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• 短期内，大型国有能源企业通过煤化工企业获取低成本捕集的碳源，结合经过商业可行性验证的强化采油应用，通过一体化示范项目积累经验，逐步实现CCUS的扩容和降本。

•长期来看，为实现2060年的碳中和目标，火电和钢铁行业的低成本碳捕集势在必行，而相应的管网建设和地质封存技术的大规模应用也必不可少；但预期CCUS带来的额外商业回报仍较为有限，CCUS的全面发展将高度依赖碳定价机制或其他形式的政策补贴。

CCUS在中国的现状

何为CCUS？即二氧化碳的捕集、利用和封存技术（Carbon Capture, Utilization and Storage）。它指的是从不同排放源（或空气中）采集并提纯二氧化碳后，不仅是简单地直接封存入地下，而是将其投入新的生产和使用之中，重新开发CO2经济价值的各类技术。

CCUS虽然是一种新兴技术，但其中很多环节可依附于既有技术路径实现产业化，而且相较于传统的CCS技术（碳捕集和封存），可以产生更多的经济效益。不过，较大的研发资源和固定资产投入仍让多数企业观望踌躇。因此，国家政策支持和可观的投资回报将是CCUS实现广泛应用的重要前提条件。

我国当前迫在眉睫的2030“碳达峰”目标主要通过推广清洁能源和节能减排等手段实现。与“新能源”、“碳汇”等议题不同，CCUS作为补充技术手段之一尚未享受国家层面的补贴政策。而国内缓慢增加的CCUS产能暂时还不能达到规模效应所带来的显著成本下降。因此，作为实现“碳中和”而非“碳达峰”的必要手段，CCUS当前仍处于技术和经验储备以及商业模式的探索阶段，预计将在2030年后迎来更多发展机会。

经统计，我国目前约75%的CO2排放来源于火力和天然气发电以及工业生产等适用于CCUS技术的固定排放源，总计约100亿吨/年。据生态环境部环境规划院预测，为了在2060年之前实现《巴黎协定》的2℃控温目标，我国CCUS至少需达到5亿吨/年的产能水平。当前我国CCUS技术总产能约200万吨，以大型能源国有企业自主投资开发的一体化捕集和驱油示范项目为主，二氧化碳来源主要为下属或附近的煤化工和发电企业。

CCUS技术之CO2捕集

无论是对CCUS产业链上游的排放源企业还是下游的购买和使用企业来说，如何低成本且稳定地获得高纯度的二氧化碳，将是CCUS技术进入快车道发展需要回答的首要问题。

业界共识，碳捕集成本主要与排放源的CO2浓度和压力相关：CO2浓度或分压越高，越利于高效捕集和后续分离，进而带来单位捕集成本的下降。当前我国绝大部分的大规模碳源捕集成本在270元/吨以上。煤化工企业由于可产生高CO2浓度（>70%）的烟气，捕集成本最低可达约100元/吨。火力发电和钢铁行业由于烟气的CO2浓度普遍低于20%，捕集难度较大，成本需300元/吨左右。

因此，煤化工行业由于其碳捕集的经济性，成为最优选的碳源。而火力发电和钢铁行业由于对煤炭消耗量巨大，是碳排放的主体，在2030年之后将成为主要的CCUS需求来源。

与此同时，使用不同的采集技术也会影响捕集成本。在国内，胺类吸收和低温蒸馏技术由于较高的系统适用性和较低的捕集成本被广泛应用。

•胺类吸收技术：使用氨水或有机胺吸收CO2发生化学反应生成盐类，之后通过加热重新释放出CO2的技术，是目前可用于低浓度烟气最为成熟的燃烧后捕获技术。其中二氧化碳的脱附过程需消耗大量的蒸汽供热，未来可通过系统和工艺的升级改造实现一定程度的降本。

• 低温蒸馏技术：将混合气体经加压和冷却后，通过蒸馏分离出其中的CO2，是适用于高浓度烟气最主流的燃烧后捕获技术，可实现99%浓度提纯，通常也和胺法搭配使用。

• 整体煤气化联合循环（IGCC）和富氧燃烧技术（OEC）：分别为燃烧前和燃烧中的捕获技术，由于需要对既有生产装置和系统需进行大幅改造，因此会带来巨大的成本投入，一般适用于新建工厂。

CCUS技术之CO2运输

目前我国主要有三种CO2运输方式，其中陆路罐车运输和内陆船舶运输技术基本成熟，而基于管道网络的长距离低成本运输体系仍有待构建。

• 罐车运输：目前主要的陆上运输方式，将CO2压缩成液态后进行运输，每车可装载10吨左右，基于距离和重量计费（近1元/km/吨），但长距离运输不具备经济性。

• 船舶运输：以液态二氧化碳的形式进行运输，可使用现有的液化天然气载运船，每船可运载上万吨CO2，成本仅需0.1—0.5元/km/吨，让CO2的越洋运输和异地离岸存储成为可能。

• 管道运输：以气态或液态的方式通过管道网络运输CO2，预估成本为0.3元/km/吨，但目前国内由于严格的管道建设审批政策，还没有投入商业使用的案例，实际运营成本仍需进一步评估。

CCUS技术之CO2利用与封存

咸水层封存、强化采油（驱油）和工业利用为目前我国主要的二氧化碳利用和封存方式。

• 咸水层封存：是潜在储量最大的方式，然而单纯封存无法产生附加经济效益，且当前国内缺乏相关补贴政策激励、地质勘探技术与国外相比仍有较大差距，这都制约了地质封存项目的开展进度。截至目前，国内总储存量达10万吨的项目仅有两个。

• 强化采油（EOR）：指通过向油层中注入CO2以提高采收率的技术。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，在当前油价水平下（约60美金/桶）可轻松实现正向投资回报。然而由于勘探技术和工程管理的复杂性，目前使用CO2-EOR实现石油增产的动力不足。相信经过一定的项目经验积累和实际效益背书，EOR技术未来仍有巨大的市场空间。

• 工业利用：直接应用于食品、饲料和肥料的生产加工等领域或直接参与合成气体、降解塑料和有机碳酸盐等。尽管仍在开发新的技术和应用领域，但整体利用和封存量尚不足使其成为支撑减碳目标实现的主要利用和封存方式。