犹他州亨特3号燃煤电厂碳捕集与封存的生命周期成本分析及其政策启示

《Energies》：A Life Cycle Costing Approach of Potential Carbon Capture and Storage at the Hunter Unit 3 Coal-Fired Power Plant, Utah Kevin McCormack, Ethan Gallup, Palash Panja, Eric Edelman, Pratt Rogers, Kody Powell and Brian McPherson

本文通过生命周期成本评估方法，探讨了在犹他州埃默里县亨特3号燃煤电厂进行碳捕集、运输与封存（CCS）技术改造的经济可行性。研究整合了碳捕集成本、管道运输设计与地下封存（包括深部咸水层封存和强化天然气采收）的资本支出与运营支出，并采用蒙特卡洛模拟量化政策与参数不确定性。结果表明，在当前85美元/吨的税收抵免政策下，项目约5年可实现盈亏平衡，但经济性对捕集成本和年封存量高度敏感。研究同时揭示政策波动会显著增加投资回报的不确定性，凸显了长期稳定政策对CCS项目部署的关键作用。

　　

随着全球电力需求的持续增长，温室气体排放问题日益严峻。虽然可再生能源、核能等地热能技术可部分削减排放，但在化石燃料主导能源市场数百年的背景下，这些替代能源仍面临竞争挑战。碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage, CCS）作为一种关键技术，允许在继续使用化石燃料的同时，避免将大量二氧化碳（CO₂）排放到大气中，因而被视为减少温室气体排放的可行路径。然而，其大规模部署一直受制于项目经济性和政策不确定性。现有研究多聚焦于捕集环节或特定情景的技术经济评估，但对整合了捕集、运输和封存全链条、并量化政策风险的CCS改造项目进行全面生命周期成本分析的研究仍相对缺乏。在此背景下，一项针对犹他州亨特3号（Hunter Unit 3）燃煤电厂CCS改造项目的深入研究，旨在为行业提供具体的经济可行性评估和风险洞察。

为了评估该项目，研究人员综合运用了多项关键技术方法。首先是生命周期成本评估模型，该模型将碳捕集、管道运输和地下封存（包括深部咸水层封存和强化天然气采收两种情景）的资本支出与运营支出整合，构建了线性经济模型。其次是蒙特卡洛模拟，通过设定输入参数（如成本、年封存量）的正态分布，并运行数千次模拟，以量化经济结果的不确定性及其对关键参数的敏感性。在管道设计与优化方面，研究采用了达西-魏斯巴赫公式和斯瓦米-贾恩方程，通过迭代计算确定了从电厂到封存地（Drunkards Wash油田）长约22.7英里管道的最佳内径（约0.755英尺），并分析了沿线的压力和海拔剖面，论证了无需设置增压站的可行性。此外，研究还进行了合成政策扰动分析，通过模拟税收抵免政策在0至127.50美元/吨之间随机波动，评估了两年一度政策变化周期对项目经济性的影响。

结果

1. 经济可行性

模拟结果表明，在当前85美元/吨的税收抵免政策下，CCS改造项目在初步筛查层面显示出经济前景。对于深部咸水层封存和强化天然气采收两种方案，模型平均实现盈亏平衡的时间分别约为59个月和55个月，表明强化天然气采收方案的经济性略优。项目前期需要巨额资本投入，深部咸水层封存和强化天然气采收的平均资本支出分别约为7.463亿美元和6.9278亿美元，但这些投资可被十二年期内的联邦税收抵免收入所抵消。

2. 敏感性分析

项目的运营支出对年CO₂封存量、煤炭成本以及其他捕集相关成本最为敏感，相比之下，运输和封存成本的影响较小。这突显了实现规模经济（即提高年封存率）和降低捕集成本对于提升项目整体经济性的关键作用。

3. 政策不确定性影响

对税收抵免政策进行随机扰动的模拟显示，政策波动会显著增加投资回报的不确定性。在模拟的两年政策变动周期下，约有12%的情景在十二年的项目周期内无法实现盈亏平衡。与政策稳定的基准情景相比，盈亏平衡时间的分布呈现更长的上尾，表明了政策不稳定所带来的财务风险。研究还对比了2025年7月前60美元/吨的税收抵免情景，显示更低的抵免额会显著削弱投资回报。

结论与讨论

本项筛查级的生命周期经济评估表明，在当前联邦政策假设下，亨特3号电厂的CCS改造项目具有经济可行性，平均投资回收期约为五年。研究确认，CO₂管道运输至Drunkards Wash封存地是可行的，且无需中途增压站。对比两种封存路径，强化天然气采收因资本要求较低而经济性稍占优势，但两者运营支出相近，且在基础案例分析中表现出相似的经济行为。

研究的核心发现是，项目经济性主要由捕集相关的成本和年CO₂封存量主导，对运输和封存成本相对不敏感。这强调了持续优化捕集技术和确保可靠注入能力的重要性。

尤为关键的是，合成政策扰动分析揭示了政策不稳定性会实质性地增加项目投资回报的不确定性。尽管深部咸水层封存和强化天然气采收对政策变化的反应模式类似，但相当一部分模拟情景无法在信用期内实现盈亏平衡。这一结果凸显了长期稳定的政策支持对于吸引CCS投资、降低项目风险至关重要。此外，研究指出，深部咸水层封存所需的美国环境保护局地下灌注控制第六类许可，比强化天然气采收所需的第二类许可更为复杂和严格，这增加了其许可成本和时间线，也是评估不同封存路径时需考虑的现实因素。

综上，这项工作不仅为亨特3号电厂的CCS改造提供了初步的经济评估框架，强调了捕集环节的成本控制和规模化运营的核心地位，也定量揭示了政策稳定性是推动CCS技术从概念走向大规模商业化部署不可或缺的基石。该研究已发表在期刊《Energies》上。