CCUS-EGR全产业链经济评价方法

李森圣 王盟浩 徐程浩 胡俊坤 王瀚悦

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.重庆大学资源与安全学院，重庆 400044；3.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051）

0 引言

碳捕集、利用与封存（以下简称CCUS）作为实现碳中和目标的托底保障技术，是全球公认的最具商业化应用潜力的碳减排技术，在助力中国如期实现“双碳”目标过程中将发挥重要作用。四川盆地天然气勘探开发历史悠久，且是当前及未来较长一段时期中国天然气增储上产的主战场，拥有丰富的内外部碳源以及枯竭气藏等碳汇资源，拥有技术、资源、市场和产业链优势，在推动气藏CCUS提高天然气采收率（以下简称CCUS-EGR）技术规模化运用方面潜力巨大。当前，国内外气藏CCUS-EGR 项目的成功案例极少，属于世界性难题。四川盆地也处于CCUS 产业示范初期，当前正在积极推进CCUS-EGR先导试验项目，探索上产气田同步推动老气田提高采收率和实现碳达峰碳中和的可行性路径，加快构建“天然气＋CCUS”的油气与新能源深入融合发展新模式。区别于传统的CCUS-EOR 项目，CCUSEGR 有其自身的技术、经济特征，构建CCUS-EGR全产业链经济评价方法，为CCUS-EGR 项目示范及未来产业化发展奠定基础。

1 CCUS-EGR全产业链经济评价模型

经济评价模型主要由全产业链成本核算模型和效益核算模型两部分组成，其中效益核算模型包括能源收益和环境效益两个方面（图1）。

图1 CCUS-EGR全产业链经济评价模型示意图

1.1 CCUS-EGR全产业链成本核算模型

按照CCUS-EGR 流程分为：①捕集压缩模块；②集中运输模块；③封存利用模块；④分离回注模块；⑤风险监测模块。模块之间相互联系和约束，共同组成完整的CCUS系统［1］。

1）捕集压缩模块。捕集压缩模块成本参照相关研究分为建设投资成本CCs（单位为元）及运营成本OCs（单位为元／a），该环节总成本为SCs，总成本计算式如式1所示。

其中，αS为年金现值系数。该系数用于将建设投资成本转化为分期后的等额年度资本成本，计算方式如式2；i表示利率；n表示分期年限。

建设投资成本需要同时考虑到设备在使用过程中的改造问题，随着气藏注气开发规模的持续扩大，设备需要升级扩容以匹配用气量提升的需求。根据捕集压缩设备是否扩容来计算CCs，如式3 所示。

其中，YCEt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集设备是否扩容，0或者1；CCEt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集扩容规模（t／a）［2］；ICEt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集的单位投资建设成本，元。而扩容后的运行成本计算也需要进行调整，如式4所示。

其中，XCCt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集量，t；VCCt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集的单位可变运行成本，元／t；ICCt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的初始CO2捕集能力，t／a；FCCt,r,s,c,f表示t时期r区域s工厂c捕集技术f捕集规模的CO2捕集的单位固定运行成本，元／t。

2）集中运输模块。针对西南地区CCUS-EGR流程进行分析，考虑CO2气源分布于气田周边，所以仅考虑陆上运输方式，主要对卡车运输及管道运输成本进行分析建模。将运输环节成本同样分为投资成本TIC及运营成本TOC。

①卡车运输成本

卡车运输的投资成本主要为卡车购置费用，而卡车购置费用由CO2总运输量、每个卡车单次运输量、单次运输时间以及每个卡车的年度可用时间决定，如式5所示。

其中，ϕ为单辆卡车的购置费用，元；N为卡车的总需求量。总需求数量N则是由CO2总运输量及卡车运输能力和年度最大使用时间决定，如式6所示。

其中，Q为CO2年度总运输量，t；T为每辆卡车年度最大使用时间，h／a；C为每辆卡车的单次最大运输能力，t；L为运输距离，km；v为卡车运输过程中的平均速度，km／h；t为装卸时间，h。

卡车运输的运营成本如式7～式11所示，主要包括四部分：燃料成本FC，劳务成本LC，维护成本MC，一般成本GC。其中P为燃料价格，元；S为单位距离的平均燃油消耗量，单位为L／km；M为司机工资，元／h；W为每公里的维护成本，元／km；E为年度一般费用，元／a。

②管道运输成本

使用管道运输CO2的过程中从入口端到出口端压力会逐渐降低，为保持CO2的超临界状态需保证入口与出口端的压差，所以当运输距离超过100 km 时需要使用升压站来补充运输过程中的压力降。管道运输成本包括两部分：一是管道修建成本PC，二是升压站建造成本BC。如式12所示。

其中，PC主要与管道直径A（m）以及长度L（km）有关，如式13所示。

对于运输超临界CO2的管道直径需要考虑管道使用材料、上下游压差以及运输距离计算方法，见式14～式15。其中f为扇动系数；R为材料的粗糙程度，设定为0.000 457 m。

管道运输的运营成本则主要来自于管道操作成本PO与升压站操作成本BO，如式16 所示。升压站操作成本主要源自提升CO2压力所消耗的电能，按照将1 t 超临界CO2升高1 MPa 使用的电能BOE（单位为kW · h／（t·MPa））来进行成本计算，如式17 所示，其中EP为工业用电价格。

3）封存利用模块。CO2注入阶段主要成本来自于注入井的钻完井及后续的注入投入，同样分为投资成本IIC和运营成本IOC。在部分油气田进行注气开发等二次开发前，往往经历过衰竭及注水开发，在进行注气开发操作时会选取部分井作为注气井。新井和老井注气前的维护成本不同，需分开进行计算，具体见式18。

其中，OIWCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井改造成本，元／口；NOWt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井数量，口；NIWCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井单位投资成本，元／口；NNWt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井数量，口。

运营成本需分井进行讨论，考虑到每口井的注入能力存在差异，其注气参数会有所不同，进而导致井间消耗能源也会不同。注气运营成本如式19 所示，其中OVUCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井注入单位CO2的耗电量，kW · h；OXTEt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井注气量，t；NVUCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井注入单位CO2的耗电量，kW·h；NXTEt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井注气量，t；OECAt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井单位注气量，t；OEAOt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井初始注气能力；OFUCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的老井单位固定运行成本，元／t；NECAt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井单位注气量，t；NEAOt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井初始注气能力；NFUCt,r′,o,w为t时期r′封存区域o利用技术w注入方式的新井单位固定运行成本，元／t。

4）分离回注模块。在注气生产前期，由于注入气还未扩散到生产井附近，产出气中CO2含量较少，无需分离后回注；在生产后期，CO2运移前缘靠近生产井，在高速渗流通道以及注CO2波及范围足够大的情况下出现气窜。大量CO2进入到生产井内，需要对产出气中的CO2进行分离回注，以提升CO2利用率和埋存率。RCCt,r′,o,g表示CO2回收、分离、提纯的投资建设成本，计算式如20 所示。ROCt,r′,o,g表示可变运行成本和固定运行成本，计算式如式21所示。

其中，YRt,r′,o,g表示t时期r′区域o回收技术g回收规模的CO2回收设备是否扩容，0或者1；IRCEt,r′,o,g表示t时期r′区域o回收技术g回收规模的CO2回收设备的单位投资建设成本，元／t；NRCEt,r′,o,g表示t 时期r′封存区域o回收技术g回收规模的回收设备数量。

XRCt,r′,o,g表示t时期r′封存区域o回收技术g回收规模的CO2回收量，t；VRCt,r′,o,g表示t时期r′封存区域o回收技术g回收规模的CO2回收的单位可变运行成本，元／t；NCSt,r′,o表示t时期r′封存区域o回收技术的单位注入量，t；NROAt,r′,o,g表示t时期r′封存区域o回收技术g回收规模的初始回收能力；FRCt,r′,o,g表示t时期r′封存区域o回收技术g回收规模的单位固定运行成本，元／t。

5）风险监测模块。全流程过程中监测的总费用，主要包括捕集压缩监测、管道运输监测、封存利用监测和分离回注四个模块产生的监测费用，计算式如式22所示。

上述五个模块的成本加总构成CCUS-EGR 全流程成本测算通用模型。

1.2 CCUS-EGR全产业链经济评价收益模型

CCUS-EGR 全流程经济收益主要包括两部分：第一部分为CO2提升天然气采收率带来的天然气增产的销售收益，第二部分为该过程中埋存的CO2形成的碳指标在碳排放交易市场上交易带来的环境收益。此外，环境收益部分受到国家政策影响，例如深圳在2023 年对生态环境部门授予的近零碳排放称号项目给予总投资额10%的一次性奖励；上海徐汇区按照项目实现的年节能量给予每吨标准煤1 200 元的扶持，或按照项目投资额中用于实现节能减排降碳功能部分给予20%的扶持；江苏省实施降碳成效挂钩财政政策，对空气质量优良天数比率、PM2.5 年均浓度、单位地区生产总值二氧化碳排放下降率等几项指标达到目标任务后，对统筹资金总额的10%进行返还［3-6］。

（1）CCUS-EGR增产经济收益模型

以页岩气为例，随着气藏的开发进行，页岩气产量在储层及开发方式的影响下会出现一定程度的波动。注气方式包括CO2吞吐、一注一采、一注多采等类型，CO2注入井网后生产状况变化主要分为三个流动阶段。第一阶段，早期注入阶段，储层压力仍在上升阶段，生产井附近压降漏斗还无明显变化，生产过程仍依靠井底压力降低进行；第二阶段，随着CO2注入量的增加并由于竞争吸附作用，CO2在页岩基质上的吸附能力大于甲烷，越来越多的CO2吸附在基质上，伴随着越来越多的甲烷从基质上解吸出来，生产井产量逐渐上升；第三阶段，CO2组分前缘逐渐靠近生产井，产出物中CO2的浓度越来越高，分离回注设备介入［7-10］。

将以上三个阶段产气总和作为增产后的天然气产出量，并以此计算天然气出售部分的收益情况，如式23所示。

其 中，XUCt,r′,o表示t时期r′区域利用o技术驱气总量，m3；PSBt表示t时期天然气价格，元／m3。

（2）CCUS-EGR资源环境收益模型

CO2埋存量交易部分为全流程的净埋存量，CO2净埋存量为页岩气井场的总埋存量减除各个环节消耗能源折算的CO2排放量。按照CCUS-EGR全流程的五个模块逐一分析：

1）捕集压缩模块。捕集过程中的主要能源消耗包括电力消耗、燃料消耗、蒸汽消耗、脱盐水和循环水，并且由于捕集方式的差异，捕集过程的能耗也会有所不同。

捕集过程额外产生的CO2为：

其中，CACO2为捕集方式；CECO2为该方式捕集一吨CO2额外排放的CO2量。

2）集中运输模块。运输部分的能量消耗按照运输方式分为管道运输的电力消耗和卡车运输的燃料消耗。卡车运输在满载和空载的情况下消耗的能源量不同，按照往返总路程的平均油耗来计算，运输过程额外产生的CO2量。

其中，AOC为平均油耗，AEC为平均耗电量，kW·h。管道运输过程中的平均耗电主要由于管道运输需要保持一定的运输压力，使得流体在压差作用下向前运移。

3）封存利用模块。封存利用阶段的额外能耗主要包括注入设备运行时使用的电力、水和燃料。此过程中的能耗也非固定值，其不仅与注入量相关，同时与注入压力有关，注气压力越高，单位能耗越大。另外，按照《中国电力行业年度发展报告2023》中的数据计算每度电发电排放CO2约为0.541 kg／kW·h。

此过程额外产生的CO2量为：

其中，右侧三部分依次为电力消耗、水消耗和燃料消耗。

4）分离重注模块。在注气后期CO2前缘突破后，生产井产物CO2含量升高，需要分离后重新注入。分离重注部分额外能耗主要为消耗的电力、水和燃料，此过程额外产生的CO2量为：

5）检测泄露模块。在CCUS-EGR注入埋存阶段会有部分CO2没有埋存到安全位置，随生产气流出，随气产出的CO2量为：

以上为全流程各个模块的二氧化碳额外排放量，CO2净埋存量为CO2总注入量减除各个阶段的额外排放量：

通过碳排放市场进行碳交易带来的环境收益为：

其中，CTPt为一定时期内的碳交易价格，元／t。

2 CCUS-EGR全产业链情景设计

2.1 研究案例概况

本案例选择重庆合川某电厂（以下简称合川电厂）作为CO2捕集源头，针对位于重庆市境内的WLH气田CO2-EGR项目进行全流程经济性评价。

合川电厂发电方式为火力发电，火电厂主要由五部分组成：①燃料系统；②燃烧系统；③汽水系统；④电气系统；⑤控制系统。其中主要产生CO2的环节为燃料系统，包括化石燃料燃烧的二氧化碳排放以及燃煤发电企业锅炉产生的烟气脱硫过程的二氧化碳排放、对于生物质混合燃料燃烧发电的二氧化碳排放等环节。发电企业的全部排放包括化石燃料燃烧的二氧化碳排放、燃煤发电企业脱硫过程的二氧化碳排放、企业净购入使用电力产生的二氧化碳排放。

2.2 项目参数

（1）碳源情况

根据《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，发电企业的二氧化碳排放总量等于企业边界内化石燃料燃烧排放、脱硫过程的排放和净购入使用电力产生的排放之和，计算方式如下：

按照该核算方式得到合川电厂的碳排放量与实际可捕集量。另外在成本计算中提到本研究按照碳排放量净值进行计算，需要除去CCUS-EGR 全流程过程中消耗能源带来的CO2排放量，故应当按照捕集量核算出捕集过程中消耗能源带来的CO2排放量，该排放量即为电厂内部消耗购买电能带来的CO2排放。

表1 合川电厂碳排放相关参数

重庆合川电厂的现有碳捕集装置总投资1 235万元，采用研发团队自有技术，全部设备均在国内采购。碳捕集装置运行过程中，还需如电、蒸汽、水、化工药品等消耗品，每捕集一吨CO2，要消耗3.5 GJ的低压蒸汽、约90 kW·h的电量［11-13］。

通过CO2的排放规模和需求变化使得CO2的捕集设备扩容是一个动态的过程，根据相关研究表明，当CO2的年捕集量达到100×104t 规模时，化学吸收法的规模效益更加明显。本模型按照一次扩容100×104t，仍然选用采用化学吸收法，捕集成本为196.42元／t。

（2）碳汇情况

根据《中国油气田开发志》，四川盆地WLH 气田封存靶区参数如表2所示，按照储层参数对储层封存容量进行估算为5 170×104t，该封存容量为目标储层最大可能容量。

表2 WLH气田地质概况

合川电厂CO2气源到封存地WLH 气田封存靶区的距离约为135 km，CO2可以有三种运输状态，分别为气态、液态及超临界状态，考虑运输效率及时间，卡车运输或者管道运输均选择超临界状态运输。

WLH 气田已经进入开采末期，开采场区条件良好，设备齐全，有现成的井孔、管网可以利用。注气封存部分固定投资成本较低，枯竭气田封存潜力较大，按照利用导向，WLH 气田满足100×104t／a的CO2利用封存要求。假设需要老注气井100口，老采气井60 口。单井改造投资成本按照老注入井100万元/口，老采气井100 万元／口。平均单口井每年需注入1×104t CO2，假设单口井注气能力均满足该数值。注气量所消耗电能与注气压力直接相关，按照20 MPa注入压力，单位耗能约为144.56 kW·h／t。

注气到一定阶段，生产井中CO2含量将会逐渐增高，初期CO2含量较少时无需分离后回注，分离回注系数随着注气时间的增加而变化。规划期1～5 年，回收回注系数为0；规划期6～10 年，分离回注系数为0.05；规划期11～15 年，分离回注系数为0.1；规划期16～20年，分离回注系数为0.2。不同分离量对分离设备要求不同，按照最高分离回注系数0.2 计算，每年分离回收CO2量不超过20×104t。

（3）情景设计

本研究把CCUS-EGR 优化模型应用于发电行业，研究发电行业进行CO2捕集的节能减排收益以及评价其经济性。为了分析整个CCUS-EGR 系统在不同情景下的经济效益，本研究将从经济、技术、政策三个方面设计情景。

1）天然气价格情景。考虑2023年下半年天然气期货成交价格均值约为2.56＄／MMBtu，按照天然气低位热值计算，每百万英热单位约为30 m3天然气（标准大气压）。

2）生产工况情景。考虑WLH 气田属于开采末期气田，生产能力较初期有明显降低。另外结合气藏储层参数，分别设计几种换气比（t／t）为：1∶1、2∶1、2.5∶1.0、3∶1、3.5∶1.0、4∶1、4.5∶1.0、5∶1。以这五种情景分析CCUS-EGR项目在不同产气工况情景下的经济效益变化。

3）碳封存补贴情景。目前国际上对CCUS 项目的激励政策主要是税收抵免政策，以美国45Q 政策最具代表性。本研究设计碳交易情景，包括0 元／t、50元／t、60元／t、70元／t、80元／t和90元／t五个碳交易价格。

4）运行成本情景。由于缺少大型项目的工程示范经验，现阶段CCUS-EGR 技术在我国还存在很大程度上的不确定性，根据不同的项目实际情况，运营成本会发生变化。本研究设计了运营成本情景，分别计算100%、85%、70%的运营成本下项目的内部收益率。

5）基准情景

设定天然气交易价格为2.56＄／MMBtu，换气比为3.5:1，碳封存补贴0元／吨，无国家资金支持，运营成本按照100%计算，碳交易价格为0 作为项目的基准情景。

3 CCUS-EGR全产业链经济性评价

3.1 基准情景

（1）捕集压缩模块成本。重庆合川电厂首个万吨级碳捕集示范装置总投资1 235万元，按照研究中设定百万吨捕集计划，捕集装置需要进行扩容。扩容量由1×104t／a 到100×104t／a，扩容数99×104t／a，单位扩容成本按照500万元／（万吨／年）。扩容设备投入成本为49 500 万元。按照重庆市实施碳减排贷款补贴政策，减免后平均利率为3.94%。贷款年限设定为20 年，计算得到年金现值系数为0.073 3。按照高能耗工业用电价格0.55元／（kW·h）计算捕集单位CO2的运行成本，捕集每吨CO2消耗约90kW·h 电量，捕集每万吨CO2的运行成本约为495 000 元。捕集压缩模块的固定成本计算表格如表3所示，捕集压缩模块总成本为8 629.41万元。20年周期总计投入为172 588.2万元。

表3 捕集压缩模块经济评价参数取值

（2）集中运输模块成本。首先对卡车运输方式进行成本计算，按照超临界状态进行运输。对模型运输模块做出以下设定：单辆卡车单次最大运力为27 t，单辆卡车年度最大使用时间为2 720 h，每次运输装车与卸车时间总计为2 h，每升油平均行驶距离为5.88 km，油价设定为7.81 元／L，司机时薪为25元，额外消耗费用为2 元／km，年度固定费用为2 000元。得到每年公路运输的投入成本与运行成本如表4所示。20年周期总计投入为78 439万元。

表4 集中运输模块经济评价参数取值

（3）封存利用模块成本。投入成本主要来自于井的维护和改造，单口井投入10 万元，总计160 口井，共计投入1 600万元。运行费用按照注气耗能计算，每吨CO2大约消耗144.56 kW·h，工业用电按照高能耗企业用电价格0.55 元／（kW·h）计算。维护费用总计7 950.8万元／年。20年周期总计投入160 616万元。

（4）分离回注模块成本。在初期，伴生气中CO2含量较低，不需要进行回收回注；后期CO2浓度增加，开始对CO2进行提纯后N注。回收回注系数随时间增加，规划期第1～5年，回收回注系数为0；规划期第6～10年，回收回注系数为0.05；规划期第11～15年，系数为0.1；规划期第16～20年，回收回注系数为0.2；因此，项目在第6 年新增投资1 235 万元。循环注入量按照迭代方法计算，20 年总计约202.47万吨CO2是额外分离后额外注入量，这部分注入费用约为10 022万元。固定资本投入总额如表5所示，20年周期总计投入成本约为42.29亿元。

表5 全流程建设运行成本总值

在基准情境下，20 年共捕集2 000×104t CO2。按照不同时期的回收回注系数，在20 年的评价期内实际埋存1 958.63×104t CO2。按照换气率3.5 计算，2 000×104t CO2置换571.42×104t 天然气，约为2.82× 108MMBtu（密度为0.7174 kg／m3，1 MMBtu 约为28.26 m3天然气）。按照当前天然气期货价格计算，20年周期总能源收益约为54.65亿元人民币。经测算内部收益率为2.58%。

3.2 多情景分析

（1）天然气价格情景。天然气价格波动受到较多因素的影响，较难对未来天然气价格做出准确预测以调整生产方案或修改封存利用计划。选择天然气价格分别为3.328、3.072、2.816、2.304、2.048、1.792＄／MMBtu，设定碳交易价格为基准情景中0元／吨，换气比设定为3.5:1，得到内部收益率变化如表6所示。

表6 不同天然气价格的内部收益率

（2）生产工况情景。换气率随着生产过程的进行及注气技术的优化会发生变动，按照不同的换气率计算，产气量发生变动。设定无风险收益率为5%，换气率与内部收益率相关关系曲线如图2所示。

图2 不同换气率条件下内部收益率变化

（3）碳封存补贴情景。碳排放权交易中使用的CO2埋存量应当为CCUS-EGR全过程的净埋存量，最终埋存的CO2量扣除全过程中消耗能源带来的CO2排放量、各模块泄露的CO2量、生产天然气中含有的CO2量。经测算，20 年周期CO2排放总量约为272.76×104t。将整个周期捕集压缩总量减去过程中的排放总量即为CO2净埋存量，约为1 727.24×104t。在不同的碳交易价格下，项目20 年周期的内部收益率同样会发生波动，结合换气效率得到以下的内部收益率变化图如图3所示。

图3 不同碳排放交易价格及不同换气率的内部收益率

（4）运营成本情景。设计运营成本变动情况，分别计算运营成本为100%、85%、70%、115%、130%时的内部收益率变化情况（表7）。

表7 不同运营成本的内部收益率

3.3 敏感性分析

对四种设定情景的参数进行敏感性分析，通过改变每个参数的上下浮动值，得到单一参数变动对内部收益率的影响，四种敏感性参数为天然气价格、全流程的运行成本、碳交易价格以及换气比（图4）。

图4 设定情景下不同参数的敏感性分析

结果表明，单因素敏感性分析下，换气比具有最高的敏感性。分析认为天然气交易为CCUS-EGR项目的主要收益来源，而换气比直接反应了天然气的生产状况；其次是运行成本与天然气价格敏感程度接近，以上三个参数反应了天然气生产端的收益情况。虽然在以上分析中发现碳交易价格上涨能有效提升内部收益率，但从整个CCUS 项目的成本来看，收益的波动仍然来自于天然气生产端；碳交易带来的收益对项目整体收益不起到决定性作用，只有在天然气产量可观的情况下，碳交易收益可调节项目整体收益情况［14-19］。

4 结论与建议

根据CCUS-EGR 全流程构建由捕集压缩模块、运输模块、注入封存模块、分离回注模块、风险监测模块等5个模块构成的CCUS-EGR全产业链经济评价模型，基于重庆合川某电厂-WLH气田的全产业链项目案例的经济评价结果表明：天然气价格、生产工况、碳交易价格、运行成本对于全产业链收益具有显著影响，其中生产工况（换气比）和碳交易价格敏感性最高，其次是运行成本与天然气价格；CCUS-EGR 增产带来的资源收益可显著增加全产业链的总收益；同时，碳交易价格对全产业链收益至为重要，将CCUS-EGR 净碳减排量投入碳交易市场可有效促进项目收益率的提升。为了提高CCUSEGR项目全产业链经济效益，提出以下建议：

（1）继续深化CO2有效埋存的技术研究。埋存的安全性和有效性与环境收益情况直接相关，如何保证注入的CO2有效埋存是全产业链良性运转的关键因素，该方面技术研究需要继续深入。

（2）加快CCUS-EGR 方法学的研究与建立。在即将重启并打造全国统一的自愿减排（CCER）市场的背景下，推动CCUS项目纳入我国自愿减排机制，对于提高CCUS-EGR 项目经济性意义重大，在缺乏方法学和交易机制的情况下，其项目经济性难以实现，大规模商业化应用面临挑战，需要加快CCUSEGR方法学的研究与建立。

（3）出台CCUS-EGR 量化核证标准和产业支持政策。探索完善CCUS行业规范、制度法规框架体系以及技术规范，出台CCUS-EGR 量化核证国家标准，并参考国际经验，推动制定CCUS-EGR 税收优惠和补贴激励等支持政策，为提高CCUS-EGR 经济性提供保障。