中国碳中和视角下二氧化碳捕集、利用与封存技术发展
现阶段CCUS技术成本偏高，暂不具备较强的经济性实现大规模推广应用。未来中国CCUS技术的发展，挑战和机遇并存，问题与支撑并进。未来煤基能源产业是中国发展 CCUS 技术的重要机遇。煤化工的高浓度CO2排放源具有低成本捕集的潜力，对于推进中国CCUS技术发展进程、加快技术学习曲线以及培育CCUS产业链具有重要意义。煤基能源产业是目前国内CCUS技术应用的主要领域，推动CCUS技术创新和产业化发展，需要煤基能源行业在CCUS方面协同推进和耦合发展。
林伯强/文
二氧化 碳（CO2）捕 集、利用与封存（CCUS）的技术突破，很大程度上决定了未来中国火电的规模和利用小时数。气候变化问题正从科学认识转变为政治承诺和具体行动，未来碳排放控制将逐渐成为影响中国经济发展和能源转型的紧约束。
在2060年碳中和的目标框架下，中国不可能完全抛弃自己的煤炭资源优势，而是需要为庞大的煤基能源产业寻找顺应潮流的出路。中国从化石能源为主体的能源结构向低碳多元供能体系的转变依赖于CCUS技术的广泛应用。在支撑经济发展、应对气候变化与保障能源安全的多重目标下，CCUS技术是基于特定国情禀赋实现中国大规模深度减排的必然选择。
通过厘清碳中和愿景下CCUS技术发展的“中国意义”，并结合中国煤基能源产业与CCUS技术耦合发展分析，本文从政策可行性、技术可行性、经济可行性三个维度对CCUS技术未来在中国的应用前景与挑战进行研判。结果表明，中国在CCUS的各个环节都已经具备成熟的技术，下一步发展在于如何对不同的技术进行商业化转变。
从经济可行性方面而言，随着技术的突破以及规模效应、集聚效应的产生，未来CCUS的成本将会降低到可接受的程度。此外，CO2利用技术的不断成熟使得其所带来的收益已经能够覆盖一部分成本。因此，CCUS技术应用最关键的因素取决于政策的可行性。未来，中国可能需要以强制性的政策驱动CCUS的发展，明确技术融资手段，对相关企业进行补贴激励，并在提升参与度方面采取实质行动。
CCUS对中国实现“碳中和”的重要性
CCUS是指将CO2从工业排放源中分离后直接加以利用或封存，以实现CO2减排的工业过程。作为唯一能够实现减少钢铁、水泥等主要工业领域和新建燃煤发电厂碳排放的清洁技术，CCUS技术是未来中国履行“碳中和”承诺、保障能源安全、构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。
CCUS技术是煤基能源产业低碳绿色发展的重要选择。一方面，CCUS技术为煤基能源产业避免“碳锁定”制约提供了重要的技术保障，能够支撑相关产业继续有效使用已经是沉没成本的基础设施并以低碳和环境友好的方式发展，一定程度上避免因减排而造成的化石能源资产“贬值”。
另一方面，CCUS技术与煤电、煤化工等传统煤基能源产业具有巨大的耦合潜力和应用空间。目前中国CO2捕集主要集中在煤化工行业，其次为煤电行业等。无论从捕集份额、难度、成本等各维度来看，煤基能源都是CCUS技术最主要的应用领域。适合碳捕集的大规模集中煤基排放源为数众多、分布广泛、类型多样，完备的煤基能源产业链也为CO2利用技术发展提供了多种选择。
CCUS技术与煤基能源体系呈现出相互契合、协同互补的耦合发展态势。一方面， CCUS技术的应用，有利于中国煤基能源体系实现西部化、集中化、规模化的发展，进而保障煤炭资源的低碳、高效地合理开发利用。另一方面，中国重点建设的大型煤炭能源基地大多位于西北部，煤炭开发利用向西部集中的趋势明显。大型和集中化的煤炭能源基地的西移有利于CCUS区域管网布局建设，有利于CCUS发挥规模效应和集聚效应。由于咸水层地质构造、石油资源在中国西北部也分布广泛。CO2排放源和封存地在地域上的重合为实现源汇匹配、缩短输送距离，减少运输成本、低成本运行CCUS提供了更加便利的条件。
煤化工是中国煤基能源体系的特色产业，煤制油、煤制气等战略新兴产业未来将成为减少油气对外依存度，保障能源安全稳定供应的重要方向之一。煤化工行业尾气中CO2的浓度较高，对于实施碳捕集而言具有明显的成本优势，已经成为中国发展CCUS技术的早期优先领域，低成本的碳源对于推动CO2利用技术的规模化和产业化具有显著的提升作用。
此外，CCUS技术还有利于保障可再生能源大规模接入电网后的电力稳定持续供应。碳中和目标的实现依赖于风、光等可再生能源电力对传统化石能源电力的替代。经济可靠的低排放电力系统应包含高渗透率的间断性可再生发电系统和以化石燃料为基础并部署CCUS技术的可调度电力。可调度电力不会增加额外的并网成本或风险，在低风速和弱阳光以及用电高峰时段，可以保障电力稳定持续供应，降低电力维护成本。
中国CCUS的技术发展现状
目前主要的CCUS技术路线包括CO2捕集技术、CO2利用技术以及地质封存技术。
在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中，捕集是能耗和成本最高的环节。根据能源系统与CO2分离过程集成方式的不同，CO2捕集技术可分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。
第一代燃烧后捕集技术是目前运用最成熟的捕集技术手段，第二代CO2捕集技术正在研发过程中。相较于一代捕集技术，新型膜分离、增压富氧燃烧以及化学链燃烧等第二代捕集技术成熟后能够以更低成本实现煤电和煤化工等传统产业的有效减排，大幅改善CCUS技术的经济性。
CO2利用技术以额外收益促进CO2的资源化利用，能够提升整体产业链的商业性。主要的CO2利用技术包括地质利用、化工利用和生物利用技术。地质利用技术方面，CO2强化石油开采技术（CO2- EOR）已应用于多个驱油与封存示范项目；化工利用方面，重整制备合成气、合成可降解聚合物等技术已经完成了示范；生物利用方面，CO2转化为食品和饲料的技术已在逐步实现商业化。CO2地质封存技术以工程技术手段储存CO2，保障与大气长期隔绝的可靠性。目前CO2地质封存主要划分为陆上咸水层封存、海底咸水层封存、枯竭油气田封存等方式。
总体而言，现阶段CCUS技术成本偏高，暂不具备较强的经济性实现大规模推广应用。根据2019年发布的中国CCUS报告的相关测算结果，中国当前的CO2平均捕集成本为300~900元/吨CO2，罐车运输成本约为0.9~ 1.4元/吨公里。封存技术的成本因技术水平、气源来源、源汇距离等不同而差异较大。
中国CCUS技术路线图的定位及发展规划
现阶段中国应对气候变化行动将从弱减排逐步向强减排过渡，CCUS技术的总体定位应是“利用带动封存，政策驱动商业；技术研发做储备，运输网络是基础”。
短期内（至2030年）CCUS的商业化主要以市场驱动为主，通过CO2资源化利用的经济收益抵消部分增量成本，通过技术研发提高效益，降低成本。2030年前，CCUS技术处于研发示范阶段，是中国减少CO2排放的重要战略储备技术，目前碳减排主要依靠大力发展节能增效和可再生能源技术。随着技术逐渐成熟和成本的不断下降，CCUS有望在2030年后成为中国向低碳能源系统平稳转型的重要战略储备技术，为构建化石能源与可再生能源协同互补的多元供能体系发挥重要作用。
预计至2050年，构建低成本、低能耗、安全可靠的CCUS技术体系和产业集群，实现CCUS的广泛部署和区域新业态。CCUS技术能耗和成本问题得到根本改善，在涉及化石能源使用的各行业得到大规模应用，并与生物质能源结合实现负排放，成为中国建设绿色低碳多元能源体系的关键技术。
预计至2060年，BECCS等负减排技术将突破“能源不可能三角”制约，助力碳中和目标实现。BECCS（生物能与碳捕集和封存）和DACCS（直接空气捕集）等负减排技术将会实现有效应对气候变化（环保性）、保障能源安全稳定供应（安全性）和低廉的经济成本（经济性）的三重目标，并为钢铁、水泥等难以达到净零排放的行业提供负排放支撑，最终达到全社会CO2的净零排放。
对CCUS技术未来发展前景的几点研判
特殊的经济发展阶段、源东汇西的错位分布格局以及复杂的地质条件是目前CCUS技术发展面临的主要问题。经济新常态下的特殊发展阶段决定了当前中国难以承受CCUS的高投入、高能耗和高附加成本；源东汇西的错位分布格局增加了CCUS集成示范和推广的难度；复杂的地质条件和密集的人口分布给规模化封存提出了更高的技术要求。
成本与投资高昂、商业化模式不明晰、项目示范经验缺乏、政策法规体系和金融机制不完善是未来 CCUS 技术发展面临的主要挑战。（1）成本与投资高昂；资本需求大，投资周期长，技术链条长，收益政策依赖性强等障碍制约了CCUS技术的发展。CCUS的技术成本高昂，如果碳排放的外部成本无法内部化，难以通过 CCUS 技术实现的碳减排获得收益。（2）商业化模式不明晰；减排成本过高严重制约着CCUS技术大规模商业化发展，如何获得投资以及如何收益分享、责任分担和风险分担是实现CCUS技术可持续发展的关键。（3）项目示范经验缺乏；缺乏大规模全流程CCUS项目示范经验。在现有CCUS技术条件下，部署CCUS将使一次能耗增加10%~ 20%，效率损失很大。（4）政策法规体系和金融机制不完善；政策信心是投资CCUS基础设施的先决条件，目前国内针对CCUS的明确战略和政策激励措施不完善。法律法规的不明确增加了投资风险，主要包括长期封存的安全责任与投资期限不匹配，CO2供应的不确定性，以及不稳定的碳信贷市场状况等。
未来中国CCUS技术的发展，挑战和机遇并存，问题与支撑并进。未来煤基能源产业是中国发展CCUS技术的重要机遇。煤化工的高浓度CO2排放源具有低成本捕集的潜力，对于推进中国CCUS技术发展进程、加快技术学习曲线以及培育 CCUS 产业链具有重要意义。煤基能源产业是目前国内CCUS技术应用的主要领域，推动CCUS技术创新和产业化发展，需要煤基能源行业在CCUS方面协同推进和耦合发展。
未来商业化模式是中国发展CCUS技术的重要支撑。中国未来部署CCUS有以下可选的商业经营模式。（1）独家一体化模式，独家企业一般为大型国有企业；（2）联合经营模式，由多家企业共同出资建立的联合经营企业负责CO2捕集、运输和注入；（3）运输商模式，生产方或捕集企业捕集CO2后，独立运输商仅负责运输，利用方和注入企业负责CO2的注入、封存以及利用。（4）CCUS运营商模式，各环节可由同一CCUS运营商运营或由不同运营商独立运营。
对国家布局CCUS技术的若干建议
未来CCUS的发展，应注重政府引导、市场主导、企业参与、示范先行的工作格局，从以下几个方面强化CCUS布局工作：
一是，加强顶层机制设计，明确技术中长期发展战略定位。
将CCUS纳入国家重大低碳技术范畴，探索设立CO2利用技术专项扶持资金，形成政产学研各界对发展CCUS技术的统一愿景。抓住“十四五”规划技术播种期，将相关技术研发纳入后续国家科技计划和产业发展规划，为其提供长期稳定的支持。建设国家重大基础设施研发平台，重点开展 CO2强化资源开采、CO2化工利用和生物利用技术验证设施建设。重视CCUS技术的知识产权研究和保护，设计完善的知识产权保护机制与体系，有效规避市场技术风险壁垒。制定CCUS研发示范项目监管条例和行业规范，明确研发示范项目的责任主体和监管、审批主体，建立行业与政府之间的联合协调机制。探索不同利益相关方有效沟通交流机制，提升政府、企业、公众对CCUS技术的认同程度。
二是，出台和完善财税金融政策与市场化机制，形成明晰的激励环境。
加大国家对集成示范项目的财政支持力度，配套低息和无息贷款等多方面财税激励政策。参考新能源产业的发展路径和模式，通过有力、持续的政策支持推动CCUS规模化部署和商业化发展。可再生能源发电技术的迅速部署和成本下降，是政府补贴的直接结果。国家对于处于早期示范发展阶段的“煤基能源+ CCUS技术”可以参照可再生能源扶持政策给予适当激励，加快CCUS技术学习进步率，进一步提升其低碳竞争力。综合利用碳金融工具，将CCUS纳入碳排放交易体系，进行电力、煤炭、石油、化工等行业及企业之间的CO2循环利用机制研究，强化行业部门联合推进CCUS产业化。设置CCUS示范项目基金，给予使用CCUS技术的企业补贴电价，将配置CCUS技术的煤电作为“绿电”给予其他低碳电力同等的市场机制及政策激励。鼓励国有企业充分发挥资本和资源的调动优势，主动探索CCUS项目发展的商业模式，牵头规划建设CO2专用运输管道等基础设施，提升源汇匹配水平，促进区域多行业产业集群式发展。
三是，加快技术研发和项目示范，抓住现代煤化工这一高浓度碳源的早期机遇。
开展CCUS与煤基能源体系耦合的大规模示范，优化产业布局。探索设立CCUS技术专项扶持资金，将相关技术纳入科技研发的考核机制，并为使用CCUS技术的示范电厂提供补贴电价。由政府主导推进CCUS系统集成和集群化，选择资源条件良好、源汇匹配条件适宜、地方政府态度积极的地区（如陕西、内蒙古、新疆等地区）开展早期示范，形成跨行业、跨地域协同推进的格局。早期阶段应当利用煤化工产业高浓度CO2排放源的低成本捕集优势，优先采用高浓度排放源与强化石油开采相结合的方式，积极有序开展CCUS全链条集成工程示范，以进一步加快技术验证和产业培育进程。
（作者系厦门大学中国能源政策研究院院长）