二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)减排潜力大，是实现碳中和目标的重要手段之一。本周我们从现有项目情况、各环节技术水平等方面分析CCUS现状及未来发展路径。
核心观点
▍CCUS：分为捕集、输送、利用与封存环节，减排潜力大
二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)是指将CO2从工业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。按照流程，CCUS可分为捕集、输送、利用与封存几大环节。CCUS 可以捕集发电和工业过程中使用化石燃料所产生的多达 90%的 CO2，脱碳水平较高；但同时也面临着泄漏、污染物排放等风险。
▍概况：我国CCUS项目类型多样，但规模较小
从规模上看，我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。从覆盖技术来看，目前我国CO2捕集源覆盖燃煤电厂的燃烧前、燃烧后和富氧燃烧捕集等多种技术，CO2封存及利用涉及咸水层封存、EOR等多种方式。相比国外，我国CCUS 项目起步较晚，已投运或建设中的 CCUS 示范项目多以石油、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。
▍技术：进展显著，未来有望带动成本进一步下降
我国CCUS各环节技术均取得了显著进展，目前大部分处在基础研究、中试阶段或工业示范阶段。据《中国二氧化碳捕集利用与封存 (CCUS) 年度报告 (2021)》预计，到 2030 年我国全流程CCUS （按 250 公里运输计）技术成本为 310~770 元/吨CO2，到 2060 年将逐步降至 140~410 元/吨CO2。未来随着技术成本的持续下降，CCUS项目应用广度有望进一步提升。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》的规划，到2050年，我国CCUS产值将超过3300亿元/年。
▍商业模式：主要包含油企全流程独立运营和CCUS运营商模式
国内CCUS项目主要存在油企全流程独立运营和CCUS 运营商两种商业模式。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；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，因而交易成本较低。在CCUS 运营商模式下，CCUS出现了独立的市场化运营商。由于这种模式涉及多企业、多行业的合作，因此需通过法律、制度等的建设，促进社会责任、经济和社会效益的合理分配。
正文
1. CCUS：减排潜力大，有望助力碳中和
二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)减排潜力大，是实现碳中和目标的重要手段之一。本周我们从现有项目情况、各环节技术水平等方面分析CCUS现状及未来发展路径。
1.1. CCUS：分为捕集、输送、利用与封存环节、减排潜力大
碳捕获及封存（CCS）技术是发达国家比较重视的碳减排技术。但由于 CCS 技术其前沿的技术体系和巨大的工程规模，需要花费巨额资本、运营成本、额外能耗，并且安全性以及大型示范项目的系统整合都存在一定问题。故而我国在CCS基础上增加利用环节，提出了二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)，即将CO2从工业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。按照流程，CCUS可分为捕集、输送、利用与封存几大环节。从产业流程来看，CCUS依次涉及能源、钢铁、化肥、水泥、交通、化工、地质勘探、环保等众多CO2碳排放行业。
CO2捕集是指将电力、钢铁、水泥等行业利用化石能源过程中产生的CO2进行分离和富集的过程，是CCUS系统耗能和成本产生的主要环节。CO2捕集技术可分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。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。
CO2运输是指将捕集的CO2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。
CO2利用是指利用CO2的物理、化学或生物作用，在减少CO2排放的同时实现能源增产增效、矿产资源增采、化学品转化合成、生物农产品增产利用和消费品生产利用等，是具有附带经济效益的减排途径。根据学科领域的不同，可分为CO2地质利用、CO2化工利用和CO2生物利用三大类。
CO2地质封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2封存于地质构造中，实现与大气长期隔绝但不产生附带经济效益的过程。按封存地质体及地理特点划分，主要包括陆上咸水层封存、海底咸水层封存、陆上枯竭油气田封存和海底枯竭油气田封存等方式。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。
CCUS减排潜力大，但存在一定环境风险。CCUS 可以捕集发电和工业过程中使用化石燃料所产生的多达 90%的 CO2，脱碳水平较高。IEA 的研究结果显示，要达到巴黎 2 ℃的气候目标，到 2060 年，累计减排量的 14%来自于CCUS，且任何额外减排量的 37%也来自于 CCUS。IPCC 等国际机构也证实没有 CCUS 就无法实现国际气候变化目标。但同时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。
1.2. 概况：我国CCUS项目类型多样，但规模较小
国外CCUS项目起步早，规模较大。1972年美国建成Terrell项目，CO2捕集能力达40万～50万吨/年，这是国外最早报道的大型CCUS项目；随后，美国俄克拉荷马州Enid项目于1982年建成，通过化肥厂产生的CO2进行油田驱油，CO2捕集能力达70万吨/年。1996年，挪威Sleipner项目建成，它是世界上首个将CO2注入到地下(盐水层)的项目，年封存CO2量近百万吨。本世纪以来，美国、加拿大、澳大利亚、日本及阿联酋等国家加速推进CO2捕集项目的工业化。2014年，加拿大SaskPower公司的Boundary Dam Power项目成为全球第一个成功应用于发电厂CO2捕集项目，2019年该项目捕集CO2达61.6万吨。2015年，加拿大Quest项目将合成原油制氢过程中产生的CO2成功注入咸水层封存，每年CO2捕集能力达100万吨/年。
我国 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较为多样。从规模上看，我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。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。从覆盖技术来看，目前我国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。
相比国外，我国CCUS 项目起步较晚，且规模较小。我国已投运或建设中的 CCUS 示范项目多以石油、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。
1.3.技术：进展显著，未来有望带动成本进一步下降
我国CCUS各环节技术均取得了显著进展。目前大部分处在基础研究、中试阶段或工业示范阶段。分环节来看，我国捕集、输送技术发展相对较快，而利用与封存环节各技术发展相对较慢。
CO2捕集技术成熟程度差异较大。目前第一代碳捕集技术(燃烧后捕集技术、燃烧前捕集技术、富氧燃烧技术)发展渐趋成熟，但成本和能耗偏高、且缺乏广泛的大规模示范工程经验；而第二代技术(如新型膜分离技术、新型吸收技术等)仍处于实验室研发或小试阶段，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。燃烧后捕集技术是目前最成熟的捕集技术。从第一代技术来看，燃烧后捕集的单位成本、能耗、发电效率损失相比于其他两种捕集方法均较高。
我国输送环节各技术中，罐车和船舶运输较为成熟，管道运输进展相对较慢。我国罐车运输和船舶运输技术均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。我国管道输送尚处于中试阶段，落后于国外。CO2陆地管道输送技术是最具应用潜力和经济型的技术，目前吉林油田和齐鲁石化采用此方式输送。海底管道输送CO2的技术在国内尚处于研究阶段，成本比陆上管道高40%~70%。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》，到2035年我国将初步形成高效低成本的陆上管道，2040年将建成多个陆上管道网略，2050年建成陆海一体的管道网络。
利用与封存环节上，我国生物利用、化工利用进展与国外基本接近，地质利用与封存相对较慢。
地质利用方面，CO2-EOR已应用于多个驱油与封存示范项目。2010-2017年CO2累计注入量超过150万吨，累计原油产量超过50万吨，总产值约12.5亿元。
化工利用方面，我国已经实现了较大进展。2019年合成能源燃料的CO2利用规模约为10万t/a，产值约为1亿元/a；合成高附加值化学品的CO2利用规模约为10万t/a，产值约为4亿元/a；合成材料的CO2利用规模约为5万t/a，产值约为2亿元/a。
生物利用方面，根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》，我国转化为食品和饲料技术的CO2利用规模约为0.1万t/a，产值约为0.5亿元/a；转化为生物肥料技术的CO2利用规模约为5万t/a，产值约为5亿元/a；转化为化学品技术的CO2利用规模约为1万t/a，产值约为0.2亿元/a；气肥利用技术的CO2利用规模约为1万t/a，产值约为0.2亿元/a。
地质封存方面，基于2019年的技术水平，并考虑关井后20年的监测费用，陆上咸水层封存成本约为60元/tCO2，海底咸水层封存成本约为300元/tCO2，枯竭油气田封存成本约为50元/tCO2。
从发展路径来看，根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》，我国地质利用、化工利用、生物利用与地质封存技术，到2035年实现一般条件下的商业应用，到2040年实现广泛商业应用，到2050年广泛商业应用。
展望未来，我国 CCUS 技术成本仍有较大下降空间。从目前来看，我国CCUS各环节技术仍存在较大的发展空间。据《中国二氧化碳捕集利用与封存 (CCUS) 年度报告 (2021)》预计，到 2030 年，我国全流程CCUS （按 250 公里运输计）技术成本为 310~770 元/吨二氧化碳，到 2060 年，将逐步降至 140~410 元/吨二氧化碳。未来随着技术成本的持续下降，CCUS项目应用广度有望进一步提升。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》的规划，到2050年，我国CCUS产值将超过3300亿元/年。
1.4. 商业模式：主要包含油企全流程独立运营和CCUS运营商模式
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融资渠道相对受限，未来在成本下降及政策完善过程中有望逐步改善。由于CCUS 项目实施企业较难实现获利，因此不愿接受银行的债务融资。根据《中国二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS) 报告(2019)》的统计可见，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的赠款资金实现的。未来随着技术进步带动项目经济竞争力提升，叠加激励政策的进一步完善以及碳市场的成熟，我国CCUS项目的融资渠道有望扩宽。
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。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。
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。
