获分离的成本较低，但是供给的富氧成本较高。另外，由于燃烧发生在低氮环境中，因而大大降低了氮氧化合物的生成量。 2.
国内外的有关研究项目
2.1 美国“Future Gen（未来发电）”计划
2005年12月，美国能源部与美国未来电力企业联盟（Future Gen Industry Alliance）正式签署协议，计划建造世界上第一座集二氧化碳捕集和封存、发电、制氢于一体的研究性电厂。原型电厂建成投产后，将成为世界上第一座实现零排放的最洁净的燃煤电厂。整个项目预计耗资10亿美元建成一座275兆瓦的示范电厂。计划2009年开始建厂，预计2012年完成。
Future Gen计划是将煤炭用氧气、水蒸汽气化产生一氧化碳和氢气，再将一氧化碳经变换反应生成二氧化碳和额外的氢气。将氢气和二氧化碳分离后，氢气直接用于燃气蒸汽联合循环发电产生电力，而二氧化碳则泵送到几千尺深的盐水井中液化贮存（也可贮存在采空的煤矿井和枯竭的石油井中）。按美国的地质条件，用这种技术至少可贮存2.2万亿吨二氧化碳，相当于美国电厂年排放量的1000倍。煤中的硫、氮、汞等有害元素则制成固体废渣，防止污染大气。 2.2 澳大利亚Zero Gen项目
Zero Gen项目由澳大利亚昆士兰州政府所有的电力公司Stanwell Corp牵头，荷兰皇家壳牌有限公司（Royal Dutch Shell Plc）和美国的通用电气公司（General Electric Co.）提供技术支持。
Zero Gen项目旨在将煤转化成富氢气体和高压二氧化碳，通过燃烧这种气体来驱动一台高效涡轮机发电，二氧化碳通过管道被输送到约220公里以外的地方，然后被埋存于地下含水层中。该项目可捕集和埋存二氧化碳总排量的70%（每年可达42万吨左右），它将成为世界上第一个通过结合煤气化和二氧化碳捕集与储存技术来生产低排放电力的燃煤发电示范厂。目前，该项目处于可行性研究阶段。
2.3 澳大利亚“Kwinana”计划
2007年5月，英国-澳大利亚矿业集团Rio Tinto和英国石油公司（BP PLC）公布了投资20亿澳元（约合15亿美元）在澳大利亚西部兴建煤炭发电厂“Kwinana”的计划。计划将充分利用碳捕获及埋存技术来减少二氧化碳排放，每
年将有400万吨的二氧化碳被安全存放于海底岩层中，这将是第一个将二氧化碳埋存于盐水层的氢燃料电力项目。该项目最终的投资决策要到2011年才能完成，运营要在决策完成后的3年之后开始。
该项目将柯林斯（Collie）地区生产的煤炭进行气化，产生氢气和二氧化碳。氢气将成为发电厂的燃料气，而90%的二氧化碳将被捕获并永久地埋存于地下的岩层中。该项目的气化设备和电厂将坐落于佩斯市以南45公里的Kwinana，比邻BP的炼厂和力拓公司的HIsmelt（直接熔融还原炼铁）工厂。电厂的低碳电力生产能力将达到500兆瓦，可以满足50万居民用户的电力需求。 2.4 中国“绿色煤电公司”
2005年12月，由中国华电等能源、投资国有大企业联手组建的以研发、建设、运营我国第一个拥有自主知识产权的近零排放的“绿色煤电”示范电站为最终目标的绿色煤电有限公司宣告成立。新公司计划对二氧化碳进行收集和封存的煤基能源系统进行研究。这一项目建设投运后，中国企业将首次具备自主设计、建造、运行大型烟气二氧化碳捕集装置的先进能力。
该项目设计的二氧化碳回收率大于85%，年回收二氧化碳能力为3000吨，分离、提纯后的二氧化碳纯度达到99.5%以上，可用于食品行业。该项目在2008年奥运会前建成投运后，华能北京热电厂成为我国第一家同时具有烟气脱硫、脱硝、二氧化碳捕集设施的高效、节能、绿色环保燃煤电厂。 2.5 其它项目
壳牌公司参与合作的位于挪威Halten岛的项目是目前在海上埋存二氧化碳并用它来提高石油开采率的最大项目，Halten项目将解决挪威中部地区的电力短缺问题，并能使二氧化碳排放量每年减少250万吨。目前该项目处于可行性研究阶段。
力拓公司和英国石油正在海上进行地震研究，以便更深入了解将用以掩埋二氧化碳的岩层，这个项目的规模将是Zero Gen的5倍。
澳大利亚海上的Gorgon油田，预计2010年投产，将把二氧化碳注入对环境敏感的Barrow岛下面的低渗透盐层。
澳大利亚正在开展Callide项目，该项目与日本等国家进行合作，对一个20世纪60年代建造的4台30MW的电站进行改造，利用2台330t/a的空分系统提
供氧气（98%），每天可回收75tCO2。项目计划4年内完成。
荷兰海上的K12b项目，将把二氧化碳注入一深层衰竭高压/高温气田；美国正在Jame Stone电厂示范50MW循环流化床的富氧燃烧系统，并计划于2013年放大到400M～600MW；德国从2006年5月开始动工建造一个30MW的富氧燃烧电站，据报道该项目已经开始运行；Total公司正准备在法国Lacq电厂完成一个30MW的项目，并计划2009年开始示范运行；三井巴布公司正在建设一个40MW的富氧燃烧项目，计划在2009年前进行运行[3]。 3.
碳交易
碳交易（即温室气体排放权交易）也就是购买合同或者碳减排购买协议（ERPAs），其基本原理是，合同的一方通过支付另一方获得温室气体减排额。买方可以将购得的减排额用于减缓温室效应从而实现其减排目标。 3.1 碳交易分类
通常来说，碳交易可以分成两大类：一是基于配额的交易。买家在“限量与贸易”体制下购买由管理者制定、分配（或拍卖）的减排配额，譬如《京都议定书》下的分配数量单位（AAU），或者欧盟排放交易体系（EU ETS）下的欧盟配额（EUAs）。二是基于项目的交易。买主向可证实减低温室气体排放的项目购买减排额。典型的此类交易为CDM以及联合履行机制下分别产生核证减排量和减排单位（ERUs）。 3.2 碳交易市场
《京都议定书》规定，发达国家可以资金援助和技术转让的方式，在没有减排指标的发展中国家实施环保项目，通过购买经认证后的减排量，来履行减排义务。通过这种方式形成的市场运作机制一般被称为清洁发展机制（CDM）。它是《京都议定书》框架下三个灵活的机制之一。
由于资本的连接，由清洁发展机制延伸出来的碳交易，快速点燃了全球范围内的银行、基金、政府及各类公司的热情。尤其亚洲是清洁发展机制下减排额的主要供应区，而中国则更是这个供应区域的主力。因此，我国将会成为最活跃的碳交易市场之一。
我国首个煤层气CDM项目瓦斯综合利用电厂—安徽淮北矿业集团海孜煤矿瓦斯电厂自正式投产以来，已累计利用瓦斯1400万m3，减少二氧化碳排放19
万吨。
复兴碳基金与皖北煤电集团签下了总量约为30万吨的减排额收购协议，以每吨9欧元的价格购买皖北煤电祁东矿瓦斯电减排指标，而这些指标在国际碳交易市场上的价格是每吨15～20欧元。随后，复兴碳基金又与甘肃省兰州市的一家煤电企业洽谈CDM项目，整个项目的标的是5万吨，减排额度与皖北煤电签订的协议相似。
3.3 碳交易市场现状与展望
碳交易市场以二氧化碳等废气为纽带，在发达国家和发展中国家之间流动的资金规模每年达上百亿美元。据了解，目前全球碳交易市场年均交易额已达300亿美元。
市场上温室气体排放量的交易可能会超越传统的商品市场，成为最大的贸易商品。美国的碳排放市场潜在的规模和范围将会扩大是毫无悬念的，据世界银行估计，美国商品期货贸易委员会2008年碳商品交易总值约6400亿美元，大部分的交易（约5000亿美元）是在欧洲联盟的排放权交易制度下进行的，剩下的部分是在京都议定书下进行的，但美国一直没有批准该协议；中国目前占据全球超过半数的碳交易量，并成为全球最活跃的碳交易市场之一。同时，碳交易也推动大量资金涌入中国，据专家预测，到2012年，流入资金将达200亿美元，届时，中国的碳交易将形成一个交易金额每年达数百亿美元的大市场。 4.
二氧化碳捕集发展展望
中国作为一个发展中国家，主要以煤炭的消费为主，主要的CO2排放源为燃煤的发电厂。从总量上看，目前我国的二氧化碳排放量已位居世界第二；预计到2025年，我国的CO2总排放量很可能超过美国，位居世界第一[4,5]。因此，我国亟待需要对所排放的二氧化碳进行捕获研究，以缓解我国的空气污染压力。
高成本将是阻碍二氧化碳捕捉和埋存技术市场化的一大障碍，新建发电厂将因此增加30%～50%的成本，改造已有发电厂也会大幅增加发电厂的发电成本。目前的价格对于中国发电企业来说还是难以承受的，但中国新建发电厂在未来规划中应当对这项技术有所准备，留出一定面积的土地作为储备。商业化后的二氧化碳捕捉和埋存技术的价格必然下降，而且随着国际和中国国内节能减排的发展，这类技术必将得到广泛应用。
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