隨著“雙碳”目標的提出和碳減排?工作的不斷推進，中國CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage，碳捕獲、利用與封存）技術已進入快速發(fā)展時期。目前我國正從能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變，在這樣的大背景下，開展二氧化碳捕集、運輸、利用與地質封存全流程重大技術創(chuàng)新，開展大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化CCUS技術示范應用，可為碳減排目標的實現(xiàn)提供重要支撐，對服務國家戰(zhàn)略和經(jīng)濟社會綠色發(fā)展意義重大。當前中國 CCUS 正從國內外不斷積累工程經(jīng)驗、加快技術研發(fā)、持續(xù)加大投資、廣泛開展研究，CCUS 技術作為中國今后應對溫室效應的主要方向，正逐步展開大規(guī)模的示范工程，并取得了一定的成效。

一. 中國已具備大規(guī)模捕集利用與封存 CO2 的工程能力，正在積極籌備全流程 CCUS 產(chǎn)業(yè)集群。

國家能源集團鄂爾多斯 CCS（Carbon capture and storage, 碳捕獲與封存） 示范項目已成功開展了10萬噸 / 年規(guī)模的 CCS 全流程示范。中石油吉林油田 EOR （強化采油）項目是全球正在運行的 21 個大型 CCUS 項目中唯一一個中國項目，也是亞洲最大的 EOR 項目，累計已注入 CO2超過200萬噸。國家能源集團國華錦界電廠15萬噸/年燃燒后 CO2捕集與封存全流程示范項目已于 2019年開始建設，建成后將成為中國最大的燃煤電廠 CCUS 示范項目。2021 年7月，中石化正式啟動建設我國首個百萬噸級CCUS項目（齊魯石化—勝利油田CCUS項目）。

二. 中國CCUS技術項目遍布 19 個省份，捕集源的行業(yè)和封存利用的類型呈現(xiàn)多樣化分布。

中國 13 個涉及電廠和水泥廠的純捕集示范項目總的 CO2 捕集規(guī)模達85.65萬噸/年，11個 CO2 地質利用與封存項目規(guī)模達182.1 萬噸/年，其中EOR的 CO2利用規(guī)模約為154萬噸/年。

中國 CO2 捕集源覆蓋燃煤電廠的燃燒前、燃燒后和富氧燃燒捕集，燃氣電廠的燃燒后捕集，煤化工的 CO2 捕集以及水泥窯尾氣的燃燒后捕集等多種技術。CO2 封存及利用涉及咸水層封存、EOR、驅替煤層氣（ECBM）、地浸采鈾、CO2 礦化利用、CO2合成可降解聚合物、重整制備合成氣和微藻固定等多種方式。

三. 中國的CCUS各技術環(huán)節(jié)均取得了顯著進展，部分技術已經(jīng)具備商業(yè)化應用潛力。

（1）捕集技術

CO2 捕集技術成熟程度差異較大，目前燃燒前物理吸收法已經(jīng)處于商業(yè)應用階段，燃燒后化學吸附法尚處于中試階段，其它大部分捕集技術處于工業(yè)示范階段。

燃燒后捕集技術是目前最成熟的捕集技術，可用于大部分火電廠的脫碳改造，國華錦界電廠正在建設的15萬噸碳捕集與封存示范項目，屬于目前中國規(guī)模最大的燃煤電廠燃燒后碳捕集與封存全流程示范項目。

燃燒前捕集系統(tǒng)相對復雜，整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)（IGCC）技術是典型的可進行燃燒前碳捕集的系統(tǒng)。華能天津 IGCC項目以及連云港清潔能源動力系統(tǒng)研究設施屬于此類項目。

富氧燃燒技術是最具潛力的燃煤電廠大規(guī)模碳捕集技術之一，產(chǎn)生的 CO2濃度較高（約 90%~95%），更易于捕獲。富氧燃燒技術發(fā)展迅速，可用于新建燃煤電廠和部分改造后的火電廠。

當前第一代碳捕集技術（燃燒后捕集技術、燃燒前捕集技術、富氧燃燒技術）發(fā)展?jié)u趨成熟，主要瓶頸為成本和能耗偏高、缺乏廣泛的大規(guī)模示范工程經(jīng)驗 。第二代技術（如新型膜分離技術、新型吸收技術、新型吸附技術、增壓富氧燃燒技術等）仍處于實驗室研發(fā)或小試階段，技術成熟后其能耗和成本會比成熟的第一代技術降低 30% 以上，2035 年前后有望大規(guī)模推廣應用。

（2）輸送技術

在現(xiàn)有 CO2輸送技術中，罐車運輸和船舶運輸技術已達到商業(yè)應用階段，主要應用于規(guī)模10萬噸/年以下的 CO2輸送。中國已有的 CCUS示范項目規(guī)模較小，大多采用罐車輸送。華東油氣田和麗水氣田的部分 CO2通過船舶運輸。管道輸送尚處于中試階段，吉林油田和齊魯石化采用路上管道輸送 CO2。海底管道運輸?shù)某杀颈汝懮瞎艿栏?0%~70%，目前海底管道輸送 CO2的技術缺乏經(jīng)驗，在國內尚處于研究階段。

（3）利用與封存技術

在 CO2 地質利用及封存技術中，CO2 地浸采鈾技術已經(jīng)達到商業(yè)應用階段，EOR（二氧化碳氣驅強化采油） 已處于工業(yè)示范階段，EWR （二氧化碳強化咸水開采）已完成先導性試驗研究，ECBM（提高煤層氣采收率）已完成中試階段研究，礦化利用已經(jīng)處于工業(yè)試驗階段，CO2 強化天然氣、強化頁巖氣開采技術尚處于基礎研究階段。

四. 中國 CO2-EOR （二氧化碳氣驅強化采油）項目主要集中在東部、北部、西北部以及西部地區(qū)的油田附近及中國近海地區(qū)。

國家能源集團的鄂爾多斯10萬噸/年的 CO2咸水層封存已于2015年完成30萬噸注入目標，停止注入。國家能源集團國華錦界電廠15 萬噸/年燃燒后 CO2捕集與封存全流程示范項目，擬將捕集的 CO2進行咸水層封存，目前尚在建設中。2021年7月，中石化正式啟動建設我國首個百萬噸級CCUS 項目（齊魯石化—勝利油田CCUS項目），有望建成為國內最大CCUS 全產(chǎn)業(yè)鏈示范基地。中國科學院過程工程研究所在四川達州開展了5萬噸/年鋼渣礦化工業(yè)驗證項目。浙江大學等在河南強耐新材股份有限公司開展了 CO2深度礦化養(yǎng)護制建材萬噸級工業(yè)試驗項目。四川大學聯(lián)合中石化等公司在低濃度尾氣 CO2直接礦化磷石膏聯(lián)產(chǎn)硫基復合肥技術研發(fā)方面取得良好進展。

雖然中國CCUS技術目前已經(jīng)實現(xiàn)了較大進展，但要實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展仍存在著經(jīng)濟、市場、技術、環(huán)境和政策等多方面的困難和問題，仍面臨許多阻力和挑戰(zhàn)。

1. CCUS項目成本普遍較高，尚未形成產(chǎn)業(yè)集群。在實際應用中，高昂的投資成本及運行成本阻礙了CCUS項目的順利推進。但油價上漲可以大幅度提高 CO2承受成本，對于有一定承受力的油田，油價每增加10美元/桶，其承受成本將增加12～92元/噸，但只有不到1/4的油田可承受200元/噸以上的來源成本 （捕集+壓縮+運輸成本）。從煤電行業(yè)來看，情況似乎更加不容樂觀。在現(xiàn)有技術條件下，煤電示范項目安裝碳捕集裝置后，捕集每噸 CO2將額外增加140～600元/噸的運行成本，直接導致發(fā)電成本大幅增加，無法實現(xiàn)減排收益，嚴重影響著企業(yè)開展CCUS示范項目的積極性。

2. CCUS產(chǎn)業(yè)關鍵技術有待進一步突破，資金支持力度仍需加大。若要推動第二代燃煤電廠碳捕集技術在2030年示范完成并投入商業(yè)化運營，應進一步增加政策扶持和融資力度。同時，燃燒前處理技術仍屬新興技術，發(fā)電機成本較高，需要加快技術研發(fā)步伐。另一方面，受現(xiàn)有的CCUS技術水平的制約，在項目部署時將使一次能耗增加10%～20%甚至更多，效率損失很大，嚴重阻礙著CCUS技術的推廣和應用。要迅速改變這種狀況就需要更多的資金投入。

3. 商業(yè)模式尚未成熟，產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨多重阻礙。全流程CCUS示范項目涉及電力、煤化工、鋼鐵、油氣等多個行業(yè)的不同企業(yè)，項目的實施普遍面臨收益分享、責任分擔和風險分擔等難題，需要建立有效的協(xié)調機制或行業(yè)規(guī)范，以及長期公平的合作模式，有效解決氣源供給、管網(wǎng)輸送、地企關系等難題，從而實現(xiàn)CCUS項目各環(huán)節(jié)的良好對接。

根據(jù)《中國碳捕集利用與封存技術發(fā)展路線圖(2019)》，隨著成本降低、技術進步、政策激勵，CCUS技術的產(chǎn)值規(guī)模有望在2025年超過200億元/年，到2050年超過3300億元/年，按保守情形估計2025-2050年平均年增長率為11.87%。盡管CCUS目前仍面臨很多困難和挑戰(zhàn)，但長期來看，低成本、商業(yè)化、集群化規(guī)模部署是CCUS大的發(fā)展趨勢，也是國家實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的重大需求。

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