“雙碳”目標下，預計2060年我國能源活動CO?排放約17億噸，需通過CO?捕集、利用與封存（CCUS）及森林碳匯等進行削減，CCUS將在我國建設新型能源體系進程中發揮重要支撐作用。我國工業領域應通過何種CCUS技術和業務路徑來達成低成本、可持續的低碳轉型，是發展CCUS產業面臨的最直接問題。
“雙碳”目標下，預計2060年我國能源活動CO?排放約17億噸，需通過CO?捕集、利用與封存（CCUS）及森林碳匯等進行削減，CCUS將在我國建設新型能源體系進程中發揮重要支撐作用。我國工業領域應通過何種CCUS技術和業務路徑來達成低成本、可持續的低碳轉型，是發展CCUS產業面臨的最直接問題。
CCUS產業鏈包括上游的CO?捕集、中游的運輸和下游的CO?利用或封存3個環節，且每個環節的技術與經濟特點也各不相同。若一個CCUS項目同時包括這3個環節，則稱之為全流程項目。
捕集環節將化石能源利用、工業生產過程中產生或大氣中的CO?進行分離和富集，并將其壓縮注入容器，是技術最為密集的環節，從技術路徑上主要分為燃燒前捕集、燃燒后捕集、富氧燃燒和化學鏈燃燒等。該環節能耗較大，即便是當前國際先進的捕集技術能耗也在50千克標煤/噸CO?左右，捕集氣源的CO?濃度越高、捕集規模越大，能耗和成本下降越明顯。
運輸環節將捕集處理后的CO?運輸至利用或封存目的地，運輸方式包括罐車、船舶、管道等。罐車適合于短距離、中小規模運輸。船舶運輸受地域限制，目前有少量小型船只從事CO?運輸。
CO?臨界參數較低，因而中長距離管輸可通過氣相、液相及超臨界相等多種相態輸送。利用環節通過各類工程技術手段使捕集的CO?實現資源化利用。其中，地質利用將CO2注入地下強化原油、煤層氣、鈾礦等資源生產；化工、生物、礦化利用分別通過化工過程、模擬光合作用和酸堿中和固化將CO2轉化為附加值較高的能源化工產品。封存環節則通過將捕集的CO?注入各類深部存儲介質，實現與大氣長期隔絕。
陸地和海底的咸水層、枯竭油氣藏等地質空間及富鈣鎂離子資源、天然氣水合物等礦物都可用于封存CO?。
隨著我國錨定“雙碳”目標，國內CCUS技術呈現出快速發展態勢，當前CCUS項目數量超過80個，CO?處理能力約400萬噸/年，但項目仍以工業示范和小型試驗為主，全流程一體化的大規模項目僅有中國石化齊魯石化—勝利油田百萬噸級示范工程。CCUS產業的整體發展規模與發展目標之間還存在一定差距，亟需通過探究CCUS業務的技術成熟度和經濟可行性等，提出適宜當前和未來各時段的CCUS業務路徑，為我國工業領域規?；_展CCUS業務、助力達成“雙碳”目標提供思路。
在對CCUS全流程產業鏈充分調研和剖析的基礎上，將研究分為技術成熟度和經濟可行性兩個模塊先后推進，全面囊括CCUS各個環節的技術經濟變量因素，選取符合我國CCUS產業實際情況的變量范圍，構建出CCUS全流程技術經濟評價體系（見圖1）。
技術成熟度模塊分別選取了捕集、運輸、利用或封存環節中受到廣泛關注的CCUS相關技術，
這些技術均有CO?直接參與，且在原理上能夠實現或協助實現碳減排。
通過提出成熟度劃分標準，對CCUS相關技術進行分級和展望。
參照《新材料技術成熟度等級劃分及定義》國家標準，結合國內CCUS相關技術的研發和應用實際情況，設計了由5個階段及下設的10個等級構成的技術成熟度劃分標準（見表1）。
考慮到捕集環節在CCUS全流程中能耗最大、成本最高，且國內CCUS捕集技術大多仍未實現商業化推廣，本部分綜合技術所處發展階段、規模、成本、能耗和技術適用的排放源CO?濃度范圍（CO?體積分數≥60%為高濃度、15%≤CO?體積分數<60%為中濃度、CO?體積分數<15%為低濃度）5個方面對當前和未來CCUS捕集技術的競爭力進行評估，也為經濟可行性模塊選擇研究的捕集技術種類提供信息支持。
經濟可行性模塊選取競爭力較強的技術，根據各環節有關技術的經濟敏感性，將CCUS全流
程劃分為捕集壓縮、運輸、利用封存、回收回注、監測、產出6個經濟核算單元，各單元的成本和收益構成如下：
監測單元成本＝單元（1~4）監測投資成本＋單元（1~4）監測運營成本（5）
產出單元收益＝產品銷售收益＋碳交易收益＋補貼收益 （6）
運營成本包括冷、熱、電、氣（汽）、水成本及其他運營維護成本，設備折舊年限20年。其中，僅驅油封存路徑包括回收回注單元，由于CO?驅油進行到一定階段，油井會出現CO?伴生氣，因此，對于驅油封存項目，認為第1~5年CO?伴生氣較少因而無需回收回注，第6~10年、11~15年、16~20年回收回注的CO?伴生氣分別占當年注入量的5%，10%，20%。未來成本下降空間采用學習曲線的方式進行預測。
除產品銷售收益外，在CCUS被納入核證自愿減排量（CCER）后，各路徑將獲得碳交易收
益。
如果國家和地方政府為CCUS項目提供補貼，則各路徑還將額外獲得補貼收益。
由于CCUS各單元在運行中可能會產生或泄漏部分CO?，需要核算產生或泄漏的這部分CO?量，并從利用或封存的CO2量中去除這部分后作為碳交易量，進而計算碳交易收益：
碳交易量＝單元（3）利用或封存碳量–單元（1~5）碳排放量–單元（1~5）碳泄漏量 （7）
根據本研究設計的CCUS相關技術成熟度劃分標準，對捕集、運輸、利用或封存環節當前具有代表性或未來發展被廣泛看好的CCUS相關技術進行成熟度方面的評估并對技術發展進行展望。研究所用的數據來源涵蓋CCUS專題文獻及CCUS相關科研機構調研信息，評估結果見圖2。我國CCUS技術整體發展水平與國外相當，但CO2管道運輸、驅油封存等關鍵技術及實施規模與國外先進水平仍存在差距。
燃燒前捕集技術是指在含碳燃料燃燒前將CO?從燃料或者燃料變換氣中進行分離和回收的技術。當前，燃燒前捕集技術中物理吸收法的技術成熟度最高，初步達到了商業應用水平。該法利用CO?在低溫甲醇等溶液中的溶解度隨壓力而改變的原理來吸收并分離CO?，已應用于煤化工和整體煤氣化聯合循環發電系統（IGCC）合成氣的CO?捕集。低溫分餾法則是在國外已經完成工業示范的捕集方法，在我國正在進行中試開發。
該方法通過冷凍和蒸餾裝置將氣體中的CO?分離出來，在國外已經用于分離高CO?含量伴生氣。燃燒后捕集技術是指從工業燃燒過程除塵和脫硫后的煙氣中分離和回收CO?的技術，在當前應用最廣泛、最成熟。化學吸收法是現階段最具規?；瘧玫娜紵蟛都夹g，已經初步達到了商業應用水平。該方法利用有機胺等堿性吸收劑與CO?發生化學反應形成不穩定的鹽類，而后在加熱或減壓的條件下逆向分解釋放CO?并再生吸收劑，進而從煙氣中分離出CO?。此外，物理吸附法是我國較早實現工業示范的另一項技術，但近年來進展相對緩慢。該方法基于氣體與分子篩等吸附劑表面活性位點之間的分子引力對CO?進行吸附，已用于水泥窯尾氣的CO?捕集。
此外，膜分離、富氧燃燒和化學鏈燃燒等技術被廣泛認為是具有發展和應用潛力的新一代捕
集技術。
膜分離技術利用CO?與待分離氣體分子在膜內透過速率的差異實現分離。
該技術可用于燃燒前或燃燒后捕集，其中，膜分離燃燒前捕集技術成熟度剛邁入中試開發，而膜分離燃燒后捕集技術已經在我國啟動工業示范，并用于合成氣分離，在國際上處于領先地位。
富氧燃燒技術則是在現有電廠鍋爐系統基礎上，用氧氣代替助燃空氣并結合大比例煙氣循環，直接獲得富含高濃度CO?的煙氣。
該技術已在我國開展工業示范，預計2030年可商業應用。
增壓富氧燃燒技術近年進展也較為迅速，與常壓富氧燃燒相比可節省能耗和成本，當前正進行基礎研究，預計將于2025年完成中試開發、2030年前開展工業示范。
此外，化學鏈燃燒是一項新型捕集技術，利用金屬氧化物等固體載氧體將空氣中的氧傳遞給燃料進行燃燒，避免了燃料與空氣的直接接觸，實現了在燃燒過程中CO?的內分離。
該技術在國外已經開展工業示范，多用于生物質發電廠CO?捕集，在我國仍在進行中試開發。
通過對上述捕集技術的對比研究，可見其技術裝置規模、成本（在中濃度下）、能耗和適用排放源濃度范圍等技術參數均有較大差異，見表2。
在這些捕集技術中，低溫分餾技術僅適用于高濃度排放源，而我國面對的主要是燃煤發電和重工業等行業中低濃度排放源的脫碳，因而其技術競爭力較弱。物理吸附技術雖然已開展工業示范數十年，但其在吸附劑降耗和裝置規?；矫孢M展較緩慢，遲遲未能取得突破，競爭力相對較弱。化學鏈燃燒技術雖然能耗較低，但其仍處于中試開發階段，2030年前難以在我國完成工業示范，短時間內競爭力相對較弱。
膜分離和富氧燃燒技術都進入了工業示范階段，技術持續進步，未來有較大的降耗、降本空間，雖然技術應用場景可能受到排放源CO?濃度的制約，但可借助其技術優勢與其他捕集技術搭配使用，均有一定的競爭力。物理吸收法和化學吸收法技術成熟度最高，適用排放源CO?濃度范圍最大，且分別在裝置規模和成本方面獨具優勢，均有較強的競爭力。
罐車的設計和制造已有《二氧化碳輸送管道工程設計標準》等相關規范，罐車運輸CO?技術商業應用成熟，主要用于年運輸量百萬噸級以下、距離200千米以內的CO?運輸。船舶運輸雖已能夠商業應用，但由于源匯匹配和基礎設施尚不完善、缺乏大型運輸船，運輸規模仍然較小，當海上運輸距離超過1000km時，船舶運輸較為經濟。管道運輸在國外已經商業應用，國內也開始陸續進行十萬噸、百萬噸級運輸量的工業示范，管道長度達百公里級。對于百萬噸級以上的CCUS項目，管道運輸較為便捷和經濟。隨著我國CCUS產業的壯大、源匯匹配的優化及船舶和管道技術的不斷發展，當前運量大、路程遠的罐車運輸場景將被逐漸替代。
CO?化工、生物和礦化利用技術路線眾多，能夠與現有的生產工藝流程實現耦合，產品具有較高的附加值。成熟度已處于工業示范的技術有CO?制甲醇、合成氣、有機碳酸酯、可降解化合物、異氰酸酯、聚酯等。其中，CO?加氫制甲醇可與綠氫或煤化工富氫弛放氣深度耦合，在提升可再生能源消納能力、降低碳排放強度的同時還可制取市場需求大的產品。
雖然CO?地質利用技術也較為豐富，但僅有地浸開采礦物（以采鈾為主）技術能夠商業應用，也僅有強化石油開采（即驅油封存）技術已開展工業示范。2030年前后，隨著更多百萬噸級甚至千萬噸級驅油封存項目的建成和運營，CO?強化石油開采技術將能夠商業應用。同時，基于我國多煤的資源稟賦，目前仍在進行基礎研究的CO?驅替煤層氣技術將迅速發展，可能于2025年和2030年分別進入到中試開發和工業示范。
CO?地質封存技術，包括陸地咸水層和海底咸水層封存技術，當前正進行工業示范。由于我國絕大多數油氣田仍處于開采期，枯竭油氣藏封存方面尚缺乏較為深入的研究。此外，雖然置換天然氣水合物和強化硅酸鹽沉淀技術等礦物封存技術成熟度較低，但能源的獲取需要和封存體的可觀規模預計將推動這兩項技術于2030年前開展工業示范。
為分析CCUS全流程在不同情景下的經濟效益，根據技術成熟度和競爭力評估結果，從業務、技術、規模、經濟4個方面設計情景，如表3所示。
除評價各業務路徑經濟性現狀外，還采用學習曲線的方式對各環節不同成熟度技術成本下降
空間和碳排放下降空間進行預測，以研判未來全流程成本和收益。
評價全流程現狀和構成學習曲線的數據來自CCUS專題文獻及對CCUS相關研究和示范單位調研所得的技術成本或能耗及碳排放隨年份的變化數據，得到的學習曲線見圖3。
根據表3設計的情景，對捕集壓縮、運輸、利用封存、回收回注、監測、產出6個單元進行經濟性核算，得到當前CO?驅油封存、耦合綠氫制甲醇、地質封存3條主要業務路徑的全流程成本和收益現狀，并通過調研數據和圖3的學習曲線預測成本和收益的未來變化情況，如圖4所示。
這3條業務路徑的全流程成本都逐年下降，其中，最低與最高成本對應的情景見表4。
各業務路徑收益均是在CCUS被納入CCER后可進行碳交易的前提下計算得到的。在沒有補
貼的情景下，驅油封存收益呈波動性變化，在2020–2030年呈增長態勢，而后隨油價下降而緩慢回落。
依托低碳價值的持續增強，耦合綠氫制甲醇和地質封存全流程收益將逐年增長。
在有補貼的情景下，參照美國45Q條款對CCUS不同業務路徑的補貼力度，及我國對風
電產業補貼的時長，假定我國于2025–2045年對CCUS產業進行資金支持。
補貼后，地質封存補貼后收益相較于無補貼情景的漲幅達到10倍左右，遠超驅油封存和耦合綠氫制甲醇補貼后收益的漲幅。
比較圖4中各業務路徑的成本和收益變化，可見現今至2035年，驅油封存全流程成本整體上低于該階段收益，能夠實現盈利，可選擇成本較低的項目開展大規模示范，盡早實現商業化。但耦合綠氫制甲醇和地質封存的成本高于該階段收益，暫無法實現盈利，該階段以降本提效為主。
此時，由于驅油封存經濟性較好、耦合綠氫制甲醇成本太高，補貼對這兩條路徑經濟性的提升不明顯。然而，如果在該階段對沒有直接產品銷售收益的地質封存進行補貼，其經濟性可得到大幅提升，部分成本較低的枯竭油氣藏封存和陸地咸水層封存在2025–2030年就可提前實現盈利并逐漸開展規?；渴穑軌驅CUS產業發展帶來很大促進作用。
2035–2050年，除驅油封存持續保持盈利外，隨著綠氫價格降低，部分成本較低的耦合綠氫制甲醇可實現盈利。同時，隨著成本下降和碳價上升，部分成本較低的地質封存，尤其是枯竭油氣藏封存，也可在無補貼的情況下從2040–2045年開始實現盈利。
2050–2060年后，雖然原油價格下跌，但成本的持續降低和碳價的大幅上漲使驅油封存仍能保持較為可觀的收益。耦合綠氫制甲醇成本大幅低于收益，相對于傳統甲醇有競爭優勢，還可進一步建設“零碳足跡”甲醇烯烴產業鏈。在該階段較高的碳價下，枯竭油氣藏及陸地和海底咸水層等地質封存均可實現盈利。此外，越來越多進入采油末期的油氣田在低油價下失去了經濟性，石油企業可大力發展枯竭油氣藏封存CO2商業服務。
基于CCUS全流程技術進展及國內CCUS項目實際運營經驗和數據，針對我國CCUS全流程系統構建了技術經濟評價體系，并通過研究測算，評估了CCUS全流程項目的經濟性及未來變化趨勢。研究結果表明，從現今至2035年，可通過擴大規模和技術進步降低物理吸收、化學吸收、膜分離和常壓富氧燃燒捕集技術的成本，推進CO?運輸管道建設，以驅油封存為主建設大規模全流程項目并爭取于2030年前實現商業應用。
2035–2050年，可通過發展第二代膜分離、加壓富氧燃燒和化學鏈燃燒技術使低濃度排放源CO?捕集成本明顯降低，建成區域CO?運輸管網，除驅油封存外，也可開展耦合綠氫制甲醇和地質封存全流程項目。2050–2060年，技術的愈發成熟持續降低CO?捕集成本，全國CO?運輸管網基本建成，可全面商業化發展耦合綠氫制甲醇產業鏈及枯竭油氣藏封存CO?服務。
文章來源：中國節能協會碳中和專業委員會
