摘要
关键词木材烘干炉
CCUS；碳减排；CO2驱油；成本
1.1 CCUS技术概述
CCUS（碳捕集、利⽤与封存）技术是⼀项针对温室⽓体的减排技术，能够⼤幅减少使⽤化⽯燃料的温室⽓体排放，涵盖⼆氧化碳（CO2）捕集、运输、利⽤与封存4个环节。 在捕集阶段，⽬前主要涵盖3种技术：1）燃烧后捕集，主要应⽤于燃煤锅炉及燃⽓轮机发电设施；2）燃烧前捕集，需要搭配整体煤⽓化联合循环发电技术（IGCC），投资成本较⾼，只能⽤于新建发电⼚；3）富氧燃烧，通过制氧技术获取⾼浓度氧⽓，实现烟⽓再循环。rtre
在运输阶段，世界上CO2运输存在管道、船舶、铁路/公路等灵活多样的运输⽅式，其中CO2的管道输送
正作为⼀项成熟技术在商业化应⽤。⽬前国内CO2输送主要采⽤罐车运输。在利⽤阶段，CO2地质利⽤尤其是驱油技术，因其封存规模⼤并具有提⾼采收率的良好效应，在各类CCUS技术中脱颖⽽出，使得CO2驱油成为CCUS的主要技术发展⽅向。同时，越来越多的技术被纳⼊CCUS体系中，包括化⼯利⽤、⽣物利⽤、物理利⽤等。
在埋存阶段，地质封存⼜可进⼀步划分为咸⽔层（盐⽔层）封存、深部不可开采煤层封存、废弃油⽓藏封存3种主要类型。⽬前，国际上也已开展海上盐⽔层及废弃油⽓⽥埋存CO2的⽰范项⽬。从埋存类型来看，在运⾏及执⾏项⽬中有60%以上是CO2驱油项⽬。
1.2CCUS的应⽤意义
从低碳发展和碳减排的⾓度，CCUS技术的推⼴和应⽤意义重⼤，主要表现在以下⼏个⽅⾯。
1）CCUS技术是唯⼀能够⼤量减少⼯业流程温室⽓体排放的⼿段。对于炼化、⽓电、⽔泥和钢铁⾏业来说，要想实现在⽣产过程中的深度减排，CCUS技术是必不可少的，⽽且是可再⽣能源电⼒和节能技术不可替代的，对于我国践⾏低碳发展战略和实现绿⾊发展⾄关重要。IEA在《世界能源技术展望2020——CCUS特别报告》中指出，到2070年全球要实现净零，除能源结构调整之外，⼯业和运输⾏业仍有29亿吨CO2⽆法去除，需要利⽤CCUS进⾏储存和消纳。
2）CCUS技术是未来具有⼀定经济性的减排⼿段。对于⽔泥、钢铁和化⼯等减排难度较⼤的⾏业来说，CCS是最成熟、成本效益最好的选择。若不采⽤CCS，这些⾏业⼏乎不可能实现净零排放。同时，煤或天然⽓结合CCS技术制氢是成本最低廉的低碳制氢⽅式。对于难以减排的⾏业，低碳制氢将发挥重要作⽤。
3）CCUS是⽣产低碳氢的重要途径之⼀。IEA指出，除使⽤可再⽣能源电解⽔制氢外，经过CCUS技术改造的化⽯能源制氢设施也是低碳氢的重要来源。⽬前，全球经过CCUS技术改造的7个制氢⼚每年可⽣产40万吨的氢⽓，是电解槽制氢量的3倍。未来，与制备低碳氢有关的CCUS项⽬将快速增加，带动碳捕集量不断增长（见图1）。预计到2070年，全球40%的低碳氢将来⾃“化⽯燃料+CCUS技术”。
图1 不同运营年份的碳捕集项⽬情况
2 CCUS产业发展现状
2.1CCUS产业仍处于商业化的早期阶段
全球碳捕捉与封存技术发展已40余年，尤其在CO2驱油领域取得了丰富的研究与实践经验。就整个CCUS产业⽽⾔，受限于经济成本的制约，⽬前仍处于商业化的早期阶段。但从技术⾓度看，其所涉及的各个环节，均有较为成熟的技术可以借鉴。
以借鉴。
按照CCUS产业链各环节的组合关系，可将国内外CCUS产业模式分为3类：1）捕集-利⽤型（CU型），将捕集的CO2进⾏直接应⽤，主要为化⼯利⽤和⽣物利⽤；2）捕集-运输-埋存型（CTS型），将捕集的CO2通过罐车或管道等⽅式输送⾄⽬的地，并进⾏地质封存，例如神华在内蒙古开展的咸⽔层封存⽰范⼯程；3）捕集-运输-利⽤-埋存型（CTUS 型），利⽤⽅式主要为CO2驱油。⽬前，在全球⼤规模综合性项⽬中，美国、加拿⼤及中东地区以CTUS型为主，欧洲、澳⼤利亚则以CTS型居多。我国运⾏及在建项⽬多为CU型，完整产业链的CTUS型相对较少。
2.2全球CO2捕集量主要集中于北美和欧洲
根据全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）的统计，⽬前世界上的CCUS项⽬超过400个，有65个商业CCS设施。在2020年启动的17个商业设施中，12个都位于美国。正在运⾏中的CCS设施每年可捕集和永久封存约4000万吨CO2。在运⾏、在建和规划的项⽬中，年捕集量在40万吨以上的⼤规模综合性项⽬有43个，62%的捕集量集中在北美和欧洲地区，其次是澳⼤利亚和中国。美国在利⽤CO2驱油的同时，已经封存CO2约10亿吨，形成了较为成熟的驱油技术和配套设施。
从CO2排放源类型及规模来看，主要集中于电⼚、天然⽓处理、合成⽓、炼油及化⼯等⾏业。其中电⼚捕集量最⼤，占52%。从单个项⽬CO2捕集量来看，天然⽓处理、合成⽓、煤液化及电⼒⾏业的C
O2捕集量平均为200万～370万吨/年，化肥、制氢、钢铁、炼油及化⼯⾏业捕集量平均为90万～120万吨/年。
2.3中国碳捕集技术主要应⽤于煤电⾏业，地质封存则集中于⽯油⾏业
中国各类CCUS技术覆盖⾯较⼴，相关项⽬涵盖了深部咸⽔层封存、CO2驱油、CO2驱替煤层⽓等多种关键技术（见表1）。截⾄2019年底，中国共开展了9个捕集⽰范项⽬、12个地质利⽤与封存项⽬，其中包含10个全流程⽰范项⽬。所有CCUS项⽬的累计CO2封存量约为200万吨。
表1 国内部分CCUS和CCS⽰范项⽬情况
再生素
从CO2排放源类型来看，以电⼚、⽔泥、钢铁和煤化⼯为主，其排放量占总量的92%；从CCUS⽰范项⽬的碳捕集源来看，主要集中在煤电和煤化⼯领域，CO2运输⽅式以罐车为主，管道运输项⽬较少。从碳利⽤和封存⽅式来看，⽬前我国化⼯和⽣物利⽤的CO2数量较少。化⼯利⽤是以化学转化为主要⼿段，将CO2和共反应物转化成⽬标产物，产品包括材料、燃料、化学品等；⽣物利⽤是以⽣物转化为主要⼿段，将CO2⽤于⽣物质合成，产品包括⾷品、饲料、肥料等。燃煤电⼚碳捕集后⼀般为⾷品加⼯业或⼯业所⽤，⽽煤化⼯领域碳捕集后较多⽤于驱油，两类碳捕集均有咸⽔层封存案例，且封存潜⼒较⼤。
图2 典型CCUS项⽬成本构成
2.4CO2驱油已成为⽯油⾏业提⾼采收率的关键技术精油与肌肤百度影音
欧米伽3榨油机
世界范围内，注⽓驱油技术已成为产量规模居⾸位的强化采油技术。在⽓驱技术体系中，CO2驱油兼具经济和环境效益。⽯油⾏业探索应⽤CO2驱油技术的历史可追溯到20世纪中叶，经过⼏⼗年的发展，CO2驱油已成为提⾼采收率的关键技术，并且已成熟应⽤于美国和欧洲主要⽯油公司。随着全球应对⽓候变化的压⼒逐渐增⼤，⽯油⾏业在发展CCUS 产业⽅⾯形成了⼀定的共识，世界五⼤⽯油公司均在产业链不同环节开展布局与实践。bp、埃尼、艾奎诺（Equinor）、壳牌、道达尔和英国国家电⽹公司建⽴了北部耐⼒合作伙伴关系（NEP），以建设海上基础设施，在英国北海安全运输和储存数百万吨CO2，建⽴脱碳的⼯业集；埃克森美孚将成⽴新的碳减排部门，提供低碳减排技术商业化解决⽅案，初期将专注于碳捕获和储存；雪佛龙宣布将持续投资开发CCUS技术的Blue Planet Systems公司，逐步降低⼯业⽣产中的碳排放强度；ADNOC（阿布扎⽐国家⽯油公司）与道达尔签署战略框架协议，以探索在CO2减排以及CCUS领域的联合研究。
值得关注的是，EPC（⼯程总承包）公司在CCUS领域项⽬建设⽅⾯扮演着重要⾓⾊，并积极参与⽯油公司在CCUS领域的项⽬设计与实施，开展技术应⽤与实践，且多数EPC公司同时参与油⽓领域和CCUS领域的项⽬建设（见表2）。
表2 EPC公司在油⽓领域和CCUS领域的部分项⽬
从国内来看，⽯油⾏业CO2利⽤以提⾼采收率为主，在驱油的同时将CO2封存于地下，实现碳减排和增产的双重利益。
从国内来看，⽯油⾏业CO2利⽤以提⾼采收率为主，在驱油的同时将CO2封存于地下，实现碳减排和增产的双重利益。已开展驱油项⽬的油⽥包括中国⽯油⼤庆、吉林、新疆、长庆油⽥和中国⽯化胜利、中原油⽥等，并在吉林、胜利等油⽥成功建成了CO2驱油与埋存的⽰范基地，取得了理论、技术和矿场试验⽅⾯的重⼤进展。CO2驱替煤层⽓项⽬仍处于先导试验阶段，由中联煤层⽓有限责任公司在沁⽔-临汾盆地的柳林和柿庄区块开展。
中国⽯化塔河炼化公司在综合利⽤CCUS技术⽅⾯取得了良好成效。公司对两套制氢装置加热炉尾⽓进⾏回收处理，产出⾼纯度的CO2供应塔河油⽥，⽤于驱油并埋存在废弃和低效的油井⾥。该项⽬具备年产11.6万吨液态CO2的能⼒，⼀期已于2020年5⽉投⼊使⽤。
3 CCUS产业发展瓶颈及技术发展趋势
3.1国内CCUS产业发展⾯临的瓶颈仍需突破
hkcpw相对于中国在CO2排放量和减排的需求，当前CCUS在中国的减排贡献仍然很低，年封存量约为年排放量的万分之
⼀，CCUS产业发展⾯临多个因素制约。
⼀是CCUS项⽬成本普遍较⾼，尚未形成产业集。在实际应⽤中，⾼昂的投资成本及运⾏成本阻碍了CCUS项⽬的顺利推进。但油价上涨可以⼤幅度提⾼CO2承受成本，对于有⼀定承受⼒的油⽥，油价每增加10美元/桶，其承受成本将增加12～92元/吨，但只有不到1/4的油⽥可承受200元/吨以上的来源成本（捕集+压缩+运输成本）。从煤电⾏业来看，情况似乎更加不容乐观。在现有技术条件下，煤电⽰范项⽬安装碳捕集装置后，捕集每吨CO2将额外增加140～600元/吨的运⾏成本，直接导致发电成本⼤幅增加，⽆法实现减排收益，严重影响着企业开展CCUS⽰范项⽬的积极性。
⼆是CCUS产业关键技术有待进⼀步突破，资⾦⽀持⼒度仍需加⼤。若要推动第⼆代燃煤电⼚碳捕集技术在2030年⽰范完成并投⼊商业化运营，则应进⼀步增加政策扶持和融资⼒度。同时，燃烧前处理技术仍属新兴技术，发电机成本较⾼，需要加快技术研发步伐。另⼀⽅⾯，受现有的CCUS技术⽔平的制约，在项⽬部署时将使⼀次能耗增加10%～20%甚⾄更多，效率损失很⼤，严重阻碍着CCUS技术的推⼴和应⽤。要迅速改变这种状况就需要更多的资⾦投⼊。
三是商业模式尚未成熟，产业发展⾯临多重阻碍。全流程CCUS⽰范项⽬涉及电⼒、煤化⼯、钢铁、油⽓等多个⾏业的不同企业，项⽬的实施普遍⾯临收益分享、责任分担和风险分担等难题，需要建⽴有效的协调机制或⾏业规范，以及长期公平的合作模式，有效解决⽓源供给、管⽹输送、地企关系等难题，从⽽实现CCUS项⽬各环节的良好对接。
3.2国家扶持政策将逐步引领产业持续健康发展
近期发布的绿⾊低碳产业扶持政策将推动中国CCUS产业迈出坚实步伐。2020年7⽉8⽇，⼈民银⾏会同国家发改委、中国证监会发布《关于印发〈绿⾊债券⽀持项⽬⽬录（2020年版）〉的通知（征求意见稿）》，CCS被⾸次纳⼊其中，进⼀步拓展了项⽬融资渠道。
2021年政府⼯作报告中提出，今年要扎实做好碳达峰、碳中和各项⼯作，制定2030年前碳排放达峰⾏动⽅案。“⼗四五”时期，单位国内⽣产总值能耗和CO2排放分别降低13.5%和18%，这两项指标将作为约束性指标进⾏管理。陕西省和海南省在2021年地⽅政府⼯作报告中也提出，要发展CCUS产业，开展相关研究。同时，2021年“两会”期间，多位代表委员表⽰，要“多措并举”加快碳中和进程，⼀⼿抓传统能源的技术改造，另⼀⼿推新能源的深度发展。
《中华⼈民共和国国民经济和社会发展第⼗四个五年规划和2035年远景⽬标纲要》也提出，要“开展碳捕集利⽤与封存重⼤项⽬⽰范”。从长期来看，CCUS对于碳中和是不可或缺的技术，⽽且发展规模将快速增长。可以预见，未来5年开展重⼤项⽬⽰范，将推动CCUS在本世纪30年代初步实现产业化，对于2060年前实现我国碳中和⽬标意义重⼤。
3.3CCUS技术发展仍具有⼴阔前景
IEA研究表明，基于2070年实现净零排放⽬标，到2050年，需要应⽤各种碳减排技术将空⽓中的温室⽓体浓度限制在450ppm以内，其中CCUS的贡献为9%左右，即利⽤CCS技术捕集的CO2总量将增⾄约 56.35亿吨，其中利⽤量为3.69亿吨，封存量为52.66亿吨。到2070年，化⽯燃料能效提升与终端⽤能电⽓化、太阳能/风能/⽣物质能/氢能等能源替代和CCUS是主要碳减排路径，累计减排贡献的占⽐分别可达40%、38%和15%。对于中国⽽⾔，到2050年，电⼒、⼯业领域通过CCUS技术实现CO2减排量将分别达8亿吨/年和6亿吨/年。如果要将净零⽬标从2070年提前到2050年，全球CCUS设施数量必须再增加50%。
尽管CCUS技术⽬前能耗和成本仍较⾼，但长期来看，必将随着技术的不断进步⽽趋于下降。IEA预计，碳捕集成本在未来10～20年间将下降30%～50%。其中，通过推⼴电化学分离技术预计可使电⼚平准化度电成本（LCOE）下降30%；使⽤膜分离、先进化学吸收法、变压吸附（PSA）和变温吸附（TSA）、钙循环法等⼯艺可使LCOE下降10%～30%；使⽤加压富氧燃烧、化学链燃烧和吸附强化⽔煤⽓变换技术可使LCOE下降10%。随着智能化钻井技术和勘探技
30%；使⽤加压富氧燃烧、化学链燃烧和吸附强化⽔煤⽓变换技术可使LCOE下降10%。随着智能化钻井技术和勘探技术的发展，预计碳封存成本到2040年将下降20%～25%。并且随着CO2交易价格的不断上涨，CCUS将越来越具有经济性。
4 对我国发展CCUS产业的建议
4.1开展以商业化为⽬标的⼤规模CCUS全流程⽰范项⽬
⽬前，我国已经开展的CCUS⽰范⼯程规模较⼩，技术⽔平与设备规模仍需进⼀步突破，同时缺少全流程⼀体化、更⼤规模的可复制的经济效益明显的集成⽰范项⽬。未来，为实现碳中和⽬标，我国还需要探索和布局百万吨甚⾄千万吨级的CCUS项⽬。鉴于此，建议开展以商业化为⽬标的全流程、⼤规模的⽰范项⽬，尽快促进商业模式形成，为⾏业制定技术标准、项⽬监测和风险评估⽅法提供实践⽀持。
4.2开展CCUS产业集建设
在源汇匹配条件较好的区域建设CCUS⼯业集，通过对管⽹和封存基础设施的共享使⽤，可降低成本、形成规模效应，提⾼CCUS技术应⽤的可⾏性。建议在鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地、四川盆地、渤海湾盆地、珠江⼝盆地等具有集建设有利条件的区域，积极探索建设以CCUS技术为基础的“净零/近零⽰范区”，推动CCUS产业化、规模化发展。
4.3加⼤对CCUS产业的政策扶持与资⾦⽀持⼒度
CCUS技术对⼯业⾏业深度脱碳具有重要意义，但关键技术的创新与发展仍然⾯临着成本⾼昂、投资不⾜、全社会重视程度不够等问题。近年来，欧美发达国家相继出台扶持政策，加⼤CCUS技术研发
⼒度。从国内来看，与新能源产业相⽐，CCUS相关政策扶持⼒度仍需加强。建议在技术研发、项⽬税收、⼟地使⽤、市场机制建设、运输管⽹建设等⽅⾯给予CCUS项⽬更⼤的⽀持⼒度，为产业可持续发展营造良好的政策环境。
本⽂作者：邢⼒仁, 武正弯, 张若⽟｡本⽂转⾃《国际⽯油经济》，内容不做商⽤，仅⽤于信息传播，如有侵权，请与我们联系｡
