二氧化碳捕获和封存决策者摘要和技术摘要政府间气候变化专门委员会IPCC特别报告二氧化碳捕获和封存决策者摘要IPCC第三工作组的报告以及技术摘要IPCC第三工作组接受的报告编辑:BertMetz、OgunladeDavidson、HeleendeConinck、ManuelaLoos、LeoMeyer本报告由政府间气候变化专门委员会应联合国气候变化框架公约的邀请而编写ISBN92-9169-519-X前言世界气象组织（WMO）和联合国环境规划署在IPCC中历来如此，本报告编写工作成功与否（UNEP）于1988年共同创立了政府间气候变化专门首先主要取决于全世界许多相关但又不同学科的数百委员会（IPCC）。其职责包括：（1）评估有关气候位专家的认知水平、工作热情和合作精神。我们谨向变化和影响以及有关减缓和适应气候变化方案的现有所有的主要作者召集人、主要作者、撰写人、评审编科学信息和社会经济信息；（2）根据要求向联合国辑和评审专家表示谢意。他们为编写本报告倾注了大气候变化框架公约（UNFCCC）缔约方大会（COP）量的时间和精力，我们对他们致力于IPCC的进程表提供科学/技术/社会经济咨询。自1990年起，IPCC已示由衷的感谢。我们谨向第三工作组的技术支持组经编写了一系列评估报告、特别报告、技术报告、方的成员和IPCC秘书处的工作人员表示感谢，感谢他法论和其它产品，均作为参照的标准文献并得到了政们在又一次成功地编写IPCC报告的协调过程中的奉策制定者、科学家和其他专家的广泛采用。献精神。我们还感谢各国政府支持其科学家们参与IPCC的进程并向IPCC信托基金捐款，用于资助发展第七次缔约方大会提出了一项决定草案，邀请中国家和经济转型国家专家的必要的参与。我们谨感IPCC编写一个关于二氧化碳地质封存的技术报告。为谢挪威、澳大利亚、巴西和西班牙政府分别在其国内响应这一决定，2003年在法国巴黎召开的第20次会议承办了本报告起草工作的会议，尤其感谢加拿大政府上，IPCC同意起草有关二氧化碳捕获和封存的特别报举办了有关此专题的一个研讨会以及承办了第三工作告。组第八次会议，以便在蒙特利尔会议上对本报告进行正式审议并予以接受。我们还感谢荷兰政府为第三工本卷，即：《关于二氧化碳捕获和封存的特别报作组的技术支持组提供了资金支持。告》，由IPCC第三工作组编写，其重点围绕着二氧化碳的捕获和封存（CCS），作为减缓气候变化的一我们谨特别感谢IPCC主席RajendraPachauri博种选择方案。本报告共分9章，涵盖CO2源、CO2的捕士，感谢他对IPCC工作的领导和指导，感谢IPCC秘获、运输和采用地质方式封存、海洋封存、矿石碳化书RenateChrist博士及其工作人员所提供的支持，并或在工业生产过程中对CO2加以利用的技术特点。本感谢第三工作组联合主席OgunladeDavidson教授和报告还针对CCS的成本和潜力、环境影响、风险和安BertMetz博士在本报告编写过程中对第三工作组的领全、对温室气体清单和核算的意义、公众的反应以及导作用。法律问题作了阐述。克劳斯·特普弗尔米歇尔·雅罗联合国环境规划署执行主任世界气象组织联合国驻内罗毕办事处主任秘书长a关于第七次缔约方大会的报告，请查询http://unfccc.int网址，文件FCCC/CP/2001/13/增补件1，决定9/CP.7（京都议定书第3.14条），决议草案－/CMP.1，第7段，第50页：“提请政府间气候变化专门委员会与其他相关组织合作起草一个关于地质碳封存技术的技术报告，内容涵盖当前有关碳封存的信息和报告，供缔约方大会在京都议定书缔约方会议第二次届会上审议”。序这篇《关于二氧化碳捕获和封存的特别报了技术上和经济上适于捕获的主要CO2源，以便评估告》（SRCCS）是在政府间气候变化专门委员会在全球范围内采用CCS的可行性。第三章全面讨论（IPCC）第三工作组（减缓气候变化）主持下编了CO2捕获的各种技术选择方案，第四章的重点放在写的。本报告是为了响应联合国气候变化框架公CO2的运输方法。在随后的三个章节中，对主要封存约（UNFCCC）于2001年在其第七次缔约方大会选择方案逐一作了阐述：地质封存（第五章）、海洋（COP7）上提出的邀请而编写的。2002年4月，封存（第六章）、矿石碳化和工业利用（第七章）。IPCC在日内瓦召开的第19次会议上决定举办一次研第八章讨论了CCS的总成本和经济潜力，接着仔细审讨会，该研讨会于2002年11月在加拿大瑞基纳市召查了CCS对温室气体清单和排放核算所产生的意义开。研讨会的结果成为第一个有关CO2捕获和封存的（第九章）。评估文献，研讨会还提出了编写特别报告的提议。2003年在法国巴黎召开的第20次会议上，IPCC对该多达100位主要作者、主要作者召集人和25位撰提议表示认同并就报告的大纲和编写时间表达成了稿人参加了本报告的编写工作，为此他们倾注了大量共识b。责成第三工作组对CO2捕获和封存的科学、的时间和精力。他们分别来自工业化国家、发展中技术、环境、经济和社会方面进行评估。因此，该国家、经济转型国家和国际组织。全世界有200多人报告的主要内容包括评估技术的成熟性、减缓气候（专家和国家政府的代表）对报告进行了审定。由变化的技术和经济贡献潜力以及CO2捕获和封存的成19位评审编辑对审定过程进行了监督，以确保所有意本。报告还包括法律和法规问题、公众的反应、环见都能够得到充分的关注。境影响和安全性以及与温室气体减排清单和核算相关的问题。根据IPCC的工作程序，2005年9月22-24日在加拿大蒙特利尔召开的IPCC第三工作组会议上，各国本报告主要评估在第三次评估报告（2001）以政府逐行通过了本报告的决策者摘要。在上述通过过后出版的有关CO2源、捕获系统、运输及其各种封程中，主要作者确认：会议达成共识的决策者摘要中存机制。本报告不涉及通过土地利用、土地利用变的文字与作为其依据的完整报告和技术摘要的内容完化和林业或通过海洋肥化作用所产生的生物固碳。全一致。虽然完整报告和技术摘要已经被各国政府接本报告以第三工作组对第三次气候变化评估报告受，但是作者们依然对其内容负责。2001（减缓）的贡献和以2000排放情景特别报告为基础，涉及减缓方案组合中的CO2捕获和封存方面。我们谨向为举办完成本报告所必需的各类会议报告指出了一些需要解决的知识空白问题，旨在促而提供资金和实物支持的各国政府表示感谢。我们进大规模的普及。尤其感谢加拿大政府承办了两次会议，即：2002年11月18-22日在瑞基纳市承办的研讨会以及2005年9月本报告的叙述顺序是按照一个CO2捕获和封存22-24日在蒙特利尔承办的第三工作组关于通过本报系统的组成部分一一展开。引言一章概括了评估的告文字的会议。为了起草本报告和讨论IPCC两轮正总体架构并简要介绍了各种CCS系统。第二章阐明式评审工作的结果，本报告的编写班子召开了4次会bSee:http://www.ipcc.ch/meet/session20/finalreport20.pdfiv议。这四次会议分别由挪威政府（2003年7月，奥斯的本文件的复印-编辑工作，以及感谢WoutNiezen、陆）、澳大利亚政府（2003年12月，堪培拉）、巴西MatinMiddelburg、HenkStakelbeek、AlbertvanStaa、政府（2004年8月，萨尔瓦多）和西班牙政府EvaStam和TimHuliselan为本报告作了最终排版并制（2005年4月，奥维多）友好承办。此外，还与一些作了图形。特别感谢CO2CRC的Lee-AnneShepherd为政府召开了许多单独会议、电话会议和沟通工作，这决策者摘要出色地制作了插图。最后，我们谨同样感对顺利完成本报告做出了贡献。谢的RenateChrist及其工作人员并感谢世界气象组织的FrancisHayes，感谢他们为支持这一进程所做的辛我们认同WMO秘书长和UNEP执行主任在前言中勤工作。对编写班子、评审编辑和专家评审人员所表达的感谢之词。作为第三工作组的联合主席，我们与第三工作组主席团的其他成员、主要作者和技术支持组共同期望我们谨向第三工作组技术支持组的工作人员表示本报告将有助于各国政府的决策者、私营行业、学术感谢，感谢他们为起草本报告所做出的工作，尤其感界其他感兴趣的读者以及公众更好地了解有关CO2捕谢HeleendeConinck为编写本报告做出了出色而有效获和封存作为一种减缓气候变化选择方案的信息。的协调工作，感谢ManuelaLoos和CoraBlankendaal提供的技术、后勤和文秘支持，并感谢LeoMeyer（技术OgunladeDavidson和BertMetz支持组组长）的领导作用。我们还感谢AnitaMeier提IPCC关于减缓气候变化第三工作组联合主席供的全面支持，感谢DaveThomas、PeteThomas、TonyCunningham、FranAitkens、AnnJenks和RuthdeWijs所做v目录决策者摘要技术摘要什么是CO2的捕获和封存，及其如何为减缓气候变化1.引言和本报告的架构16做出贡献？22.CO2的源19CCS的特征是什么？23.CO2捕获21CCS技术的现状如何？44.CO2运输26CO2源与封存时机之间的地理关系是什么？75.地质封存28CCS的成本及其技术和经济潜力如何？96.海洋封存34CCS的局地健康、安全和环境风险是什么?117.矿石碳化和工业应用36已封存CO2的物理渗漏会削弱碳捕获和封存作为一项缓解气候变化的方案吗?138.成本和经济潜力38实施CO2封存的法律和法规问题有哪些?149.排放清单与核算43碳捕获和封存对排放清单与核算的影响是什么？1410.认识上的不足45知识上的空白是什么?14附录1词汇、缩写和缩略语47附录2IPCC主要报告一览表52IPCC特别报告二氧化碳捕获和封存决策者摘要基于以下作者起草的初稿:JuanCarlosAbanades（西班牙）、MakotoAkai（日本）、SallyBenson（美国）、KenCaldeira（美国）、HeleendeConinck（荷兰）、PeterCook（澳大利亚）、OgunladeDavidson（塞拉利昂）、RichardDoctor（美国）、JamesDooley（美国）、PaulFreund（英国）、JohnGale（英国）、WolfgangHeidug（德国）、HowardHerzog（美国）、DavidKeith（加拿大）、MarcoMazzotti（意大利和瑞士）、BertMetz（荷兰）、LeoMeyer（荷兰）、BalgisOsman-Elasha（苏丹）、AndrewPalmer（英国）、RiittaPipatti（芬兰）、EdwardRubin（美国）、KoenSmekens（比利时）、MohammadSoltanieh（伊朗）、Kelly（Kailai）Thambimuthu（澳大利亚和加拿大）决策者摘要什么是CO2的捕获和封存，及其如何为减缓气根据绝大多数情景的预测，一次能源的供应将候变化做出贡献？继续以化石燃料为主，这一情况至少将持续到本世纪中叶。正如TAR中所讨论的，绝大多数模式也指出，1.二氧化碳（CO2）捕获和封存（CCS）是指CO2从已知的技术方案1能够实现大范围的大气稳定程度，工业或相关能源的源分离出来，输送到一个封存但是其执行需要社会经济学及制度上的改变。在这种地点，并且长期与大气隔绝的一个过程。本报告情况下，CCS在这一选择方案组合中的出现能够促进认为CCS是稳定大气温室气体浓度的减缓行动组稳定目标的实现（1.1、1.3节）。合中的一种选择方案。CCS的特征是什么？其它减缓方案包括提高能源效率、向低含碳量燃料转变、核能、可再生能源、增加生物汇、以及非3.CO2的捕获可用于大点源。CO2将被压缩、输送并CO2温室气体的减排。CCS具有减少整体减缓成本以封存在地质构造、海洋、碳酸盐矿石2中，或是用及增加实现温室气体减排灵活性的潜力。CCS的广泛于工业流程。应用取决于技术成熟性、成本、整体潜力、在发展中国家的技术普及和转让及其应用技术的能力、法规CO2大点源包括大型化石燃料或生物能源设施、因素、环境问题和公众反应（1.1.1、1.3、1.7、8.3、主要CO2排放型工业、天然气生产、合成燃料工厂以8.4节）。及基于化石燃料的制氢工厂（参见表SPM.1）。潜在的技术封存方式有：地质封存（在地质构造中，例如2.第三次评估报告（TAR）指出没有任何单一的技石3油和天然气田、不可开采的煤田以及深盐沼池构术方案能够全面满足实现温室气体稳定性的减排造），海洋封存（直接释放到海洋水体中或海底）以需求，而是需要一种减排措施的组合。及将CO2固化成无机碳酸盐。该报告也就CO2的工业应用进行了讨论，但是预计这一途径对于CO2减排贡献不大（参见图SPM.1）（1.2、1.4、2.2节，表2.3）表SPM.1.世界范围内每年CO2排放量在10万吨（0.1兆吨CO2）以上的、作为CO2的大固定源的工业活动或过程概况过程源的个数排放量（兆吨CO2/年）化石燃料能源（煤、燃气、石油及其它）4,94210,539水泥工业1,175932炼油厂钢铁工业638798石化工业石油和天然气加工269646其他源生物质470379不祥509033生物乙醇和生物能30391总计7,88713,4661“已知技术方案”是指现在的业务中或是试点工厂阶段已经存在的技术，例如TAR讨论的减排情景中提到的那些技术选择方案。已知技术选择方案不包括任何需要深刻的技术突破的新技术。已知技术选择方案在TAR中作了解释，并且几项减排情景中包含了CCS。2将CO2作为碳酸盐封存并不包括深层的地质碳化作用或是第6章中讨论的通过强化碳酸盐中和作用实现的海洋封存（7.2节）。3盐沼池构造是包含了高浓度溶解盐水饱和而成的沉积岩。盐沼池构造分布广泛，并且包含了量巨大但不适合农业或人类消费的水。因为地热能的应用可能增加，潜在地热地区可能不适于CO2封存（见5.3.3节）。决策者摘要图SPM.1.可能的CCS系统示意图，图中展示了CCS可能相关的源、CO2的运输以及封存方案（承蒙CO2CRC提供）4.通过CCS减少的向大气的净排放量取决于捕获的释放的CO2比例，取决于由于捕获、运输和封存的额外能捕获的源需求使电厂或工业流程的整体效率降低而导致的CO2增产，取决于运输过程中的任何渗漏以及取基准工厂清除的CO2决于长期封存中CO2的留存比例。采用CCS捕获的CO2现有的技术能够捕获到一个捕获厂处理的CO2总的工厂量的85－95％。一个配备CCS系统（具有地质或海洋封存的路径）的电厂相比一个未配备CCS的同等生产的CO2（千克/千瓦时）排量的电厂而言大约多消耗10－40%4的能源,其中绝大部分用于捕获和压缩。对于安全封存，净结果图SPM.2.来自电厂的CO2捕获和封存。由于捕获、运输和封是，一个采用CCS的电厂相比一个未采用CCS的电厂存所需的额外能源使得电厂整体效率损失而导致的CO2增产，而言大约能够使排放到大气中的CO2减少80-90%（以及运输中的任何渗漏导致了与未采用捕获的基准厂（上框）参见图SPM.2）。在某种程度上，封存储层可能发生渗漏，留存部分被定义为一段特点时间内被保留的相比，“单位产品产生的CO2”量有较大增加（下框）（图CO2占注入累计总量的比例。以碳酸盐矿石作为封存8.2）。方式的CCS系统相比，未采用CCS的同等排量的工厂将多需要60-180%的能源。（1.5.1、1.6.3、3.6.1.3、7.2.7节）4这一波动幅度反映了三种类型的电厂：对于天然气复合循环电厂，波动幅度为11-22%，对于粉煤电厂，波动幅度为24-40%，对于综合气化复合循环电厂，波动幅度为14-25%决策者摘要6.管道是在大约1,000公里左右距离内大量输送CO2的首选途径。对于每年在几百万吨以下的碳捕获和封存技术的现状如何？CO2输送或是更远距离的海外运输，使用轮船可能是在经济上更有吸引力。5.现有几种不同类型的CO2捕获系统：燃烧后、燃烧前以及氧燃料燃烧（图SPM.3）。燃气流中的CO2的管道输送正作为一项成熟的市场技术运作CO2浓度、燃气流压力以及燃料类型（固体或气（在美国，每年有超过2,500公里的管道运输了超过体）都是选择捕获系统时要考虑的重要因素。40兆吨CO2）。在绝大多数输气管道中，由上游端的压缩机驱动气流，部分还需要具有中途压缩站。即使电厂中CO2的燃烧后捕获在特定条件下是经济可包含了污染物，烘干的CO2对于管道也没有腐蚀性。行的5。该方法是从来自一部分现有电厂的部分废气在CO2包含了水汽的地方，可以将水汽从CO2气流中中捕获CO2。使用相似的技术，从天然气加工行业分分离出来，以防止腐蚀，同时也避免了采用防腐材料离CO2正在一个成熟的市场6中运作。燃烧前捕获所需构建管道所耗费的成本。利用船舶运输CO2，与运输的该项技术是在肥料制造业和氢生产业中已得到广液化石油气相似，在特定条件下是经济可行的，但是泛应用。虽然燃烧前最初的燃料转换步骤相对更精由于需求有限，目前还只是小规模进行。CO2也能够细和昂贵，但是燃气流中较高的CO2浓度和压力也使通过铁路和公路罐车运输，但是就大规模CO2运输而得分离更加容易。氧燃料燃烧是利用高纯度的氧气言，则不大可能成为具有吸引力的选择方案（4.2.1、进行的，尚处于示范阶段7。这种方式使得燃气流中4.2.2、4.3.2节，图4.5和4.6）。的CO2浓度高，因而分离也更加容易，但同时也由于从空气中分离氧气导致需要的能源增加（章节3.3，3.4，3.5）。图SPM.3.捕获系统示意图。图中简要说明了氧燃料燃烧、燃烧前（包括氢和肥料生产）、燃烧后及CO2的工业源（包括天然气加工设备和钢铁、水泥生产）（根据图3.1）（承蒙CO2CRC提供）。5“在特定条件下的经济可行”是指这项技术在经过选择的商业应用中已为人很好地理解和使用，例如在税收优惠制度下或是缝隙市场中，以少量的相同技术（少于5个），每年至少可以加工0.1兆吨CO26“成熟的市场”表示该项技术正在世界范围内以商业规模和多种应用方式运行。7“示范阶段”表示该项技术已经建立并在试点工厂范围内进行了应用，但是在作为一个全面的系统进行设计和构建之前还需要更进一步开发。决策者摘要图SPM.4.地质封存方案概览（根据图5.3）（承蒙CO2CRC提供）。7.在深层、在岸或沿海地质构造封存CO2使用了许是该项技术的可行性很大程度上取决于煤床的渗透多相同的技术，这些技术已经由石油和天然气工度。CO2封存与强化采油（EOR11）或者潜在地提高业开发出来，并且已经证明对于石油和天然气田煤层气采收率（ECBM）之间的联合能够产生来自于以及盐沼池构造而言，在特定条件下是经济可行石油或天然气采收的额外收入。根据现有应用的钻井的，但是就封存于无法开采的煤层8中而言，这些技术、注入技术、封存储存性能的计算机模拟以及监技术的可行性尚未经证实（参见图SPM.4）。测方法正在进一步开发以供地质封存项目的设计和实施使用。如果CO2被注入深度在800米以下9适当的盐沼池构造或石油田或天然气田,各种物理、地球化学的俘三个工业规模12的封存项目正在实施当中：挪获机理将阻止其向地面移动。大体上，一种基本的物威的斯莱普内尔（Sleipner）沿海盐沼池构造项目、理俘获机理就是冠岩10的存在。煤床封存可以在相对加拿大的韦本（Weyburn）强化采油（EOR）项目、较浅的深度上进行并且依赖于CO2在煤上的吸附，但8不可能进行开采的煤层－由于其太深或太薄－潜在地可用于CO2封存。如果后来被开采了，那么封存的CO2将被释放出来。在封存CO2的同时，强化煤床甲烷的回收（ECBM）具有增加煤的甲烷产量的潜力。产生的甲烷可以利用而不会被释放到大气中（5.3.4节）。9在800－1,000米深处，CO2是超临界的，具有液体一样的密度（大约500－800千克/米3），这为地下封存空间有效利用提供了可能性，并且改善了封存的安全性（5.1.1节）。10渗透度非常低的岩石起到了上部密封的作用，能够阻止流体从封存储层中流出。11就该报告的意图而言，这里的EOR表示利用CO2强化采油。12“工业规模”在这里是指每年1兆吨CO2的量级。决策者摘要图SPM.5.海洋封存情景概览。在“溶解型”海洋封存中，CO2迅速地溶解到海水中，而在“湖泊型”海洋封存中，CO2最初是沉积在海床上的液体（承蒙CO2CRC提供）。以及阿尔及利亚的艾因萨拉赫（InSalah）天然气列的海洋封存方案，各项技术和相关的物理、化学项目。其它项目正在计划之中（5.1.1、5.2.2、5.3、现象进行研究，其中还特别包括了酸度的增加（低5.6、5.9.4节，图框5.1，5.2，5.3）。pH值）及其对海洋生态系统的影响（6.1.2、6.2.1、6.5、6.7节）。8.海洋封存有两种潜在的实施途径：一种是经固定管道或移动船只将CO2注入并溶解到水体中（以9.CO2与金属氧化物发生反应，金属氧化物富含于硅1000米以下最为典型），另一种则是经由固定的酸盐矿石中，并可从废弃物流中少量获取，通过管道或者安装在深度3000米以下的海床上的沿海反应产生稳定的碳酸盐。这项技术现正处于研究平台将其沉淀，此处的CO2比水更为密集，预计将阶段13，但在利用废弃物流中的某些应用已经处于形成一个“湖”，从而延缓CO2分解在周围环境中示范阶段。（参见图SPM.5）。海洋封存及其生态影响尚处于研究阶段。自然反应是非常缓慢的，因而不得不通过矿石的预处理加速反应，这种处理在现阶段是能源非常密被溶解和消散的CO2将成为全球碳循环的一部集型的（7.2.1、7.2.3、7.2.4节，图框7.1）。分，并最终与大气中的CO2达到平衡。在实验室试验、小规模海洋试验和模式模拟中，已正在针对一系10.工业利用14捕获的CO2是可能的，将其用作气13“研究阶段”指虽然基础本科学知识已在掌握之中，但是技术上当前正处于概念设计的阶段或是在实验室、工作台规模上进行测试，尚未在试点厂示范。14CO2的工业利用是指并不包括EOR在内的那些使用途径，EOR在第7段中讨论。体、液体或作为生产有价值含碳产品的化学过程中的决策者摘要原料，但是不能期待这种利用为显著的CO2减排做出贡献。目前在结合CO2捕获、运输并将其封入一个实现全面一体化的CCS系统方面的经验相对很少。大型电CO2的工业利用潜力小，并且CO2通常只能被保厂对CCS的利用（潜在的主要应用兴趣）仍有待实施留较短的一段时期（通常是几个月到几年）。用捕获（1.4.4、3.8、5.1节）。的CO2代替化石碳氢化合物作为原料加工的流程并不总是能降低生命周期中的净排量（7.3.1、7.3.4节）。CO2的源与捕获时机之间的地理关系是什么？11.CCS的构成部分具有不同的发展阶段（参见12.CO2大点源集中在主要工业区及城区附近。许多这表SPM.2）。完备的CCS系统可通过利用成熟的或在样的源在300公里的区域内，而这些区域具有潜在特定条件下经济可行的现有技术组合而成，虽然整体的适合质封存的构造（参见图SPM.6）。初步研究系统的发展状态可能慢于其中某些单独部分的发展。指出，全球范围内，少部分的大点源靠近潜在的海洋封存地点。表SPM.2.CCS系统构成部分的技术发展现状。X标出了每一个构成部分当前的最高成熟度。CCS组分CCS技术研究阶段13示范阶段7在一定条件下经济可行5成熟化市场6捕获燃烧后X燃烧前X运输氧燃料燃烧X地质封存工业分离（天然气加工，氨水生产）X管道X船运强化采油（EOR）X天然气或石油层XaX盐沼池构造X提高煤层气采收率（ECBM）X海洋封存直接注入（溶解型）X直接注入（湖泊型）X碳酸盐矿石天然硅酸盐矿石X废弃物料XCO2的工业利用Xa对于EOR的CO2注入是一项成熟的市场技术，但是当这项技术用于CO2封存时，其仅是“在特定条件下经济可行”。决策者摘要图SPM.6a.CO2大固定源的全球分布情况（图2.3）（以关于全球排放源的公开的可利用信息为基础编制；IEAGHG2002）图SPM.6b.预计在沉积盆地中可能发现适合的盐沼池构造、石油或天然气层或煤层的区域。仅包括部分煤床封存地点。这一估计基于现有信息，是针对给定区域存在适合封存地点的可能性所作出一种定性评估。该图应当仅仅作为一种指导，因为它是基于部分数据得出的，其性质可能随着区域不同、时间推移以及新信息出现而有所变化（图2.4）（承蒙澳大利亚地球科学提供）当前关于CO2大点源与适合的地质封存构造之20－40%的全球化石燃料的CO2排放能够在技术上间对应关系方面的参考文献有限。详细的区域评估适合捕获，包括30－60%来自发电的CO2排放和30－对于增进这方面的信息而言或许是必要的（参见图40%来自其它工业的排放。产生于大规模生物质转化SPM.6b）。设备的排放也能够在技术上适合捕获。尚无对未来大点源附近潜在的封存地点的研究（2.3、2.4.3节）。情景研究指出，大点源的数目预计在未来还将增加，到2050年，考虑到预期的技术局限性，大约13.CCS能够控制源自基于化石燃料的发电或制氢的CO2排放，这在较长时期内能够部分减少来自运输决策者摘要业和分散的能源供给系统的CO2散排量。随着国家的不同，成本的绝对值和相对值均有电可用于机动车，氢可用于燃料电池，包括用相当大差异。在天然气复合循环系统、粉状煤系统于运输行业。具有综合性CO2分离（未采用封存）的和综合气化复合循环系统都尚未全面配备CCS的情况天然气和煤的转化是当前制氢业中的主导选择方案。下，目前这些系统的成本并不具有高的可信度。未更多的基于化石燃料和生物质的制氢或发电将导致来随着研究、技术的发展以及由于规模经济，CCS的CO2大点源数量的增加，而这些源在技术上适合捕获成本将会降低。随着时间推移，由于规模经济在相和封存。当前，要预计可能的数目、地点和这些源的当程度上也能够降低基于生物质的CCS系统的成本。大小是困难的（2.5.1节）。CCS在生物质燃烧或复合燃烧转换设备中的应用将导致更低的甚至是负18CO2排放，这类设备会降低这一CCS的成本15及其技术和经济潜力如何？选择方案的成本，降幅将取决于CO2减排量的市场价值（2.5.3、3.7.1、3.7.13、8.2.4节）。14.在2002年的状况下，估计CCS在产电方面的应用将使产电成本增加大约0.01－0.05美元16/千瓦时15.与新建一个采用捕获系统的电厂相比，预计用（US$/kWh），具体成本将取决于燃料、特定技CO2捕获系统改装现有电厂将产生较高的成本并显术、场地以及国家环境。将EOR的利益包含在著降低总体效率。对于一些刚建不久和效率高的内，会使CCS造成的额外电力生产成本降低大约现有电厂或者对于电厂已大幅度升级或重建的电0.01－0.02美元/千瓦时17（参见表SPM.3的绝对电厂，改装的成本劣势会减少。力生产成本和表SPM.4中以美元/清除CO2为单位的成本）。用于产电的燃料市场价格的上升通常会现有的电力设备装置加装CCS的成本变化不一。使CCS的成本增加。石油价格对于CCS的量化影响CO2的工业源能够通过加装CCS分离功能比较容易，尚不确定。然而，来自于EOR的收入通常随石油然而需要对综合电厂系统作更彻底的调整。为了减低价格升高而上升。CCS在小规模的基于生物质的电未来的改装成本，新电厂的设计可考虑到未来采用力生产中的应用会大幅度增加用电成本，在一家CCS（3.1.4、3.7.5节）。较大的具备CCS的煤电厂中进行生物质复合燃烧将更有成本效益。16.在大多数CCS系统中，捕获（包括压缩）的成本是最大的成本部分。CCS系统不同构成部分的成本存在大的差异，这表SPM.3.CCS的成本：不同产电类型的产电成本，未采用捕获的产电成本，以及具备全套CCS系统的产电成本。就一个新建的、使用化石燃料的大型电厂的电力生产而言，全套CCS系统的成本取决于很多因素，包括电厂和捕获系统的性能、封存地点的具体状况、CO2量以及需要输送的距离。表中的数字根据一个大型电厂的经验得出。天然气价格设定为2.8－4.4美元/GJ，煤的价格设定为1－1.5美元/GJ（根据表8.3和8.4）。电厂的系统天然气复合循环粉煤（美元/千瓦综合气化复合循环（美元/千瓦时）（美元/千瓦时）时）未采用捕获（基准电厂）0.03-0.050.04-0.050.04-0.06采用捕获和地质封存0.04-0.080.06-0.100.05-0.09采用捕获和EOR170.04-0.070.05-0.080.04-0.0715本报告使用的“成本”仅指市场价格，而没有包含外部的成本，如与采用CCS相关联的环境破坏和更广泛的社会成本等。迄今为止，在评估和量化此类外部成本方面的研究很少。16本报告中所有成本均以2002年的美元单位表示。17如同现有文献，基于每桶15－20美元的原油价格得出。18举例，如果生物质以一个不可维持的速率收获（也就是说，快于年再生长速率），那么这项活动净的CO2排放有可能不是负值。10决策者摘要表SPM.4.表中给出了产电的完整CCS系统的CO2清除成本，分别对应于不同类型的未采用CCS的基准电厂和采用CCS（地质封存和EOR）的电厂。CO2的清除量就是基准电厂的排量与采用CCS的电厂的排量之差。天然气价格设定为2.8－4.4美元/GJ，煤炭价格设定为1－1.5美元/GJ（表8.4）采用CCS的电厂类型天然气复合循环基准电厂粉煤基准电厂美元/吨CO2消除美元/吨CO2消除采用捕获和地质封存的电厂40-9020-60天然气复合循环70-27030-70粉煤40-22020-70综合气化复合循环采用捕获及EOR17的电厂20-700-30天然气复合循环50-24010-40粉煤20-1900-40综合气化复合循环表SPM.5.应用于给定类型电厂或工业源的CCS系统各构成部分2002年的成本幅度。各单独成本的简单相加并不等于整个CCS系统的美元/CO2消除成本。所有数字代表大规模、新型装置的成本，并且假设天然气价格为2.8－4.4美元/GJ，煤炭价格为1－1.5美元/GJ（5.9.5、8.2.1、8.2.2、8.2.3节，表8.1和8.2）。CCS系统构成部分成本幅度备注从一个燃煤或燃气电厂进行捕获15–75美元/吨CO2净捕获量与未采用捕获的同一电厂相比，CO2捕获的净成本从氢和氨生产或天然气加工中捕获5–55美元/吨CO2净捕获量应用于需要进行简单烘干和压缩的高纯度源从其它工业源捕获25–115美元/吨CO2净捕获量运输1–8美元/吨CO2运输量变化幅度反映了许多不同技术和燃料的使用对于5（高端）－40（低端）兆吨CO2/年的质量流量而言，每250公里管道或船运的成本地质封存a0.5–8美元/吨CO2注入量未包含来自EOR或ECBM的税收地质封存：监测和检验0.1–0.3美元/吨CO2注入量这里包含了注入前、注入、注入后监测的成本，该成本取决于对法规的需求海洋封存5–30美元/吨CO2注入量包括了100-500公里的沿海运输成本，未包括监测和检验成本矿石碳化50–100美元/吨CO2净矿物化量研究的最佳个例的成本幅度。包含了用于碳化的额外能源a在长时期内，可能还有为采取补救措施和承担责任所需的额外成本。取决于基准电厂和CO2源的范围、运输和封存的状况开始达到大约25－30美元/吨CO2时，CCS系统才开（参见表SPM.5）。在下一个10年中，捕获成本能够始出现在显著的部署规模。降低20－30%，并且通过那些仍处于研究或示范阶段的新技术还应该能够实现更大的降幅。CO2的运输和低成本捕获的可能性（在天然气加工中以及制封存成本能够随着技术的进一步成熟和规模的扩大而氢和氨生产中，CO2的分离已经完成）与短途（<50缓慢降低（1.5.3、3.7.13、8.2节）。公里）运输和能够产生收入的封存方案（例如EOR）相结合能导致在无刺激或较少刺激的情况下能够17.能源和经济模式指出CCS系统对于减缓气候变化的进行一定限量的CO2封存（大约360兆吨CO2/年）（主要贡献将来自于其在电力行业的发展。正如本2.2.1.3、2.3、2.4、8.3.2.1节）。报告估计的那样，大多数模拟结果表明当CO2价格18.现有证据表明，在世界范围内，地质构造21的技术决策者摘要11潜力20可能19至少可达到大约2,000千兆吨CO2（545千兆吨碳）的封存容量。会使稳定CO2浓度的成本降低30%或更大降幅。盐沼池构造的地质封存可能还有大得多的潜CCS系统成本竞争力的一个方面是CCS技术适合力，但是由于缺乏信息以及一致的方法，对于上限的于当前大多数的能源基础设施。估计尚不确定。对于油气储层的容量的认知更为充分。煤床中的技术封存容量要小得多，并且还缺乏充CCS作为减缓组合的一个部分，其全球的潜在贡分的认识。献如图SPM.7中的范例所示。在该领域中现有分析的程度是有限的，要增进信息就需要做进一步的评估（对于海洋封存CO2能力的模式计算结果表明其容1.5、8.3.3、8.3.3.4节，图框8.3）。量大约在几千兆吨CO2的量级上，具体取决于假设的大气稳定水平22和环境制约,如海洋pH值的变化。利CCS的局部健康、安全和环境风险是什么?用矿石碳化的程度目前还不能确定，因为这取决于未知的、技术上能够开采的硅酸盐储量，取决于诸如21.与CO2管道运输相关联的局部风险24与已经在使用产品处置量这类环境问题（5.3、6.3.1、7.2.3节，表中的碳倾化合物输送管道的风险相似或者更低。5.2）。就已有CO2管道而言，绝大多数是在低人口密度19.在大多数大气中温室气体浓度稳定在450－750pp-地区，根据报告每公里管道意外事故的数量非常低，mvCO2之间情景中，在一个成本最低的减缓方案与那些碳氢化合物管道相近。突发的CO2大量释放如组合中，CCS的经济潜力23累积总量为220－2,200果使空气中CO2浓度超过了7－10%，则会对人类生命千兆吨CO2（60－600千兆吨碳），这意味着，在和健康产生直接威胁。通过居住区的CO2管道运输需一系列基准情景的平均状态下，CCS贡献了2100年要注意路线选择、过压保护、泄漏检测和其它设计方以前世界努力累积减排量的15－55%。有可能19的面的因素。要预见CCS的管道铺设中没有主要障碍（是地质封存的技术潜力20足以达到经济潜力幅度的4.4.2节，AI.2.3.1）。高端要求，但是对于特定的区域，这一判断或许是不真实的。22.妥善的选址工作基于现有的地下信息、发现问题的监测计划、法规体系、利用适当的补救方法在经济潜力评估中的不确定性是显著的。对于发生CO2释放时加以阻止或控制，这样局部健康、CCS而言要达到这样一种经济潜力，在未来这个世纪安全和环境风险就与诸如天然气封存、EOR以及将需要安装数百乃至数千个CO2捕获系统，每个系统酸性气体地下处置这类现有活动的风险程度相每年大约捕获1－5兆吨CO2。就其它减排方案而言，当。由于环境影响、渗漏风险和清晰的法律框架或公众反应信息的缺乏等原因，CCS的实际实施可能要低于经天然的CO2封存储层有助于了解地下CO2的变化济潜力（1.4.4、5.3.7、8.3.1、8.3.3、8.3.3.4节）。规律。渗漏概率低的封存地点特征包括非常难以渗透的冠岩、地质稳定性、缺乏渗漏路径以及有效俘获20.在大多数情景研究中，CCS在减缓组合中的作用在机理。现有两种不同类型的渗漏场景：（1）突然渗本世纪内上升，并且发现将CCS纳入某个减缓组合漏，通过注入井失败或沿报废油井渗漏；（2）逐渐渗漏，通过未检测到的缝隙、破损或是油井。在地下浅层CO2浓度升高的影响包括对于植物及土层动物的19“可能”表示66－99%的概率。20在TAR中，“技术潜力”被定义为通过实施某项经过示范的技术或作法而有可能减少温室气体排量。21这一表述基于现有文献作者的专业判断。反映了关于封存容量估计的不确定性（5.3.7节）。22这一方法考虑到CO2在注入海洋一段时间之后将与大气达到平衡。23经济潜力是来自某一特定方案的温室气体减排量，在给定的普遍形势下，实现该方案可具有成本效益（如CO2减排的市场价值和其它方案的成本）。24在讨论风险时，我们假定风险是一项事件将会发生以及如果该事件确实发生引发后果的概率的乘积。12决策者摘要Primaryenergyuse(EJyr-1)abSolar/Wind1.4001.400HydroBiomassMiniCAMMESSAGENuclear1.2001.200OilGasCCS1.0001.000Gas(Vented)CoalCCS800800Coal(Vented)600600400400200200--2005202020352050206520802095200520202035205020652080209590.000MiniCAMc90.000dConservationand80.00080.000MESSAGEEnergyEfficiencyEmissionstothe70.000Emissions(MtCO2yr-1)70.000atmosphere60.000EmissionstotheRenewableEnergy50.000atmosphere60.0002035205040.000Nuclear30.000CoaltoGas50.00020.000Substitution10.00040.000CCS30.00020.00010.000-202020652080209520052020203520502065208020952005e180160MiniCAMMarginalpriceofCO2140MESSAGE(2002US$/tCO2)1201008060402002005202020352050206520802095图SPM.7.展示CCS作为一种减排组合的一部分对全球潜在贡献的例子。图例基于两种不同的综合性评估模式（MESSAGE和Mini-CAM），同时采用了与主排放动力相同的假设。这些结果在区域尺度上会有相当程度的变化。这个例子基于单一情景，因此没有表述出不确定性的总体幅度。图a和b表示了全球一次能源的使用，包括部署CCS。图c和d用灰色表示全球CO2的排放，彩色表示主要减排措施相对应的贡献。图e是计算得出的CO2减排的边际价格（8.3.3节，图框8.3）。致命影响和地下水污染。高的通量再加上稳定的大气救的一个基础。可利用的风险管理方法的效力仍然状况，会导致局部空气中的高CO2浓度，这会对动物需要在CO2封存的使用中加以论证。如果在封存地点或人类造成伤害。由于CO2注入导致的压力积聚可能发生渗漏，阻止渗漏的补救措施涉及到标准井修复技引发小地震事件。术或在CO2渗漏进入浅层地下水储层之前将其拦截并抽出。鉴于CO2地质封存是长期的，所以对封存地点虽然在地质封存方面的经验有限，但是相近的的监测可能在相当长的一段时期都是必需的（5.6、相关工业经验和科学知识可以作为风险管理，包括补5.7节，表5.4，5.7，图5.25）。23.以工业规模将CO2注入海水或在海底形成液态决策者摘要13CO2池将会改变局部的化学环境。试验已经证明CO2的持续高浓度将会导致海洋生物的死亡。CO2上，并且也有可能191,000年中维持在99%以上。对海洋生物的影响将产生一些生态系统后果。在大面积海域和长期时间尺度上，CO2直接注入海洋对于经过仔细选择、设计和管理的地质封存地对于海洋生态系统的慢性影响尚未有研究。点，通过各种俘获机理，绝大多数CO2将逐渐被固定，并且能够保存数百万年。因为这些机理，CO2的模式模拟时假定在3,000米的海洋深度从7个地点更长期封存会变得更加有把握（1.6.3、5.2.2、5.7、释放，在这一深度上的封存量占CO2浓度稳定在5503.4节，表5.5）。ppmv水平上所做减缓贡献的10%，导致海洋水体酸度增加（pH减小>0.4）大约1%。做一个对比：在一个26.海洋封存的CO2其释放将是逐渐的，会延续几百未采用海洋封存的稳定个例中，相对于工业化前的年。水平而言，在整个海洋表面的pH值减小>0.25是可以预期的。pH值下降0.2－0.4则明显大于工业化前海洋海洋追踪数据和模式计算结果表明，在海洋封平均酸度的变化。在这些pH值变化水平上，已经发存的情况下，根据注入的深度和地点不同，100年现对于生活在洋面的海洋生物具有影响，但对慢性影以后留存比例在65－100%之间，500年以后在30－响尚未研究。在全面的风险评估完成以前需要更好地85%之间（较低的百分比对应于1000米的深度，较认识这些影响。对于封存的CO2从海洋向大气的突然高的百分比对应于3000米的深度）（1.6.3、6.3.3、或大规模释放尚无已知的机理。缓慢渗漏的问题将6.3.4节，表6.2）。在SPM第26段中讨论。在CO2释放时或释放之前将分子态CO2转化为重碳酸盐或氢氧化合物将减小pH的影27.在矿石碳化的情况下，已封存的CO2不会向大气释响，并且增加CO2在海洋中的存留，但是这将会使成放（章节1.6.3，7.2.7）。本和其它的环境影响增加（6.7节）。28.如果发生CO2的持续泄漏，那么至少就局部而言，24.大规模矿石碳化的环境影响将是由于对那些没有将会抵消CCS对于减缓气候变化的益处。对于泄漏实际用途的产品的开采和处置所产生的后果。对减缓气候变化的影响的评估取决于针对决策所选择的框架，以及取决于关于地质或海洋封存的通过工业途径固化一吨CO2需要1.6到3.7吨的硅留存比例的现有信息，正如25节和26节中所述。酸盐矿石。矿石碳化的影响与那些大规模地表矿山的影响相似。其中包括由于钻探、移土和对矿渣进针对如何解决非永久封存问题所进行的研究基行分级并滤出金属等所造成的土地清理、空气质量降于以下不同的途径：延缓排放的价值，对于特定减排低以及对水和植物的影响，所有这些影响都可能间接情景的成本最小化，或者在假定大气温室气体浓度导致动植物的生活环境退化。大部分矿石碳化产品需稳定的背景下允许的未来排放。这些研究中的一部分要处置，这就需要相应的填埋场和额外运输（7.2.4、表明允许通过增加减排量来补偿未来的泄漏；其结7.2.6节）。果取决于关于未来减排成本的假设、贴现率、已封存CO2的量以及假定的大气浓度稳定水平。在其它的已封存CO2的物理渗漏会削弱CCS作为一项缓研究中，由于政治和制度上存在不确定性，况且分解气候变化的方案吗?析集中由假设的稳定水平和封存量设定的局限性方面，因此补偿并不被视为一种选择方案。尽管这一系25.对人为的和自然界的类似情况的观测和模式都表列分析的详细结果随方法和假设的不同而异，但是明在适当选择并进行管理的地质封存储层中，被所有研究显示，如果CCS作为一种减缓措施是可以接保留的部分很可能25在100年时间里维持在99%以受的，必须对能够发生泄漏量制定一个上限（1.6.4、8.4节）。25“很可能”指介于90－99%之间的概率。14决策者摘要32.当前的几个CCS项目都涉及地质封存，因此关于监测、检验、实际物理渗漏率的报告以及相关的不实施CO2封存的法律和法规问题有哪些?确定性方面的经验非常有限。29.确实存在一些关于地下作业的法规，这些法规与有几项对来自CCS的CO2排放进行监测和检验的地质封存可能相关，甚至在某些情况可以直接应技术已经具备或正在开发之中，但是这些技术因适用，但是很少有国家就CO2的长期封存专门制定法用性、地点特征、检测范围和不确定性而异（9.2.3、律或法规框架。5.6、6.6.2节）。关于采矿、石油和天然气作业、污染控制、废33.根据不同的义务，CO2可在一个国家进行捕获而在弃物处置、饮用水、高压力气体的处理以及地下产另外一个国家进行封存。与跨界封存核算相关的权等方面的现有法律和法规可能与地质CO2封存相问题并不是唯一针对CCS。关。与CO2向大气中泄漏和局部环境影响相关联的长期责任问题尚未普遍解决。一些国家对与CO2封存相可对核算的规则和方法作必要的相应调整。似的形势承担着长期责任，如地下采矿作业（5.8.2、未来封存地点的物理渗漏将不得不予以考虑（5.8.3、5.8.4节）。9.3节）。30.关于是否或者在何种情况下将CO2注入海底地质构认识上的不足是什么?造或者该海域符合国际法的相关规定等问题，迄今为止尚未就作出正式解释达成一致。34.目前对CCS某些方面的认识还存在不足。增加知识和经验将会减少不确定性，从而有助于作出当前有几个条约（特别是伦敦公约26和OS-有关将部署CCS作为减缓气候变化的措施的决策PAR27公约）有可能应用于将CO2注入海床地质构造或（TS第10节）。海洋方面的问题。所有这些条约在起草中并没有专门考虑到CO2封存的问题（5.8.1、6.8.1节）。碳捕获和封存对排放清单和核算的影响是什么？31.现行的IPCC指南28并不包括专门用于估计CCS相关排放的方法。由IPCC提供的总体指南可应用于CCS。有几个国家正在照此采取行动，并与其本国评估排放的方法相结合。IPCC指南本身并尚未就CCS相关排放评估提供专门的方法。预期在2006年IPCC国家温室气体清单指南中能够提供。CO2封存和捕获、物理渗漏、外逸排放以及与生物质应用于CCS系统相关联的负排放等问题都需要特定的方法（9.2.1、9.2.2节）。26《防止倾倒废物及其他物质污染海洋的公约》（1972年）及其伦敦议定书（1996年），该议定书尚未实施。27（1992年）在巴黎通过的《东北大西洋海洋环境保护公约》。OSPAR是奥斯陆－巴黎的缩写。28《1996年IPCC国家温室气体清单指南修订版》，以及一些良好做法指南报告：《国家温室气体良好做法指南和不确定性管理》及《土地利用、土地利用变化和林业良好做法指南》。技术摘要15IPCC特别报告二氧化碳捕获和封存技术摘要主要作者召集人EdwardRubin（美国）、LeoMeyer（荷兰）、HeleendeConinck（荷兰）主要作者JuanCarlosAbanades（西班牙）、MakotoAkai（日本）、SallyBenson（美国）、KenCaldeira（美国）、PeterCook（澳大利亚）、OgunladeDavidson（塞拉利昂）、RichardDoctor（美国）、JamesDooley（美国）、PaulFreund（英国）、JohnGale（英国）、WolfgangHeidug（德国）、HowardHerzog（美国）、DavidKeith（加拿大）、MarcoMazzotti（意大利和瑞士）、BertMetz（荷兰）、BalgisOsman-Elasha（苏丹）、AndrewPalmer（英国）、RiittaPipatti（芬兰）、KoenSmekens（比利时）、MohammadSoltanieh（伊朗）、Kelly（Kailai）Thambimuthu（澳大利亚和加拿大）、BobvanderZwaan（荷兰）评审编辑IsmailElGizouli（苏丹）16技术摘要图TS.1表示CCS过程的三个主要组成部分：捕获、运输和封存。所有三个部分都存在于当今的工业1.引言和本报告的架构生产中，尽管其中多数并非为了CO2的封存。捕获步骤包括把CO2从其他气体产品中分离出来。对于燃料本特别报告的主题是“二氧化碳捕获和封存（的燃烧过程，如电厂中的燃烧过程，可以采用分离CCS）”，它被视为减少源于人类活动的大气CO2排技术在燃烧后捕获CO2，或者在燃烧前对燃料进行脱放的选择方案之一。本特别报告的目的是评估当前有碳。为了把捕获的CO2运输到距CO2源较远的合适封关CCS的技术、科学、环境、经济和社会方面的认知存地点，需要采取运输步骤。为了便于运输和封存，水平，使CCS在潜在的减缓气候变化措施组合中在其捕获的CO2通常由捕获设备进行高浓度压缩。潜在的他选择方案的框架下拥有一席之地。封存方法包括注入到地下地质构造中、注入深海，或者通过工业流程将其凝固在无机碳酸盐之中。某些工技术摘要沿用特别报告的结构。引言一节介业流程也可在生产产品过程中利用和存储少量被捕获绍了评估的总体框架，并对各种CCS系统作了简要的CO2。概述。第2节描述CO2的主要源，这是评估全球范围CCS可行性的必要一步。第3节讨论了CO2捕获的技术特定的CCS系统组成部分的技术成熟性各有很大选择方案，第4节的重点是CO2的运输方法。随后对不同。一些技术已广泛投入成熟的市场，主要是石油每一种封存方案作了分析。第5节重点介绍了地质封和天然气工业，另一些技术则还处于研究、开发或示存，第6节的重点讨论了海洋封存，第7节讨论了矿物范阶段。表TS.1概括了CCS所有组成部分的现状。从的碳化以及CO2的工业利用。第8节讨论了CCS的总成2005年中期开始，已有三个与CO2的运输和地质封存本和经济潜力，第9节分析了CCS对温室气体排放清有关的商业项目：挪威的斯莱普内尔沿海天然气加工单与入帐的影响。本技术摘要最后讨论了在认知方面项目、加拿大的韦本强化采油（EOR）1项目（该项存在的空白，尤其是那些对政策研究至关重要的知识目封存在美国捕获的CO2），以及阿尔及利亚的艾因空白。萨拉赫天然气项目。每个项目每年捕获和封存1—2兆吨CO2。然而，应当指出的是，CCS尚未在大型（例CO2捕获和封存概述如500兆瓦）化石燃料电厂中采用，而且整体系统还不象某些部分那样成熟。CO2主要是从化石燃料的燃烧中排放，既包括大型燃烧设备，如用于发电的设备，也包括小型分散源，如汽车发动机，以及包括民居和商业建筑中使用的燃炉。CO2的排放还源于某些工业和资源的提炼过程，以及源于烧林开垦土地的过程。CCS很可能应用于大的CO2点源，如发电厂或大的工业流程。其中某些源可以为交通、工业和建筑行业提供脱碳燃料，如氢，因此将减少分散源的排放。CCS与技术应用有关，首先是收集并浓缩工业和能源产生的CO2源，将其运输到合适的封存地点，然后进行封存，使其长时期不接触大气。从而，CCS将使化石燃料在使用时具有低的温室气体排放。把CCS应用于生物质能源可通过捕获和封存生物质吸收大气CO2而导致大气CO2的净清除（通常称为“负排放”），但条件是生物质应按可持续的速率收获。1在本报告中，EOR指利用CO2强化采油。技术摘要17图TS.1.可行的各种CCS系统示意图。图中展现了可能与CCS相关的源，以及CO2运输和封存选择方案（承蒙CO2CRC提供）。为什么对CO2捕获和封存感兴趣？为稳定大气中CO2的浓度所需的减排量将取决于未来的排放水平（基准）和长期的CO2浓度的理想目标：1992年，国际上对气候变化的关注导致了联合稳定性目标越低和基准排放越高，所需的CO2减排就国气候变化框架公约（UNFCCC）的问世。公约的最越大。IPCC第三次评估报告（TAR）指出，在本世纪终目标是“将大气中温室气体的浓度稳定在一个能够需要阻止数百兆乃至数千兆吨CO2的累积排放，这将防止气候系统受到危险的人为干扰的水平上”。从这取决于考虑哪一种情景，以使CO2的浓度稳定在450—一角度出发，考虑CCS（或其他减排选择方案）的内750ppmv2的水平上。TAR还发现，“多数模式结果表容就是限制全球CO2排放的内容，它与稳定大气中温明，已有的技术选择方案3能够实现一个宽泛的大气室气体浓度的国际目标相一致。CO2的稳定水平”，但“没有一种单一技术选择方案能提供所需要的全部减排。”更确切地说，将需要通大多数全球能源利用的情景预估本世纪CO2的排过综合减排措施实现稳定。这些已知的技术选择方案放将会有实质性的增加，但缺少采取减缓气候变化的可用于实现稳定，尽管TAR告戒，“实施将需要有相具体行动。这些情景还认为，至少到本世纪中叶，化关的社会经济和制度变化”。石燃料仍将继续是主要的能源供给（参见第8节）。2ppmv是体积百万分率。3“已知的技术方案”是指那些目前正在运行或还处于工厂试点阶段的技术，例如IPCC第三次评估报告讨论的减排情景中提到的那些技术选择。这一术语不包括任何需要做重大技术突破的新技术。鉴于情景周期的长度，可将该术语视为代表一种保守的估算。18技术摘要表TS.1.当前CCS系统各部分的成熟性。X表示每个部分最高程度的成熟性。各部分也大都存在一些不太成熟的技术。CCS组成部分CCS技术研究阶段a示范阶段b特定条件下经济上可行c成熟的市场d捕获燃烧后X燃烧前X运输地质封存氧燃烧X工业分离（天然气加工、氨的生产）X海洋封存管道X矿石碳化船舶CO2的工业利用强化采油（EOR）X气田或油田Xe盐体构造X强压煤床甲烷回收（ECBM）f直接注入（分解型）X直接注入（湖泊型）X天然硅酸盐矿物X废弃物XXXXa研究阶段指已认识的基础科学，但技术目前尚未达到概念设计阶段，或仍处在实验室或小规模的试验阶段，尚未在试点厂中进行示范。b示范阶段指已经形成的、并在试点厂使用的技术，但在该技术用于设计和建设整套系统之前仍需进一步开发。c“在特定条件下经济上可行”指一种技术，对它已有充分的了解，并在选定的商业应用中（如：在一个奖励性税收体系中或在一个有商机的市场上）使用，或者该技术的加工能力已达到0.1兆吨CO2/年的量级，该技术的推广数量有限（少于5个）。d成熟市场指现已在全世界多处投入运行的技术。eCO2的EOR注入是一项成熟的市场技术，但当用于CO2的封存时，它才是“在特定条件下经济上可行”。fECBM是通过煤对CO2的偏好吸收，利用CO2强化回收不可采的煤床中甲烷。不可采煤床永远不可能开采，因为煤层太深或太薄。如果日后开采，封存的CO2则会释放。在此背景下，在温室气体减排方案组合中有然汇的方式把CO2变为固碳；以及（4）减少非CO2温了CCS可有助于促进稳定目标的实现。在此前的室气体。本报告后面介绍的模式结果表明，CCS的利IPCC评估中经过更广泛审查的其他技术选择方案包用与其他措施相结合，可显著降低实现稳定的成本，括：（1）通过提高能源转化和/或设备利用的效率降并增加实现减排的灵活性。当前全球对化石燃料的严低对能源的需求；（2）脱碳能源的供应（通过改用重依赖、CCS对于下个世纪CO2减排的潜力，以及各低碳燃料，例如从煤到改用天然气），和/或增加可种CCS系统与当前能源基础设施的兼容性都说明了人再生能源和/或核能的利用（总之，每种能源只排放们为什么对这种技术感兴趣。很少或不排放CO2）；（3）通过利用生物固化增加自本评估的主要问题技术摘要19在试图了解CCS在减缓气候变化中所发挥的作用造有助于向发展中国家普及技术的条件则是在全球范过程中，有一些需要解决的问题。在本技术摘要各节围采用CCS的一个主要问题。中提出和讨论的问题包括：2.CO2源•CCS技术的现状是什么?•捕获和封存CO2的潜力有多大?本节描述了当前主要的人为CO2排放源及其与•实施成本有多高?潜在封存地点的关系。如前所述，人类活动引起的•为实现气候变化的显著减缓，CO2应封存多CO2排放有一些不同的源，主要的源产生于发电、交通运输、工业流程，以及民居和商业建筑所使用的化久?石燃料的燃烧。在某些工业流程中，如水泥生产或制•CCS对健康、安全和环境存在哪些风险?氢，以及生物质燃烧过程中也排放CO2。本节还讨论•公众对CCS的反应如何?了未来的排放。•实施CO2封存的法律问题有哪些?•排放清单与入帐的影响是什么?当前的CO2源和及其特征•CCS技术的普及与转让的潜力有多大?为了评估CCS作为全球CO2减排的一种选择方案对作为减缓气候变化一种选择方案的CCS进行分的潜力，对当前全球CO2大的固定排放源与其接近的析时，最核心的重要性在于应当以透明的方式确定和潜在封存地点之间的地理关系作了审查。分析中没有评估该系统产生的所有排放，尤其是CO2的排放。由考虑民居、商业和交通运输行业的CO2排放，因为这于选取合适的系统界限对于恰当的分析十分重要，因些排放源小且经常移动，因此不适宜捕获和封存。本此需要强调采用CCS“各系统”观点的重要性。鉴于节中的讨论还包括根据下个世纪全球能源利用和排放能源需求与捕获、某种封存和利用方案相关，以及与的几种情景对今后潜在的CO2源作了分析。储层渗漏的可能性相关，因而对CCS链进行整体评估则显得至关重要。2000年全球使用的化石燃料排放总量为23.5千兆CO2/年（6千兆吨碳/年）。其中接近60%的排放是从大气稳定性和长期可持续发展着眼，CO2的归因于大的（>0.1兆吨CO2/年）固定排放源（参见封存必须具备时间尺度的延伸，使其能足以为减缓表TS.2）。然而，并非所有这些排放源都适合CO2捕气候变化做出显著的贡献。本报告表述了“保留部获。虽然所评估的排放源分布在全球各地，但数据分”CO2的封存期，其定义是在特定时间期内保留在库显示有四个特殊的排放群：北美（美国中西部和已注入储层中的CO2累积质量部分。后面将介绍对不东部）、欧洲（西北部地区）、东亚（中国东部沿同时间期保留部分的估算及其封存方案。不仅存在岸），以及南部非洲（印度次大陆）。相比之下，大CO2能封存多久的问题，还存在可接受的从封存地点范围生物质排放源数量则少得多，而且在全球分布缓慢连续渗漏4的量有多大等问题。第8节讨论了处理少。这一问题的各种途径。CCS可能是某些国家的一种选择方案，这些国家有显著的适合捕获的CO2源，拥有封存地点以及石油或天然气作业的经验，并且需要满足它们在限制碳环境下的发展愿望。IPCC特别报告“方法和技术问题与技术转让”所评估的文献指出，存在着许多可能制约发展中国家采用某种技术的潜在障碍，甚至是那些在工业化国家中已经成熟的技术。克服这些障碍并创4对于CO2封存，渗漏定义为被注入的液体从封存地点外逸。这是本摘要中最通用的含义。如果用于二氧化碳减排交易方面，它可能表示发生在项目界限之外的人为源排放或汇清除的变化。20技术摘要表TS.2.按流程和工业活动列出的全球大于0.1兆吨CO2/年排放量的大的CO2固定源。过程源的数量排放（兆吨CO2/年化石燃料10,539932电力（煤、气、石油和其他）4,942798水泥生产1,175646炼油厂638379钢铁工业26950石化工业47033石油和天然气加工N/A其他源9091生物质13,466生物乙醇和生物能303合计7,887目前，大多数大排放源的CO2浓度低于15%（有排放地点与封存地点之间的距离能够对CCS能否些情况下大大低于此值）。然而，一小部分（不到显著减少CO2排放有着重要影响。图TS2a描绘了主要2%）基于化石燃料的工业源的CO2浓度超过95%。的CO2排放源（用点表示），图TS2b给出有地质封存高浓度源是早期实施CCS的潜在对象，因为在捕获前景的沉积盆地（用不同灰度的阴影区表示）。泛言阶段只需要脱水和压缩（参见第3节）。对这些位之，这两张图表明在主要的源和有前景的沉积盆地之于封存构造地点50公里以内并有可能产生收入（通间可能存在良好的相关性，很多源位于盆地之上，或过ECBM或EOR，把CO2用于强化碳水化合物生产）者位于潜在地质封存区域的合理距离之内（小于300的高纯度源的分析表明：目前每年排放大约360兆吨公里）。图TS.2b给出的盆地尚未被确定或者评估为CO2。一些生物质，如生物乙醇生产，也产生有类似适合的储层；需要在区域的地层进行更详细的地质分用途的高浓度CO2源。析，以证实这些潜在封存地点的适宜性。图TS.2a.大的固定CO2源的全球分布（根据可以公开获取的全球排放源信息编辑，IEOGHG提供，2002）技术摘要21图TS.2b.有前景的沉积盆地区域，在那里可以找到合适的盐沼池地质构造、油田或气田，或煤床。只包括了一部分可供煤床封存的地点。封存前景是对可能性的一种定性评估，即根据已掌握的信息在某个特定区域中存在某个适合封存的地点。本图仅作为一个导向，因为它基于部分数据，其质量可能因区域而异，也可能随时间的推移和新的信息而有所变化（承蒙《澳大利亚地球科学》提供）未来的排放源放在技术上同样能够适于CO2的捕获。IPCC排放情景特别报告（SRES）按六个说明性低碳能源载体发展潜力与未来大的高浓度CO2固情景对未来的CO2排放作出了预估，在这些情景中，定源的数量和规模相关。这些情景还提示，低碳能2020年全球CO2排放的范围为每年29-44千兆吨CO2（源载体，如电或氢的大规模生产，在几十年内可能8-12千兆吨碳），2050年是每年23-84千兆吨CO2（开始取代目前民居和商业建筑，以及交通运输行业6-23千兆吨碳）。预计电力和工业行业CO2排放源的中一些小型、分散的排放源使用的化石燃料（参见数量到2050年将显著增加，主要在南亚和东亚。相第8节）。这些能源载体可以从大型工厂的化石燃料比之下，欧洲这种源的数量可能略有减少。高浓度和/或生物中生产，而这些工厂将产生大的CO2点源（CO2源和低含量源的比例随引进工厂的规模和速度而电厂，或者与目前用天然气制氢的类似工厂）。这些变化，这些工厂在制氢过程中采用气化或液化的化石源适合CO2的捕获。CCS的应用能够减少运输和分布燃料，或其他液体或气体产品。工厂的数量越多，技式能源供应系统的CO2分散排放。然而,目前很难预估术上适于捕获的高浓度CO2源的数量就越大。与这一发展方向相关的排放源的数量、规模或地理分布。对与上述排放范围相关的CO2捕获的预估潜力了估算：到2020年为每年2.6-4.9千兆吨CO2（0.7-1.3千3.CO2捕获兆吨碳），到2050年为每年4.7-37.6千兆吨CO2（1.3-10千兆吨碳）。这些数字分别相当于2020年全球本节探讨CCS的捕获技术。如第2节所述，电厂CO2排放的9-12%和2050年全球CO2排放的21-45%。和其他大型工业流程是捕获方案的主要对象，也是本排放和捕获的范围反映出情景和模拟分析的固有的节的重点。不确定性，以及技术上采用CCS的局限性。这些情景只考虑化石燃料的CO2捕获量，未考虑生物质源的CO2捕获量。然而，大规模生物质转化设施产生的排22技术摘要法产生的烟道气体具有很高的CO2浓度（占体积的80%以上）。然后通过对气流进行冷却和压缩清除水捕获技术的选择和应用汽。氧化燃料需要对空气中的氧进行上游分离，目前多数设计中假定氧的纯度为95-99%。为了在CO2交付CO2捕获的目的是产生能运输到封存地点的封存之前从烟道气体中清除空气污染物和非浓缩气体CO2高压浓缩液。虽然在原理上，含有低浓度CO2的（如氮），也许需要对烟道气体做进一步的处理。氧全部气流可以运输并注入地下，但能源成本和其他相化燃料作为在锅炉中捕获CO2的一种方法，目前还处关成本通常使这种方法变得不切实际。因此需要生产于示范阶段（参见表TS.1）。氧燃料系统也正在气轮几乎是纯的CO2浓缩液，用于运输和封存。在大型工机系统中开展研究，但这类应用的概念设计仍处于研厂中，包括天然气加工厂和制氨设备，在运行中已有究阶段。分离CO2的应用。典型的做法是将CO2清除，以获得其他工业用途的净化气流。清除仅在个别情况下用于图TS.3给出主要的捕获流程和系统的示意图。所封存；在多数情况下，CO2都被排放到大气中。捕获有流程都需要从大量气流（如烟道气体、合成气体、过程也从煤和天然气燃烧后产生的烟道气体中获得商空气或未加工的天然气）中分离出CO2、H2或O2这个业上有用的CO2。然而，迄今为止，CO2捕获尚未在步骤。这些分离步骤可以通过物理或化学溶剂、过滤大型电厂中（例如500MW）采用。膜、固体吸附剂来完成，或者通过低温分离。具体捕获技术的选择在很大程度上取决于其投产所需的加工有三种主要的方法可用于捕获从主要化石燃料条件。目前电厂中使用的燃烧后和燃烧前系统可以捕（煤、天然气或石油）、生物质，或这些燃料的混合获电厂产生的CO2的85%-95%。达到更高的捕获效率体产生的CO2，采取哪种方法将取决于有关的生产流是可能的，但分离装置会变得相当大，需要的能量更程或电厂的应用：强，成本也更高。与同等的未采用捕获的电厂相比，捕获和压缩需要的能源大体上要高出10-40%，这将燃烧后系统从一次燃料在空气中燃烧所产生的取决于系统的类型。由于相关的CO2排放，CO2的净烟道气体中分离CO2。这些系统通常使用液态溶剂捕获量大约为80-90%。原理上，氧燃料系统几乎可从主要成分为氮（来自空气）的烟气中捕获少量的以捕获所产生的全部CO2。但由于需要增设气体处理CO2成分（一般占体积的3-15%）。对于现代粉煤（系统以清除污染物，如硫和氮氧化物，因而降低了PC）电厂或天然气复合循环（NGCC）电厂，目前的CO2的捕获水平，可以达到的水平稍高于90%。燃烧后捕获系统通常采用某一种有机溶剂，如单乙醇胺（MEA）。如第一节所述，CO2捕获已经在一些工业应用中采用（参见图TS.4）。大规模制氢（主要用于氨和化燃烧前系统在一个有蒸汽和空气或氧的反应器肥的生产，以及石油提炼）采用了与燃烧前捕获中中处理一次燃料，产生主要成分为一氧化碳和氢的混所使用的完全相同的技术。利用类似于燃烧后捕获技合气体（“合成”气体）。在第二个反应器内（“变术，从未加工天然气中分离CO2的大规模实践。虽然换反应器”）通过一氧化碳与蒸汽的反应生成其余商业系统也可用于大规模分离氧，但氧化燃料燃烧后的氢和CO2。可从最后产生的由氢和CO2组成的混合捕获CO2的技术目前处于示范阶段。此外，正在开展气体分离出一个CO2气流和一个氢流。如果CO2被封研究，以使系统的集成达到更高的水平，提高所有类存，氢就成为无碳能源载体，可用来燃烧发电和/或型捕获系统的效率并降低成本。热。尽管最初的燃料转化步骤较为复杂，与燃烧后系统相比成本较高，但由变换反应器产生的高浓度CO2（在烘干条件下一般占体积的15—60%），以及在这些应用中采用的高压则更有利于CO2的分离。燃烧前系统可以在采用综合汽化复合循环（IGCC）技术的电厂中使用。氧化燃料系统用氧代替空气作为一次燃烧进行燃料，产生以水汽和CO2为主的烟道气体。这种方技术摘要23图TS.3.CO2捕获流程和系统概况图TS.4.（a）马来西亚某个工厂中的CO2燃烧后捕获，该厂采用化学吸附工艺，每年从燃气电厂的烟道气流中分离出0.2兆吨的CO2，用于尿素生产（承蒙三菱重工提供）。（b）美国北达科他州煤气化工厂中的CO2燃烧前捕获。该厂采用物理溶剂工艺，每年从气流中分离出3.3兆吨的CO2，用于生产合成天然气。捕获的一部分CO2用于加拿大的EOR项目。24技术摘要发电量系数，以及资本成本等）。没有单一的一组假设能适用于所有情况或全球的所有地方，因此仅给出CO2捕获：风险、能源和环境一个成本范围。CO2捕获系统的监控、风险和法律影响似乎基本关于表TS.3中所列出的研究结果，CO2捕获使上不存在新的挑战，因为它们都是工业中正常、安NGCC电厂的发电力成本增加35-70%（0.01-0.02美全和经环境控制的做法。然而，CO2捕获系统需要相元/千瓦时），超临界值PC电厂的发电成本增加40-当量的能源以保证其运行。这使得工厂的净效率下85%（0.02-0.03美元/千瓦时），IGCC电厂的发电成降，所以电厂生产每千瓦时的电力就需要更多的燃本增加20-55%（0.01-0.02美元/千瓦时）。总体而料。根据对文献的审阅，工厂利用目前最佳技术捕言，采用捕获的化石燃料电厂发电成本（CO2运输获90%的CO2，与未采用CCS的类似厂相比，新的超和封存成本除外）的范围是0.04-0.09美元/千瓦时，临界值PC电厂每千瓦时的燃料消耗要增加24-40%，相比之下，类似的未采取捕获电厂的成本为0.03—NCGG电厂增加11-20%，燃煤的IGCC系统则增加140.06美元/千瓦时。截止目前的多数研究发现，在电-25%。与未采用CO2捕获的新的现代化电厂相比，燃量系数高（75%或更高），天然气价格在电厂寿命期料需求的上升导致每千瓦时电所产生的大多数其他环处于2.6与4.4美元/GJ之间的大型基本负荷电厂的情况境排放也将有所增加，在使用煤的情况下，固体废弃下，NGCC系统的发电成本通常比新的PC和IGCC电厂物的数量也按比例有较大增长。此外，还存化学制（有或无捕获）的成本要低。然而，在天然气价格品消耗的增加，如PC电厂为进行氧化氮和二氧化硫较高和/或电量系数较低的情况下，与有或未采纳捕排放控制所使用的氨和石灰石。那些能进一步减少获的基于煤的电厂相比，NGCC电厂通常具有较高的CCS能量需求的先进的电厂设计也将减少环境的总体发电成本。最近的研究还发现，与类似规模的PC电影响并降低成本。与许多现有的老电厂相比，采用厂相比，平均而言，未采取捕获的NGCC电厂的成本CCS的高效率新厂或重建厂实际上可以在电厂层面上略高，采取捕获的电厂的成本略低。不过，有或未产生净环境减排。采用CO2捕获的PC与IGCC电厂之间的成本差异可能会依据煤的类型和其他一些当地因素，如每种类型电CO2捕获的成本厂的资本成本而有显著差异。鉴于采用CCS的大规模NGCC、PC和IGCC系统尚未建成，所以目前还不能以在当今的商业应用中，大型电厂的CO2捕获成较高的可信度阐述这些系统的绝对或相对成本。本估算是基于技术工程设计研究的结果（但通常应用各不相同和/或比文献假设的规模要小），以及目尚未对现有的电厂加装CO2捕获设备的成本开展前概念设计研究仍尚处于研发（（R&D）阶段。表广泛的研究。数量有限的报告表明，与表TS.3中所给TS.3概括了新的超临界值PC、NGCC和IGCC电厂的结出的数据相比，对现有电厂加装胺洗涤器可导致效果，这些结果是按目前采用和未采用CO2捕获技术得率有较大下降和成本上升。有限的研究还表明，更具出的，并考虑到捕获所需的能源需求。对于所有三成本-效益好的选择方案是将一个捕获系统与重建的种设计，捕获系统都能使每千瓦时的CO2排放减少约锅炉和涡轮机相结合，以提高电厂的效率和产出。80—90%。表TS.3中所有PC和IGCC电厂的数据仅针对对某些现有的电厂，研究表明利用含CO2捕获技术的沥青煤而言。捕获成本包括CO2的压缩成本（通常压IGCC系统重新发电可取得类似的效益。所有这些选缩到11-14MPa左右），但不包括额外的CO2运输和封择方案的可行性和成本高度依赖于特定地点的各种因存成本（参见第4-7节）。素，包括电厂的规模、厂龄和效率，以及是否有额外的发展空间。这三种系统各自的成本范围反映出不同的研究所采用的技术、经济和运行假设方面存在的差异。虽然在报告的成本中某些差异可以归结为CO2捕获系统设计上的差异，但差异主要源于对采用捕获技术的基准电厂的设计、运行和资金假设（涉及多种因子，如：工厂规模、地点、效率、燃料类型、燃料成本、5发电成本不应与与给客户的电力价格相混淆。技术摘要25表TS.3.基于当前技术的新电厂的CO2捕获成本概要。由于不包含CO2运输和封存的成本（或入帐），因此不应当用此表评估或比较不同的具备捕获能力电厂的总成本。CCS电厂的所有成本在第8节中报告。新NGCC电厂新PC电厂新IGCC电厂性能和成本措施范围代表范围代表值范围代表值未采用捕获的排放因子（千克CO2/千瓦时）低高值低高低高采用捕获的排放因子（千克CO2/千瓦时）每千瓦时净CO2减排百分率（%）0.344-0.3790.3670.736-0.8110.7620.682-0.8460.773采用捕获的电厂效率，LHV为基准（%）0.040-0.0660.0520.092-0.1450.1120.065-0.1520.108捕获的能源需求（投入/兆瓦时增加%）83-888681-888581-9186未采用捕获的总资金需求（美元/千瓦）47-504830-353331-4035采用捕获的总资金需求（美元/千瓦）采用捕获的资金成本增加百分率（%）11-221624-403114-2519无捕获的COE（美元/千瓦时）515-7245681161-148612861169-15651326采用捕获的COE（美元/千瓦时）909-12619981894-257820961414-22701825采用捕获的COE增加（美元/千瓦时）64-1007644-746319-6637采用捕获的COE增加百分率（%）0.031-0.0500.0370.043-0.0520.0460.041-0.0610.047净CO2捕获成本（美元/吨CO2）0.043-0.0720.0540.062-0.0860.0730.054-0.0790.062捕获成本的可信度（参见表3.6）0.012-0.0240.0170.018-0.0340.0270.009-0.0220.01637-694642-665720-553337-745329-514113-3723中等中等中等缩略语：代表值=基于不同研究中平均值；COE=发电成本：MWh=兆-小时；LHV=较低热值；参见第3.6.1节中关于捕获电厂能源需求的计算。注：范围和代表值基于特别报告表3.7、3.9和3.10。所有的PC和IGCC数据仅针对成本为1.0-1.5美元/GJ（LHV）的沥青煤；所有的PC电厂均为超临界值机组。NGCC数据基于2.8-4.4美元/GJ（LHV为基准）的天然气价格。成本按2002年美元固定值给出。电厂规模：无捕获电厂大约为400-800MW，采纳捕获电厂为300-700MW。[f]燃煤电厂的发电率在65-85%之间不等，燃气电厂为50-95%（各电厂的平均值=80%）。固定征收因子的变化范围是11-16%。全部成本包括CO2的压缩成本，但不包括额外的CO2运输和封存成本。表TS.4列出了制氢过程中的CO2捕获成本。其中这类研究通常仅限于按捕获或清除一吨CO2的成本来的CO2捕获成本主要是CO2的烘干和压缩成本，因为报告捕获成本。一般而言，采用不同工艺流程产生CO2的分离已作为制氢过程的一部分。CO2捕获成本CO2所需的压力和产生的浓度存在很大的差异（参见使制氢成本增加约5%-30%。第2节）。因此，不同工艺流程（水泥厂和炼钢厂、炼油厂）的捕获成本在25-115美元/吨CO2净捕获之CCS也可应用于这样一些系统，它们使用生物间不等，有较大的差异。在生产较纯的CO2流液过程质燃料或原料，单独使用或与其他化石燃料混合使中，捕获的单位成本较低（如天然气加工、制氢和氨用。数量有限的研究着眼于捕获、运输和封存相结的生产），这可以从表TS.4制氢厂的数据中看出，表合的系统的成本。估计在一个24MWe生物质为燃料中CO2净捕获的成本在2-56美元/吨之间变化不等。的IGCC电厂中，每年捕获0.19兆吨的CO2相当于大约80美元/吨CO2的净捕获（300美元/吨碳），这相当于发电成本增加了约0.08美元/千瓦时。对使用化石燃料的其他工业流程的CO2捕获的研究相对很少，而且26技术摘要表TS.4.基于当前技术的新制氢厂的CO2捕获成本概算新制氯厂性能和成本低范围代表值高无捕获的排放因子（千克CO2/GJ）78137采纳捕获的排放因子（千克CO2/GJ）7-17417每GJ净CO2减排百分率（%）72-2886工厂的捕获效率，LHV为基准（%）52-9660采纳捕获的能源需求（投入/GJ增加%）4-688无捕获的制氢成本（美元/GJ）6.5-227.8采纳捕获的制氢成本（美元/GJ）7.5-10.09.1采纳捕获的H2成本的上升（美元/GJ）0.3-13.31.3采纳捕获的H2成本上升的百分率（%）5-3.315净CO2捕获成本（美元/吨CO2）2-3315捕获成本的可信度-56中等到高注：范围和代表值基于特别报告表3.11。表中所有成本仅限捕获成本，不包括CO2运输和封存成本；成本按2002年美元固定值给出。制氢厂的原料为天然气（4.7-5.3美元/GJ）或煤（0.9-1.3美元/GJ）；有关数据集中的有些工厂除制氢外还发电。固定征收因子的范围在13—20%之间不等。所有成本包括CO2的压缩成本，但不包括额外的CO2运输和封存成本（参见第8节有关CCS的全部成本）。新的或改良的CO2捕获方法与先进的电力系统和CO2的运输方法工业流程设计相结合，可以降低CO2的捕获成本和能源需求。虽然首批商业工厂的成本通常要超过初始成目前管道是一种成熟的市场技术并是运输CO2最本估算，但通过在实践中学习和其他因素，后续建立常用的方法。典型的做法是将气态CO2施加8兆帕以的工厂的成本往往会下降。尽管降低未来成本的幅度上的压力进行压缩，旨在避免二相流和提升CO2的密和时机有着很大的不确定性，但是文献提示，如果研度，因而便于运输和降低成本。也可将液态CO2装在发的努力得以持续，那么商业技术的改良能够使目前船舶、公路或铁路罐车中运输，CO2被装在绝缘罐的CO2捕获成本在今后几十年内至少降低20-30%，而中，温度远低于环境气温且压力也大大降低。处于发展中的新技术将使成本出现实质性下降。未来的成本的下降将取决于市场中商业技术的推广和应用第一条长距离的CO2管道于20世纪70年代初投入以及持续的研发。运行。在美国，超过2,500公里的管道每年将天然源和人为源产生的40兆吨CO2运输到位于德克萨斯州的4.CO2的运输许多地方，CO2在那里被用于强化采油。这些管道在环境温度下以“浓缩相”方式高压运行（这种方式是除非工厂直接位于地质封存点上部，否则必须一个连续不断地加压过程，始终将气体保持在液体状将捕获的CO2从捕获地点运输到封存地点。本节回顾态，无明显变相）。在大多数管道中，液流由位于上了CO2运输的主要方法，并评估了健康、安全、环境游的多台压缩机驱动，但是有些管道配有若干中程（和成本问题。增压器）压缩站。技术摘要27在某些情况或地点，使用船舶运输CO2从经济会超过天然气事故的影响。在沿海运输中，装载碳氢角度讲更具吸引力，尤其是需要长途运输CO2或将其化合物的气罐具有潜在的危险，但是这类公认的危险运至海外。使用海洋油轮进行大规模商业运输石油有助于为设计、建造和运行制定标准，且严重事故罕液化气（LPG，主要是丙烷和丁烷）。可以使用船见。舶以大体相同的方式来运输CO2（一般压力保持在0.7兆帕），但由于需求有限，目前运输规模小。液CO2的运输成本态CO2的特性与LPG的特性相似，如果出现了对这类系统的需求，那么该项技术将逐步运用于大型CO2运为CO2管道和海洋运输成本作了估算。各种情况载船。的成本都在很大程度上取决于运输的距离和量。如果使用管道，成本则取决于管道是建在沿岸还是建在沿在技术上，公路和铁路罐车也是切实可行的方海，该地区是否严重阻塞，沿线是否有高山、大的案。这些系统在-20ºC和2兆帕的情况下运输CO2。然江河或冻土。所有这些因素将使单位长度成本增加而，除小规模运输之外，这类运输系统与管道和船舶一倍，经过居民区的管道成本增加更多。长距离管道相比则不经济，不大可能用于大规模CCS。再压缩（中途泵站）所需的额外成本将按运输成本计算。这类成本相对较低，本报告作出的估算不包含额环境、安全和风险方面外成本。正像用管道运输天然气需要标准一样，随着图TS.5表示250公里标称距离管道的运输成本。CO2管道设施进一步发展，也应当有符合“管道质基本上成本在1–8美元/吨CO2（4–30美元/吨碳）之量”的CO2的最低标准。目前主要在强化采油应用背间。该图还表示CO2质量的流量如何决定管道的成景下制定的标准并不一定符合CCS所要求的标准。低本。钢材成本占管道成本的的很大一部分，因此这氮含量对强化采油很重要，但是对CCS则不那么重种成本的波动（比如2003-2005年期间的成本翻了一要。然而，经过居民区的CO2管道可能需要一个偏低翻）可能影响管道的总体经济性。的H2S最高特定含量。还需要对经过居民区的CO2管道运输路线进行仔细挑选，考虑过压保护、泄漏检测在船舶运输中，液舱容量和装卸系统的特性是等其它设计因素。然而，预计CCS管道设计不存在大决定总运输成本的关键因素。的障碍。与CO2压缩和液化相关的成本按前面提到的捕获虽然管道泄漏损失很小，但是CO2在运输中可能泄漏到大气之中。干（不含水汽）的CO2对通常用于6.0建造管道的碳-锰钢不具有腐蚀性，即使CO2含有诸如氧气、硫化氢和硫或氮氧化物等污染物质。另一方成本(US$/tCO2/250km)5.0面，含水汽的CO2具有很高的腐蚀性，因此这种情况下的CO2管道必须由抗腐蚀合金制造，或在内部包含4.0一层合金或连续的聚合物涂层。虽然一些管道采用抗近海腐蚀性合金制造，但是材料的成本比碳-锰钢的成本高几倍。对于船舶，在每1000公里内所释放到大气中3.0的总损耗量为3-4％，包括汽化损耗和船用发动机的排放。通过捕获和液化能减少汽化损耗，并通过再捕2.0获可将每1000公里的损耗降至1-2％。1.0陆上还会发生意外事故。目前的CO2管道大多分布在人口密度较低的地区，每年报告发生的事故低于一次0.05101520253035（0.0003/公里-年）且没有伤亡事故。这与使用碳氢0化合物管道方面的经历相一致，且产生的影响也许不质量流率(兆吨CO2/年)图TS.5：对于沿岸管道和沿海管道的运输成本按每250公里每吨FCigOu2u以r4美.5元为单位计算。本图显示了高估算值（点线）和低估算值（实线）。28技术摘要50现有的CO2封存项目45CO2的地质封存正在三个工业规模的项目中进行（1兆吨CO2/年或以上的量级）：北海的斯莱普内尔运输成本(US$/tCO2)40（Sleipner）项目；加拿大的韦本（Weyburn）项目近海管线和阿尔及利亚的萨拉赫（Salah）项目。每年捕获约3–4兆吨CO2并封存在地质构造中，否则将会释放到大35气中。表TS.5列出了其他项目。30在岸管线除目前已建成的上述CCS项目外，人为向地下25注入了30兆吨CO2，用于强化采油，大都在美国的船运成本德克萨斯州，这种收回始于20世纪70年代初。大部分CO2从美国西部地区天然CO2储层中提取，一部分20CO2来自人为源，如天然气处理。为强化采油注入的大部分CO2是石油产生的，从石油中分离出CO2，然15后再注入。在石油回收的末端，可将CO2封闭起来而不排入大气，旨在减缓气候变化。这是韦本项目规划10的初衷。5封存技术和机制0010002000300040005000向深层地质构造注入CO2涉及许多在石油和天然气开采和制造业中研发的相同技术。为地质封存的设距离(km)计和运行，正进一步发展钻探技术、井下注入技术、计算机模拟封存储层的动力学以及从现有应用中总结图TS.6.显示了沿岸管道、沿海管道和船舶的运输成本，按距出的监测方法。其它的地下注入实践也提供了相关的离F，igu以ur美4.元6/每吨CO2为单位。给出了6兆吨CO2/年的CO2质量运行经验。尤其是自1990年以来，加拿大和美国开展流量的管道成本。船舶成本包括中途封存设施、进港费、燃了兆吨规模的天然气储存、液体废弃物的井下注入和酸性气体（CO2和H2S的混合物）的处置。料费和装卸费。这些成本还包括压缩之外的额外液化成本。在碳氢化合物储层或深盐沼池构造中的CO2应成本计算。图TS.6将管道和海洋运输成本作了比较，封存在800米深度以下，此处的周边压力和温度通常并显示了盈亏两平曲线。如果是海洋运输方案，若运使CO2处于液体或超临界值的状态。在这种条件下，输距离超过1000公里以及每年CO2的运量少于几百万CO2的密度是水密度的50％-80％。该密度接近某些吨，那么一般情况下海洋运输比管道运输便宜。在海原油的密度，产生驱使CO2向上的浮力。因此，选择洋封存中，最合适的运输系统取决于哪种井下注入方封存储层具有良好封闭性能的冠岩十分重要，以确保式：固定浮船、移动船只或沿海管道。把CO2限制在地下。当被注入地下时，CO2通过部分置换已经存在的流体（“现场流体”）来挤占并充5.地质封存满岩石中的孔隙。在石油和天然气储层中，用注入的CO2置换现场流体可为封存CO2提供大部分孔隙容本节审查了三种类型的地质构造，经全面考虑积。在盐沼池构造中，潜在的封存容量估值较低，占可用于CO2的地质封存：石油和天然气储层、深盐沼总岩体的百分之几到30％以上。池构造和不可开采的煤层（图TS.7）。在每种类型中，CO2的地质封存都将CO2压缩液注入地下岩石构造中。含流体或曾经含流体（如天然气、石油或盐水等）的多孔岩石构造（如枯竭的油气储层）都是潜在的封存CO2地点的选择对象。在沿岸和沿海的沉积盆地（充有沉积物的地壳内的大规模天然凹地）中存在合适的封存构造。假设煤床有充分的渗透性且这些煤炭以后不可能开采，那么该煤床也可能用于封存CO2（参见图TS.7）。在煤床中封存CO2并提高甲烷生产的方案仍处在示范阶段（参见表TS.1）。技术摘要29图TS.7在深层地质构造中封存CO2的方法。有两种方法可与碳氢化合物的回收：EOR（2）和ECBM（4）相结合。参阅有关这些方法的解释文字（承蒙CO2CRC提供）。一旦注入到封存构造中，保留在地下的部分将质，经过数百万年，部分注入的CO2将转化为坚固的取决于物理和地球化学的俘获机理。储层构造上方碳酸盐矿物质。的大页岩和粘质岩起到了阻挡CO2向上流动的物理俘获作用。这个不透水层是“冠岩”。毛管力提供的其然而，当CO2被偏好吸收的煤或有机物丰富的页他物理俘获作用可将CO2留在储层构造的孔隙中。然岩吸附，开始置换甲烷类气体，在这种情况下，只而，在许多情况下，储层构造的一侧或多侧保持开要压力和温度保持稳定，那么CO2将长期保持俘获状口，以便于CO2在冠岩下侧向流动。在这些情况下，态。与碳氢化合物储层中CO2的封存地点和盐沼池构为长期封闭CO2采取其他机理则成为重要因素。造相比，这些过程通常发生在更浅的深度上。随着CO2与现场流体和寄岩发生化学反应，就封存地点的地理分布和容量出现所谓的地质化学俘获机理。首先，CO2在现场水中溶解。一旦（在成几百年乃至几千年内）发生这正如前面第2节（图TS.2b）所述，全球各区域都种情况，充满CO2的水就变得越来越稠密，因此沉落存在可能适合封存CO2的沉积盆地，包括沿岸和沿海在储层构造中（而不再向地面浮升）。其次，溶解地区。本报告重点放在油气储层、深层盐沼池构造和的CO2与岩石中的矿物质发生化学反应形成离子类物不可开采的煤层。其它可能的地质构造或结构（比如30技术摘要表TS.5.已经开展CO2封存的地点，一些正在进行之中，另一些正在规划之中，其商业应用试点规模大小不一。项目名称国家开始井下注入日平均井下注入的大致（规划的）封存总量封存储层的类型（年）速度（吨CO2/天）（吨CO2）Weyburn加拿大20003,000-5,00020,000,000EORInSalah阿尔及利亚20043,000-4,00017,000,000天然气田Sleipner挪威19963,00020,000,000盐沼池构造K12B荷兰20041008,000,000增强的气体回收（1,000为2006+规划）Frio美国20041771600盐沼池构造Fenn大山谷加拿大199850200ECBMQinshui流域中国200330150ECBMYubari日本200410200ECBMRecopol波兰2003110ECBMGorgon（规划中）澳大利亚~200910,000未知盐沼池构造Snøhvit（规划中）挪威20062,000未知盐沼池构造玄武岩、石油或天然气储岩、盐穴和废弃矿井）也有在不同的温室气体稳定情景下和在有关部署其它缓理想的机遇，或者目前尚未开展过充分的研究以评估解方案的假设下通过采用CCS的方式避免出现这一其潜力。CO2的排量。正如后面第8节讨论的那样，预计下个世纪的CCS经济潜力7大约为200-2,000千兆吨CO2。表图TS.6概括了三个不同地质封存方案技术潜力TS.6的下限表明，基本上可以肯定8全世界的地质封6的估值。估值和可信度基于文献的评估，即包括区存能力有200千兆吨CO2，且可能9至少有大约2,000千域自下而上的估值，也包括全球自上而下的估值。文兆吨CO2。献中没有用概率方法对封存能力进行评估，而且需要对不确定性的可靠程度进行量化。总体估值，尤其是为勘探石油和天然气储层、天然气封存地点和这一潜力的上限估值变化不一，存在宽泛的差异，并废液处置地点所开发的技术适于鉴定CO2地质封存地具有很高的不确定性，反映出文献中存在着相互矛盾点的特征。例子包括地震成像、为评价封存构造和储的方法，并反映这样一个事实：世界大多数地方对盐层所进行的抽水试验、水泥完整性记录。模拟地下沼池构造的认知相当有限。对于石油和天然气储层，CO2运动的计算机程序被用于支持地点鉴定及各种选有较好的估值，这些估值基于用CO2的容量代替碳氢择活动。最初开发这些程序是为了各种应用，如石油化合物的容量。应该提到，除强化采油之外，这些储和天然气工程技术以及地下水资源调查。虽然它们包层需要等到碳氢化合物采尽后才能用于封存CO2，且括预测CO2封存的短期和长期性能所需的许多物理、由于碳氢化合物生产带来的压力变化和地质力学效应化学和地质力学过程，但是还是需要更多的经验，以可能会使实际能力降低。.便建立对这些程序的可信度，证明能够在采用CO2封存后能有效地预测长期性能。此外，拥有好的地点特无论如何，看待封存潜力的另一种方式是提出征资料对模式的可靠性至关重要。这样一个问题：CO2的量是否多到这样的程度，需要6“技术潜力”是指通过执行某项已经过示范的技术或做法而有可能减少温室气体排放的数量。7经济潜力是在现行的条件下（即：减少CO2所具有的市场价值和其它选择方案的成本），能够以成本效益好的方式实现某个特定选择方案的温室气体的减排量。8“事实上确定”表示99％或以上的概率。9“可能”表示66－90％的概率。表TS.6.几个地质封存方案的能力。储藏能力包括不够节俭的封存方案。技术摘要31储层类型封存能力的低估值（千兆吨CO2）封存能力的高估值（千兆吨CO2）900a油气田675a200不可开采的煤层（ECBM）3-15不确定，但可能为104深层盐沼池构造1,000a如果评估中包括“未被发现的”油气田，那么上述估值将增加25％。风险评估和环境影响第二种情景，通过未被发现的断层、断裂或漏泄的油气井发生渗漏，其释放到地面更加缓慢并扩地质储层中CO2封存渗漏所引发的风险分为两散。在这种情况下，灾害主要影响饮用蓄水层和生态大类：全球风险和局部风险。全球风险包括，如果系统，因为CO2聚集在地面与地下水位的上部之间的封存构造中的部分CO2泄漏到大气中，那么释放出的区域。在注入过程由于CO2的置换，直接泄漏到蓄水CO2可能引发显著的气候变化。此外，如果从封存构层的CO2和进入蓄水层的盐水都能影响地下水。在该造中泄漏CO2，那么可能给人类、生态系统和地下水情景中，也可能存在土壤的酸化和土壤中氧的置换。造成局部灾害。这是局部风险。此外，如果在无风的低洼地区或位于弥散泄漏上方的蓄水池和底下室发生渗漏，如果没有检测到该渗漏现关于全球风险，根据对目前CO2封存地点、自象，则人和动物将受到伤害。从沿海的封存地点的泄然系统、工程系统和模式的观测和分析，保留在经漏对人的影响要比从沿岸封存地点受到的泄漏影响要过适当选择和管理的储层中达100年之久的部分很可小。使用各种技术和根据储层的特征可以判定渗漏的能10超过99％，历经1000年的保留程度有可能超过路径。图TS.8显示了某个盐沼池构造的某些潜在的渗99％。被保留的相同部分可能历经更长时间，因为随漏路径。当了解了可能的渗漏路径后，就可采取监测着时间推移，渗漏的风险预计会减少，而其它的机理和补救策略以解决这些潜在的渗漏问题。也提供其他的俘获方式。被保留的部分是否足以使非永久封存的CO2对缓解气候变化有价值，这个问题将谨慎的封存系统设计和选址以及渗漏的早期检在第8节讨论。测方法（最好在CO2到达地面之前较长时间内）是减少渗漏相关灾害的有效方法。现有的监测方法越来越关于局部风险，可能发生渗漏的有两种情景。具有前景，但需要更多的经验来确定检测层面和分辨第一种情景，注入井破裂或废弃油气井泄漏有可能造率。一旦检测到渗漏，就应使用补救技术来阻止或成CO2突然快速的释放。如果使用当今技术来控制油控制渗漏。根据渗漏的类型，这些技术可包括标准油气井的井喷，则可以快速检测并阻止这种释放。与这气井维修技术，或通过把渗漏阻挡在一个浅的地下种释放有关的灾害主要影响发生地附近的工人或前来水蓄水层内，以从中提取CO2（参见图TS.8）。也有控制井喷的人员。空气中CO2的浓度大于7–10%将立把CO2从土壤和地下水中提取的技术，但成本有可能刻危害人们的生活和健康。控制这种释放可能需要数高。需要经验来证明其实用性，并确定这些技术的成小时乃至数天，与注入的总量相比，所释放的CO2总本，以便用于CO2的封存。量可能很小。在石油和天然气行业，采用工程和行政控制措施能定期对这些灾害进行有效的管理。10“很可能”表示90-99%的概率。32技术摘要ሇ೎֭6ੈᇈԖ಄‫׌‬ĭൔཋቓվӹ؏֭၉‫ൂތߌ‬Ⴭ6֭‫ࠎڢ‬‫ڀ‬ೱဃ࿁ණҲ‫ڇ‬ձ‫ܚ‬ᄷؖҲశᄥ֭ฮၬࠗᇍ(6టเ)ሹႶ֭6๡‫ݞ‬+Ϥሇ೎֭,6๡‫ݞ‬-ሹಞ֭ණੈ.၉‫֭ߌ‬6ሏၕ֦ಿ‫ࢻ‬ਜᄥ66ฮၬ֦6՞(Ա࿪৷ә‫ݞ‬ਜܻဃ֭uؖ؉ೞҊ֭࣍ў૳ᅮ৷֭ಿ၉ᇗĭᅁ‫ތ‬ණ‫ࢬ‬԰૳֭վట‫ݢࠏ‬ဤ࿪৷ѱ๱‫ݞ‬ഹ੘֦ؖҲҲvฮၬ֦‫ࡎ‬ਜॷ֭࿪‫ٴ‬డऀࣥฮ6ĭѱϤ෹ᇗ‫ڀ‬ೱဃԣಈ৷‫ؖތ‬Ҳ֭ഐ૳֭࿁ණ‫ۿ‬స֭࿁ණഹ๱ྦྷၬ.ব‫ࢱ‬ѱᇟ(Ԗ಄‫ߌࣲތ‬ྕሇ೎6ׁ༷ණҲᇗҲᇗ՞‫ڇ‬цเᇗඃ්֦ԣধ)Ԗ಄‫ߌࣲތ‬౪Ԫ6ѱ҈ࣿնൈ,Ⴐණୋᇟྕׁ༷ණ؉ೞ‫ࣥۆ‬-ব‫ࢱ‬ѱᇟྕ+‫ֶ༷֭ࢨ‬ሇሇ೎6ූ؏‫ࠏ‬࿪৷ᇟྕሇ೎ఋ෸ׁ‫׌‬图TS.8.用于注入盐沼池构造的潜在CO2渗漏路径和补救技术。该项补救技术将依赖于某个储层中判定的潜在渗漏路径（承蒙CO2CRC提供）。监测和检验景下（参见第9节），也许还需要也有必要具有一些方法用于监测封存在地下的CO2量。考虑到CO2封存监测是地质封存项目总体风险管理策略中一个的长期性，会在很长时期内需要进行场地监测。非常重要的部分。虽然还没有制定标准的程序或协议，但预计随着技术的进步它们也将发展，这将取决法律问题于当地的风险和法规。然而，预计将定期测量某些参数，如井下注入速度和注入井的压力等。反复的地震目前，几乎没有那个国家针对沿岸的CO2封存制勘测对跟踪CO2的地下流动很有益处。像重力和电子定了具体的法律和管理框架。相关的立法包括与石测量等较新技术也很有用处。对表面和地下水位之油有关立法、饮用水立法和采矿规章。在很多情况间的地下水和土壤进行采样可用于直接检测CO2的渗下，有些法律可适用于某些（若不是全部）与CO2封漏。可将带警报器的CO2传感器安放在注入井中，以存有关的问题。具体而言，长期的责任问题，如：与确保工人的安全并检测渗漏。也可使用基于表面的技CO2渗漏到大气有关的全球问题以及局地对环境影响术来检测并量化地面的释放值。高质量的基准资料提担心的问题尚未得到解决。监督和检验体系及渗漏风升所有测量的可靠性和分辨率，这将对检测慢的渗漏险在确定责任方面发挥了重要作用，反之亦然。还有十分必要。一些考虑，如制度存在的长期性、对制度认知的现行监督及其可转移性。由于正象气候变化问题那样，封由于所有这些监测技术都是从其它应用改进而存时间延续许多代人，因此CCS的法律框架的长期前来，因此需要在地质封存背景下对的可靠性、分辨率景至关重要。在一些国家，主要是美国，由于岩石孔和敏感性进行测试和评估。目前所有这些工业规模的隙归地面财产的拥有者所有，因此必须按法律条款处项目和试点项目都拥有开发和测试上述参数和其他监理所有被影响人的财产权。测技术的计划。在UNFCCC排放报告和监测要求的背根据国际常用法的一般原则，国家能在其领土技术摘要33内行使主权，因此可在其管辖地区内开展CO2的（地质的和海洋）封存这类活动。然而，如果封存产生跨的技术：（1）必须把人为引起的全球气候变化作为国界的影响，各国有责任确保其管辖或控制范围内的一个相对严重的问题看待；（2）必须接受需要大量活动不损害其他国家或国家管辖范围以外地区的环减少CO2排放，以减少全球气候变化的威胁。境。地质封存的成本目前，有几个适用于CO2注入沿海环境（注入海洋和海床下的地质构造）的条约（即：联合国海洋法地质封存的技术和设备被广泛用于石油和天然公约，伦敦公约11和OSPAR12公约）。所有这些条约气工业，因此对于技术潜力较低的封存能力而言该方起草时均未考虑到CO2封存的具体情况。例如，OS-案的成本估算具有相对较高的可信度。然而，由于诸PAR公约（与东北大西洋地区有关）的法学家和语如沿岸与沿海、储层深度和封存构造（如渗透度和构言学家小组所作的评估认为，在某些情况下将CO2注造厚度）的地质特点等特定地点因素，所以各成本存入地质海床和海洋符合该条约，比如当通过管道从陆在显著的差异和变化性。地运输CO2的时候，是否符合条约将取决于注入的方法和目的。目前伦敦议定书的缔约方正在开展一项类对于在盐沼池构造和枯竭油气田中封存，典型似的评估。另外，法律评论员文章的结论是：从提取的成本估值为注入1吨CO2为0.5–8美元。此外每吨石油或天然气的作业中捕获并封存在沿海地质构造（CO2还有0.1–0.3美元的监测成本。沿岸的、浅的、渗象Sleipner业务）中的CO2不应视为“倾泻”，因此不透度高的储层和/或封存地点的封存成本最低，因为应受到伦敦议定书的禁止。可以重新启用已有的油气井和基础设施。公众的反应当把封存与EOR、ECBM或（潜在的）强压气体回收（EGR）相结合，CO2的经济价值可降低CCS的由于目前该问题的相对技术性和“遥远”性，总成本。根据2003年之前的资料和油价，对于沿岸因此评估公众对CCS的反应具有挑战性。迄今所开展EOR，利用CO2封存增加的石油生产能获得10–16美的有关公众对CCS反应的研究非常有限，仅有的研究元/吨CO2（37–59美元/吨碳）的净收益（包括地质结果表明公众一般没有充分了解CCS。如果连同有关封存的成本）。对仍处在开发中的EGR和ECBM而减缓气候变化的方案一起提供信息，那么迄今为止言，没有可靠的基于实际经验的成本信息。然而，在所开展的个别研究表明，CCS被普遍认为没有像其它所有情况下，提高生产的经济效益在很大程度上取决方案（如提高能源效率和使用非化石能源）那样受于石油和天然气的价格。对此，本报告所依据的文献到赞同。可将CCS的接受程度归纳为“不情愿”而并没有考虑2003年以来世界石油和天然气价格的上涨因非“充满热情”。在某些情况下，这反映出公众的一素，并将石油价格假设为15–20美元/桶。若在CCS项种态度，即由于它方式未能减少CO2的排放，或许需目存在期间仍维持较高的价格，那么CO2的经济价值要CCS。有迹象表明，如果结合更理想的措施通过地可能高出本报告的估值。质封存方案，那么可视为它受到公众的赞同。虽然今后公众的反应有可能发生变化，但迄今所开展的有限研究表明：至少要满足两个条件才能使公众认为CO2捕获和封存以及其他了解程度更好的方案是一种可信11《防止倾倒废物及其他物质污染海洋的公约》（1972年）及其伦敦议定书（1996年），该议定书尚未实施。12（1992年）在巴黎通过的《东北大西洋海洋环境保护公约》。OSPAR是奥斯陆－巴黎的缩写。34技术摘要海洋在此吸收了其中的大约500千兆吨CO2（140兆吨碳）。由于工业化前水平相关的人类活动导致大气中6.海洋封存CO2浓度的增加，目前海洋正以大约7千兆吨/年（2千兆吨碳/年）的速度吸收CO2。一个潜在的CO2封存方案是将捕获的CO2直接注入深海（深度在1,000米以上），大部分CO2在这里目前大多数CO2都存留在海洋上层，由于水中将与大气隔离若干世纪。该方案的实施办法是：通CO2呈酸性，因此导致海洋表面的pH值下降了大约过管道或船舶将CO2运输到海洋封存地点，从那里再0.1。然而迄今为止，深海中的pH值基本没有变化。把CO2注入海洋的水柱体或海底。被溶解和消散的模式的预测结果表明：未来若干世纪，海洋将最终把CO2随后会成为全球碳循环的一部分。图TS.9说明了吸收释放到大气中的大部分CO2，因为CO2在海洋表可以采用的一些主要方法。海洋封存尚未采用，也未面溶解并随后与深海的水混合。开展小规模试点示范，仍然处在研究阶段。然而，有一些小规模的外场试验并有25年的有关CO2海洋封存对可封存在海洋中的人为排放的CO2量没有实的理论、实验室和模拟研究。际的物理限制。然而，在一千年的时间尺度内，封存量将取决于海洋与大气的平衡状况。大气稳定在封存机理和技术350-1000ppmv之间的CO2浓度意味着：如果没有注入CO2的意识，那么2,000-12,000千兆吨的CO2最终还将海洋占地表的70％以上，海洋的平均深度为留在海洋中。因此，该量的范围就是海洋通过主动注3,800米。由于CO2可在水中溶解，所以大气与水体在入方式封存CO2量的上限。封存能力还将受环境因素海洋表面不断进行CO2的自然交换，直到达到平衡为的影响，如pH最大允许变化值。止。若CO2的大气浓度增加，海洋则逐渐吸收额外的CO2。照此方式，在过去200年期间，人为排放到大气中的CO2总共有1,300千兆吨（350千兆吨碳），6H6ٙ႓ఞ࿽֩టเЬ҅‫ތࠎ‬࿪ෲ֭6Էѿ֭6ೣஎ၉ง6҈‫ۻ‬Է6ทෞ‫ۉ‬‫ގࠉ‬༆ೣஎഐാ֭6ოሙเ3km༷Ӯ֭6ოሙเ6‫޽‬6‫޽‬图TS.9.海洋封存的方法FiguurTS.9对海洋观测与模式的分析表明，被注入的CO2将技术摘要35与大气隔绝至少几百年。注入越深，保留的部分就越久远（参见表TS.7）。有关增加被封存部分的想法面各种生物的影响。观察到的现象包括：随着时间的包括：在海底形成固态的CO2水化物和/或液态的CO2推移，钙化的速度、繁殖、生长、周期性供氧及活动湖，并溶解碱性矿物质，如石灰石等，以中和酸性的性放缓和死亡率上升。发现一些生物对CO2的少量增CO2。溶解的碳酸盐矿物质可以将封存时间延长到大加就会做出反应。在接近注入点或CO2湖泊时预计会约10,000年，同时将海洋的pH值和CO2分压的变化降立刻死亡。关于在辽阔的海洋中CO2被直接注入海洋至最低。然而，该方法需要大量石灰石和材料处理所后在长时间内对海洋生物和生态系统所产生的慢性影需的能源（与被注入的每吨CO2的量级大致相当，这响，目前尚无研究。是矿物碳化所需的量级，参阅第7节）。尚未在深海中开展可控状态下的生态系统试生态和环境影响及风险验，只能提供对潜在生态系统产生影响的初步评估结果。随着CO2浓度的增加及pH值的降低，预计将对生注入几千兆吨CO2将产生能够测量到的注入区的态系统带来相应的后果。但目前人们尚未掌握这些后海洋化学成分的变化，而注入数百千兆吨的CO2将使果的性质，而且至今尚未制定环境标准，以避免产生注入区发生更大的变化，最终在整个海洋体产生可供有害的影响。目前，有关物种和生态系统将如何适应测量的各种变化。模式的模拟假设从3,000米深度的或是否能适应持续的化学变化问题尚不清楚。7个地点开始释放，并假设海洋封存提供了10％的减缓能力，把CO2的浓度稳定在550ppmv，模拟结果预海洋封存的成本估海洋容量酸性变化（pH值变化）大约超出海洋体1％的酸性值0.4以上。相比之下，不采取海洋封存而虽然没有海洋封存方面的经验，但已尝试估算实现550ppmv的稳定水平，由于要与大气中升高后的CO2释放到海底或深海的CO2封存项目的成本。海洋CO2浓度保持平衡，所以估计海洋表面的pH值变化大封存的成本不包括捕获CO2并将其运输（如通过管于0.25以上。在任何一种情况下，海洋酸度中pH值在道）到海岸线所需的成本。然而，海洋封存成本包括0.2-0.4之间变化都显著大于工业化前的酸度变化值。沿海管道或船舶的成本以及任何额外能源成本。表经过若干世纪，海洋混合作用将使被注入的CO2失去TS.8概括了海洋封存的成本。这些数字表明，短距离隔离状态。由于更多的CO2到达海洋表层水体并进入固定管道方案会便宜一些。对于长距离，最具有吸引大气，这将逐渐在各大洋区发生这种情况。对于注入力的做法是使用移动船舶或用船舶运输到海洋平台的CO2从海洋中突然或大规模地释放到大气中，目前上，然后再注入。尚无已知的机理。试验表明CO2的增加能损害海洋生物。开展了时间尺度为几个月的针对CO2升高对生活在接近海洋表表TS.7.从2000年开始利用七个海洋模式模拟三个不同深度连续100年不间断注入而得出海洋封存留住的CO2部分。井下注入的深度年800米1500米3000米21000.78±0.060.91±0.050.99±0.0122000.50±0.060.74±0.070.94±0.0623000.36±0.060.60±0.080.87±0.1024000.28±0.070.49±0.090.79±0.1225000.23±0.070.42±0.090.71±0.1436技术摘要表TS.8.深度在3,000米以上的海洋封存的成本。海洋封存方法成本（美元/吨CO2，净注入量）近海500公里近海100公里3113-16固定管道6移动船舶/平台a12-14a移动船舶方案的成本指注入深度在2,000–2,500米的成本。法律方面和公众的反应这类化合物。地壳中硅酸岩的金属氧化物数量超过了固化所有可能的化石燃料储量燃烧产生的二氧化碳关于海洋法和海洋环境的全球性和区域性条约量。这些氧化物也少量存在于某些工业废物中，如不（如OSPAR议定书和伦敦议定书）在前面第5节针对锈钢矿渣和矿灰。矿石碳化产生出能够长时间稳定地质封存点进行了讨论，这些条约也影响海洋封存，的二氧化硅和硅酸盐，因而能够在一些地区进行处因为它们涉及到“海洋地区”。两个议定书把所使用置，如硅酸盐矿区，或者在建筑用途中加以利用（见的封存方法与封存目的区分开来，以确定CO2海洋封图TS.10），尽管与产生的数量相比这种二次利用可存的法律地位。然而，尚未就国际海洋封存的法律地能相对很小。CO2在碳化后将不会释放到大气中。因位作出决定。此，几乎没有必要监测这些处理地点，而相关的风险非常小。在开发的初期，很难估计封存的潜力。它可针对公众对CO2海洋封存的反映而开展的研究非能会受到技术上可开采的硅酸盐储量的限制，还会受常有限，仅有的研究表明，公众对该主题的意识或知到包括产品处置数量在内的环保问题的限制，以及受识掌握甚少。然而，在迄今所开展的很少的研究中看到封存地点法律和社会约束等因素的限制。出，与地质封存相比，公众表示他们对海洋封存持更大的保留态度。这些研究也表明：当提供更多的信矿石碳化的过程是自然发生的，即所谓的“久息之后，人们对海洋封存的反应发生了变化。有一项经造化”。在自然界，这个过程非常缓慢；因此，封研究表明这导致人们更多地接受海洋封存；但另一项存已捕获的各种人为源的CO2的进程必须大大加快，研究则指出它使人们更不愿意接受海洋封存。该文使之成为一种方法。因此，在矿石碳化领域的研究重献也提到人们对在太平洋开展CO2释放试验的建议表点放在寻找各种加工途径，达到工业上可行的反应率示“明显反对”。并使反应流程更节能。利用天然硅酸盐的矿石碳化技术正处于研究阶段，但是利用工业废弃物的某些流程7.矿石碳化和工业利用目前处于示范阶段。本节探讨用于封存CO2的两种截然不同的方案。一个商业过程会需要开采、粉碎和研磨金属一种方案是矿石碳化，它是利用化学反应将CO2转化岩，并将其运输到加工厂，加工厂又从捕获厂接收为固体无机碳酸盐。另一个是工业上对CO2的利用，CO2浓缩流（见图TS.10）。碳化流程所需能源相当于直接或者以生产各种含碳化学物填料形式加以利用。捕获厂所需能源的30-50%。鉴于捕获CO2所需的额外能源，一个具备矿石碳化流程的CCS系统所需的能源矿石碳化：技术、影响和成本会比那些不具备捕获或矿石碳化流程的基准发电厂每千瓦小时多投入60-180%的能源。这些能源需求大大矿石碳化是指利用碱性和碱土氧化物，如氧化增加了总体系统CO2净排放的吨位成本（见第8节）。镁（（MgO）和氧化钙（CaO）将CO2固化，这些物目前最好的案例研究是天然硅酸盐橄榄石的湿性碳质目前都存在于天然形成的硅酸盐岩中，例如蛇纹岩化。这个流程的预估成本大约为50-100美元/吨CO2净和橄榄石。这些物质与CO2化学反应后产生诸如碳酸矿石碳化（不包括CO2捕获和运输成本，但是考虑了镁（MgCO3）和碳酸钙（CaCO3，通常称作石灰石）技术摘要37图TS.10.与硅酸岩或工业残渣的矿石碳化有关的物质通量和流程步骤（承蒙ECN提供）.额外的能源需求）。矿石碳化流程每碳化一吨CO2需可以利用的硅酸盐储量，同时也取决于上述提到的环要1.6到3.7吨硅酸盐，而且将一吨CO2作为碳酸盐封境问题。存会产生2.6到4.7吨需要处置。因此这是一项很大的作业，其环境影响与目前的大规模地表采矿操作类工业利用似。蛇纹岩类通常也含有纤维蛇纹石，石棉的一种天然形态。因此对它的出现需要进行监测和采取减缓的工业上对CO2的利用包括CO2作为反应物的生化措施，而这类监测和措施已在采矿业中存在。另一方过程，例如，那些在尿素和甲醇生产中利用CO2的生面，矿石碳化的产品通常不含纤维蛇纹石，因为这是化过程，以及各种直接利用CO2的技术应用，比如在岩石中最活跃的成分，因而也是首先被转化为碳酸盐园艺、冷藏冷冻、食品包装、焊接、饮料和灭火材料的物质。的应用。目前，全球的CO2利用量是每年约120兆吨（30兆吨碳/年），不包括对EOR的利用（已在第五节在对矿石碳化的封存潜力进行估算之前仍然需讨论）。大多数（占总数的三分之二）是用于生产尿要澄清若干问题。这些问题包括对大规模开展此项技素，用在肥料和其他产品的生产。有些CO2从天然井术的可行性及相应能源需求的评估，还要评估在技术中提取，而有一些来自工业源—主要是高浓缩源，上和经济上能够用于CO2封存的硅酸盐占总储量中的例如制氨和制氢厂—捕获CO2作为生产流程的一部比例。开采的环境影响，废弃物的处置和产品储存也分。会限制潜力。目前尚不能确定在多大程度上能够利用碳化矿物，因为这取决于目前未知的并能够在技术上工业利用CO2原则上能够通过将CO2封存在“碳38技术摘要化学库”（即含碳制成品）中使其不接触大气。但虽然某些CCS组成部份已经在有成熟市场的某些工业是，作为减缓气候变化的一项措施，如果封存的中采用，但是CCS仍然并未在大型电厂（最有潜力的CO2量明显很大，时间明显很长，如果带来真正的净应用）中采用。排放，那么这个方案才有意义。目前工业流程利用的大部分CO2典型的封存时间期限只有几天到数月。被文献中提到CCS各部分的成本幅度差异很大。这封存的碳降解为CO2，然后再次排入大气。如此短的个幅度主要是因为特定地点要素不同，尤其是使用时间尺度对于减缓气候变化没有实质意义的贡献。CCS的电厂或工业设施的设计、运行和融资特点、使除此之外，整体工业利用120兆吨CO2/年，这相对主用燃料的类型和成本、所需的距离、运输CO2的地形要人为源的排放非常小（见表TS.2）。虽然某些工业和数量，以及封存CO2的类型和特点。另外，当前和流程几十年来封存了少部分的CO2（合计约为20兆吨未来CCS技术组成部分和综合系统的绩效和成本仍然CO2/年），但是长期（百年尺度）封存的总量目前保存在不确定性。文献反映了普遍认为的观点，然而，持在1兆吨CO2/年的量级或更小，预计未来也不会有随着时间的推移，随着边干边学（从技术应用中学）大的增长。和研发的持续进步，建设和运行CO2捕获系统的成本将随之下降。历史经验也表明，第一种捕获厂的成本另外一个重要的问题在于工业利用CO2是否会由在成本下降之前会超过目前的估算。大多数CCS系统于替代其它工业流程或产品而导致CO2的净减排。只中的捕获成本（包括压缩）占最大份额。用电和燃料有通过考虑为实现CO2利用过程所需能源和原材料的成本因国家不同而差异很悬殊，而这些因素也会影响平衡而采纳恰当的系统界限，以及通过开展一个详细CCS方案的经济可行性。的CO2利用的生命周期分析，才能作出正确的评估。这方面的文献有限，但它表明很难估计精确的数据，表TS.9概括了第3-7节所述的CO2捕获、运输、而且在很多情况下工业利用会造成总体排放的增加而封存的成本。也反应了监测成本。在表TS.10，将各不是净减排。考虑到留下的CO2部分少，利用量少，项组成部分的成本合并，显示了三个具备管道运输的而且有可能替代物会导致CO2排放的增加，可以得出电力系统和两个采纳地质封存方案的CCS和发电总成结论，预计工业利用被捕获的CO2对减缓气候变化的本。贡献不大。对于那些采纳地质封存但未采纳EOR份额的8.成本和经济潜力厂，CCS的成本幅度：PC厂为0.02－0.05美元/千瓦时，NGCC厂为0.01－0.03美元/千瓦时（两类厂都采控制温室气体排放的未来需求的紧迫性和CCS系用燃烧后捕获）。对于IGCC厂（采用燃烧前捕获）统的预计成本将在很大程度上决定着是否未来采用来说，与类似的未采纳CCS的厂相比，其CCS的成本与其它减缓温室气体方案有关的CCS系统技术。本节幅度为0.01－0.03美元/千瓦时。对于所有电力系统，首先概括了在前面章节考虑的主要方案和流程应用的在采纳CO2封存的EOR的情况下，CCS成本能降低到CCS的总成本。在本摘要和报告中使用的“成本”仅0.01－0.02美元/千瓦时，因为EOR的收入部分抵消了仅是指市场价格，不包括与使用CCS有关的外部成CCS的成本。煤电厂成本降幅最大，煤电厂能捕获的本，如环境损害和更广含义的社会成本。迄今为止，CO2最多。在个别情况下，CCS成本幅度的低端会出几乎没对此类外部成本开展评估和量化的工作。最现负数，说明在该厂整个生命周期中假定的EOR份额后，在减少全球温室气体的替代方案的背景下，本节大于该系统捕获CO2的最低报告成本。这还适用于工对CCS作了评估。业流程中低成本捕获。CCS系统的成本如前所述，在合并一个集CO2捕获、运输、封存完全一体化的CCS系统方面的经验仍相对相当有限。技术摘要39表TS.9.2002年一个具备CCS系统各组成部分的成本幅度，适用于某个特定类型的电厂或工业源。计算CCS整体系统成本（美元/CO2净值）不能简单地把各独立部分的成本相加。所有数字表示大型新装设备的成本（假设天然气的价格为2.8–4.4美元/GJ，而煤价是1–1.5美元/GJ）。CCS系统组成部分成本幅度备注从煤电厂或天然气发电厂捕获15-75美元/吨CO2净捕获与同样但不实施捕获的电厂相比捕获的CO2净成本5-55美元/吨CO2净捕获应用到要求简单烘干和压缩的高纯度的源从制氢和制氨或天然气处理过程中捕获其它工业源的捕获25-115美元/吨CO2净捕获幅度反映了使用不同的技术和燃料运输1-8美元/吨CO2运输每250公里管道或者船运，物质流速是5（高端）到40（低地质封存40.5-8美元/吨CO2净注入端）兆吨CO2/年。不包括EOR或者ECBM的潜在收入地质封存：监测和检验0.1-0.3美元/吨CO2注入包括注入前、注入和注入后的监测，而且取决于法规要求海洋封存5-30美元/吨CO2净注入包括100-150km之间的近岸运输，不包括监测和检验最佳案例的幅度。包括碳化所用的额外能源矿石碳化50-100美元/吨CO2净矿化物a长期来看，也许会有用于补救和责任的额外成本除了基于以化石燃料的能量转化流程之外，本的流程是作为生产流程的一部分已经分离出CO2的CO2还能在以生物质为燃料或化石燃料和生物质双流程，例如制氢（用于制氢的捕获成本已在前面的表燃料联合发电中捕获CO2。目前，生物质电厂的规TS.4中报告）。根据表TS.10中相同的成本假设，包模还小（不超过100MWe）。这意味着采纳和未采纳括运输和封存在内的CCS所有成本在地质封存的情况CCS的生产成本比其他化石燃料替代物的成本相对要下增加了0.4到4.4美元/GJ的制氢成本，在EOR情况下高。清除CO2后，生物质燃料的CCS总成本可达到110增加了-2.0到2.8美元/GJ的制氢成本。美元/吨CO2。将CCS应用于以生物质为燃料或者双燃料的转化设施中将会降低CO2排放甚至出现负排放清除CO2的成本13，这样能够降低这个方案的成本，这取决于CO2减排的市场价值。同样，能够在以生物质为燃料的表TS.10还表示出“清除CO2”的成本幅度。H2电厂捕获CO2。据文献报告，清除CO2后，一个每CCS能源需求增加了单位净电量产出的燃料投入量（天制氢100万Nm3的厂，其成本为22–25美元/吨CO2（以及由此产生的CO2排放）。因此，采用CCS的电厂80–92美元/吨C），同时相应增加约2.7美元/GJ的H2生每单位产量（千瓦时电）产生的CO2量大于基准厂，产成本。大规模生物质燃料电厂可能会从经济规模中如图TS.11所示。为了确定CCS带来的CO2减排，需要受益，从而把CCS系统的成本降到与煤电厂的成本普比较一下采纳捕获电厂每千瓦时的CO2排放与未采用遍相当的水准。但是到目前为止，在大规模生物质燃捕获基准厂的排放。之间的差就称为“清除后的排料电厂方面的经验几乎没有，所以不能够验证其可行放”。性，而且很难估算其成本和潜力。在非电力方面的应用，CCS的成本还未研究到同等的深度。由于这些源在CO2浓度和天然气流压力方面差异很大，现有的成本研究范围很广。发现最低成13例如，如果生物质是按一个不可持续的速率获取（即比在年生长速度快），那么这项活动的CO2净排放也许不会是负值。40技术摘要表TS.10.根据采用含沥青煤或天然气的新电厂基于目前技术的CO2捕获、运输和地质封存的总成本幅度电厂绩效和成本参数a粉末煤电厂天然气复合循环电厂综合煤气化复合循环电厂未采纳CCS的基准厂0.043-0.0520.031-0.0500.041-0.061用电成本（美元/千瓦时）24-4011-2214-25采纳捕获的电厂0.82-0.970.36-0.410.67-0.94增加燃料的需求（%）0.62-0.700.30-0.320.59-0.73捕获CO2（千克/千瓦时）81-8883-8881-91净CO2（千克/千瓦时）净CO2的%0.063-0.0990.043-0.0770.055-0.0910.019-0.0470.012-0.0290.010-0.032采纳捕获和地质封存的电厂b43-9137-8521-78用电成本（美元/千瓦时）30-7138-9114-53CCS成本（美元/千瓦时）110-260140-33051-200用电成本增长的%减缓成本（美元/吨净CO2）0.049-0.0810.037-0.0700.040-0.0750.005-0.0290.006-0.022（-0.005）-0.019（美元/吨净C）12-5719-63（-10）-469-4419-68（-7）-31采纳捕获和强化采油的电厂c31-16071-250（-25）-120用电成本（美元/千瓦时）CCS成本（美元/千瓦时）用电成本增加的%减缓成本（美元/吨净CO2）（美元/吨净C）a所有变化都与类似的未采纳CCS的（基准）电厂相似。关于文献报告的成本幅度的假设细节，见表TS.3。b基于表TS.3所示幅度的捕获成本；运输成本幅度：0–5美元/吨CO2；地质封存成本幅度：0.6–8.3美元/吨CO2。c捕获和运输成本与前面相同；EOR净封存成本幅度：-10到-16美元/吨CO2（基于2003年前油价15–20美元/桶）。将CCS引进电厂也许会影响有关安装哪一类电些模式在朝着经济有效、成本最低的方向实现大气厂型，使用哪一种燃料的决定。因此，在某些情况CO2浓度的稳定的各种情景下研究未来CCS的部署和下，根据与CCS电厂不同的某个基准电厂计算每吨清成本。除CO2后成本，这是很有用的。表TS.10表示三个基准厂和相应的CCS厂在地质封存情况下的成本和排放因虽然这些模式的量化结果存在显著的不确定性素。表TS.11概括了CCS电厂和有潜在兴趣的最低成本（见以下的讨论），但是所有模式都显示出，在大幅的基准电厂不同组合的成本估算幅度。例如，表示出度限制温室气体向大气排放的具体政策出台之前部一旦作出一个PC厂的初步规划，利用该厂的CCS可能署CCS的可能性不大。如果设定了温室气体排放的限导致CO2的清除成本比选择那些采用CCS的清除成本量，许多综合评估预计从任何显著减缓气候变化体系最低的以天然气为燃料的NGCC厂的成本高。另外一的启动算起在未来几十年有大规模的CCS系统部署。个降低成本的方案是建立一个采纳捕获的IGCC厂，能源和经济模式显示，CCS系统不大可能为减缓气候而不是一个采纳捕获的PC厂。变化做出显著贡献，除非在发电行业部署CCS。达到此目的，减少二氧化碳的价格必须要超过25－30美CCS对于减缓气候变化的经济潜力元/吨CO2，或者不得不规定一个CO2排放的等量限额。文献和当前的工业经验表明，在无CO2限排措施对CCS经济潜力的评估基于能源和经济模式，这的情况下，部署CCS技术的机会仅有小的利润。这些释放的技术摘要41捕获的早期的机会涉及到从高纯度、低成本的源捕获CO2，基准工厂清除的CO2CO2运输距离小于50公里，而且是使用诸如EOR这样的增值手段对CO2进行封存。这些有利润的方案的经采用CCS捕获的CO2济潜力大约在每年约360兆吨CO2（参阅第2节）。的工厂模式还显示，与其它大规模减缓方案，如核能生产的CO2（千克/千瓦时）和可再生能源技术相比，CCS系统将具有竞争性。这些研究表明，将CCS列入减缓组合方案至少能够降低图TS.11.电厂的CO2捕获和封存。相对于未采用捕获的基准厂30%的稳定CO2浓度的成本。CCS技术的其中一个成（上框），由于捕获、运输和封存以及运输过程中泄漏所需本竞争优势在于它与目前很多能源基础设施相兼容。的额外能源降低了电厂的总效率，增加的CO2的生产导致“单位产品产生的CO2”量较大（下框）。在大多数情景下，减排随着时间的推移会逐步受到限制。大多数分析表明，尽管到2050年CCS系统会有显著的市场渗透，大部分的CCS部署将出现在本世纪后半期。最早的CCS部署预计一般会出现在工业化国家，之后逐渐扩散到全世界。虽然不同的情景和模式的结果在为实现一个特定的排放限制同所需各种措施的具体组合和数量上存在不同，但是文献有一个共识，表明CCS能够在能源技术和排放途径的广泛组合中成为一个重要部分。表TS.11.基于目前新建电厂的技术，基准电厂和CCS电厂不同组合的减缓成本。目前在很多区域，常用的做法是用一个PC厂或一个NGCC厂14，EOR的效益按原油价格每桶15–20美元计算。天然气价格假设为2.8–4.4美元/GJ，而煤炭价格是1–1.5美元/GJ（根据表8.3a）.采纳CCS类型的电厂NGCC基准厂PC基准厂少用美元/吨净CO2少用美元/吨净CO2（少用美元/吨净碳）（少用美元/吨净碳）采纳捕获和地质封存的电厂40-9020-60NGCC（140-330）（80-220）PC70-27030-70IGCC（260-980）（110-260）40-22020-70采纳捕获和EOR的电厂（150-790）（80-260）NGCCPC20-700-30IGCC（70-250）（0-120）50-24010-40（180-890）（30-160）20-1900-40（80-710）（0-160）14IGCC没有列入今天建造的基准电厂，因为这项技术尚未在电力行业广泛部署，而且成本通常比粉煤发电厂的略高。42技术摘要CCS的实际应用可能比这些能源和经济模式显示识、以及通过研发和边干边学如何加快减少CCS成本的经济潜力的估值低。如前所述，这些结果基本上是的不确定性。模式基本上采用了在不同应用情况下基于优化的最低成本分析，该分析不能够充分反映现CCS成本和成本未来下降速率的简化假设。实世界中技术发展和部署的壁垒，例如，环境影响、法律或规范框架的空白、对不同技术投资风险的意Primaryenergyuse(EJyr-1)abSolar/Wind1.4001.400HydroBiomassMiniCAMMESSAGENuclear1.2001.200OilGasCCS1.0001.000Gas(Vented)CoalCCS800800Coal(Vented)600600400400200200--2005202020352050206520802095200520202035205020652080209590.000MiniCAMc90.000dConservationand80.00080.000MESSAGEEnergyEfficiencyEmissionstothe70.000Emissions(MtCO2yr-1)70.000atmosphere60.000EmissionstotheRenewableEnergy50.000atmosphere60.0002035205040.000Nuclear30.000CoaltoGas50.00020.000Substitution10.00040.000CCS30.00020.00010.000-202020652080209520052020203520502065208020952005e180160MiniCAMMarginalpriceofCO2140MESSAGE(2002US$/tCO2)1201008060402002005202020352050206520802095表TS.12.这些表展示了CCS作为减缓组合方案的一部分对全球的潜在贡献的一个例子。它们基于两个单独的综合评估模式（MES-SAGE和MiniCAM），针对主要的排放动力都采用了相同的假设。在区域尺度上，这些结果差异会很大。这个例子基于一个单一情景，因此不反映不确定性的总幅度。a）和b）表示全球一次能源使用状况，包括CCS的部署。c）和d）用灰色表示全球CO2排放以及用其它颜色表示对主要减排措施的相应贡献。e）表示针对CO2减排计算的边际价格。技术摘要43对于450和750ppmv之间的CO2稳定情景，文献公量的实际估算和报告，以及（2）根据限制净排放的布的本世纪内CO2潜在封存累积量（在地质构造和/或国际协议对CCS核算。海洋中）的估值范围差异很大，从很小的贡献到数千兆吨之间不等。在很大程度上，如此大的幅度是由现有框架于长期经济社会、人口、尤其是技术变化存在不确定性，这些因素是未来CO2排放的主要动力。然而，在UNFCCC框架下，国家温室气体排放清单传统应指出，450-750ppmvCO2的稳定情景的大部分结果上报告某一特定年份的排放，而且每年一次或者定期趋于集中在CCS累积部署后的220-2,200GtCO2（60-进行编制。“IPCC指南（IPCC1996）”和一些“良600GtC）这个幅度之间。如果CCS要实现这个经济好做法指南报告（IPCC2000;2003）”详细描述了准潜力，下个世纪需要在全世界部署几百个乃至数千个备一份完整、透明、整理成文、对不确定性进行过评CCS系统，每个系统每年能够捕获1-5兆吨CO2。如第估、长期一致并且可以进行国别比较的国家清单的5节所述，仅地质封存一项的技术潜力就可能足以达方法。IPCC目前用的文件没有明确包括CO2捕获和封到CCS经济潜力的最高端。存。但是，“IPCC指南”目前正在进行修改，因此在2006年出版的修改版中应该提供一些指导意见。虽关于封存后CO2渗漏的观点然某些问题也许需要修改或者充实，但是已经接受的框架应可应用于CCS系统。15封存的缓慢渗漏对政策的影响程度取决于分析中采用的假设。针对非永久封存问题的研究可采用不与核算和报告有关的问题同的途径：滞后排放的价值、某个特定减缓情景的成本最小化或者在假设大气温室气体浓度稳定的情况下由于无普遍适用的国际协议，因此尚不清楚是允许的未来排放。一些研究允许用额外的减排补偿未否将各种形式的CO2捕获和封存视为减排或者从大气来的释放；结果取决于未来减排成本的假设、贴现中的清除。无论是哪种情况，CCS产生新的CO2库，率、CO2的封存量、以及假设的大气浓度稳定水平。它们有可能在未来某个时候造成物理渗漏。目前，在在其它的研究中，补偿并不作为一种方案，因为政治UNFCCC框架内没有监测、评估或计算封存点物理渗和体制的不确定性以及分析集中在假设的稳定水平和漏的方法。然而，无论在量级上还是在封存时间上，封存量所设定的限制方面。管理完善的地质封存地点发生渗漏的可能性依然存在。虽然各种研究由于采用不同的方法和假设而具体结果不一，但是各种结果表明：对于减缓气候变化虽然可考虑在排放报告框架下建立一个CCS类而言，封存达100年之久量级为90-99%或封存500年型，但是该类型不一定完全必要，因为捕获和封存量级为60-95%的CO2封存部分可能仍然使实施这类封的CO2量能够在生产CO2的行业内体现。CO2在某一个存具有价值。所有的研究表明，如果CCS是一项可接特定地点的封存可包括来自许多不同源种类的CO2。受的减缓措施，那么必须为发生渗漏量设定一个上CO2的捕获、运输并注入封存地点的外逸排放大多都限。能够采用现有的报告方法计算，而且与运行CCS系统所需的增加能源相关的排放也能够在现有清单框架下9.排放清单与核算测量和报告。对用于生物质系统的CCS或许也需要具体的考虑，因为这种应用可能会导致负排放的报告，CO2捕获和封存的一个重要方面是建立和应用一目前在现有的报告框架下没有规定。些方法，用以估算和报告从大气中减少、避免、或清除的CO2（以及相关的甲烷或者氮氧化物排放）量。与国际协议有关的问题其中涉及两个要素是（1）国家温室气体清单的排放限制温室气体排放的量化义务以及采用排放交易、联合履约（JI）、或者清洁发展机制（CDM）都15在此背景下，“估算”是指计算温室气体排放的过程，“报告”是指向UNFCCC提供估算结果的过程。“核算”是指对照承诺的报告比较排放和清除的规则。44技术摘要需要清晰的用于计算排放和清除的规则和方法。因为些。普遍认为，这种差异应该在任何一种净温室气体CCS具备跨越传统的核算界限情况下（例如，CO2可减排的核算系统中加以体现。能在一个国家捕获而在另外一个国家封存，或者在某一年捕获，而在今后某一年从封存中部分释放）清“IPCC指南（IPCC1996）”和一些“良好做法除，所以核算规则和方法可能与传统的排放清单的指南报告”（IPCC2000;2003）还包括了温室气体排方法不尽相同。放监测指南。尚不明确IPCC的CCS指南修改版是否能够通过利用监测技术，尤其是地质和海洋封存的监测目前，大部分对关于封存CO2的核算的科学、技技术满足需要。目前有几种监测和检验地质封存的术和政治的讨论集中在陆地生物圈的固碳方面。这CO2排放，但是它们在适用性、探测限制和不确定性些谈判的历史可能也许能为制定CCS核算方法提供某方面各不相同。目前，地质封存监测可以对注入地点些指导。认识到在地表生物圈封存CO2的非永久性，进行定量监测以及对封存地进行定性监测，方法是测UNFCCC接受了这样一个思路，即可以通过生物汇减量CO2地面通量。通过探测的海底升浮出的羽状体，少净排量，但是对此类核算提出复杂的规则。CCS从而不是测量海洋表面排入大气的释放量可以对海洋封很多方面来看都与地表生物圈的CO2固碳有明显差异存进行监测。从监测现有CCS项目中获得的经验非常（见表TS.12），而且不同形式的CCS之间也存在很有限，不足以对物理渗漏率和相关的不确定性下结多明显差异。然而，核算的主要目标是确保CCS活动论。在净排放中获得真实的且可量化的减少量。永久封存的一吨CO2在CO2大气浓度方面与不排放的一吨CO2效京都议定书建立了在履约义务的机制下用于核益是相同的，但是非永久封存的一吨CO2的效益要少算温室气体排放、减排和固碳排放的不同的核算单表TS.12.可能影响核算方式的CCS形式和生物汇的差异属性地表生物圈深海地质封存储层固化或者封存的CO2可以长期监测存量变化可以测量注入的碳可以测量注入的碳所有权存量将位于一个分离的地点并管理决定能与可鉴别与拥有者的关联性存量可以移动，而且可能放在存量也许留跨国际和跨资产界限封存受有关土地使用优先权的国际水域。的储层，而且与表面界限不同。监测连续决定的限制期望封存时间一旦注入，不再需要维护进一一旦注入，需要关于包括最小程物理渗漏能够监测到存量的变化步决定。度的维护的决定，除非封存受到资源开采的干扰。责任数十年，取决于管理决定将模拟存量的变化。通过物理监测能够探测到CO2的由于干扰、气候变化或者土地数百年，取决于注入的深度释放。使用的决定可能会造成损失。和地点基本上是永久性的，除非储层受用固碳存量判别分离的土地拥由于海洋循环和与大气保持到物理干扰。有者。平衡的最终结果肯定会造成损失。不可能有损失，除非封存地受到干扰或者一开始就没有检测出渗多方可以致力于相同的封存的漏路径的存在。CO2存量，而CO2可滞留在国际水域多方可以致力于相同的封CO2存量，可封存在多个国地下。技术摘要45位。“分配量单位”（AAU）描述了排放义务并将在矿石碳化技术方面，一个重要的问题是如何其用应用于排放交易，“认证减排（CER）”适用于在实际设计中利用反应过程中发出的热降低成本和净CDM，而“减排单位”（ERU）则是在联合履约情能源需求。需要在试点规模的设施开展试验，以便弥况下使用。迄今为止，国际谈判对计算和核算CCS系补这些不足。统中与项目有关的CO2减排量方法方面未提供多少指导（仅是CER或者ERU），因此根据京都议定书来适关于在工业上利用捕获的CO2，需要深入研究利应这类减排则存在不确定性。生物-汇规则的方法学用捕获的CO2的工业流程的净能源和CO2平衡，这类或许会提供某些指导。例外，目前各协议不涉及跨研究将有助于对该方案潜力作出更完整的描述。境CCS项目。这对于处理附件B国家的跨境CO2捕获项目尤为重要，这涉及在一个附件B国家，即京都议定CO2源和封存机遇的地理关系书的一个缔约方境内捕获CO2，但封存在一个非附件B国家或不受议定书约束的国家。更好地了解适合封存（所有类型）地点的主要CO2源的距离并建立捕获、运输和封存CO2成本曲虽然国家排放清单目前的方法可以适用CCS系线，这将有利于作出有关大规模部署CCS的决策。为统，或者为使用CCS系统而进行修改，但是核算被封此，需要开展详实的区域评估，评估大的CO2排放源存的CO2则引发出为封存后的排放承担责任和转移责（现在的和未来的）如何能够很好地与能够封存所需任的问题。可以通过国家和国际政治途径解决此类问储量的封存方案相匹配。题。地质封存能力和效果10.认识上的不足需要在全球、地区和局地层面上改进对封存能本节概括了有关CCS认识方面的不足，对此扩大力估算，需要更好地了解长期封存、流动和渗漏过知识、增加经验并减少不确定性，这对于促成有关大程。为了解决后一个问题，需要加强监测和检验地质规模部署CCS的决策具有重要的意义。封存CO2的能力。在各种地质、地理和经济条件下建立更多的试点和封存示范项目，这对于深入了解这些捕获和封存技术问题具有重要意义。根据工业应用方面的经验，捕获CO2的技术相对海洋封存的影响理解得比较透彻。同样，在采用管道运输或者地质封存捕获CO2方面不存在重大技术或知识障碍。然而，在评估海洋封存的风险和潜力之前应该弥补的在大规模项目中实现捕获、运输和封存的一体化则主要知识空缺涉及深海中CO2对生态的影响。需要对还需要扩大知识和经验，这是更广泛运用CCS技术的深海生物系统对加入的CO2的反应进行研究，包括比需要。需要研发提高有关用于CO2捕获的新概念和可迄今为止所开展的研究时间尺度更长、规模更大的研用技术的知识，CO2捕获有着大幅度降低新的和现有究。与之相配合，需要研发探测和监测海底升浮出设施CO2捕获的潜力。更具体而言，在认识具有几百的CO2羽状体及其生物和地球化学后果的技术和传感兆瓦（或者几百兆吨CO2）量级的大型煤电厂和天然器。气电厂的CO2捕获方面还存在不足。需要在这个规模上开展CO2捕获示范，以建立采用捕获的不同类型的法规问题发电系统的可靠性和环境业绩，从而降低CCS的成本以及提高对成本估算的可信度。除此之外，需要大目前对大规模实施CCS的法规需求掌握的情况仍规模实施，以便获得更好的CCS在工业流程中的成本不充分。现在没有一个合适的法律框架以推进地质封和业绩估算，如在水泥和钢铁行业，它们是显著的存的实施，也没有考虑到相关的长期责任。需要澄清CO2源，但在CO2的捕获方面经验很少，甚至根本就有关海洋环境封存（海洋或海床下地质封存）的各种没有经验。潜在法律限制。其它一些关键性知识空缺与排放清单和核算方法学相关。46技术摘要全球CCS对减缓气候变化的贡献有几个其他的问题有助于未来对CCS作出决策，主要通过深入了解CCS对长期减缓和稳定全球温室气体浓度所做的潜在贡献。这些问题包括CCS技术的转让和推广潜力，还包括发展中国家利用CCS的机会，CCS在生物质CO2源中的采用，以及对CCS投资与其它减缓方案的投资之间的潜在互动。保证对CO2所需的封存时间长度问题进行深入的调查。这个问题与稳定途径和跨代方面的问题相关。词汇、缩写和缩略语47附录一：词汇、缩写和缩略语本词汇表中的定义特指在《二氧化碳捕获和封存沥青煤特别报告的决策者摘要》中使用的术语。一种过渡性煤，处于泥炭与无烟煤之间的一种煤，更像无烟煤。减排减少排放或其它污染物的程度或强度。井喷特指油井发生的灾难性事故，事故发生时石油液体或吸收水无限制地流到地面。分子变为固体或液体的化学或物理吸收过程，最终形成一种溶液或化合物。自下而上模型在分析过程中一种包括技术和工程细节的模型。酸性气体溶解于水时呈酸性的任何混合气体（通常指源于酸性界限气体的H2S+CO2（参见该条）。在核算GHG时，按国家、机构、业务、企业单位或行业区分的记帐单位。吸附分子吸附在某个固体或液体的表面。浮力在密度更高的液体作用下，液体或固体产生的上升胺趋势。在-NH2,>NH或≡N基中包含一个或多个氮分子的有机化合物。冠岩一种渗透度非常低的岩石，起到上层封闭作用，防止人为源储层的液体流出。与自然相反的人为的源。捕获效率蓄水层从某个源的气流中分离出的CO2的量含水的地质结构，其显著的渗透性可使水流动；四周封闭。碳入计量允许某个机构能够从减排中获得金融利益的一种可转玄武岩换和可转让的手段。一种基性火成岩，最典型的火成岩是火山喷发后形成的岩石。碳酸盐由多种阴离子组成的粘合在CO32-阳离子上的天然基准矿物质（诸如：方解石、白云石、陨铁石、石灰衡量变化所参照的标准数据。石）。生物质碳酸盐中和从生物圈中新衍生的物质。利用CO2与矿质碳酸盐化学反应而在海洋中封存碳的一种方法，例如，与石灰石反应后产生碳酸氢盐阴离基于生物质的碳捕获和封存子和可溶性阳离子。原料（参见该条）为生物质的碳捕获和封存48附录一CCS在特定条件下经济上可行的二氧化碳捕获和封存。已充分了解的并有选择地在商业应用中（如：在一个奖励性税收体系中或在一个有商机的市场上）已CDM经采用的技术，该技术的加工能力至少达到0.1兆吨清洁发展机制：协助非附录1国家为实现京都议定书CO2/年，目前该技术的复制量很少（少于5个）。的各项目标做出贡献并帮助附录1国家履行其承诺的一个京都议定书机制。EGR强压气体回收：通过注入液体或通过其它方式回收比CO2净排量自然产生的气体更多的气体量。经捕获、运输和/或封存的CO2量与无捕获的系统产生的CO2量之差，某个具备CO2捕获能力的系统未捕获排放系数的净排量。按活动平均的温室气体排放度量，如：每消耗一吨燃料所排放的温室气体的吨数。共燃在发电厂或在工业过程中同时使用一种以上的燃料。排放量交易一种交易方案，允许出售和购买特定吨数的某种污染低温的物的排放许可证。有关低温的，通常温度大约低于-100°C。强压气体回收深层盐构造见EGR。一种深层地下岩的构造，由透水物质和含高盐度液体构成。强化采油见EOR。深海深度在1000米以下的海洋。EOR强化采油：通过注入液体或通过其它方式回收比自然示范阶段产生的石油更多的油量。已开发建造的并在试点厂采用的技术，但是在该技术正式用于设计和建设完整规模的系统之前仍需要完成断层进一步的开发工作。在地质学中，地层表面出现非连续状态，发生移位。浓缩相原料一种密度压缩成接近液体的气体。供加工用的材料。干枯固化与水库相关：某个水库水的产量呈显著下降趋势。通过与其它另一种物质发生反应产生一种稳定的化合物后CO2被固化。ECBM强化煤田甲烷回收；通过煤对CO2的优先吸附作用，烟道气体利用CO2强化未开采煤床中的甲烷回收。燃料燃烧后产生的正常排放到大气中的气体。经济潜力构造在现行的条件下（即：减少CO2所具有的市场价值和一个有相当规模并具有与众不同特征的岩石体，地质其它选择方案的成本），能够以成本效益好的方式实学者可根据其特征对岩体进行绘制、描述并命名。现的某个特定选择方案的温室气体的减排量。词汇、缩写和缩略语49岩石构造水京都议定书在岩石构造的岩孔之间自然出现的水。联合国气候变化框架公约的附加议定书，该文件于1997年12月11日在京都通过。断裂在岩石中出现的任何断裂，沿断裂未出现过显著移渗漏动。在碳交易方面，发生在项目界限之外的人为源排放或汇清除的变化。燃料电池化学电源装置，内部的燃料通过氧化控制过程可直接泄漏产生电流和热。在碳封存背静下，被注入的液体从存储地点外逸。外逸排放LHV由于人为活动（如：在气体或石油的运输过程）释放较低热值：某种燃料燃烧后释放出的热能，不包括水出的任何气体或蒸汽。的潜热。汽轮机石灰石燃料借助压缩空气或氧气燃烧的机器，其机械工效通一种沉积岩，主要成分是矿物质方解石（碳酸钙），过热力膨胀作用实现。通常形成于已死亡的有机物的壳。汽化伦敦公约通过与空气或氧气和蒸汽反应把含碳的固体燃料转化《防止倾倒废物及其他物质污染海洋的公约》，该公为含碳和氢的气体燃料。约于1972年12月9日在伦敦、墨西哥城、莫斯科和华盛顿通过。地球化学俘获通过地球化学反应留住注入地下的CO2。伦敦议定书1996年11月2日在伦敦通过的公约附加议定书，但在水化物本报告编写时尚未生效。由于水和CO2、CH4或类似气体发生反应后形成的任何冰状化合物。低碳能载体指在燃料生命周期内低CO2排放的燃料，如甲醇。IGCC综合汽化联动周期：发电过程中，将碳氢化合物或煤MEA汽化（参见该条），在气体被用作燃料时，可同时单乙醇胺推动气体和汽轮机。膜井下注入一层或一块材料，用于有选择地分离混合溶液中的借助压力迫使液体入井下。成分。注入井流动被注入液体后，液体不再流出的井。储液岩石之间的液体流动。JI减缓联合履约：根据京都议定书，允许某个拥有温室气体减少任何事故影响的过程。排放目标的缔约方接受附录1缔约方的计帐。50附录一监测燃烧前捕获测量被封存的及其当地的二氧化碳的量的过程。燃烧之前在对燃料交工后捕获二氧化碳。MWh前景兆瓦时。对可能性作出定性评估：根据已掌握的信息在某个特定地区中存在一个适合存储的地点。国家温室气体清单联合国气候变化框架公约缔约方编制的一个有关温室减排义务气体的人为源排放和汇清除的清单。京都议定书的每个缔约方为达到其量化减排限度所需承担的义务。自然模拟通过最关键的要素反映预期的或实际的人类活动的自补救然发生。改正任何事故源的过程。NGCC可再生能源天然气复合循环：以天然气为燃料用燃气轮机和汽轮天然可再生的能源，如：太阳能、水电、风和生物机同时发电的电厂。质。OSPAR代表值《东北大西洋海洋环境保护公约》，该公约于1992年有代表性的值。9月22日在巴黎通过。储层氧化燃料燃烧具有充分多孔性和渗透度的地下岩石体，能封存和运一种燃料，填加纯氧或含氧、水和二氧化碳的混合物输液体。.的燃烧。改装分压对现有的设备进行改动，以更新和填加安装之后出现若没有其它气体存在，一种特定气体施加在混合气体的各种改动。上的压力。风险评估PC风险管理体系的一部分。粉状煤：通常用于以磨细的煤为燃料的锅炉。盐沼池构造渗透度岩石构造水已饱和的沉积岩，水中含高浓度溶解盐。液体在多孔固体（如岩石）中具有流动或运输的能力。情景根据连贯的且内部一致的关于重要关系和驱动力的一点源组假设而对未来作出一种近似合理的描述。局限在一个单点位置的排放源。洗涤器孔距一种接触气-液的装置，用于纯化气体和捕获某种气在含液体的岩石或沉积颗粒之间的空隙。体成分。燃烧后捕获海床燃烧之后捕获二氧化碳。在流动海水与海底沉积物顶之间的分界线。词汇、缩写和缩略语51封闭岩自上而下模型一种无渗透度的岩石，在储层顶部和四周形成的一个一个建立在将宏观经济理论应用于对消费、价格等历屏障，液体被限制在储层中。史数据进行分析基础上的模型。沉积盆地俘获岩体在地球表面天然形成的大范围洼地，表面覆盖着沉一种地质结构，该结构本身存有比周围液体比重轻的积物。其它液体，如：像一个倒扣着的杯子。地震技术UNFCCC利用人为或自然产生的声波波速测量岩石的特性。联合国气候变化框架公约，该文件于1992年5月9日在纽约通过。汇大气自然吸收CO2,土壤、森林或海洋的吸收最为典不可顾及的型。在目前或在可预见的未来的经济条件下极不可能顾及到的。源任何向大气中释放温室气体、气溶胶或其前体的过海洋上层程、活动或机制。深度在1000米以上的海洋。SRES检验《排放情景特别报告》；在第三次评估报告（参见该根据仍有待制定的标准，证实监测（参见该条）结果条）中作为气候预估的基础。的真实性。在CDM背景下，指由一个经指定的业务实体对人为排放的减少作出独立的评审。稳定性与稳定大气中各种温室气体的浓度相关。油气井人为在地球表面钻探出的洞，用于产油或天然气，或稳定的地质构造能够用于注入其它的液体。近期没有受到构造带扰动的，一种地质构造（参见该条）。封存保存捕获的CO2的过程，使之不接触到大气。超临界值的温度和压力超过有关物质的临界温度和压力。可持续的在生态、社会和经济方面发展是可持续的。TAR政府间气候变化专门委员会第三次评估报告。技术潜力通过实施达到示范阶段水平的技术或规范所能够减少温室气体排放的量。52附录二附录二IPCC主要报告一览表气候变化-IPCC科学评估气候变化1995–气候变化科学–第一工作组对第二IPCC科学评估工作组1990年的报告次评估报告的贡献气候变化-IPCC影响评估气候变化1995–对气候变化影响、适应和减缓的科IPCC影响评估工作组1990年的报告学-技术分析–第二工作组对第二次评估报告的贡献气候变化-IPCC对策气候变化1995–气候变化的经济社会方面–第三工IPCC对策工作组1990年的报告作组对第二次评估报告的贡献排放情景与解释UN气候变化框架公约第二条相关的IPCC第IPCC对策工作组编写，1990年二次科学-技术信息评估综合报告,1995年沿海地区对海平面上升脆弱性评估–一种通用的方IPCC国家温室气体清单指南1996年修订版(共3卷）,法，1991年1996年气候变化1992–IPCC科学评估的补充报告减缓气候变化的技术、政策和措施-IPCC技术报告IPCC科学评估工作组1992年的报告1,1996年气候变化1992–IPCC影响评估的补充报告IPCC第二次评估报告中使用的简单气候模式简介IPCC影响评估工作组1992年的报告-IPCC技术文献2,1997年气候变化:IPCC1990和1992评估大气温室气体的稳定性:物理、生物和社会经济影响IPCC第一个评估报告综述和决策者摘要,以及1992-IPCC技术文献3,1997年IPCC的补充拟议的Co2排放限制的影响-IPCC技术文献4,全球气候变化和海洋的不断增加的挑战1997年IPCC对策工作组沿海地带管理小组,1992年气候变化的区域影响:对脆弱性的一次评估，IPCCIPCC国家研究研讨会的报告,1992年特别报告,1997年评估气候变化影响初步指南,1992年航空与全球大气IPCC特别报告,1999年IPCC国家温室气体清单指南(共3卷）,1994年技术转让中的方法和技术问题气候变化1994–气候变化的辐射强迫和对IPCCIPCC特别报告,2000年IS92排放情景的评价排放情景IPCC关于评估气候变化影响和适应的技术准则IPCC特别报告,2000年1995年IPCC主要报告一览表53土地利用、土地利用变化和林业IPCC特别报告,2000年国家温室气体清单中良好做法指南和不确定性管理IPCC国家温室气体清单计划,2000年气候变化和生物多样性-IPCC技术文献5,2002年气候变化2001:科学基础–第一工作组对第三次评估报告的贡献气候变化2001:影响、适应和脆弱性–第二工作组对第三次评估报告的贡献气候变化2001:减缓–第三工作组对第三次评估报告的贡献气候变化2001:综合报告土地利用、土地利用变化和林业良好做法指南IPCC国家温室气体清单计划,2003年保护臭氧层和全球气候系统:与氢氟碳化物和全氟化碳相关的问题IPCC/TEAP特别报告,2005年政府间气候变化专门委员会（IPCC）的这份特别报告为决策者、科学家和工程师们提供了气候变化和二氧化碳减排方面的信息。它介绍了二氧化碳的源、捕获、运输和封存。还讨论了这项技术的成本、经济潜力和社会问题，包括公众的反应和法律问题。评估的存储方案包括地质封存、海洋封存和矿石碳化。尤其是，本报告把二氧化碳的捕获和封存纳入其他气候变化减缓方案的范畴，如燃料转换、能源效率、可再生能源和核能。本报告表明，捕获和封存二氧化碳的潜力是相当可观的，与只考虑其他气候变化减缓方案的策略相比，它能够降低减缓气候变化的成本。将来，二氧化碳捕获和封存对于减缓气候变化的重要性将取决于多种因素，包括为部署该方案提供金融激励，还取决于是否能够成功地管理封存的危险。本书包括经过IPCC各国政府代表通过的决策者摘要和技术摘要。《IPCC关于二氧化碳捕获和封存的特别报告》为环境科学、地质、工程及石油和天然气行业的研究人员、政府和环境组织的决策者、工业部门的科学家和工程师们提供了宝贵的信息。政府间气候变化专门委员会（IPCC）由世界气象组织和联合国环境规划署（UNEP）联合创建。IPCC提供权威性气候变化科学信息的国际评估。本报告是IPCC应联合国气候变化框架公约的邀请编写的。特别报告的全文由剑桥大学出版社（http://www.cambridge.org）出版，它的电子版可通过IPCC秘书处的网站（http://www.ipcc.ch）下载，也可向IPCC秘书处索取光盘。本书包括该报告的决策者摘要和技术摘要。