CCUS(应对全球气候变化的技术之一)

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CCUS（全称Carbon Capture, Utilization and Storage），即碳捕获、利用与封存技术，可以将生产过程中排放的二氧化碳捕集、封存，或者进行提纯后投入到新的生产过程中循环再利用，是唯一能够大量减少工业流程温室气体排放的手段，也是应对全球气候变化的关键技术之一。

CCUS技术由CO2的捕集、运输、利用和封存这4个环节构成，按各个环节之间不同排列组合，又包括CS（碳捕集与封存）、CU（碳捕集与利用）、CTS（碳捕集、运输与封存）等不同子集。其商业模式主要包括传统模式、碳交易、税收抵免、差价合约4类。著名项目有挪威Sleipner项目、华能北京高碑店市碳捕集装置、绿色煤电计划等。

中国CCUS实践起步较晚，2006年左右学术界和工业界首次提出“CCS+U”（即CCUS）的概念。2007年以来，国务院及相关部委牵头发布了一系列国家政策和发展规划，提出要鼓励和支持发展CCUS产业，将CCUS列为国家重点推广的低碳技术和能源技术革命重点，提出加强CCUS战略规划和标准制定，积极开展CCUS技术研究和示范。2022年8月29日，中国石化宣布，中国石化齐鲁石油化工公司胜利油田百万吨级CCUS项目正式注气运行，标志着中国CCUS产业开始进入技术示范中后段——成熟的商业化运营。2025年5月，中国首个海上CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）项目在珠江口盆地的恩平市15-1平台投用。

截至2021年9月，全球共有135个运营、建设、开发或暂停的商业化CCUS项目，分布于全球25个国家，其中美国占70个、欧盟占35个、加拿大占8个，中国有6个CCUS项目达到Global CCS Institute界定的商业化标准。

定义与解析

CCUS是指将二氧化碳从工业生产、能源利用或大气中分离出来，并加以利用或注入地层以实现永久减排的过程。

捕集

二氧化碳从各种工业源排放，如水泥生产、钢铁、石油和天然气生产、化石燃料制氢、天然气加工和火力发电。根据排放强度的不同，二氧化碳在进入大气之前就会被捕获、压缩，然后被储存或利用。

封存

二氧化碳可以贮存在地质贮存器中，地质贮存器使用的温度和压力与石油和天然气数百万年来固有的贮存温度和压力相同。《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》显示，中国建成或在建的CCUS示范项目超过100个，涵盖电力、油气、化工、水泥、钢铁等多个行业，其中超过半数的项目已建成投产。初步具备了大规模捕集、利用和封存CO₂的工程能力。尽管全球都在发展CCUS，但推动CCUS发展的途径也有差异。比如在对捕集后二氧化碳的处置方面，欧洲更加侧重于封存。全球首个规模化二氧化碳封存水层项目——挪威石油公司北海Sleipner项目自1996年启动以来，每年在北海海底封存二氧化碳约100万吨，已累计封存二氧化碳超过1600万吨。与欧洲侧重于碳封存不同，中美两国则还关注碳的利用。在获得全球各国政策之外，技术本身在产业界的大规模商业化使用，则意味着CCUS技术能够真正长期发挥价值。

利用

利用是指将捕集后二氧化碳转化为具有经济效益的增值产品的过程。碳利用市场大致可分为三大类：矿化、化学和生物。

技术原理

CCUS技术由CO2的捕集、运输、利用和封存这4个环节构成，按各个环节之间不同排列组合，又包括CS（碳捕集与封存）、CU（碳捕集与利用）、CTS（碳捕集、运输与封存）等不同子集。

二氧化碳捕集

二氧化碳的捕集方式主要有三种：燃烧前捕集（Pre-combustion）、富氧燃烧（Oxy-fuel combustion）和燃烧后捕集（Post-combustion）。

燃烧前捕集

燃烧前捕集主要运用于IGCC（整体煤气化联合循环）系统中，将煤高压富氧气化变成煤气，再经过水煤气变换后将产生CO2和氢气（H2），气体压力和CO2浓度都很高，将很容易对CO2进行捕集。剩下的H2可以被当作燃料使用。该技术的捕集系统小，能耗低，在效率以及对污染物的控制方面有很大的潜力，因此受到广泛关注。然而，IGCC发电技术仍面临着投资成本太高，可靠性还有待提高等问题。

富氧燃烧

富氧燃烧采用传统燃煤电站的技术流程，但通过制氧技术，将空气中大比例的氮气（N2）脱除，直接采用高浓度的氧气（O2）与抽回的部分烟气（烟道气）的混合气体来替代空气，这样得到的烟气中有高浓度的CO2气体，可以直接进行处理和封存。该技术路线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。

燃烧后捕集

燃烧后捕集即在燃烧排放的烟气中捕集CO2，如今常用的CO2分离技术主要有化学吸收法（利用酸碱性吸收）和物理吸收法（变温或变压吸附），此外还有膜分离法技术，处于发展阶段，但却是公认的在能耗和设备紧凑性方面具有非常大潜力的技术。从理论上说，燃烧后捕集技术适用于任何一种火力发电厂。然而，普通烟气的压力小体积大，CO2浓度低，而且含有大量的N2，因此捕集系统庞大，耗费大量的能源。

二氧化碳运输

捕集到的二氧化碳必须运输到合适的地点进行封存，可以使用汽车、火车、轮船以及管道来进行运输。一般说来，管道是最经济的运输方式。2008年，美国约有5800千米的CO2管道，这些管道大都用以将CO2运输到油田，注入地下油层以提高石油采收率（Enhanced Oil Recovery，EOR）。

二氧化碳封存

二氧化碳封存的方法有许多种，一般说来可分为地质封存（Geological Storage）和海洋封存（Ocean Storage）两类。

地质封存

地质封存一般是将超临界状态（气态及液态的混合体）的CO2注入地质结构中，这些地质结构可以是油田、气田、咸水层、无法开采的煤矿等。IPCC的研究表明，CO2性质稳定，可以在相当长的时间内被封存。若地质封存点经过谨慎的选择、设计与管理，注入其中的CO2的99%都可封存1000年以上。

把CO2注入油田或气田用以驱油或驱气可以提高采收率（使用EOR技术可提高30%~60%的石油产量）；注入无法开采的煤矿可以把煤层中的煤层气驱出来，即所谓的提高煤层气采收率（Enhanced Coal Bed 甲烷 Recovery，ECBM）。然而，若要封存大量的CO2，最适合的地点是咸水层。咸水层一般在地下深处，富含不适合农业或饮用的咸水，这类地质结构较为常见，同时拥有巨大的封存潜力。

海洋封存

海洋封存是指将CO2通过轮船或管道运输到深海海底进行封存。然而，这种封存办法也许会对环境造成负面的影响，比如过高的CO2含量将杀死深海的生物、使海水酸化等，此外，封存在海底的二氧化碳也有可能会逃逸到大气当中（有研究发现，海底的海水流动到海面需要1600年的时间）。

政策及实践

中国

2007年以来，国务院及相关部委牵头发布了一系列国家政策和发展规划，提出要鼓励和支持发展CCUS产业，将CCUS列为国家重点推广的低碳技术和能源技术革命重点，提出加强CCUS战略规划和标准制定，积极开展CCUS技术研究和示范。环境评价方面，2016年原环境保护部（现生态环境部）发布的《二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南（试行）》为CCUS项目环评提供了切实的规范和指导；技术标准方面，2018年住房和城乡建设部发布的《烟气二氧化碳捕集纯化工程设计标准》是中国仅有的技术标准文件。总体而言，中国针对CCUS发布的文件绝大多数为指导性、鼓励性政策文件，尚无专门立法对CCUS准入、建设、运营、监管、终止等环节进行详细规制。

中国CCUS实践起步较晚，2006年左右学术界和工业界首次提出“CCS+U”（即CCUS）的概念。中国CCUS技术处于研发与示范阶段，已投运和建设中的CCUS示范项目约40个，多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模或全流程工业化项目。中国试点示范项目的投资主要来源于重点国有企业，民营资本参与度较低。2022年1月29日，中国石化对外宣布，中国最大的碳捕集利用与封存全产业链示范基地、中国首个百万吨级CCUS（碳捕集、利用与封存）项目——中国石化齐鲁石油化工公司胜利油田CCUS项目全面建成。同年6月27日，中国海油、广东省发展改革委、壳牌、埃克森美孚签署《大亚湾工业园区二氧化碳捕集利用及封存集群研究项目谅解备忘录》，该项目是中国首个千万吨级海上CCUS集群项目。同年8月29日，中国石化宣布，齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目正式注气运行，标志着中国CCUS产业开始进入技术示范中后段——成熟的商业化运营。同年11月4日，中国石化与壳牌、宝钢09CrCuSb质保书真伪验证、巴斯夫在上海签署合作谅解备忘录，四方将开展合作研究，在华东地区共同启动中国首个开放式千万吨级CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）项目。

2025年5月，中国首个海上CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）项目在珠江口盆地的恩平市15-1平台投用。

美国

美国的碳捕集与封存（carboncaptureand storage，CCS3）商业设施数量全球领先，全球第一个CCS设施于1972年在美国得克萨斯州建立。截至2021年9月，全球碳捕集与封存大规模全流程商业设施总计135个（包括正在运行、早期开发、在建等项目），其中70个位于美国，且CCUS项目应用广泛，涉及水泥制造、燃煤发电、燃气发电、垃圾发电、化学工业等行业，这主要得益于美国对CCUS技术的政策支持。在CCUS技术领域，美国从早期侧重CCUS研发与示范（RD&D）逐渐过渡到RD&D与市场开发、基础设施建设协同促进CCUS的发展。

在技术RD&D方面，自1997年以来，美国能源部的化石能源办公室一直致力于CCUS的研发和示范，不断增加研发资金。2020年12月美国出台的《2020能源法案》将CCUS的研发支持力度大幅提高，提出在2021-2025年提供超60亿乙美元的研发资金支持，是自《2009美国复苏与再投资法案》（34亿美元）以来的最高水平。2021年11月5日，美国能源部宣布启动“负碳攻关计划”（Carbon Negative Earthshots），旨在从空气中去除10亿吨CO2，并将捕集和封存CO2的成本降至100美元/吨以下。

在商业应用方面，《2008能源改进和扩展法案》中确立的48A和45Q投资税收抵免政策促进CCS的市场开发。45Q税收抵免政策经过2018年的修订后，每吨CO2的补助金额得到了大幅提升，采用递进式CO2补贴价格的设定方式。2021年拜登政府上任以后，陆续提出了《准用45Q法案》《碳捕集现代化法案》《碳捕集、利用和封存税收抵免修正法案》《为我们的能源未来融资法案》等来促进CCS的市场开发。

在基础设施建设方面，2021年3月美国两党提出了《封存二氧化碳和降低排放量(SCALE)法案》，提出建立二氧化碳基础设施融资和创新法案（CIFIA）计划、安全的地质封存基础设施开发计划以及为环境保护署（美国国家环境保护局）在盐碱地质层中的第六类许可证（进行地下CO2储存所需的许可证）提供更多资金等措施。2021年11月美国通过《基础设施投资法案》提出提供近50亿美元用于支持CO2运输和储存基础设施和场地的开发和融资。

欧盟

欧盟在CCS制度化和规范化方面走在全球前列，代表性法规CCS指令（2009/31/EC）是世界第一部关于CCS的详细立法，详细规定了CO2运输、封存场地选址、勘探和封存许可证发放、运营与关闭以及关闭后的责任和义务、CO2监测、信息公开等具体要求，以及对现有各相关指令的修订，建立起在欧盟内开展CO2地质封存的法律和管理框架。欧盟CCS相关政策多与能源、气候变化政策联系在一起，如《2030年气候与能源政策框架》指出CCS是欧盟能源和碳密集行业大幅减排的关键技术，要加大CCCS研发力度和商业示范；《2050长期战略》将CCS作为实现碳中和目标的七大战略技术领域之一；欧盟委员会在《欧洲绿色协议》中提出将CCS纳入向气候中立过渡所需的技术，将其视为关键工业部门脱碳的优先领域之一。2021年通过的《欧洲气候法》把气候中立的政治承诺转变为法律义务，预计未来将继续加大CCS相关政策支持。

欧盟多个研发资助计划支持CCUS的研发和部署。地平线欧洲计划在2021年和2022年分别提供3200万欧元和5800万欧元资金资助CCUS技术研发。截至2021年9月，欧盟有35个商业CCUS项目。与美国不同，欧洲的CCUS示范项目主要依靠欧盟碳交易市场（EUETS）来体现。

日本

日本长期致力于低排放发展战略，将CCUS技术与氢能、可再再生能源、储能、核能等并列为日本实现碳中和目标的关键技术。在《能源技术战略路线图》《国家能源新战略》《第五期能源基本计划》等政策规划中均提出要加紧开发CCUS相关技术。2014年推出的《战略能源计划》提出要在2020年左右实现CCUS技术的实际应用，并尽早建设CCUS就绪的设施，以支持CCUS的商业化。由于日本资源匮乏以及没有可用于EOR的油气产区地质条件等原因，日本在国际上参与海外CCUS项目投资，如美国的Petra Nova，在国内致力于发展碳循环利用技术，并于2019年发布了《碳循环利用技术路线图》，设定了碳循环利用技术的发展路径，以加快CCUS技术战略部署的脚步，2021年对该路线图进行了修订以促进其进一步发展。2020年发布的《革新环境创新战略》和《实现2050碳中和的绿色增长战略》均提出要大力发展CCUS和碳循環不利用技术，以积极抢占碳循环利用技术创新高地。

在技术研发方面，日本新能源产业综合开发机构（nedo）是发展CCUS技术的主要政府科研机构，主要通过NEDO的碳循环和下一代火力发电等技术开发计划（2016-2025年）、CCUS研发/示范相关计划（2018-2026年）等促进CCUS技术研发。2021年，NEDO宣布将在“碳循环和下一代火力发电等技术开发”框架下，于2021-2025年投资130亿日元用于支持CO2循环利用技术发展；2022年1~2月，NEDO相继宣布在绿色创新基金框架下投资382.3亿日元用于碳分离和回收，1152.8亿日元用以支持将CO2等转化为运输用合成燃料、可持续航空燃料、甲烷以及绿色液化石油气等技术开发，490亿日元用以支持待CO2还原制化学品。

韩国

韩国将CCUS作为低碳绿色增长和实现国家碳减排目标的关键技术。2010年7月，绿色增长委员会制定了“韩国国家CCS综合计划”，以实现国家碳减排目标，并通过高效的CCS技术发展创造新的增长引擎。2010年11月，韩国成立了二氧化碳捕集与封存协会（KCCSA）以推进CCS技术的发展。2021年3月，韩国发布《碳中和技术创新推进战略》，将CCUS作为实现碳中和的十项关键技术之一。2021年9月，韩国发布CCUS技术发展报告，提出技术的研发主题、短中长期技术路线和目标等。2021年年9月，韩国产业通商资源部宣布2021-2025年将提供950亿韩元用以支持高排放行业的CCUS技术发展。

加拿大

碳交易：加拿大已建立包括阿尔伯塔省省（主要油气生产省份）在内的13个地方碳市场，阿尔伯塔碳市场是纳入CCUS项目最多的碳市场，CCUS项目可通过阿尔伯塔排放抵消体系（Albert Emission Offset System，AEOS）进行认证。截至2020年初，AEOS总计签发核证减排量5600万吨CO2当量，其中CCUS项目占9.2%。

交易量补贴机制：加拿大阿尔伯塔省碳抵消机制规定，非EOR的CCUS项目每减排1吨CO2可获得2吨的碳减排额。

碳税反向激励：2021年加拿大最高法院通过《2018年温室气体污染定价法》，将碳税从2021年40加拿大元/吨提高到2030年170加元/吨。高昂的碳税和严苛的环保政策驱动企业（尤其是油气企业）发展CCUS项目。

挪威

碳税反向激励：挪威自1991年起对石油、天然气、矿物油、焦炭企业征收碳税，2021年宣布将从当前590挪威克朗/吨进一步提高至2030年的2000挪威克朗/吨。挪威的CCUS项目受到了碳税政策的间接激励，企业通过碳捕集避免高昂的碳税。

澳大利亚

碳交易：澳大利亚将CCUS项目纳入减排基金（Emission Reduction Fund，ERF），允许符合条件的CCUS项目获得澳大利亚碳信用单位（Australian Carbon Credit Units，ACCU），可按合同出售给政府或通过二级市场出售给私人实体。这是亚太地区第一个针对CCUS的CO2减排财政激励计划。

商业模式

传统模式

提高石油或天然气采收率（EOR/EGR）。

碳交易

美国、加拿大、欧洲、澳大利亚等国均将CCUS项目纳入碳交易框架内，就CCUS项目签发核证减排量并允许参与碳交易。

税收抵免

美国对CCUS的激励措施还包括税收抵免，实践中，税收抵免模式往往与其他商业模式结合使用。

差价合约

与电力行业差价合约类似，投资人与政府通过合约设定执行价作为碳市场背景下的价格保证机制。执行价可基于碳捕集设施投资运营成本或工业产品价格（可平价或一定溢价），为投资者提供了相对稳定的回报。

技术风险

与碳市场衔接和减排量核算风险

需要关注东道国碳市场相关政策与实践是否与CCUS项目衔接。将CCUS纳入碳市场、运营方通过核证碳减排量获益对助推CCUS行业发展至关重要，在衔接的过程中需要明确减排量核算机制，以及核算减排量可能的双重计算等问题。

封存后责任转移风险

CCUS项目生命周期长，在运输、注入和封存过程中存在泄漏风险，CO2长期地下封存也有较大的潜在环境风险，因此运营方应关注封存后的监测义务和责任转移制度，涉及政府、运营方与第三方（如评估机构）的责任分摊。国际上CCUS项目关闭均未超过30年，尚无成熟的法律规范或监管框架，欧盟和加拿大提供了立法示范，均规定一定期限的“关闭保证期”，保证期内运营方仍有持续监测义务，须设立泄漏风险方案、定期向主管部门汇报，保证期满并经主管部门审核后，监测责任转移至政府主管部门。

产业链涉及的权属风险

CCUS项目不仅时间跨度长而且涉及空间范围广，从运输阶段管道占地到封存阶段厂址占有使用等都会涉及到所有权或使用权问题，尤其是地下存储空间使用权、注入到存储空间的CO2所有权等；海上CCUS项目还需考虑到用海相关问题。运营商应对CCUS产业链涉及的所有权或使用权权属清晰界定，从而厘清自身应承担的责任。

碳价或油价等价格风险

CCUS项目大多通过EOR/EGR实现收益，盈利性受油价、气价的影响。未来CCUS项目将很大程度上依赖碳交易市场实现盈利，碳价或碳税稳定性对收益有较大影响。运营商需关注原油、天然气、碳价等价格风险。

项目融资渠道

中国项目基本为示范类项目，主要资金来源为企业自有资金，除个别项目有地方政府政策、资金支持或国内外研发赠款外，几乎没有金融机构参与。国外CCUS项目融资方式更为多样，从企业自筹到政府资助、企业联合投资或成立合资公司、绿色基金、多边银行或国际金融机构、商业贷款等。CCUS项目建设运营成本高、环境责任和风险较高，运营商需关注项目可融资性风险以及融资渠道问题。

著名项目

美国未来发电计划（FutureGen）

项目原打算在一个260MW的IGCC电厂测试碳捕集技术和CCS系统，目标是将电厂废气减少到近零排放的水平。2008年6月30日美国能源局宣布将重新整合未来煤电计划。美国能源局将只赞助CCS系统，而不再向IGCC电厂投资。

挪威Sleipner项目

Sleipner项目开始于1996年，是世界上首个将CO2封存在地下咸水深层的商业实例，由Equinor运营。该项目每年可封存100万吨CO2。

德国黑泵电厂项目

德国黑泵电厂是世界上首个能捕集和封存自身所产生的CO2的燃煤电厂，于2008年9月9日由瑞典瀑布电力公司在德国东北部的施普伦贝格动工建设，电厂装机容量为30MW。

华能北京高碑店碳捕集装置

中国于2008年在北京一个热电厂改造了CO2捕集设备，该示范项目由澳大利亚科学与工业研究组织（CSIRO）、中国华能以及西安热工院研究院（TPRI）联合建设。该项目是对华能北京高碑店热电厂进行碳捕集改造，设计CO2回收率大于85%，年回收CO2能力为3000吨。该示范项目已于2008年7月16日正式投产。

华能上海石洞口第二电厂

华能上海石洞口第二电厂碳捕获项目是在其二期新建的两台66万千瓦的超超临界机组上安装碳捕集装置，该装置总投资约1亿元，由西安热工研究院设计制造，处理烟气量为66000标准立方米/小时，约占单台机组额定工况总烟气量的4%，设计年运行时间为8000小时，年生产食品级二氧化碳10万吨。该项目已于2009年12月30日投入运营。

中电投重庆合川双槐电厂

中电投重庆合川双槐电厂是在一期两台30万千瓦的机组上建造碳捕集装置，总投资约1235亿元，由中电投远达环保工程有限公司自主研发设计，年处理烟气量为5000万标准立方米，年生产工业级二氧化碳1万吨。该碳捕集项目于 2010年1月20日投入运营。

中英碳捕集与封存合作项目（NZEC）

中英煤炭利用近零排放合作项目（Near Zero Emissions Coal）旨在应对中国日益增加的燃煤能源生产和二氧化碳（CO2）排放。英国计划通过三个阶段实现NZEC示范的目标。第一阶段，研究在中国示范和发展CCS技术的可行性方案；第二阶段，进一步开展CCS技术的开发工作；第三阶段，在2014年之前建成CCS技术示范电厂。

中英煤炭利用近零排放项目（COACH）

中英煤炭利用近零排放项目（COoperation Action within CCS CHina-EU）旨在促进中欧碳捕集与封存（CCS）领域的合作。双方计划建造一座具备CO2捕集与封存技术的燃煤电厂，COACH项目将为这一计划提供必要的技术支持。

绿色煤电计划（Greengen）

绿色煤电计划是中国中国华能集团公司于2004年提出的，计划的总体目标是研究开发、示范推广以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主、并对污染物和CO2进行高效处置的煤基能源系统；大幅度提高煤炭发电效率，使煤炭发电达到污染物和CO2的近零排放。2009年7月6日，绿色煤电天津IGCC示范电站开工建设，总投资21亿元，采用华能自主研发的具有自主知识产权的每天2000吨级两段式干煤粉气化炉，首台机组将于2011年建成。

地下封存项目

2012年8月6日，中国首个二氧化碳封存至地下咸水层的全流程示范工程建成投产取得了碳捕获与封存（CCS）技术领域的突破性进展。这个由中国最大的煤炭企业国家能源集团实施的10万吨/年“CCS”示范项目，是中国百万吨级煤直接液化示范项目的环保配套工程，被列为国家科技支撑计划重点科研项目。

恩平15-1平台项目

恩平15-1平台是亚洲最大的海上原油生产平台，距离深圳市西南约200公里，作业水深约90米，所开发油田群高峰日产汽车公司原油超7500吨。恩平15-1油田为高含二氧化碳油田，若按常规模式开发，二氧化碳将随原油一起被采出地面，不仅对海上平台设施和海底管线造成腐蚀，还将增加二氧化碳排放量。油田开发伴生的二氧化碳被捕集、提纯、加压至超临界状态，通过一口CCUS井，以初期8吨/小时的速度精准注入地下油藏，既驱动原油增产，又实现二氧化碳封存，开创了“以碳驱油、以油固碳”的海洋能源循环利用新模式。