“碳中和”，CCUS 稳站C 位
2022-08-26
历经长年探索积累，我国二氧化碳捕集、利用与封存技术（CCUS）已经整体处于工业示范发展阶段。在“双碳”背景下，CCUS 被视为实现“碳中和”不可或缺的关键性技术，迎来了前所未有的发展机遇。但是，我们在看到它光明的发展前景时，不能忽视它当前面临的发展瓶颈问题。
▲大力推广CCUS技术实现“双碳”目标后，不仅没有荒凉的人生，也可能没有荒凉的沙漠。 供图/吉林油田
站C位的底气
文／本刊记者 陆晓如／张永超 李 冬
▲同属中国石化集团，胜利油田和齐鲁石化合作的CCUS项目具有天然的优势。 摄影/王国章
多年实践积累，乘着“双碳”东风，我国CCUS的大好风景已在眼前。
中国石油宣布，“十四五”期间，将开展吉林、大庆、长庆、新疆四家油田的二氧化碳驱油规模示范，启动辽河、冀东、大港、华北、吐哈、南方六家油田的二氧化碳驱油与埋存先导试验，力争“十四五”末年二氧化碳注入规模超过1000 万吨。
与此同时，中国石化宣布将在“十四五”实现CCUS 产业化发展，中国海油宣布启动“十四五”重大科研项目CCUS 专项，延长石油拟建500 万吨/年CCUS 工程……
站在“双碳”的风口，一系列雄心勃勃的CCUS计划，既展示了参与者的决心，也反映了他们的信心。而建立这种决心和信心的基础，是经年的探索积累，是科研技术能力和水平日益提升，是试点示范项目规模不断壮大……
项目多点开花
“我国首个百万吨级CCUS 项目————齐鲁石化——胜利油田CCUS 项目全面建成中交……”
2022年1月29日，这条新闻刷爆了各大媒体平台。
事实上，无论在国际还是国内CCUS 都早已不是新鲜事了。早在1963 年，大庆油田率先开展了二氧化碳驱油实验研究。此后，相关研究实践从未间断。
“我国CCUS 发展经历过波折。‘十二五’是一个快速增长期。但因为链条长、成本高，‘十三五’呈现萎缩的状态，CCUS 项目明显减少。”中国石油大学（北京）碳捕集利用与封存研究中心执行主任彭勃教授指出。
情况在习近平总书记“9·22”讲话之后发生了改变。
CCUS 的定位和作用愈加凸显，涌现了一大批与CCUS 相关的吸睛新闻————
2021 年9 月，华能集团甘肃陇东能源公司规划建设150 万吨/年CCUS 项目，并获得庆阳市能源局投资项目备案。
2021 年12 月，中国石化华东石油局液碳公司20万吨煤制氢尾气捕集项目正式投产运行。目前，中国石化低分压CO2捕集技术每年捕集20 余万吨CO2，实施的CO2驱油项目达到36 个。
2022 年1 月，通源石油与新疆库车市人民政府签署投资合作协议，拟在库车分三期投资建设百万吨CCUS 项目，总投资规模约10 亿元。
2 月，中国石油召开CCUS 工作推进会，提出组织推动300万吨/年CCUS 规模化应用示范工程建设，制定碳输管网整体规划。目前，中国石油已有10 家油气田开展了11 项CCUS 重大开发试验。
3 月，广汇能源宣布，在新疆哈密规划的300 万吨/年CCUS 项目已正式开工建设，首期建设10 万吨/年示范项目。
6 月27 日，中国海油与合作伙伴签署大亚湾区CCS/CCUS 集群项目谅解备忘录。这是中国首个海上规模化CCS/CCUS 集群研究项目。
…… ……
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年度报告（2021）》，截至2020年底，我国已投运或建设中的CCUS 示范项目约40 个，遍布19 个省份。如若加上2021——2022 年公布的新项目信息，我国CCUS 项目数量远不是这个数字。
“从各种项目来看，CCUS 已经从单纯由石油开采行业的驱动变成了受碳减排的驱动。虽然涉及的行业以石油、煤化工、电力为主，但已经囊括了燃煤电厂、钢铁、水泥、化工生产、垃圾发电、制氢等多种碳源，利用途径除了驱油之外有了更多选项。”彭勃指出。
值得注意的是，CCUS 项目中开始频频出现地方政府和民营企业的身影。可见“双碳”压力下，各方对CCUS 的重视程度和参与程度明显提升。
规模不断扩大
西北望，位于鄂尔多斯盆地的长庆油田黄3 区二氧化碳驱综合试验站，8 个库容50 立方米的液态CO2储罐在阳光的照耀下熠熠生辉。
在这里，注入泵、采出液处理装置等同时运作，每小时能将3.75 吨CO2稳定注入地层。而在2014年立项之时，这里还是一片荒凉之地。
经历2017 年“3 注19 采”的试注，到2018 年“9注37 采”的先导性试验整体注入，再到2021 年建成拥有10 万吨/年注入能力的综合试验站、建成国家级CCUS 示范工程，长庆油田CCUS 项目经历了从无到有、从小到大的发展历程。
“经过多年研究，长庆油田已具备CCUS 工业化推广条件。2021 年底，编制完成了CCUS 中长期规划，姬塬油田长8 超低渗油藏百万吨CCUS 工业化方案已通过审查。”长庆油田首席专家高春宁介绍说。
把目光从鄂尔多斯盆地转向东北的松辽盆地。
2013 年，李猛大学毕业。一来到吉林油田，他就开始参与CCUS 相关工作。
彼时，吉林油田正在大情字井油田黑46 区块开展CO2气驱扩大试验。现如今，吉林油田已建成5个CO2驱油与埋存示范区，CO2埋存能力35万吨/年。
“我们的EOR（二氧化碳驱油）项目，是全球正在运行的21 个大型CCUS 项目中唯一个中国项目，也是亚洲最大的EOR 项目，已累计已注入CO2超过225 万吨。”李猛为此深感自豪。
我国大型CCUS 项目，还在不断涌现。
正在建设中的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，建成后将成为中国最大的燃煤电厂CCUS 示范项目；大连长兴岛电厂10 万吨级燃煤燃机CCUS 创新示范项目，建成后将填补国内万吨级燃机碳捕集装置的空白；即将全面建成投注的中国石化齐鲁石化——胜利油田CCUS 项目，是我国首个百万吨级CCUS 项目；中国石油将启动松辽盆地300 万吨CCUS 重大示范工程……
《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2021）》数据显示，截至2020 年底，中国CO2捕集能力达300 万吨/年，13 个涉及电厂和水泥厂的纯捕集示范项目总体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。
“虽然我国多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，但目前毫无疑问已具备了大规模捕集利用与封存CO2的工程能力。”彭勃指出，“‘十四五’末将达到2000 万～2500 万吨的CO2封存规模，由此而来的规模效益将日益显现。”
技术日益提升
从CCUS 项目多点开花，到封存规模不断扩大，始终离不开一个关键支撑————技术。
“部分技术已经具备商业化应用潜力。”中国石化集团公司高级专家陈军表示。
在捕集端，我国已形成针对不同浓度排放源的捕集技术，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，在煤电、石化、水泥、钢铁等行业开展了大量示范应用。特别是燃烧后捕集技术，目前已经处于商业应用阶段。
在输送端，我国以陆路低温储罐运输为主，在长距离、高压、低温和超临界CO2运输方面的研究方面取得了一些成果，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段。管道输送处于中试阶段，已有3条CO2气相输送管道，最大输量为50 万吨/年，输送距离为52 千米。
“利用与封存方面，目前我国化工和生物利用的CO2数量较少。驱油利用是目前最主要的CO2利用方式，技术已经成熟，而且油气藏封存是最经济可行的封存模式。石油企业成为了CCUS 技术探索的主力军。”陈军说。
吉林油田针对CO2驱油与埋存关键技术问题开展一体化攻关，创新形成了精雕细刻的油藏模式、精益求精的注采模式、精打细算的地面模式、精准高效的防腐模式、精心管控的生产模式。
“吉林油田建成的五类CCUS 示范区实现了一次可埋存206 万吨CO2，动态埋存率91.6%，通过循环回注实现CO2全部埋存。”吉林油田二氧化碳开发公司技术研究中心副主任刘一唯说。
长庆油田通过深化基础研究和矿场试验，在超低渗、低压、微裂缝、高矿化度油藏CO2混相驱五个方面开展技术创新，形成混相驱评价技术等6 项关键技术，为CCUS 工业化提供了技术支撑。
“值得一提的是，通过创新研发膜过滤、变压吸附等装置，长庆油田在CCUS 过程中实现了伴生气的循环利用与采出流体的集输处理，真正做到了全封闭、全埋存、零排放。”长庆油田勘探开发研究院提高采收率研究所副所长范伟说。
陆海齐飞，我国海上CO2封存技术同样有了重大发展。
6 月15 日，中国海油宣布，在我国乃至亚洲范围内都属首次的CO2封存示范工程设备建造全部完成，预计每年可封存CO230 万吨。
第一个吃螃蟹。中国海油联合国内厂家集中攻关，研制了适用于海洋高湿高盐环境的首套超临界大分子压缩机和首套复合材料CO2分子筛脱水橇，形成了海上CO2捕集、回注、封存工程技术体系、成套装备及管理经验。
“示范工程实现了海上二氧化碳封存关键设备的全面国产化，将为未来推动‘岸碳入海’做好技术储备。”中海油深圳分公司深水工程建设中心总经理刘华祥说。
发展潜力巨大
“把我国和全球CCUS 技术成熟度做下对比，就会发现目前基本上旗鼓相当。而由于我国陆相沉积小断块的特性，一些技术有我们的特色。主要差别在于国外在CCS/CCUS 运行时间更长，规模更大。”彭勃指出。
对比国外目前已经实施的CCUS 项目，例如加拿大边界坝项目的CO2捕集与驱油封存能力已达到100万吨/年，而我国正在运行的单体最大的CO2驱油与封存项目————吉林油田EOR 示范项目，年CO2注入量为35 万吨。这其中的差距一目了然。
差距就是发展潜力所在，需求更是。
“双碳”目标下，我国正从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。
中国工程院预测，2060 年我国一次能源消费量为55.7 亿吨标煤。其中，化石能源消费占比仍有26.8%，将产生27.1 亿吨CO2排放。通过森林、草原、湿地等碳汇，可抵消16 亿～19 亿吨，但仍有10亿吨左右的减排缺口。
《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2021）》显示，碳中和目标下，中国CCUS 减排需求，2030年为0.2亿～4.08亿吨，2050年为6亿～14.5亿吨，2060 年为10 亿～18.2 亿吨。
碳减排需要CCUS 保障我国能源安全。保障石油供应安全，同样需要CCUS。
“因为我国油气资源禀赋比较差。全球30%的低渗透油藏在中国，中国2/3 新发现油藏是低渗透油藏。二氧化碳的特殊性质，恰好适合低渗透油藏的开发。二氧化碳驱油与封存，对我国油气资源开发是一种保证。”陈军表示。
准噶尔盆地是新疆油田勘探开发的主战场。数据显示，新疆油田近十年新发现的资源中，低渗透储量占总探明的90%。低渗透油藏水驱开发效益差，采收率指标比较低。而CCUS 为新疆油田攻克这一难关提供了突破口。
据最新测算，新疆油田适宜开展CO2驱油的地质储量达10 亿余吨。其中，适合CO2混相驱的地质储量近5 亿吨，占中国石油可混相油藏地质储量近40%。通过CO2驱油，新疆油田将增加可采储量近2 亿吨。
CCUS 同样给长庆油田带来了福音。
“长庆油田侏罗系低渗透油藏普遍发育边底水，体积庞大的含盐水层为CCUS 提供了绝佳的发展土壤。它既可以实现碳封存，又可以带来驱油的额外收获。”高春宁说。
黄3 区CO2驱油已经实现单井产量由0.76 吨提高到1.07 吨，综合含水率下降14.4%，提高采收率效果显著。目前，长庆油田已经将CCUS 列为提高采收率的重点攻关技术，并将其视为未来替代水驱的技术。
据不完全统计，我国约有130 亿吨石油地质储量适合二氧化碳驱，可增采原油19.2 亿吨。
有需求就有市场，有市场就有发展。
“根据碳排放源和碳汇匹配情况，渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔和塔里木盆地以及四川盆地，是我国尤为具有CCUS 发展优势与潜力的地区。近海的盆地也为长三角和大湾区的二氧化碳封存提供了潜在机会。”彭勃指出。
高春宁表示，长庆油田CCUS 油藏地质资源潜力大、源汇匹配度高、CCUS 技术配套成熟。在中国石油集团公司的总体协调下，长庆油田愿和地方政府及碳排放企业密切合作，联手推进CCUS 项目。
▲CCUS是油田企业实现“碳中和”的关键技术，也是增采原油的重要手段。 供图/江苏油田
责任编辑：石杏茹znshixingru@163.com
挑战就在眼前
文／本刊记者 陆晓如／张永超 李 冬
技术、成本、经济性……当前，CCUS的发展面临着巨大挑战。
“双碳”背景下，CCUS 作为一种大规模的温室气体减排技术被寄予了厚望。
联合国政府间气候变化专门委员会指出，如果没有CCUS，几乎所有气候模式都不能实现《巴黎协定》目标，且全球碳减排成本将会成倍增加。包括中国在内的许多国家以及众多企业，已经将CCUS定位为实现“双碳”目标的关键技术，着重布局，着力发展。
CCUS 大发展的机遇就在眼前。但是，现在还不得不泼一盆冷水。
▲前景虽好，但CCUS项目整体规模较小、成本较高，多是出于探索研究、试验示范的目的。 供图/视觉中国
澳大利亚Gorgon 项目，最初计划每年捕获并向地下注入400 万吨CO2。尽管其拥有雪佛龙、埃克森美孚、壳牌等强大的股东背景，项目2016 年开始运营至今仍未能实现埋存目标，表现比目标低了约50%。
技术挑战
Gorgon 项目包括液化天然气工厂和CCS 设施。耗资31 亿美元的Gorgon 工厂于2016 年3 月生产出了第一批LNG，但其CCS 设施到2019 年8 月才开始首次运行，比计划晚了三年半。
究其原因是2017 年末检查发现，其液化天然气厂和注水井之间的管道中存在过量水，造成了阀门和管道发生泄漏腐蚀。
事实上，Gorgon 项目暴露的技术问题远不止于此。例如，沙子堵塞了地下的注气井，损害了压力管理系统。雪佛龙澳大利亚公司运营总监Kory Judd说：“我们还有很多路要走，才能实现我们设计的注入系统的承诺。”
在我国，技术上的挑战同样严峻。
长庆油田勘探开发研究院提高采收率研究所副所长范伟直言，相较于一些兄弟企业，长庆油田开展CCUS 较晚，很多技术上的“雷点”已经被蹚过了。
吸取经验教训，前期做了充足的准备，长庆油田在CCUS 先导试验中避免了很多问题，实施过程较为顺利。但随着CO2的持续注入，其依然爆出了一些“雷点”，比如管道腐蚀。
“二氧化碳是酸性气体，腐蚀性比较强。虽然驱油效果好，但腐蚀问题一直是国际国内的一大困扰。”范伟说。
长庆油田CCUS 的注采系统利用的是过去建的水驱系统。利用之前进行过详细排查，对井筒完整性做过评估，对注采系统管线进行过防腐处理……预防了所有能预见的问题，但注气两年后，个别井还是出现了腐蚀问题。
“除了腐蚀外，今后要解决的重点难题还有气窜。因为鄂尔多斯盆地低渗透油藏的混相条件比较好，我们现在没有发生气窜，但国外一些油田气窜问题出现得比较多。发生气窜，对采出系统影响比较大。”范伟说。
随着我国CO2驱油的应用领域不断拓展，应用对象已从低渗透油藏拓展到特高含水油藏、复杂断块油藏等。长期有效安全CO2封存场地选择难度大、CO2安全监测技术不成熟等方面的挑战日益凸显。
面临挑战的，远不止单是驱油利用技术。
在捕集技术上，比较成熟的化学吸收法存在能耗高、成本高的问题；在输送技术上，长距离CO2管道运输的核心技术还有待突破；在封存技术上，国外已开展了大量的咸水层封存示范，我国仅开展了10 万吨级咸水层封存示范……
“整体来看，我国CCUS 基础研究工作较为薄弱，技术及产业发展还处于研发和小规模示范阶段，缺乏大规模的工业化示范和应用，存在捕集能耗高成本高、缺乏运输管网、二氧化碳资源利用转化效率低等问题。这些都有待技术创新去解决。”中国石化集团公司高级专家陈军指出。
成本之困
技术挑战，带来的是成本的激增。
为解决管道腐蚀问题，长庆油田需要投入治理费用。新区CCUS 建设注入、产出系统使用防腐管材，次的也要用内防腐涂层管材。其比普通管材的价格高几十倍，导致项目成本陡升。
“目前长庆油田的注入规模比较小，但随着规模的扩大，仅因此产生的成本就将是相当大的压力。”范伟说。
可以说，在CCUS 实际操作的全流程中，运行成本的困扰萦绕在各个环节。
捕集端，在现有技术条件下，火电安装碳捕集装置导致成本增加0.26～0.4 元/kWh。在石化和化工行业中，CCUS 运行成本主要来自捕集和压缩环节。采用CCS 和CCU 工艺，煤气化成本分别增加10%和38%。“尤其是低浓度烟气CO2捕集成本居高不下，制约了碳利用封存工作的开展。”陈军指出。
在延长石油CCUS 综合项目中，其CO2来自煤制气中的预燃烧过程，具有较高的纯度和浓度，成本得以下降。《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2021）》的数据显示，相较于其他CCUS 项目，延长石油CCUS 综合项目的捕集和运行成本下降了约26.4%，仅为26.5 美元/吨CO2。
输送端，目前我国主要是用槽车运输液态CO2。运输成本高，吨公里运费1 元甚至更高。而运输过程需要消耗燃料，产生碳排放，并不环保。同时，公路运输的稳定性、安全性受到气候等多种因素的影响。
固定成本，比如设备安装、占地投资等，同样也是一笔巨额支出。
宝钢（湛江）工厂启动的一个CCUS 项目，CO2年捕集能力为50 万吨。封存场地在北部湾盆地，距离工厂100 公里以内，需要投资5200 万美元。宝钢（湛江）工厂进行的经济评估显示，综合固定成本和运行成本，总减排成本达65 美元/吨CO2。
有研究测算，不包括运输和封存成本，国外捕集CO2的成本约为11～57 美元/吨，而我国当前的低浓度CO2捕集成本为300～900 元/吨。
另有一类成本，也应当注意————环境成本。
CO2在捕集、运输、利用与封存等环节都可能发生泄漏，容易给附近的生态环境、人身安全等造成一定的影响。与此同时，大部分CCUS 项目有额外增加能耗的特点。增加能耗就必然带来污染物的排放问题，例如前述的槽车运输。
目前，这种额外增加的能耗主要集中在捕集阶段，对成本以及环境的影响十分显著。基于醇胺吸收剂的化学吸收法在商业大规模推广应用中存在明显限制，最主要的原因之一就是运行能耗过高，达到了4.0～6.0MJ/kg CO2。
联合国政府间气候变化专门委员会的研究报告认为，只有当捕集和封存CO2的总成本降到25～30美元/吨时，CCUS 才可能大规模推广。我国现在离这个目标，目前无疑还很遥远。
尴尬的经济性
▲供图/姜 松 沈志军 吉林油田
研究显示，要实现将全球变暖控制在2℃以内，到2050 年需要将CO2的封存能力从4000 万吨/年增加到5.6 亿吨/年以上。这将需要6550 亿～12800亿美元的投资。
如此巨额的投资，能获得怎样的经济回报呢？
从目前来看，答案还是一个大大的问号。“CCUS项目最大的痛点、难点，就在于经济性。”中国石油大学（北京）碳捕集利用与封存研究中心执行主任彭勃教授认为。
美 国NRG能源公司和日本JX 能源公司联合投资的Petra Nova 项 目，投资总金额超过10 亿美元。该项目对煤电厂的烟气流进行CO2回收，然后注入附近油田用于三次采油。
2017 年1 月开始运营至2020 年1 月，该项目已经累计捕集近400 万吨CO2，通过三次采油实现原油增产超过420 万桶。尽管捕集和利用效果很好，但项目成本很高。其每吨CO2的捕集成本为40～80 美元，输送CO2和向地下注入还会产生巨额的开支。
该项目90%的收入来源为三次采油，因此油价直接影响了项目的收入水平。2017——2020 年，国际油价整体处于低位，致使NRG 能源公司仅在2019年就发生了约1.01 亿美元的项目资产减值损失。2020 年5 月，受新冠肺炎疫情和油价暴跌的双重打击，Petra Nova 项目被迫停止运营。
事实上，2010——2017 年间，美国能源部高级化石能源研究计划资助了包括Petra Nova 项目在内的9 个CCUS 示范项目，总计花费约11.2 亿美元。而Petra Nova 是唯一的运营到了2020 年的项目，其他项目早已流产。对美国未来的CCUS 项目，有关人士也认为没有希望，原因就在于项目看起来没有经济可行性。
在澳大利亚Gorgon 项目，雪佛龙面临着更加尴尬的处境。
由于未能实现承诺的埋存目标，雪佛龙被迫购买碳配额。今年1 月，当雪佛龙购买碳补偿时，澳大利亚碳信用单位飙升至每吨57 澳元的高点。按照这样的价格，雪佛龙所要支付的补偿费用将超过2.5亿澳元。
经济性是任何项目可持续运行的保证。但恰恰是经济性的不明确，给CCUS 项目带来了巨大的风险。
“就我国的情况来看，目前CCUS 示范项目整体规模较小、成本较高，还谈不上经济效益，更多的是出于探索研究、试验示范的目的。但未来要进一步扩大规模，要工业化、产业化，没有经济性是无法实现的。”彭勃指出。
之所以石油企业成为我国CCUS 项目的主力军，很重要的原因是CO2驱油提供了强大的驱动力。因为它可以通过采出的石油获得直接的经济回报。
数据显示，目前国内EOR 示范项目可实现0.1～0.4 吨石油/吨CO2的换油率。这在当前的高油价水平下，可以实现正向投资回报。
但即便如此，目前CO2驱油的应用规模还是相当有限的。最直接的原因就是，目前水驱的成本更低、效益更好。一组最简单不过的数字对比就能说明问题：商业用水6.15 元/吨，而我国当前仅低浓度CO2捕集的成本就达到了300～900 元/吨。
“在‘双碳’目标和高油价下，石油企业推进CCUS 有一定的动力。但是，如果相关成本没有大规模下降，或者无法从碳市场获得回报，CCUS 项目欠缺商业模式，缺乏稳定的收入来源，企业就会缺乏长期运营的动力。从可持续发展来讲，CCUS 效益如何体现，不得不考虑。”彭勃说。
产业化的阻碍
目前，我国的CCUS 整体处于建设示范项目阶段。走向商业化、规模化运行，是行业长久发展的必经之路。但是，现在我国CCUS 的商业模式尚未成熟，产业化发展面临着多重阻碍。
全流程CCUS 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，普遍面临成本分摊、收益分享、责任分担和风险分担等难题。
“例如，CCUS 项目投资偏高，但目前不同行业之间的成本分摊规则并不明确。各个行业都有减排的需要，但通过CCUS 项目实现的二氧化碳减排量认定和归属不明确。”彭勃说。
除了需要进一步梳理与明确项目开发过程中的责任、权利与义务外，CCUS 产业链条中的各环节还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。
齐鲁石化——胜利油田CCUS 项目，似乎给出了可行的解决方案。
该项目由齐鲁石化二氧化碳捕集、胜利油田二氧化碳驱油与封存两部分组成。齐鲁石化捕集的二氧化碳采用绿色运输方式，送至胜利油田进行驱油封存，从而实现了二氧化碳捕集、驱油与封存的一体化应用。
▲供图/长庆油田
齐鲁石化、胜利油田同是中国石化旗下的子公司。该CCUS 项目也是在中国石化集团公司的整体安排部署下实施的，所以某种程度上双方更容易破除碳源企业与碳汇企业之间的壁垒。其成本分摊、收益分享，以及责任、风险的分担问题等，有内部的解决机制，因此能够形成比较稳定的流程上的上下游对应关系。
而实际上，我国更多的碳源企业与碳汇企业并不属于同一行业，更不属于同一母公司。
“如果都是一个集团内的，项目在运营管理上就会相对畅通。但如果不是，碳源企业就会担心捕集后的二氧化碳的出路，碳汇企业则担心碳源供应的稳定可靠。双方都会觉得不稳定。”彭勃说。
因此，我国急需建立市场机制，建立产业集群，让不同的排放源、不同的封存区块，形成宏观的稳定状态。
责任编辑：石杏茹znshixingru@163.com
政策是关键点
文／本刊记者 陆晓如／张永超 李 冬
政策，是决定CCUS未来前途命运的关键因素。
在近日举办的2022 年世界石化大会上，陶氏化学首席执行官吉姆·菲特林表示，利用CCS、CCUS 等技术来解决碳排放问题的项目，不是三四年就能实现的。因此，需要良好的长期政策，且要在投资方面得到政府的帮助。
事实上，政策对于CCUS 项目的重要性一直在世界范围内被不断强调着。对我国来说，CCUS 面对发展的机遇与挑战，政策同样是决定它未来前途命运的关键因素。
政策已经重视
“一直以来，我国政府十分重视CCUS 的基础研究和技术开发。”中国石油大学（北京）碳捕集利用与封存研究中心执行主任彭勃教授指出。
早在2003 年，我国就通过国家自然科学基金资助了二氧化碳驱替煤层气的相关基础研究。
2011 年，我国开始系统性地集中支持CCUS 关键技术突破，促使CCUS 的研发迎来了第一个高峰期。2011 年，其有36 项研究获得了国家科技计划的支持。到“十二五”末，国家科技计划资助的研究项目已达140 余项。
据不完全统计，截至2020 年，国家重点基础研究发展计划（973 计划）、国家高技术研究发展计划（863 计划）、国家重大科技专项、国家重点研发计划、科技部国际合作项目及国家自然科学基金委员会等，均对CCUS 相关研究提供了资金支持。资助范围覆盖CCUS 全流程各个环节的基础研究、技术开发、示范应用等，为CCUS 技术的快速发展奠定了基础。
“双碳”目标下，CCUS 行业愈发受到国家重视。
2021 年3 月，国务院发布“十四五”规划和2035 年远景目标纲要。其中，明确提出要开展CCUS 重大项目示范。CCUS 技术首次被纳入了国家五年规划重要文件。
同年10 月，中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，首次将CCUS 列为实现“双碳”目标的重要技术手段，明确提出“推进规模化碳捕集利用与封存技术研发、示范和产业化应用”。
国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出要瞄准包括CCUS 在内的多项前沿领域，实施一批具有前瞻性、战略性的国家重大科技示范项目；生态环境部等部门开展的气候投融资工作，将CCUS 纳入了重要的气候投融资方向；中国人民银行推出的碳减排支持工具为CCUS 提供金融支持……
CCUS 的身影，同时频频出现在了地方文件中。
《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》《广东省能源发展“十四五”规划》《重庆市战略性新兴产业发展“十四五”规划》等，均对支持CCUS 在当地的发展做出了部署规划。
一系列相关政策的出台，发挥了导向作用，极大提振了行业信心。
支持仍然不足
国家与地方政府的重视，释放出了积极信号。但是，在记者采访过程中，一位参与CCUS 项目的人士向记者表达了他的困惑————
现在CCUS 被“炒”得很热，都认为很好，都很关注，而且从碳源、碳汇企业到地方政府，各方表现得都很积极。但一到其立项谈实施时，就卡住了。
“原因就在于CCUS 项目投资巨大，但赚不了钱。在实现商业化应用之前，项目的实施有赖于政策支持。而目前我国的这种支持是不足的。谁都不情愿掏那么多钱做一个不赚钱的项目。”他说。
澳大利亚Gorgon CCS 项目起步之时，澳大利亚联邦政府通过低排放技术示范基金提供了6000 万澳元（约合2.86 亿元人民币）的资金支持。雪佛龙分3 次领取了该笔款项。这直接促成了该项目的实施。
但是实施至今，Gorgon CCS 项目未能达到计划的埋存目标。有分析人士揣测，除了技术问题之外，很重要的原因是当地政府的资金支持不再继续，雪佛龙解决技术问题的动力不足。“从企业经营角度，与其投钱去解决这里的技术问题，不如投到其他有效益的项目里。”
相对来说，CO2驱油有较为清晰可见的经济性。但是，燃煤电厂、钢铁厂、水泥厂等捕集端，以及其他能源增采等地质利用与封存技术，在政策激励及政府支持缺失的条件下很难实现盈利。“在项目达到盈亏平衡的价格之前，政府资金的帮助至关重要。如果没有政府的支持，无法实现减排收益，就将严重影响企业开展CCUS 示范项目的积极性。”彭勃说。
在新能源领域，有诸多明确且支持力度很大的政策。例如，早在2013 年，国家就通过可再生能源发展基金给予了光伏长达20 年的上网电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.42 元（含税）。虽然如今国家补贴不再，但地方政府的补贴依然给力。
与之相对比，虽然我国出台了不少CCUS 相关激励政策，但存在着针对性不强、约束性不够等问题。
“我们跟碳源企业相互的需求能够找到契合点，但目前最大的困难是国家的碳政策缺失，我们也没有补贴政策、财税政策的支持，投资CCUS 项目很难达到国家对央企投资内部收益率的要求。做是要做，但做得很吃力。”一位来自油田企业的内部人士说。
中国石化集团公司高级专家陈军直言：“在当前的政策及市场环境下，企业或投资者的积极性不高。”
加大支持力度
Rystad Energy 认为，2030 年前，政策扶持是CCUS 项目发展的主要动力，特别是在水泥、钢铁、航运和化工等脱碳难度较大的行业。
“就我国来说，CCUS 的发展需要更多、更明确、更具体的支持政策。例如，可以充分借鉴美国45Q税收法案等国外CCUS 激励政策，探索制定符合中国国情的CCUS 税收优惠和补贴激励政策。”彭勃指出。
DISCOURSE
CCUS 项目投资巨大，但赚不了钱。在实现商业化应用之前，项目的实施有赖于政策支持。
美国45Q 税收法案采用递进式CO2补贴价格的设定方式。其中，CO2地质封存的补贴价格将由2018 年的25.70 美元/吨递增至50.00 美元/吨（2026年），非地质封存（主要指CO-EOR 和CO2利用）的补贴价格将由2018 年15.29 美元/吨递增至35 美元/吨（2026 年）。
2021 年1 月15 日，美国发布45Q 条款最终法规，抵免资格分配制度更加灵活，明确私人资本有机会获得抵免资格。这种方式使得投资企业可以确保CCUS 项目的现金流长期稳定，大幅改善了CCUS项目的可行性并使其长期健康运行成为可能，从而鼓励企业投资新的CCUS 项目。
“为了让企业实施CCUS 项目有明确的收益预期，除了财税支持之外，通过明确碳政策，建立完善碳交易市场，将CCUS 纳入碳排放交易体系，可以让开展CCUS 的企业从中获得一定经济收入，消纳部分固碳成本，或者实现CCUS 项目的碳减排价值，从而激励企业的积极性。”彭勃说。
碳排放交易，欧盟的做法值得借鉴。
当前，欧盟碳价已经超过80 欧元/吨。英国咨询公司ID Tech Ex 研究称，随着全球减少石油消费，三次采油作为CCUS 技术的驱动力很可能变弱，而碳定价和二氧化碳使用市场会对CCUS 项目的财务可行性带来影响。
挪威能源巨头Equinor 公司的CCS 负责人表示，如果排放1 吨碳的成本为每吨100 欧元，那么为大型工业排放者提供的CCS 服务可能会在未来10 年内实现收支平衡。
解决企业开展CCUS 的资金困境，无疑是政策的发力方向。
陈军颇为关心融资政策。他建议建立以政府公共财政融资、信贷融资、风险投资基金和信托基金、国际融资为核心的多元投融资体系，形成良好的CCUS 金融生态，促进CCUS 产业的良性发展。
引导技术创新
成本高昂，是谈到CCUS 就逃不掉的问题。而技术成本，是影响CCUS 大规模应用的重要因素。
如果时间倒退回20 年前，看那时的光伏技术发电成本一千瓦时电60 元。因成本高昂，光伏技术只能应用在航天等高精尖领域。对普通老百姓而言，它无疑就是一种奢侈品。
2010 年左右，光伏发电成本还是火力发电成本的2 倍以上。但随着技术的发展，如今光伏发电成本已经大幅降低，生产一千瓦时电的成本不到两毛钱，已经低于火力发电的成本，而且接近水力发电的成本了。
当时的人们，绝对没有想到光伏价格会降到今天这样的水平。而这，就是在政策引导之下，促进技术创新进步的成果。
目前，我国CCUS 的各个环节都有待通过技术创新获得进一步的发展。
从捕集端来说，第一代碳捕集技术，如燃烧后捕集技术、燃烧前捕集技术、富氧燃烧技术，发展渐趋成熟，问题在于成本和能耗偏高。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，已处于实验室研发或小试阶段。“这些技术一旦获得突破或发展成熟，能耗和成本会比第一代技术降低30%以上。”彭勃说。
▲石油企业要发展CCUS项目需要更多、更明确、更具体的支持政策。 供图/西南石油局 齐鲁石化 中国海油
从输送端来看，国外正在运行的CO2管道超过50 条，管道长度超过8000 千米，总输量达到6.8 亿吨/年。已建管道中近80%采用超临界输送工艺，单管最大设计年输量达2000 万吨，最大设计管径DN750。
“管道是国外大型商业化CCUS 项目能够开展的基础条件之一。我国CCUS 要实现产业化必须发展管道输送，一方面大幅度降低成本，另一方面保证稳定性和安全性。”长庆油田首席专家高春宁指出。
正因如此，我国需要在大规模CO2管道输送技术方面开展攻关研究工作，实现不同场景下CO2经济输送模式选择和风险控制，从而达到低成本安全高效输送的目标。
从利用与封存端来看，我国地质条件复杂，如咸水层以陆相为主。陆相沉积储层非均质性强、混相压力高、渗透率较低等特性，造成大封存容量、高安全性的CO2封存场地选择难度大，对注入技术要求特别高。目前对于注入的CO2监测能力较弱，存在泄漏的风险。
“CO2地质利用与封存一体化技术，地层深部资源开发技术，特别是石油勘探开发技术地质力学、地球物理、油气藏精细描述、油气藏相态控制、渗流机理和控制等技术，以及CCUS 整体安全性评估与监测预警技术等，都有待通过技术创新，在CCUS领域得到充分应用和提升。”陈军指出。
这些技术攻关，都离不开政策的引导与支持。因此，有业内专家建议，将CCUS 纳入国家重大低碳技术范畴，探索设立二氧化碳捕集、利用与封存技术专项扶持资金，支撑技术迭代更新。
陈军建议国家紧跟CCUS 前沿技术进展，明确面向“碳中和”目标的CCUS 技术发展路径，完善政策，强化CCUS 研发平台建设，超前部署低成本、低能耗CCUS 技术研发应用。建议尽快建立碳捕集、输送、利用、封存、监测核查等全生命周期的CCUS技术标准规范及配套制度体系。
发展产业集群
目前，我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。但是，发展产业集群不是一个企业一个行业所能做到的。
位于荷兰鹿特丹港区Porthos 项目，就是一个很好的CCUS 产业集群案例。
该项目由荷兰能源管理公司、荷兰天然气公司和鹿特丹港务局联合发起。三方在项目实施过程中，扮演着不同的角色————鹿特丹港务局专注于当地碳排放情况，荷兰天然气公司提供管道和输送服务，荷兰能源管理公司负责荷属北海近海气田储存。
目前，该项目已与埃克森美孚、美国空气产品公司、法国液化空气公司、壳牌达成协议。这四家公司位于鹿特丹港内的制氢厂，将成为Porthos 项目的主要碳源。
“国家可以考虑在源汇匹配条件较好的区域，建设CCUS 工业集群。通过对管网和封存基础设施的共享使用，降低成本、形成规模效应，提高CCUS技术应用的可行性。”彭勃说。
比如，我国鄂尔多斯盆地、准噶尔——吐哈盆地、四川盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等，是具有集群建设有利条件的区域。可以积极探索建设以CCUS 技术为基础的“净零/近零示范区”，推动我国CCUS 产业化、规模化发展。
为促进我国 CCUS 产业发展，陈军建议国家层面应制定CCUS 总体发展规划，建立多产业协作机制，加强产业规划的顶层设计。建立覆盖二氧化碳捕集、输送、地质封存、监测评价、减排核查、全生命周期管理等环节的标准规范体系及管理制度。
在发展产业集群的过程中，高春宁认为政策制定还需更加有的放矢，应根据具体技术应用场景、成熟度、成本和地区偏好进行定制。他以长庆油田为例说明。“因油区跨陕甘宁蒙晋，长庆油田CCUS项目受到能否跨省埋存、埋存责任界定、碳对冲机制等配套政策尚不明确的困扰。建议向国家有关部委呼吁，推动有关政策标准落地实施。”他说。
我们有理由相信，随着政策激励力度和范围不断增加，我国CCUS 产业能够不断迈上发展新台阶。它的减排潜力，将在未来得到充分释放，最终助力我国实现碳中和目标。
