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想要减少排放到大气中的二氧化碳的话，把它们捕捉起来然后封存到地层里面怎么样？
法国工业巨头阿尔斯通想让中国的燃煤电厂相信，这是个不错的主意。这家公司近年来希望把碳捕集技术（CCS）引入到中国来。
所谓CCS，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的定义是“将CO2从工业或相关能源产业的排放源中分离出来，输送并封存在地质构造中，长期与大气隔绝的一个过程”。这种产生于1970年代的技术包括CO2捕集、运输以及封存三个环节，最早被美国德克萨斯州的油田用以提高石油开采效率。现在，随着提高能效的技术遭遇天花板，替代能源开发的难度越来越大，CCS的减排潜力开始被重视。
阿尔斯通对CCS的研究开始于十几年前，目前碳捕集的三种主流技术—燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧技术，阿尔斯通都有项目正在进展，其在欧洲和美国已经建设有16个碳捕集示范项目。
三年前，它开始把目光投向中国CCS市场，而大唐集团成了它要追求的目标客户。在中国五大发电集团中，大唐集团面临的减排压力最大，因为它的燃煤比例最高，超过80%。而在中国的“十二五规划”中，未来5年的减排目标是碳排放减少16%至17%。
2011年11月7日，阿尔斯通与中国大唐集团签署了谅解备忘录，将合作开发分别位于黑龙江大庆油田和山东东营胜利油田附近两座燃煤电厂的CCS大型示范项目，这两座电厂均计划在2015年投入运行，建成后，年CO2捕集量均在100万吨以上。
这两个项目比邻中国最大的两个油田—大庆油田与胜利油田，它们能够利用二氧化碳进行驱油，其收益可以提高项目的经济性。
在大庆燃煤电厂，阿尔斯通将采用富氧燃烧技术—使用纯净的氧气燃烧固体燃料，这样燃烧产生的烟气主要由水和二氧化碳组成，然后通过水分离，可以在后端轻松捕集二氧化碳。这种技术既可以运用于新设备，也可以用于某些改造项目。但是，运用这种项目意味着发电系统改动较大甚至必须重新设计匹配的系统，而且制氧设备投资较大，运行维护较复杂。
在东营的燃煤电厂将运用燃烧后捕集技术中的冷氨技术，这是阿尔斯通的一项独有技术。所谓燃烧后捕集，即使用溶剂在反应塔里捕集烟气中的CO2，这种技术的优势是可以利用目前已有的技术，并最方便地用于燃煤和燃气发电机组。目前使用最广泛的燃烧后捕集溶剂是胺类，但是要分离胺类溶剂和二氧化碳需要大量热量，因此导致电厂产出降低了20%到25%。而阿尔斯通方面声称，其开发的冷氨技术可以显著降低与碳捕集相关的能源成本。
但是目前这些规划中的项目都还只是示范项目，阿尔斯通希望在2015年前CCS的全面商业化能够实现。
要做到这一点，阿尔斯通需要解决CCS的发展面临的诸多瓶颈。
高耗能和高成本是CCS面临的争议的核心。以一个现代化燃煤电厂为例，按照现阶段的碳捕集示范技术，会使电厂的能效降低10%至12%左右。
阿尔斯通CCS亚洲总裁徐广熙说，目前，阿尔斯通通过自己的技术可以做到让能效只下降7%至9%。而另一方面，任何的环保装置都会带来能耗增加，比如脱硫装置、脱硝装置。
根据国际能源机构（IEA）2008年的估计，2010年全球燃煤电厂的碳捕集成本是每吨60至75美元。
徐广熙说，CCS带来的成本增加并不比其他可再生能源的成本更高，而且，目前的成本测试并不能完全代表大规模商业化后的成本，技术的完善和改进也可以大大降低成本，比如湿法脱硫的成本现在已经是10年前的1/10。在中国，运用当地的国内供应链和人力资源也可以使成本明显降低。
“这里还有一个重要的原则—现在减排势在必行，我们不能只考虑成本的问题。”徐广熙说。
环境隐患也是CCS面临的争议之一。气候组织认为，在没有实现捕集技术突破以前，碳捕集捕集的高能耗不仅消耗了更多的化石燃料，同时还将释放更多的包括氮氧化物、二氧化硫和粉煤灰等在内的固体废弃物；如果捕集技术中采用了化学吸收法，还将消耗大量化学制品；而且，一旦CO2在运输过程中泄漏，局部环境CO2浓度就会升高，这可能导致局部海洋酸化、破坏土壤环境，甚至是人体CO2中毒。
CCS技术最大的潜在环境风险存在于地质封存过程中，大量CO2泄漏将弱化CCS的贡献。当然，谨慎的封存系统设计、选址，以及渗漏的早期检测方法和补救措施将能够避免和减少渗漏。
由于高昂的成本、前期的研发和投资费用庞大以及相比于其他低碳技术更缺乏投融资机制，CCS的发展，无论是在中国还是全球，都存在巨大的资金缺口。对此阿尔斯通期望CCS在中国可以得到政府单独的补贴。
气候组织认为，中国政府可以通过为CCS提供公共资金支持、实施碳税政策、建立“总量控制和排放权交易”体制等政策，来支持CCS的发展。在电力行业应用CCS达到一定规模之后，则有可能通过调整能源价格补贴CCS电厂。
现在阿尔斯通和业内其他公司都在着手解决这些问题。徐广熙说，未来发达国家的绿色基金会是项目资金的一个重要来源。除了阿尔斯通，道达尔、雪佛龙、BP、壳牌等能源公司都在世界各地开展CCS项目，它们的客户多是各国政府的示范项目。
法国工业巨头阿尔斯通想让中国的燃煤电厂相信，这是个不错的主意。这家公司近年来希望把碳捕集技术（CCS）引入到中国来。
所谓CCS，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的定义是“将CO2从工业或相关能源产业的排放源中分离出来，输送并封存在地质构造中，长期与大气隔绝的一个过程”。这种产生于1970年代的技术包括CO2捕集、运输以及封存三个环节，最早被美国德克萨斯州的油田用以提高石油开采效率。现在，随着提高能效的技术遭遇天花板，替代能源开发的难度越来越大，CCS的减排潜力开始被重视。
阿尔斯通对CCS的研究开始于十几年前，目前碳捕集的三种主流技术—燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧技术，阿尔斯通都有项目正在进展，其在欧洲和美国已经建设有16个碳捕集示范项目。
三年前，它开始把目光投向中国CCS市场，而大唐集团成了它要追求的目标客户。在中国五大发电集团中，大唐集团面临的减排压力最大，因为它的燃煤比例最高，超过80%。而在中国的“十二五规划”中，未来5年的减排目标是碳排放减少16%至17%。
2011年11月7日，阿尔斯通与中国大唐集团签署了谅解备忘录，将合作开发分别位于黑龙江大庆油田和山东东营胜利油田附近两座燃煤电厂的CCS大型示范项目，这两座电厂均计划在2015年投入运行，建成后，年CO2捕集量均在100万吨以上。
这两个项目比邻中国最大的两个油田—大庆油田与胜利油田，它们能够利用二氧化碳进行驱油，其收益可以提高项目的经济性。
在大庆燃煤电厂，阿尔斯通将采用富氧燃烧技术—使用纯净的氧气燃烧固体燃料，这样燃烧产生的烟气主要由水和二氧化碳组成，然后通过水分离，可以在后端轻松捕集二氧化碳。这种技术既可以运用于新设备，也可以用于某些改造项目。但是，运用这种项目意味着发电系统改动较大甚至必须重新设计匹配的系统，而且制氧设备投资较大，运行维护较复杂。
在东营的燃煤电厂将运用燃烧后捕集技术中的冷氨技术，这是阿尔斯通的一项独有技术。所谓燃烧后捕集，即使用溶剂在反应塔里捕集烟气中的CO2，这种技术的优势是可以利用目前已有的技术，并最方便地用于燃煤和燃气发电机组。目前使用最广泛的燃烧后捕集溶剂是胺类，但是要分离胺类溶剂和二氧化碳需要大量热量，因此导致电厂产出降低了20%到25%。而阿尔斯通方面声称，其开发的冷氨技术可以显著降低与碳捕集相关的能源成本。
但是目前这些规划中的项目都还只是示范项目，阿尔斯通希望在2015年前CCS的全面商业化能够实现。
要做到这一点，阿尔斯通需要解决CCS的发展面临的诸多瓶颈。
高耗能和高成本是CCS面临的争议的核心。以一个现代化燃煤电厂为例，按照现阶段的碳捕集示范技术，会使电厂的能效降低10%至12%左右。
阿尔斯通CCS亚洲总裁徐广熙说，目前，阿尔斯通通过自己的技术可以做到让能效只下降7%至9%。而另一方面，任何的环保装置都会带来能耗增加，比如脱硫装置、脱硝装置。
根据国际能源机构（IEA）2008年的估计，2010年全球燃煤电厂的碳捕集成本是每吨60至75美元。
徐广熙说，CCS带来的成本增加并不比其他可再生能源的成本更高，而且，目前的成本测试并不能完全代表大规模商业化后的成本，技术的完善和改进也可以大大降低成本，比如湿法脱硫的成本现在已经是10年前的1/10。在中国，运用当地的国内供应链和人力资源也可以使成本明显降低。
“这里还有一个重要的原则—现在减排势在必行，我们不能只考虑成本的问题。”徐广熙说。
环境隐患也是CCS面临的争议之一。气候组织认为，在没有实现捕集技术突破以前，碳捕集捕集的高能耗不仅消耗了更多的化石燃料，同时还将释放更多的包括氮氧化物、二氧化硫和粉煤灰等在内的固体废弃物；如果捕集技术中采用了化学吸收法，还将消耗大量化学制品；而且，一旦CO2在运输过程中泄漏，局部环境CO2浓度就会升高，这可能导致局部海洋酸化、破坏土壤环境，甚至是人体CO2中毒。
CCS技术最大的潜在环境风险存在于地质封存过程中，大量CO2泄漏将弱化CCS的贡献。当然，谨慎的封存系统设计、选址，以及渗漏的早期检测方法和补救措施将能够避免和减少渗漏。
由于高昂的成本、前期的研发和投资费用庞大以及相比于其他低碳技术更缺乏投融资机制，CCS的发展，无论是在中国还是全球，都存在巨大的资金缺口。对此阿尔斯通期望CCS在中国可以得到政府单独的补贴。
气候组织认为，中国政府可以通过为CCS提供公共资金支持、实施碳税政策、建立“总量控制和排放权交易”体制等政策，来支持CCS的发展。在电力行业应用CCS达到一定规模之后，则有可能通过调整能源价格补贴CCS电厂。
现在阿尔斯通和业内其他公司都在着手解决这些问题。徐广熙说，未来发达国家的绿色基金会是项目资金的一个重要来源。除了阿尔斯通，道达尔、雪佛龙、BP、壳牌等能源公司都在世界各地开展CCS项目，它们的客户多是各国政府的示范项目。