碳捕集利用與封存

發展態勢及問題研究

周東凱

摘要：碳達峰碳中和成為全球發展共識，全球減碳壓力居高不下，實現凈零排放目標任重道遠。中國減碳市場潛力巨大，碳捕集、利用、封存是末端固碳的有效途徑，在油田提高原油采收率方面的應用場景日益增多，然而，行業發展還面臨技術成本高、項目盈利性差、政策支持不到位等問題，仍需加強制度設計，通過政策扶持、資金支持、國際合作，加快培育產業鏈、創新鏈。

關鍵詞：碳達峰；碳中和；碳捕集與封存（CCS）；碳捕集利用與封存（CCUS）

氣候變化給人類生存和發展帶來嚴峻挑戰，全球減碳浪潮迭起，以技術革新實現綠色發展已經成為當今世界各國的共識。開展大規模、經濟可行的碳捕集、利用與封存/碳捕集與封存（CCUS/CCS）項目，促進末端固碳，成為我國實現“雙碳”目標的重要技術選擇，在國家開展碳排放配額（CEA）交易、國家核證自愿減排量（CCER）交易、歐盟實施碳關稅（CBAM）等多重因素協同推進下，CCUS/CCS技術商業運行步入發展快車道，但仍面臨捕碳成本高、政策支持力度不夠大、產業鏈上下游未打通等問題。

一、全球減碳形勢嚴峻

（一）全球降碳壓力居高不下

自2015年《聯合國氣候變化框架公約》大會通過《巴黎協定》以來，世界175個締約方致力于將全球平均氣溫上升控制在低于2℃之內并努力限制在1.5℃之內，體現公平以及共同但有區別的責任和各自能力的原則，大部分國家制定了碳達峰、碳中和的時間表和路線圖，力爭在2030年歐盟溫室氣體（GHG）凈排放量較1990年至少減少55%，并到2050年實現碳中和[1]。全球碳減排并未實現理想預期，2023年，全球能源相關活動的CO2排放量同比增長1.1%，達到374億噸，從CO2排放總量和人均排放量看，中國比發達經濟體高15%，但中國人均排放量比美國低1/3，發達經濟體人均碳排放量比全球平均水平高70%，印度超過歐盟成為世界第三大碳排放國[2]。

（二）全球加快脫碳設施布局

為應對氣候變化，世界各國加快清潔能源轉型，并加大碳捕集封存和利用力度。2024年，全球能源投資總額將首次超過3萬億美元，其中2萬億美元將用于清潔能源技術和設施[3]。美國2022年提出部署3690億美元用于能源安全和氣候變化計劃，到2030年將碳排放量減少約40%[4,5]，歐盟實施凈零產業計劃、循環經濟行動計劃并發展綠色交易；日本制定綠色轉型計劃將發行20萬億日元債券；印度提出生產關聯激勵計劃以提高光伏和電池等行業的競爭力。

2030年全球清潔能源產品市場價值將實現約6500億美元[6]。全球能源活動和工業碳排放量需在2030年下降到300億噸，在2050年下降到220億噸，全球碳捕獲儲存和去除總規模須從2030年的16億噸/年擴大到2050年的76億噸/年[7]。地質埋存是末端固碳的首選方式，理論上，全球封存容量為8萬億～55萬億噸，其中陸上封存容量為6萬億～42萬億噸、海底封存容量為2萬億～13萬億噸，一般選取陸上咸水層、海上咸水層、枯竭油氣田等開展，但工程項目成本高。2023年11月，國際能源署（IEA）發布的《CCUS政策和商業模式——構建商業市場》報告指出，過去3年，全球超過45個國家共宣布了400多個新的碳捕集、利用與封存（CCUS）項目。這些項目實施后，預計到2030年，CO2捕集能力約4000萬噸/年，CO2儲存能力約4200萬噸/年[8]。中美兩國于2023年11月聯合發表《關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉聲明》，到2030年兩國各自推進至少5個工業和能源等領域碳捕集利用和封存（CCUS）大規模合作項目。

（三）歐盟碳邊境調節機制（CBAM）政策逐步完善

歐盟委員會公布的“Fit for 55”（“減碳55”） 一攬子氣候計劃，旨在推動實現歐盟氣候目標，到2030年歐盟溫室氣體凈排放量較1990年減少55%、到2050年實現碳中和。2023年4月，歐盟碳邊境調節機制（CBAM）法案發布，歐盟"碳關稅"正式立法。CBAM于2023年10月1日正式啟動，過渡期至2025年12月31日，并于2026年正式實施，覆蓋電力、鋼鐵、水泥、鋁、化肥、氫6個行業[9]，每個行業約涵蓋了15～20個國家。進口企業需填報商品的直接和間接碳排放當量，商品的碳排放當量系數是指一個地理區域內化石燃料和電力產生的碳強度的加權平均值。碳關稅正式起征后，歐盟將會進一步修訂進口商品的溫室氣體排放量默認值，進口商需購買CBAM證書補足差價[10]。CBAM在客觀上對很多國家向歐盟的出口形成綠色貿易壁壘。中國是歐盟第二大貿易伙伴、第一大進口來源地、第三大出口市場，亟需采取措施積極應對國際貿易規則變化趨勢。

“Fit for 55（減碳55)”計劃概覽

二、中國脫碳市場前景廣闊

（一）政策支撐體系健全

中國碳排放量約占全球碳排放總量的1/3左右，作為全球生態文明建設的參與者、貢獻者、引領者，中國計劃于2030年前實現碳達峰，峰值約101億噸，到2060年，中國可再生能源裝機近70億千瓦，CCUS貢獻將實現10億噸，仍將有17億噸碳需要通過CCUS解決[11]。中國制定了“1+N”政策框架體系，持續推動經濟社會全面綠色轉型，支持建設綠色低碳先進技術示范工程，從城市、園區、社區等多個維度建設碳達峰試點，將項目碳排放影響評價納入環境影響評價體系和節能審查體系，借鑒ISO 14067國際標準，完善碳足跡管理體系，執行產品碳足跡核算通則標準，開展產品生命周期評價，推動全社會協同推進降碳、減污、擴綠、增長，促進經濟社會走綠色、低碳、循環、可持續發展之路。

（二）工程固碳潛力巨大

2022年1月17日，殼牌中國發布了殼牌能源遠景之《中國能源體系2060碳中和報告》。報告認為，中國地質碳封存潛力約為1.21萬億～4.13萬億噸，理論上，通過工程技術手段，中國地質封存CO2可達2.4萬億噸，僅次于美國[12]。截至2022年底，中國已投運和規劃建設的CCUS示范項目96個，已投運項目CO2捕集能力約400萬噸/年，注入能力約200萬噸/年[13]。中國CCUS市場面臨巨大需求，松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地等油田CO2封存容量約200億噸（適宜封存容量約50億噸），鄂爾多斯盆地、四川盆地、渤海灣盆地、塔里木盆地等氣藏CO2封存容量約150億噸，深部咸水層CO2封存容量為0.16萬億～2.42萬億噸，預計2025年為1400萬～3100萬噸/年，2030年為0.58億～1.47億噸/年，2040年為8.85億～11.96億噸/年，2050年為18.7億～22.45億噸/年，2060年為21.1億～25.3億噸/年[14]。

（三）CCUS提高原油采收率

油田是發展CCUS的理想之地，油田公司可獲得原油增產和碳交易雙重收益，項目經濟可持續性較好。近年來，國內百萬噸級大項目相繼建成，千萬噸級大項目加快布局，對我國構建清潔低碳安全高效的能源體系具有重要意義。中國石油規劃在大慶、吉林、長慶、新疆等油田開展CCUS重大示范工程和先導試驗項目，中國石化部署建設勝利油田、華東油氣田、江蘇油田等百萬噸級CCUS示范基地，中國海洋石油開展大亞灣區CCUS集群研究項目。例如，新疆油田適宜開展CO2注入地下驅動原油開采的項目，已開發油田的油藏地質儲量10.2億噸，新增可采儲量1.8億噸，可埋存3.9億噸二氧化碳，整個準噶爾盆地具備5億噸以上的CO2埋存潛力[15]。

新疆油田二氧化碳混相驅先導試驗站

三、CCUS項目面臨的問題

（一）碳捕集成本過高

CCUS包括碳捕集、提純、壓縮、干燥、冷凍液化、運輸、利用與封存等環節，高成本成為制約行業發展的瓶頸。根據行業統計數據，國外電力行業碳捕集成本約為350～977元/噸，水泥行業為686～1280元/噸。國內電力行業碳捕集成本約為200～600元/噸，水泥行業為305～730元/噸，煉化企業高濃度CO2的碳捕集成本為160～200元/噸、中濃度CO2的碳捕集成本為370～450元/噸、低濃度CO2的碳捕集成本為420～500元/噸[16]。CO2運輸成本取決于運輸方式和運距，在新疆地區，通常，罐車每噸運輸價格約1元/公里，煉化企業與油田合作開展CCUS-EOR項目的全流程碳價（不含注入成本）一般為400～600元/噸，如注入5噸CO2多得1噸原油，按原油價格3000元/噸測算，則原油增產收益能覆蓋注碳成本。

（二）碳交易價格過低

中國已成為全球碳排放交易量最大的市場，地方試點碳市場與全國碳市場并行，從生態環境部獲悉，截至2024年底，全國碳排放權交易市場配額累計成交量6.3億噸，累計成交額430.33億元。2024年全年配額成交量1.89億噸，成交額181.14億元，交易規模持續擴大；交易價年底收盤價為97.49元/噸，較2023年底上漲22.75%[17]。國家“十四五”期間逐步推動電力、石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、航空等八大行業有序納入碳市場。據殼牌預測，中國碳價格2030年上漲至300元/噸，2060年達到1300元/噸。

（三）制度設計尚不健全

碳具有環保屬性和金融屬性，在實際CCUS開發、建設和運營中，常遇到新問題，內外要素尚未整合起來。從環保政策看，以工廠煙氣碳捕集為例，未提碳之前，氮氧化物、硫氧化物等污染物排放濃度達標，隨著溫室氣體被抽提，煙氣體積減少，尾氣組分發生變化，未被抽提的氣體組分占比例上升，超過許可排放濃度，企業因碳捕集活動導致將面臨環保處罰。從捕碳的付費機制看，以從事碳捕集運輸工作的第三方服務企業為例，若溫室氣體被定義為污染因子或廢棄物，則可作為環保管家，向碳排放企業收費；由于溫室氣體被賦予了碳金融屬性，若被視作商品，則需要向排碳企業采購，而碳的價值最終通過賣給油田企業兌現，油田企業再通過原油增采和碳去除交易獲得收益，但第三方服務企業需要承擔買碳、捕碳、存儲、運輸、銷售職能，資金投入、技術投入過高，限制了捕碳市場規模和商業化推廣。

（四）商業模式尚不成熟

國內《碳金融產品》行業標準及《歐盟金融工具市場指令》《歐盟碳排放交易指令》等國際標準已制定實施，碳市場融資工具、碳市場交易工具和碳市場支持工具等碳金融產品逐步增多，在碳交易價格較低的情況下，碳金融市場吸引力不足，進而導致CCUS/CCS項目投資主體熱情不高。以碳運輸環節管網建設為例，碳管道運輸方式具有一次投入大、運營成本低、高效環保安全等特點，適用于大批量、長距離的CO2流體運輸，往往需要企業、園區和市政管理部門共同組織建設，廠界內外和園區至油田往往需要建設幾百公里的公共管網，投資強度大，但輸送管網不屬于市政基礎設施，各級財政資金、政府專項債資金難以支持，在運營收益不確定的情況下，很難獲得金融機構貸款支持。

中國石油長慶油田黃3區CCUS國家示范工程

四、結論與建議

全球碳減排壓力持續加大，在產業金融政策推動及示范項目帶動下，源頭減碳、過程降碳、末端固碳先進適用技術得到示范應用，技術驅動成本下降，CCUS正成為末端固碳的重要舉措。油田具有開展CCUS項目的相對優勢，在原油價格保持高位運行和碳交易價格持續提升的背景下，油田CCUS項目有望率先實現項目收益與融資自平衡。從全行業看，仍需加大改革創新力度，推動全社會增加投入，構建可持續的商業模式。

一是加強政策扶持。完善財政補貼政策，加快培育創新鏈，加強關鍵設備的技術攻關和產業化應用，采取“以獎代補”方式對示范項目給予獎勵，平緩補貼退坡力度和節奏。對于大型CCS/CCUS示范項目，建議中央預算內資金、超長期國債給予支持。在產業培育階段，可探索CCS/CCUS的工程建設費用和設備維護費用享受研發費用加計扣除政策。探索碳消費稅，由消費者支付終端消費品和終端服務的碳價格，通過稅收政策倒逼供應鏈、產業鏈建立完善碳足跡。

二是加快培育產業鏈。支持有條件的地區設立脫碳產業基金，構建CCUS全產業鏈，打造國家級CCUS產業中心，全力推進CO2驅油工業化試驗、CO2管輸系統建設、低成本捕集設施建設，支持低碳示范區創建，建設一批“產業協同”“以化固碳”示范項目，鼓勵第三方公司開展CCS/CCUS項目并進行“核證自愿減排量”交易。

三是創新商業模式。基于煉化廠煙氣捕碳成本高、碳交易收益無法覆蓋CCUS項目成本的情況，可考慮由油田公司與煉化企業組建項目公司，全流程把控CCUS－采油－存儲－煉油－化工－碳資產交易全鏈條，保障CCUS項目持續盈利，爭取CCUS增產的原油配額留給項目公司，爭取項目列入國家《石化產業規劃布局方案（修訂版）》，產出低碳石油、低碳化工原料、低碳精細化工產品，同步發展風電光伏，打造低碳（近零碳）油氣田。建立碳標簽制度，實現石化原料全生命周期低碳，有效應對化工產品出口碳關稅壁壘。

四是拓展應用場景。鼓勵市場主體開展CO2資源化開發，如化工企業利用CO2生產水楊酸、碳酸二甲酯等有機化工產品，食品與飲料行業利用CO2生產碳酸飲料、進行食品保鮮，金屬加工企業將CO2用于焊接保護氣，農業企業利用CO2生產溫室氣肥、儲存糧食，還可以利用CO2培養細胞（藻類），擴大CO2在消防滅火、超臨界流體萃?。囟?1.1℃，壓力7.38MPa以上）、醫療麻醉等領域的應用。

五是開展國際交流合作。鼓勵科研機構和企業深度參與全球工業綠色低碳發展，推進碳捕集利用與封存項目合作，鼓勵綠色低碳相關企業服務和產品“走出去”，提供系統解決方案。鼓勵行業協會、企業、標準化機構等參與制定國際標準。

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注：原文載自《中國工程咨詢》2025年第2期，本次發表有改動。文中圖片來源于網絡，版權歸原作者所有，若有侵權請聯系刪除。