双碳目标下二氧化碳捕集、利用与封存

二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）作为一项有望实现化石能源大规模低碳利用的新兴技术，CCUS是未来减少二氧化碳排放、保障能源安全和实现可持续发展的重要手段。近日，生态环境部环境规划院发布了《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021)――中国CCUS 路径研究》。

一、何为CCUS

二氧化碳（CO₂）捕集利用与封存（CCUS）是指将CO₂从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现CO₂永久减排的过程。CCUS按技术流程分为捕集、输送、利用与封存等环节。

图1. CCUS技术流程及分类示意

（一）CO₂捕集

CO₂捕集是指将CO₂从工业生产、能源利用或大气中分离出来的过程，主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和化学链捕集。适合捕集的排放源包括发电厂、钢铁厂、水泥厂、冶炼厂、化肥厂、合成燃料厂以及基于化石原料的制氢工厂等，其中化石燃料发电厂是CO₂捕集最主要的排放源。

图2. CO₂捕集技术分类

（二）CO₂输送

CO₂输送是指将捕集的CO₂运送到可利用或封存场地的过程运送到利用或封存地的过程，是捕集和封存、利用阶段间的必要连接。根据运输方式的不同，主要分为管道、船舶、公路槽车和铁路槽车运输四种。

图3. 不同CO₂运输方式对比

（三）CO₂利用

CO₂利用是指通过工程技术手段将捕集的CO₂实现资源化利用的过程。根据工程技术手段的不同，可分为CO₂地质利用、CO₂化工利用和CO₂生物利用等。其中，CO₂地质利用是将CO₂注入地下，进而实现强化能源生产、促进资源开采的过程，如提高石油、天然气采收率，开采地热、深部咸（卤）水、铀矿等多种类型资源。

图4. CO₂利用技术分类

（四）CO₂封存

CO₂封存是指通过工程技术手段将捕集的CO₂注入深部地质储层，实现CO₂与大气长期隔绝的过程。按照封存位置不同，可分为陆地封存和海洋封存；按照地质封存体的不同，可分为咸水层封存、枯竭油气藏封存等。长期安全性和可靠性是CO₂地质封存技术发展所面临的主要障碍。全球陆上理论封存容量为6-42万亿吨，海底理论封存容量为2-13万亿吨。我国理论地质封存潜力约为1.21-4.13万亿吨，容量较高。

图5. CCUS封存方式比较

图6. 世界主要国家及地区CCUS地质封存潜力与二氧化碳排放量

二、CCUS与其他减排技术对比

IEA（国际能源署）在《通过CCUS改造工业》（TransformingIndustrythroughCCUS）（2019年）提出，在清洁技术情景（与《巴黎协定》路径一致）下，2060年工业部门的CCUS累计量将达到280亿吨，能源加工和转换部门CCUS累计量为310亿吨，电力部门CCUS累计量为560亿吨。CCUS将实现38%的化工行业减排，15%的水泥和钢业行业减排。当前，控制CO₂排放有若干途径，根据IEA数据，预计到2050年，CCUS将贡献约14%的CO₂减排量。

图7. 各方式在CO₂减排中的占比

同时CCUS也面临着一定的环境风险。一方面，CO₂在捕集、运输、利用与封存等环节都可能会有泄漏发生，会给附近的生态环境、人身安全等造成一定的影响；另一方面，大部分CCUS技术有额外增加能耗的特点，因而会带来污染物排放的问题。

图8. CCUS与其他减排技术对比

三、全球CCUS发展现状

（一）全球CCUS封存潜力

全球陆上理论封存CO₂容量为6-42万亿吨，海底理论封存CO₂容量为2-13万亿吨。在所有封存类型中，深部咸水层封存占据主导位置，其封存容量占比约98%，且分布广泛，是较为理想的CO₂封存场所；油气藏由于存在完整的构造、详细的地质勘探基础等条件，是适合CO₂封存的早期地质场所。

地质封存CO₂主要可以通过地下驱油、驱气以及注入深层咸水层等方式进行，中国地质封存CO₂潜力约为1.21-4.13万亿吨。中国油田主要集中于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地，通过CO₂强化石油开采技术(CO₂-EOR)可以封存约51亿吨CO₂。中国气藏主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地，利用枯竭气藏可以封存约153亿吨CO₂，通过CO₂强化天然气开采技术(CO₂-EGR)可以封存约90亿吨CO₂。中国深部咸水层的CO₂封存容量约为24200亿吨，其分布与含油气盆地分布基本相同。其中，松辽盆地(6945亿吨)、塔里木盆地(5528亿吨)和渤海湾盆地(4906亿吨)是最大的3个陆上封存区域，约占总封存量的一半。除此之外，苏北盆地(4357亿吨)和鄂尔多斯盆地(3356亿吨)的深部咸水层也具有较大的CO₂封存潜力。

亚洲除中国以外的国家地质封存CO₂潜力约为4900-5500亿吨。日本的CO₂地质封存潜力约为1400亿吨。韩国深部咸水层的CO₂封存潜力约为9.4亿吨，其中北平盆地的封存潜力约为9亿吨、浦项盆地的封存潜力约为0.4亿吨；韩国含油气盆地主要为油藏，其中乌龙盆地油藏的CO₂封存潜力约为30亿吨、济州盆地约为235亿吨、群山盆地约为3亿吨。印度尼西亚、泰国、菲律宾和越南总封存潜力约为540亿吨。北美地质封存潜力约为2.3-21.53万亿吨。欧洲地质封存潜力约为5000亿吨。根据欧盟GeoCapacity项目评估结果，欧洲含油气盆地的CO₂封存潜力为300亿吨，深部咸水层的封存潜力为3250亿吨。澳大利亚地质封存潜力约为2200-4100亿吨。

图9. 世界主要国家及地区CCUS地质封存潜力与二氧化碳排放

（二）国际机构对CCUS贡献的评估

不同研究对CCUS在不同情景中的减排贡献评估结果差异较大。2030年，CCUS在不同情景中的全球减排量为1-16.7亿吨/年，平均为4.9亿吨/年；2050年为27.9-76亿吨/年，平均为46.6亿吨/年。

联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)在《IPCC全球升温1.5℃特别报告》中指出，2030年不同路径CCUS的减排量为1-4亿吨/年，2050年不同路径CCUS的减排量为30-68亿吨/年。国际能源署(IEA)可持续发展情景(Sustainable Development Scenario)的目标是全球于2070年实现净零排放，CCUS是第四大贡献技术，占累积减排量的15%。IEA 2050年全球能源系统净零排放情景(Net-Zero Emissions，NZE)下，2030年全球CO2捕集量为16.7亿吨/年，2050年为76亿吨/年。在国际可再生能源机构（IRENA）深度脱碳情景下，2050年CCUS将贡献约6%年减排量，即27.9亿吨/年。

图10. 全球主要机构评估的CCUS贡献

（三）主要国家CCUS发展路径

1.美国

美国运营中的CCUS项目为38个，约占全球运营项目总数的一半，CO₂捕集量超过3000万吨。美国CCUS项目种类多样，包括水泥制造、燃煤发电、燃气发电、垃圾发电、化学工业等。半数左右的项目已经不再依赖CO₂-EOR得到收益。这得益于美国政府推出的补贴和财政支持政策，包括通过联邦政府的45Q税收抵免(Taxcredit)和加州政府的低碳燃料标准(CaliforniaLowCarbonFuelStandard)。2021年1月15日，美国发布45Q条款最终法规，抵免资格分配制度更加灵活，明确私人资本有机会获得抵免资格。这种方式使得投资企业可以确保CCUS项目的现金流长期稳定，并大大降低了项目的财务风险，从而鼓励企业投资新的CCUS项目。

在实现1.5℃目标的前提下，2030年、2040年和2050年，美国CCUS的减排量分别在0.91~8亿吨、6~17.3亿吨和9~24.5亿吨之间。2050年在9~24.5亿吨之间。与2020年运行中的3000万吨CCUS设备容量相比，美国需要在2050年前新建大量的CCUS项目来实现其气候目标。

2.欧盟

与其他低碳能源项目相比，欧盟的政策对于CCUS的支持是谨慎和保守的。2020年有13个商业CCUS项目正在运行，其中爱尔兰1个，荷兰1个，挪威4个，英国7个。另有约11个项目计划在2030年前投运。

欧洲主要的商业CCUS设施集中于北海周围，而在欧洲大陆的CCUS项目由于制度成本以及公众接受度等各种因素，进展较为缓慢。与美国不同，欧洲CCUS项目的CO2减排价值主要依靠欧盟碳交易市场(EUETS)和EOR来体现。

欧盟一直积极推进低碳经济，并采用积极的政策与制度来推进低碳转型。2020年欧洲绿色协议(European Green Deal)和欧洲气候法案(Climate Law)将2050年净零排放的目标变成了政治目标和法律义务。这使得今后欧洲可能施行更多的减排政策，可以预见欧洲将会采取更加积极的政策来支持CCUS。2020年6月创立的总额为100亿欧元的欧洲创新基金(Innovation Fund)被广泛认为会成为今后CCUS项目的主要公共资金来源。

在实现1.5°C目标的前提下，2030年欧盟CCUS减排量在2000万吨至6.04亿吨之间；2040年在1.4~15.7亿吨之间；2050年在4.3~22.3亿吨之间。

3.日本

由于地质条件原因，没有可用于EOR的油气产区，所以日本的CCUS项目多为海外投资。

日本政府在2020年宣布了2050年净零排放的目标。同年议会通过了成长战略并且制定了施行计划。CCUS作为14个重点领域中的一个，经济产业省为其制定了在水泥、燃料、化工和电力领域的普及路线图。近年日本政府的工作重心是CO₂的利用，在地质封存上的投入较以往有所减少。

在实现1.5℃目标的前提下，2030年、2040年和2050年，日本CCUS减排量分别在0.2~2.1亿吨、0.23~4.3亿吨和1.1~8.9亿吨之间。

图11. 美国、日本和欧盟的CCUS 减排贡献

注：图中的点代表具体模型或者战略研究数据；红色线条代表某时间节点的中位数(图中数字标注)

四、中国CCUS发展现状

（一）示范项目约40个

中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300万吨/年。多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。2019年以来，主要进展如下：

捕集：国家能源集团国华锦界电厂新建15万吨/年燃烧后CO₂捕集项目；中海油丽水36-1气田开展CO₂分离、液化及制取干冰项目，捕集规模5万吨/年，产能25万吨/年。

地质利用与封存：国华锦界电厂拟将捕集的CO₂进行咸水层封存，部分CO₂-EOR项目规模扩大。

化工、生物利用：20万吨/年微藻固定煤化工烟气CO₂生物利用项目；1万吨/年CO₂养护混凝土矿化利用项目；3000吨/年碳化法钢渣化工利用项目。

图1. 中国CCUS项目分布

（二）已具备大规模工程能力

中国已具备大规模捕集利用与封存CO₂的工程能力，正在积极筹备全流程CCUS产业集群。国家能源集团鄂尔多斯CCS示范项目已成功开展了10万吨/年规模的CCS全流程示范。中石油吉林油田EOR项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目，累计已注入CO₂超过200万吨。国家能源集团国华锦界电厂15万吨/年燃烧后CO₂捕集与封存全流程示范项目已于2019年开始建设，建成后将成为中国最大的燃煤电厂CCUS示范项目。2021年7月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS项目（齐鲁石化-胜利油田CCUS项目）。

中国CCUS技术项目遍布19个省份，捕集源的行业和封存利用的类型呈现多样化分布。中国13个涉及电厂和水泥厂的纯捕集示范项目总体CO₂捕集规模达85.65万吨/年，11个CO₂地质利用与封存项目规模达182.1万吨/年，其中EOR的CO₂利用规模约为154万吨/年。中国CO2捕集源覆盖燃煤电厂的燃烧前、燃烧后和富氧燃烧捕集，燃气电厂的燃烧后捕集，煤化工的CO₂捕集以及水泥窑尾气的燃烧后捕集等多种技术。CO₂封存及利用涉及咸水层封存、EOR、驱替煤层气(ECBM)、地浸采铀、CO₂矿化利用、CO₂合成可降解聚合物、重整制备合成气和微藻固定等多种方式。

五、我国CCUS技术发展情况

（一）CCUS技术发展现状

中国的CCUS各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应用潜力。

1、捕集技术

CO₂捕集技术成熟程度差异较大，目前燃烧前物理吸收法已经处于商业应用阶段，燃烧后化学吸附法尚处于中试阶段，其它大部分捕集技术处于工业示范阶段。燃烧后捕集技术是目前最成熟的捕集技术，可用于大部分火电厂的脱碳改造。

第一代燃烧后捕集技术是目前运用最成熟的捕集技术手段，第二代CO₂捕集技术正在研发过程中。相较于一代捕集技术，新型膜分离、增压富氧燃烧以及化学链燃烧等第二代捕集技术成熟后能够以更低成本实现煤电和煤化工等传统产业的有效减排，大幅改善CCUS技术的经济性。技术成熟后其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低30%以上，2035年前后有望大规模推广应用。

2、输送技术

在现有CO₂输送技术中，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段，主要应用于规模10万吨/年以下的CO₂输送。中国已有的CCUS示范项目规模较小，大多采用罐车输送。管道输送尚处于中试阶段。海底管道运输的成本比陆上管道高40%~70%，目前海底管道输送CO₂的技术缺乏经验，在国内尚处于研究阶段。

3、利用和封存技术

CO₂利用技术以额外收益促进CO2的资源化利用，能够提升整体产业链的商业性。主要的CO₂利用技术包括地质利用、化工利用和生物利用技术。地质利用技术方面，CO₂强化石油开采技术（CO₂-EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目；化工利用方面，重整制备合成气、合成可降解聚合物等技术已经完成了示范；生物利用方面，技术已经实现了较大进展，电催化、光催化等新技术大量涌现，CO₂转化为食品和饲料的技术已在逐步实现商业化。CO₂地质封存技术以工程技术手段储存CO₂，保障与大气长期隔绝的可靠性。目前CO₂地质封存主要划分为陆上咸水层封存、海底咸水层封存、枯竭油气田封存等方式。

但在燃烧后CO₂捕集系统与化工转化利用装置结合方面仍存在一些技术瓶颈尚未突破。生物利用主要集中在微藻固定和气肥利用方面。

图2. 中国CCUS技术类型及发展阶段

总体而言，现阶段CCUS技术成本偏高，暂不具备较强的经济性实现大规模推广应用。根据相关测算结果，中国当前的CO₂平均捕集成本为300~900元/吨CO2，罐车运输成本约为0.9~1.4元/吨公里。封存技术的成本因技术水平、气源来源、源汇距离等不同而差异较大。

（二）CCUS技术路线图的定位及发展规划

现阶段中国应对气候变化行动将从弱减排逐步向强减排过渡，CCUS技术的总体定位应是“利用带动封存，政策驱动商业；技术研发做储备，运输网络是基础”。

短期内（至2030年）CCUS的商业化主要以市场驱动为主，通过CO₂资源化利用的经济收益抵消部分增量成本，通过技术研发提高效益，降低成本。2030年前，CCUS技术处于研发示范阶段，是中国减少CO₂排放的重要战略储备技术，目前碳减排主要依靠大力发展节能增效和可再生能源技术。随着技术逐渐成熟和成本的不断下降，CCUS有望在2030年后成为中国向低碳能源系统平稳转型的重要战略储备技术，为构建化石能源与可再生能源协同互补的多元供能体系发挥重要作用。

预计至2050年，构建低成本、低能耗、安全可靠的CCUS技术体系和产业集群，实现CCUS的广泛部署和区域新业态。CCUS技术能耗和成本问题得到根本改善，在涉及化石能源使用的各行业得到大规模应用，并与生物质能源结合实现负排放，成为中国建设绿色低碳多元能源体系的关键技术。

预计至2060年，BECCS等负减排技术将突破“能源不可能三角”制约，助力碳中和目标实现。BECCS（生物能与碳捕集和封存）和DACCS（直接空气捕集）等负减排技术将会实现有效应对气候变化（环保性）、保障能源安全稳定供应（安全性）和低廉的经济成本（经济性）的三重目标，并为钢铁、水泥等难以达到净零排放的行业提供负排放支撑，最终达到全社会CO₂的净零排放。

（三）未来CCUS技术发展面临的主要挑战

成本与投资高昂、商业化模式不明晰、项目示范经验缺乏、政策法规体系和金融机制不完善是未来CCUS技术发展面临的主要挑战。

（1）成本与投资高昂

资本需求大，投资周期长，技术链条长，收益政策依赖性强等障碍制约了CCUS技术的发展。CCUS的技术成本高昂，如果碳排放的外部成本无法内部化，难以通过CCUS技术实现的碳减排获得收益。

（2）商业化模式不明晰

减排成本过高严重制约着CCUS技术大规模商业化发展，如何获得投资以及如何收益分享、责任分担和风险分担是实现CCUS技术可持续发展的关键。

（3）项目示范经验缺乏

缺乏大规模全流程CCUS项目示范经验。在现有CCUS技术条件下，部署CCUS将使一次能耗增加10%~20%，效率损失很大。

（4）政策法规体系和金融机制不完善

政策信心是投资CCUS基础设施的先决条件，目前国内针对CCUS的明确战略和政策激励措施不完善。法律法规的不明确增加了投资风险，主要包括长期封存的安全责任与投资期限不匹配，CO2供应的不确定性，以及不稳定的碳信贷市场状况等。

六、CCUS商业模式

从国外较为成功的CCUS项目来看，政府的参与可起到一定的积极作用。CCUS项目全产业链涉及多个企业部门，资金需求量大。政府若直接投资、或实施碳税、新能源补贴等政策，企业的资金压力可有所减轻。以挪威的Mongstad项目为例，政府参与了其融资，并提供了发电全额收购的激励政策。此外，政府与企业良好的合作关系也对项目有所助益。以加拿大的Boundary Dam 项目为例，其成功主要就因为当地能源公司与政府紧密合作，因此公众对项目的支持度比较高。

国内CCUS项目主要存在两种商业模式，即油企全流程独立运营模式和CCUS 运营商模式。

（一）在油企全流程独立运营模式

在油企全流程独立运营模式中，油田企业是CCUS全流程的独立运营商。这种商业模式使得风险与利润可以较为灵活地分担，并且各部门间的协调也更容易实现，因而具有较低的交易成本。在这种模式下，油气企业既是CCUS 运营商又是二氧化碳终端消费者，即CCUS 最终服务的客户。

图3. 油企全流程独立运营模式示意图

图4. 油企全流程独立运营模式主要特点

（二）CCUS 运营商模式

在CCUS 运营商模式下，CCUS出现了独立的市场化运营商，即CO₂捕集企业。运营商购买捕集的CO₂，一方面可以卖给二氧化碳消费企业，用于食品或化工制造，另一方面卖给油企用于驱油封存。在该模式下的运输环节仍需要油企的参与，尤其在涉及运输管道建设时，耗资巨大，故而只有油企或政府出资才能实现。此外，由于这种模式涉及废气产生企业、CO₂捕集及分离服务企业、CO₂的利用和封存的油田三方等多企业、多行业的合作，因此在这种模式下需通过法律、制度等的建设，明确各主体的权利与义务，从而促进全产业链CCUS 的社会责任、经济和社会效益在各企业部门之间合理分配。

图5. CCUS运营商模式示意图

图6. CCUS运营商模式主要特点

七、中国CCUS减排需求及中国CCUS成本评估

（一）中国CCUS减排需求

根据国内外的研究结果，碳中和目标下中国CCUS减排需求为：2030年0.2-4.08亿吨，2050年6-14.5亿吨，2060年10-18.2亿吨。各机构情景设置中主要考虑了中国实现1.5℃目标、2℃目标、可持续发展目标、碳达峰碳中和目标，各行业CO₂排放路径，CCUS技术发展，以及CCUS可以使用或可能使用的情景。

图7. 2025—2060年各行业CCUS二氧化碳减排需求潜力(亿吨/年)

火电行业是当前中国CCUS 示范的重点，预计到2025 年，煤电CCUS 减排量将达到600 万吨/ 年，2040 年达到峰值，为2~5 亿吨/ 年，随后保持不变。

钢铁行业CCUS 2030 年减排需求为0.02~0.05 亿吨/ 年，2060年减排需求为0.9~1.1 亿吨/ 年。

水泥行业CCUS 2030 年CO₂减排需求为0.1~1.52 亿吨/ 年，2060 年减排需求为1.9~2.1 亿吨/年。

石化和化工行业是CO₂ 的主要利用领域，通过化学反应将CO₂转变成其他物质，然后进行资源再利用。2030 年石化和化工行业的CCUS 减排需求约为5 000 万吨，到2040 年逐渐降低至0。

图8. 中国CCUS减排贡献需求

（二）中国CCUS 成本评估

中国CCUS示范项目整体规模较小，成本较高。CCUS的成本主要包括经济成本和环境成本。经济成本包括固定成本和运行成本，环境成本包括环境风险与能耗排放。

经济成本首要构成是运行成本，是CCUS技术在实际操作的全流程中，各个环节所需要的成本投入。运行成本主要涉及捕集、运输、封存、利用这四个主要环节。预计至2030年，CO₂捕集成本为90-390元/吨，2060年为20-130元/吨；CO₂管道运输是未来大规模示范项目的主要输送方式，预计2030和2060年管道运输成本分别为0.7和0.4元/(吨·km)。2030年CO₂封存成本为40-50元/吨，2060年封存成本为20-25元/吨。

图9. 2025—2060年CCUS各环节技术成本

图10. 中国2025—2060 年CCUS 技术成本

注：图中柱形颜色代表不同时期