随着“双碳”目标的提出和碳减排工作的不断推进，中国CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage，碳捕获、利用与封存）技术已进入快速发展时期。目前我国正从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，在这样的大背景下，开展二氧化碳捕集、运输、利用与地质封存全流程重大技术创新，开展大规模产业化CCUS技术示范应用，可为碳减排目标的实现提供重要支撑，对服务国家战略和经济社会绿色发展意义重大。当前中国 CCUS 正从国内外不断积累工程经验、加快技术研发、持续加大投资、广泛开展研究，CCUS 技术作为中国今后应对温室效应的主要方向，正逐步展开大规模的示范工程，并取得了一定的成效。
一. 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（Carbon capture and storage, 碳捕获与封存） 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 （强化采油）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）。
二. 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的 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。
三. 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，国华锦界电厂正在建设的15万吨碳捕集与封存示范项目，属于目前中国规模最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集与封存全流程示范项目。
燃烧前捕集系统相对复杂，整体煤气化联合循环（IGCC）技术是典型的可进行燃烧前碳捕集的系统。华能天津 IGCC项目以及连云港清洁能源动力系统研究设施属于此类项目。
富氧燃烧技术是最具潜力的燃煤电厂大规模碳捕集技术之一，产生的 CO2浓度较高（约 90%~95%），更易于捕获。富氧燃烧技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂和部分改造后的火电厂。
当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，主要瓶颈为成本和能耗偏高、缺乏广泛的大规模示范工程经验 。第二代技术（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。
（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。华东油气田和丽水气田的部分 CO2通过船舶运输。管道输送尚处于中试阶段，吉林油田和齐鲁石化采用路上管道输送 CO2。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）利用与封存技术
在 CO2地质利用及封存技术中，CO2地浸采铀技术已经达到商业应用阶段，EOR（二氧化碳气驱强化采油） 已处于工业示范阶段，EWR （二氧化碳强化咸水开采）已完成先导性试验研究，ECBM（提高煤层气采收率）已完成中试阶段研究，矿化利用已经处于工业试验阶段，CO2强化天然气、强化页岩气开采技术尚处于基础研究阶段。
四. 中国 CO2-EOR （二氧化碳气驱强化采油）项目主要集中在东部、北部、西北部以及西部地区的油田附近及中国近海地区。
国家能源集团的鄂尔多斯10万吨/年的 CO2咸水层封存已于2015年完成30万吨注入目标，停止注入。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，拟将捕集的 CO2进行咸水层封存，目前尚在建设中。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），有望建成为国内最大CCUS 全产业链示范基地。中国科学院过程工程研究所在四川达州开展了5万吨/年钢渣矿化工业验证项目。浙江大学等在河南强耐新材股份有限公司开展了 CO2深度矿化养护制建材万吨级工业试验项目。四川大学联合中石化等公司在低浓度尾气 CO2直接矿化磷石膏联产硫基复合肥技术研发方面取得良好进展。
虽然中国CCUS技术目前已经实现了较大进展，但要实现规模化发展仍存在着经济、市场、技术、环境和政策等多方面的困难和问题，仍面临许多阻力和挑战。
1. CCUS项目成本普遍较高，尚未形成产业集群。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。
2. 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，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。
3. 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。
根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019)》，随着成本降低、技术进步、政策激励，CCUS技术的产值规模有望在2025年超过200亿元/年，到2050年超过3300亿元/年，按保守情形估计2025-2050年平均年增长率为11.87%。尽管CCUS目前仍面临很多困难和挑战，但长期来看，低成本、商业化、集群化规模部署是CCUS大的发展趋势，也是国家实现碳达峰碳中和目标的重大需求。
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