焦点透视FOCUS—我国碳捕集、利用与封存现状、成本及对策透析解码□文/本刊记者李月清焦点透视FOCUSCCUSCARBONCAPTUREUTILIZATIONANDSTORAGECHINAPETROLEUMENTERPRISE2021.8中国石油企业36CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业372021.8全国碳排放交易市场发令枪刚响，国家发改委就下发了《关于请报送二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）项目有关情况的通知》，碳市场火热气氛再次被点燃。一边是碳交易，一边是碳回收，CCUS由此站上风口，成为实现碳中和的新赛道。CCUS，全称CarbonCapture，UtilizationandStorage，指二氧化碳捕集、利用与封存。简单概括成3个字：收、储、用。但今后30年，它却是能源企业深度脱碳最锋利的技术和最佳解决方案。根据国际能源署（IEA）数据，预计2050年，CCUS将贡献约14%的二氧化碳减排量。14%是什么概念？联合国环境规划署（UNEP）报告称，2019年我国碳排放量达到98.39亿吨，减排14%意味着可以消耗近14亿吨碳量。换种说法，目前我国化工行业（石油加工、炼制与化学原料和化学制品制造业）碳排放量接近5亿吨，假设化工行业碳排放量不递增，那么到2050年，CCUS技术可以“吃掉”3倍化工行业碳排放当量。CCUS惊人的“吞噬”能力可见一斑！CCUS技术对于碳排放效用已成为全球共识。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第五次评估报告指出：如果没有CCUS，绝大多数气候模式都不能实现减排目标。更为关键的是，没有CCUS技术，减排成本将会成倍增加，估计增幅平均高达138%。IEA表述更为直接，其在《全球煤炭市场报告（2018—2023）》中称，煤炭未来可持续发展取决于CCUS,“没有CCUS，就没有煤炭行业的未来”。个中原因值得深思。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业382021.8焦点透视FOCUS大气中含有二氧化碳、甲烷、水蒸气等温室气体，这些温室气体形成“温室效应”，就像给地球盖上了一层厚厚的棉被，是地球拥有适宜生命繁衍的条件之一。但工业革命以来，人为活动导致温室气体（主要是二氧化碳）排放增多，使全球气候明显变暖，给地球生态系统带来连锁效应。“目前，全球二氧化碳浓度已超过410ppm，这一数值比150年前高约45%，且增速比历史最高速度高出百倍以上。”中国科学院大气物理研究所副研究员魏科介绍，目前全球变暖还在加速，其影响不断凸显。德国慕尼黑再保险公司一份报告显示，2020年全球风暴、野火、干旱、洪灾等自然灾害造成的损失高达2100亿美元，远超2019年的1660亿美元。由于国际上对全球变暖的担忧，全球范围内的碳元素管理成为21世纪以来全球变化研究的热点领域。研究表明，全球碳循环过程与人类活动，特别是化石燃料燃烧和土地植被覆盖变化有着密切关系。“油气行业既是能源生产者，同时也是会产生大量碳排放的行业，从开采、运输、储存到终端应用环节，都会产生碳排放。”CCUS经济性分析分别为钢铁、水泥、化工、发电等部门减排量贡献16%-90%不等。大规模二氧化碳捕集量主要集中在北美和欧洲，占62%；其次是澳大利亚和中国。从二氧化碳排放源类型及规模来看，全球大规模综合性项目涉及的排放源有电厂、天然气处理、合成气、化肥、制氢、炼油及化工行业。其中，电厂捕集量最大，占52%；其次是天然气处理，占20%；合成气占14%。CCUS是由碳捕获、利用与封存组成，因此在进行全过程成本估算时，必须全面考虑这三个环节。“在成本估算时，不仅要对中国国际低碳经济研究所执行所长、对外经济贸易大学教授董秀成指出，“比如，上游油田开采过程中需要加压、加热、注水、注剂，这些措施本身就是碳排放过程。炼化行业同样如此，需要通过燃烧供能、供热，一直到油气产品的终端使用，交通、发电领域，也都会产生碳排放。”清华大学能源环境经济研究所数据显示，仅仅依靠增加可再生能源使用量和运输领域广泛采用电气化技术，是无法实现净零排放目标的。作为被国际能源署（IEA）定义为“连接现在与未来能源的桥梁”技术，二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术，被认为是最具前景的碳减排技术方案之一，也是未来实现碳中和愿景的关键技术方案之一。CCUS技术是指将二氧化碳从相关排放源捕集并分离出来，输送到海洋、油气田等地点进行长期封存，从而减少温室气体排放，以减轻对环境的不利影响。根据全球碳捕集与封存研究院发布的《全球碳捕集与封存现状》数据，目前全球总计有65座商业CCS（碳捕集与封存）设施，每年可捕集和永久封存4000万吨二氧化碳。CCS净零排放贡献巨大，CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业392021.8常规成本进行详细估算，而且对于可能发生的非常规性成本也要视具体情况做预先计提。在收益估算时，对碳排量单价的估计要参考国际碳交易市场牌价，且要考虑资金时间价值因素，选择合理的贴现率。此外，还要考虑项目的附加收益，按单个项目的具体情况进行详细估算，这样才能保证总收益估算的精确性。”北京理工大学能源与环境政策研究中心魏一鸣教授介绍。对于二氧化碳捕集成本，主要影响因素是二氧化碳排放浓度和流量。二氧化碳排放浓度越高，捕集成本越低；排放浓度越低，捕集成本越高。对于二氧化碳压缩成本，主要影响因素是二氧化碳流量和运输距离。流量对成本影响趋势为：在一定流量范围，压缩成本随流量增加而减小，当流量达到一定规模时，由于压缩功率加大而需增加压缩链，使得投资和运行成本增加。对于二氧化碳运输成本，主要影响因素是运输距离和二氧化碳流量。运输成本随运输距离增加呈幂函数递增，随二氧化碳流量增加呈幂函数递减，运输距离越长随流量递减速度越快。以来源成本最低为原则选用二氧化碳排放源，捕集成本估算结果表明：高浓度排放源在排放点成本（捕集成本+压缩成本）多小于150元/吨，排放量较小的排放源，其成本可达到250元/吨；中浓度排放点的成本多在108-190元/吨；而低浓度排放点成本多在270-420元/吨。根据生态环境部环境规划院发布的《中国二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）年度报告（2021）—中国CCUS路径研究》（简称《中国CCUS路径研究》）数据，我国CCUS技术整体处于工业示范阶段，但现有示范项目规模较目前，全球二氧化碳浓度已超过410ppm，这一数值比150年前高约45%，且增速比历史最高速度高出百倍以上。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业402021.8焦点透视FOCUS小。CCUS技术成本是影响其大规模应用的重要因素，随着技术发展，我国CCUS技术成本未来有较大下降空间。预期2030年，我国全流程CCUS（按250千米运输计）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。“从碳利用和封存方式看，燃煤电厂碳捕集后一般为食品或工业所用，煤化工碳捕集较多用于驱油（EOR）以提高石油采收率。”中国石油学会石油工程专业委员会主任袁士义院士认为，我国约130亿吨原油地质储量适合二氧化碳驱油，可提高采收率15%，增加可采储量19.2亿吨，并封存二氧化碳约47亿-55亿吨；若考虑全部油藏潜力，封存量将达150亿吨以上。依此测算不同油田进行二氧化碳驱油时所能承受的二氧化碳来源成本，关键参数取值为：油价60美元/桶、增值税17%、城建税7%、教育附加费3%、资源优惠税0.035%、所得税25%、贴现率12%、特别收益金起征点为油价65美元/桶、税率20%-40%、实行5级超额累进从价定率计征，折旧年限10年。因而，国内各油田二氧化碳驱油（CO2-EOR）对二氧化碳来源成本的承受能力因油田产量、递减速度、埋藏深度等因素不同而有较大差异。约有30%油田无承受能力，50%油田虽有一定承受力，但多低于100元/吨，只有20%油田可承受200元/吨以上来源成本。“动辄投资数亿甚至数十亿元，CCUS示范工程在现有技术水平下，引入碳捕集将额外增加100-600元/吨千米运行成本。在大部分项目仍以罐车为主要运输方式的条件下，引入二氧化碳运输也将额外增加1元/吨千米运行成本，在运输距离达百公里时，每吨也将增加上百元运行成本。”魏一鸣表示。目前，我国还未对CCUS带来的碳减排给予一定经济激励或补偿，企业开展CCUS项目很难实现盈亏平衡，导致部分企业出于收益考量，不得不降低规模甚至关停装置，前期投入难以实现成果转化，使我国CCUS整体发展滞后于原有业界预期，项目基本停留在较小规模示范阶段。相关基础设施投入不足，也制约了其大规模应用。为促进中国CCUS技术发展，更好支撑“双碳”目标实现，《中国CCUS路径研究》提出四项政策建议：一是明确面向碳中和目标的CCUS技术发展路径；二是完善CCUS政策支持与标准规范体系；三是规划布局CCUS基础设施建设；四是有序开展大规模CCUS示范与产业化集群建设。明确面向碳中和目标的CCUS技术发展路径完善CCUS政策支持与标准规范体系03规划布局CCUS基础设施建设有序开展大规模CCUS示范与产业化集群建设010204《中国CCUS路径研究》提出四项政策建议：CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业412021.8巨头押注CCUS技术根据《中国CCUS路径研究》数据，截至2020年，我国共开展9个二氧化碳纯捕集示范项目、12个地质利用与封存项目，其中包含10个全流程示范项目。此外，还开展了数十个化工、生物利用项目。2019年我国共有18个碳捕集项目在运，二氧化碳捕集量170万吨；12个地质利用项目中，地质利用量100万吨；化工利用量25万吨、生物利用量6万吨。“国外基本都是百万吨级，而我国CCUS国家示范工程的级别从1万吨到十几万吨不等，规模较小。但国外石油巨头已经开始抢跑CCUS新赛道了。今年4月，埃克森美孚宣布在墨西哥湾建立亿吨级CCUS离岸封存集群。”浙江大学教授王涛介绍，集群是把众多排放源的二氧化碳捕集后，集中收存到某个区域。作为老牌的化石能源公司的代表，埃克森美孚在环保问题上曾备受非议和指责。一些环保组织甚至在网上对该公司原董事长李·雷蒙德发布过“通缉令”，罪名是其“对地球有罪”。但如今，埃克森美孚却“浪子回头”，押注CCUS。埃克森美孚在2020年12月发布《能源和碳排放摘要》报告，确定了2025年碳减排目标：上游排放强度下降15%-20%，甲烷排放强度下降40%-50%，燃烧排放强度下降35%-45%；到2035年，实现行业领先温室气体排放绩效，但并未提出零碳目标和计划。近年来，埃克森美孚在CCS领域投资超过100亿美元，计划2025年前继续追加投资30亿美元。该公司预测，CCS技术潜在市场规模2020年起每年将扩大35%，到2040年可达2万亿美元。目前，该公司二氧化碳捕集能力为900万吨/年，约占全球1/5；计划到2040年，实现每年1亿吨碳封存量。2021年2月，埃克森美孚成立CCS专业部门，并与FuelCell能源公司联合开发碳酸盐燃料电池系统技术，从发电厂、炼厂和化工装置中捕集二氧化碳。研究表明，该技术可捕集废气中高达90%二氧化碳，且与传统技术相比能耗更低，还可兼产氢气和电力。该公司还与科罗拉多州TDA研究中心合作，开发一种新的碳捕集吸附工艺，可在接近等温条件下运行吸附和再生装置，与传统方法相比能耗更低。该技术已在国家碳捕集中心（美国能源部资助研究机构）进行了测试，结果表明，可从尾气中捕集90.9%的二氧化碳，纯度逾95%，成本为39.7美元/吨二氧化碳。新冠疫情加速了国际石油巨头向低碳能源转型步伐。埃尼公司业务被一分为二，传统自然资源业务和能源发展业务被列为公司两大业务板块，凸显未来公司将以能源转型和低碳特务为核心。壳牌、BP、Equinor近期都宣布要围绕未来能源转型和低碳业务发展，实施公司组织架构重组和业务重塑。2020年以来，除在欧洲境内开展CCUS、氢能、风电、光伏，以及电池储能、电动车等新能源和低碳业务外，BP、道达尔陆续进军印度、卡塔尔、西班牙、澳大利亚、美国，以及北极地区可再生能源市场，吸引了众多行业内外关注。全球第四大石油及天然气一体化公司道达尔集团研发亚洲副总裁徐忠华曾表示，道达尔对CCUS技术非常重视，每年都会将10%的研发经费投入其中，金额高达6000万欧元。尽管欧美石油巨头押注CCUS技术路径和模式大相径庭，但都认可先进的脱碳技术对油气行业零碳贡献至关重要。CCUS在化石燃料无法完全退出情况下，将被大规模地应用在（被清洁能源替代后）剩余化石能源使用中，在难脱碳的工业部门和负排放领域发挥不可替代的作用。因此，油气行业应当促进CCUS技术全面推广与碳捕捉能力提升，逐步在生产过程中推进100%的CCUS技术渗透率，在工艺流程创新基础之上进一步释放去碳潜能。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业422021.8焦点透视FOCUS碳捕集应用规模不到万分之一生态环境部环境规划院信息显示，目前我国二氧化碳捕集能力仅为每年300万吨，但到2050年，CCUS技术可提供每年11亿-27亿吨二氧化碳规模减排贡献，减排潜力巨大。“目前我国每年排放近100亿吨二氧化碳，但能够捕集仅达几百万吨，应用规模不到万分之一。”魏一鸣表示，成本高、缺乏运输管网、资源利用转化效率低等问题，导致二氧化碳资源化利用面临诸多挑战。在“双碳”目标下，我国推动CCUS相关技术政策信号已明确释放。国家发展改革委6月底发布通知，要求地方和央企提供本地区（本企业）二氧化碳捕集利用与封存项目情况。而在科技部编制的《碳中和技术发展路线图》中，CCUS将是我国减碳路线图重点技术之一。“为推动CCUS发展，生态环境部将会同有关部门完善促进CCUS发展的政策体系，探索和培育CCUS发展的新技术经济范式，进一步加大投入，完善激励措施，做好CCUS发展政策指引。”生态环境部应对气候变化司司长李高表示。根据BP能源数据，2005—2006年，北美二氧化碳排放量达到峰值，约为67.5亿-68.32亿吨；1987—1988年，欧洲二氧化碳排放量达到峰值，约为54.58亿-55.09亿吨。截至2019年，二氧化碳排放量各地区如下：北美地区59.75亿吨；欧洲地区41.11亿吨；中东地区21.64亿吨；非洲地区13.08亿吨，亚太地区172.69亿吨，全球约为341.69亿吨。其中，中国（不包含港澳台）约为98.25亿吨，美国49.64亿吨，俄罗斯15.32亿吨。预计中国二氧化碳排放峰值将达到106亿吨，如按照2019年的98.25亿吨计算，剩余碳排放配额已经不多了。与发达国家到2050实现碳中和有50—70年窗口期不同，我国距离二氧化碳达峰目标不足10年、碳中和过渡期只有30年时间。同时，碳基能源目前仍是我国能源结构主体。与欧美各国相比，我国仍处于工业化和城镇化进程中，经济社会发展和生活水平的提高会进一步推动能源生产和消费总量提升。我国制造业占GDP比重较高，单位GDP能耗强度高，为世界平均水平的1.4倍，发达国家的2-3倍。“双碳”目标行动计划将使我国能源结构、产业结构，以及人们生活方式产生革命性变化，也意味着我国实现碳中和目标需要付出更多努力。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋提醒我们，对气候变暖的治理所应当是为二氧化碳寻找出路，而不仅仅是减少排放或简单地掩埋它。二氧化碳资源化利用或许正在解答这样的世界性课题。CCUS作为碳中和必不可少的目前我国每年排放近100亿吨二氧化碳，但能够捕集仅达几百万吨，应用规模不到万分之一。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业432021.8一种手段，在碳中和目标实现过程中将发挥更大作用，也必将催生新的产业。2020年11月5日，在上海举行的第三届中国国际进口博览会期间，中国石油董事长、党组书记戴厚良表示，多元化、清洁化、低碳化，绿色低碳是油气行业未来发展方向。CCUS是实现碳中和的重要渠道，由中国石油主导的新疆CCUS中心，是油气行业气候倡议组织（OGCI）在全球部署的首批5个CCUS产业促进中心之一。为解决老油田含水高、采出程度低，新油田低渗、特低渗占比大等问题，中国石油新疆油田于2009年开始设立了准噶尔盆地二氧化碳驱油、封存潜力评价等CO2-EOR先导性试验。自2012年以来，相继通过二氧化碳吞吐、二氧化碳驱油，以及致密油二氧化碳蓄能压裂等方面的增产措施和提高采收率试验，累计注入5.6万吨二氧化碳，增油4.7万吨，节约蒸汽2.37万立方米，取得了较好的生产效果。“CO2-EOR项目气源来自克拉玛依石化产生的工业尾气，建成了10万吨/年二氧化碳捕集液化装置，对克拉玛依石化公司甲醇厂天然气制氢产生的驰放气进行捕集液化，获得高纯度二氧化碳。”中国工程院院士罗平亚介绍，2013—2019年7月，该项目累计注碳13.95万吨，实现了60%以上二氧化碳封存。但是限于技术和合作机制等因素，目前二氧化碳捕集成本仍然高达600-800元/吨，而对于二氧化碳驱油先导试验而言，前期投入巨大，虽然驱油效果明显，但是二氧化碳驱油提高采收率所带来的效益与成本持平，企业获利不高。今年7月5日，中国石化宣布将开启我国首个百万吨级CCUS项目建设—齐鲁石化-胜利油田CCUS项目，涵盖碳捕集、利用和封存三个环节，建成后将成为国内最大CCUS全产业链示范基地，项目预计年底投产。中国石化董事长、党组书记张玉卓表示，发展CCUS是大势所趋、使命所系，启动齐鲁石化-胜利油田百万吨项目就是要充分发挥中国石化上下游一体化优势，统筹二氧化碳减排与利用，将炼化企业捕集的二氧化碳注入油田地层，把难动用的原油开采上来，实现“变废为宝”。“从CCS到CCUS，多了一个‘U’，也就是利用。”中国工程院院士李阳介绍，确切来说，“U”被定义为对二氧化碳的资源化利用，包含地质资源利用、化工利用、生物利用等，这是当前CCUS技术发展的方向和前沿课题。其中，化工利用是以化学转化为主要手段，将二氧化碳和共反应物转化成目标产物，不仅能实现二氧化碳减排，还可以创造收益，对传统产业的转型升级具有重要作用；生物利用是以生物转化为主要手段，将二氧化碳用于生物质合成，主要产品有食品和饲料、生物肥料、化学品与生物燃料及气肥等。地质资源利用主要是利用二氧化碳驱油、驱水，增CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业442021.8焦点透视FOCUS加原油产量，充分利用地下水资源。CCS核心是碳封存，但CCS存在的最大问题是建设和运行成本较高。据已运行项目分析，全球商业化运营的CCS项目成本为60-90美元/吨碳，因此，直接封存将付出巨大经济代价。我国一次能源结构中化石能源消费占比高，如果不采用CCUS技术，要实现长期气候目标需要完全关闭燃煤及天然气发电，而我国经济正处在发展阶段，这将给经济社会发展造成更加巨大影响。在二氧化碳综合利用率方面，截至2018年，我国二氧化碳探明地质储量1692.35亿立方米，技术可采储量1035.61亿立方米，经济可采储量724.6亿立方米。其中，中国石油探明二氧化碳地质储量533.42亿立方米，占比31.52；年产量12.03亿立方米，占比42.3%；综合利用率6.86%。中国石化探明二氧化碳地质储量567.46亿立方米，占比34.53；年产量9.3亿立方米，占比32.9%；综合利用率2.65%。中国海油探明二氧化碳地质储量601.32亿立方米，占比51.23；年产量6.6亿立方米，占比23.7%；综合利用率5.87%。我国二氧化碳产区主要分布在长岭、普光、元坝、建南等气田及松南火山岩气藏中，其中中国石油、中国石化采出的二氧化碳主要利用方式是回注驱油，而中国海油采出的二氧化碳主要是销售。早在2008年，中国海油就与中科院共同出资建设二氧化碳可降解塑料项目。该项目主要原料为废气二氧化碳及环氧丙烷，在催化剂作用下，二氧化碳及环氧丙烷发生共聚反应，生成二氧化碳共聚物PPC。PPC通过塑料改性加工，可应用在注塑及挤出制品、纤维制品及吹塑制品等。2020年9月，中国海油5000吨/年二氧化碳加氢制甲醇工业示范取得成功。与国内外同类技术相比，该项目主要技术指标先进，对于我国二氧化碳资源化利用、减少温室气体排放具有重要意义。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业452021.8CCUS商业化堵点近10年来，我国石油央企在CCUS领域开展了多种尝试。其中，在捕集、封存方面，2011年，国家能源集团在内蒙古鄂尔多斯建成亚洲首个10万吨级全流程二氧化碳捕集、封存示范工程，目前共计注入超过30万吨；华能集团先后研制出我国第一座燃煤电厂二氧化碳捕集装置、世界第一座燃煤电厂12万吨/年二氧化碳捕集装置、我国第一套燃气烟气二氧化碳捕集装置等。在利用方面，中国石油陆续在吉林、大庆、冀东、长庆和新疆油田开展CCUS示范，累计注入400万吨二氧化碳，在吉林油田年埋存能力40万吨，提高原油采收率10%以上。2020年，中国石化捕集二氧化碳量已达到130万吨，CCUS应用效果良好。2012年，国内燃煤电厂首个CCUS项目在胜利油田启动，形成大规模燃煤电厂烟气二氧化碳捕集、驱油及封存一体化工程综合技术和经济评价技术。目前胜利油田CCUS示范工程，每天生产液态二氧化碳100多吨，全年可捕集、液化二氧化碳3万-4万吨。据测算，这一技术可覆盖该油田4.19亿吨低渗透油藏，增产原油7200万吨，地下封存二氧化碳1.87亿-2.25亿吨，推广到全国，能覆盖130亿吨石油地质储量，可增产原油19.2亿吨，地下封存二氧化碳50亿-60亿吨。二氧化碳驱可谓一箭双雕。一方面，作为三次采油技术，二氧化碳驱可大幅度提高采收率；另一方面，也可变废为宝，减少二氧化碳排放量，为降低温室效应做出重大贡献。应该说，目前CCUS技术及产业发展正处于研发和示范阶段，存在捕集能耗高、成本高，源-汇匹配性差、产业模式不成熟，资源化利用转化效率低，驱油利用技术成熟但示范规模小等问题，大规模推广还面临诸多挑战。根据美国能源部（DOE）国家能源技术实验室（NETL）数据，在过去20年中，美国私营企业和政府已经投入了数百亿美元，旨在从数十个工业和发电厂中捕获二氧化碳。但这些项目有80%都以失败告终。这其中主要原因是成本。业内人将CCUS商业化痛点称为“三高”：高能耗、高成本、高不确定性。此外，企业还面临技术、融资、产业链协同，以及捕集来的二氧化碳卖给谁，怎么卖能赚钱等难题。国内企业也面临同样拦路虎。根据北京理工大学能源与环境政策研究中心，5万吨、10万吨、15万吨的二氧化碳捕集项目，总投资分别需要5000多万元、9800万元和1.5亿元。项目运行成功后，每吨二氧化碳捕集成本基本在260-380元，成本较低的能做到200元/吨。“二氧化碳船运成本200千米以内每千米约1元/吨，200千米-250千米每千米约0.5元/吨；500千米-1000CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业462021.8焦点透视FOCUS千米每千米约0.3-0.4元/吨。”中国石油大学（北京）教授彭勃介绍，就二氧化碳捕集能耗而言，一些企业分别能做到1.56GJ/tCO2、2.4GJ/tCO2和3.4GJ/tCO2（GJ即吉焦，一个吉焦等于10亿焦耳）。CCUS仍是一项新兴产业，目前条件下，不同行业之间成本分摊规则并不明朗。CCUS整个产业链条中，各产业环节间的减排责任、权利与义务需进一步梳理与明确，CCUS成本分担、减排效益分享机制需要政府引导、市场调节。早在本世纪初，我国陆续上马一批CCUS项目，如胜利油田燃煤电厂CCUS示范项目、神华鄂尔多斯10万吨/年CCS示范项目、延长石油5万吨/年二氧化碳捕集利用项目、中原油田炼厂尾气CCUS项目等，一些二氧化碳捕集装置建成后并未投入运行，处于停用状态，主要原因是没有市场，二氧化碳无处消纳；一些示范项目即便投入运行，收益率也只能维持在2%甚至以下。高成本、低收益下，参与CCUS项目的企业以国有企业或包含多个产业的大型企业为主，其他类型企业参与困难。高昂的减排成本，使得很多企业对CCUS望而却步，也成了CCUS大规模应用拦路虎。“未来是能源多元化时代，新能源替代不可能100%。即便到2050年，化石能源仍将占我国能源消费比例15%以上，但全球钢铁、水泥行业仍剩余34%、48%的碳排放量。这部分碳排放量该怎么办？仍需要类似CCUS的技术突破。”罗平亚说。目前，美国出台的45Q条款最终法规（碳捕获与封存税收优惠政策）是针对碳捕获与封存的一项企业所得税优惠政策。“该政策从捕集端给予补贴，即按照捕获与封存的碳氧化物数量计算一个抵免额，允许纳税人从企业所得税应纳税额中进行抵免。但我国还没有类似统一的标准和规范。”彭勃说。另一方面，虽然二氧化碳驱油是目前比较好的CCUS用途，但驱油所用二氧化碳成本较高，且仍有2/3回到地表，重新释放到空气中，因而CCUS技术仍需升级。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业472021.8百万吨级CCUS项目示范效应注气提高采收率技术，包括二氧化碳驱、氮气驱、空气驱及天然气驱等技术，即利用气体作为驱替介质进行油藏开发，是一项快速成长的高效提高原油采收率和动用率的工艺，对高含水和低渗透油田都有较好的适应性。从国际相关技术发展主流看，气驱技术已成为除热采以外发展最快的提高油气采收率工艺技术之一，特别是在美国和加拿大得到了广泛应用。随着对环保重视程度及低渗储量的增加，气驱技术重要性日益凸显。作为应对全球气候变化、控制温室气体排放的重要技术手段，CCUS通过把生产过程中排放的二氧化碳进行捕集提纯，继而投入新的生产过程进行再利用和封存。在气驱工艺中，二氧化碳驱占主体。统计显示，目前全球有近240个油气田实施二氧化碳驱工艺，其中90%集中在美国。根据美国《油气》每两年一次的原油采收率调查结果，气驱占美国2018年原油产量构成比例达46.46%，其中轻烃、二氧化碳和氮气占比分别为23%、58%和29%，年注入二氧化碳超过3500万吨，采收率从36%提至48%，二氧化碳驱已成为美国提高采收率的主流技术。由于美国发现了丰富的二氧化碳气源，且修建了3条输送二氧化碳的管道，可以把二氧化碳从产地直接输送到得克萨斯州，从而带动了二氧化碳驱项目实施，降低了工艺成本，使一些较小的油气田也有利可图。为加快二氧化碳驱油技术攻关，大庆油田2014年年初成立了二氧化碳驱项目经理部，整合油藏、采油、地面及现场管理资源，在榆树林和海拉尔两个二氧化碳驱工业化试验项目建设、区块现场管理及各项科研攻关过程中发挥关键作用。针对大庆外围油田水驱难动用、动用效果差的特低渗透扶杨油层和海拉尔油田强水敏性兴安岭油层，该油田在5个区块开展了二氧化碳驱现场试验，动用含油面积26.5平方千米、地质储量2065.8万吨。截至2020年，大庆油田累积注气161.6万吨，累积产油53.7万吨，2019年当年产油超过10万吨，占中国石油二氧化碳驱年产量的60%以上。我国石油企业为什么选择二氧化碳驱油？原因很简单，目前很大一部分油气田为低渗透油藏，这种油藏很难开发，原油沉睡在细密岩石里，水很难流入，而二氧化碳特殊性质非常适合于低渗透油藏开发。“目前我国在二氧化碳驱油技术上已经有了突破，主要困难在于碳捕集成本较高。”彭勃介绍，采用包括二氧化碳在内的气驱，首先要考虑气源问题。有的油田没有二氧化碳气源，无法采用气驱。另外，气驱主要靠地面压缩机，生产井气密封对油管或套管要求较高。目前获取二氧化碳主要有两个途径：天然二氧化碳气藏和捕CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业482021.8焦点透视FOCUS集二氧化碳。其中，捕集二氧化碳来源企业自身生产过程中；或者是其他工业生产过程中产生的二氧化碳。今年中国石化启动建设百万吨级CCUS项目，由齐鲁石化二氧化碳捕集和胜利油田二氧化碳驱油与封存两部分组成。齐鲁石化捕集提供二氧化碳运送至胜利油田进行驱油封存，实现了二氧化碳捕集、驱油与封存一体化应用，把二氧化碳封在地下，把油驱出来。按齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS计算，可每年减排二氧化碳100万吨，相当于植树近900万棵、近60万辆经济型轿车停开一年。“目前各油田使用的二氧化碳来源各不相同。中原油田开展二氧化碳气驱强化采油项目，其二氧化碳来源是中原炼油厂烟道气；江苏油田和草舍油田的二氧化碳气源，主要来自黄桥二氧化碳气藏；吉林油田二氧化碳来源于徐家围子火山岩气藏和化工厂；长庆油田和延长油田的二氧化碳来源于煤化工企业。”李阳介绍，目前油田企业购买二氧化碳再利用，投入成本非常高。如果能有一些更有利的经济补贴政策，则会大大降低驱油开发成本，有益于CCUS技术规模化应用。齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目，有一个很好的示范效应，那就是提供了企业内部不同板块协同推进CCUS的案例。2012年，国内燃煤电厂首个CCUS项目在胜利油田启动，形成大规模燃煤电厂烟气二氧化碳捕集、驱油及封存一体化工程综合技术和经济评价技术。2015年，中国石化南化公司、华东石油局携手合作，由华东石油局液碳公司采用产销承包模式回收南化公司合成氨、煤制氢装置二氧化碳尾气，用于油田压注驱油，开启了中国石化内部上下游企业之间二氧化碳资源综合利用先河。今年6月29日，江苏油田与金陵石化、南京炼油厂在南京签署二氧化碳捕集利用CCUS项目合作协议。按照协议，乙方南京炼油厂每年新建10万吨二氧化碳捕集利用装置及相关设施；丙方金陵石化负责提供大于98%的高浓度二氧化碳原料；甲方江苏油田加速二氧化碳驱油技术研究与应用，实施上下游企业深度合作，加快一体化发展，携手打造二氧化碳捕捉利用CCUS示范工程。中国石化CCUS技术研发和工程实践起步较早，发展形成了CCUS技术系列，在提高原油采收率和降碳减排上取得了较好成效。部分捕集技术国内领先世界先进，低分压二氧化碳捕集技术在我国16个省市50余套装置获得成功应用，每年捕集二氧化碳达20万吨，催化热钾碱法、位阻胺法脱碳技术运行装置40余套，每年从工业循环气、天然气等气源中脱除二氧化碳超过1000万吨。在华东、胜利、中原、江苏等油田积极开展矿场试验，积极探索二氧化碳高压混相驱的开发模式，有效解决了特低渗透油藏“注水注不进，油井采不出”难题；创新提出“吞吐驱替协同”注二氧化碳开发模式，实现了封闭小断块油藏有效开发；试验证实水驱后特高含水油藏二氧化碳驱进一步提高采收率可行性，建立了中原油田我国首个高含水油藏工业炼厂尾气驱油、循环利用及封存基地。攻关形成全流程低成本工艺技术系列，系统调查了我国大型二氧化碳排放源，研究制定了CCUS潜力评价方法，建立了中国石化源汇数据库。截至目前，中国石化实施二氧化碳驱油项目36个，为CCUS技术快速发展规模应用奠定了基础。齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目，有一个很好的示范效应，那就是提供了企业内部不同板块协同推进CCUS的案例。CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业492021.8构建上下游关联CCUS产业体系原油是炼厂加工最主要的原料，但碳排放达峰和碳中和目标将使石油等高碳原料加工量和占比加速下降。当前全球一次能源需求中，石油占32%，可再生能源（包括太阳能、风能、生物质等）占14%。据国际能源署预测，到2030年，石油在一次能源需求中的占比将降至30%，可再生能源的占比将升至19%。化石能源在能源结构中的占比，取决于替代能源和碳减排技术规模化应用速度。“十四五”期间，我国炼化行业面临的主要挑战是在“双碳”目标下，石油需求渐进峰值，产品结构变化显著，化工原料需求增长快于成品油，而炼化行业产能投资建设热情不减。未来，炼油行业将加工更加复杂的组合原料，但工艺流程和装置与现有炼厂相似，产品也易于与当前炼厂产品结构中的组分进行调和。通过对原料、生产过程、产品、技术创新等发展趋势分析，炼油行业低碳可持续路径逐渐清晰。从目前一些国外研究机构对炼油行业发展趋势的结论来看，未来炼油行业将发生较大战略转型，从将原油转化为各种石油产品的传统路线，逐渐发展为一个能把更多元原料（包括化石原料、生物质和废弃化工产品等）转化为能源和材料的行业。受技术、经济性、实施难度等因素影响，炼油行业低碳转型之路可考虑分两个阶段进行。第一阶段（当前至2030年）：为满足石化原料需求持续增长，炼油行业将向深度炼化一体化发展。部分燃料型炼油将进行升级改造，建设大型乙烯等化工装置，成为炼化一体化企业。建有加氢裂化、催化裂化等装置的炼化一体化可以改造或调整运行参数，以实现燃料与石化原料新平衡。还有一些企业，通过新建装置或应用新技术，实现更直接的原油直接制化学品路线。而炼油生产过程中碳减排，主要通过技术创新、提高能源效率、外界输入零碳或低碳电力或转向低碳燃料、CCUS技术推广应用、优化公用工程供能等方式实现。第二阶段（2030—2050年）：炼厂功能转型成为集生产石化原料、材料和氢储能综合体及能源集散中心。此阶段是对炼油行业重新定位功能、重塑价值链的战略转型期，炼厂功能将彻底改变，采用短流程、低排放加工流程，生产运营能耗多来自太阳能、风能等零碳能源，工艺过程排放的二氧化碳实现高效捕集，成为生产氢能、电力、石化原料、高端材料和少量运输燃料等多样化产品综合性能源企业，同时具备氢储能功能，与周边其他工业企业和能源企业协同发展，成为能源集散中心。当前，全球范围内从炼厂到发电厂，已有数百套装置从其排放烟道气中捕集二氧化碳。我国也是如此，石油炼制过程中的二氧化碳，主要从装置烟气中捕集。催化裂解尾气是原油中重组分裂解后产生的烟气，含有二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、粉尘等有害物质。从大气中直接捕获二氧化碳的想法已提出若干年，但是一直以来，仅有一些规模很小的示范性工程，且成本更高。“我们公司主要以石油炼化行业化工企业排放的废气为原料进行碳捕集，把二氧化碳捕集以后，通过解吸、压缩，形成液态二氧化碳，再通过槽车运输到油田，注入油田井底下进行驱油，这样驱油采收率可以提高15%，然后原油再回到石油炼化行业进行炼化。在这个过程中，炼化以高效吸附溶液碳捕集技术取代常规碳捕集技术，不仅实现节能创收，还可以减少二氧化碳排放，保护大气层。”新疆敦华气体工程技术有限公司舒学虎CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业502021.8焦点透视FOCUS介绍。该项目以中国石化塔河炼化排放的废气为原料，通过胺液吸收法生产成液态二氧化碳，再注入采油企业，原油再运送到炼油企业，形成闭合循环系统。2020年5月8日，中国石化塔河炼化与新疆敦华气体工程公司合作共建二氧化碳回收装置产出合格二氧化碳，一次开车成功。通过一套二氧化碳回收再利用装置，该公司让石油炼化产生的“废气”变成了油田地下增产的“福气”。该回收装置运行一年时间，减少二氧化碳排放2.36万吨。所以，加强大规模、全流程CCUS示范项目推进力度，前提就是形成上下游关联的CCUS示范产业体系，带动相关基础设施发展和配套装备制造业的壮大，同时要推动关键技术环节取得突破，实现CCUS技术应用成本显著下降，提升CCUS全流程设计、建设和运营的产业化技术能力。“CCUS不算产业链上最前沿的科技，在CCUS方面业界有物理法和化学法，国内常用的是低温甲醇提取，技术难度并不大。但碳捕捉及封存成本高昂，阻碍了其大规模推广。”煤炭信息研究院能源安全研究所能源经济中心主任孙超表示，目前CCUS示范工程投资额都在数亿元规模，而且在现有技术条件下，引入碳捕集将额外增加140-600元/吨二氧化碳运行成本，“我们目前的项目基本是公益性质，很难盈利”。将降低捕集成本为突破点CCUS主要包含燃烧前碳捕集、燃烧后碳捕集和富氧燃烧捕集三种不同技术。由于捕集部分占整个CCS费用2/3甚至更高，因此国际间主要以“提高捕集效率及规模，降低捕集成本”为重点研发方向。“眼下前端做捕集项目的企业，重点工作放在二氧化碳转化应用上；后端做封存和利用项目的企业，则需要上百千米或更近距离丰富、经济碳源。双方痛点皆在于怎么找到经济又合适的合作对象。”魏一鸣指出，全流程示范项目较少，产业链上下游对接不畅，缺乏跨行业跨部门的合作模式，气源去向和供应是示范项目面临的主要问题之一。尽管CCUS技术能够提高采油效率，但为何市场推广如此缓慢呢？彭勃的解释一语见地：“成本太高，目前市场上二氧化碳价格约为500元/吨，对国内采油企业而言用水驱油成本更低。”因此，探路中国式CCUS解决方案，应该理性分析石油开采、煤层气开采、生物油藻等相关行业碳资源化利用途径、前景和障碍，研究有效整合二氧化碳排放企业与二氧化碳需求企业方法，制定推动CCUS一体化示范项目的产业间合作模式。“一方面是强化石油公司内部各企业之间的合作。如吉林、大庆等油田的商业模式，利用含碳天然气分离的二氧化碳作为碳源，引入油田开展EOR；新疆油田与克拉玛依石化公司、庆阳石化与长庆油田等合作模式。另一方面是和外部企业合作。二氧化碳驱油项目经济可行性主要取决于购入成本与原油增产收益平衡，需要确定二氧化碳价格，商定二氧化碳购销协议和关注碳源汇匹配。”董秀成表示。“企业之间上下游合作模式，需要尽快建立利益相关方的责任和利益分担机制。”华能清洁能源研究院温室气体减排与清洁燃料技术部总工程师郭东方介绍，目前油田采油以水驱和聚合物驱为主，但针对稠油和欠压油藏等特定条件油藏，二氧化碳驱油效果更好。利用二氧化碳驱油能产生一定收益，但驱油能够接受的二氧化碳成本在100元/吨左右，目前普遍还有300元/吨的差价需要补齐。将二氧化碳驱油带来的收益，补贴二氧化碳捕集损失，从而构建上下游关联CCUS示范产业体系，是推动CCUS商业化的一个思路。提高捕集效率及规模降低捕集成本CHINAPETROLEUMENTERPRISE中国石油企业512021.8推进CCUS商业化对策与建议一是加强顶层机制设计，明确CCUS技术中长期发展战略定位，将CCUS纳入国家重大低碳技术范畴，形成政产学研各界对其商业化应用的统一愿景；在“双碳”目标下，相关政策应重点从减排需求出发，预测2021—2060年我国CCUS发展路径、模式及布局，为行业乃至全社会碳中和路径确定锚点；将CCUS纳入产业和发展目录，打通金融融资渠道，为CCUS项目优先授信和优惠贷款；探索制定符合中国国情的CCUS税收优惠和补贴激励政策，形成投融资增加和成本降低的良性循环，完善优化法律法规体系，制定科学合理的建设、运营、监管、终止标准体系。在CCUS全链条项目中，亟待政策支持和商业化驱动，值得探讨的问题是减排1吨二氧化碳究竟能获得多少经济效益。美国2018年2月通过45Q法案，在CO2-EOR项目中，每减排1吨二氧化碳，政府补贴35美元；在二氧化碳咸水封存项目中，每减排1吨二氧化碳，政府补贴50美元。尽管该法案不一定适合我国国情，但给CCUS发展提供了一个积极信号—二氧化碳减排具备经济效益，政策能够激励CCUS项目较快发展。二是基于现有MRV（我国温室气体监测、报告与核查体系），专门出台针对CCUS项目各个技术环节产生的额外碳排放核算方法，并建立证书制度，给予通过官方备案的CCUS实施企业颁发特定“CCUS项目减排证书”，强调该证书仅可以在碳市场中以一种功能存在，即帮助企业进行配额履约或作为CCER进行交易，企业可以自行选择或在下一个履约期前进行转换。三是加大二氧化碳输送与封存等基础设施的投资力度与建设规模，不断提升技术设施的管理水平，建立基础设施的合作共享机制。同时，要注重已有资源优化、整合，将现有的装置设备改良升级。充分完善基础设施共享机制，建设二氧化碳运输与封存共享网络，不断形成新的CCUS产业促进中心等。四是将CCUS纳入碳市场机制，采用CCUS技术的企业可从碳市场获取一定收益，以弥补当前成本较高的损失。CCUS纳入碳市场有两种形式，一种是允许重点排放单位直接用其CCUS抵消排放配额，另一种是将CCUS项目纳入自愿减排交易，允许其作为抵消机制组成部分用于抵消排放配额。五是加速建成百万吨级CCUS全链条示范项目，加速突破高性价比的二氧化碳吸收/吸附材料开发、大型反应器设计、长距离二氧化碳管道运输等核心技术。六是加快CCUS基础设施建设步伐，大幅降低输送成本。支持在适宜区域建设长距离CCUS输送管道，将管道建设纳入新型基础设施建设范畴，引导社会资本投入，形成合理收益模式。IEA预计全球每年应用于二氧化碳管道和氢能基础设施的投资额，将从目前的10亿美元增至2030年的400亿美元，也就是19年后投资要翻40倍。我国CCUS项目应重点部署在环绕渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、南华北盆地、四川盆地等区域；可形成4个大型CCUS集群发展区：长三角地区、环渤海地区、东北地区、新疆准噶尔盆地以南。新疆维吾尔自治区石油、煤炭等化石资源丰富，煤化工产业规模庞大，具有发展CCUS得天独厚的源汇匹配条件。可以优先推动在新疆准噶尔盆地建设大规模、低能耗碳封存示范项目，探索可复制可推广的经验，引导形成一批CCUS产业集聚区，推动形成高排放产业低碳化、高碳能源低碳利用、二氧化碳循环利用等区域能源及产业发展格局，促进研发和示范技术加速成熟和商业化应用。七是加强企业内部不同板块之间的合作，加速构建相关企业CCUS联合沟通协调机制。由于CCUS涉及多个利益相关方，因此需要建立完善的协调沟通机制，包括企业与企业之间、企业与高校之间、企业与政府之间，以及不同地区、不同行业之间的联合沟通协调机制。