“双碳”目标下，预计2060年我国能源活动CO₂排放约17亿吨，需通过CO₂捕集、利用与封存（CCUS）及森林碳汇等进行削减，CCUS将在我国建设新型能源体系进程中发挥重要支撑作用。我国工业领域应通过何种CCUS技术和业务路径来达成低成本、可持续的低碳转型，是发展CCUS产业面临的最直接问题。
“双碳”目标下，预计2060年我国能源活动CO₂排放约17亿吨，需通过CO₂捕集、利用与封存（CCUS）及森林碳汇等进行削减，CCUS将在我国建设新型能源体系进程中发挥重要支撑作用。我国工业领域应通过何种CCUS技术和业务路径来达成低成本、可持续的低碳转型，是发展CCUS产业面临的最直接问题。
CCUS产业链包括上游的CO₂捕集、中游的运输和下游的CO₂利用或封存3个环节，且每个环节的技术与经济特点也各不相同。若一个CCUS项目同时包括这3个环节，则称之为全流程项目。
捕集环节将化石能源利用、工业生产过程中产生或大气中的CO₂进行分离和富集，并将其压缩注入容器，是技术最为密集的环节，从技术路径上主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和化学链燃烧等。该环节能耗较大，即便是当前国际先进的捕集技术能耗也在50千克标煤/吨CO₂左右，捕集气源的CO₂浓度越高、捕集规模越大，能耗和成本下降越明显。
运输环节将捕集处理后的CO₂运输至利用或封存目的地，运输方式包括罐车、船舶、管道等。罐车适合于短距离、中小规模运输。船舶运输受地域限制，目前有少量小型船只从事CO₂运输。
CO₂临界参数较低，因而中长距离管输可通过气相、液相及超临界相等多种相态输送。利用环节通过各类工程技术手段使捕集的CO₂实现资源化利用。其中，地质利用将CO2注入地下强化原油、煤层气、铀矿等资源生产；化工、生物、矿化利用分别通过化工过程、模拟光合作用和酸碱中和固化将CO2转化为附加值较高的能源化工产品。封存环节则通过将捕集的CO₂注入各类深部存储介质，实现与大气长期隔绝。
陆地和海底的咸水层、枯竭油气藏等地质空间及富钙镁离子资源、天然气水合物等矿物都可用于封存CO₂。
随着我国锚定“双碳”目标，国内CCUS技术呈现出快速发展态势，当前CCUS项目数量超过80个，CO₂处理能力约400万吨/年，但项目仍以工业示范和小型试验为主，全流程一体化的大规模项目仅有中国石化齐鲁石化—胜利油田百万吨级示范工程。CCUS产业的整体发展规模与发展目标之间还存在一定差距，亟需通过探究CCUS业务的技术成熟度和经济可行性等，提出适宜当前和未来各时段的CCUS业务路径，为我国工业领域规模化开展CCUS业务、助力达成“双碳”目标提供思路。
在对CCUS全流程产业链充分调研和剖析的基础上，将研究分为技术成熟度和经济可行性两个模块先后推进，全面囊括CCUS各个环节的技术经济变量因素，选取符合我国CCUS产业实际情况的变量范围，构建出CCUS全流程技术经济评价体系（见图1）。
技术成熟度模块分别选取了捕集、运输、利用或封存环节中受到广泛关注的CCUS相关技术，
这些技术均有CO₂直接参与，且在原理上能够实现或协助实现碳减排。
通过提出成熟度划分标准，对CCUS相关技术进行分级和展望。
参照《新材料技术成熟度等级划分及定义》国家标准，结合国内CCUS相关技术的研发和应用实际情况，设计了由5个阶段及下设的10个等级构成的技术成熟度划分标准（见表1）。
考虑到捕集环节在CCUS全流程中能耗最大、成本最高，且国内CCUS捕集技术大多仍未实现商业化推广，本部分综合技术所处发展阶段、规模、成本、能耗和技术适用的排放源CO₂浓度范围（CO₂体积分数≥60%为高浓度、15%≤CO₂体积分数<60%为中浓度、CO₂体积分数<15%为低浓度）5个方面对当前和未来CCUS捕集技术的竞争力进行评估，也为经济可行性模块选择研究的捕集技术种类提供信息支持。
经济可行性模块选取竞争力较强的技术，根据各环节有关技术的经济敏感性，将CCUS全流
程划分为捕集压缩、运输、利用封存、回收回注、监测、产出6个经济核算单元，各单元的成本和收益构成如下：
监测单元成本＝单元（1~4）监测投资成本＋单元（1~4）监测运营成本（5）
产出单元收益＝产品销售收益＋碳交易收益＋补贴收益 （6）
运营成本包括冷、热、电、气（汽）、水成本及其他运营维护成本，设备折旧年限20年。其中，仅驱油封存路径包括回收回注单元，由于CO₂驱油进行到一定阶段，油井会出现CO₂伴生气，因此，对于驱油封存项目，认为第1~5年CO₂伴生气较少因而无需回收回注，第6~10年、11~15年、16~20年回收回注的CO₂伴生气分别占当年注入量的5%，10%，20%。未来成本下降空间采用学习曲线的方式进行预测。
除产品销售收益外，在CCUS被纳入核证自愿减排量（CCER）后，各路径将获得碳交易收
益。
如果国家和地方政府为CCUS项目提供补贴，则各路径还将额外获得补贴收益。
由于CCUS各单元在运行中可能会产生或泄漏部分CO₂，需要核算产生或泄漏的这部分CO₂量，并从利用或封存的CO2量中去除这部分后作为碳交易量，进而计算碳交易收益：
碳交易量＝单元（3）利用或封存碳量–单元（1~5）碳排放量–单元（1~5）碳泄漏量 （7）
根据本研究设计的CCUS相关技术成熟度划分标准，对捕集、运输、利用或封存环节当前具有代表性或未来发展被广泛看好的CCUS相关技术进行成熟度方面的评估并对技术发展进行展望。研究所用的数据来源涵盖CCUS专题文献及CCUS相关科研机构调研信息，评估结果见图2。我国CCUS技术整体发展水平与国外相当，但CO2管道运输、驱油封存等关键技术及实施规模与国外先进水平仍存在差距。
燃烧前捕集技术是指在含碳燃料燃烧前将CO₂从燃料或者燃料变换气中进行分离和回收的技术。当前，燃烧前捕集技术中物理吸收法的技术成熟度最高，初步达到了商业应用水平。该法利用CO₂在低温甲醇等溶液中的溶解度随压力而改变的原理来吸收并分离CO₂，已应用于煤化工和整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）合成气的CO₂捕集。低温分馏法则是在国外已经完成工业示范的捕集方法，在我国正在进行中试开发。
该方法通过冷冻和蒸馏装置将气体中的CO₂分离出来，在国外已经用于分离高CO₂含量伴生气。燃烧后捕集技术是指从工业燃烧过程除尘和脱硫后的烟气中分离和回收CO₂的技术，在当前应用最广泛、最成熟。化学吸收法是现阶段最具规模化应用的燃烧后捕集技术，已经初步达到了商业应用水平。该方法利用有机胺等碱性吸收剂与CO₂发生化学反应形成不稳定的盐类，而后在加热或减压的条件下逆向分解释放CO₂并再生吸收剂，进而从烟气中分离出CO₂。此外，物理吸附法是我国较早实现工业示范的另一项技术，但近年来进展相对缓慢。该方法基于气体与分子筛等吸附剂表面活性位点之间的分子引力对CO₂进行吸附，已用于水泥窑尾气的CO₂捕集。
此外，膜分离、富氧燃烧和化学链燃烧等技术被广泛认为是具有发展和应用潜力的新一代捕
集技术。
膜分离技术利用CO₂与待分离气体分子在膜内透过速率的差异实现分离。
该技术可用于燃烧前或燃烧后捕集，其中，膜分离燃烧前捕集技术成熟度刚迈入中试开发，而膜分离燃烧后捕集技术已经在我国启动工业示范，并用于合成气分离，在国际上处于领先地位。
富氧燃烧技术则是在现有电厂锅炉系统基础上，用氧气代替助燃空气并结合大比例烟气循环，直接获得富含高浓度CO₂的烟气。
该技术已在我国开展工业示范，预计2030年可商业应用。
增压富氧燃烧技术近年进展也较为迅速，与常压富氧燃烧相比可节省能耗和成本，当前正进行基础研究，预计将于2025年完成中试开发、2030年前开展工业示范。
此外，化学链燃烧是一项新型捕集技术，利用金属氧化物等固体载氧体将空气中的氧传递给燃料进行燃烧，避免了燃料与空气的直接接触，实现了在燃烧过程中CO₂的内分离。
该技术在国外已经开展工业示范，多用于生物质发电厂CO₂捕集，在我国仍在进行中试开发。
通过对上述捕集技术的对比研究，可见其技术装置规模、成本（在中浓度下）、能耗和适用排放源浓度范围等技术参数均有较大差异，见表2。
在这些捕集技术中，低温分馏技术仅适用于高浓度排放源，而我国面对的主要是燃煤发电和重工业等行业中低浓度排放源的脱碳，因而其技术竞争力较弱。物理吸附技术虽然已开展工业示范数十年，但其在吸附剂降耗和装置规模化方面进展较缓慢，迟迟未能取得突破，竞争力相对较弱。化学链燃烧技术虽然能耗较低，但其仍处于中试开发阶段，2030年前难以在我国完成工业示范，短时间内竞争力相对较弱。
膜分离和富氧燃烧技术都进入了工业示范阶段，技术持续进步，未来有较大的降耗、降本空间，虽然技术应用场景可能受到排放源CO₂浓度的制约，但可借助其技术优势与其他捕集技术搭配使用，均有一定的竞争力。物理吸收法和化学吸收法技术成熟度最高，适用排放源CO₂浓度范围最大，且分别在装置规模和成本方面独具优势，均有较强的竞争力。
罐车的设计和制造已有《二氧化碳输送管道工程设计标准》等相关规范，罐车运输CO₂技术商业应用成熟，主要用于年运输量百万吨级以下、距离200千米以内的CO₂运输。船舶运输虽已能够商业应用，但由于源汇匹配和基础设施尚不完善、缺乏大型运输船，运输规模仍然较小，当海上运输距离超过1000km时，船舶运输较为经济。管道运输在国外已经商业应用，国内也开始陆续进行十万吨、百万吨级运输量的工业示范，管道长度达百公里级。对于百万吨级以上的CCUS项目，管道运输较为便捷和经济。随着我国CCUS产业的壮大、源汇匹配的优化及船舶和管道技术的不断发展，当前运量大、路程远的罐车运输场景将被逐渐替代。
CO₂化工、生物和矿化利用技术路线众多，能够与现有的生产工艺流程实现耦合，产品具有较高的附加值。成熟度已处于工业示范的技术有CO₂制甲醇、合成气、有机碳酸酯、可降解化合物、异氰酸酯、聚酯等。其中，CO₂加氢制甲醇可与绿氢或煤化工富氢弛放气深度耦合，在提升可再生能源消纳能力、降低碳排放强度的同时还可制取市场需求大的产品。
虽然CO₂地质利用技术也较为丰富，但仅有地浸开采矿物（以采铀为主）技术能够商业应用，也仅有强化石油开采（即驱油封存）技术已开展工业示范。2030年前后，随着更多百万吨级甚至千万吨级驱油封存项目的建成和运营，CO₂强化石油开采技术将能够商业应用。同时，基于我国多煤的资源禀赋，目前仍在进行基础研究的CO₂驱替煤层气技术将迅速发展，可能于2025年和2030年分别进入到中试开发和工业示范。
CO₂地质封存技术，包括陆地咸水层和海底咸水层封存技术，当前正进行工业示范。由于我国绝大多数油气田仍处于开采期，枯竭油气藏封存方面尚缺乏较为深入的研究。此外，虽然置换天然气水合物和强化硅酸盐沉淀技术等矿物封存技术成熟度较低，但能源的获取需要和封存体的可观规模预计将推动这两项技术于2030年前开展工业示范。
为分析CCUS全流程在不同情景下的经济效益，根据技术成熟度和竞争力评估结果，从业务、技术、规模、经济4个方面设计情景，如表3所示。
除评价各业务路径经济性现状外，还采用学习曲线的方式对各环节不同成熟度技术成本下降
空间和碳排放下降空间进行预测，以研判未来全流程成本和收益。
评价全流程现状和构成学习曲线的数据来自CCUS专题文献及对CCUS相关研究和示范单位调研所得的技术成本或能耗及碳排放随年份的变化数据，得到的学习曲线见图3。
根据表3设计的情景，对捕集压缩、运输、利用封存、回收回注、监测、产出6个单元进行经济性核算，得到当前CO₂驱油封存、耦合绿氢制甲醇、地质封存3条主要业务路径的全流程成本和收益现状，并通过调研数据和图3的学习曲线预测成本和收益的未来变化情况，如图4所示。
这3条业务路径的全流程成本都逐年下降，其中，最低与最高成本对应的情景见表4。
各业务路径收益均是在CCUS被纳入CCER后可进行碳交易的前提下计算得到的。在没有补
贴的情景下，驱油封存收益呈波动性变化，在2020–2030年呈增长态势，而后随油价下降而缓慢回落。
依托低碳价值的持续增强，耦合绿氢制甲醇和地质封存全流程收益将逐年增长。
在有补贴的情景下，参照美国45Q条款对CCUS不同业务路径的补贴力度，及我国对风
电产业补贴的时长，假定我国于2025–2045年对CCUS产业进行资金支持。
补贴后，地质封存补贴后收益相较于无补贴情景的涨幅达到10倍左右，远超驱油封存和耦合绿氢制甲醇补贴后收益的涨幅。
比较图4中各业务路径的成本和收益变化，可见现今至2035年，驱油封存全流程成本整体上低于该阶段收益，能够实现盈利，可选择成本较低的项目开展大规模示范，尽早实现商业化。但耦合绿氢制甲醇和地质封存的成本高于该阶段收益，暂无法实现盈利，该阶段以降本提效为主。
此时，由于驱油封存经济性较好、耦合绿氢制甲醇成本太高，补贴对这两条路径经济性的提升不明显。然而，如果在该阶段对没有直接产品销售收益的地质封存进行补贴，其经济性可得到大幅提升，部分成本较低的枯竭油气藏封存和陆地咸水层封存在2025–2030年就可提前实现盈利并逐渐开展规模化部署，能够对CCUS产业发展带来很大促进作用。
2035–2050年，除驱油封存持续保持盈利外，随着绿氢价格降低，部分成本较低的耦合绿氢制甲醇可实现盈利。同时，随着成本下降和碳价上升，部分成本较低的地质封存，尤其是枯竭油气藏封存，也可在无补贴的情况下从2040–2045年开始实现盈利。
2050–2060年后，虽然原油价格下跌，但成本的持续降低和碳价的大幅上涨使驱油封存仍能保持较为可观的收益。耦合绿氢制甲醇成本大幅低于收益，相对于传统甲醇有竞争优势，还可进一步建设“零碳足迹”甲醇烯烃产业链。在该阶段较高的碳价下，枯竭油气藏及陆地和海底咸水层等地质封存均可实现盈利。此外，越来越多进入采油末期的油气田在低油价下失去了经济性，石油企业可大力发展枯竭油气藏封存CO2商业服务。
基于CCUS全流程技术进展及国内CCUS项目实际运营经验和数据，针对我国CCUS全流程系统构建了技术经济评价体系，并通过研究测算，评估了CCUS全流程项目的经济性及未来变化趋势。研究结果表明，从现今至2035年，可通过扩大规模和技术进步降低物理吸收、化学吸收、膜分离和常压富氧燃烧捕集技术的成本，推进CO₂运输管道建设，以驱油封存为主建设大规模全流程项目并争取于2030年前实现商业应用。
2035–2050年，可通过发展第二代膜分离、加压富氧燃烧和化学链燃烧技术使低浓度排放源CO₂捕集成本明显降低，建成区域CO₂运输管网，除驱油封存外，也可开展耦合绿氢制甲醇和地质封存全流程项目。2050–2060年，技术的愈发成熟持续降低CO₂捕集成本，全国CO₂运输管网基本建成，可全面商业化发展耦合绿氢制甲醇产业链及枯竭油气藏封存CO₂服务。
文章来源：中国节能协会碳中和专业委员会
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