1.1 CCUS概述
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 。
1.2 CCUS技术体系与分类
CCUS技术体系涵盖CO2捕集技术、运输技术、利用技术 以及地质封存技术。 ✓CO2捕集技术正在由第一代向第二代过渡，第三代技术也 开始崭露头角。第一代捕集技术是指现阶段已完成工程示 范并投入商业运行的技术，如传统的燃烧后化学吸收技术、 燃烧前物理吸收技术等。第二代捕集技术是指能够在2025 年进行商业部署的捕集技术，如基于新型吸收剂的化学吸 收技术、化学吸附技术等。第三代捕集技术又称变革性技 术，是指能够在2035年开始投入商业运行的技术，如化学 链燃烧技术等。
CO2运输技术正由传统的罐车和船舶运输向陆上管道和海 底管道运输发展 。中国CO2输送管道在输量、管径、距 离等方面呈现规模化趋势，管输规模突破百万吨，管输压 力迈入超临界范围，管输经济优势日渐明显。 ✓CO2利用技术正在由较早的CO2地质利用实现能源资源增 采，如CO2强化石油开采（CO2-EOR）、强化 煤层气开 采（CO2-ECBM）等，向 CO2化工利用和生物利用拓展， 逐步实现高附加值化学品合成 、生物产品转化等绿色碳源 利用方式。 ✓CO2封存技术按照地质封存体的不同，可分为陆上咸水层 封存、海上咸水层封存、枯竭油气田封存等。近年来，中 国部分企业开始探索离岸封存的可行性，为未来沿海地区 CO2大规模封存探路。
化石能源+CCUS（FECCS）： 将二氧化碳从工业排放源中分 离后运输至特定地点加以利用 或封存。 ➢生物质+CCUS（BECCS）： 从生物质利用过程中捕集二氧 化碳运输至特定地点加以利用 或封存。 ➢直接空气捕集（DACCS）： 从空气中直接捕集二氧化碳运 输至特定地点加以利用或封存。
1.3 CCUS定位与国内外CCUS需求
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。根据国家统计局数据，2022年煤炭消费量占能源消费总量的56.2%，比2021 上升0.3个百分点。中国石油集团国家高端智库预测，预计到2030年，我国煤炭能源占比仍为42%。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。
CCUS是钢铁水泥等难以减排行业低碳转型的可行技术选择。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。
全球市场来看，根据沙利文测算： ✓CCUS新增捕集量方面：预计2022年 至2040年期间，市场将以18.9%的年复 合增长率迅猛增长。在2034年达到碳 捕集收入峰值452.1亿美元之后，到 2040年市场将出现下滑并趋于平稳， 这主要是由于捕集成本较低和可用新增 捕集量较少。 ✓碳捕集市场收入方面：2023年，碳捕 集市场预计将产生33.9亿美元的收入， 到2030年这一数字可能达到424.8亿美 元，到2040年可能达到381.7亿美元。
全球碳捕集市场收入按终端用户来看，根据沙利文测算： ✓电力行业（煤炭煤粉CCS、天然气联合循环CCS和整体煤气化联合循环CCS）：碳捕获在电力行业的份额预计 将从2022年的9.1亿美元增至2040年的33.4亿美元，年复合增长率为7.5%。碳捕集的收入将在2030年达到峰值， 为122.6亿美元，从2031年到2040年开始下降，到2040年将达到33.4亿美元，这主要是美国和欧洲许多燃煤电 厂关闭的缘故。
重工业（水泥、钢铁、肥料和化工）： 重工业碳捕集预计将从2022年的2.4亿 美元增长到2040年的49.4亿美元，年复 合增长率为18.2%。到2032年，市场规 模将达到90.7亿美元的峰值，并从2033 年到2040年开始下降，这主要是由于捕 集成本下降和可用于增加碳捕集能力的 工厂减少。其中水泥行业的碳捕集预计 将从2022年的1.3亿美元增长到2030年 的43亿美元，年复合增长率为36.8%。 ✓制氢：氢气生产中的碳捕集市场收入预 计将从2022年的1.6亿美元增至2040年 的70.8亿美元，年复合增长率为23.4%。 ✓BECCS：BECCS的碳捕集市场预计将 从2022年的2.8亿美元增至2040年的 85.1亿美元，年复合增长率为20.9%。
石油和天然气：石油和天然气行业的碳捕集市场预计将从2022年的8230万美元增至2040年的24.3亿美元， 年复合增长率为20.7%。 ✓CCUS产业集群：CCUS产业集群和中心将在加速和部署CCUS项目方面发挥关键作用。虽然这些项目的 初始成本可能较高，但从长远来看，市场参与者将能够通过实现规模经济降低成本。根据沙利文预测碳捕 集在CCUS产业集群中的市场份额预计将从2023年的3.2亿美元增至2030年的27.8亿美元，然后到2040年 降至6.6亿美元。 ✓垃圾发电CCS：处理排放物垃圾的唯一解决方案是通过部署垃圾发电厂将其转化为能源。根据生物源和 非生物源废物的比例，利用CCUS对废物回收厂进行改造，可使其成为零排放或负排放者。垃圾发电的碳 捕集市场预计将适度增长，从2024年的0.4亿美元增至2030年的8.5亿美元，到2040年将达到5.5亿美元。
DACCS：DACCS工厂直接从大气中提取二氧化碳。目前，全球有几个项目正在试验阶段。其中一个项 目是由碳工程公司开发的，预计每吨二氧化碳的捕获成本为150美元。美国的《通货膨胀削减法》极大地 推动了DACCS市场的发展。预计DACCS市场将以17.6%的年复合增长率从2024年的8亿美元急剧增长到 2040年的106.8亿美元。
国内市场方面：根据中国CCUS （2023）报告，预测碳达峰碳中和目 标下中国CCUS减排需求为：2025年约 为2400万吨/年（1400～3100万吨/ 年 ），2030年将增长到近1亿吨/年 （0.58～1.47亿吨/年 ），2040年预计 达到10亿吨/年左右（ 8.85～11.96亿吨 /年 ），2050年将超过20亿吨/年 （18.7～22.45亿吨/年 ），2060年约 为23.5亿吨/年（ 21.1～25.3亿吨/年）。 ➢分行业看，考虑到中国目前的发电装 机容量和能源安全的硬约束，火电行业 将是CCUS的应用重点，预计2060年可 通过CCUS实现约10亿吨/年的CO2减 排量；钢铁、水泥、化工等行业在提高 生产效率和达到生产峰值后将仍有部分 CO2需要通过CCUS实现减排；到碳中 和前夕，国内仍将有一部分温室气体排 放无法通过常规技术手段完成减排， BECCS、DAC技术预计将贡献5～8亿 吨/年的CO2移除量。
2.1中国CCUS技术发展水平仍有待提升
国内CCUS各环节技术进展显著，但各环节技术发展仍不均 衡。具体来看： ✓CO2捕集技术：第一代捕集技术中，燃烧前物理吸收技术发 展比较成熟，已经处于商业应用阶段，与国际先进水平同步； 燃烧后化学吸收技术在国际上已经处于商业应用阶段，中国 还处于工业示范阶段。第二代和第三代捕集技术发展相对滞 后，增压富氧燃烧和化学链燃烧技术在国内外均处于中试及 以下阶段。
CO2运输 ：公路罐车和内河船舶运输技术均已开展商业化应 用。罐车和内河船舶运输主要应用于规模10万吨/年以下的 CO2输送 。中国已投运的CCUS示范项目多数规模较小，大 多采用罐车运输。CO2管道运输的潜力最大，中国已经陆续 开展了一些工程实践，中石化集团齐鲁石化-胜利油田项目已 经建成百万吨级陆上CO2运输管道，全长109公里，设计最大 输量170万吨CO2/年。海底管道输送成本比陆上管道高 40%～70%，在中国尚处于基础研究阶段。
中国CO2化学和生物利用技术与国际发展水平基本同步，整 体上处于工业示范阶段。 ✓在CO2地质利用方面，中国CO2-EOR和CO2地浸采铀技术发 展水平较高，已接近或达到商业应用水平；强化深部咸水开 采技术已完成先导性试验研究，与国外发展水平相当；强化 天然气、页岩气开采置换水合物等技术与国际先进水平仍存 在一定差距，目前尚处于基础研究阶段。 ✓在CCUS系统集成优化方面，国内技术发展仍与国际水平存 在明显差距。
国内CCUS产业发展需要关键技术和基础设施的同步突破。中国CCUS大部分技术已开展工业示 范，但与碳中和目标需求和欧美等国家相比仍有很大差距。根据麦肯锡数据，难减工业行业减排 目标的35%-40%需要依靠CCUS等尚不成熟的技术加以解决。如果其他减排抓手的应用速度与规模 不理想，就更需要CCUS来填补碳中和缺口。到2050年，CCUS年减排量要达到约14亿吨二氧化碳， 而当前产能仅100万吨，应加快探索大规模应用手段。 ➢ 近年来中国CCUS各项技术虽取得显著进展，但低能耗低成本捕集、离岸封存、负排放等关键技 术有待突破，运输管网等基础设施大大滞后于国际先进水平，示范规模和行业覆盖面较小。
2.2 国内CCUS发展迅速，示范项目覆盖多行业
CCUS 技术项目遍布全国，积极筹备全流程 CCUS 产业集群。根据中国CCUS年度报告（2023），截至 2022年底，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目已接近百个,其中已投运项目超过半数，具备CO2 捕集能力约400万吨/年，注入能力约200万吨/年。从项目来看，10万吨级及以上项目超过40个，其中50 万吨级及以上项目超过10个，多 个百万吨级以上项目正在规划中。2022年8月，中国首个百万吨级 CCUS项目―齐鲁石化-胜利油田项目正式建成投产。
目前中国CCUS示范项目的CO2捕集源涵盖电力、油气、化工、水泥、钢铁等多行业。其中，电力行 业 示范项目超过20个。2022年以来，水泥与钢铁等难减排行业的CCUS示范项目数量明显增多。包钢 集团正在建设200万 吨（一期50万吨）CCUS示范项目，预计建成后将成为国内最大的钢铁行业CCUS 全产业链示范工程。目前中国CCUS示范项目的CO2利用方式以地质利用为主，但化学与生物利用项目也在逐年增加。
2.3 CCUS项目总体成本偏高，其中捕集阶段成本高达60%
CCUS成本主要包括经济成本和环境成本。其中经济成本包括运行成本和固定成本。CCUS运行成本主要涉及捕集、运输、 封存、利用这四个主要环节。捕集阶段是典型CCUS项目中能耗和成本最高的环节。根据HIS Markit数据显示，在典型 CCUS的项目成本中，捕集成本高达60%，运输成本和封存成本分别为22%和18%。一般来说，10万吨项目对应设备投资 为0.35-0.5亿元，其中捕集占比50%+，增压+液化占比35%-40%，控制系统10%，还有储罐占一小部分。 ✓ 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。
中国煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目捕集成本相对较低，为105～250元/吨CO2。电力 、 水泥仍是国内捕集成本较高的行业，捕集成本分别为200～600元/吨CO2和305～730元/吨CO2，但 整 体 均 低 于国外约350～977元/吨CO2和686～1280元/吨CO2的捕集成本。就 CCUS全链条技术而言，现阶段全球主要碳源（煤电厂、燃气电厂、煤化工厂、天然气加工厂、钢铁厂、水泥厂） 的 CO2 避免成本约为 20~194 美元 /t，我国的 CCUS 成本整体处于世界较低水平。
固定成本是CCUS技术的前期投资，如设备安装、占地投资等。根据中国CCUS年度报告（2021） 显示，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。
以项目为例：CCUS项目投资成本巨大，投资额在数千万元甚至上亿的规模，如华润集团海丰超临界燃煤电厂 燃烧后捕集示范项目投资成本为8531万元，华能上海石洞口第二电厂碳捕获项目投资成本约为1 亿元；其次安装碳捕集装置，将产生额外的运行维护成本，每吨CO2将额外增加140~600元，如 华能集团上海石洞口发电厂，安装燃烧后捕集装置后，电价增长将近一半，从0.26元/kWh增至 0.5元/kWh ；最后对于碳利用和封存来说，捕集的CO2价格过高，如CO2-EOR外购CO2，价格 在650元/吨左右。 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100 km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 CO2的成本相似。
3.1 全球CCUS技术示范工程进展
全球CCUS仍处于发展阶段，未来仍存较大成 长空间。 • 截至2023年3月，全球CCUS工业示范项目中， 碳捕集、输运、利用和封存能力超过10 万吨 CO2/年的项目（或捕集能力达1000吨CO2/年 的DAC设施）共计573个，预计2030年全球的 碳捕集能力将达到 320.9 MtCO2/年，当前距 离这一目标尚存在较大差距。 • 高度重视CCUS 全链条技术环节集成。从技术 环节分布来看，实际运行、在建和计划的项目 中碳捕集和全链类的项目占比均较高。实际运 行的项目中全链类CCUS项目为33项，占比 70.21%。 • 从行业分布来看，电力供热行业CCUS项目占 比最高，达14%。
全球CCUS项目近年来呈喷井式爆发。截至2023年2月，全球范围内CCUS项目已达573个，其中499个 项目还处于规划阶段，23个已投建，47个实际运行，４个暂停或退役。分国家看，CCUS项目最多国家 为美国，达到189个，中国为20个，排在全球第7位。究其原因，我们认为国内外有效的政策支持是推动 CCUS商业化发展的关键因素。
3.2 国内外政策支持力度强劲
美国： • 《国内税收法》中的45Q税收抵免政策。该政策最初在2008年由国会在《能源改进与扩展法案》中提出， 规定对CO2驱油和地质封存项目分别提供10~20美元/t的补贴。由于纯封存项目的补贴额度大大低于当时 的封存成本，这一政策没有对封存项目发展起到明显促进作用。 • 2018年通过的《两党预算法》对地质封存和驱油项目的抵免金额分别增加至50和35美元/t，抵免额度增 加后对地质封存带来较大促进，2019年新增项目中地质封存比例明显上升。 • 2022年8月通过的《通胀削减法案》再次更新45Q条款：1）将纯地质封存及驱油封存的抵免额度分别涨 至每吨85美元和60美元；2）为直接空气捕集单独设立抵免额度，DAC后地质封存和驱油封存的抵免额 度分别为180和130美元/t；三是降低CCUS设施能力申请门槛，发电和工业设施年最低捕集量分别降至 18750t和12500t；四是可直接现金退税。 • 除税收抵免外，《美国能源法案2020》中授权60余亿美元用于CCUS的研发和工程示范。 ◆ 从参与者来看，美国CCUS项目参与者主要是埃克森美孚、西方石油公司和雪佛龙等企业，这三家企业 几乎参与开发了全球一半以上目前在运的CCUS项目。
加拿大： • 加拿大在CCUS支持政策方面的力度位于世界前列。加拿大联邦及地方政府近年来主要通过基金资助、 政府拨款、税费抵免等形式加大支持力度。2014年加拿大萨斯喀电力公司在边界坝3号燃煤发电机组改造项目基础上，建成了全球首座CCUS一体 化项目，证实了CCUS商业化运营的可行性。目前，加拿大的Weyburn项目是世界上最大、最成功的 CCUS-提高采收率示范项目。 • 加拿大政府计划在2030年前为至少2个新的大规模碳捕集项目提供资金支持，大约12家石油和天然气公 司正争取在艾伯塔省进行CO₂地质封存的权利。据加拿大自然资源部CCUS战略草案，2个碳存储中心将 在2030年之前开建。
欧洲： • 为促进 CCUS 技术发展和商业化进程，欧盟及欧洲部分国家主要通过“欧洲创新基金”支持CCUS技术 研发和创新，通过“欧洲能源复兴计划”和“地平线欧洲计划”等支持示范项目建设。
中国： • 根据中国二氧化碳捕集利用与封存 （CCUS）年度报告（2023），截至 2022年底，中共中央和国务院已发布70 余项CCUS相关的政策文件，涉及规划、 标准、路线图、技术目录等。 • 2021年，CCUS技术被首次写入中国经 济社会发展纲领性文件《中华人民共和 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 》。随 后 ，也被详细写入《2030年前碳达峰 行动方案》，各部委和地方政府也都相 继出台CCUS支持性政策。 • 从项目来看，目前中国方面，主要是 “三桶油”涉及CCUS领域。
3.3 中美共同合作CCUS大项目
CCUS产业迎来大发展，中美加深CCUS项目合作。 • 6月27日，广东省发展改革委、中国海油、壳牌集团和埃克森美孚在中国北京、广州，英国伦敦，美国 休斯敦四地以“线上+线下”形式共同签署大亚湾区二氧化碳捕集、利用及封存（简称CCS/CCUS）集 群研究项目谅解备忘录——中国首个海上规模化（300~1000万吨）CCS/CCUS集群研究项目。 • 11月15日，中美两国发表了关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明。声明提到，到2030年，两国 争取各自推进至少5个工业和能源等领域碳捕集、利用和封存（CCUS）大规模合作项目。 ➢ 综合来看，中美加强CCUS合作，不仅体现了CCUS项目的重要性，也有利于国内CCUS技术发展和项 目商业化进程加速。
4.1 CCUS项目通用设备盘点
CCUS项目环节复杂，涉及较多通用设备。 • 以船载碳捕集技术为例，一般采用化学吸 收法对排放尾气进行碳捕捉，其原理为通 过吸收液的温度变化来实现CO2的吸收和 释放，从而实现将CO2从尾气中分离捕获， 主要包括CO2捕捉、分离、压缩液化与存 储卸载四个过程构成。 • 其中，碳捕捉和分离系统（即捕集环节） 中涉及的通用设备主要为吸收塔、分离塔、 换热器、再热器等。 • 在捕捉环节至存储、卸载环节之间需要对 CO2进行压缩、液化或升压等操作，因此 需要压缩机。
4.2 吸收塔和再生塔成本占CO2捕集系统最大
以华能北京热电厂3000t／a CO2捕集系统为例：脱碳系统安装在湿法脱硫系统之后．从脱硫系统出来的烟气 在风 机作用下 通过旁路管道由吸收塔储液槽液面进入吸收系统．吸收系统由吸收塔和再生塔组成 烟气经过风机进入吸收 塔 与从吸收塔上部进入的贫液接触从而脱除其中的CO2 然后烟气进入洗涤水系统 被水洗涤后从塔顶排入大气．吸 收CO2的富液经过贫-富液换热器后进入再生塔 再生塔下部与一煮沸器相连 在煮沸器中 富液被低压蒸汽加热至 110℃后回到再生塔将CO2从溶液中再生出来．再生的CO2气体经过再生气凝汽器和气液分离器将挥发出的水分和 一乙醇胺（MEA）冷凝后返回再生塔从而获得干燥纯净的CO2．再生后的贫液回到吸收塔，循环工作。 ➢ 吸收系统和再生系统占设备投资最大。其中又以吸收塔和再生塔成本所占比例最大，分别占比23.1%和29.3%。
4.3 热泵系统提升常规CO2捕集工艺
为提升余热回收工艺并达到节能效果，在CO2 捕集工艺中会通过热泵系统汽用于CO2再生， 有效降低了碳捕集功耗。例如双热泵低能耗 CO2捕集工艺。 ➢ 以胜利电厂100t/d的CO2捕集工程为例，在闪蒸 蒸汽余热回收工艺与热泵式余热回收工艺最佳 耦合的情况下，再沸器负荷由常规工艺的 4541kW降至2801kW，每小时节能6.246GJ， 节能比例达到38.3%；冷却水需求量由常规工艺 的200 t/h降至74 t/h，节水比例达到63%。
4.4 压缩机为二氧化碳气体压缩、液化、升压工艺核心设备
液化：为了运输和使用方便，在产品CO2生产中一般都把其制成液体或固体产品。CO2液化生产工艺主要是按系统压 力不同，分为高压法、中压法和低压法。 • 高压法：将原料CO2气体通过压缩机提压至7.28 MPa（临界压力）以上的高压，充入钢瓶，用低于31.4℃（临界温 度）的冷却水喷淋使瓶内气体液化。该方法工艺简单，但CO2产品纯度低，杂质多，只能用于一般的工业用途。如果 加压后净化，则净化过程的设备需要在8 MPa的高压下操作，设备投资成倍增加，同时操作危险性增加。并且液化只 能钢瓶中进行，无法存储于大型储罐，因此由于产能限制故而不适用于燃煤火电厂项目。
中压法：中压法适合于CO2纯度≥90%的原料气生产。系统压力为2.5～4.5 MPa，用制冷机冷却到在-20℃液化，得到 液体CO2。较高压法而言，虽然增加了一套制冷系统，操作复杂，但中压法可大大减少二氧化碳压缩机的电耗。在投 资方面，高压压缩机的价格比中压压缩机的价格高2.6倍，远远超过中压压缩机和制冷机价格总和。故中压法可降低 成本，提高经济效益。所得液体CO2产品可用管道输送到储罐中，便于大规模的储存和装车运输。因此，中压法是目 前火电厂CO2捕集项目的主流气体压缩方法。
低压法：该工艺适合CO2纯度≥98%的原料气生产。系统压力为1.8 MPa，二氧化碳的液化温度为≤-35℃。虽然该工 艺的制冷系统比较复杂，但由于压缩机功耗低，设备的耐压要求低，投资较低。然而，由于该工艺所允许的原料气品 质波动范围很窄，生产条件较为苛刻，一般只适用于原料气纯度较高，且杂质基本以水溶性含氧有机物为主的酒精厂 发酵气工艺方案的生产。 ➢ 二氧化碳气体在压缩、升压环节同样需要压缩机。国家能源集团江苏泰州公司50万吨/年碳捕集与资源化能源化利用 研究及示范项目经压缩机压缩后的二氧化碳出口压力达到1.5兆帕，二氧化碳纯度达到99.99%。
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