尽管技术上可行，但安装在化石发电厂的碳捕集与封存 （CCS） 设备将不会用于捕集超过 90% 的排放，因为捕集更高水平的 CO2 的边际成本太高。相反，除非采用高于 350 美元/吨二氧化碳的二氧化碳价格，否则经济上可行的捕获率预计将限制在 85-90%。
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捕获高浓度 CO2 的高能耗损失
碳捕获与封存 （CCS） 被认为是减少发电行业排放的一种手段，它还允许现有资产运行到其使用寿命结束，并确保基于低成本和可用化石燃料的能源安全。然而，应用于发电的 CCS 从未被证明可以完全减轻发电厂的排放。在部分应用的情况下，CO2 捕获率通常被限制在 85-90%（注意，这里捕获率的定义是 CCS 工厂从其正在加工的气流中收集的 CO2 量）。
CCS 的支持者热衷于强调 99% 或更高的捕获率是可能的，我们认为这在技术上是正确的，但通常不会提及这样做的成本。在这份洞察中，我们探讨了较高捕获率的能源损失，并阐明了为什么我们认为它们不太可能在实践中应用。
有许多已发表的参考文献研究了从垃圾、燃煤和燃气发电中获得更高捕获率的能源需求，其中一些结果如下。
在每种情况下，锅炉在较高捕获速率下消耗的能量增加似乎都是有限的，并且在几篇文章中，仅提到"在较高捕获速率下能耗的小幅增加"，并且推而广之，更高的捕获速率显然是可行的。然而，这种解释没有考虑到捕获额外 CO2 的边际能源需求。
下面，我们根据上面的数据构建了边际能源需求曲线，这开始显示出不同的故事。
我们可以看到，捕获设备捕获最终 ~1% 的 CO2 所消耗的边际能量可能比捕获最初的 90% 高 ~5-14 倍。这会影响捕获 CO2 的成本，实际上也会影响到捕获水平如此高的发电厂的发电成本。这些影响如下。
即使捕获速率很低，也会显著增加电力成本
为了对燃煤和燃气发电厂的 CCS 成本进行建模，使用了以下假设，这些假设取自 CRU 的电力过渡服务，该服务预测了到 2050 年的全球电力结构和电力成本。
在上述假设中，CCS 设备的单位资本支出成本会有所不同，具体取决于它是安装在燃煤发电厂还是燃气发电厂（即联合循环燃气轮机 （CCGT））上。这种差异与废气中 CO2 的浓度有关，在 CCGT 的情况下，该浓度要低得多，因为该技术典型的燃烧空气大量过量，这需要更大、更昂贵的设备来处理废气。
应用上述假设，并假设不适用碳价格，下图显示了不同捕获率下捕获 CO2 的总电力成本和边际成本。
在这些假设下，当安装 CCS 并采用至少 80-85% 的捕获率时，电力成本已经显着上升，这在已知项目的稳态运行中已被证明是典型的。然而，当捕获率超过 85% 时，成本会继续进一步上升，尤其是对于二氧化碳密集度更高的燃煤电厂。右侧图表说明了为什么会这样。在这里，二氧化碳的边际捕获成本在捕获率超过 90% 时迅速上升，这是由捕获过程的潜在能源需求驱动的。
因此，虽然 CO2 价格高于 ~150 美元/tCO2 可能会激励以 ~85% 的捕获率使用 CCS，但运营商几乎没有动力将捕获率提高到此以上，因为捕获增加的 CO2 的成本将高于获得的好处。99% 的捕集率需要超过 350 美元/吨二氧化碳的碳价才能在经济上可行，这将使该水平的二氧化碳捕集成为最昂贵的减排方案之一。或者，可能要求高捕获率，并简单地吸收成本。
应该注意的是，这些成本假设管道和注入成本为 20 美元/吨二氧化碳（见表）。在较高的管道和注入成本下（即如果存储位置较远或海底），总体成本会更高。我们知道，在目前的配置下，挪威的北极光 CCS 存储服务的成本远高于此。在管道和注入成本为 100 美元/吨二氧化碳的情况下，煤电成本将比所示成本进一步提高 80-115 美元/MWh，具体取决于捕获率。CO2 的边际成本也将远高于所示成本。
边际捕获的 CO2 的能量损失很高
高捕获率下高边际成本的主要驱动因素是，每增加一吨 CO2 捕获，能源使用量就会显著增加。重要的是，这种能源是由发电厂本身提供的，因此，随着 CCS 设备的能源需求增加，可用于发电的能源下降，因此发电厂的发电量和电力效率也会下降。您可以在以下图表中看到此影响。
左侧图表显示，随着越来越多的能量输入以越来越高的捕获速率输送到 CCS 设备，而不是用于发电，建模发电厂的效率下降。右侧图表显示了每个工厂在越来越高的捕获率下的功率输出，该速率正在下降。显然，如果安装了 CCS 设备，发电厂的有效容量会降低，因此需要在其他地方产生或购买额外的电力来补充这些损失的输出。
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