二氧化碳捕集、地质利用与封存项目环境管理研究

宋阳，何少林＊，薛华，齐志斌，葛雁冰，刘博，余绩庆

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100083；2.国家油页岩生态环境分中心，北京 100083；3.中国石油环境工程评估中心，北京 100083）

引言

二氧化碳捕集、地质利用和封存（CCUS）是缓解气候变化的关键技术工具，不仅对以化石能源为主要能量来源的行业提供了巨大的温室气体减排量，保持了电力系统的灵活性，还是钢铁、水泥等难减排工业过程的可行技术方案[1,2]。大多数情况下，在需要高热或者存在工艺碳排放的行业，CCUS 是首选的脱碳解决方案。世界各国的研究机构对气候与技术、政策的模型研究表明：如果要实现巴黎协定的国际目标，CCUS 是减碳技术措施中的必要组成。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）指出，不同路径CCUS的减排量到2030 年需要达到1 亿～4 亿吨/年，到2050 年需要达到30 亿～68 亿吨/年[3]。目前正在运行的CCUS 工程的捕集总量为每年4000 万吨，因此到2050 年其规模要至少扩大100 倍。目前全球商业化CCUS 项目共135 个，其中一半的项目均为2021年新开发和营运。美国在2021 年新增CCUS 项目36个，其次为英国8 个、荷兰5 个和比利时4 个[4]。美国的经验表明当政策为资本提供足够的投资理由时，就会促进该产业的发展。2021 年新增的每年400 万吨以上的CO2捕集量项目如Dave Johnson 电厂、G2 净零液化天然气厂和Next Decade Rio Grande 液化天然气厂均位于美国。

近10 年，我国意识到基于自然解决方案（NBS）的农业和林业碳汇有一定的上限。从实现碳中和目标的减排需求看，依照现有技术，2060 年需要通过CCUS 实现的CO2减排量为10 亿～18 亿吨。与其相关的生物质能碳捕集与封存（BECCS）[5]和直接空气碳捕集与封存（DACCS）等负排放技术需要实现减排3 亿～6 亿吨和2 亿～3 亿吨CO2[6]。各级政府部门已经更加积极地理解CCUS 在脱碳中的作用，为后续政策制定奠定了基础。在“十四五”规划中明确将CCUS 作为重大示范项目进行引导支持[7]。2021 年5月，生态环境部与相关部委宣布支持在自由贸易区开展CCUS 试点和示范项目。CCUS 还被纳入2021 年4月发表的《中美应对气候危机联合声明》。2021 年6月，国家发展和改革委员会发布通知，要求CCUS 提供项目信息，以支持近期的重大计划。

伴随产业政策的推进和利好，引发了中国新一轮大型CCUS 示范项目的建设。2021 年6 月25 日，国家能源集团锦界电厂15 万吨/年CCUS 示范项目一次性通过168 小时试运行，这是目前国内规模最大的燃煤电厂燃烧后CO2捕集项目，试运期间连续生产出纯度99.5%的工业级合格液态CO2产品，成功实现了燃煤电厂烟气中CO2大规模捕集。2022 年1 月29 日，中国石油化工集团（以下简称中石化）宣布我国首个涵盖了碳捕集、利用和封存全环节的百万吨级CCUS项目——齐鲁石化—胜利油田CCUS 项目全面建成，成为国内最大的CCUS 全产业链示范基地，为国家推进CCUS 规模化发展提供了应用案例。目前我国已投运或建设中的CCUS 示范和商业项目达到49 个，已建成的38 个示范项目形成CO2捕集能力296 万吨/年、注入能力121 万吨/年[6,8]。这些项目以地质利用和封存为主，并且主要用于CO2驱提高油气采收率（EOR）、CO2驱替煤层气（ECBM）和咸水层封存（表1）。因为油气和煤炭行业对衰竭油气藏的结构特征和行为本身有很好的了解，现有的钻井和注入技术可以适用于碳封存的实际应用，并且中国早期CCUS示范项目优先采用高浓度CO2排放源与EOR 相结合的方式产生收益，当市场油价处于高位时，CO2-EOR收益不仅可完全抵消CCUS 成本，并为CCUS 相关利益方创造额外经济利润。其他还有一些在废弃油气藏、不可开采煤层和深海的CO2封存以及化工和生物利用等仍处于开发前期。

表1 中国主要的CCUS全流程项目

1 CCUS 项目的环境管理现状

尽管CCUS 作为应对气候变化和减缓CO2排放的重要技术，但由于其前沿的技术体系和巨大的工程规模，引发了社会和公众对于CCUS 项目环境影响和环境风险的担忧，甚至是反对。从国际经验看，环境影响和环境风险是影响甚至决定CCUS 项目实施的关键因素之一，也是公众关心的焦点问题，诸多国际大型CCUS 项目都是由于环境问题而进展受阻[9]。中国政府也高度重视CCUS 项目的环境影响和环境风险。2013 年原环境保护部发布的《关于加强碳捕集、利用和封存试验示范项目环境保护工作的通知》中提出“加强碳捕集、利用和封存试验示范项目环境保护工作，加强环境影响评价（以下简称“环评”）和环境影响监测，探索建立环境风险防控体系，推动环境标准规范制定，加强基础研究和技术示范，加强能力建设和国际合作”等要求。应此要求，《二氧化碳捕集、利用和封存环境风险评估技术指南（试行）》于2016年发布，这是中国第一部针对CCUS 环境风险制定的技术指南。然而与CCUS 技术和项目的开发能力与经验方面所取得的飞速进展相比，我国对CCUS 项目的监管法规、环境影响评价、CO2减排核算、碳市场准入和风险评估仍然相对滞后（图1），对CCUS 环境影响和风险的不确定客观上制约了其在我国的大规模推广和商业化应用。

1.1 监管法规

目前CCUS 产业发达的国家大部分已针对这类项目在法律法规层面进行了环境保护规定。澳大利亚于2006 年颁布《海洋石油与温室气体储存法》[10]，为温室气体离岸注入、运输和地质封存活动提供了法律框架，并于2009 年通过《海洋石油和温室气体储存（环境）条例》和《二氧化碳捕获与地质储存环境指南》针对环评内容、方法和标准做出规定，着重强调封存选址的重要性。欧盟于2009 年发布《二氧化碳地质封存指令》（2009/31/EC）[11]，涵盖了从捕集、运输到不同地质构造封存整个生命周期的规定，要求其成员国在2011 年6 月前转化为国家法律。荷兰在此基础上通过修改其《矿业法》明确了CO2封存的许可制度[12]。英国根据其《能源法》于2010 年颁布《二氧化碳储存（许可）条例》[13]指出，禁止在水源地颁发CO2封存许可证，在拟定封存场地不存在泄漏、环境损害和人类健康风险的情况下，可以颁发封存许可证[14]。此外，日本修订了《海洋污染防治法》，也对海洋CO2封存做出规定[15,16]。美国以《安全饮用水法》为基础形成的《二氧化碳地质封存井的地下灌注控制计划的联邦要求：最终条例》[17]于2011 年1 月10 日正式生效，其针对以提高油气采收率为目的的CO2注入井列为Ⅱ类井监管；针对长期CO2地质封存项目列为Ⅵ类井管理，在许可程序、现场地质特征、审查区域与纠正措施、经济责任、注入井的施工、运行、机械完整性测试、监测、井堵塞、注入后现场管理、现场封闭的最低技术标准等方面要求更为严格以保护地下水[18]。

我国CCUS 的法规监管尚处在起步阶段，虽然与其相关的法律法规较多，但是我国的环境保护制度类和石油矿业权制度类法律法规均没有专门条文应对CCUS 开发活动的监管。2012 年3 月18 日，《中华人民共和国应对气候变化法（草案）》发布，这是我国第一个系统的应对气候变化的法律文本，其中第65 条指出，政府鼓励和支 持CCUS 和其他应对气候变化技术的发展。但该法案何时正式获得通过具有法律效力还未可知。此外，石油行业内部标准如《盐穴地下储气库安全技术规程》（SY/T 6806—2019）和《油气藏型地下储气库安全技术规程》（SY/T 6805—2017）中部分条款如库址选址和地质评价可供CCUS项目封存借鉴，但由于天然气和CO2固有性质的差异，其对CO2长期封存的适用性明显不够。

1.2 生态环境管理技术规范

环评制度在预防和减轻环境污染和生态破坏中发挥着重要作用。我国CCUS 项目均应依法进行环评。当前我国CCUS 项目的环评分类、分级审批机制不清晰，现行的环评导则、指南和标准无法完全满足CCUS项目的需求（表2）。一部分导则可以适用于CCUS 项目的环评，如生态、土壤和地下水导则，其中已经包括土壤和地下水pH 值、溶解氧、重金属、含量等CO2泄漏可能导致的环境变化以及动植物等生态系统的变化评价。一部分导则和标准不适用于CCUS项目，最突出的问题是，CO2并不是我国传统意义上的污染物，因此现行导则对CCUS 项目的评价等级、评价范围、评价标准和模型预测方法不能完全匹配。现行的规划导则在进行CCUS 产业（封存）集中区规划时缺少区域CO2源汇现状和预测方面的要求。

表2 与CCUS项目相关的环评导则、指南和标准规范

目前仅有《二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南（试行）》专门针对CCUS 项目的环境风险进行定性评估，弥补了《建设项目环境风险评价技术导则》与CCUS 项目特性的不匹配。指南发布实施近6 年来，对CCUS 项目的环境风险评估做出了突出贡献，同时也暴露了几方面的问题需要进一步改进：一是风险分析和风险识别的步骤和指标有待调整明确；二是过于依赖专家打分的定性方法有待深化；三是仅针对土壤、地下水、地表水和环境空气等环境指标进行了规定和影响程度分级，缺少对附近居民健康、动植物和微生物多样性及生产力的CO2浓度阈值和影响分类；四是需加强事故泄漏源强与后果分析的模型构建[19,20]。

1.3 CCUS 项目CO2 环境监测

根据对已有CCUS 示范项目的研究来看，捕集过程的CO2泄漏量一般不大，且已经完善了监测措施。封存过程和封存后的泄漏风险是环境监测和评估的重点。目前国内多数CO2-EOR 项目没有重视对注入井和采出井的CO2泄漏，另外对地表逸散量和地下CO2运移状态的准确性和监测范围都不够明确，严重制约CCUS 项目的测量、报告和核查（MRV）制度发展[21]。特别是对地下CO2羽流的准确监测依赖对地质封存体的深度认识。目前油田经过多年勘探、开发，积累了数量众多的钻井及地震、测井和地质研究资料，可以相对方便的观测CO2的羽流状态，而对缺乏地质资料地区的CO2运移模型建构和监测还需要积累和发展。目前我国还未形成完备的CCUS 封存场地CO2监测标准规范，主要依靠各项目根据自身情况设定。延长靖边油田CO2-EOR 项目吸取了加拿大Weyburn 项目的成功经验，设计了综合地质、地球物理的地下监测系统，同时结合了土壤、水体和地表CO2浓度[22]。这是我国首次在CCUS 项目中系统的监测了封存区、地表等范围内CO2浓度变化及迁移规律，取得了良好的效果。但是目前对不同浓度CO2对生态环境和人群健康影响后果仍然研究不足，CCUS 项目普遍缺乏对地下水、土壤和生物多样性的跟踪监测。

1.4 核算办法与交易途径

2021 年7 月16 日，各方期待已久的国家碳排放交易市场开始运行。虽然目前只覆盖了电力部门，但未来必然会扩展到其他工业部门。对此，全国碳排放标准化技术委员会、全国能源基础与管理标准化委员会、全国环境管理标准化技术委员会联合发起并成立了CCUS 标准化工作组，开始对CCUS 这一新型行业开发相关标准。CCUS 减排量的精准确定是其效果评估、参与碳交易市场的关键。当前尚无成熟的基于项目的CCUS 减排方法学用于“核证自愿减排交易市场”，也无基于行业减排措施的核算方法用于“强制碳交易市场”。此外，CCUS 减排量以何种方式进入碳市场尚未明确。

2 对CCUS 环境管理的思考与建议

2.1 CCUS 项目的整体监管要求建议

全面系统、完善的国家法律监管框架对CCUS 的发展和部署至关重要。需要进一步制定明晰、完善的CCUS 法律法规，减少利益相关方的各种顾虑，确保CCUS 项目稳健开展。根据发达国家的经验，我国对CCUS 的监管应该包含封存选址许可、CO2运输管道许可，以及环境影响评价和环境监测的最低标准规定，明确环境影响和风险评价结果在CCUS 工程许可的申请、核准、修改中的地位和作用[23]。在捕集环节，应要求大型煤电基地和新规划电厂在可行性研究报告中涵盖碳捕集评估的内容。在运输环节，明确CO2纯度、性质和管道材料、运输路线的要求。在封存环节，明确封存地分级选址、地下空间利用、注入井完整性，以及监测报告和风险应急处置的要求。解决CCUS 项目的责任归属和期限问题，形成权责清晰的法律法规框架。尽快出台CCUS 项目的环境管理办法。通过试行修改完善，形成CCUS 建设项目生态环境管理条例。

2.2 CCUS 项目全过程环境管理的联动

CCUS 项目涉及多个行业不同环节，虽然将CCUS 作为独立行业在现阶段实施起来困难巨大，但是可以在环境管理，特别是环评分类上作为一个突破点，将当前CCUS 项目形成自上而下、自捕集到封存的完备的环境管理制度（表3）。CCUS 每一个环节涉及《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版）》多个行业类别，环评要求各不相同。将CCUS项目作为整体，可以更好地判断该项目或集群的环境可行性[24]。在战略环评、规划环评、项目环评到排污许可的发放和环境影响跟踪评价、项目后评价全链条形成从宏观到细节的差异化管理。尽快出台适合CCUS 建设项目的环境影响评价技术导则、指南和排污许可证申请与核发技术规范等文件规范CCUS 的环境管理，明确环评分类分级审批的机制，评价范围、评价标准以及环境监测和风险管理的要求。

表3 CCUS整体环境管理路线

2.3 完善CCUS 环境监测标准与规范

关于CO2储存的主要担忧是集中的高浓度CO2的泄漏风险以及可能对环境造成的损害。地质储存的关键是将CO2保存极长一段时间（达到103年），而不会有任何明显的地表逸散。国外一般要求CO2地质封存的安全期不低于200 年，模型显示，每年逸散率超过0.1%将使CCUS 控制全球变暖的能力失效[25]。各文献中报告的年泄漏率范围从0.000 01%到1%不等[26]，取决于封存地的地质构造及断层或塌陷的渗透性。现有的CO2监测技术可分为如下几类：微地震监测、地电学方法、重力测量法、遥感、地球化学采样、大气浓度监测、示踪剂示踪、土壤呼吸监测和微生物指示等[25]。每一类都有其适用的环境条件和范围，需要对监测技术在CCUS 各环节的可靠性、适用性和敏感性以及监测参数和位置进行测试和评估。并且，CO2不同于其他污染物，其浓度基线会根据当地生态、温度和季节等存在较大波动，考验监测标准的科学性。

CCUS 的监测策略应该包括预注入、注入期间和注入后阶段。对于预注入阶段，应该明确大气CO2基线浓度和土壤通量本底值的监测方法。对于CO2注入阶段，建议对CO2运输管道以及注入设备梳理完整的CO2排放和泄漏清单，识别CO2有组织和无组织排放源，针对设备和管道组件、贮存设施和装卸过程等不同CO2排放源筛选匹配的监测方法，形成“二氧化碳地面工程监测技术规范和标准”。对于CO2注入后埋存阶段，需要重点攻关CO2运移状态、范围和储存体积量的监测，包括井下（地质）、浅层（土壤）以及空中大气三类监测技术。形成“二氧化碳埋存井下羽流监测技术标准”“二氧化碳埋存地表/浅层浓度监测技术标准”和“二氧化碳埋存大气浓度监测技术标准”。关于管道和注入井，还需要监测管道和井身的完整性和腐蚀程度，保证其在规定的时间内满足材料质量和性能。此外，应密切监测注入的CO2对周围生态环境和人群健康的环境影响。未来CCUS 项目的应用必须配有综合的监测制度，包括对空气、地下水、土壤化学和肥力特性等生态环境和地质物理、化学的监测等，建立长期、实时和智能化的CO2监测报告体系平台，系统科学的环境监测是CCUS 项目能否成功实施和在国际碳交易中把握话语权的重要保证。

2.4 确定CCUS 减排量与碳交易市场路径

当前制约CCUS 大规模商业化推广的重要因素是其运行成本过高，降低其成本的关键一方面来自技术发展，另一方面是发展国际认可的减排量计算方法，通过碳价和投融资机制降低其成本[27]。因此，需要制定一整套“CCUS 二氧化碳监测、报告和核查管理办法”。通过开展捕集、储运、利用和封存各环节源项归类解析研究，针对储罐、装卸过程、封存场以及设备、管道组件和应急排放口等各源项不同情景，研究确定不同情景模式下的CO2排放因子，确定各源项活动水平依据，建立基于行业减排措施的CCUS 全流程CO2减排量核算方法。通过对项目边界、基准线情景识别和额外性论证、基准线排放、项目排放、泄漏、减排量计算等基准线方法以及监测方法研究，建立基于核证自愿减排量（CCER）项目的CCUS 全流程CO2减排方法学。此外，碳市场纳入CCUS 减排量是未来发展趋势，需要超前布局CCUS 参与方的减排量边界、效益分配机制以及碳交易市场路径研究。以此明确捕集、储运、利用、封存各环节减排量计算边界及权利归属，促进权责清晰的CCUS 效益管理机制的建立，为CCUS 减排量核证中各参与方的权利归属及未来纳入碳市场交易奠定坚实基础[28]。

2.5 CO2 封存和运输管道泄漏源强和风险定量评价模型

大多数可能的泄漏情景和后果评估缺乏经验基础和长期的实验数据，严重依赖专家判断。尽管目前的方法和技术存在很大的不确定性，为了评估封存泄漏情景发生的可能性及产生后果的严重性，仍然需要对环境单元之间的CO2通量进行建模和估算，并利用计算的通量和源强来定量化评估CCUS 封存对各种生物和生态系统的潜在影响和事故风险结果，形成完备的风险识别—风险分析—风险评价流程。

另外，目前缺少不同状态CO2（如密相CO2和超临界CO2，阈值为31℃和7.38 MPa）在高压管道运输中泄漏和扩散模型的研究，也导致了CCUS 项目环境风险评价的准确性无法保证。在高压条件下，每条管道输送的CO2量为几百万吨，管道破裂释放的CO2流量是要明显高于井口泄漏和封存逸散的情景。这种局部高流速更可能对人类和动植物产生急性严重影响。建议进一步制定和完善评估（高压）CO2管道环境风险的指导方针。包括故障类型的定义、应做出的补救方法、统一的暴露阈值和剂量—反应模型，以及最终的CO2管道的安全防护距离。

在以上对运输和封存风险进行定量化评价的基础上，完善《二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南》，建立对应的响应机制、监测计划、工作程序和风险应急措施，从源头上把控风险。

2.6 CCUS 与减污降碳协同

在2030 年实现碳达峰目标之前，需要坚持以美丽中国建设目标和碳达峰目标为双牵引实现污染控制与碳减排的协同[29]。环境污染物与CO2排放的高度同源性是实现减污降碳协同增效的理论基础。两者在管控思路、管理手段、任务措施等方面高度一致，可统筹谋划、一体推进、协同实施，实现降本增效[30]。

从捕集过程的捕获效率来看（图2）：发电厂的燃烧后和燃烧前系统可以捕获产生的85%～95%二氧化碳。如果追求更高的捕获效率，需要更大、更耗费能源的分离装置，从而需要10%～40%的额外能量。这部分能量相关的CO2排放使得最终捕获CO2效率降低到80%～90%[31]。富氧燃烧系统原则上能够捕获几乎所有产生的CO2，然而需要额外的气体处理系统来去除诸如硫和氮氧化物等污染物，从而将捕获的CO2效率降低到90%，因此需要进行污染物排放和CO2收集的权衡。

从捕集的最终纯度来看：净化得到的CO2和杂质组分浓度取决于燃料性质、捕集分离和净化工艺（图2）。对于所有技术，杂质浓度均可以较高捕获成本来降低。此外，醇胺吸收液可同时吸收SO2、NOx和颗粒物，使其排放量分别减少40%、0.8%和40%[32]，但同时也会排放氨气，产生含胺与重金属的废液。电厂CO2提纯系统也会改变SO2、NOx和颗粒物等重要大气污染物的排放量，从而改变电厂的环境绩效。对于天然气净化厂捕集的CO2可以残留一定量的轻烃组分，其同样可以用于EOR 项目。但也不排除部分燃煤电厂为降低成本，将过多的H2S、SO2、NOx等污染物和CO2同时注入封存层，导致更大的土壤和地下水的生态环境影响和风险。

图2 三种主要CO2捕集工艺的流程、效率和收集纯度

根据过去生命周期评价结果，采用CCUS 的燃煤电厂、煤气化联合循环发电厂和天然气联合循环电厂其富营养化和酸化趋势比没有CCUS 的电厂更高。燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集等工艺对环境影响的大小也不尽相同[33]。所以需要进一步出台文件规定不同捕集工艺排放和封存气体中CO2和其他组分气体的浓度和总量要求，并对CCUS 项目进行整个生命周期的环境影响分析。国家近期已启动碳排放评价纳入建设项目环境影响评价试点，对于CCUS 项目，应将碳评价纳入其环境影响评价内容，并分析其整个生命周期的污染物和碳排放（减排），以实现温室气体减排和防治环境污染的双赢目标。

3 总结

本文通过梳理目前CCUS 在我国的发展现状和环境管理中主要的环境影响评价导则、指南和环境监测标准规范现状，分析了前期CCUS 示范项目中暴露的环境管理盲点和弱区。目前我国还未在法律法规上对CCUS 项目的环境保护提出要求，部分生态环境管理技术规范需要进行修改和完善，存在CO2与传统污染物的定位以及在环境监测基线确定和标准方法欠缺的问题，制约了CCUS 商业化发展和进入碳市场的可操作性。本文对CCUS 环境管理提出了完善建议：一是将CCUS 作为独立行业管理，形成全过程的环境管理制度的联动；二是完善CCUS 项目的监测方法标准，保证MRV 制度的贯彻、形成碳市场的准入规范；三是构建CO2运输、封存过程中的源强核算与剂量—效应定量模型，增强环境风险评价的科学性；四是探索CCUS 项目的减污降碳协同治理思路和方法。