CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是一项针对温室气体的减排技术，能够大幅减少使用化石燃料的温室气体排放，涵盖二氧化碳（CO 在捕集阶段，目前主要涵盖3种技术：1）燃烧后捕集，主要应用于燃煤锅炉及燃气轮机发电设施；2）燃烧前捕集，需要搭配整体煤气化联合循环发电技术（IGCC），投资成本较高，只能用于新建发电厂；3）富氧燃烧，通过制氧技术获取高浓度氧气，实现烟气再循环。 在运输阶段，世界上CO2运输存在管道、船舶、铁/公等灵活多样的运输方式，其中CO2的管道输送正作为一项成熟技术在商业化应用。目前国内CO2输送主要采用罐车运输。在利用阶段，CO2地质利用尤其是驱油技术，因其封存规模大并具有提高采收率的良好效应，在各类CCUS技术中脱颖而出，使得CO2驱油成为CCUS的主要技术发展方向。同时，越来越多的技术被纳入CCUS体系中，包括化工利用、生物利用、物理利用等。 在埋存阶段，地质封存又可进一步划分为咸水层（盐水层）封存、深部不可开采煤层封存、废弃油气藏封存3种主要类型。目前，国际上也已开展海上盐水层及废弃油气田埋存CO2的示范项目。从埋存类型来看，在运行及执行项目中有60%以上是CO2驱油项目。 1）CCUS技术是唯一能够大量减少工业流程温室气体排放的手段。对于炼化、气电、水泥和钢铁行业来说，要想实现在生产过程中的深度减排，CCUS技术是必不可少的，而且是可再生能源电力和节能技术不可替代的，对于我国践行低碳发展战略和实现绿色发展至关重要。IEA在《世界能源技术展望2020——CCUS特别报告》中指出，到2070年全球要实现净零，除能源结构调整之外，工业和运输行业仍有29亿吨CO2无法去除，需要利用CCUS进行储存和消纳。 2）CCUS技术是未来具有一定经济性的减排手段。对于水泥、钢铁和化工等减排难度较大的行业来说，CCS是最成熟、成本效益最好的选择。若不采用CCS，这些行业几乎不可能实现净零排放。同时，煤或天然气结合CCS技术制氢是成本最低廉的低碳制氢方式。对于难以减排的行业，低碳制氢将发挥重要作用。 3）CCUS是生产低碳氢的重要途径之一。IEA指出，除使用可再生能源电解水制氢外，经过CCUS技术的化石能源制氢设施也是低碳氢的重要来源。目前，全球经过CCUS技术的7个制氢厂每年可生产40万吨的氢气，是电解槽制氢量的3倍。未来，与制备低碳氢有关的CCUS项目将快速增加，带动碳捕集量不断增长（见图1）。预计到2070年，全球40%的低碳氢将来自“化石燃料+CCUS技术”。 全球碳捕捉与封存技术发展已40余年，尤其在CO2驱油领域取得了丰富的研究与实践经验。就整个CCUS产业而言，受限于经济成本的制约，目前仍处于商业化的早期阶段。但从技术角度看，其所涉及的各个环节，均有较为成熟的技术可以借鉴。 按照CCUS产业链各环节的组合关系，可将国内外CCUS产业模式分为3类：1）捕集-利用型（CU型），将捕集的CO2进行直接应用，主要为化工利用和生物利用；2）捕集-运输-埋存型（CTS型），将捕集的CO2通过罐车或管道等方式输送至目的地，并进行地质封存，例如神华在开展的咸水层封存示范工程；3）捕集-运输-利用-埋存型（CTUS型），利用方式主要为CO2驱油。目前，在全球大规模综合性项目中，美国、及中东地区以CTUS型为主，欧洲、则以CTS型居多。我国运行及在建项目多为CU型，完整产业链的CTUS型相对较少。 根据全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）的统计，目前世界上的CCUS项目超过400个，有65个商业CCS设施。在2020年启动的17个商业设施中，12个都位于美国。正在运行中的CCS设施每年可捕集和永久封存约4000万吨CO2。在运行、在建和规划的项目中，年捕集量在40万吨以上的大规模综合性项目有43个，62%的捕集量集中在和欧洲地区，其次是和中国。美国在利用CO2驱油的同时，已经封存CO2约10亿吨，形成了较为成熟的驱油技术和配套设施。 从CO2排放源类型及规模来看，主要集中于电厂、天然气处理、合成气、炼油及化工等行业。其中电厂捕集量最大，占52%。从单个项目CO2捕集量来看，天然气处理、合成气、煤液化及电力行业的CO2捕集量平均为200万～370万吨/年，化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业捕集量平均为90万～120万吨/年。 中国各类CCUS技术覆盖面较广，相关项目涵盖了深部咸水层封存、CO2驱油、CO2驱替煤层气等多种关键技术（见表1）。截至2019年底，中国共开展了9个捕集示范项目、12个地质利用与封存项目，其中包含10个全流程示范项目。所有CCUS项目的累计CO2封存量约为200万吨。 从CO2排放源类型来看，以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主，其排放量占总量的92%；从CCUS示范项目的碳捕集源来看，主要集中在煤电和煤化工领域，CO2运输方式以罐车为主，管道运输项目较少。从碳利用和封存方式来看，目前我国化工和生物利用的CO2数量较少。化工利用是以化学为主要手段，将CO2和共反应物成目标产物，产品包括材料、燃料、化学品等；生物利用是以生物为主要手段，将CO2用于生物质合成，产品包括食品、饲料、肥料等。燃煤电厂碳捕集后一般为食品加工业或工业所用，而煤化工领域碳捕集后较多用于驱油，两类碳捕集均有咸水层封存案例，且封存潜力较大。 世界范围内，注气驱油技术已成为产量规模居首位的强化采油技术。在气驱技术体系中，CO2驱油兼具经济和效益。石油行业探索应用CO2驱油技术的历史可追溯到20世纪中叶，经过几十年的发展，CO2驱油已成为提高采收率的关键技术，并且已成熟应用于美国和欧洲主要石油公司。随着全球应对气候变化的压力逐渐增大，石油行业在发展CCUS产业方面形成了一定的共识，世界五大石油公司均在产业链不同环节开展布局与实践。bp、埃尼、艾奎诺（Equinor）、壳牌、道达尔和英国国家电网公司建立了北部耐力合作伙伴关系（NEP），以建设海上基础设施，在英国北海安全运输和储存数百万吨CO2，建立脱碳的工业集群；埃克森美孚将成立新的碳减排部门，提供低碳减排技术商业化解决方案，初期将专注于碳捕获和储存；雪佛龙宣布将持续投资开发CCUS技术的Blue Planet Systems公司，逐步降低工业生产中的碳排放强度；ADNOC（阿布扎比国家石油公司）与道达尔签署战略框架协议，以探索在CO2减排以及CCUS领域的联合研究。 值得关注的是，EPC（工程总承包）公司在CCUS领域项目建设方面扮演着重要角色，并积极参与石油公司在CCUS领域的项目设计与实施，开展技术应用与实践，且多数EPC公司同时参与油气领域和CCUS领域的项目建设（见表2）。 从国内来看，石油行业CO2利用以提高采收率为主，在驱油的同时将CO2封存于地下，实现碳减排和增产的双重利益。已开展驱油项目的油田包括中国石油、、新疆、长庆油田和中国石化胜利、等，并在、胜利等油田成功建成了CO2驱油与埋存的示范，取得了理论、技术和矿场试验方面的重大进展。CO2驱替煤层气项目仍处于先导试验阶段，由中联煤层气有限责任公司在沁水-临汾盆地的柳林和柿庄区块开展。 中国石化塔河炼化公司在综合利用CCUS技术方面取得了良好成效。公司对两套制氢装置加热炉尾气进行回收处理，产出高纯度的CO2供应塔河油田，用于驱油并埋存在废弃和低效的油井里。该项目具备年产11.6万吨液态CO2的能力，一期已于2020年5月投入使用。 相对于中国在CO2排放量和减排的需求，当前CCUS在中国的减排贡献仍然很低，年封存量约为年排放量的万分之一，CCUS产业发展面临多个因素制约。 一是CCUS项目成本普遍较高，尚未形成产业集群。在实际应用中，高昂的投资成本及运行成本阻碍了CCUS项目的顺利推进。但油价上涨可以大幅度提高CO2承受成本，对于有一定承受力的油田，油价每增加10美元/桶，其承受成本将增加12～92元/吨，但只有不到1/4的油田可承受200元/吨以上的来源成本（捕集+压缩+运输成本）。从煤电行业来看，情况似乎更加不容乐观。在现有技术条件下，煤电示范项目安装碳捕集装置后，捕集每吨CO2将额外增加140～600元/吨的运行成本，直接导致发电成本大幅增加，无法实现减排收益，严重影响着企业开展CCUS示范项目的积极性。 二是CCUS产业关键技术有待进一步突破，资金支持力度仍需加大。若要推动第二代燃煤电厂碳捕集技术在2030年示范完成并投入商业化运营，则应进一步增加政策扶持和融资力度。同时，燃烧前处理技术仍属新兴技术，发电机成本较高，需要加快技术研发步伐。另一方面，受现有的CCUS技术水平的制约，在项目部署时将使一次能耗增加10%～20%甚至更多，效率损失很大，严重阻碍着CCUS技术的推广和应用。要迅速改变这种状况就需要更多的资金投入。 三是商业模式尚未成熟，产业发展面临多重阻碍。全流程CCUS示范项目涉及电力、煤化工、钢铁、油气等多个行业的不同企业，项目的实施普遍面临收益分享、责任分担和风险分担等难题，需要建立有效的协调机制或行业规范，以及长期公平的合作模式，有效解决气源供给、管网输送、地企关系等难题，从而实现CCUS项目各环节的良好对接。 近期发布的绿色低碳产业扶持政策将推动中国CCUS产业迈出步伐。2020年7月8日，人民银行会同国家发改委、中国证监会发布《关于印发〈绿色债券支持项目目录（2020年版）〉的通知（征求意见稿）》，CCS被首次纳入其中，进一步拓展了项目融资渠道。 2021年工作报告中提出，今年要扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案。“十四五”时期，单位国内生产总值能耗和CO2排放分别降低13.5%和18%，这两项指标将作为约束性指标进行管理。陕西省和海南省在2021年地方工作报告中也提出，要发展CCUS产业，开展相关研究。同时，2021年“”期间，多位代表委员表示，要“多措并举”加快碳中和进程，一手抓传统能源的技术，另一手推新能源的深度发展。 《中华人民国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》也提出，要“开展碳捕集利用与封存重大项目示范”。从长期来看，CCUS对于碳中和是不可或缺的技术，而且发展规模将快速增长。可以预见，未来5年开展重大项目示范，将推动CCUS在30年代初步实现产业化，对于2060年前实现我国碳中和目标意义重大。 IEA研究表明，基于2070年实现净零排放目标，到2050年，需要应用各种碳减排技术将空气中的温室气体浓度在450ppm以内，其中CCUS的贡献为9%左右，即利用CCS技术捕集的CO2总量将增至约 56.35亿吨，其中利用量为3.69亿吨，封存量为52.66亿吨。到2070年，化石燃料能效提升与终端用能电气化、太阳能/风能/生物质能/氢能等能源替代和CCUS是主要碳减排径，累计减排贡献的占比分别可达40%、38%和15%。对于中国而言，到2050年，电力、工业领域通过CCUS技术实现CO2减排量将分别达8亿吨/年和6亿吨/年。如果要将净零目标从2070年提前到2050年，全球CCUS设施数量必须再增加50%。 尽管CCUS技术目前能耗和成本仍较高，但长期来看，必将随着技术的不断进步而趋于下降。IEA预计，碳捕集成本在未来10～20年间将下降30%～50%。其中，通过推广电化学分离技术预计可使电厂平准化度电成本（LCOE）下降30%；使用膜分离、先进化学吸收法、变压吸附（PSA）和变温吸附（TSA）、钙循环法等工艺可使LCOE下降10%～30%；使用加压富氧燃烧、化学链燃烧和吸附强化水煤气变换技术可使LCOE下降10%。随着智能化钻井技术和勘探技术的发展，预计碳封存成本到2040年将下降20%～25%。并且随着CO2交易价格的不断上涨，CCUS将越来越具有经济性。 目前，我国已经开展的CCUS示范工程规模较小，技术水平与设备规模仍需进一步突破，同时缺少全流程一体化、更大规模的可复制的经济效益明显的集成示范项目。未来，为实现碳中和目标，我国还需要探索和布局百万吨甚至千万吨级的CCUS项目。鉴于此，开展以商业化为目标的全流程、大规模的示范项目，尽快促进商业模式形成，为行业制定技术标准、项目监测和风险评估方法提供实践支持。 在源汇匹配条件较好的区域建设CCUS工业集群，通过对管网和封存基础设施的共享使用，可降低成本、形成规模效应，提高CCUS技术应用的可行性。在鄂尔多斯盆地、准噶尔-吐哈盆地、四川盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等具有集群建设有利条件的区域，积极探索建设以CCUS技术为基础的“净零/近零示范区”，推动CCUS产业化、规模化发展。 CCUS技术对工业行业深度脱碳具有重要意义，但关键技术的创新与发展仍然面临着成本高昂、投资不足、全社会重视程度不够等问题。近年来，欧美发达国家相继出台扶持政策，加大CCUS技术研发力度。从国内来看，与新能源产业相比，CCUS相关政策扶持力度仍需加强。在技术研发、项目税收、土地使用、市场机制建设、运输管网建设等方面给予CCUS项目更大的支持力度，为产业可持续发展营造良好的政策。 本文作者:邢力仁, 武正弯, 张若玉｡本文转自《国际石油经济》,内容不做商用,仅用于信息,如有侵权,请与我们联系｡返回搜狐，查看更多男欢男爱网
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