二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术

    CCUS基本知识

    什么是CCUS？

    二氧化碳捕集、利用及封存，英文简称CCUS，全称是”Carbon Capture, Utilization and Storage“。二氧化碳（CO2）捕集利用与封存（CCUS）是指将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程。CCUS在二氧化碳捕集与封存（CCS）的基础上增加了“利用 （Utilization）”，这一理念是随着CCS技术的发展和对CCS技术认识的不断深化，在中美两国的大力倡导下形成的，目前已经获得了国际上的普遍认同。CCUS按技术流程分为捕集、输送、利用与封存等环节。

CCUS技术环节

    CO2捕集是指将CO2从工业生产、能源利用或大气中分离出来的过程，主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和化学链捕集。

    CO2输送是指将捕集的CO2运送到可利用或封存场地的过程。根据运输方式的不同，分为罐车运输、船舶运输和管道运输，其中罐车运输包括汽车运输和铁路运输两种方式。

    CO2利用是指通过工程技术手段将捕集的CO2实现资源化利用的过程。根据工程技术手段的不同，可分为CO2地质利用、CO2化工利用和CO2生物利用等。其中，CO2地质利用是将CO2注入地下，进而实现强化能源生产、促进资源开采的过程，如提高石油、天然气采收率，开采地热、深部咸（卤）水、 铀矿等多种类型资源。

    CO2封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2注入深部地质储层，实现CO2与大气长期隔绝的过程。按照封存位置不同，可分为陆地封存和海洋封存；按照地质封存体的不同，可分为咸水层封存、枯竭油气藏封存等。

    生物质能碳捕集与封存（BECCS）和直接空气碳捕集与封存（DACCS）作为负碳技术受到了高度重视。BECCS是指将生物质燃烧或转化过程中产生的CO2进行捕集、利用或封存的过程，DACCS则是直接从大气中捕集CO2，并将其利用或封存的过程。

CCUS技术及主要类型示意图

    CCUS的定位

    截至2021年5月，温室气体排放占比超过65%、 国内生产总值（GDP）占比超过75%的全球131个国家宣布了碳中和目标。中国和其他国家碳中和目标的逐渐明确及碳减排工作的加快推进，使得CCUS的定位和作用愈加凸显。

    CCUS是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择。中国能源系统规模庞大、需求多样，从兼顾实现碳中和目标和保障能源安全的角度考虑，未来应积极构建以高比例可再生能源为主导，核能、 化石能源等多元互补的清洁低碳、安全高效的现代能源体系。2019年，煤炭占中国能源消费的比例高达58%，根据已有研究的预测，到2050年，化石能源仍将扮演重要角色，占中国能源消费比例的10%~15%。CCUS将是实现该部分化石能源近零排放的唯一技术选择。

    CCUS是碳中和目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段。碳中和目标要求电力系统提前实现净零排放，大幅提高非化石电力比例，必将导致电力系统在供给端和消费端不确定性的显著增大，影响电力系统的安全稳定。充分考虑电力系统实现快速减排并保证灵活性、可靠性等多重需求，火电加装CCUS是具有竞争力的重要技术手段，可实现近零碳排放，提供稳定清洁低碳电力，平衡可再生能源发电的波动性，并在避免季节性或长期性的电力短缺方面发挥惯性支撑和频率控制等重要作用。

    国际能源署（IEA）发布2020年钢铁行业技术路线图，预计到2050年，钢铁行业通过采取工艺改进、效率提升、能源和原料替代等常规减排方案后，仍将剩余34%的碳排放量，即使氢直接还原铁（DRI）技术取得重大突破，剩余碳排放量也超过8%。水泥行业通过采取其他常规减排方案后，仍将剩余48%的碳排放量。CCUS是钢铁、水泥等难以减排行业实现净零排放为数不多的可行技术选择之一。

    CCUS与新能源耦合的负排放技术是实现碳中和目标的重要技术保障。预计到2060年，中国仍有数亿吨非 CO2温室气体及部分电力、工业排放的CO2难以实现减排，BECCS及其他负排放技术可中和该部分温室气体排放，推动温室气体净零排放，为实现碳中和目标提供重要支撑。

    市场分析

    早在2020年，习近平主席就提出我国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。至此，关于碳达峰、碳中和作出的一系列指示，为我国应对气候变化和绿色低碳发展明确了目标与方向，为强化全球气候行动注入了强大的政治推动力。

    二氧化碳捕集利用与封存技术 (CCUS) 作为一种大规模的温室气体减排技术，近年来在生态环境部、科技部、发改委等部门的共同推动下，CCUS相关政策逐步完善，科研技术能力和水平日益提升，试点示范项目 规模不断壮大，整体竞争力进一步增强，已呈现出良好的发展势头。但总体上看，我国面向碳中和的绿色低碳技术体系还尚未建立，重大战略技术发展应用尚存缺口，现有减排技术体系与碳中和愿景的实际需求之间还存 在较大差距。有研究表明，CCUS将成为我国实现碳中和目标不可或缺的关键性技术之一，需要根据新的形势对CCUS的战略定位进行重新思考和评估，并在此基础上加快推进、超前部署。

    二氧化碳捕集不是独立存在的技术，它通常与碳运输、碳利用与封存一起称为CCUS。当下我国的CCUS生态如下所示：

    我国在二氧化碳捕集已投运和建设的项目中，火电厂占70％以上，碳捕捉应用到火电行业的技术相对成熟。化工行业占20％左右，其他行业包括钢厂，水泥厂甚至汽车制造行业等，占比大概10％。

    目前国内已在19个省份投运和建设CCUS示范项目，涉及电厂和水泥厂等纯捕集项目以及CO2-EOR、CO2-ECBM、地浸采铀、重整制备合成气、微藻固定和咸水层封存等多样化封存及利用项目。

    未来，预计在2030年中国各行业CCUS减排需求达0.2~4.08亿吨，2060年将达10~18.2亿吨。并且在一系列政策支持及技术进步推动下，预计到2050年产值规模将达3300亿元，2025~2050年CAGR约11.9%。

    虽然我国CCUS仍处于发展早期，部分先进技术尚处于研究阶段，但随着政策支持不断增多以及示范工程建设加速推进，中国CCUS相关技术将逐步成熟，带动CCUS各环节成本下降，新型膜分离、新型吸收、新型吸附等技术的成熟将推动能耗和成本降低30%以上，这些技术有望在2035年前后实现大规模推广应用。

    为了助力CCUS技术推广和示范工程建设，我国政府也出台了一系列政策促进CCUS发展，其中包括支持内资相关企业经济发展，保护国内企业在CCUS市场的经营，推动国内CCUS重点技术的发展。

    我国已有的CCUS项目覆盖燃煤电厂、燃气电厂、水泥窑、化工厂、天然气处理等场景。其中规模最大的碳捕集项目位于新疆，每年可封存二氧化碳达到300万吨，相当于其他所有项目规模的总和，是我国第一个巨无霸级的CCUS项目。

    二氧化碳捕集

    二氧化碳捕集技术的核心任务是将液化天然气、氢气厂、钢铁厂、水泥厂、发电厂、以及石油炼化厂等“碳排放大户”所产生的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存以避免其排放到大气中的。如何解决在生产流程中将二氧化碳捕集起来，是问题的关键所在。目前，二氧化碳捕集一般采用以下几种方式：

    1、燃烧后捕集（Post-combustion）

    燃烧后捕集是国内主要采用的方法。通过溶液吸收法、固体吸收法、膜吸收法等对燃烧后排放的烟气中捕捉其中的二氧化碳，较适用于火力发电。

    优点：改造幅度小，设备紧凑。

    缺点：能耗高、成本高、效率低。

    2、燃烧前捕集（Pre-combustion）

    将氧气或空气通入IGCC系统中，使煤炭和生物质燃料等原料高压气化，再经过水煤气变化产生二氧化碳和氢气，此时气压与二氧化碳浓度都很高，很容易对二氧化碳进行捕捉。

    优点：系统小、能耗低、效率高。

    缺点：投资成本高、可靠性待提高。

    3、富氧燃烧（Oxy-combustion）

    通过制氧技术，将空气中的氮气脱出，直接采用高浓度氧气与排放出的烟气进行燃烧，从而提高燃烧效率（约提高17%~35%），提高二氧化碳纯度，降低一氧化碳等副产物产生。

    优点：节能环保

    缺点：对操作环境有要求、制氧环节难度大。

    4、溶液吸收法

    溶液吸收法也是国内主要采用的方法。主要使用乙醇胺、二乙醇胺、三乙醇胺、二异丙醇胺、甲基丙醇胺等溶剂。

    优点：吸收速度快、净化度高、二氧化碳回收率高。

    缺点：溶剂再生耗能高、溶剂腐蚀性强。

    5、固体吸收法

    主要使用活性炭、分子筛、水滑石、笼状水合物、硅酸盐、碳酸盐等物质。

    优点：吸收容量大、能耗较低、腐蚀性小。

    缺点：二氧化碳回收率低。

    6、膜吸收

    膜吸收法是将膜和化学吸收相结合，主要采用微孔膜的技术，隔离混合气体与吸收液，依靠膜的另一侧的吸收液的选择性吸收达到分离混合气体中二氧化碳的目的。

    优点：能耗低、操作简单。

    缺点：投资高，工业化不成熟。

    我们以燃烧后捕集化学吸收法为例，其二氧化碳捕捉要经过脱碳——吸收再生——压缩干化——循环利用等环节，涉及到烟气吸收塔、换热器等设备。

    二氧化碳的利用与封存

    捕集获得的二氧化碳，我们需要怎么处理呢？一般采用两种方式：利用和封存。

    二氧化碳利用

    1、驱油

    原理：开采原油时需要将原油从地底压上来以提高采收率，以前通常是采取水压或其它气体操作，现在可以利用捕集来的二氧化碳进行驱油。

    缺点：这种方法不能起到封存的作用，捕捉来的二氧化碳也会逃逸至大气中。

    2、催化反应

    原理：将捕集来的二氧化碳和氢气通过催化还原成甲醇。

    缺点：成本高，获取二氧化碳的成分不够清洁，反应的催化剂不够高效。

    3、光合作用

    原理：将捕集来的二氧化碳注入植物大棚中，使其中的二氧化碳浓度达到高于几倍大气，强化植物光合作用，加快植物生长的同时消耗二氧化碳而生成氧气。

    缺点：利用率极低。

    二氧化碳封存

    1、地质封存

    原理：将捕集来的二氧化碳适宜的地质结构深层（如成熟或已经耗尽的气油田地质结构、深层盐碱含水层、废弃的含煤层），压力会将二氧化碳转换成“超临界流体”，使其不容易泄漏。

    缺点：适宜的地质结构有限，注入方式不易。

    2、海洋封存

    原理：将捕集来的二氧化碳通过轮船、管道运输到深海海底利用海水进行封存。

    缺点：高浓度二氧化碳含量将会杀死海底生物、易导致海水酸化等。

    中国已具备大规模捕集利用与封存CO2的工程能力，正在积极筹备全流程CCUS产业集群。CCUS各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应用潜力。

    捕集技术：CO2捕集技术成熟程度差异较大，目前燃烧前物理吸收法已经处于商业应用阶段，燃烧后化学吸附法尚处于中试阶段，其它大部分捕集技术处于工业示范阶段。燃烧后捕集技术是目前最成熟的捕集技术，可用于大部分火电厂的脱碳改造，国华锦界电厂开展的15万吨碳捕集与封存示范项目正在建设，是目前中国规模最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集与封存全流程示范项目。

    燃烧前捕集系统相对复杂，整体煤气化联合循环（IGCC）技术是典型的可进行燃烧前碳捕集的系统。国内的IGCC项目有华能天津IGCC项目以及连云港清洁能源动力系统研究设施。富氧燃烧技术是最具潜力的燃煤电厂大规模碳 捕集技术之一，产生的CO2浓度较高（约 90%~95%），更易于捕获。

    富氧燃烧技术发展迅速，可用于新建燃煤电厂和部分改造后的火电 厂。当前第一代碳捕集技术（燃烧后捕集技术、燃烧前捕集技术、富氧燃烧技术）发展渐趋成熟，主要瓶颈为成本和能耗偏高、缺乏广泛的大规模示范工程经验；而第二代技术（如新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术等）仍处于实验室研发或小试阶段，技术成熟后其能耗和成本会比成熟的第一代技术降低30%以上，2035 年前后有望大规模推广应用。

    输送技术：在现有CO2输送技术中，罐车运输和船舶运输技术已达到商业应用阶段，主要应用于规模10 万吨/年以下的CO2输送。

    中国已有的CCUS示范项目规模较小，大多采用罐车输送。华东油气田和丽水气田的部分CO2通过船舶运输。管道输送尚处于中试阶段，吉林油田和齐鲁石化采用路上管道输送CO2。海底管道运输的成本比陆上管道高40%~70%，目前海底管道输送CO2的技术缺乏经验，在国内尚处于研究阶段。

    利用与封存技术：在CO2地质利用及封存技术中，CO2地浸采铀技术已经达到商业应用阶段，EOR已处于工业示范阶段，EWR已完成先导性试验研究，ECBM已完成中试阶段研究，矿化利用已经处于工业试验阶段，CO2强化天然气、强化页岩气开采技术尚处于基础研究阶段。

    中国CO2-EOR项目主要集中在东部、北部、西北部以及西部地区的油田附近及中国近海地区。国家能源集团的鄂尔多斯10万吨/年的CO2咸水层封存已于2015年完成30万吨注入目标，停止注入。国家能源集团国华锦界电厂15万吨/年燃烧后CO2捕集与封存全流程示范项目，拟将捕集的CO2进行咸水层封存，目前尚在建设中。

长庆油田公司榆林定边姬塬油田CO2-EOR试验区项目

    2021年7月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS项目（齐鲁石化——胜利油田CCUS 项目），有望建成为国内最大CCUS全产业链示范基地。中国科学院过程工程研究所在四川达州开展了5万吨/年钢渣矿化工业验证项目；浙江大学等在河南强耐新材股份有限公司开展了CO2深度矿化养护制建材万吨级工业试验项目；四川大学联合中石化等公司在低浓度尾气CO2直接矿化磷石膏联产硫基复合肥技术研发方面取得良好进展。中国CO2化工利用技术已经实现了较大进展，电催化、光催化等新技术大量涌现。但在燃烧后CO2捕集系统与化工转化利用装置结合方面仍存在一些技术瓶颈尚未突破。生物利用主要集中在微藻固定和气肥利用方面。

新疆克拉玛依石油炼化厂变压吸附（PSA）

    中国CCUS现状

    中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300万吨/年。多以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范。2019年以来，主要进展如下：

    捕集：国家能源集团国华锦界电厂新建15万吨/年燃烧后CO2捕集项目；中海油丽水36-1气田开展CO2分离、液化及制取干冰项目，捕集规模5万吨/年，产能25万吨/年。

    地质利用与封存：国华锦界电厂拟将捕集的CO2进行咸水层封存，部分CO2-EOR项目规模扩大。

    化工、生物利用：20万吨/年微藻固定煤化工烟气CO2生物利用项目；1万吨/年CO2养护混凝土矿化利用项目；3000吨/年碳化法钢渣化工利用项目。

中国CCUS项目分布

    中国已具备大规模捕集利用与封存CO2的工程能力，正在积极筹备全流程CCUS产业集群。国家能源集团鄂尔多斯CCS示范项目已成功开展了10万吨/年规模的CCS全流程示范。中石油吉林油田EOR项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目，累计已注入CO2超过200万吨。国家能源集团国华锦界电厂15万吨/年燃烧后CO2捕集与封存全流程示范项目已于2019年开始建设，建成后将成为中国最大的燃煤电厂CCUS示范项目。2021年7月，中石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS项目（齐鲁石化——胜利油田CCUS项目）。

    中国CCUS技术项目遍布19个省份，捕集源的行业和封存利用的类型呈现多样化分布。中国13个涉及电厂和水泥厂的纯捕集示范项目总体CO2捕集规模达85.65万吨/年，11个CO2地质利用与封存项目规模达182.1万吨/年，其中EOR的CO2利用规模约为154万吨/年。中国 CO2捕集源覆盖燃煤电厂的燃烧前、燃烧后和富氧燃烧捕集，燃气电厂的燃烧后捕集，煤化工的CO2捕集以及水泥窑尾气的燃烧后捕集等多种技术。CO2封存及利用涉及咸水层封存、EOR、驱替煤层气（ECBM）、地浸采铀、CO2矿化利用、CO2合成可降解聚合物、重整制备合成气和微藻固定等多种方式。

安徽海螺水泥股份有限公司白马山水泥厂二氧化碳捕集项目

    碳中和目标下的中国CCUS减排需求

    火电行业是当前中国CCUS示范的重点，预计到2025年，煤电CCUS减排量将达到600万吨/年，2040年达到峰值，为2~5亿吨/年，随后保持不变；气电CCUS的部署将逐渐展开，于2035年达到峰值后保持不变，当年减排量为0.2~1亿吨/年。燃煤电厂加装CCUS可以捕获90%的碳排放量，使其变为一种相对低碳的发电技术。在中国目前的装机容量中，到2050年仍将有大约9亿千瓦在运行。

    CCUS技术的部署有助于充分利用 现有的煤电机组，适当保留煤电产能，避免一部分煤电资产提前退役 而导致资源浪费。现役先进煤电机组结合CCUS技术实现低碳化利用改造是释放CCUS减排潜力的重要途径。技术适用性标准和成本是影响现役煤电机组加装CCUS的主要因素。技术适用性标准决定一个电厂是否可以成为改造的候选电厂，现阶段燃煤电厂改造需要考虑的技术适用性标准包括CCUS实施年份、机组容量、剩余服役年限、机组负荷率、捕集率设定、谷值/峰值等。

    钢铁行业CCUS在2030年减排需求为0.02~0.05亿吨/年，2060年减排需求为0.9~1.1亿吨/年。中国钢铁生产工艺以排放量较高的高炉——转炉法为主，电炉钢产量仅占10%左右。高炉——转炉法炼钢约89%的能源投入来自煤炭，导致中国吨钢碳排放较高。CCUS技术可以应用于钢铁行业的许多方面，主要包括氢还原炼铁技术中氢气的产生以及炼钢过程。此外，EOR也是中国钢铁行业碳捕集技术发展的重要驱动力。

    中国钢铁厂的CO2主要为中等浓度，可采用燃烧前和燃烧后捕集技术进行捕集。在整个炼钢过程中，炼焦和高炉炼铁过程的CO2排放量最大，这两个过程的碳捕集潜力最大。中国钢铁行业最主流的碳捕集技术是从焦化和高炉的尾气中进行燃烧后CO2捕集。

    钢铁行业捕集的CO2除了进行利用与封存以外，还可直接用于炼钢过程。这些技术已于首钢集团测试成功，并被推广到了天津钢管公司和西宁特钢集团。充分应用这些技术能够减少总排放量 的5%~10%。

    水泥行业CCUS在2030年CO2减排需求为0.1~1.52亿吨/年，2060年减排需求为1.9~2.1亿吨/年。水泥行业石灰石分解产生的CO2排放约占水泥行业总排放量的60%，CCUS是水泥行业脱碳的必要技术手段。石化和化工行业是CO2的主要利用领域，通过化学反应将CO2转变成其他物质，然后进行资源再利用。

    中国石化和化工行业有很多高浓度CO2（高于70%）排放源（包括天然气加工厂、煤化工厂、氨/化肥生产厂、乙烯生产厂、甲醇、 乙醇及二甲基乙醚生产厂等），相较于低浓度排放源，其捕集能耗低、投资成本与运行维护成本低，有显著优势。因此，石化与化工领域高浓度排放源可为早期CCUS示范提供低成本机会。中国的早期CCUS示范项目优先采用高浓度排放源与EOR相结合的方式，通过CO2-EOR产生收益，当市场油价处于高位时，CO2-EOR收益不仅可完全抵消CCUS成 本，并为CCUS相关利益方创造额外经济利润，即以负成本实现CO2减排。2030年石化和化工行业的CCUS减排需求约为5000万吨，到2040年逐渐降低至零。

新疆油田二氧化碳罐车井口注入——项目初期

    中国CCUS成本评估

    中国CCUS示范项目整体规模较小，成本较高，CCUS的成本主要包括经济成本和环境成本。经济成本包括固定成本和运行成本，环境成本包括环境风险与能耗排放。经济成本首要构成是运行成本，是CCUS技术在实际操作的全流程过程中，各个环节所需要的成本投入。运行成本主要涉及捕集、运输、封存、利用这四个主要环节。预计至2030年，CO2捕集成本为90~390元/吨，2060年为20~130元/吨；CO2管道运输是未来大规模示范项目的主要输送方式，预计2030和2060年管道运输成本分别为0.7和0.4元/（吨·km）。2030 年CO2封存成本为40~50元/吨，2060年封存成本为20~25元/吨。

2025—2060年CCUS各环节技术成本

    以火电为例，安装碳捕集装置导致的成本增加为0.26~0.4元/kWh。总体而言，装机容量大的电厂每度电成本、加装捕集装置后增加的发电成本、CO2净减排成本和捕集成本更低。按冷却装置来分，对比空冷电厂，湿冷电厂CO2净减排成本和捕集成本更低，但是耗水量更大，电厂安装捕集装置后冷却系统总水耗量增加近49.6%，给当地尤其是缺水地区造成更严重的水资源压力。

    在石化和化工行业中，CCUS运行成本主要来自捕集和压缩环节，更高的CO2产生浓度通常意味着更低的 CO2捕集和压缩成本，因此，提高CO2产生浓度是降低CCUS运行总成本有效方式。

    采用CCS和CCU工艺后，煤气化成本分别增加10%和38%，但当碳税高于15美元/吨CO2时，采用CCS和 CCU的煤气化工艺在生产成本上更具有优势。在延长石油CCUS综合项目中，其CO2来自于煤制气中的预燃烧过程（即煤 制气中合成气的生产过程）。因此，具有较高的纯度和浓度，相较于其他CO2捕获和运输项目，延长石油CCUS综合项目的捕集和运行成本下降了约26.4%，仅为26.5美元/吨二氧化碳，其中，捕集成本为17.52美元/吨CO2，运输成本为9.03美元/吨二氧化碳。

    经济成本的另一个构成要素是固定成本。固定成本是CCUS技术的前期投资，如设备安装、占地投资等。一家钢铁厂安装年产能为10万吨的CO2捕集和封存设施的成本约为2700万美元。在宝钢 （湛江）工厂启动一个CCUS项目，CO2年捕集能力为50万吨（封存场地在北部湾盆地，距离工厂100km以内），需要投资 5200万美元。宝钢（湛江）工厂进行的经济评估显示，综合固定成本和运行成本，总减排成本为65美元/吨CO2，与日本54美元/吨CO2和澳大利亚60~193美元/吨二氧化碳的成本相似。

    环境成本主要由CCUS可能产生的环境影响和环境风险所致。一是CCUS技术的环境风险，CO2在捕集、运输、利用与封存等环节都可能会有泄漏发生，会给附近的生态环境、人身安全等造成一定的影响；二是CCUS技术额外增加能耗带来的环境污染问题，大部分CCUS技术有额外增加能耗的特点，增加能耗就必然带来污染物的排放问题。从封存的规模、环境风险和监管考虑，国外一般要求CO2地质封存的安全期不低于200年。

    能耗主要集中在捕集阶段，对成本以及环境的影响十分显著。如醇胺吸收剂是目前从燃煤烟气中捕集CO2应用最广泛的吸收剂，但是基于醇胺吸收剂的化学吸收法在商业大规模推广应用中仍存在明显的限制，其中最主要的原因之一是运行能耗过高，可达4.0~6.0MJ/kg二氧化碳。

中国石油吉林油田注入与驱油

    山东山蓝环境集团有限公司已将二氧化碳捕集、利用及封存纳入发展核心，通过技术的不断成熟，推动实现“双碳”目标出一份力。