国首家容量为25兆瓦的IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）示范工程项目正式开工。
中国的电力工业正处在十字路口。一个方向是采用更为成熟的超超临界系统（利用高压增加发电效率）以降低成本，但不能减少二氧化碳排放量，另一个方向则是采用更为昂贵的IGCC。
燃烧后二氧化碳捕集的成本是29美元/吨，而利用IGCC技术的燃烧前捕获，成本相对低一些，是20美元/吨。但是，IGCC电厂自身的投资还是远大于常规的火电站。
中国的第一个二氧化碳封存示范项目地点将选择天津大港油田的废油井，估计2011年左右开始建设。
首先我们看一下二氧化碳的捕集。对于燃煤电站来讲，我们通常所说的二氧化碳捕集有三种主要的技术路线，一是燃烧后捕集，燃烧后捕集就是在常规的燃煤电厂后面加上二氧化碳分离的装置，通过化学吸收的方法把二氧化碳从锅炉排出的烟气中分离出来。燃烧捕集就是通过气化包括部分氧化的过程，把煤部分氧化成煤气，再对煤气进行处理，把其中的二氧化碳
在煤气阶段就分离出来，煤气再去燃烧做工发电。还有就是富氧燃烧捕集，它可以基于传统的燃煤电站进行改造，在改造的过程中，我们都知道在传统的燃煤电站里送到锅炉里的氧化剂主要是空气，在富氧燃烧技术就是用相对纯净的氧气作为燃烧剂与煤炭发生反应，这样燃烧中空气中主要的成份就是二氧化碳，对他处理起来就相对容易一些。
我们看一下基于IGCC的燃烧前捕集系统流程。首先是把煤送到气化炉，然后煤气，进行除灰等等净化的处理，然后把煤合成气送到水煤气变换的装置，在这个装置里发生一些变换的反应，这时候煤气里面很大一部分成份就是氢气和二氧化碳，再经过脱硫、脱碳的装置，把高浓度的二氧化碳捕集出来，最后剩下的合成气主要成份就是氢气，再利用氢气发电。基于燃烧前捕集采用纯氧气化的IGCC电站是非常适合燃烧捕集的，相比不进行捕集的常规IGCC电站，在这个过程中会加入水煤气变换的过程，这个过程的加入将会造成一些额外的投资和能耗。相比燃烧后捕集和富氧燃烧捕集，由于在燃烧前捕集过程中需要处理的气体压力比较高，二氧化碳浓度也高，杂质相对来说也比较少，所以总体所需的投资，包括运行费用和能耗的增量是比较小的。
绿色煤电计划刚才已经提到了，我就不详细说了。我们计划分三个阶段完成，目前第一阶段主要的任务是建设25万千瓦IGCC示范电站，因为在中国目前还没有IGCC这项技术的使用。第二阶段，一方面是对IGCC相关的技术，包括我们所采用的有自主知识产权的气化炉的技术进行优化，同时基于第一阶段建成了绿色煤电实验室，要对绿色煤电部分关键技术进行一些研发，同时对第三阶段绿色煤电示范工程进行前期的准备。在第三阶段主要的任务是建设40万千瓦级能够实现煤质氢能发电和二氧化碳分离的绿色排放试验。第一阶段，就是所谓常规的IGCC，没有二氧化碳捕集的IGCC流程，我们用的气化炉是用华能控股的西安热工院自主开发的两段式干煤粉加压气化技术，我们的燃气轮机是引进消化国外技术，国内制造，系统集成是由国内共同完成。
燃烧后的系统流程，锅炉、蒸汽轮机都是和现有的燃煤电站完全一样，从锅炉出来的烟气经过脱硝、除尘、脱硫，咱们国家环保要求是比较严的，所以这些过程在咱们国家大部分的厂子已经安装了环保设施。经过脱硫以后，再把烟气送到二氧化碳分离的单元，把其中的二氧化碳大约15%左右的比例分离出来。最后脱掉所有的杂质，包括二氧化碳的烟气，它主要的成份是氮气和水蒸气，把这些烟气基本上没有任何污染排到大气中。这种技术是基于现有的燃煤发电技术，可以把现有燃煤电站进行改造，它的系统是在现有电站后面加上一个尾部处理的装置，所以整个这套系统相对比较简单，运行起来也灵活一些，可靠性也高一些。但是它很大的缺点是由于在它处理中烟气里二氧化碳分压是比较低的，只有15%，所以捕集过程的能耗是比较高的。同时，由于需要对他处理的量很大，导致捕集的设备是非常庞大的，相应占地和设备的用料非常多，也会导致它的造价相对高一些。北京高碑店电厂有几个非常高的烟囱，高碑店电厂建了一套3000吨/年二氧化碳捕集量燃烧后捕集的装置，它的捕集过程相对简单一些，主要是两个塔，吸收塔和再生塔，是用化学溶液把送进来烟气的二氧化碳吸收进来，到最后把富含二氧化碳的溶液再送到再生塔里再生，通过加热的方式再生，同时就会把相对比较纯净的二氧化碳分离出来进行后续的处理，再生之后的溶剂又可以返回到吸收塔里重新利用进行吸收。
富氧和燃烧捕集系统流程，如果对电厂技术比较熟悉的朋友能够看出来，这就是一个相对比较常规的电厂的锅炉，锅炉里出来的烟气经过脱硝、除尘、脱硫处理以后，再经过初步干燥的处理，把其中的一部分烟气返回到锅炉里。蓝色的线是从空气分离装置出来的氧气和煤一
起送到锅炉里燃烧，同时返回的部分烟气起到稳定燃烧和降低火焰温度的作用，这就是一个富氧燃烧的流程。这样做有一个好处，就是在送到二氧化碳吸收处理的地方的烟气里面二氧化碳的浓度是比较高的，远远高于常规燃烧后捕集里15%的纯度，相对来说处理起来的能耗和投资都会低很多。咱们国内对于富氧燃烧技术的研究还是处于实验室阶段，包括清华大学煤燃烧国家工程中心建了25KW级烟气循环富氧燃烧装置，烟气燃烧浓度达到82%，是国际上比较领先的。
针对三种捕集的技术路线，我们进行一下比较。从技术发展水平来看，燃烧前捕集和燃烧后捕集处于示范的阶段，这是指在发电行业，比如说IGCC燃烧前捕集的技术，以及基于常规燃烧电站的技术。燃烧前捕集的技术还可以应用在化工行业，比如说煤化工，它本身就会有气化的装置，气化以后出来的合成气可以制甲醇和其他的化工产品。在化工行业，燃烧前捕集在特定的条件下在经济上是可行的。富氧燃烧技术目前只是处于实验室研究的阶段。
对于新建超超临界燃煤电厂加上燃烧后系统和新建IGCC加燃烧前捕集。我们可以看到前者发电后增量在42%-66%，也就是说均值是57%左右。后者发电系统增量大约在33%左右。所以采用燃烧前捕集系统在成本上的增量是要相对来说少一些的。同时它的二氧化碳捕集的成本相对来说比燃烧后捕集低一些，一个是20美元/吨，一个是29美元/吨。
最后再简单看一下CCS这项技术存在的风险和可能规避的措施。对于CCS技术来说，目前主要存在几方面的问题：一是在全世界范围内都缺乏大型的CCS系统集成和运行的经验，也就是说缺乏大型的真正从燃煤电厂捕集的大量二氧化碳，通过运输实现封存的整个产业链的系统，目前在全世界还是没有的。同时，它的大规模推广又依赖于有大型示范工程经验的积累才能完成。基于这个问题，大家都是这方面新闻界的专家，如果关注这方面新闻的话应该都知道，G8会议提出来计划在2020年以前在全球范围内建设20个CCS示范项目，我想这个问题可能也只能通过建设大型的示范工程，通过工程经验的积累来解决经验不足的问题。再有刚才我们几次提到成本的问题，也就是说二氧化碳捕集会引起电站成本增加，增量比较多，对于这个问题可以通过技术开发推广相关设备的产业化，来降低整个捕集过程的能耗，降低能耗就意味着利用同样的煤能够发更多的电，同时通过降低能耗和降低造价来进一步推广，实现二氧化碳捕集这项技术所带来的成本增加。
还有一个问题是目前公众比较关心的，就是二氧化碳如果封存到地下的话，是不是有可能会泄漏，从而造成环境污染，针对这方面的研究，目前国际上开展也是比较多的。对于这个问题，我想可以在设计的时候就充分考虑潜在的风险，选择构造良好的地层来进行封存。同时，选择铺设二氧化碳运输的区域应该远离人员密集的区域，同时在捕集和运输的过程中制定严格的操作规程和应急措施，不管是成本过高还是环境污染，可能最终都会依赖于大型示范工程的建设，在建设过程中有些问题才能进一步获得解决的经验。
最后总结一下，气候变化是人类可持续发展所面临的重大挑战，二氧化碳也是全球变暖一个主要的贡献者，要避免不可逆转的灾难性的后果，就必须大幅度减少二氧化碳温室气体的排放。同时，二氧化碳主要是因为煤炭等化石燃料的利用，鉴于目前化石能源的地位，发展CCS这项技术是保证能源可持续供应和保护气候可行的也是必要的措施。对于火力发电厂来说，具有二氧化碳排放量大、排放集中等等特点，是未来CCS系统应用的阻碍。二氧化碳捕集有燃烧前、燃烧后、富氧三种工艺，在我国均有一定的实现，感到运输是最经济的大规模运输的方式，在国际上也有非常丰富的经验。对于捕集出来的二氧化碳，可以采用工业利用、
强化石油开采、强化煤层气开采或者其他地质方式等等来处理。CCS的过程目前来讲造价是比较高的，成本大约是在20-40美元一吨，中国每年大约排放几十亿吨，总体来说处理成本是比较高的。但是随着技术进步和产业化的推进，CCS工程的造价有望大幅度降低。当然，CCS本身也存在一定的风险，但是采取相应的措施是可以规避这些风险的。总之，CCS这项技术的推广有赖于支持的大规模的CCS示范工程，通过工程实践积累经验，才能实现CCS这项技术的推广。刚才也提到绿色煤电公司，包括华能集团都是致力于CCS示范工程的开发，我们绿色煤电计划第一阶段也已经取得了实质性的进展。
