摘要：气候变化是我们这个时代面临的一个重要的全球性挑战。为了应对这一问题，我国提出了2030碳达峰、2060碳中和的目标。CCUS作为一种适用于大型碳排放源的减排方案和唯一一个有机会实现负排放的技术手段，是全球气候解决方案的重要组成部分。虽然CCUS技术目前还没有完全成熟、成本较高，但与其他减排技术相比较，CCUS具有巨大的减排潜力，近年来逐渐体现出其重要性。
目前，CCUS技术处于不同的成熟水平。CO2捕集、运输、封存和利用中的几种技术已经大规模投入应用，包括化工业CO2捕集中的氨法物理吸收技术，燃料加工业CO2捕集中的天然气处理技术，CO2运输过程中的长途管道运输技术，CO2封存过程中的强化石油开采技术以及CO2利用过程中的尿素生产技术。但是其他技术仍需要更进一步的完善和开发，主要问题在于成本太高，不具备竞争性和推广能力。
中国目前在运行的CCUS项目有21个，每年捕集的CO2在百万吨量级。其中，中国石油吉林油田CO2-EOR项目、中国石油新疆油田CO2-EOR项目等都成功投入运行，具备示范作用。据预测，2030年CO2利用封存量计划将达到5000万吨/年，市场规模将突破千亿。
CCUS产业发展的驱动方式主要有政策驱动和资金驱动两种类型。政策驱动包括国家激励政策、强制性减排政策、逐步建立碳交易系统等，主要以宏观的引导和鼓励为主。资金驱动主要包括企业自筹和捐款，缺乏债务融资，但是目前也逐渐吸引到了市场化的PE/VC机构以及银行等传统金融机构的目光。
针对CCUS产业目前发展中遭遇的困境，政府应加快采取措施加大CCUS部署的力度，健全专项法规及财税支持，对减少的碳排放量进行明确定价，从而创造投资条件。同时，应鼓励技术的研发和创新，不断降低CCUS的成本，使其关键技术能够商业化。此外，资本端头部企业应率先支持科技创新和绿色技术，从而吸引更多的创新投资机构参与和支持绿色低碳科技发展，推动产业加速发展。
目录
一、CCUS概述
二、CCUS技术及其成熟度
三、市场规模
四、产业驱动力及商业模式
五、产业发展困境
六、三类企业最有可能参与到CCUS之中
七、主要结论
一、CCUS概述
1.1碳中和目标下CCUS的提出
气候变化是关系到人类生存的全球性挑战。2017年，全球陆地表面温度、海洋表面温度以及海冰融化面积都达到了已知的最高水平。如果气候变暖以目前的速度持续下去，将会给地球带来严重且不可逆的影响，世界各国必须采取快速、果断的措施来大幅减少温室气体的排放。
表1 全球各国（地区）CO2净零排放或碳中和目标
资料来源：Climate News，国泰君安证券研究
联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算，若实现《巴黎协定》确定的2℃温控目标，全球必须在2050年达到CO2净零排放（又称“碳中和”），即企业或机构通过植树等方式抵消其CO2排放量；在2067年达到温室气体净零排放（又称“温室气体中和或气候中性”），即除CO2外，企业或机构通过植树等方式还应抵消其甲烷等温室气体排放量。
目前，全球有54个国家的碳排放实现达峰，其中大部分为发达国家。中国、新加坡、墨西哥等国家承诺在2030年前碳排放实现达峰。不丹、苏里南已经实现了碳中和，主要原因是两国工业发展相对较弱，碳排放量较低。当前英国、法国、瑞典等29个OECD国家通过征收碳税，提高碳基燃料的价格，促进企业和消费者更加节能以及转向使用清洁能源。
图1 各国积极参与碳中和
资料来源：《碳中和行动的国际趋势分析》（刊载于《气候变化研究进展》）
中国作为当今世界第一大温室气体排放国，在减缓气候变化领域发挥着至关重要的作用。中国2017年排放CO2 97.5亿吨，占全球排放总量的以上；历史累计CO2排放量位列全球第二，仅次于美国。2020年9月，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标。这一承诺表明了中国为全球应对气候变化做出重大贡献的决心。中国将在应对气候变化挑战中发挥全球领导作用，并将采取更有力的气候变化减缓行动实现经济增长和普惠繁荣。
碳中和目标是整体经济面临的挑战，需要各个经济部门（包括建筑、工业、交通、电力、农业和林业等）大规模减少CO2排放量，同时保障中国经济的健康发展。各个部门都将面临自己的机遇和挑战，并将遵循各自的碳中和时间表和减排目标。电力及供暖部门作为中国主要的CO2排放部门，大型CO2排放源多集中于此，每年排放超40亿吨的CO2。相较于建筑、交通部门等分散CO2排放源更加具备近期大幅减排的可行性，因此能源部门在减排规划中扮演着重要角色。CCUS作为一种适用于大型碳排放源的碳减排核心技术，可以对现有电力系统进行改造，从而起到减少碳排放的效果，近年来逐渐体现出其重要性。
表2 相对于2015年，不同模型下各部门CO2减排量
资料来源：能源基金会《中国碳中和综合报告2020》
CCUS (Carbon Capture，Utilization and Storage) 即碳捕集、利用与封存技术，是指将CO2从排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO2减排的工业过程。它涉及从大型碳排放源捕集CO2的一系列技术，以及直接从大气中捕集CO2的技术。如果捕集到的CO2不在当地使用，将通过管道、轮船、铁路或卡车对其进行压缩和运输，以便于存储或者利用，利用方式包括CO2驱提高石油采收率、合成燃料或化学品等。
1.2CCUS是重要减排手段
中国严重依赖化石燃料发电，CO2封存潜力巨大，CCUS技术被公认为中国电力系统脱碳的重要技术选项。CCUS技术对能源转型具有重要意义，它为继续使用化石燃料提供可能，将煤炭淘汰的时间至少延长十年，从而缓解搁浅资产以及煤电转型引发的就业问题。根据能源基金会《中国碳中和综合报告2020》中的多模型比较分析，实现全球温升1.5℃的目标，需要在2040-2045年左右逐步淘汰未采用CCUS技术的常规燃煤电厂。而为了实现2℃的温控目标，则需要在2050-2055年淘汰未采用CCUS技术的常规燃煤电厂。
图2 1.5℃情景下中国传统煤电（左）和非化石能源发电（右）的占比
资料来源：能源基金会《中国碳中和综合报告2020》
虽然CCUS技术目前还没有完全成熟、成本较高，但与其他减排技术（能效技术、风电、水电等）相比较，CCUS具有巨大的减排潜力。CCUS是实现减排目标过程中唯一一组既能直接减少关键领域碳排放，又能降低已有CO2浓度以平衡无法避免的碳排放的技术方案，其在技术成熟的前提下有可能实现近零排放，是全球气候解决方案的重要组成部分。政府间气候变化专门委员会（IPCC）第五次评估报告指出，如果不采用CCUS技术，绝大多数气候模式都不能实现减排目标；要实现本世纪末全球温升不超过2℃的减排目标，估计整体减排成本增幅将高达138%。通过采取CCUS与能效提升、终端节能、储能、氢能等多领域多技术的减排方案相结合，有助于获得最大成本效益。
如今，全球商业化的CCUS项目数量非常有限，远远达不到将全球碳排放带入可持续发展轨道的要求。但通过政策、投资和国际合作，全球各地的政府和企业都有能力推动CCUS进一步发展。
表3 CCUS技术与其他减排技术的比较
资料来源：《中国CCUS技术发展趋势分析》（刊载于《中国电机工程学报》），国泰君安证券研究
1.3全球CCUS项目保持增长
CCUS项目建设加快步伐，模式仍待成熟。近十余年来，CCUS技术的进步主要体现在从捕集到利用再到封存各个产业链条的新技术不断涌现，技术种类亦不断增多并日趋完善。根据Global CCS Institute数据，2019年，大型CCUS项目数量增加到51个，其中19个项目已经运行，4个项目在建，其他28个项目还处于设计或开发阶段。过去的十年，全球CCUS运营的数量在不断增加。虽然在2010年至2017年期间在建项目有所减少，但是自2017年以来，CCUS行业仍总体保持增长势头，2019年全球CO2捕集和封存量已经接近100Mtpa。
图3 CCUS项目全球分布情况
资料来源：Global CCS Institute
图4 2010-2019年全球CO2捕捉和储存情况
资料来源：Global CCS Institute
1.4我国CCUS发展仍处在捕集的早期阶段
根据《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS)报告(2019) 》，截至2019年底，国内共开展了9个纯捕集示范项目、12个地质利用与封存项目，其中包含10个全流程示范项目。除此之外，国内还开展了数十个化工、生物利用项目。目前中国CCUS技术的推进和实践更多处于捕集阶段，进入能够产生实际收益的利用阶段的项目还非常有限；即便是在捕集阶段，中国的项目分布也严重不均，集中在电厂行业，与美国的广泛覆盖形成鲜明对比。
表4 各国积极参与碳中和
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）》，国泰君安证券研究
图5 中国碳捕集项目过度集中于电厂，其他行业覆盖不足
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）》，国泰君安证券研究
二、CCUS技术及其成熟度
CCUS技术包括CO2的捕集、运输、封存以及利用四个步骤。捕集是指主要从电站、工业设施或者空气中捕集CO2的过程。捕集到的CO2有两种使用路径：一是经过运输送往合适的地点进行封存，一般封存在地质结构中或者海底；二是对捕集到的CO2加以利用，用于生产其他产品或服务。
图6 CCUS产业链
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）》，国泰君安证券研究
图7 CCUS技术示意图
资料来源：IEA《碳捕集、利用与封存（CCUS）——世界能源技术展望2020特别报告》
2.1二氧化碳的捕集
CO2的捕集主要有三种方式：燃烧前捕集（Pre-combustion）、富氧燃烧（Oxy-fuel combustion）和燃烧后捕集（Post-combustion）。
图8 CCUS技术路线图
资料来源：中国华能
2.1.1燃烧前捕集
燃烧前捕集技术包括基于整体煤气化联合循环发电（IGCC）的CO2捕集和工业分离两大类。
表5 燃烧前捕集方法
资料来源：碳交易网，国泰君安证券研究
2.1.2富氧燃烧捕集
富氧燃烧，又称氧气、二氧化碳燃烧技术或空气分离、烟气再循环技术。其原理是将空气分离得到纯氧用于燃烧，因而烟气中的主要成分是二氧化碳和水蒸气，分离成本也低于燃烧后捕集。但这一技术需要对现有的燃煤电厂进行空分、燃烧器、烟气再循环等多种装置的改造，面临的最大难题是制氧技术的投资和能耗太高，还没找到一种廉价低耗的能动技术。
2.1.3燃烧后捕集
由于燃煤是CO2的最大人为排放源，因而针对烟气中CO2的捕集技术研究成为了学术界关注的焦点。燃烧后捕集技术能够满足现有烟气特点的要求，工程量较小，被认为是可行性最高的CO2减排方法。燃烧后捕集可分为化学溶剂吸收法、相变溶剂吸收法、吸附法、膜分离法和低温分离法。
表6 燃烧后捕集方法
资料来源：《CO2捕集技术的研究现状》（刊载于《应用化工》），Global CCS Institute《全球碳捕集与封存现状2016年报告摘要》，国泰君安证券研究
2.1.4其他捕集方法
空气中直接捕集CO2技术（DAC）
目前，碳捕集与封存技术主要对固定源排放的CO2进行捕集和处置，而对分布源排放的CO2关注度不高。然而，后者占CO2总排放量近50%，也不容忽视。因此DAC（Direct Air Capture）概念被提出，其流程为：通过吸附剂捕集CO2，而后通过改变热量、压力或温度进行吸附剂再生，再生后的吸附剂再次用于CO2捕集，而纯CO2则被储存起来。2018年美国国家科学院的负排放技术报告中，预估了未来十年使用固体吸附剂的DAC成本在88-228$/t。DAC具有较高的灵活性，可以作为CCS的补充，但仍处在新型阶段，技术不成熟、经济成本高。
图9 DAC系统流程
资料来源：《空气中直接捕集CO2》（刊载于《洁净煤技术》）
生物质能源技术和CCUS结合的BECCS技术
一般而言，植物在生长过程中会吸收CO2，在利用生物质能的过程中会释放CO2，因此生物质能的利用通常被认为是碳中性的。而BECCS技术将生物质能的利用与CCS相结合，通过CCS技术将生物质能利用过程中排放的CO2进行分离、压缩并运至封存地点，使其与大气长期隔离起来，从而实现负碳排。
2.2二氧化碳的运输
CO2运输是CCUS捕集压缩、运输和封存利用的中间环节，此阶段可选的运输方式有管道运输和各种交通工具运输。目前主要是管道运输和油轮运输。
表7 CO2的运输方法
资料来源：《二氧化碳捕集、利用与封存技术全链分析与集成优化研究》，国泰君安证券研究
一般来讲，输送管道受地形和管道自身等因素的影响，管道沿线的压力时刻在发生变化。为了使自捕集系统的CO2压力达到管输系统输送要求，避免因压力不足产生两相流后导致的管道破裂，需通过泵站加压使其达到管道最小运行压力，进而使其沿着管道前进。管道的尽头通常距离封存CO2的地点较近，由专门人员对CO2进行封存工作，此外，也需要有管道的密闭性、防腐蚀性等方面的考虑。
由于运输环节可以借鉴天然气储运经验，相关技术较为成熟。
2.3二氧化碳的利用
二氧化碳的利用技术包括地质利用、化工利用、生物利用。
表8 二氧化碳的利用方法
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）报告（2019）》，国泰君安证券研究
2.4二氧化碳的封存
CO2的封存技术包括地质封存和海洋封存两种方式。CO2封存主要把捕集的CO2压缩后运输到枯竭油气田等地下封存场所，然后进行注入，地下的温度和压力使CO2保持液态，CO2缓慢穿过多孔岩并填满孔隙的微小空间，实现对CO2封存。合适的CO2封存地点包括废弃的油田、废弃的气田、不能开采的煤田、含水岩层、含盐层等。中国在CO2封存方面具有很大的潜力，适宜于进行CO2封存的地点主要分布在中国东南部。
表9 二氧化碳的封存方法
资料来源：《二氧化碳捕集、利用与封存技术全链分析与集成优化研究》，国泰君安证券研究
2.5技术成熟度
目前，CCUS技术处于不同的成熟水平。CO2捕集、运输、封存和利用中的几种技术已经大规模投入应用，但是其他技术仍需要更进一步的完善和开发，其中包括一些十分具有前景的技术。
表10 IEA采用的TRL量表
资料来源：IEA《碳捕集、利用与封存（CCUS）——世界能源技术展望2020特别报告》，国泰君安证券研究
TRL（Technology Readiness Level）量表，即技术就绪水平量表，是一种用于衡量技术发展的成熟度的方法。TRL最初由NASA开发，用于评估某种技术在从实验室到最终市场运用周期中所处的具体阶段位置。TRL适用于任何技术，是一种通用框架，因而可以进行不同技术的成熟度比较。国际能源署采用的TRL量表分为6个等级，目前CCUS技术中比较成熟的有：化工业CO2捕集中的氨法物理吸收技术，燃料加工业CO2捕集中的天然气处理技术，CO2运输过程中的长途管道运输技术，CO2封存过程中的强化石油开采技术以及CO2利用过程中的尿素生产技术。
处于早期采用阶段的技术大多经历了完整的技术开发周期，但由于尚未广泛投入应用，因此不认为达到成熟阶段，例如燃煤电厂的CO2化学吸收法技术、钢铁厂商直接还原铁过程中的CO2化学吸收法技术、以及咸水层CO2封存技术等。绝大部分的技术仍处于原型阶段或者试点阶段。
表11 CCUS价值链中的技术就绪水平（TRL）
资料来源：IEA《碳捕集、利用与封存（CCUS）——世界能源技术展望2020特别报告》，国泰君安证券研究
在可持续发展方案中，CCUS到2070年近三分之二的累计减排量来自于目前处于原型或试点阶段的技术；余下三分之一来自已经成熟或处于早期采用阶段的技术，这些技术可以迅速扩大规模，从而不断改进现有技术并节约成本。今后十年直到2030年，这类比较成熟的能源和燃料转化技术（包括氢气生产）将贡献约一半的累计减排量。而这些应用场景中的大多数都是化学吸收法CO2捕集技术，因其已经成熟并被广泛应用于商业捕集设施。
图10 2018-2070年可持续发展情景中按技术就绪水平划分的CCUS减少的全球CO2排放量
资料来源：IEA《碳捕集、利用与封存（CCUS）——世界能源技术展望2020特别报告》
碳捕集目前依然处在成本高、成果小的早期阶段，运输储存技术的成熟以及成本的下降将助力推广。碳捕集位于CCUS全产业链上游，从捕集环节来看，部分技术已达到或接近商业化应用阶段。当前第一代捕集技术成本能耗仍然偏高，缺乏大规模示范工程经验。第二代技术处于实验室研发或小试阶段，需在2035年前后实现代际衔接。第一代捕集技术指现阶段已能进行大规模示范的技术，如胺基吸收剂、常压富氧燃烧等；第二代捕集技术指技术成熟后能耗和成本可比第一代技术降低30%以上的新技术，如新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术、化学链燃烧技术等。在CCUS各环节中，捕集是能耗和成本最高的环节，据《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS)报告(2019)》，燃煤电厂（低浓度源）和煤化工（高浓度源）的捕集成本分别为300元/吨和180元/吨，管道运输成本约为80-120元/吨/100公里，地质封存成本为5-10元/吨，驱油成本为10-15元/吨，所以CCUS全流程成本达到300-400元/吨，远远高于我国碳市场的交易均价（20-30元/吨）。
根据《全球碳捕集与封存现状报告2020》，美国目前有38个开发中、在建或运行中的CCUS商业设施，占全球总数一半以上，累计二氧化碳封存量约6000万吨，年CO2捕集量约2500万吨。而我国目前仅部署10个全流程示范项目，累计封存二氧化碳量约200万吨，项目单体年捕集及封存利用量都在10万吨以内，在总体规模、产业成熟度、行业覆盖等方面与发达国家相比还有较大差距。后续处理方式主要为地质利用与封存，其中，提高石油采收率是重要利用方式之一，主要围绕几个油气盆地开展，包括东北松辽盆地、华北渤海湾盆地、西北鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地。项目类型主要包括二氧化碳驱提高石油采收率（CO2-EOR）、二氧化碳驱替煤层气（CO2-ECBM）和咸水层封存三种。
二氧化碳驱提高石油采收率项目在国内三大石油公司中石化、中石油以及延长石油的油田开展，包括中石化胜利油田、中原油田以及中石油大庆、吉林、新疆油田和长庆油田。国内外大量实践证实，利用CO2在提高石油采收率的同时可实现温室气体有效埋存，兼具经济效益和社会效益，是目前技术经济条件下碳减排最现实的方式。CO2纯度在90%以上即可用于提高采油率。CO2在地层内溶于水后，可使水的黏度增加20-30%；二氧化碳溶于油后，使原油体积膨胀，黏度降低30-80%，油水界面张力降低，有利于增加采油速度。CO2驱油一般可提高原油采收率7-15%，延长油井生产寿命15-20年。相较于水和其他气体介质，利用二氧化碳提高石油采收率具有独特优势，可以解决水驱注入压力高或注不进、无水源可注的问题，是老油田持续提高采收率、新油田提高开发水平、非常规油气寻找更好开发途径的必然要求，技术应用潜力巨大、发展前景广阔。
驱替煤层气项目目前处于先导试验阶段，由中联煤在沁水-临汾盆地的柳林和柿庄开展。二氧化碳铀矿地浸开采技术已成熟，中国核工业集团在通辽进行了工业应用。
三、市场规模
3.1目前市场规模
根据《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》，中国目前的在运行项目有21个，每年捕集约213.3万吨二氧化碳，其中96.2万吨用于生产原油、煤层气等。根据有CO2捕集规模及成本数据的7个较为大型的项目计算得到每年用于捕集的成本约为4.5亿元。
表12 中国CCUS 项目基本信息表
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019) 》，国泰君安证券研究
3.2国外重点项目分析
2016年11月，中国石油、BP等OGCI成员企业的领导人在伦敦发布了《OGCI共同宣言》，宣布为响应《巴黎协定》设立总额为10亿美元的气候投资基金，同时提出了本行业控制和减少温室气体排放的行动方向，包括减少天然气生产储运过程的甲烷排放、利用CCUS降低交通运输业的碳排放强度等。联合国政府间气候变化专门委员会的研究结果显示，几乎所有气候变暖警告场景都需要这项技术。碳捕集利用与封存技术作为低碳发展的必由之路，将在世界能源领域扮演重要角色。BP曾多次公开表示，受益于碳捕集利用与封存技术，脱碳天然气将在低碳未来中成为最有成本效益的能源之一。道达尔也正在致力于研发应对气候变化的油气开采新技术——碳捕集利用与封存，并将用大约10%的研发预算攻关这一领域。
2019年5月20日，油气行业气候倡议组织（OGCI）下设的气候投资公司公布了一项最新投资，该投资是迄今为止在美国境内最大的碳捕集利用与封存项目。这一项目每年将从与Wabash Valley Resources公司位于同一地区的氨肥厂捕获和封存150万吨至175万吨二氧化碳，这将成就世界上首个净零碳排放的氨肥生产厂。OGCI表示，化肥企业一直是温室气体的主要排放源，约占全球二氧化碳排放量的2%，该项目将帮助位于同一地区的化肥生产企业减少碳足迹。气候投资公司表示，碳捕集利用与封存技术将是实现低碳经济的重要组成部分，此次投资是公司践行“利用碳捕集利用与封存技术促使工业部门低碳化转型”的力证。
3.3中国重点项目分析
中国石油吉林油田CO2-EOR 先导试验区于2008年4月建成，标志着中国第一个CO2-EOR项目示范区的正式建立。吉林油田CO2-EOR项目是中国第一个全流程CCUS项目，其气源来自中石油长岭气田，通过管道运输至与之相距仅十几千米的驱油示范区。在国家“973”、“863”计划及中国石油重大科技专项的大力支持下，吉林油田率先开展CO2驱先导试验和工业化应用，现已建成了中国石油CO2驱油与埋存试验基地、国内首座大规模超临界循环注入站，研发形成陆相沉积低渗透油藏CO2驱油与埋存关键技术，形成了三大系列八项主体技术；完整实践了CCS-EOR全过程，建成了五类CO2驱油与埋存示范区，经过近10年的矿场验证，系统运行安全可靠，试验取得了显著效果，至2019年11月累计埋存CO2150万吨，核心区可提高采收率25个百分点，累增油403万吨，实现了CCS-EOR工业化应用，成功示范了陆相沉积特低渗透油藏二氧化碳驱油与埋存的可行性，为未来工业CO2规模效益埋存探索了一条可行之路。
3.4未来市场规模
根据《中国CCUS技术发展趋势分析》，2030年CO2利用封存量计划达到5000万吨/年，其中4360万吨可用于化工、生物、地质利用，产值1100亿元，其余封存量若按美国45Q条款中税收抵免标准50美元/吨进行计算，将价值20亿元，因此市场规模可以达到1120亿元。
表13 CCUS技术发展趋势和目标
资料来源：《中国CCUS技术发展趋势分析》（刊载于《中国电机工程学报》）
四、产业驱动力及商业模式
4.1产业驱动力
目前，CCUS产业发展的驱动方式主要有政策驱动和资金驱动，具体包括国家激励政策、税收（碳税）、强制性减排政策、政府及公共基金、碳交易等。其中，激励政策包括政府或组织机构投资补贴、税收减免、矿区使用费的优惠、CO2价格担保和政府对投资贷款的担保等。需要指出的是，目前CCUS项目多处在研发和示范阶段，其主要驱动力来源于政府的资金支持、国家激励政策，以及税收等因素。随着产业的发展，当从示范阶段走向大规模工业化推广和商业化运行阶段，强制性减排与碳交易市场可能成为其主要驱动因素。
4.1.1政策驱动
各个环节均有相关法律法规可供参考
2020年9月22日，习近平主席在联合国大会上第一次宣布了中国的2030碳达峰、2060碳中和目标。2021年2月22日，中国政府网发布《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》。指导意见分为8项内容，包括：总体要求，健全绿色低碳循环发展的生产体系，健全绿色低碳循环发展的流通体系，健全绿色低碳循环发展的消费体系，加快基础设施绿色升级，构建市场导向的绿色技术创新体系，完善法律法规政策体系，认真抓好组织实施。其中，在第五项加快基础设施绿色升级中的推动能源体系绿色低碳转型意见下，重点提到了“开展二氧化碳捕集、利用和封存试验示范”。
2006至2018年，国家发展和改革委员会、生态环境部、科学技术部、财政部、外交部、、工业和信息化部、国土资源部等多达16个国家部委先后参与制定并发布了20多项国家政策和发展规划。这些发展规划不仅涉及到国家战略层面，还进一步向具体化、可操作、可执行、可示范、可推广的趋势深度发展，为CCUS技术的研发、示范、应用指明了方向。
2016年国务院印发的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》明确提出，要推进工业领域碳捕集、利用和封存试点示范。同年，原环保部发布的《二氧化碳捕集、利用余封存环境风险评估技术指南（试行）》是发展中国家第一个针对CCUS的环境管理规范。
图11 中国针对CCUS出台的主要政策数量
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019) 》，国泰君安证券研究
全国碳市场处在发展初期
全国碳市场作为落实我国CO2排放达峰目标与碳中和愿景的核心政策工具之一，具有其重要意义。我国自2011年起在7个省市启动了地方碳交易试点工作，并取得了积极进展。在此基础上，2021年1月1日，全国碳市场首个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业的重点排放单位；2月1日起，《碳排放权交易管理办法（试行）》正式施行，这标志着全国碳市场的建设和发展进入了新阶段。
表14 碳中和相关政策汇总
资料来源：政府官网，国泰君安证券研究
4.1.2资金驱动
企业自筹与赠款资金为主
CCUS的发展与应用与投资环境密切相关。CCUS是一项流程复杂的技术，具有较长的产业链，产业内各行业间的相关性较强，对资金的需求量很大，资金交叉普遍、关联度高，融资关系复杂，投资风险高。CCUS的发展是一个长期的过程，政府和企业在资金、技术等方面的投资需要具备持久性和稳定性。持久、大量的资金投入是CCUS产业发展的前提。
过去二十多年，国内已经开展二十余个CCUS试点项目，已经初步完成技术储备工作，但仍处于起步阶段，碳捕集成本也还处于较高水平。迄今为止，国内大多数CCUS项目的前期投资都是通过企业自有资金以及高比例赠款资金实现的，几乎没有债务融资方式。
投资机构关注“碳中和”
碳中和目标提出后，很多投资机构积极响应，明确表示加强相关行业的投资力度。2021年3月，红杉中国与远景科技共同成立总规模为100亿元人民币的碳中和技术基金，红杉资本全球执行合伙人沈南鹏表示，碳中和即当下关系到人类命运的关键命题。过去16年，我们持续推动碳中和创新技术在新能源、数字经济、智慧交通等领域的价值重构，支持了一大批创业企业快速壮大，但这还远远不够。因此，今天我们联手远景设立碳中和基金，共同探索更常态化、系统化的低碳创新应用方案。
高瓴创始人张磊认为，在助力实现碳中和的目标上，市场化的PE/VC机构大有可为。在全阶段的投资周期中，高瓴都高度重视环境、社会和公司治理（ESG）因素，将其作为必不可少的投资决策标准。同时，通过前瞻性的行业研究，高瓴持续加大对新能源、绿色低碳技术等领域的投资布局。高瓴资本已经在新能源技术、材料、工艺等“绿色新基建”领域，按照“碳中和”技术路线图，深入布局了光伏、新能源汽车和芯片等产业链上下游。
此外，特斯拉CEO马斯克在2021年2月称，计划捐赠1亿美元奖励最佳碳捕捉技术的开发，将CCUS概念传递给更多投资界和实业界人士。
全球金融机构的资产“去煤化”
在全球范围内，已经有超过一百家金融机构终止了对煤矿和燃煤电厂提供新的贷款，包括日本最大的金融机构三菱日联金融集团、英国巴克莱银行、英国皇家苏格兰银行、法国巴黎百富勤、法国兴业银行、瑞士信贷、德国银行、汇丰银行等知名的金融机构。尽管全球金融机构的资产“去煤化”已经大势所趋，但目前没有一家大型的以中国内地为基地的银行走出“去煤化”这一步。虽然很多银行已经建立了相对完善的绿色金融政策体系，逐渐加大对经济绿色转型发展的支持力度，例如兴业银行的“绿色创新投资业务”、台州银行的“绿色节能贷款”等，但是顶层设计尚处于起步阶段。
另一方面，煤炭的清洁利用仍然被划分为绿色金融指引目录内，尽管其仍会带来大量的温室气体排放，同时在官方的解释中，尚未提及清洁煤必须采用CCUS技术实现近零排放或低排放。因此，更加统一、明确的气候融资标准有待建立。
4.2商业模式
根据国外CCUS 示范项目商业模式（美国Val Verde Natural Gas Plants项目、美国Coffeyville Gasification Plant 项目、加拿大Quest 项目、沙特阿拉伯Uthmaniyah CO2-EOR 全流程示范项目等）和能源项目商业模式（煤层气、页岩气、脱硫项目等），结合中国目前运营的CO2-EOR 项目商业模式，可以总结出目前存在的两种主要CCUS商业模式：油企全流程独立运营模式及CCUS运营商模式。
4.2.1油企全流程独立运营模式
这种商业模式的核心特点是油田企业是CCUS 全流程的独立运营商，这种垂直一体化的商业模式使得风险与利润在多部门间可以较为灵活地分担，并且各部门间的协调相较跨企业商业模式更容易实现，具有较低的交易成本，可以很好地满足CCUS技术发展初期的条件。该商业模式以中石油吉林油田、中石化胜利油田为代表。
4.2.2CCUS运营商模式
该运营模式下，独立运营企业参与到CCUS项目的经营中来。CCUS运营商灵活地将收购的捕集CO2销售给CO2使用方（油田），或是将CO2直接封存获取封存补贴。根据不同的合同制定规则，CCUS运营商收购与出售CO2的价格可能面临风险（基于价格标的）。中石油长庆油田、新疆油田和中石化中原油田的CCUS项目都采用此模式。
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，比如给长庆油田CO2-EOR项目供气的宁夏德大气体开发科技有限公司、给中石油新疆油田分公司CO2-EOR项目供气的新疆敦华石油技术有限公司。CO2捕集企业从煤化工企业购买低纯度CO2，依靠企业自身技术进行捕集、分离和提纯，并运送至油田封存现场，油企之外的民营企业承担了运营商的角色。
图12 油企全流程独立运营模式
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019) 》
图13 CCUS运营商模式
资料来源：《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019) 》
五、产业发展困境
5.1尚无针对性的专项法律法规及财税支持
从现有政策来看，国家对于发展CCUS持鼓励态度，主要以宏观的引导和鼓励为主，并没有针对CCUS发展有具体财税支持。在示范项目的选址、建设、运营和地质利用与封存场地关闭及关闭后的环境风险评估、监控等方面同样缺乏相关法律法规。参考国外经验，应当对碳排放或者碳捕集的外部性进行明确定价，并采取相应的财税政策支持。
表15 国外对CCUS的财税支持
资料来源：国际环保在线，国泰君安证券研究
5.2碳市场制度建设及金融服务不够完善
从确立碳交易试点至今已过去10年，全国碳市场筹建已有3年，并在探索交易成果上见到了一定成效。但总体来说，国内碳交易市场的推进并未达到预期目的，企业未能在节能减排上取得效益，主动性不高。
应加快全国碳市场制度体系建设，以较高层级的立法来保证碳市场的权威性，尽快出台全国碳排放权交易管理条例，为碳市场体系建设提供法律支撑。除此之外，科学制定碳配额分配机制并逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围。
金融支持方面，在风险可控的原则下，研究开发与碳排放权相关的金融产品和服务。比如，推动碳金融产品体系的层次性发展，先积极推广落地碳配额质押信贷业务，再尝试在碳交易项目实施中提供碳信用、碳风险管理等金融服务；不断丰富碳金融衍生品，先试点碳远期、碳掉期等场外产品，再逐步推动碳期货、碳期权等场内产品发展。逐步扩大交易主体范围，支持金融机构有序参与碳市场交易，适时增加符合条件的机构投资者和个人投资者参与碳排放权交易。
5.3缺乏债务融资
目前，国内还没有见到CCUS工业项目采用商业贷款或股权投资的融资模式。为了以实现气候变化目标所需的速度来部署CCUS，私营部门的投资比例必须增加。因此，银行在向项目开发商提供债务融资方面发挥着关键作用。而目前银行债务融资的难点在于，CCUS项目实施企业无法获利。国家激励政策的进一步完善、碳市场的成熟、运输和存储基础设施集群式部署，对于降低碳捕集与封存项目的债务融资风险至关重要。
六、三类企业最有可能参与到CCUS之中
6.1传统油气、煤炭等能源企业亟待CCUS技术转型
CCUS技术的应用是当下传统能源行业长期转型的重要方向，如果传统煤炭、石油和天然气行业可将产业链向此方向延伸，那么其高碳排放属性将直接转换为二氧化碳的低成本优势，将对行业自身产生巨大变革。“碳中和”大背景下，对传统能源的需求将逐步降低；对原有产能的效能要求将逐步提升，同时相对低效、落后的产能会逐步被淘汰；具备规模效应和资本技术优势的行业龙头将受益于行业集中度的持续提升。具体而言，能源中焦炭、柴油、汽油、天然气和液化石油气碳排放居多，相关细分领域的产能或将率先实现集中度提升。
目前，化石能源的开发利用过程中排放的CO2占绝大部分。未来，当很多公司竞相去获得石油、天然气等化石能源项目时，是否具备成熟、可靠的CCUS解决方案可能会成为一个先决条件。在煤电行业，从度电二氧化碳排放强度来看，“燃煤+CCUS”技术的碳排放远低于燃气轮机联合循环技术，CCUS技术是我国煤电行业实现超低（近零）排放的唯一途径。
当前，包括中国石油、中国石化、国家能源集团等在内的能源企业均在CCUS技术创新上有实践。中国石油在吉林油田建成国内首个二氧化碳分离、捕集和驱油等全产业链CCUS基地。国家能源集团在内蒙古鄂尔多斯建成CCS全流程示范工程，是国内首个全流程一体化项目。除此之外，我国已在北京、天津、重庆、陕西等多地建立燃煤电厂CCUS示范项目。
在具体的碳捕捉项目上，燃烧后捕捉改造幅度小，是较为经济的方法，但其原材料乙醇胺的再生耗能高，溶剂挥发易对环境造成影响。中国燃烧后捕集技术主要是在燃煤电厂采用化学吸收法对烟道气中二氧化碳进行捕集。华润电力海丰测试平台项目于2019年5月正式投产，是亚洲首个多线程碳捕集测试平台，也是世界三大碳捕集技术中等规模试验基地之一。
燃烧前捕捉虽然前期改造、后期运营费用相对较高，但产生的能源气体可以降低一定的投资成本。中国燃烧前捕集技术包括IGCC (整体煤气化联合循环发电)和工业分离两大类。华能天津IGCC项目捕集量为6万吨/年，目前正在运行中，是全世界连续运行时间最长的IGCC机组。中国典型的工业分离项目包括煤制油、煤制气、天然气处理、水泥生产、甲醇生产、化肥生产，当前单体最大规模的是中原油田CO2-EOR项目，CO2分离量达35万吨/年。碳的充分燃烧关键在于氧气纯度，降低氧气提纯中的能耗仍是研究的难点所在。
6.2化工行业技术上具有天然优势
化工行业本身属于高碳排行业，因其具有化学反应机制从而具备多元化的发展潜力，CCUS技术的应用有望为化工领域提供更具竞争力的发展机遇。当然，这也意味者行业可能将面临更高的碳减排环保要求，行业集中度提升。此外，“碳中和”战略必将推动环保理念的继续深化，材料自身的低碳属性、可回收属性将不断获得消费认同。
6.3大气处理企业、设备、材料生产商有望加速进场
我国CCUS应用市场潜力较大，为具备碳捕捉技术的行业先行者带来机遇。以昊华科技、蓝晓科技为代表的国内碳捕捉技术先行者凭借强劲的研发能力，有望迅速抢占市场。昊华科技在碳捕捉方面的技术储备已经初具规模，早在80年代就成功研究开发了变压吸附分离合成氨厂变换气中二氧化碳技术，并拓展到浓缩回收高纯度食品级二氧化碳的成熟工业化技术。其技术端坚持“自主研发+项目合作+协作开发”的模式，以西南院PSA技术起家，工程项目技术优势明显，已与中石油、中石化和中国神华在二氧化碳捕集和封存领域展开了深入的合作。
蓝晓科技2018年就提出“未来环保概念”，创新研发CO2捕捉材料，并通过与欧洲大型化学品公司合作，向欧洲市场提供CO2捕捉过程所需的吸附膜材料，现已拥有数百万美金的订单。
在大气治理领域，远达环保处在行业前列，依托重庆合川电厂建立了一个CO2捕集及液化实验装置，该装置通过接口合川电厂排出的部分烟气，对原烟气中CO2进行捕集，投资金额较小。由于现阶段捕集、储存CO2的成本较高，其目前主要目的为技术实验，未进行商业化应用。
七、主要结论
主要结论一： CCUS技术作为达成碳中和目标的必要减排技术，将成为未来30年部署方案中的关注重点。根据《中国CCUS技术发展趋势分析》的测算，虽然目前每年的CO2捕集规模仅在200万吨左右，但在未来5年内这个数字有望增加9倍，并在2050年达到近10亿吨。在经历了新冠疫情的影响后，多国加快恢复经济，绿色技术及其相关基础建设成为政府重要的抓手，而CCUS的重资产属性与顺应碳中和目标的属性，亦使其成为一个非常优秀的选择。
主要结论二： CCUS技术大部分仍处在技术原型阶段或者试点阶段，完全成熟且能够投入市场的技术相对较少。CCUS技术在天然气加工及化肥生产领域较为成熟，已经能够以较低的成本捕集CO2；但是在一些缺乏其他减排措施、非常依赖CCUS技术的行业，例如水泥或钢铁制造业，相应的CCUS技术仍处在起步阶段。
主要结论三： 政府对CCUS的发展会起到至关重要的作用，应采取措施加快推进CCUS的部署。政府及各相关行业需要对碳排放进行明确定价，鼓励碳交易，为产业创造良好的成长环境。同时，还应鼓励技术的研发和创新，不断降低CCUS的成本，使其关键技术能够商业化。
